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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

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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 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 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

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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 4,302.7 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



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,%]



Gráfica 3: CI en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW,%]




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Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander [MW,%]



Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca, Tolima y Meta [MW,%]



Gráfica 6: Capacidad instalada área Cauca, Caldas, Caquetá, Huila, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle del Cauca [MW,%]




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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 [%]



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%



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%



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]


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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]



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-%]



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%



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%


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Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]



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%



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



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

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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


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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] 5,781,344

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



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]



0.000

0.020

0.040

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1,000,000

abr.

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v.-1

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.-1

7

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-18

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-18

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2]

Emisiones Factor de Emisión (FE)

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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


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)



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.

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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 31/05/2017 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%



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



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%



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

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GW

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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 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



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



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



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.

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Aportes Diarios [GWh] Aportes Medios Mensuales [GWh]

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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



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



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.

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Precio Bolsa Nacional Precio Escasez Precio Promedio Contrato


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Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR



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



.

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



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.

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Precio Bolsa Nacional Precio Promedio Contratos Regulados Precio Promedio Contratos No Regulados

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Precio Bolsa Diario Volumen Útil Diario


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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


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.



de Abril de 2018.

Gráfica 24 Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril 2018



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.


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



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

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PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co



de abril de 2018.

Gráfica 26 Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril de 2018



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Base Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja


INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL …

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