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
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO
ELÉCTRICO COLOMBIANO – ENERO DE 2014
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
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, el histórico
de variables hídricas, la información de los
intercambios regionales de electricidad, la
evolución del precio de la electricidad, las
generaciones fueras de mérito, que estan
asociadas a las limitaciones de la red del Sistema
iInterconectado 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 mas reciente de la UPME.
1. CAPACIDAD INSTALADA
La Tabla 1 presenta la capacidad instalada de
generación del sistema eléctrico colombiano con
fecha de corte al 31 de enero de 2014. En ese
momento el sistema contaba con una capacidad
instalada total de 14,569.4 MW, lo cual significa un
leve incremento de 13.7 MW respecto a la
capacidad instalada de diciembre de 2013.
Al revisar la capacidad por tipo de centrales,
se encuentran leves variaciones en las
centrales hidráulicas, las plantas menores y los
cogeneradores. Por otro lado no hubo variación en
la capacidad instalada de las centrales térmicas.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Tecnología Potencia
(MW)
Hidráulica 9,319.8
Térmica 4,521.0
Menores 662.3
Cogeneradores 66.3
Total 14,569.4
Fuente de datos: Informe ejecutivo, XM - Diciembre de 2013 Fuente de tabla: UPME
En la Gráfica 1 se presenta la distribución de
la capacidad instalada del parque de generación
del Sistema Interconectado Nacional (SIN) por tipo
de central. Allí se observa que las centrales
hidroeléctricas son la tecnología dominante en el
sistema, con 64.0% del total de la capacidad
instalada, seguidas por las centrales térmicas (gas
y carbón) con 31%. En estos dos casos no se
evidencia variación en su participación respecto al
mes de diciembre de 2013.
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Fuente de datos: Informe ejecutivo, XM – Diciembre de 2013
Fuente de gráfica: UPME
64.0%
31.0%
4.5% 0.5%
Hidráulica
Térmica
Menores
Cogeneradores
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
2. GENERACIÓN
En la Tabla 2 se presenta el registro del aporte
al SIN de cada tipo de central. De manera general,
en el primer mes del año se generaron 5,310.9
GWh para satisfacer la necesidades de electricidad
del SIN.
Durante este mes las centrales hidroeléctricas
entregaron 3,494.1 GWh, aportando así el 65.79%
de la electricidad demandada durante este mes.
Asimismo, las centrales térmicas tuvieron un
aporte agregado de 1,521 GWh, lo que representa
un incremento cercano al 11% respecto al registro
del mes inmediatamente anterior
Igualmente, se encuentra que la generación
de electricidad de las centrales menores se redujo
en cerca del 12% y el aporte de los cogeneradores
se mantuvo en valores similares a los del mes de
diciembre.
Tabla 2: Generación mensual por tipo de central
Tecnología Generación
(GWh) Participación
(%)
Hidráulica 3,494.1 65.79%
Térmica Gas 935.1 17.61%
Térmica Carbón 583.4 10.98%
Menores 262.4 4.94%
Cogeneradores 33.3 0.63%
Térmica Líquidos 2.6 0.05%
Total 5,310.9 -
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
El histórico de los aportes de generación por
tipo de central se puede observar en la Gráfica 2.
Allí se encuentra que la generación durante el mes
de enero tuvo un comportamiento similar al del mes
de diciembre. La diferencia del agregado total de
los dos meses es inferior al 0.3%.
En la gráfica se puede observar que durante
el primer mes del año se registró la mayor
generación de electricidad con centrales térmicas
a carbón de los últimos 12 meses. Asimismo, a
partir de los datos registrados se encuentra que
durante este mes se registró la menor utilización de
combustibles líquidos para la generación de
electricidad del último año
Gráfica 2: Histórico mensual de generación por tecnología
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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 último año, se registró una
participación promedio de las centrales térmicas
cercana al 27% sobre el total de la electricidad
generada.
Gráfica 3: Histórico de participación térmica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
ene.-
13
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
may.
-13
jun
.-1
3
jul.-
13
ago
.-1
3
sep.-
13
oct
.-1
3
nov.
-13
dic
.-13
ene.-
14
(GW
h)
HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON
MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
feb.-
12
ma
r.-1
2
abr.
-12
ma
y.-1
2
jun
.-1
2
jul.-
12
ago
.-1
2
sep
.-12
oct
.-1
2
nov.
-12
dic
.-12
ene
.-1
3
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
ma
y.-1
3
jun
.-1
3
jul.-
13
ago
.-1
3
sep
.-13
oct
.-1
3
nov.
-13
dic
.-13
ene
.-1
4
(GW
h)
Generacion con gas Generacion con carbonGeneracion con fueloil y ACPM Otra generacionGeneracion Termica SIN (%)
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
Para el mes de enero el promedio aritmético
de la participación térmica alcanzo el 28.8%,
superando de esta forma, el promedio de los
últimos 12 meses. Durante este mes, se registró un
aporte de las centrales térmicas a gas del 61.48%
sobre el total de la generación térmica, mientras
que las centrales a carbón participaron con el
38.35% del total de la generación térmica.
Las centrales térmicas a carbón generaron en
promedio 18.8 GWh–día y las centrales térmicas a
gas generaron en promedio 30.1 GWh–día.
Consumo de Combustibles: En la Tabla 3 se
presenta el consumo de combustibles utilizados
para la generación de electricidad durante el mes
de enero. En este periodo, la utilización de gas
natural se incrementó en cerca de 730 GBTU, es
decir cerca de 9.75% respecto al mes de diciembre
de 2013, siendo así el energético más demandado
(en unidades energéticas) con una participación
del 60.5% del total de combustibles utilizados para
la generación de electricidad.
Tabla 3: Consumo mensual de combustible para generación
Combustible Consumo
(GBTU) Participación
(%)
Gas Natural 8,197.3 60.5%
Carbón 5,295.2 39.1%
ACPM (FO2) 0.4 0.0%
Combustóleo (FO6) 52.6 0.4%
Total 13,545.5 -
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
En la tabla también se presenta el consumo
de carbón para la generación de electricidad. En
este caso se observó un incremento en su
utilización, respecto al mes anterior, de 676.1
GBTU, es decir 14.6%.
Respecto al consumo de combustibles
líquidos, se observa que la utilización de A.C.P.M.
(FO2) se redujo drásticamente, alcanzando valores
inferiores a 1 GBTU, mientras que el consumo de
combustóleo (FO6) tuvo una leve reducción en
comparación al mes anterior.
En la Gráfica 4 se presenta la evolución del
consumo de combustibles. Allí se puede observar
que en el mes de enero se registró la máxima
demanda de carbón de los últimos 18 meses.
Igualmente, en diciembre se alcanzó la tercera
mayor demanda de estos energéticos durante el
mismo periodo.
Gráfica 4: Consumo de combustibles para la generación
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Emisiones de CO2: Para la estimación 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. Adicionalmente, se utilizan
valores estandarizados en el aplicativo
denominado Factores de Emisión (FE) para
Combustibles Colombianos (FECOC).
Los resultados de estos cálculos se presentan
en la Tabla 4, en donde se observa que el Factor
de Emisión del sistema de generación eléctrico
para el primer mes del año fue de 0.193 Ton
CO2/MWh. Este valor muestra un incremento del
11.6% respecto al mes anterior, lo cual esta
asociado con el crecimiento en la generación
térmica, en especial con el incremento en la
utilización del carbón.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
ago
.-1
2
sep
.-12
oct.
-12
nov.-
12
dic
.-12
ene
.-1
3
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
may.-
13
jun
.-1
3
jul.-1
3
ago
.-1
3
sep
.-13
oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
(GB
TU
)
Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)
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 4: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Tipo de planta Energía Neta
Generada. (MWh)
Consumo de Combustible
(GBTU)
Emisiones (Ton.
CO2/mes)
Gas Natural 935,100.0 8,197.3 476,549
Carbón 583,400.0 5,295.2 543,351
Combustóleo (FO6) 2,600.0
52.6 4,503
ACPM (FO2) 0.4
Agua 3,494,100.0 - 0
Otras 295,700 - 0
Total 5,310,900 - 1,024,403
Energía Neta Generada (MWh/mes) 5,310,900
Emisiones Generadas (Ton. CO2/mes) 1,024,403
Factor de Emisión (Ton. CO2/MWh) 0.193
Fuente de datos: XM y FECOC UPME Fuente de tabla: UPME
Asimismo, la Tabla 4 presenta las emisiones
de CO2 producidas por la generación térmica. Allí
se observa que las emisiones producto de la
combustión de gas natural superan las emisiones
producidas por la generación a partir de carbón, sin
embargo, al comparar los valores con la cantidad
de energía generada, se encuentra que el factor de
emisión de la generación térmica a carbón es
mayor que el factor de emisión 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.
En la gráfica 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.
Gráfica 5: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En el mes de enero se observó un incremento
importante en estos indicadores, debido a que el
sistema eléctrico nacional requirió una mayor
participación de las centrales térmicas en
comparación con diciembre, así como del
incremento en el uso de carbón.
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.
Gráfica 6: Generación fuera de merito
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
ma
y.-1
3
jun
.-1
3
jul.-
13
ago
.-1
3
sep
.-13
oct
.-1
3
nov.
-13
dic
.-13
ene
.-1
4
Fa
cto
r d
e e
mis
ion
[T
on
. C
O2
/MW
h]
Em
isio
nes [
To
n. C
O2]
Emisiones Factor de Emisión (FE)
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
dic.
-12
ene.
-13
feb.
-13
mar
.-13
abr.
-13
may
.-13
jun.
-13
jul.-
13
ago.
-13
sep.
-13
oct.-
13
nov.
-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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Es importante mencionar que muchas de
estas situaciones se van mitigando con la puesta
en servicio de los proyectos de expansión, Por
ejemplo, con la entrada del futuro corredor Ituango
– Porce III – Sogamoso 500 kV (2018), la
generación de seguridad actualmente programada
por la indisponibilidad de la línea Porce III –
Cerromatoso 500 kV ya no sería necesaria.
En el caso de las indisponibilidades Primavera
– Cerromatoso 500 kV y buena parte de la red a
500 kV, la entrada de los refuerzos al área Oriental,
Caribe y Suroccidental, 2017, 2018 y 2018,
respectivamente, reducen drásticamente la
generación requerida. Para el caso de la subárea
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
El análisis periódico sobre el volumen
almacenado en los principales embalses, así como
los aportes hídricos relacionados con dichos
embalses, muestra que en enero predominaron
condiciones deficitarias en el recurso hídrico para
generación eléctrica, con respecto a la media
histórica.
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 69.39% del volumen útil
diario y finalizaron en 60.96%, con una disminución
cercana al 9%. Para los principales embalses del
SIN, el valor del volumen total almacenado
decreció notablemente respecto al mes anterior
(ver Gráfica 7), sin embargo este comportamiento
se considera normal debido a la época seca de
inicio de año. En este mes, todos los embalses
disminuyeron su volumen total almacenado, debido
a los menores aportes hídricos de las cuencas
asociadas.
En cuanto al volumen disponible para
generación de electricidad, descrito en la Gráfica 8,
se presenta la misma tendencia decreciente,
reflejando la estimación de la energía real 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
En la Tabla 5 se compara el porcentaje del
nivel de embalse total para los meses de enero de
2013 y 2014. El nivel de los embalses disminuyó
con excepción de El Peñol y Betania, en los que se
mantuvo casi constante dicho nivel, presentandose
un ligero incremento.
Asimismo, comparando el volumen útil
almacenado en los embalses, Tabla 6, se
encuentra que esta variable disminuyó al comparar
su valor registrado el 31 de enero de 2014 respecto
al presentado el 31 de enero de 2013.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
feb.-
12
mar.
-12
abr.
-12
ma
y.-
12
jun
.-1
2
jul.-1
2
ago
.-1
2
sep
.-12
oct.
-12
nov.-
12
dic
.-12
ene
.-1
3
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
ma
y.-
13
jun
.-1
3
jul.-1
3
ago
.-1
3
sep
.-13
oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
(GW
h)
EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA RIOGRANDE II
SAN LORENZO CALIMA MIEL BETANIA OTROS EMBALSES
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
feb.-
12
ma
r.-1
2
abr.
-12
ma
y.-
12
jun
.-1
2
jul.-1
2
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.-1
2
sep
.-12
oct.
-12
nov.-
12
dic
.-12
ene
.-1
3
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
ma
y.-
13
jun
.-1
3
jul.-1
3
ago
.-1
3
sep
.-13
oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
(GW
h)
EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA RIOGRANDE II
SAN LORENZO CALIMA MIEL BETANIA OTROS EMBALSES
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 5: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse 31/01/2014 31/01/2013
BETANIA 84.15% 83.98%
ESMERALDA 73.93% 65.16%
GUAVIO 56.25% 49.71%
EL PEÑOL 63.00% 64.84%
PORCE III 59.69% 38.75%
PRADO 90.46% 83.60%
SALVAJINA 64.45% 50.57%
URRA 76.30% 68.92%
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
Tabla 6: Comparativo del Nivel Útil de Embalse
Embalse 31/01/2014 31/01/2013
BETANIA 74.39% 74.11%
ESMERALDA 72.95% 63.84%
GUAVIO 55.19% 48.50%
EL PEÑOL 60.47% 62.44%
PORCE III 50.36% 24.57%
PRADO 83.32% 71.34%
SALVAJINA 59.74% 44.02%
URRA 70.49% 61.30%
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
Aportes hídricos: Los aportes hídricos
durante enero fueron deficitarios, los mismos
finalizaron con un acumulado de 96.9% respecto a
la media histórica de este mes (ver Gráfica 9).
Teniendo en cuenta que los meses de enero y
febrero presentan pocas precipitaciones en la
mayor parte del país, lo que conlleva a menores
aportes hídricos de las cuencas, se estima que las
condiciones hídricas del SIN son normales.
Gráfica 9: Aportes Hídricos en Energía
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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 en 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 en
Firme - OEF. Así mismo, se presenta el mismo
ejercicio bajo otros cinco (5) escenarios, los cuales
contemplan el atraso de algunos proyectos que
adquirieron OEF, y la no ejecución de otro. Todo lo
anterior con el objetivo de brindar señales y advertir
posibles situaciones de debastecimiento.
El primer escenario considera las fechas de
entrada en operación de los proyectos, según la
Obligación de Energía en 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
0
100
200
300
400
500
600
feb.-
11
abr.
-11
jun
.-1
1
ago
.-1
1
oct.
-11
dic
.-11
feb.-
12
abr.
-12
jun
.-1
2
ago
.-1
2
oct.
-12
dic
.-12
feb.-
13
abr.
-13
jun
.-1
3
ago
.-1
3
oct.
-13
dic
.-13
(GW
h)
Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos
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
operación de Porvenir II y Quimbo,
respectivamente. Finalmente, el sexto escenario
contempla la combinación de las alternativas 2, 3,
4 y 5.
Las gráficas 10, 11, 12, 13, 14 y 15 indican
para cada escenario, el contraste entre la Energía
en Firme verificada y la Obligación de Energía en
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 10: ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones
de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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
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
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Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
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Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
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Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
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Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
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GW
h_día
Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
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 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 el mes de enero las exportaciones hacia
los dos países alcanzaron un valor de 146.9 GWh,
la cuales corresponden casi en su totalidad a
exportaciones hacia Ecuador (ver Tabla 7). Por
otro lado no se registraron importaciones desde
ninguno de los dos países.
Tabla 7: Intercambios internacionales de electricidad
Exportaciones 146.8
Colombia - Ecuador Importaciones 0.0
Neto 146.8
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 este caso se registraron las
segundas mayores exportaciones de los últimos
dos años (ver Gráfica 16). En comparación con el
mes inmediatamente anterior, se encuentra una
leve reducción de 2.05 GWh.
En el registro histórico se encuentra que los
intercambios con Ecuador han alcanzado picos de
exportación que superan los 180 GWh–mes.
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 2
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.
Para el mes de enero, se observa un
comportamiento relativamente estable del precio
de bolsa promedio, el cual osciló entre 109.3
COP/kWh y 186.7 COP/kWh, con un promedio
mensual de 157.6 COP/kWh.
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h)
Exportaciones Importaciones
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 17: Precio Bolsa Vs Precio de Contratos
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Así mismo, el precio promedio de contratos
tuvo un comportamiento estable, con un valor
promedio mensual de 126.1 COP/kWh, el cual fue
menor respecto al precio de bolsa promedio.
Finalmente, el precio de escasez tuvo una
leve reducción respecto al mes de diciembre,
ubicándose en 449.6 COP/kWh.
En la Grafica 18 se presenta el precio
promedio de contratos regulados y no regulados y
se deja como referencia el precio promedio de
bolas y el precio promedio de los contratos, los
cuales han tenido un comportamiento estable, con
valores promedios de 136.93 COP/kWh y 101.1
COP/kWh respectivamente.
Grafica 18: Precio de bolsa Vs Precio de contratos
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Adicionalmente, en la gráfica se observa que
el precio promedio de bolsa supero al precio
promedio de contratos en agosto de 2012, y desde
entonces siempre se ha mantenido esta tendencia.
Finalmente, la Grafica 19 muestra una
comparación entre la evolución 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 de
mediados de diciembre ha habido descenso en el
volumen útil diario de los embalses, sin embargo el
precio de bolsa promedio no ha tenido un
incremento considerable a pesar de la gran
participación de la generación térmica durante el
mes de enero.
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Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos
Promedio Contratos Usuarios Regulados Promedio Contratos Usuarios No Regulados
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10%
20%
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40%
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60%
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0
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3
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3
sep
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oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
(CO
P/K
Wh
)
Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario
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
REFERENCIAS
UPME - 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/FECOCup
me.xls Consultado: Febrero de 2014
XM S.A. E.S.P, Informe Ejecutivo (versión
liquidación TXR) Enero de 2014, disponible
en:
<http://www.xm.com.co/Pages/Informes.aspx>
. Consultado: Febrero de 2014
XM S.A. E.S.P, Sistema de información.
Consultado: Febrero de 2014
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