informe mensual de variables de generación y del mercado

INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
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SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
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 las generaciones fueras de mérito, que están asociadas a las limitaciones de la red
del Sistema interconectado Nacional.
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, así
como los pronósticos de precipitación del IDEAM.
Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tienen una participación de
70,49% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),
las cuales alcanzan de manera agregada el 18,35%.
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Capacidad por tecnología
1.78% 0.12%
Hidráulica
0.50%
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Capacidad por tecnología
Tecnología
Hidráulica
Térmica
Gas
Térmica
Carbón
Líquidos
Gas
Líquidos
Potencia
(MW)
Participación (%)
10.919,8
70,39%
1.684,4
10,86%
1.172,0
7,55%
1.366,0
8,81%
276,0
1,78%
Viento
18,4
0,12%
Biomasa
77,2
0,50%
-
Total
15.513,7
100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
1. CAPACIDAD INSTALADA
Durante el mes de marzo el Sistema Interconectado Nacional registró un
incremento de la capacidad instalada en 4,9 MW, respecto al mes anterior. Ello
corresponde a la puesta en operación de nueva generación a partir de la biomasa.
Dado el incremento de potencia instalada, el sistema presenta a marzo de 2015 una
capacidad total de 15.513,7 MW. Esta información, diferenciada por tipo de
tecnología/recurso, se presenta en la Tabla 1, así como la participación porcentual, la
cual se ilustra en la Grafica 1.
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos
En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada agrupada por áreas eléctricas, en
función de las tecnologías que se encuentran en cada una de ellas. Al revisar la
capacidad instalada en los departamentos que hacen parte del SIN, se encuentra que
en el área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó, se presenta la
mayor concentración de potencia disponible del país, con 4.738,7 MW,
aproximadamente (ver Grafica 2).
Térmica Gas
8.81%
7.55%
Térmica Carbón
10.86%
Líquidos
70.39%
Gas - Líquidos
Viento
Biomasa
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En contraste, se observa que la región conformada por Cundinamarca, Guaviare,
Meta y Bogotá D.C., cuenta con 2.317,9 MW (ver Grafica 5), lo cual la ubica como la
región con menor capacidad instalada.
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Tabla 2: Capacidad instalada en cada región por tipo de recurso
[MW]
MEZCLA
ANTIOQUIA
ANTIOQUIA
CHOCÓ
CARIBE
ATLÁNTICO
BOLÍVAR
CÓRDOBA
GUAJIRA
CESAR
MAGDALENA
SUCRE
NORDESTE
BOYACÁ
CASANARE
NORTE SANTANDER
SANTANDER
ORIENTAL
BOGOTÁ D.E.
CUNDINAMARCA
META
GUAVIARE
SUROCCIDENTE
CALDAS
CAUCA
HUILA
NARIÑO
PUTUMAYO
QUINDÍO
RISARALDA
TOLIMA
VALLE DEL CAUCA
CAQUETÁ
Total general
ACPM
364,0
364,0
AGUA
4.369,7
4.369,7
462,0
153,0
309,0
338,0
BIOMASA
CARBON
5,0
5,0
COMBUSTOLEO
GAS
296,0
297,0
110,0
187,0
1.331,0
1.241,0
90,0
JETA1
GAS
- JET-A1
Gráfica 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW,%]
VIENTO
18,4
338,0
296,0
1.838,0
1.000,0
18,4
482,0
327,0
276,6
276,0
109,6
155,0
838,0
2.092,9
4,3
2.088,6
197,0
167,0
276,0
225,0
225,0
77,2
197,0
2.281,2
585,6
322,7
551,1
23,1
0,5
4,3
8,5
142,0
643,4
1.023,0
10.919,8
77,2
240,8
46,0
46,0
29,9
5,5
11,8
229,0
41,8
1.008,0
297,0
1.848,4
46,0
276,0
18,4
Gráfica 3: Capacidad instalada en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre
[MW,%]
Total
general
4.738,7
4.738,7
0,0
2.742,4
1.504,0
586,0
338,0
314,4
0,0
0,0
0,0
2.872,6
1.327,0
109,6
155,0
1.281,0
2.317,9
4,3
2.313,6
0,0
0,0
2.842,1
631,6
352,6
551,1
23,1
0,5
4,3
14,0
153,8
1.111,2
0,0
15.513,7
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En los mapas presentados de la Gráfica 2 a la Grafica 6, se ilustra cómo está
distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación (%) por tipo
de recurso. En relación al informe del mes pasado, febrero, el incremento de la
capacidad instalada se debe a un proyecto de generación a partir de la biomasa,
localizado en el departamento del Cauca.
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Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Cundinamarca, Guaviare y Meta [MW,%]
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]
1.2 Participación de capacidad instalada por agente:
En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes
generadores, en función de la capacidad instalada.
Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%]
206.8
1%
2,608.3
17%
1,000.0
6%
3,459.7
22%
3.459,7
ISAGEN S.A. E.S.P.
3.000,9
EMGESA S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZA DORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.
3.024,1
1.197,0
ACPM
2,23
0,04%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
1.017,0
AGUA
3.848,29
68,01%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
1.000,0
COGENERACIÓN
41,44
0,73%
545,39
9,64%
CELSIA S.A E.S.P.
206,8
ISAGEN S.A. E.S.P.
OTROS AGENTES
2.608,3
TOTAL
1,017.0
7%
1,197.0
8%
3,000.9
19%
3,024.1
20%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
15.513,7
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL
CARIBE S.A. E.S.P.
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Allí se observa, que EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍIN – E.P.M. mantiene
la mayor participación en el mercado, con cerca del 22%, seguida por EMGESA con el
20 e ISAGEN con el 19%. Otros actores importantes en el SIN son, GECELCA, AES
CHIVOR, EPSA y CELSIA. En la Tabla 3 se relaciona la capacidad instalada de cada
uno de los agentes generadores. En relación al incremento de capacidad, el nuevo
proyecto de generación a partir de la biomasa hace parte del Agente PROYECTOS
ENERGETICOS DEL CAUCA S.A. E.S.P.
2. GENERACIÓN
CARBON
COMBUSTOLEO
Durante el mes de marzo el SIN recibió del parque generador 5.658,71 GWh, tal
como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumentó respecto al mes anterior en
557,45 GWh. En comparación con el mismo mes del 2014, el registro se incrementó
en 5,11%.
Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizaron las
centrales hidráulicas, con cerca del 71,12% del total de la electricidad generada, es
decir, 4.024,53 GWh (incluye grandes generadores hidráulicos y plantas menores).
De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas (gas, carbón y
líquidos) entregaron de manera agregada 1.586,3 GWh al SIN, lo que equivale a una
participación del 28,03%.
Participación (%)
3,25
0,06%
975,04
17,23%
JET-A1
0,00
0,00%
MEZCLA GAS - CARBÓN
0,00
0,00%
GAS
MENORES AGUA
MENORES GAS
VIENTO
Asimismo, en la tabla se presenta la generación de electricidad de las centrales
menores y los cogeneradores. En estos casos, se encuentra un incremento de 13,6
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Generación [GWh]
MEZCLA GAS - JET-A1
CELSIA S.A E.S.P.
OTROS AGENTES
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central
Tecnología
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
EMGESA S.A. E.S.P.
GWh para las plantas menores, y un aumento de 3,3 GWh en el caso de los
cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes anterior.
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
Total
0,00
0,00%
176,24
3,11%
60,37
6,46
1,07%
0,11%
5.658,71
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
100,00%
En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo de central. Se
observa que la producción de las plantas hidráulicas se ubica por encima del promedio
del año; con respecto al mes anterior, la generación hidráulica aumentó 219,5 GWh.
Por otro lado, se encuentra que la generación térmica agregada del mes, está por
encima del valor registrado en febrero, en un valor de 333 GWh. La generación total
de marzo de 2015 es la más alta observada en el último año.
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Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]
Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente
6,000.000
5,000.000
25.93
0%
4,000.000
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A.
E.S.P.
878.07
16%
ISAGEN S.A. E.S.P.
1,244.97
22%
195.44
3%
3,000.000
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE
ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
369.17
7%
2,000.000
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.
E.S.P.
539.78
10%
1,000.000
EMGESA S.A. E.S.P.
1,217.35
21%
HIDRÁULICA
1,188.01
21%
TÉRMICA GAS
TÉRMICA CARBÓN
MENORES
COGENERADORES
OTROS AGENTES
TÉRMICA LÍQUIDOS
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.1 Participación en la generación por agente:
2.2 Participación Térmica:
Respecto a la participación de los agentes en la generación durante el mes de
marzo de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó al
sistema el 22,0% del total de la energía requerida, seguida por ISAGEN con el 21,0%,
EMGESA con el 21,0% y GECELCA con el 10,0%, lo que significa que estas cuatro
empresas aportaron más del 70 % del total de la demanda eléctrica del SIN.
La Gráfica 10 presenta la participación histórica de las centrales térmicas
durante los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de las mismas en el SIN,
ya que en ocasiones su contribución evidencia picos que se acercan al 50% del total
de la generación diaria.
El resto de la generación fue aportada por 35 agentes, que entregaron el 16,0%
de la electricidad demandada.
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EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
1.244,97
ISAGEN S.A. E.S.P.
1.217,35
EMGESA S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZA DORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.
1.188,01
539,78
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
369,17
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
195,44
CELSIA S.A E.S.P.
25,93
OTROS AGENTES
878,07
Total
5.658,71
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
CELSIA S.A E.S.P.
0.000
Tabla 5: Generación mensual por Agente
Durante el mes de marzo de 2015, la generación de electricidad a partir de
combustibles fósiles, aportó en promedio 51,17 GWh-día, equivalente a una
participación promedio del 28,1%. Asimismo, la participación térmica en este periodo
alcanzó un máximo de 34,4%, es decir 62,9 GWh-día. Al comparar estos valores con
los del mes inmediatamente anterior, se observa que la participación de la generación
térmica aumentó.
Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a
gas generaron 33,4 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 17,59
GWh–día.
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8,000.00
6,000.00
4,000.00
2,000.00
mar.-15
feb.-15
ene.-15
dic.-14
nov.-14
oct.-14
sep.-14
jul.-14
0.00
ago.-14
Asimismo, en la Gráfica 11 se presenta el comportamiento del consumo de
combustibles del SIN durante los últimos 18 meses. Allí se observa la magnitud del
incremento de la demanda de fósiles entre el mes de marzo y el mes de junio de 2014,
donde se registra el máximo pico de ese año (mayo). De la misma forma se puede
observar en la gráfica, que el mayor consumo de gas natural registrado ocurrió durante
el mes de junio de 2014, superando los 11.000,0 GBTU/mes. Por otro lado se puede
observar la similitud en la necesidad de uso de combustibles fósiles para la generación
10,000.00
jun.-14
Gas Natural
8.471,27
63,11%
Carbón
4.879,07
36,35%
ACPM (FO2)
28,02
0,21%
Combustóleo (FO6)
45,44
0,34%
Total
13.423,79
100,00%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
12,000.00
may.-14
Participación (%)
Combustóleo (FO6)
14,000.00
abr.-14
Consumo (GBTU)
ACPM (FO2)
16,000.00
mar.-14
De acuerdo con los registros de marzo de 2015, las centrales térmicas a gas
aportaron 65,27% del total de la generación térmica, con una participación inferior a la
del mes anterior. En relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 34,38%,
nivel superior del mostrado en el mes anterior. No se registró generación por plantas
operadas con Combustoleo, Jet – A1 y ACPM.
Combustible
Carbón
feb.-14
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
Gas Natural
18,000.00
ene.-14
mar.-15
feb.-15
ene.-15
JET-A1
Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación
dic.-13
ACPM
La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación
de electricidad. En el caso del carbón se observa un incremento cercano a 1.761,6
GBTU, es decir, del 56,51% en comparación al mes anterior. De la misma forma se
encontró una disminución en el consumo del combustible líquido ACPM (FO2) de 3,0
GBTU. Respecto al consumo de combustible líquido combustóleo (FO6), se registró un
incremento de 45,44 GBTU.
nov.-13
CARBON
de electricidad en los meses de julio y agosto. Asimismo, se observa una caída
considerable de la demanda durante el mes de noviembre de 2014 y febrero de 2015,
en especial de los combustibles líquidos. El consumo de combustibles fósiles se
incrementa en diciembre de 2014, enero de 2015 y marzo de 2015, coincidiendo con
el comportamiento del nivel de los embalses y la demanda de energía eléctrica en el
mismo periodo. Para marzo de 2015, el consumo de combustibles estuvo por debajo
del promedio, durante el periodo mostrado.
oct.-13
GAS
dic.-14
0.0%
oct.-14
0.00
nov.-14
10.0%
sep.-14
20.00
ago.-14
20.0%
jul.-14
40.00
jun.-14
30.0%
abr.-14
60.00
may.-14
40.0%
mar.-14
80.00
feb.-14
50.0%
ene.-14
100.00
dic.-13
60.0%
nov.-13
120.00
oct.-13
70.0%
sep.-13
140.00
ago.-13
80.0%
jul.-13
160.00
jun.-13
90.0%
may.-13
180.00
abr.-13
100.0%
mar.-13
200.00
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de marzo. En
este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 13.423,79 GBTU para
satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un aumento en el consumo,
aproximadamente de 2.595,02 GBTU respecto al mes anterior. El combustible más
utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 63,11%, seguido por
el carbón el cual aportó el 36,35%.
Energía [GBTU]
Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh]
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
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Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Emisiones
0,18
Fuente de datos: XM y FECOC UPME
Fuente de tabla: UPME
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800,000.00
0.160
700,000.00
0.140
600,000.00
0.120
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Factor de emision [Ton. CO2/MWh]
0.180
mar.-15
900,000.00
feb.-15
0.200
ene.-15
1.025,15
1,000,000.00
dic.-14
5.658.711,70
1.025,15
0.220
nov.-14
0,00
0,00
13.423,79
1,100,000.00
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo marzo 2014 – marzo 2015 (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.
jul.-14
4.879,07
45,44
8.471,27
25.948,14
500.650,58
3.862,32
492.474,16
0,00
0,00
0.240
jun.-14
41,44
545,39
3,25
975,04
0,00
0,00
176,24
60,37
6,46
5.658,71
1,200,000.00
may.14
BAGAZO
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
JET-A1
MEZCLA GAS - JET-A1
MENORES AGUA
MENORES GAS
VIENTO
Total
Energía Neta
Generada
[MWh/mes]
Emisiones Generadas
[Ton. CO2/mes]
Factor de Emisión
[Ton. CO2/MWh]
FE - Interanual
2.4 Generación fuera de mérito:
abr.-14
3.848,29
Al comparar el Factor de Emisión del mes de marzo 2015 con el Factor de
Emisión Interanual, se observa que este se ubica por encima del primero. Ello indica
que la operación del SIN durante el mes de marzo de 2015 emitió menos cantidad de
gases de efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los
últimos 12 meses.
0.260
mar.-14
AGUA
Factor de Emisión (FE)
La Grafica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2
producidas por el parque generador nacional, Factor de Emisión mensual y el Factor
de Emisión interanual. 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. 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.
1,300,000.00
Emisiones [Ton. CO2]
Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Energía Neta
Consumo de
Emisiones
Tipo de planta
Generada. [GWh]
Combustible [GBTU]
[Ton. CO2/mes]
ACPM
2,23
28,02
2.213,15
oct.-14
Las centrales que utilizan Carbón generaron los mayores volúmenes de CO2,
aportando el 48,84% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Gas Natural,
las cuales entregaron cerca del 48,04%. El resto de las emisiones fueron producto de
la generación con ACPM (FO2), combustóleo (FO6), JET-A1 y bagazo.
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 respecto a la generación térmica a gas, indicando que esta
tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono (CO2).
sep.-14
En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO2
del SIN para el mes de marzo de 2015. Durante dicho mes, el parque generador
colombiano emitió cerca de 1.025,5 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas
Natural, Carbón y Combustibles líquidos.
De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del
sistema de generación en el mes de marzo de 2015 fue 0,18 Ton CO2/MWh. Al
comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un
incremento de 0.026Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el incremento de la
demanda de combustibles para la generación de electricidad, así como el aumento de
la participación de la generación térmica.
ago.-14
combustible por tecnología y la generación de electricidad mensual por tipo de central.
Adicionalmente, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión
(FE) para Combustibles Colombianos (FECOC).
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.
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 fuera de mérito 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
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
Página - 8 - de 16
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
fuera de mérito, ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en esta parte del
sistema.
Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN.
Es claro que la mayoría de las generaciones fuera de mérito tienen dos origines,
el primero es la indisponibilidad de la infraestructura eléctrica de transporte de energía,
ya sea por atentados o mantenimientos. El segundo es por el agotamiento de dicha
infraestructura, ello por el crecimiento vegetativo de la demanda o situaciones
estructurales, que son evaluadas técnicamente por la UPME, con el objetivo de
establecer las redes de transmisión necesarias para resolver dichas problemáticas,
siempre y cuando económicamente esto se justifique desde el punto de vista de la
demanda.
3. VARIABLES HÍDRICAS
En marzo se manifiesta la transición entre la primera temporada seca del año y
el inicio de la primera temporada húmeda, por esta razón generalmente se presenta
aumento en las precipitaciones y posterior cambio en la tendencia de los aportes
hídricos, y por tanto, en el volumen de agua almacenado en los embalses. En este mes
los mayores volúmenes de precipitación se presentaron en las regiones Pacífica
y Amazónica, especialmente en sectores de Amazonas, Guainía, Vaupés, Nariño,
Cauca y en el Chocó. El volumen agregado de los embalses asociados al SIN
disminuyó cerca del 10%, respecto a febrero de 2015, sin embargo, comparado con el
año anterior, se incrementó el volumen total, ello por la entrada del embalse Topocoro,
asociado a la central Sogamoso.
Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
60.00
3.1 Volumen de embalses:
50.00
40.00
Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 55,87% del volumen útil diario,
y finalizaron en 45,11%, esta tendencia concuerda con las menores precipitaciones,
características de la temporada seca que tradicionalmente finaliza este mes.
30.00
20.00
10.00
El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica
15. El valor del volumen total almacenado disminuyó respecto al mes anterior. De
acuerdo al indicador ONI, en este mes se completa 5 meses consecutivos con la media
móvil de alteración positiva, en la temperatura superficial del mar, por encima de 0,5°C,
por lo cual se puede considerar ocurrencia del fenómeno “El Niño” con magnitud débil,
el cual se mantendrá hasta el segundo trimestre de 2015, de acuerdo a las previsiones
de la NOAA.
0.00
Mantenimiento Malambo - Baranoa
Cortes copados
Cambio de precio de oferta
Atentado Porce-Cerromatoso
Generación fuera de mérito [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN.
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Fuente de datos: UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses
de marzo (2014 y 2015). Con excepción de Betania y El Peñol, la mayoría de los
embalses presentan niveles inferiores o muy similares, respecto al 2014. Se destaca,
por su nivel bajo respecto al año anterior, Miel, con el 20% menos.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
EL PEÑOL
TOPOCORO
CALIMA
OTROS EMBALSES
AGREGADO EEB
RIOGRANDE II
MIEL
EL GUAVIO
SAN LORENZO
URRA
ESMERALDA
MIRAFLORES
BETANIA
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En cuanto al volumen útil, disponible para la generación de electricidad, descrito
en la Gráfica 16, la tendencia en marzo se mantiene hacia valores inferiores a los
presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses
del SIN a 31 de marzo de 2015, disminuyeron en 1.742,3 GWh, ello respecto a febrero,
representando una disminución del 19%.
1
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EL PEÑOL
ESMERALDA
SAN LORENZO
AGREGADO EEB
TOPOCORO
MIRAFLORES
feb.-15
mar.-15
ene.-15
dic.-14
nov.-14
oct.-14
sep.-14
ago.-14
jul.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
feb.-14
mar.-14
ene.-14
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; se destacan el Peñol, y Betania, que incrementaron su volumen
útil respecto al año anterior, y teniendo en cuenta su ponderación dentro del volumen
útil total del SIN, favorecen el mantenimiento de niveles normales para esta época del
año.
dic.-13
feb.-15
mar.-15
ene.-15
dic.-14
nov.-14
oct.-14
sep.-14
ago.-14
jul.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
feb.-14
mar.-14
ene.-14
dic.-13
nov.-13
oct.-13
sep.-13
ago.-13
jul.-13
jun.-13
may.-13
abr.-13
mar.-13
0.00
0.00
nov.-13
2,000.00
2,000.00
oct.-13
4,000.00
4,000.00
sep.-13
6,000.00
6,000.00
ago.-13
8,000.00
8,000.00
jul.-13
10,000.00
10,000.00
jun.-13
Energía [GWh]
12,000.00
12,000.00
may.-13
14,000.00
14,000.00
abr.-13
16,000.00
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
mar.-13
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse
31/03/2015
31/03/2014
AGREGADO EEB
51,77%
52,41%
BETANIA
89,02%
83,63%
CALIMA
70,46%
83,30%
EL GUAVIO
25,37%
28,56%
EL PEÑOL
63,76%
55,78%
ESMERALDA
33,05%
32,89%
MIEL
48,08%
68,15%
MIRAFLORES
50,15%
49,53%
RIOGRANDE I I
48,02%
52,58%
SAN LORENZO
30,53%
58,09%
URRA
49,38%
41,34%
TOPOCORO
38,67%
NA
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Energía [GWh]
Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse
EL GUAVIO
RIOGRANDE II
CALIMA
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Con el fin de realizar seguimiento al nivel de los embalses, la UPME ha
implementado un sistema a través de su plataforma SIG, la cual puede ser consultada
a través de la página web1.
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
Página - 10 - de 16
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
Aportes hidricos diarios
3.3 Pronósticos de Precipitación:
Aportes medios historicos
500.00
Teniendo en cuenta la relación entre las lluvias y el volumen de agua embalsada,
a continuación se referencia el pronóstico de lluvias realizado por el IDEAM, para el
corto (1 mes), mediano (3 meses) y largo plazo (6 meses).
450.00
400.00
350.00
300.00
[GWh]

250.00
Dentro de las condiciones de la primera temporada húmeda del año, para este
mes se prevé aportes de precipitación normales para todas las regiones del país.
150.00
100.00
50.00
mar.-15
ene.-15
nov.-14
sep.-14
jul.-14
may.-14
mar.-14
ene.-14
nov.-13
sep.-13
jul.-13
may.-13
mar.-13
ene.-13
nov.-12
sep.-12
jul.-12
may.-12
0.00
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos durante marzo estuvieron por debajo de la media histórica
mensual, finalizando con un promedio acumulado de 86,44%. A pesar de estas
condiciones, vale la pena mencionar que la media histórica, especialmente para el mes
de marzo, se vio fuertemente influenciada por los valores extremos presentados en
2011 y 2012 (altos), provocados por la presencia del fenómeno de La Niña.
En el boletín 242 publicado por el IDEAM, esta entidad ratifica los estimativos
del boletín anterior, y mantiene la probabilidad que predominen las condiciones cálidas
en la cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, ratificando la
consolidación de El Niño con magnitud débil, lo cual puede incidir en menores aportes,
comparados con la media histórica de los dos primeros trimestres de 2015.
En la Gráfica 17 se observa que los aportes estuvieron por debajo de la media
durante todo el mes, lo que ocasionó que se finalizara con valores deficitarios.
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Pronóstico Corto Plazo (Abril)
200.00
mar.-12
Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse
Embalse
31/03/2015 31/03/2014
AGREGADO
51,77%
52,41%
EEB
BETANIA
82,26%
73,55%
CALIMA
63,45%
79,34%
EL GUAVIO
23,57%
26,84%
EL PEÑOL
61,72%
52,76%
ESMERALDA
30,52%
30,36%
MIEL
42,17%
64,52%
MIRAFLORES
47,66%
46,89%
RIOGRANDE I I
30,24%
36,20%
SAN LORENZO
21,63%
52,72%
URRA
35,56%
30,39%
25,63%
TOPOCORO
NA
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
El mismo boletín del IDEAM manifiesta que en marzo los mayores volúmenes
de precipitación se presentaron en las regiones Pacífica y Amazónica, especialmente
en sectores de Amazonas, Guainía, Vaupés, Nariño, Cauca y en el Chocó. En estos
lugares se registraron lluvias en promedio, de 20 mm/día, con anomalías positivas
desde 5 mm/día hasta 10 mm/día. De forma similar, en gran parte del centro y sur de
la región Andina los volúmenes de lluvia fueron entre ligera a moderadamente por
encima de lo normal, y en las regiones Caribe y Orinoquía se registraron
precipitaciones entre ligeramente y muy por debajo de lo normal, siendo los más
acentuados en áreas de Córdoba y en la Sierra nevada de Santa Marta.

Pronóstico Mediano Plazo (Mayo - Junio)
Para los siguientes meses, se prevén volúmenes de precipitación cercanos a los
valores entre normales y ligeramente inferiores respecto a la media histórica para todo
el territorio, con excepción de la Amazonía, en la que se prevé valores entre normales
y ligeramente superiores a los históricos.

Pronóstico Largo Plazo (Julio – Agosto - Septiembre)
El IDEAM indica que continuarán las condiciones actuales, se prevé un
comportamiento de las precipitaciones en el promedio climatológico, para el período en
cuestión. Sin embargo, es indispensable vigilar las condiciones océano- atmosféricas
en las cuencas de los océanos Pacífico Tropical y Atlántico occidental, que de
presentar un comportamiento distante del promedio, afectaría el volumen de lluvias en
el territorio nacional.
Asimismo, se debe tener en cuenta que a partir del mes de junio se inicia la
temporada de Huracanes en el Caribe, por lo que se deben tomar las medidas
especiales de prevención, y estar atentos a los comunicados que oportunamente emita
el IDEAM, en caso de que se presente un fenómeno de estas características.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
Exportaciones
140.00
140.00
120.00
120.00
100.00
100.00
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
4.1 Ecuador:
mar.-15
feb.-15
ene.-15
dic.-14
oct.-14
nov.-14
sep.-14
jul.-14
ago.-14
jun.-14
abr.-14
may.-14
mar.-14
feb.-14
ene.-14
dic.-13
oct.-13
nov.-13
mar.-13
feb.-15
mar.-15
dic.-14
ene.-15
oct.-14
nov.-14
sep.-14
jul.-14
ago.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
mar.-14
feb.-14
ene.-14
dic.-13
oct.-13
nov.-13
-20.00
sep.-13
-20.00
ago.-13
0.00
jul.-13
0.00
jun.-13
20.00
may.-13
20.00
sep.-13
40.00
jul.-13
40.00
60.00
ago.-13
60.00
Importaciones
80.00
jun.-13
80.00
may.-13
Energía [GWh]
160.00
abr.-13
Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]
Exportaciones
127,70
Colombia - Ecuador
Importaciones
0,02
Neto
127,68
Exportaciones
0,02
Colombia - Venezuela Importaciones
0,00
Neto
0,02
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Importaciones
160.00
mar.-13
El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten
realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se
presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el mes de marzo de
2015. 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.
Energía [GWh]
Exportaciones
Gráfica 19: Interconexión con Venezuela
abr.-13
4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
4.2 Venezuela:
Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de marzo de 2015 las
exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por encima del promedio
mensual registrado durante el último año, es decir superior a 66,32 GWh - Mes. En
contraste, se encuentra que las importaciones registran valores cercanos a cero, lo que
indica que hubo un intercambio neto a favor de Colombia. En el registro histórico se
encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos de exportación que
superan los 180 GWh–mes.
Respecto a los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones se
mantuvo en valores similares durante los últimos 10 meses, ubicándose en tan solo
0,02 GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica
19).
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 el mes de marzo de 2015, el precio promedio de contratos y en general el
precio diario, aumentó con respecto al mes anterior, con un valor de 138,04 COP/kWh.
Se mantiene la baja volatilidad y se aprecia para marzo una desviación estándar de
0,47 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez se
incrementó hasta un valor de 321,96 COP/kWh, siendo así el segundo menor registro
para esta variable en los últimos dos años.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
promedios registrados durante marzo de 2015 presentan un incremento de 5,54% y
6,96% respectivamente, en comparación con el mismo mes del año anterior.
utilizados para la generación de electricidad y el precio de la misma; en especial con la
disponibilidad de recursos hídricos.
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 de los meses de marzo y mayo de 2013.
Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil
500.00
90.00%
Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR
450.00
80.00%
Bolsa Promedio Aritmetico
Promedio Contratos Usuarios Regulados
Promedio de Contratos
Promedio Contratos Usuarios No Regulados
[COP/KWh]
400.00
450.00
350.00
250.00
150.00
200.00
100.00
150.00
50.00
150.00
100.00
De la misma forma, 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 medias de 142,7 COP/kWh y
117,09COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores
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mar.-15
ene.-15
nov.-14
sep.-14
jul.-14
may.-14
mar.-14
ene.-14
nov.-13
sep.-13
jul.-13
may.-13
mar.-13
ene.-13
nov.-12
sep.-12
jul.-12
may.-12
feb.-15
mar.-15
ene.-15
dic.-14
oct.-14
nov.-14
sep.-14
ago.-14
jul.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
feb.-14
mar.-14
ene.-14
dic.-13
nov.-13
oct.-13
sep.-13
jul.-13
ago.-13
jun.-13
abr.-13
may.-13
mar.-13
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
mar.-12
10.00%
feb.-15
mar.-15
ene.-15
dic.-14
nov.-14
oct.-14
sep.-14
ago.-14
jul.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
feb.-14
mar.-14
0.00%
ene.-14
0.00
0.00
20.00%
0.00
50.00
50.00
30.00%
mar.-13
100.00
40.00%
200.00
dic.-13
200.00
50.00%
250.00
nov.-13
250.00
300.00
oct.-13
300.00
300.00
60.00%
sep.-13
350.00
[COP/kWh]
[COP/KWh]
400.00
70.00%
350.00
450.00
500.00
Volumen util diario
400.00
ago.-13
Precio Promedio de Contratos
jul.-13
Precio de Escasez
jun.-13
Precio de Bolsa Promedio
abr.-13
Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez
Precio de Bolsa Promedio
may.-13
Finalmente, se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio, el
cual registró durante marzo de 2015 un valor de 205,50 COP/kWh, el cual equivale a
un incremento de 39,26%, en comparación con el mes anterior. Esta variable registró
un mínimo de 157,85 COP/kWh y un máximo de 242,52 COP/kWh. Finalmente, se
observa una alta volatilidad respecto al precio de contratos, y la desviación estándar
para marzo fue 20,69 COP/kWh.
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
En la gráfica 22 se encuentra que desde mediados de diciembre de 2013 y hasta
el mes de abril de 2014, se presentó una reducción del volumen útil diario de los
embalses, así como una recuperación constante desde el mes de mayo hasta
noviembre, en donde alcanzó el máximo registro del año 2014. Una vez más se
observa que ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa
disminuye, esto también está asociado con los pronósticos climáticos.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.
OEF, asumiendo que las mismas no se pueden ceder. Todo lo anterior con el objetivo
de brindar señales y advertir posibles situaciones de desabastecimiento.
Los demás escenarios utilizan la misma base del primero, con algunas
modificaciones.
A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio
de demanda de energía eléctrica, revisión marzo de 2015, y la Energía Firme de las
plantas existentes (ENFICC verificada), agregada con las obligaciones de las centrales
nuevas (cargo por confiabilidad).
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.
En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, el cual considera un atraso en la
entrada en operación del proyecto hidroeléctrico El Quimbo, de acuerdo a lo
presentado en la Tabla 11.
Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Marzo 2015
Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de El Quimbo vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni
Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía Firme –
OEF. Asimismo, se tuvieron en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas
recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de
generación, que periódicamente publica la Unidad.
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
240.0
240.0
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
230.0
230.0
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
220.0
220.0
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
El Quimbo
ago-15
dic-15
ago-15
ago-15
ago-15
ago-15
ago-15
ago-15
dic-15
Tasajero II
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
Gecelca 3.0
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
San Miguel
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-16
dic-15
dic-15
dic-16
Carlos Lleras Restrepo dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-16
dic-16
Cucuana
jun-15
jun-15
jun-15
jun-15
dic-15
jun-15
jun-15
jun-15
dic-15
Ituango
dic-18
dic-18
dic-18
dic-19
dic-18
dic-18
dic-18
dic-18
dic-19
Gecelca 3.2
jul-16
jul-16
dic-16
jul-16
jul-16
jul-16
jul-16
jul-16
dic-16
Termonorte
dic-17
dic-17
dic-17
dic-17
dic-17
dic-17
-
dic-17
-
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Este ejercicio se realizó para nueve (9) escenarios diferentes, los cuales
contemplan un escenario base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que
adquirieron OEF, y la no ejecución de otro, además de un escenario crítico (ver Tabla
11). El atraso considerado corresponde al máximo atraso permitido para mantener la
210.0
200.0
190.0
180.0
210.0
200.0
190.0
180.0
170.0
170.0
160.0
160.0
150.0
150.0
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
Incluida
Energía [GWh]
Incluida
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
ENFICC Verificada
Energía [GWh]
Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario
0
1
2
3
4
5
6
7
8
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PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
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El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
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 – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 2, el cual toma como referencia el
escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Gecelca 3.2.
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2 vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
220.0
210.0
200.0
230.0
230.0
220.0
220.0
210.0
210.0
200.0
190.0
180.0
190.0
170.0
180.0
160.0
170.0
150.0
160.0
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
240.0
200.0
190.0
180.0
170.0
160.0
150.0
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
Energía [GWh]
240.0
Energía [GWh]
230.0
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
Energía [GWh]
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
240.0
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Cucuana vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
150.0
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 el atraso en la entrada
en operación de la central hidroeléctrica Ituango.
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
El Escenario 4 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en
operación del proyecto hidroeléctrico Cucuana. Este escenario es presentado en la
Gráfica 27.
El Escenario 5 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en
operación del proyecto hidroeléctrico San Miguel. Este escenario es presentado en la
Gráfica 28.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Gráfica 28: Escenario 5 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
240.0
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
Gráfica 29: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF sin incluir Termonorte vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Proy. Dem. Media
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Alta
Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Carlos Lleras Restrepo vs
Proyecciones de demanda Marzo 2015
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Baja
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Termonorte
Proy. Dem. Baja
240.0
240.0
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Media
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
230.0
230.0
230.0
220.0
200.0
190.0
220.0
210.0
Energía [GWh]
Energía [GWh]
210.0
200.0
190.0
210.0
200.0
190.0
180.0
180.0
180.0
170.0
170.0
170.0
160.0
160.0
160.0
150.0
150.0
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
150.0
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
Energía [GWh]
220.0
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 29 se presenta el Escenario 6, que considera el caso base y la no
entrada en operación 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).
En la Grafica 30 se presenta el Escenario 7, el cual contempla el caso base,
pero con un atraso en la entrada en operación del proyecto Carlos Lleras Restrepo.
En la Grafica 31 se presenta el Escenario 8, el cual contempla una combinación
de las demás alternativas de atraso.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Marzo 2015
Base
Gecelca 3.0
Cucuana
Proy. Dem. Media
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Alta
Tasajero II
Carlos Lleras Restrepo
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Baja
240.0
230.0
Para el escenario 3, atraso de la entrada del proyecto Ituango, se compromete
la atención de la demanda para agosto y septiembre de 2022, septiembre de 2023 y
febrero de 2024, bajo un escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda
medio, la proyección de demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para
septiembre de 2022.
220.0
Energía [GWh]
Si bien para los escenarios 1, 2, 4, 5, y 7, atrasos independientes de los
proyectos El Quimbo, Gecelca 3.2, Cucuana, San Miguel y Carlos Lleras, se ve que la
ENFICC y la OEF son inferiores al escenario de proyección de la demanda, escenario
alto, ello a partir de septiembre de 2023 y febrero 2024, esto no es atribuible a dichos
atrasos. Es decir, el comportamiento de dichos escenarios es igual al del caso base,
en el momento donde se evidencia el déficit.
210.0
200.0
190.0
Para el escenario 6, no entrada del proyecto Termonorte, se compromete la
atención de la demanda para septiembre de 2021, septiembre de 2023, y febrero y julio
de 2024, bajo un escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda medio, la
proyección de demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para febrero de 2024.
180.0
170.0
160.0
mar.-15
may.-15
jul.-15
sep.-15
nov.-15
ene.-16
mar.-16
may.-16
jul.-16
sep.-16
nov.-16
ene.-17
mar.-17
may.-17
jul.-17
sep.-17
nov.-17
ene.-18
mar.-18
may.-18
jul.-18
sep.-18
nov.-18
ene.-19
mar.-19
may.-19
jul.-19
sep.-19
nov.-19
ene.-20
mar.-20
may.-20
jul.-20
sep.-20
nov.-20
ene.-21
mar.-21
may.-21
jul.-21
sep.-21
nov.-21
ene.-22
mar.-22
may.-22
jul.-22
sep.-22
nov.-22
ene.-23
mar.-23
may.-23
jul.-23
sep.-23
nov.-23
ene.-24
mar.-24
may.-24
jul.-24
150.0
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Para el escenario 8 se compromete la atención de la demanda para septiembre
de 2021, septiembre de 2022, septiembre de 2023, y febrero y julio de 2024, bajo un
escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda medio, la proyección de
demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para febrero de 2024.
REFERENCI AS
Las gráficas anteriores 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, escenarios de crecimientos Alto, Medio y Bajo (revisión
marzo de 2015).

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.
Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Marzo de 2015.

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 2015.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Marzo de 2015.
Para el escenario base se compromete la atención de la demanda en septiembre
de 2023 y febrero de 2024, bajo un escenario de demanda alto.
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