informe mensual de variables de generación y del mercado

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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – ENERO DE 2015
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,
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.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Capacidad por tecnología
Capacidad por tecnología
Tecnología
Hidráulica
Térmica
Gas
Térmica
Carbón
Líquidos
Gas
Líquidos
Viento
Biomasa
Potencia
(MW)
Participación (%)
10.919,8
70,41%
1.684,4
10,86%
1.172,0
7,56%
1.366,0
8,81%
276,0
1,78%
18,4
0,12%
72,3
0,47%
1,78%
0,12%
Hidráulica
0,47%
Térmica Gas
8,81%
7,56%
Térmica Carbón
10,86%
Líquidos
70,41%
Total
15.508,8
100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Gas - Líquidos
Viento
Biomasa
1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos
Fuente de gráfica: UPME
1. CAPACIDAD INSTALADA
Durante el mes de enero el Sistema Interconectado Nacional registró una
disminución en su capacidad instalada de 46 MW, correspondientes al retiro de 46 MW
(Jet A1). Dado el retiro de dicha capacidad, el sistema presenta a enero de 2015 una
capacidad total de 15.508,8 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.
Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tienen una participación de
70,41% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),
las cuales alcanzan de manera agregada el 18,42%.
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Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
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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).
En contraste, se observa que la región conformada por Cundinamarca, Guaviare,
Meta y Bogotá D.C., cuenta con 2.317,9 MW (ver Grafica 4), 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]
JET- MEZCLA GAS
Total
ACPM AGUA BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS
A1 - JET-A1
VIENTO general
ANTIOQUIA
364,0 4.369,7
5,0
4.738,7
ANTIOQUIA
364,0 4.369,7
5,0
4.738,7
CHOCÓ
0,0
CARIBE
462,0
338,0
296,0
297,0 1.331,0
18,4 2.742,4
ATLÁNTICO
153,0
110,0 1.241,0
1.504,0
BOLÍVAR
309,0
187,0
90,0
586,0
CÓRDOBA
338,0
338,0
GUAJIRA
296,0
18,4
314,4
CESAR
0,0
MAGDALENA
0,0
SUCRE
0,0
NORDESTE
1.838,0
482,0
276,6
276,0
2.872,6
BOYACÁ
1.000,0
327,0
1.327,0
CASANARE
109,6
109,6
NORTE SANTANDER
155,0
155,0
SANTANDER
838,0
167,0
276,0
1.281,0
ORIENTAL
2.092,9
225,0
2.317,9
BOGOTÁ D.E.
4,3
4,3
CUNDINAMARCA
2.088,6
225,0
2.313,6
META
0,0
GUAVIARE
0,0
SUROCCIDENTE
197,0 2.281,2
72,3
240,8 46,0
2.837,2
CALDAS
585,6
46,0
631,6
CAUCA
322,7
25,0
347,7
HUILA
551,1
551,1
NARIÑO
23,1
23,1
PUTUMAYO
0,5
0,5
QUINDÍO
4,3
4,3
RISARALDA
8,5
5,5
14,0
TOLIMA
142,0
11,8
153,8
VALLE DEL CAUCA
197,0
643,4
41,8
229,0
1.111,2
CAQUETÁ
0,0
Total general
1.023,0 10.919,8
72,3 1.008,0
297,0 1.848,4 46,0
276,0
18,4 15.508,8
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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 utilizado para la generación.
Gráfica 3: Capacidad instalada en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre
[MW,%]
Gráfica 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW,%]
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Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander [MW,%]
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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,%]
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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 [%]
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
206,80
1%
2.622,74
17%
1.000,00
6%
3.440,32
ISAGEN S.A. E.S.P.
3.000,90
EMGESA S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.
3.024,09
1.197,00
Tecnología
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
1.017,00
ACPM
2,67
0,05%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
1.000,00
AGUA
3.470,41
64,36%
37,82
0,70%
520,87
9,66%
1,27
0,02%
1.090,81
20,23%
JET-A1
0,19
0,00%
MEZCLA GAS - CARBÓN
0,00
0,00%
MEZCLA GAS - JET-A1
6,56
0,12%
MEZCLA GAS-FUEL OIL
(ACPM O COMBUSTOLEO)
0,00
0,00%
194,01
3,60%
62,29
1,16%
5,63
0,10%
CELSIA S.A E.S.P.
206,80
ISAGEN S.A. E.S.P.
OTROS AGENTES
2.622,74
EMGESA S.A. E.S.P.
TOTAL
3.000,90
19%
3.024,09
20%
15.508,85
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL
CARIBE S.A. E.S.P.
1.017,00
7%
1.197,00
8%
3.440,32
22%
2. GENERACIÓN
CELSIA S.A E.S.P.
OTROS AGENTES
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
19,4% e ISAGEN con el 19,3%. 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.
Durante el mes de enero el SIN recibió del parque generador 5.392,5 GWh, tal
como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía disminuyó respecto al mes de diciembre
en 138 GWh. En comparación con el mismo mes del año anterior, el registro se
incrementó en 1,54%.
Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizaron las
centrales hidráulicas, con cerca del 68% del total de la electricidad generada, es decir,
3.664,4 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 1.684,7 GWh al SIN, lo que equivale a una
participación del 31,24%.
Asimismo, en la tabla se presenta la generación de electricidad de las centrales
menores y los cogeneradores. En estos casos, se encuentra un decremento de 39,1
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GWh para las plantas menores, y una disminución de 6,5 GWh en el caso de los
cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes diciembre.
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central
Generación [GWh]
COGENERACIÓN
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
MENORES AGUA
MENORES GAS
VIENTO
Total
Participación (%)
5392,54
100,00%
En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo de central. Se
observa que la generación de las centrales hidráulicas se ubica por debajo del
promedio del año; con respecto al mes de diciembre la generación hidráulica disminuyó
294.2 GWh, Por otro lado, se encuentra que la generación térmica agregada del mes
de enero de 2015, está por encima del valor registrado en diciembre de 2014, en un
valor de 162,4 GWh.
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Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]
Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente
6.000,00
5.000,00
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A.
E.S.P.
4.000,00
23,02
0%
931,53
17%
ISAGEN S.A. E.S.P.
1.171,76
22%
3.000,00
220,67
4%
2.000,00
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE
ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
235,79
4%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.
E.S.P.
1.000,00
581,32
11%
0,00
EMGESA S.A. E.S.P.
1.214,60
23%
TÉRMICA GAS
TÉRMICA CARBÓN
MENORES
COGENERADORES
TÉRMICA LÍQUIDOS
1.013,84
19%
OTROS AGENTES
2.1 Participación en la generación por agente:
Respecto a la participación de los agentes en la generación durante el mes de
enero de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que ISAGEN aporto
al sistema 22,5% del total de la energía requerida, seguida por E.P.M. con 21,7%,
EMGESA con 18,8% y GECELCA con 10,8%, lo que significa que estas cuatro
empresas aportaron más del 70 % del total de la demanda eléctrica del SIN.
El resto de la generación fue aportada por 36 agentes, que entregaron el 26,2%
de la electricidad demandada.
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1.171,76
ISAGEN S.A. E.S.P.
1.214,60
EMGESA S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.
1.013,84
581,32
235,79
220,67
CELSIA S.A E.S.P.
23,02
OTROS AGENTES
931,53
Total
5.392,54
CELSIA S.A E.S.P.
HIDRÁULICA
Tabla 5: Generación mensual por Agente
2.2 Participación Térmica:
La Gráfica 10 presenta la participación histórica de las centrales de generación
térmicas durante los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de la misma en
el SIN, ya que en ocasiones su contribución evidencia picos que se acercan al 50% del
total de la generación diaria.
Durante el mes de enero de 2015, la generación de electricidad a partir de
combustibles fósiles, aportó en promedio 54,3 GWh-día, equivalente a una
participación promedio del 31,6%. Asimismo, la participación térmica en este periodo
alcanzó un máximo de 44%, es decir 69,7 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 37,2 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 16,8
GWh–día.
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Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh]
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de enero. En
este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 14.215,56 GBTU para
satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un aumento en el consumo,
aproximadamente de 1.109,77 GBTU respecto al mes de diciembre. El combustible
más utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 67,17%, seguido
por el carbón el cual aporto 32,7%.
GAS
CARBON
ACPM
sep.-14
ene.-15
0,0%
dic.-14
0,00
nov.-14
10,0%
oct.-14
20,00
ago.-14
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
jul.-14
20,0%
jun.-14
40,00
may.-14
30,0%
abr.-14
60,00
mar.-14
40,0%
feb.-14
80,00
ene.-14
50,0%
dic.-13
100,00
La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación
de electricidad. En el caso del carbón se observa un aumento cercano a 539,8 GBTU,
es decir, de 13,15% en comparación al mes anterior. De la misma forma se encontró
una reducción en el consumo del combustible líquido ACPM (FO2) de 55,1 GBTU y
una disminución en el consumo del combustible líquido combustóleo (FO6) de 35,3
GBTU.
nov.-13
60,0%
oct.-13
120,00
sep.-13
70,0%
ago.-13
140,00
jul.-13
80,0%
jun.-13
160,00
may.-13
90,0%
abr.-13
180,00
feb.-13
100,0%
mar.-13
200,00
JET-A1
De acuerdo a los registros del mes de enero de 2015, las centrales térmicas a
gas aportaron 68,45% del total de la generación térmica, manteniendo una
participación superior a la del mes anterior. En relación a las centrales a carbón, estas
entregaron el 30.92%, superando el nivel de diciembre de 2014. El resto de la
generación térmica fue aportado por centrales operadas con Combustoleo, Jet – A1 y
ACPM.
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Combustible
Consumo (GBTU)
Participación (%)
Gas Natural
9.548,56
67,17%
Carbón
4.643,80
32,67%
ACPM (FO2)
12,93
0,09%
Combustóleo (FO6)
10,28
0,07%
Total
14.215,56
100,00%
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 del 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 de
electricidad en los meses de julio y agosto. Asimismo, se observa una caída
considerable de la demanda durante el mes de noviembre, en especial de los
combustibles líquidos. El consumo de combustibles fósiles se incrementa en diciembre
de 2014 y enero de 2015, coincidiendo con el comportamiento del nivel de los embalses
en el mismo periodo.
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Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación
18.000,00
16.000,00
Las centrales que utilizan Gas Natural generaron los mayores volúmenes de
CO2, aportando el 52,4% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Carbón,
las cuales entregaron cerca del 45%. 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 gas es mayor respecto a la generación térmica a carbón, indicando que esta
tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono (CO 2).
Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
14.000,00
0,00
0,00
14.215,60
Energía Neta Generada
[MWh/mes]
5.392.548,78
2.3 Factor de emisión (FE) y Emisiones de CO2:
Emisiones Generadas
[Ton. CO2/mes]
1.059,68
Para el cálculo de emisiones de CO2 y el factor de emisión del sistema de
generación eléctrico colombiano, se utiliza la información reportada de consumo de
combustible por tecnología y la generación de electricidad mensual por tipo de central.
Adicionalmente, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión
(FE) para Combustibles Colombianos (FECOC).
Factor de Emisión [Ton.
CO2/MWh]
En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO 2
del SIN para el mes de enero de 2015. Durante dicho mes, el parque generador
colombiano emitió cerca de 1.060 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas Natural,
Carbón y Combustibles líquidos.
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1.059,68
0,200
900.000,00
0,180
800.000,00
0,160
700.000,00
0,140
600.000,00
0,120
Factor de emision [Ton. CO2/MWh]
ene.-15
dic.-14
nov.-14
oct.-14
sep.-14
ago.-14
Combustóleo (FO6)
1.000.000,00
ene.-15
ACPM (FO2)
jul.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
mar.-14
feb.-14
ene.-14
dic.-13
Carbón
0,220
dic.-14
Gas Natural
nov.-13
oct.-13
sep.-13
ago.-13
0,00
4.643,80
10,30
9.548,60
1.100.000,00
nov.-14
2.000,00
23.681,49
476.509,52
875,56
555.104,38
79,83
2.408,16
oct.-14
37,82
520,87
1,27
1.090,81
0,20
6,60
194,00
62,30
5,60
5.392,55
0,240
sep.-14
4.000,00
BAGAZO
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
JET-A1
MEZCLA GAS - JET-A1
MENORES AGUA
MENORES GAS
VIENTO
Total
1.200.000,00
ago.-14
3.470,41
jul.-14
6.000,00
AGUA
FE - Interanual
0,260
jun.-14
1.018,98
may.-14
12,90
Factor de Emisión (FE)
abr.-14
2,67
mar.-14
8.000,00
ACPM
Emisiones
1.300.000,00
feb.-14
Consumo de
Combustible [GBTU]
Tipo de planta
10.000,00
ene.-14
Energía Neta
Generada. [GWh]
Emisiones
[Ton. CO2/mes]
Emisiones [Ton. CO2]
Energía [GBTU]
12.000,00
0,20
Fuente de datos: XM y FECOC UPME
De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del
sistema de generación en el mes de enero de 2015 fue de 0,197 Ton CO2/MWh. Al
comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un
aumento de 0,017 Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el aumento de la
demanda de combustibles para la generación de electricidad, así como el aumento de
la participación de la generación térmica.
La Grafica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO 2
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.
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Al comparar el Factor de Emisión del mes de enero de 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 enero de 2015 emitió más cantidad de
gases de efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los
últimos 12 meses.
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.
Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN.
Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
60,00
2.4 Generación fuera de mérito:
50,00
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo enero 2014 – enero 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.
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
fuera de mérito, ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en esta parte del
sistema.
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
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FAX: (+57 1) 221 9537
www.upme.gov.co
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
Mantenimiento Malambo - Baranoa
Cortes copados
Cambio de precio de oferta
Atentado Porce-Cerromatoso
Generación fuera de mérito [GWh]
En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN.
Fuente de datos: UPME
Página - 9 - de 16
Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse
3. VARIABLES HÍDRICAS
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse
30/01/2015
30/01/2014
16.000,00
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.
Considerando que la probabilidad de ocurrencia de “El Niño” débil (a desarrollarse en
el trimestre enero-febrero-marzo) es del orden de 50% a 60%, se esperan condiciones
normales en el nivel de almacenamiento de agua para el resto del año.
En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses
de enero de 2014 y enero de 2015. Con excepción de Miel y San Lorenzo, todos los
embalses presentan niveles superiores al mismo mes de 2014. Se destaca El Peñol,
con nivel superior en 17% respecto a enero de 2014, dado su capacidad, impacta
favorablemente el volumen total almacenado.
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www.upme.gov.co
10.000,00
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
EL PEÑOL
TOPOCORO
CALIMA
OTROS EMBALSES
AGREGADO EEB
RIOGRANDE II
MIEL
EL GUAVIO
SAN LORENZO
URRA
ene.-15
dic.-14
oct.-14
nov.-14
sep.-14
jul.-14
ago.-14
jun.-14
abr.-14
may.-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
feb.-13
mar.-13
0,00
ene.-13
Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 75,39% del volumen útil diario,
y finalizaron en 65,19%, esta tendencia concuerda con las menores precipitaciones
características de la temporada seca.
12.000,00
dic.-12
3.1 Volumen de embalses:
14.000,00
Energía [GWh]
En enero se acentúa la temporada seca característica del inicio de año, con el
descenso en la cantidad de las lluvias también se ven disminuidos los aportes hídricos.
En este mes se registraron volúmenes de precipitación entre ligera y moderadamente
por debajo de lo normal en amplios sectores del territorio nacional. El nivel de los
embalses disminuyó respecto a diciembre de 2014. En la gráfica 15 se puede apreciar
el decremento en el volumen total de los embalses en enero de 2015. Sin embargo,
este valor no es comparable con enero de otros años ya que se incluye el incremento
por la entrada del embalse Topocoro, asociado a la central Sogamoso
ESMERALDA
MIRAFLORES
309.812,10
En cuanto al volumen útil, disponible para generación de electricidad, descrito
en la Gráfica 16, la tendencia en enero es hacia valores inferiores a los presentados
en diciembre, Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN al final de
enero, disminuyeron en 1,642.2 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a
una disminución del 13,5%.
AGREGADO EEB
57,14%
58,40%
BETANIA
87,25%
84,15%
CALIMA
89,83%
81,97%
EL GUAVIO
64,56%
56,24%
EL PEÑOL
79,84%
63,00%
ESMERALDA
62,57%
73,93%
MIEL
85,02%
91,00%
MIRAFLORES
82,68%
81,85%
RIOGRANDE I I
92,76%
76,29%
SAN LORENZO
76,35%
84,47%
URRA
81,18%
76,30%
TOPOCORO
59,57%
NA
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, Guavio y Betania, que incrementaron su volumen
útil respecto al mes anterior, a su vez la entrada del embalse TOPOCORO asociado a
la hidroeléctrica HIDROSOGAMOSO en diciembre de 2014. Los demás embalses
mantuvieron su volumen útil en valores similares a los de diciembre de 2014, o
disminuyeron, destacándose San Lorenzo con el descenso más significativo (cerca al
30%).
Página - 10 - de 16
Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse
Embalse
30/01/2015 30/01/2014
12.000,00
Energía [GWh]
10.000,00
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
dic.-12
ene.-13
feb.-13
mar.-13
abr.-13
may.-13
jun.-13
jul.-13
ago.-13
sep.-13
oct.-13
nov.-13
dic.-13
ene.-14
feb.-14
mar.-14
abr.-14
may.-14
jun.-14
jul.-14
ago.-14
sep.-14
oct.-14
nov.-14
dic.-14
ene.-15
0,00
EL PEÑOL
TOPOCORO
CALIMA
AGREGADO EEB
RIOGRANDE II
MIEL
EL GUAVIO
SAN LORENZO
URRA
ESMERALDA
MIRAFLORES
BETANIA
Con el fin de realizar seguimiento del nivel de embalse, la UPME ha
implementado un sistema de seguimiento a través de su plataforma SIG, la cual puede
ser consultada a través de la página web1.
1
http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
www.upme.gov.co
AGREGADO
EEB
BETANIA
CALIMA
EL GUAVIO
EL PEÑOL
ESMERALDA
MIEL
MIRAFLORES
RIOGRANDE I I
SAN LORENZO
URRA
57,14%
58,40%
79,40%
74,39%
87,42%
77,69%
63,71%
55,19%
78,46%
60,47%
61,16%
72,95%
83,31%
89,98%
81,78%
80,90%
68,18%
68,10%
57,09%
82,49%
76,04%
70,49%
50,97%
TOPOCORO
NA
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos durante enero estuvieron por debajo de la media histórica
mensual, finalizando con un promedio acumulado de 78,34%. A pesar de estas
condiciones, los niveles en los embalses aumentaron en la mayor parte del territorio.
En el boletín 240 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, aumentando la
probabilidad de desarrollo de El Niño a valores entre 50% y 60%, en el trimestre (enerofebrero - marzo), lo cual puede incidir en menores aportes, comparados con la media
histórica del último mes del año y primer trimestre del siguiente.
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
Aportes hidricos diarios
Aportes medios historicos
500,00
450,00
400,00
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
dic.-11
ene.-12
feb.-12
mar.-12
abr.-12
may.-12
jun.-12
jul.-12
ago.-12
sep.-12
oct.-12
nov.-12
dic.-12
feb.-13
mar.-13
abr.-13
may.-13
jun.-13
jul.-13
ago.-13
sep.-13
oct.-13
nov.-13
dic.-13
ene.-14
mar.-14
abr.-14
may.-14
jun.-14
jul.-14
ago.-14
sep.-14
oct.-14
nov.-14
dic.-14
ene.-15
14.000,00
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.
[GWh]
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
El mismo boletín del IDEAM manifiesta que durante las dos primeras semanas
de Enero se mantuvo una reducción importante de las lluvias favoreciendo el descenso
de los niveles en gran parte de los ríos del territorio colombiano. Estas condiciones de
niveles bajos ocasionaron restricciones al abastecimiento de agua particularmente en
pequeños ríos y quebradas que surten los acueductos municipales y veredales,
localizados en los departamentos de la región Andina, específicamente en algunos
municipios de los departamentos de Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Santander, Norte
de Santander, Antioquia y Guajira.
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).
Pronóstico Corto Plazo (Enero)
Dentro de las condiciones de la temporada seca, para este mes se prevé aportes
de precipitación normales para todas las regiones del país.
Importaciones
160,00
140,00
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
Pronóstico Mediano Plazo (Febrero - Marzo)
En el mismo boletín el IDEAM se indica que de acuerdo con las proyecciones
de los modelos numéricos de predicción climática del Centro Internacional de
Investigación para el Fenómeno de El Niño - CIIFEN, el océano Pacífico Tropical se
encontraría en condiciones neutrales, por lo que no se espera influencia de la
Oscilación del Sur –ENOS en los volúmenes de precipitación para el territorio nacional,
los cuales oscilarían alrededor de los valores medios históricos en el país.
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 el mes de enero 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.
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FAX: (+57 1) 221 9537
www.upme.gov.co
20,00
0,00
dic.-14
ene.-15
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
jul.-13
ago.-13
jun.-13
abr.-13
may.-13
-20,00
mar.-13
Pronóstico Largo Plazo (Marzo – Abril – Mayo)
Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de enero de 2015 las
exportaciones de electricidad hacia este país se mantuvieron por encima del promedio
mensual registrado durante 2014, es decir por encima de 68,67 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.
feb.-13
Para los siguientes meses, se prevén volúmenes de precipitación cercanos a
los valores medios históricos en todas las regiones del territorio nacional.

Exportaciones
dic.-12

4.1 Ecuador:
Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
ene.-13

Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]
Interconexiones internacionales (GWh)
Exportaciones
84,30
Colombia - Ecuador
Importaciones
0,09
Neto
84,21
Exportaciones
0,10
Colombia - Venezuela
Importaciones
0,00
Neto
0,10
Energía [GWh]
3.3 Pronósticos de Precipitación:
4.2 Venezuela:
En relación con los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones
se mantuvo en valores similares a los últimos 7 meses, ubicándose en tan solo 0,1
GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica 19).
Gráfica 19: Interconexión con Venezuela
Exportaciones
se redujo hasta un valor de 354,54 COP/kWh, siendo así el menor registro para esta
variable en los últimos dos años.
Importaciones
160,00
Finalmente, se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio, el
cual registró durante enero de 2015 un valor de 187,6 COP/kWh, el cual equivale a un
aumento de 7,1%, en comparación con el mes inmediatamente anterior. Esta variable
registro un mínimo de 151,5 COP/kWh y un máximo de 237,9 COP/kWh. Se presenta
una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la desviación estándar para
diciembre es 23,6 COP/kWh.
140,00
Energía [GWh]
120,00
100,00
80,00
COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores promedios
registrados durante enero de 2015 presentan un incremento de 1,41% y 5%
respectivamente, en comparación con el mismo mes del año anterior.
Al comparar el precio promedio de bolsa con los precios promedio de contratos
regulados y no regulados, se observa que este los supera desde el mes de agosto de
2012, con excepción en los meses de marzo y mayo de 2013.
Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR
Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez
60,00
Precio de Bolsa Promedio
Precio de Escasez
Bolsa Promedio Aritmetico
Promedio Contratos Usuarios Regulados
Precio Promedio de Contratos
40,00
Promedio de Contratos
Promedio Contratos Usuarios No Regulados
450
En el mes de enero de 2015, el precio promedio de contratos y en general el
precio diario, aumentó con respecto al mes de noviembre, con un valor promedio de
135 COP/kWh, se mantiene baja volatilidad, se aprecia para diciembre una desviación
estándar de 0,9 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez
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www.upme.gov.co
300
[COP/kWh]
350
300
250
200
250
200
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 COP/kWh y 116,08
feb.-15
dic.-14
oct.-14
ago.-14
jun.-14
abr.-14
feb.-14
dic.-13
oct.-13
ago.-13
jun.-13
abr.-13
feb.-13
dic.-12
oct.-12
ene.-15
dic.-14
nov.-14
oct.-14
sep.-14
ago.-14
jul.-14
jun.-14
may.-14
abr.-14
mar.-14
feb.-14
ene.-14
dic.-13
oct.-13
nov.-13
sep.-13
ago.-13
0
jul.-13
0
jun.-13
50
abr.-13
50
may.-13
100
mar.-13
100
ago.-12
150
150
feb.-13
En la Gráfica 20 se presenta el histórico del precio de bolsa promedio, el precio
promedio de contratos y el precio de escasez de los últimos 2 años.
350
ene.-13
5. PRECIO DE ELECTRICIDAD.
400
dic.-12
[COP/KWh]
dic.-14
ene.-15
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
abr.-13
may.-13
mar.-13
feb.-13
ene.-13
dic.-12
-20,00
400
jun.-12
450
abr.-12
0,00
feb.-12
500
dic.-11
20,00
Enficc Verificada
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
Incluida
dic-14
dic-14
dic-14
dic-14
0
0%
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
mar-15
mar-15
mar-15
mar-15
dic-15
mar-15
mar-15
mar-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
dic-15
dic-15
dic-16
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-15
dic-16
Termonorte
dic-17
dic-17
dic-17
dic-17
dic-17
dic-17
-
dic-17
-
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. Una vez más se observa que
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www.upme.gov.co
Carlos Lleras Restrepo
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
220.0
210.0
200.0
190.0
180.0
170.0
Este ejercicio se realizó para nueve (9) escenarios diferentes, los cuales
contemplan un escenario base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que
160.0
oct.-23
jun.-23
ago.-23
dic.-22
feb.-23
abr.-23
oct.-22
jun.-22
abr.-22
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
ago.-22
dic.-21
oct.-21
feb.-22
jun.-21
ago.-21
dic.-20
abr.-21
oct.-20
feb.-21
jun.-20
ago.-20
dic.-19
abr.-20
oct.-19
feb.-20
jun.-19
ago.-19
dic.-18
feb.-19
abr.-19
oct.-18
jun.-18
ago.-18
dic.-17
abr.-18
oct.-17
feb.-18
jun.-17
abr.-17
ago.-17
dic.-16
oct.-16
150.0
feb.-17
dic.-14
dic-14
ene.-15
dic-14
nov.-14
dic-14
sep.-14
oct.-14
dic-14
jul.-14
dic-14
ago.-14
Sogamoso
jun.-14
10%
abr.-14
may.-14
50
feb.-14
mar.-14
dic-15
dic.-13
ago-15
ene.-14
ago-15
nov.-13
ago-15
sep.-13
oct.-13
ago-15
ago.-13
ago-15
jul.-13
ago-15
jun.-13
dic-15
abr.-13
may.-13
ago-15
feb.-13
mar.-13
El Quimbo
dic.-12
20%
San Miguel
Proy. Dem. Alta
240.0
Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario
0
1
2
3
4
5
6
7
8
100
ene.-13
[COP/KWh]
30%
Gecelca 3.0
Termonorte
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
40%
150
Tasajero II
Gecelca 3.2
230.0
50%
250
200
Sogamoso
Ituango
jun.-16
60%
300
El Quimbo
Cucuana
ago.-16
350
Base
dic.-15
70%
Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014
abr.-16
400
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.
oct.-15
80%
feb.-16
450
jun.-15
90%
ago.-15
500
El primer caso corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este considera
la Enficc verificada y la Obligación de Energía Firme de todos los proyectos en las
fechas de entrada en operación establecidas.
dic.-14
Volumen util diario
A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio
de demanda de energía eléctrica, revisión noviembre de 2014, y la Energía Firme de
las plantas existentes (ENFICC verificada), agregada con las obligaciones de las
centrales nuevas (cargo por confiabilidad).
feb.-15
Precio de Bolsa Promedio
6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.
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
OEF. Todo lo anterior con el objetivo de brindar señales y advertir posibles situaciones
de desabastecimiento.
abr.-15
Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil
ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa disminuye, esto
también está asociado con los pronósticos climáticos.
Energía [GWh]
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.
Los demás escenarios utilizan la misma base del primero, con algunas
modificaciones.
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.
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 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2 vs Proyecciones de
demanda Noviembre 2014
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
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.
Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
240.0
Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de El Quimbo vs Proyecciones de
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
240.0
230.0
230.0
220.0
240.0
220.0
210.0
220.0
210.0
200.0
Energía [GWh]
Energía [GWh]
230.0
190.0
210.0
Energía [GWh]
180.0
200.0
200.0
190.0
180.0
170.0
190.0
170.0
160.0
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feb.-17
jun.-16
ago.-16
dic.-15
abr.-16
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
abr.-15
150.0
oct.-23
jun.-23
ago.-23
dic.-22
feb.-23
abr.-23
oct.-22
jun.-22
abr.-22
ago.-22
dic.-21
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jun.-21
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oct.-18
jun.-18
ago.-18
dic.-17
abr.-18
oct.-17
feb.-18
jun.-17
abr.-17
ago.-17
dic.-16
oct.-16
feb.-17
jun.-16
ago.-16
dic.-15
abr.-16
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
150.0
abr.-15
oct.-23
jun.-23
ago.-23
dic.-22
abr.-23
oct.-22
feb.-23
jun.-22
160.0
ago.-22
dic.-21
feb.-22
abr.-22
oct.-21
jun.-21
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feb.-18
jun.-17
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abr.-17
oct.-16
jun.-16
abr.-16
ago.-16
dic.-15
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
170.0
abr.-15
150.0
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.
Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Cucuana vs Proyecciones de
Gráfica 28: Escenario 5 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
240.0
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
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).
Gráfica 29: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF sin incluir Termonorte vs Proyecciones de
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
240.0
240.0
230.0
230.0
220.0
220.0
210.0
210.0
230.0
200.0
190.0
210.0
200.0
Energía [GWh]
Energía [GWh]
Energía [GWh]
220.0
190.0
180.0
180.0
170.0
170.0
160.0
160.0
150.0
150.0
200.0
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oct.-22
jun.-22
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oct.-21
feb.-22
jun.-21
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dic.-20
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oct.-20
feb.-21
jun.-20
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oct.-19
feb.-20
jun.-19
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abr.-19
oct.-18
jun.-18
ago.-18
dic.-17
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oct.-17
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jun.-17
abr.-17
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oct.-16
feb.-17
jun.-16
ago.-16
dic.-15
abr.-16
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
150.0
abr.-15
oct.-23
jun.-23
ago.-23
dic.-22
abr.-23
oct.-22
feb.-23
jun.-22
ago.-22
dic.-21
feb.-22
abr.-22
oct.-21
jun.-21
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dic.-20
feb.-21
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oct.-20
jun.-20
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oct.-16
jun.-16
abr.-16
ago.-16
dic.-15
oct.-15
feb.-16
jun.-15
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dic.-14
feb.-15
abr.-15
oct.-23
jun.-23
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dic.-22
abr.-23
oct.-22
feb.-23
jun.-22
abr.-22
ago.-22
dic.-21
oct.-21
feb.-22
jun.-21
ago.-21
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oct.-20
feb.-21
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oct.-18
jun.-18
abr.-18
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oct.-17
feb.-18
jun.-17
ago.-17
dic.-16
abr.-17
oct.-16
feb.-17
jun.-16
ago.-16
dic.-15
abr.-16
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
abr.-15
160.0
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.
Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de
En la Grafica 31 se presenta el Escenario 8, el cual contempla una combinación
de las demás alternativas de atraso.
de septiembre del año 2022, siempre y cuando se presente escebario de demanda
alta.
Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Noviembre
2014
Al analizar el Escenario 8, se encuentra que en los meses de agosto y
septiembre de 2022, la proyección de demanda Alta supera el valor agregado de la
Enficc Verificada y las Obligaciones de Energía Firme.
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Base
El Quimbo
Sogamoso
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Baja
240.0
240.0
REFERENCIAS
230.0
230.0
220.0
220.0
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.
Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Enero 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: Enero de 2015.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Enero de 2015.
210.0
Energía [GWh]
210.0
Energía [GWh]

200.0
190.0
200.0
190.0
180.0
180.0
170.0
170.0
160.0
160.0
oct.-23
jun.-23
ago.-23
dic.-22
abr.-23
oct.-22
feb.-23
jun.-22
ago.-22
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jun.-16
abr.-16
ago.-16
dic.-15
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
oct.-23
jun.-23
ago.-23
dic.-22
abr.-23
oct.-22
feb.-23
jun.-22
abr.-22
ago.-22
dic.-21
oct.-21
feb.-22
jun.-21
ago.-21
dic.-20
abr.-21
oct.-20
feb.-21
jun.-20
ago.-20
dic.-19
feb.-20
abr.-20
oct.-19
jun.-19
ago.-19
dic.-18
feb.-19
abr.-19
oct.-18
jun.-18
abr.-18
ago.-18
dic.-17
oct.-17
feb.-18
jun.-17
ago.-17
dic.-16
abr.-17
oct.-16
feb.-17
jun.-16
ago.-16
dic.-15
abr.-16
oct.-15
feb.-16
jun.-15
ago.-15
dic.-14
feb.-15
abr.-15
abr.-15
150.0
150.0
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. En ellas
se puede observar que ante el atraso del proyecto hidroeléctrico Ituango, bajo el
supuesto establecido (1 año), se comprometería la atención de la demanda en el mes
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