informe mensual de variables de generación y del mercado

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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO 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
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.
1. CAPACIDAD INSTALADA
Durante el mes de junio el Sistema Interconectado Nacional no registró
incremento de capacidad instalada, en relación al mes anterior. 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
70,35% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),
las cuales alcanzan de manera agregada el 18,45%.
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Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Potencia
Tecnología
Participación (%)
(MW)
Hidráulica
Térmica
Gas
Térmica
Carbón
Líquidos
Gas
Líquidos
Viento
Biomasa
10.919,8
70,35%
1.684,4
10,85%
1.180,0
7,60%
1.366,0
8,80%
276,0
1,78%
18,4
0,12%
77,2
0,50%
Total
15.521,7
100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Capacidad por tecnología
Hidráulica
0,12%
1,78%
7,60%
0,50%
8,80%
Térmica Gas
Térmica Carbón
Líquidos
10,85%
Gas - Líquidos
70,35%
Viento
1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos
Biomasa
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).
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
ACPM
ANTIOQUIA
364,0
ANTIOQUIA 364,0
CHOCÓ
CARIBE
462,0
ATLÁNTICO 153,0
BOLÍVAR
309,0
CÓRDOBA
GUAJIRA
CESAR
MAGDALENA
SUCRE
NORDESTE
BOYACÁ
CASANARE
NORTE SANTANDER
SANTANDER
ORIENTAL
BOGOTÁ D.E.
CUNDINAMARCA
META
GUAVIARE
SUROCCIDENTE 197,0
CALDAS
CAUCA
HUILA
NARIÑO
PUTUMAYO
QUINDÍO
RISARALDA
TOLIMA
VALLE DEL CAUCA
197,0
CAQUETÁ
Total general 1.023,0
AGUA
4.369,7
4.369,7
BIOMASA
338,0
CARBON COMBUSTOLEO
5,0
5,0
296,0
297,0
110,0
187,0
GAS
JETA1
GAS
- JET-A1
1.331,0
1.241,0
90,0
VIENTO
18,4
338,0
296,0
1.838,0
1.000,0
18,4
490,0
327,0
276,6
276,0
109,6
163,0
838,0
2.092,9
4,3
2.088,6
167,0
276,0
225,0
225,0
2.281,2
585,6
322,7
551,1
23,1
0,5
4,3
8,5
142,0
643,4
77,2
10.919,8
77,2
240,8
46,0
46,0
29,9
5,5
11,8
229,0
41,8
1.016,0
297,0
1.848,4
46,0
276,0
18,4
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
2.880,6
1.327,0
109,6
163,0
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
15.521,7
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.
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,%]
Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Cundinamarca, Guaviare y Meta [MW,%]
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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.
206,8
1%
2.613,3
17%
3.462,7
22%
ISAGEN S.A. E.S.P.
3.462,7
ISAGEN S.A. E.S.P.
3.000,9
EMGESA S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.
3.024,1
1.197,0
ACPM
29,18
0,54%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
1.017,0
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
AGUA
3.628,77
67,05%
1.000,0
COGENERACIÓN
43,88
0,81%
456,83
8,44%
206,8
OTROS AGENTES
2.613,4
TOTAL
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL
CARIBE S.A. E.S.P.
1.017,0
7%
3.000,9
19%
1.197,0
8%
3.024,1
20%
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
19,5% 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.
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15.521,7
Generación [GWh]
CARBON
COMBUSTOLEO
2. GENERACIÓN
29,36
0,54%
17,32%
JET-A1
0,00
0,00%
MEZCLA GAS - CARBÓN
0,00
0,00%
MENORES AGUA
MENORES GAS
VIENTO
Durante el mes de junio el SIN recibió del parque generador 5.412,23 GWh, tal
como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía disminuyó respecto al mes anterior en
227 GWh. En comparación con el mismo mes del 2014, el registro aumentó en 3,51%.
Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizaron las
centrales hidráulicas, con cerca del 71,23% del total de la electricidad generada, es
decir, 3.855,27 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 1.506,0 GWh al SIN, lo que equivale a una
participación del 27,83%.
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 16,5
Participación (%)
937,49
GAS
MEZCLA GAS - JET-A1
CELSIA S.A E.S.P.
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central
Tecnología
CELSIA S.A E.S.P.
EMGESA S.A. E.S.P.
1.000,0
6%
GWh para las plantas menores, y un incremento de 7,9 GWh en el caso de los
cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes anterior.
Total
0,00
0,00%
226,50
4,18%
53,12
0,98%
7,11
0,13%
5.412,23
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 debajo del
promedio del año; con respecto al mes anterior, la generación hidráulica
disminuyó 65,7 GWh. Por otro lado, se encuentra que la generación térmica
agregada del mes, está por debajo del valor registrado el mes anterior, en un
valor de 170,0 GWh. La generación total de junio de 2015 es más baja que la
generación promedio observada durante el último año.
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Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]
Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%]
6.000,00
5.000,00
57,87
1%
4.000,00
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A.
E.S.P.
902,30
16%
ISAGEN S.A. E.S.P.
1.230,25
22%
284,82
5%
3.000,00
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE
ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
246,92
5%
2.000,00
EMGESA S.A. E.S.P.
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.
E.S.P.
575,56
10%
1.203,97
21%
1.000,00
CELSIA S.A E.S.P.
1.137,49
20%
0,00
HIDRÁULICA
MENORES
TÉRMICA GAS
COGENERADORES
TÉRMICA CARBÓN
TÉRMICA LÍQUIDOS
2.1 Participación en la generación por agente:
Respecto a la participación de los agentes en la generación durante el mes de
junio de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que EMGESA aportó
al sistema el 22,8% del total de la energía requerida, seguida por EPM con el 21%,
ISAGEN con el 19% y GECELCA con el 9%, 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 37 agentes, que entregaron el 28,2%
de la electricidad demandada.
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OTROS AGENTES
2.2 Participación Térmica:
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.
Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]
1.152,53
ISAGEN S.A. E.S.P.
1.034,68
EMGESA S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.
1.234,88
484,32
194,47
450,75
CELSIA S.A E.S.P.
25,09
OTROS AGENTES
835,52
Total
5.412,23
Durante el mes de junio de 2015, la generación de electricidad a partir de
combustibles fósiles, aportó en promedio 50,2 GWh-día, equivalente a una
participación promedio del 27,9%. Asimismo, la participación térmica en este periodo
alcanzó un máximo de 36,5%, es decir 61,73 GWh-día. Al comparar estos valores con
los del mes inmediatamente anterior, se observa que la participación de la generación
térmica disminuyó.
Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a
gas generaron 33,02 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 15,23
GWh–día.
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10,0%
0,00
GAS
CARBON
ACPM
JET-A1
MEZCLA GAS…
OTRA…
abr.-15
may.-15
feb.-15
mar.-15
dic.-14
QUEROSENE
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
may.-13
0,0%
% TÉRMICO
De acuerdo con los registros de junio de 2015, las centrales térmicas a gas
aportaron 65,78% 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 30,33%,
nivel superior del mostrado en el mes anterior. No se registró generación por plantas
operadas con Combustoleo, Jet – A1 y ACPM.
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de junio. En
este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 15.669,6 GBTU para
satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un incremento en el consumo,
aproximadamente de 1.226,12 GBTU respecto al mes anterior. El combustible más
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73,9
0,47%
CARBON
4.557,1
29,08%
COMBUSTOLEO
3,1
0,02%
GAS NATURAL
11.035,5
70,43%
QUEROSENE
0,0
0,00%
Total
15.669,6
100,00%
12.000,00
10.000,00
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
0,00
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 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
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, febrero de 2015 y
abril 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
jun.-15
20,00
ACPM
14.000,00
may.-15
20,0%
Participación (%)
abr.-15
40,00
Combustible
mar.-15
30,0%
16.000,00
feb.-15
60,00
Consumo
(GBTU)
ene.-15
40,0%
dic.-14
80,00
18.000,00
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
nov.-14
50,0%
oct.-14
100,00
sep.-14
60,0%
ago.-14
120,00
jul.-14
70,0%
Carbón
Combustóleo (FO6)
jun.-14
140,00
Gas Natural
ACPM (FO2)
Querosene
may.-14
80,0%
Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación
abr.-14
160,00
La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación
de electricidad. En el caso del carbón se observa un decremento cercano a 208,08
GBTU, llegando a 29,08% su participación. El consumo de ACPM fue 73,94 GBTU, 0,7
GBTU menos que el mes anterior.
mar.-14
90,0%
feb.-14
180,00
ene.-14
100,0%
eléctrica en el mismo periodo. Para junio de 2015, el consumo de combustibles fue el
mayor observado en los últimos 6 meses.
dic.-13
200,00
utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 70,43%, seguido por
el carbón el cual aportó el 29,08%.
Energía [GBTU]
Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh]
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
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).
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Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Energía Neta
Generada. [GWh]
Consumo de
Combustible [GBTU]
Emisiones
[Ton. CO2/mes]
ACPM
5,31
73,90
5.837,43
AGUA
3.718,62
BAGAZO
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
JET-A1
MEZCLA GAS - JET-A1
MENORES AGUA
MENORES GAS
VIENTO
Total
35,93
502,15
11,13
1.095,83
0,00
0,00
202,32
61,50
6,26
5.639,05
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0,160
jun.-15
may.-15
0,140
0,120
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.
Al comparar el Factor de Emisión del mes de junio 2015 con el Factor de Emisión
Interanual, se observa que este se ubica por debajo del primero. Ello indica que la
operación del SIN durante el mes de junio de 2015 emitió más cantidad de gases de
efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los últimos 12
meses.
2.4 Generación fuera de mérito:
Factor de emision [Ton. CO2/MWh]
0,180
abr.-15
Las centrales que utilizan Gas Natural generaron los mayores volúmenes de
CO2, aportando el 56,39% del total de emisiones, seguidas por las centrales a carbón,
las cuales entregaron cerca del 41,10%. El resto de las emisiones fueron producto de
la generación con: combustóleo (FO6), JET-A1 y bagazo.
0,200
mar.-15
En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO 2
del SIN para el mes de junio de 2015. Durante dicho mes, el parque generador
colombiano emitió cerca de 1.137,76 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas
Natural, Carbón y Combustibles líquidos.
0,220
feb.-15
Fuente de datos: XM y FECOC UPME
0,240
ene.-15
0,202
FE - Interanual
0,260
dic.-14
Factor de Emisión [Ton.
CO2/MWh]
1.300.000,00
1.200.000,00
1.100.000,00
1.000.000,00
900.000,00
800.000,00
700.000,00
600.000,00
Factor de Emisión (FE)
nov.-14
1.137,76
Emisiones
oct.-14
Emisiones Generadas
[Ton. CO2/mes]
1.137,76
sep.-14
5.639.045,95
Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
ago.-14
Energía Neta Generada
[MWh/mes]
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 Natural 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).
jul.-14
0,00
0,00
15.669,60
22.499,65
467.613,06
263,52
641.544,77
0,00
0,00
jun.-14
4.557,10
3,10
11.035,50
Emisiones [Ton. CO2]
Tipo de planta
De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del
sistema de generación en el mes de junio de 2015 fue 0,202 Ton CO2/MWh. Al
comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un
incremento de 0,02 Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el aumento de la
demanda de combustibles para la generación de electricidad, así como la ampliación
de la participación de la generación térmica.
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo junio 2014 – junio 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 reduce la generación fuera
Página - 8 - de 17
Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
de mérito, ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en esta parte del
sistema.
Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN.
60,00
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.
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
Cambio de precio de oferta
Atentado Porce-Cerromatoso
Atentado Porce-Cerromatoso CAOP Generación fuera de mérito [GWh]
En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN.
Fuente de datos: UPME
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Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse
3. VARIABLES HÍDRICAS
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse
30/06/2015
30/06/2014
AGREGADO EEB
54,15%
54,39%
BETANIA
99,84%
90,79%
CALIMA
62,62%
79,77%
EL GUAVIO
83,03%
90,04%
EL PEÑOL
59,85%
69,71%
ESMERALDA
88,56%
57,50%
MIEL
42,79%
60,94%
MIRAFLORES
56,02%
65,20%
RIOGRANDE I I
70,94%
75,62%
SAN LORENZO
64,75%
59,10%
URRA
52,83%
64,30%
TOPOCORO
42,84%
NA
16.000,00
3.1 Volumen de embalses:
14.000,00
12.000,00
10.000,00
Energía [GWh]
Junio se caracteriza por la transición entre la primera temporada húmeda del
año y el inicio de la segunda temporada seca en la mayor parte del país. Históricamente
en este mes se inicia la recuperación del nivel de los embalses luego de presentar
valores bajos. El incremento en el volumen agregado se da principalmente por el mayor
embalsamiento de la región Oriente (Guavio y Esmeralda).
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica
15. El valor del volumen total almacenado se incrementó respecto a mayo. Las reservas
hídricas de los embalses del SIN, aumentaron en 2.357 GWh frente a las de mayo, con
un crecimiento aproximado del 32%.
En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses
de junio (2014 y 2015). Betania, Esmeralda y San Lorenzo culminaron el mes con
volúmenes superiores a los presentados en junio de 2014, destacándose Esmeralda
con un incremento cercano al 30%. Por otro lado, los dos principales embalses tuvieron
descenso, El Peñol disminuyó cerca del 10% y Guavio cerca del 7%. Se destaca, por
su nivel bajo respecto al año anterior, Miel, con cerca del 18% menos de volumen
almacenado.
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AGREGADO EEB
EL GUAVIO
ESMERALDA
TOPOCORO
RIOGRANDE II
SAN LORENZO
MIRAFLORES
CALIMA
MIEL
URRA
BETANIA
OTROS EMBALSES
jun.-15
abr.-15
EL PEÑOL
may.-15
mar.-15
feb.-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
0,00
jun.-13
Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 46,24% del volumen útil diario,
y finalizaron en 60,85%, esta tendencia concuerda con las elevadas precipitaciones y
mayores aportes hídricos, especialmente en la zona oriental y en la zona centro.
En cuanto al volumen útil, disponible para la generación de electricidad, descrito
en la Gráfica 16, en junio se incrementó notablemente. La capacidad útil del embalse
aumentó 14,29 GWh, pasando de 16.072,99 GWh en mayo, a 16.087,27 GWh en junio,
debido a la actualización de factores de conversión de algunas centrales y a la
modificación en los volúmenes de los embalses Prado, Riogrande II y Miraflores.
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 Betania, Esmeralda y San Lorenzo 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.
Página - 10 - de 17
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.
1
http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/
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Los aportes hídricos durante junio estuvieron por encima de la media histórica mensual,
finalizando con un promedio acumulado de 107,78%. Las mayores contribuciones se
dieron en las regiones Centro y Oriente, donde los aportes hídricos estuvieron por
encima de la media con 120,44% y 162,80% respectivamente.
En el boletín 245 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.
jun.-15
abr.-15
feb.-15
dic.-14
oct.-14
ago.-14
jun.-14
abr.-14
feb.-14
3.2 Aportes hídricos:
dic.-13
jun.-15
may.-15
abr.-15
feb.-15
mar.-15
ESMERALDA
MIRAFLORES
BETANIA
oct.-13
EL GUAVIO
SAN LORENZO
URRA
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
AGREGADO EEB
RIOGRANDE II
MIEL
Aportes medios historicos
ago.-13
EL PEÑOL
TOPOCORO
CALIMA
OTROS EMBALSES
dic.-13
nov.-13
oct.-13
sep.-13
ago.-13
jul.-13
jun.-13
0,00
jun.-13
2.000,00
abr.-13
4.000,00
500,00
450,00
400,00
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
feb.-13
6.000,00
Aportes hidricos diarios
dic.-12
8.000,00
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
oct.-12
Energía [GWh]
10.000,00
ago.-12
12.000,00
En la Gráfica 17 se observa que los aportes iniciaron el mes por debajo de la
media, pero luego de la segunda semana se incrementaron notoriamente, finalizando
con valores muy por encima de la media histórica de junio.
jun.-12
14.000,00
Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse
Embalse
30/06/2015 31/06/2014
AGREGADO
54,15%
54,39%
EEB
BETANIA
99,74%
85,12%
CALIMA
53,75%
74,97%
EL GUAVIO
82,74%
89,80%
EL PEÑOL
57,11%
67,64%
ESMERALDA
88,33%
55,90%
MIEL
36,28%
56,50%
MIRAFLORES
53,45%
63,37%
RIOGRANDE I I
60,58%
67,20%
SAN LORENZO
60,23%
53,86%
URRA
40,50%
55,54%
30,70%
TOPOCORO
NA
[GWh]
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
El mismo boletín del IDEAM manifiesta que en junio los mayores volúmenes de
precipitación se presentaron especialmente en las regiones Orinoquia y Amazonia,
particularmente en los piedemontes llanero y amazónico; aportes menos significativos
en la región Pacífica y escasos (sur) o nulos (norte) en las regiones Caribe y Andina.
Sin embargo, el día con mayor registro de lluvias se presentó el día 21, con aportes de
hasta 6342 mm. Esta situación se derivó de la interacción entre la Zona de Confluencia
Intertropical-ZCIT y el tránsito de ondas tropicales del este, las cuales ocasionaron

Pronóstico Largo Plazo (Octubre – Noviembre - Diciembre)
El IDEAM indica que las tendencias son a mantenerse la influencia de un
Fenómeno El Niño para este trimestre, se prevé un déficit de los aportes de
precipitación para las regiones Caribe y Andina.
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Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de junio de 2015 las
exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por debajo del promedio
mensual registrado durante el último año, es decir inferior a 65,44 GWh-mes. Por otra
parte, se encuentra que las importaciones registran valores superiores a las
exportaciones, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de Ecuador. En el
registro histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos
de exportación que superan los 180 GWh–mes.
jun.-15
abr.-15
feb.-15
dic.-14
oct.-14
4.1 Ecuador:
ago.-14
Para los siguientes meses, se prevé aportes de precipitación ligeramente
inferiores a los normales para las regiones Pacífica, Andina y Caribe. Para las regiones
Amazonía y Orinoquia, se prevé precipitaciones por encima de los normales.
jun.-14
Pronóstico Mediano Plazo (Agosto - Septiembre)
abr.-14

feb.-14
Para este mes se prevé aportes de precipitación ligeramente inferiores a los
normales para las regiones Pacífica, Andina y Caribe. Para las regiones Amazonía y
Orinoquia, se prevé precipitaciones ligeramente por encima de lo normal.
dic.-13
Pronóstico Corto Plazo (Julio)
Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]
Interconexiones internacionales (GWh)
Exportaciones
2,23
Colombia - Ecuador
Importaciones
8,83
Neto
-6,60
Exportaciones
0,16
Colombia - Venezuela
Importaciones
0,00
Neto
0,16
Importaciones
160,00
140,00
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
-20,00
oct.-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 junio 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.
ago.-13
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).
Exportaciones
jun.-13
3.3 Pronósticos de Precipitación:
Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
Energía [GWh]
fuertes precipitaciones al oriente del país, que inclusive afectaron el oriente de los
departamentos de Cundinamarca y Boyacá.
4.2 Venezuela:
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
0,16 GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica
19).
Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez
Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR
Precio de Escasez
50,00
En el mes de junio de 2015, el precio promedio de contratos y en general el
precio diario, aumentó con respecto al mes anterior, con un valor de 138,15 COP/kWh.
Se mantiene la baja volatilidad y se aprecia para junio una desviación estándar de 0,32
COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez se incrementó
hasta un valor de 360,41 COP/kWh.
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jun.-15
abr.-15
feb.-15
dic.-14
oct.-14
ago.-14
jun.-14
abr.-14
feb.-14
dic.-13
oct.-13
ago.-13
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.
jun.-13
0,00
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 143,87 COP/kWh y 118,6
jun.-15
5. PRECIO DE ELECTRICIDAD.
abr.-15
100,00
feb.-15
150,00
dic.-14
200,00
oct.-14
250,00
ago.-14
300,00
jun.-14
350,00
abr.-14
400,00
[COP/KWh]
jun.-15
abr.-15
feb.-15
dic.-14
oct.-14
ago.-14
jun.-14
abr.-14
feb.-14
dic.-13
oct.-13
ago.-13
jun.-13
-20,00
oct.-12
450,00
450,00
400,00
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
ago.-12
500,00
0,00
jun.-12
20,00
feb.-14
Bolsa Promedio Aritmetico
Promedio de Contratos
dic.-13
Precio de Bolsa Promedio
oct.-13
40,00
ago.-13
60,00
Finalmente, se observa una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la
desviación estándar para junio fue 26,23 COP/kWh.
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.
[COP/kWh]
Energía [GWh]
80,00
jun.-13
100,00
abr.-13
Importaciones
COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores promedios
registrados durante junio de 2015 presentan un incremento de 3,28% y 6,31%
respectivamente, en comparación con el mismo mes del año anterior.
feb.-13
Exportaciones
Adicionalmente, se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio,
el cual registró durante junio de 2015 un valor de 186,33 COP/kWh, el cual equivale a
un decremento del 28,12%, en comparación con el mes anterior. Esta variable registró
un mínimo de 91,39 COP/kWh y un máximo de 221,7 COP/kWh.
dic.-12
Gráfica 19: Interconexión con Venezuela
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.
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
se observa que ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa
disminuye, esto también está asociado con los pronósticos climáticos.
Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6 Escenario 7 Escenario 8
ENFICC Veri fi ca da
Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil
Precio de Bolsa Promedio
.
Volumen util diario
500,00
90,00%
450,00
80,00%
400,00
70,00%
350,00
60,00%
[COP/KWh]
6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.
300,00
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).
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
Incl ui da
El Qui mbo
a go-15
ago-16
a go-15
a go-15
a go-15
a go-15
a go-15
a go-15
ago-16
Ta s a jero II
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
Gecel ca 3.0
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
Sa n Mi guel
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
dic-16
di c-15
di c-15
dic-16
Ca rl os Ll era s Res trepo
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
di c-15
dic-16
dic-16
Cucua na
a go-15
a go-15
a go-15
a go-15
ago-16
a go-15
a go-15
a go-15
ago-16
Itua ngo
di c-18
di c-18
di c-18
dic-19
di c-18
di c-18
di c-18
di c-18
dic-19
Gecel ca 3.2
jul -16
jul -16
jul-17
jul -16
jul -16
jul -16
jul -16
jul -16
jul-17
Termonorte
di c-17
di c-17
di c-17
di c-17
di c-17
di c-17
-
di c-17
-
50,00%
250,00
40,00%
200,00
30,00%
150,00
20,00%
100,00
10,00%
50,00
0,00
jun.-15
may.-15
abr.-15
mar.-15
feb.-15
dic.-14
ene.-15
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
jul.-13
ago.-13
jun.-13
0,00%
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
diciembre de 2014, en donde alcanzó el máximo registro del año 2014. Una vez más
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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.
Este ejercicio se realizó para nueve (9) escenarios diferentes, los cuales
contemplan un caso base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que
adquirieron OEF, y la no ejecución de otro, además de un caso crítico (ver Tabla 11).
El atraso considerado corresponde a un año para cada proyecto, lo anterior con el
objetivo de brindar señales y advertir posibles situaciones de desabastecimiento.
El primer caso corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este considera
la ENFICC verificada y las Obligaciones de Energía Firme de todos los proyectos en
las fechas establecidas.
Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Marzo 2015
Base
El Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Carlos Lleras Restrepo
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
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
Tasajero II
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Media
240,0
230,0
Energía [GWh]
220,0
210,0
200,0
190,0
180,0
El Quimbo
San Miguel
Carlos Lleras Restrepo Cucuana
Gecelca 3.2
240,0
Termonorte
230,0
230,0
220,0
220,0
210,0
200,0
190,0
180,0
Gecelca 3.0
Tasajero II
Base
Energía [GWh]
240,0
Energía [GWh]
El Quimbo
San Miguel
Ituango
Proy. Dem. Alta
Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2 vs Proyecciones
de demanda Marzo 2015
Ituango
Proy. Dem. Media
Proy. Dem. Alta
210,0
200,0
190,0
180,0
170,0
170,0
160,0
160,0
150,0
150,0
170,0
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPMEFuente de gráfica: UPME
Los demás escenarios utilizan la misma base del primero, con algunas
modificaciones.
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.
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nov.-23
ago.-23
feb.-23
may.-23
nov.-22
ago.-22
feb.-22
may.-22
nov.-21
ago.-21
feb.-21
may.-21
nov.-20
ago.-20
feb.-20
may.-20
nov.-19
ago.-19
feb.-19
may.-19
nov.-18
ago.-18
feb.-18
may.-18
nov.-17
ago.-17
feb.-17
may.-17
nov.-16
ago.-16
feb.-16
may.-16
nov.-15
ago.-15
feb.-15
may.-15
ago.-23
nov.-23
feb.-23
may.-23
ago.-22
nov.-22
feb.-22
may.-22
ago.-21
nov.-21
feb.-21
may.-21
ago.-20
nov.-20
feb.-20
may.-20
ago.-19
nov.-19
feb.-19
may.-19
ago.-18
nov.-18
feb.-18
may.-18
ago.-17
nov.-17
feb.-17
may.-17
ago.-16
nov.-16
feb.-16
may.-16
ago.-15
nov.-15
feb.-15
may.-15
nov.-23
ago.-23
feb.-23
may.-23
nov.-22
ago.-22
feb.-22
may.-22
nov.-21
ago.-21
feb.-21
may.-21
nov.-20
ago.-20
feb.-20
may.-20
nov.-19
ago.-19
feb.-19
may.-19
nov.-18
ago.-18
feb.-18
may.-18
nov.-17
ago.-17
feb.-17
may.-17
nov.-16
ago.-16
feb.-16
may.-16
nov.-15
ago.-15
feb.-15
150,0
may.-15
160,0
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 2, el cual toma como referencia el
caso base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Gecelca 3.2.
En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el
caso base, y además tiene dentro de sus consideraciones el atraso en la entrada en
operación de la central hidroeléctrica Ituango.
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
240,0
200,0
190,0
200,0
190,0
170,0
ago.-23
nov.-23
feb.-23
may.-23
ago.-22
nov.-22
feb.-22
may.-22
ago.-21
nov.-21
feb.-21
may.-21
ago.-20
nov.-20
feb.-20
may.-20
ago.-19
nov.-19
feb.-19
may.-19
ago.-18
nov.-18
feb.-18
may.-18
ago.-23
nov.-23
feb.-23
may.-23
ago.-22
nov.-22
feb.-22
may.-22
ago.-21
nov.-21
feb.-21
may.-21
ago.-20
nov.-20
feb.-20
may.-20
ago.-19
nov.-19
feb.-19
may.-19
ago.-18
nov.-18
feb.-18
may.-18
ago.-17
nov.-17
feb.-17
may.-17
ago.-16
nov.-16
feb.-16
may.-16
ago.-15
nov.-15
feb.-15
150,0
ago.-17
160,0
may.-15
nov.-23
ago.-23
feb.-23
may.-23
nov.-22
ago.-22
feb.-22
may.-22
nov.-21
ago.-21
feb.-21
may.-21
nov.-20
ago.-20
feb.-20
may.-20
nov.-19
ago.-19
feb.-19
may.-19
nov.-18
ago.-18
feb.-18
may.-18
nov.-17
ago.-17
feb.-17
may.-17
nov.-16
ago.-16
feb.-16
may.-16
nov.-15
ago.-15
feb.-15
29/09/2023
180,0
180,0
150,0
Proy. Dem. Media
210,0
160,0
may.-15
150,0
Ituango
Proy. Dem. Alta
220,0
170,0
160,0
Cucuana
Termonorte
nov.-17
170,0
Gecelca 3.2
feb.-17
180,0
San Miguel
may.-17
190,0
Gecelca 3.0
ago.-16
210,0
Tasajero II
230,0
Energía [GWh]
200,0
Energía [GWh]
220,0
El Quimbo
15/09/2021
14/09/2023
230,0
210,0
Base
240,0
23/09/2021
220,0
Energía [GWh]
Tasajero II
nov.-16
230,0
El Quimbo
feb.-16
240,0
Base
may.-16
Gecelca 3.0
Ituango
Proy. Dem. Media
ago.-15
Tasajero II
Cucuana
Proy. Dem. Alta
nov.-15
El Quimbo
Termonorte
Gráfica 28: Escenario 5 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
feb.-15
Base
San Miguel
Gecelca 3.2
Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Cucuana vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
may.-15
Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
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.
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).
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
www.upme.gov.co
Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Carlos Lleras Restrepo vs
Proyecciones de demanda Marzo 2015
Base
San Miguel
Gecelca 3.2
240,0
230,0
230,0
220,0
220,0
210,0
210,0
200,0
190,0
El Quimbo
Termonorte
Tasajero II
Cucuana
Proy. Dem. Alta
Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Marzo 2015
Gecelca 3.0
Ituango
Proy. Dem. Media
Base
El Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
240,0
230,0
220,0
210,0
Energía [GWh]
240,0
Energía [GWh]
Energía [GWh]
Gráfica 29: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF sin incluir Termonorte vs Proyecciones de
demanda Marzo 2015
Base
El Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3.0
San Miguel
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Proy. Dem. Alta
Proy. Dem. Media
200,0
190,0
200,0
190,0
180,0
180,0
180,0
170,0
170,0
160,0
160,0
150,0
150,0
170,0
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.
jun.-23
sep.-23
dic.-22
mar.-23
jun.-22
sep.-22
dic.-21
mar.-22
jun.-21
sep.-21
dic.-20
mar.-21
jun.-20
sep.-20
dic.-19
mar.-20
jun.-19
sep.-19
dic.-18
mar.-19
jun.-18
sep.-18
dic.-17
mar.-18
jun.-17
sep.-17
dic.-16
mar.-17
jun.-16
sep.-16
dic.-15
mar.-16
jun.-15
sep.-15
dic.-14
mar.-15
nov.-23
ago.-23
feb.-23
may.-23
nov.-22
ago.-22
feb.-22
may.-22
nov.-21
ago.-21
feb.-21
may.-21
nov.-20
ago.-20
feb.-20
may.-20
nov.-19
ago.-19
feb.-19
may.-19
nov.-18
ago.-18
feb.-18
may.-18
nov.-17
ago.-17
feb.-17
may.-17
nov.-16
ago.-16
feb.-16
may.-16
nov.-15
ago.-15
feb.-15
may.-15
150,0
feb.-15
abr.-15
jun.-15
ago.-15
oct.-15
dic.-15
feb.-16
abr.-16
jun.-16
ago.-16
oct.-16
dic.-16
feb.-17
abr.-17
jun.-17
ago.-17
oct.-17
dic.-17
feb.-18
abr.-18
jun.-18
ago.-18
oct.-18
dic.-18
feb.-19
abr.-19
jun.-19
ago.-19
oct.-19
dic.-19
feb.-20
abr.-20
jun.-20
ago.-20
oct.-20
dic.-20
feb.-21
abr.-21
jun.-21
ago.-21
oct.-21
dic.-21
feb.-22
abr.-22
jun.-22
ago.-22
oct.-22
dic.-22
feb.-23
abr.-23
jun.-23
ago.-23
oct.-23
160,0
En la Grafica 31 se presenta el Escenario 8, el cual contempla una combinación
de las demás alternativas de atraso.
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 crecimiento Alto y Medio (revisión marzo
de 2015).
Para el escenario base se compromete la atención de la demanda en septiembre
de 2023, bajo un escenario de demanda alto.
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, esto no es atribuible a dichos atrasos. Es decir,
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el comportamiento de dichos escenarios es igual al del caso base, en el momento
donde se evidencia el déficit.
Para el escenario 3, atraso de la entrada del proyecto Ituango, se compromete
la atención de la demanda para agosto y septiembre de 2022 y septiembre de 2023,
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.
Para el escenario 6, no entrada del proyecto Termonorte, se compromete la
atención de la demanda para septiembre de 2021 y septiembre de 2023, bajo un
escenario de demanda alto.
Para el escenario 8 se compromete la atención de la demanda para septiembre
de 2021, septiembre de 2022 y septiembre de 2023, 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.
REFERENCIAS

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.
Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Junio 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: Junio de 2015.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Junio de 2015.

UPME, Revisión de proyecciones de demanda – Marzo 2015.
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
www.upme.gov.co

informe mensual de variables de generación y del mercado

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