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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – DICIEMBRE DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN

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INTRODUCCIÓN:

El presente informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento

de algunas variables del sistema de generación y del mercado eléctrico colombiano.

Dentro de la información presentada se puede resaltar la descripción general del

parque generador eléctrico colombiano, el aporte de cada una de las tecnologías y la

participación de los agentes.

Asimismo se muestra la evolución de algunas variables, como el consumo de

combustibles de las plantas térmicas, la evolución de variables hídricas, la información

de los intercambios regionales de electricidad, la evolución del precio de la electricidad

y 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 diciembre el Sistema Interconectado Nacional registró un

incremento de 305.3 MW en capacidad instalada; 151.1 MW hidroeléctricos (segunda

etapa Cucuana - 29 MW, Carlos Lleras - 78.1 MW y San Miguel - 44 MW), 169.4 MW

carboeléctricos (Tasajero 2 - 160 MW e incrementos de capacidad en plantas menores)

y una reducción de 12 MW en capacidad Gas – Líquido (Termocentro). Por otra parte

la planta Termoemcali pasó de declarar 229 MW de generación con gas a 213 MW con

líquidos. 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

69.97% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),

las cuales alcanzan de manera agregada el 19.66%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Capacidad por tecnología

Tecnología Potencia

(MW) Participación

(%)

Hidráulica 11,500.5 69.97%

Térmica Gas 1,619.5 9.85%

Térmica Carbón 1,348.4 8.20%

Líquidos 1,592.0 9.69%

Gas - Líquidos 264.0 1.61%

Viento 18.4 0.11%

Biomasa 93.2 0.57%

Total 16,436.0 100%

Fuente de datos: Sistema de información de XM

Fuente de tabla: UPME

1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos

En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada 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 4,870.1 MW,

aproximadamente (ver Grafica 2).

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica


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.

69.97%

9.85%

8.20%9.69%

1.61% 0.11% 0.57%Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Líquidos

Gas - Líquidos

Viento

Biomasa

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Tabla 2: Capacidad instalada en cada región por tipo de recurso [MW]



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 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW,%]



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



ACPM AGUA BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS

JET-

A1

MEZCLA GAS

- JET-A1 VIENTO

TOTAL

GENERAL

ANTIOQUIA 364.0 4,496.7 9.4 4,870.1

ANTIOQUIA 364.0 4,496.7 9.4 4,870.1

CHOCÓ 0.0

CARIBE 473.0 338.0 464.0 299.0 1,331.0 18.4 2,923.4

ATLÁNTICO 158.0 112.0 1,241.0 1,504.0

BOLÍVAR 315.0 187.0 90.0 586.0

CÓRDOBA 338.0 164.0 338.0

GUAJIRA 300.0 18.4 314.4

CESAR 0.0

MAGDALENA 0.0

SUCRE 0.0

NORDESTE 1,838.0 650.0 276.6 264.0 3,028.6

BOYACÁ 1,000.0 327.0 1,327.0

CASANARE 109.6 109.6

NORTE

SANTANDER 323.0 323.0

SANTANDER 838.0 167.0 264.0 1,269.0

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 410.0 2,735.2 93.2 11.8 46.0 3,296.1

CALDAS 585.6 46.0 631.6

CAUCA 322.7 29.9 352.6

HUILA 947.1 947.1

NARIÑO 23.1 23.1

PUTUMAYO 0.5 0.5

QUINDÍO 4.3 4.3

RISARALDA 8.5 5.5 14.0

TOLIMA 200.0 11.8 211.8

VALLE DEL

CAUCA 410.0 643.4 57.8 1,111.2

CAQUETÁ 0.0

Total general 1,247.0 11,500.8 93.2 1,348.4 299.0 1,619.4 46.0 264.0 18.4 16,436.0


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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,%]



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




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1.2 Participación de capacidad instalada por agente:

En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes

generadores, en función de la capacidad instalada.

Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%]



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

20.8 e ISAGEN con el 18.0%. 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

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,515.1

ISAGEN S.A. E.S.P. 2,989.9

EMGESA S.A. E.S.P. 3,420.1

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1,367.0

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,045.3

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,000.0

CELSIA S.A E.S.P. 206.8

OTROS AGENTES 2,891.9

TOTAL 16,436.0



2. GENERACIÓN

Durante el mes de octubre el SIN recibió del parque generador 5,703.88 GWh,

tal como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumentó respecto al mes anterior

en 265.16 GWh. En comparación con el mismo mes de año anterior, el registro se

incrementó en 5.69%.

Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizaron las

centrales hidráulicas, con cerca del 53.58% del total de la electricidad generada, es

decir, 3,065.33 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 2,590.75 GWh al SIN, lo que equivale a una

participación del 45.42%.

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 38,7

GWh para las plantas menores, y un incremento de 9.1 GWh en el caso de los

cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes anterior.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

ACPM 259.77 4.55%

AGUA 2,906.03 50.95%

COGENERACIÓN 50.12 0.88%

CARBON 737.37 12.93%

COMBUSTOLEO 111.10 1.95%

GAS 1,419.62 24.89%

JET-A1 0.00 0.00%

MEZCLA GAS - CARBÓN 0.00 0.00%

QUEROSENE 17.14 0.30%

MENORES AGUA 150.31 2.64%

MENORES GAS 45.76 0.80%

VIENTO 6.67 0.12%

TOTAL 5,703.88 100.00%



En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo de central. Se

observa un comportamiento decreciente en la producción hidroeléctrica a partir

de agosto de 2015 y hasta noviembre de 2015, en diciembre la generación

hidroeléctrica tuvo un incremento marginal respecto al mes anterior,

correspondiendo lo anterior con los pronósticos asociados al fenómeno de El

Niño, se puede apreciar para los últimos 3 meses que la brecha dejada por la

hidroelectricidad ha sido cubierta con un pequeño crecimiento en producción

gasoeléctrica y un alto crecimiento en electricidad producida con líquidos,

manteniéndose relativamente constante la producción carboeléctrica. Con

respecto al mes anterior, la generación hidráulica aumentó 30.2 GWh. Por otro

lado, se encuentra que la generación térmica agregada del mes, está por encima

del valor registrado el mes anterior, en un valor de 223.5 GWh.

3,515.122%

2,989.918%

3,420.121%1,367.0

8%

1,045.36%

1,000.06%

206.81%

2,891.918%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A.E.S.P.ISAGEN S.A. E.S.P.

EMGESA S.A. E.S.P.

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DEENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.E.S.P.AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.

CELSIA S.A E.S.P.

OTROS AGENTES


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Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]



2.1 Participación en la generación por agente:

Respecto a la participación de los agentes en la generación durante el mes de

diciembre de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó

al sistema el 20.2% del total de la energía requerida, ISAGEN el 15.4%, EMGESA el

17.4% y GECELCA el 13.9 % lo que significa que estas cuatro empresas aportaron

más del 65% del total de la demanda eléctrica del SIN.

El resto de la generación fue aportada por 36 agentes, que entregaron un poco

menos del 35% de la electricidad demandada.

Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%]



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 y hasta superan

el 50% del total de la generación diaria.

Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,152.54

ISAGEN S.A. E.S.P. 879.14

EMGESA S.A. E.S.P. 994.29 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 792.48

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 147.92

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 298.43

CELSIA S.A E.S.P. 135.79

OTROS AGENTES 1,303.27

Total 5,703.88



Durante el mes de diciembre de 2015, la generación de electricidad a partir de

combustibles fósiles, aportó en promedio 83.57 GWh-día, equivalente a una

participación promedio del 45.7%. Asimismo, la participación térmica en este periodo

alcanzó un máximo de 59.7%, es decir 95.77 GWh-día. Al comparar estos valores con

los del mes anterior, se observa que la participación de la generación térmica aumentó

5.91%, siendo la más alta observada en los últimos 24 meses. Este incremento en la

participación térmica obedece al fenómeno de El Niño, debido a que el sistema ahorra

agua para temporadas venideras más secas, requiere energía térmica costosa para el

mes corriente.

Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a

gas generaron 47.27 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 23.79

GWh–día.


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Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh]



De acuerdo con los registros de diciembre de 2015, las centrales térmicas a gas

aportaron 56.56% del total de la generación térmica, con una participación superior a

la del mes anterior. En relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 28.46%,

nivel superior del mostrado en el mes anterior, la generación con combustóleo, ACPM

y querosene para este periodo corresponde al 14.93% de la generación total térmica.

No se registró generación por plantas operadas con Jet – A1. Se puede apreciar que

la participación térmica esta sostenida por un consumo considerable de líquidos

(ACPM, Combustóleo y Querosene), debido a la escasez de gas en el mercado de

generación eléctrica, haciendo el sistema vulnerable a una escalada de precios.

Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los

combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de diciembre.

En este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 22,565.00 GBTU

para satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un incremento en el consumo,

aproximadamente de 2,082.40 GBTU respecto al mes anterior. El combustible más

utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 49.4%, el carbón tuvo

29.7 % de participación y los líquidos aportaron 21.35 % siendo el ACPM el más

utilizado.

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 1,330.43

GBTU, 24.92% en comparación al mes anterior. El consumo de ACPM disminuyó 297.0

GBTU, decreciendo 8.71% respecto al mes anterior. El consumo de Gas Natural creció

1,265.2 GBTU respecto al mes anterior, 12.89% en comparación al mes pasado. El

consumo de combustóleo disminuyó 255.3 GBTU, 13.91% comparado al mes pasado.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo (GBTU)

Participación (%)

Combustóleo (FO6) 1,580.53 7.04%

Carbón 6,669.09 29.7%

Gas Natural 11,077.30 49.4%

ACPM (FO2) 3,112.85 13.87%

Querosene 125.23 0.56%

Total 22,565.00 100.00%



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 julio y el mes de octubre de 2014.

De la misma forma se puede observar en la gráfica, que el mayor consumo de gas

natural registrado ocurrió durante los meses mes de junio de 2014 y diciembre de 2015,

superando los 11.000,0 GBTU/mes. 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 eléctrica en el

mismo periodo. Se puede observar que las demandas de combustibles para

generación térmica en los últimos cuatro meses de 2015 son las más altas en los

últimos 18 meses, la alta demanda podría ser el reflejo de las altas temperaturas

observadas en el país, correspondiendo con una época en donde el fenómeno de El

Niño hace una fuerte presencia, a su vez este, incide negativamente en los niveles de

los embalses a nivel nacional; a pesar que el consumo total de fósiles tiene un aumento

considerable fuera de la tendencia, el aporte del gas disminuye respecto a periodos

anteriores, esto ocurre por la baja oferta de este combustible para generación térmica

en el país (indisponibilidad de suministro). Como resultado la energía no generada con

gas, es generada con líquidos (ACPM, querosene y combustóleo), haciendo ineficiente

el sistema y poniendo a las empresas generadoras en graves aprietos financieros

(empresas con cargo por confiabilidad, que han tenido que generar debido a la entrada

de la obligación).


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Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación



2.3 Factor de emisión (FE) y Emisiones de CO2:

Para el cálculo de emisiones de CO2 y el factor de emisión del sistema de

generación eléctrico colombiano, se utiliza la información reportada de consumo de

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).

Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Tipo de planta Energía Neta

Generada. [GWh] Consumo de

Combustible [GBTU]

Emisiones

[Ton. CO2/mes]

ACPM 259.77 11,077.30 875,006.78

AGUA 2,906.03

BAGAZO 50.12 31,383.86

CARBON 737.37 6,669.09 684,328.60

COMBUSTOLEO 111.10 3,112.85 264,610.06

GAS 1,419.62 1,580.53 91,883.68

JET-A1 0.00

QUEROSENE 17.14 125.23 7,668.71

MEZCLA GAS - JET-A1 0.00

MENORES AGUA 150.31

MENORES GAS 45.76

VIENTO 6.67

Total 5,703.88 22,565.00 1,954.88

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5,703,875.43

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

1,954.88

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0.343

Fuente de datos: XM y FECOC UPME Fuente de tabla: UPME

En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO2

del SIN para el mes de diciembre de 2015. Durante dicho mes, el parque generador

colombiano emitió cerca de 1,954.88 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas

Natural, Carbón y Combustibles líquidos.

Las centrales que utilizan ACPM generaron los mayores volúmenes de CO2,

aportando el 44.76% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Carbón, las

cuales entregaron cerca del 35,01%. El resto de las emisiones fueron producto de la

generación con: Combustóleo (FO6), Gas y bagazo.

De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del

sistema de generación en el mes de noviembre de 2015 fue 0.343 Ton CO2/MWh. Al

comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un

incremento de 0.013 Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el aumento de la

demanda de combustibles para la generación de electricidad, así como el suplemento

que da el ACPM al Gas.

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 ACPM es mayor respecto a la generación térmica a Carbón y Gas, indicando que

esta tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono

(CO2).


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Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión



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.

Al comparar el Factor de Emisión del mes de diciembre de 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 diciembre de 2015 emitió más cantidad de

gases de efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los

últimos 12 meses.

El factor de emisión muestra un crecimiento casi que explosivo durante los dos

últimos meses, esto es debido principalmente a que, ante la incapacidad física de

generar con gas natural, el parque generador térmico se ha visto en la penosa

necesidad de generar con recursos líquidos, los cuales no solo son más costosos sino

que a su vez tienen un factor de emisión de CO2 (TONCO2/MWh) más grande que el

gas.

2.4 Generación fuera de mérito:

A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el

periodo diciembre 2014 – diciembre 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

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.


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Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]



En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN.

Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN.

Fuente de datos: UPME


3. VARIABLES HÍDRICAS

Históricamente, diciembre hace parte de la transición entre la segunda

temporada húmeda del año y el inicio de la temporada seca, por esta razón

generalmente se presenta una disminución en las precipitaciones y posterior cambio

en la tendencia de los aportes hídricos, lo que repercute en el volumen de agua

almacenado en los embalses. En este mes los volúmenes de precipitación fueron

deficitarios en la mayor parte del territorio. El volumen útil de los embalses asociados

al SIN disminuyó cerca del 8%, respecto a noviembre de 2015, de igual forma,

comparado con el año anterior, disminuyó cerca del 14.2% del volumen útil total

nacional.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 66.72% del volumen útil diario,

y finalizaron en 61.17%, esta tendencia concuerda con las menores precipitaciones,

características de la temporada seca que tradicionalmente inicia este mes y se acentúa

con las condiciones macroclimáticas de El Niño.

El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica

15. El valor del volumen total almacenado se incrementó con la entrada en operación

de la central El Quimbo. No obstante, las precipitaciones deficitarias durante este mes

y al aumento de la demanda de energía eléctrica, afectaron el volumen de los

embalses. De acuerdo a la NOAA, para el trimestre octubre – noviembre - diciembre,

el índice ONI para la región 3,4, tuvo un valor de 2.5°C, alcanzando las condiciones

océano-atmosféricas de un fenómeno El Niño de categoría fuerte., el cual se

mantendrá hasta el segundo trimestre de 2016, de acuerdo a las previsiones de la

NOAA.


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En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses

de diciembre (2014 y 2015). Con excepción de Betania y Urrá, la mayoría de embalses

presentan niveles inferiores a los del mismo mes de 2014. Se destaca, por su nivel bajo

respecto al año anterior, Calima, Miel y El Peñol, con el 55.17%, 19.26%

respectivamente.

Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse



En cuanto al volumen útil, disponible para la generación de electricidad, descrito

en la Gráfica 16, la tendencia en diciembre se inclina hacia valores inferiores a los

presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses

del SIN a 31 de diciembre de 2015, disminuyeron en 953.9 GWh frente a las del mes

anterior, lo que equivale a una disminución del 8%.

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 31/12/2015 31/12/2014

AGREGADO EEB 51.68% 60.29%

BETANIA 87.71% 88.18%

CALIMA 37.42% 92.59%

EL GUAVIO 77.39% 84.92%

EL PEÑOL 68.58% 87.84%

ESMERALDA 62.24% 78.74%

MIEL 54.47% 79.34%

MIRAFLORES 79.50% 96.60%

RIOGRANDE I I 66.54% 92.76%

SAN LORENZO 84.81% 77.66%

URRA 90.04% 84.83%

TOPOCORO 61.39% 77.45%

EL QUIMBO 57.54% NA



Asimismo, comparando el volumen útil de agua almacenada en los embalses

del SIN, se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total, hacia valores

inferiores como se describe en la Tabla 9; se destacan por su bajo nivel respecto a

diciembre de 2014, Calima con disminución cercana a 68.25%; Miel con disminución

del 27.67%; Riogrande II disminuyó 35.65%, y El Peñol con una disminución del

20.58%.

Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses







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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.

Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 31/12/2015 31/12/2014

AGREGADO EEB

51.68% 60.29%

BETANIA 80.14% 80.90%

CALIMA 22.58% 90.83%

EL GUAVIO 76.85% 84.56%

EL PEÑOL 66.43% 87.01%

ESMERALDA 60.74% 77.93%

MIEL 49.32% 76.99%

MIRAFLORES 78.30% 96.42%

RIOGRANDE I I 54.62% 90.27%

SAN LORENZO 83.53% 74.79%

URRA 87.32% 80.69%

TOPOCORO 53.18% 72.66%

EL QUIMBO 49.53% NA



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos durante diciembre estuvieron muy por debajo de la media

histórica mensual, finalizando con un promedio acumulado de 51.7%. A pesar de estas

condiciones, los embalses que tienen mayor ponderación en el SIN se mantiene

similares al mes anterior, superiores al 65% de su volumen útil.

En el boletín 251 publicado por el IDEAM, esta entidad ratifica los estimativos

del boletín anterior, y mantiene la probabilidad que predominen las condiciones cálidas

1 http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/

en la cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, ratificando la

consolidación de El Niño con magnitud fuerte, lo cual puede incidir en menores aportes,

comparados con la media histórica de los dos primeros trimestres de 2016.

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 muy deficitarios.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El mismo boletín del IDEAM manifiesta que en diciembre registraron volúmenes

de precipitación entre ligera y moderadamente por encima de lo normal en sectores del

centro y del sur de la región Pacífica, además hacia el oriente y sur de la región

Amazónica, en el resto del país se observaron valores ligeramente por debajo de lo

normal. En el centro y sur de la región Caribe en los primeros quince días se

presentaron algunos volúmenes de precipitación altos, sin embargo, desde inicios de

la tercera semana se mantuvieron condiciones secas a lo largo de la región. Para la

región Andina los volúmenes de precipitación más importantes se presentaron durante

las primeras semanas.

El día 10 de diciembre se registró a nivel nacional como el día más lluvioso del

mes alcanzando el mayor volumen en el municipio de Ataco en el departamento de

Tolima con 111.7 mm de lluvia en 24 horas.

3.3 Pronósticos de Precipitación:

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) Para este mes se prevé condiciones de precipitación entre moderada y

altamente deficitarias en la región Andina; para la región Pacífica se prevé condiciones

de precipitación ligeramente deficitarias; En la Orinoquía, Amazonía y región Caribe

se pronostica lluvias muy cercanas de la media histórica

Pronóstico Mediano Plazo (Febrero - Marzo) Para este periodo se prevé condiciones de precipitación entre moderada y

altamente deficitarias en la región Andina; para las regiones Pacífica y Caribe se prevé

condiciones de precipitación ligeramente deficitaria; En la Orinoquía y Amazonía se

pronostica lluvias muy cercanas de la media histórica


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Pronóstico Largo Plazo (Abril – Mayo - Junio)

De acuerdo con los modelos numéricos de predicción climática del Centro

internacional de Investigación para el Fenómeno de El Niño - CIIFEN, y bajo

condiciones similares en otros fenómenos El Niño de intensidad fuerte, se espera que

la influencia del evento cálido se manifieste con volúmenes de precipitación

ligeramente por debajo de lo normal en las regiones Caribe y Andina.

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 diciembre 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.

Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]

Interconexiones internacionales (GWh)

Exportaciones 0.51

Colombia - Ecuador Importaciones 2.44

Neto -1.94

Exportaciones 0.02

Colombia - Venezuela Importaciones 0.00

Neto 0.02



4.1 Ecuador:

Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de diciembre de 2015 las

exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por debajo del promedio

mensual registrado durante el último año, es decir inferior a 42.87 GWh - Mes. Por otra

parte, se encuentra que las importaciones registraron 2.44 GWh, 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.

Gráfica 18: Interconexión con Ecuador



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

0.02 GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica

19).

Gráfica 19: Interconexión con Venezuela



-20.00

0.00

20.00

dic

.-13

feb

.-1

4

abr.

-14

jun.-

14

ago.-

14

oct.-1

4

dic

.-14

feb

.-1

5

abr.

-15

jun

.-15

ago.-

15

oct.-1

5

dic

.-15

En

erg

ía [

GW

h]

Exportaciones Importaciones





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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 diciembre de 2015, el precio promedio de contratos y en general

el precio diario, aumentó con respecto al mes anterior, se incrementó un valor de 2.05

COP/kWh. Se mantiene la baja volatilidad y se aprecia para noviembre una desviación

estándar de 1.29 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez

aumentó hasta un valor de 306.39 COP/kWh.

Se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio, el cual registró

durante diciembre de 2015 un valor de 630.48 COP/kWh, el cual equivale a un

decremento de 17.55%, en comparación con el mes anterior. Esta variable registró un

mínimo de 405.08 COP/kWh y un máximo de 817.15 COP/kWh. Finalmente, se

observa una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la desviación estándar para

julio fue 120.93 COP/kWh.

La disminución del precio de bolsa para noviembre y diciembre de 2015 no

corresponde a una respuesta natural del mercado sino a una intervención regulatoria

(Resolución CREG 172 de 2015) en donde se acota el precio máximo de oferta para el

mercado spot al 75% del CRO menos el costo de arranque y parada.

La resolución citada en el párrafo anterior, busca aliviar el costo de generación

con líquidos asociados a la activación de la opción financiera de obligaciones de

energía en firme. Bajo las actuales condiciones de mercado, algunas empresas con

OEF, térmicas a gas con posibilidad de generación con líquidos, no pudieron con las

obligaciones, forzando a la demanda a cubrir parte de la energía que algunos

generadores térmicos no pudieron financiar.

Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez

Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME

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 171.66 COP/kWh y 138.11

COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores promedios

registrados durante diciembre de 2015 presentan un incremento de 16.74% y 14.11%

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 de los meses de marzo y mayo de 2013.

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



Finalmente, la Gráfica 22 muestra una comparación entre la evolución del precio

de bolsa promedio y el volumen útil diario de los embalses. De manera general se

encuentra en el histórico, una correlación entre la disponibilidad de los recursos





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utilizados para la generación de electricidad y el precio de la misma; en especial con la

disponibilidad de recursos hídricos.

Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil



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

se observa que ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa

disminuye, esto también está asociado con los pronósticos climáticos, En mayo de

2015 se presenta el menor nivel útil de los últimos de los últimos 24 meses, por lo tanto

es de esperarse el incremento mostrado en el precio de bolsa promedio de la energía,

alcanzando para este mes valores parecidos a los observados durante abril, mayo y

junio de 2014, en septiembre y octubre de 2015 se observa una caída en el nivel útil

de los embalses, en el mismo periodo se observa la escalada del precio de bolsa. Para

octubre de 2015 se observa el precio más alto observado en los últimos 24 meses.

Para noviembre y diciembre de 2015 no se puede apreciar la relación inversa

entre precio spot y volumen de los embalses probablemente debido a que la CREG

intervino el mercado (resolución 172 de 2015).

6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.

A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio

de demanda de energía eléctrica, revisión octubre de 2015, y la Energía Firme de las

plantas existentes (ENFICC verificada), agregada con las obligaciones de las centrales

nuevas (cargo por confiabilidad).

Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni

Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía Firme –

OEF. Asimismo, se 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. Dada la entrada de El Quimbo en

octubre de 2015, se retira del análisis el escenario 1, el cuál implicaba el retraso de

esta importante hidroeléctrica. Adicional a El Quimbo, en diciembre de 2015 entraron

en operación las siguientes plantas: San Miguel, Carlos Lleras y las dos etapas de

Cucuana, lo anterior implica el retiro de los escenarios 4, 5 y 7. Las plantas Tasajero 2

y Gecelca 3 también entraron en operación, entrando a la base de ENFICC para

Colombia.

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC



Este ejercicio se realizó para cinco (5) 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

OEF, asumiendo que las mismas no se pueden ceder. Todo 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.

Escenario 0 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 6 Escenario 8

ENFICC Veri ficada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

El Quimbo ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15

Tasajero II dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Gecelca 3.0 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

San Miguel dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Carlos Lleras Restrepo dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Cucuana ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15

Ituango dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19

Gecelca 3.2 jul -16 jul-17 jul -16 jul -16 jul-17

Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 - -





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Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Octubre 2015

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Los demás escenarios utilizan la misma base del primero, con algunas

modificaciones.

En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 2, el cual considera un atraso en la

entrada en operación del proyecto carboeléctrico Gecelca 3.2 de acuerdo a lo

presentado en la Tabla 11.

Gráfica 24: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2. vs Proyecciones de demanda Octubre 2015



En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el

escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Ituango.

Gráfica 25: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Octubre 2015



En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 6, el cual toma como referencia el

escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del

proyecto Termonorte.

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0

oct.-15 oct.-16 oct.-17 oct.-18 oct.-19 oct.-20 oct.-21 oct.-22 oct.-23

En

erg

ía [

GW

h]

Base Ituango Gecelca 3.2

Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0


En

erg

ía [

GW

h]



150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

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Gráfica 26: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Termonorte vs Proyecciones de demanda Octubre 2015



El Escenario 8 contempla una combinación de todas las posibilidades de atraso.

Este escenario es presentado en la Gráfica 27.

Gráfica 27: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Octubre 2015



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 y Medio (revisión

octubre de 2015).

Bajo el escenario de demanda alta de octubre de 2015 y todos los escenarios

mostrados en la tabla 11, se compromete la atención de la demanda para septiembre

de 2020, febrero, julio, agosto, septiembre y noviembre de 2021 , septiembre de 2022,

febrero, junio, julio, agosto, septiembre y noviembre de 2023, mientras que, bajo un

escenario de demanda medio, se compromete la atención para septiembre de los años

2021, 2022 y 2023; esto implica que bajo el mejor de los casos, donde ningún proyecto

presente atraso, la demanda podrá ser desatendida a partir de septiembre de 2020.

La tabla 12 muestra la cantidad de meses en que se ve comprometida la

atención de la demanda para todos los escenarios planteados (atrasos en FPO de

proyectos) y para los escenarios de proyección de la demanda alto y medio. La máxima

ocurrencia de desbalances ocurre para el escenario 8, sin embargo la probabilidad de

este es muy baja. Bajo el escenario 3 (Atraso de un año en la FPO de Ituango), se

observa un número considerable de desbalances, se presenta un caso similar para el

escenario 6 (No entrada de Termonorte). Vale la pena mencionar que bajo el escenario

2 (Atraso de un año en la FPO de Gecelca 32), se evidencia una posible desatención

de la demanda en septiembre de 2016.

Tabla 12: Cantidad de ocurrencia de déficit (meses)



Se puede concluir que bajo un escenario de demanda alto, la probabilidad más

alta de desatención de la demanda ocurre durante los meses de septiembre de 2020;

febrero, julio, agosto y noviembre de 2021; septiembre de 2022: febrero, junio, julio,

agosto, septiembre y noviembre de 2023. Bajo un escenario de demanda medio la

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0


En

erg

ía [

GW

h]

Base Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0


En

erg

ía [

GW

h]

Base Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media

Escenario Demanda Alta Demanda Media

0 - base 13.0 4.0

2 - Gecelca 32 15.0 5.0

3 - Ituango 22.0 11.0

6 - NO Termonorte 17.0 10.0

8 - Varios Atrasos 29.0 15.0





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probabilidad más alta de desatención de la demanda ocurre en septiembre de 2021,

septiembre de 2022 y septiembre de 2023.

REFERENCIAS

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.

Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Diciembre 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: Diciembre de 2015.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Diciembre de 2015.


http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895

http://www.siame.gov.co/

http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.xls

- 1 - 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y …

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