informe mensual de variables de generaciÓn y del … · pagina- 3 -de 16 informe mensual de...
TRANSCRIPT
Pagina- 1 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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 la generación fuera de mérito. Esta última está asociada a las limitaciones de la red
del Sistema interconectado Nacional – SIN.
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.
1. CAPACIDAD INSTALADA
Durante febrero, el Sistema Interconectado Nacional mantuvo en el mismo valor
su capacidad efectiva neta con respecto al mes anterior. En la Tabla 1 se presenta la
capacidad instalada diferenciada por tipo de tecnología/recurso y su respectiva
participación porcentual con respecto a la capacidad total. Asimismo, en la Gráfica 1
ilustra la participación porcentual en un diagrama de torta.
Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tiene la mayor participación
con 69.71% de la capacidad instalada total. En segundo lugar se ubican las centrales
térmicas (gas y carbón), las cuales alcanzan de manera agregada el 18.27%.Por el
contrario, el recurso con menor participación es el Biogás con 0.02%.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología/recurso
Tecnología/Recurso Capacidad Efectiva Neta [MW] Capacidad Efectiva Neta [%]
ACPM 1,237.0 7.36%
AGUA 11,721.6 69.71%
BAGAZO 130.7 0.78%
BIOGAS 4.0 0.02%
CARBON 1,374.0 8.17%
COMBUSTOLEO 314.0 1.87%
GAS 1,698.3 10.10%
JET-A1 44.0 0.26%
MEZCLA GAS - JET-A1 264.0 1.57%
RAD SOLAR 9.8 0.06%
VIENTO 18.4 0.11%
Total general 16,815.7 100.00% 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 en cada una de áreas y subáreas
eléctricas discriminada por recurso de generación. En esta tabla se encuentra que el
área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó presenta la mayor
concentración de potencia disponible del país, con un valor aproximado de 4,961 MW
(ver Gráfica 2).
Por otro lado, se observa que la región oriental cuenta con una capacidad instalada
de 2,399.7 MW (Gráfica 5), siendo esta la región con menor concentración de potencia
disponible del país.
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
ACPM1,237.07.36%
AGUA11,721.669.71%
BAGAZO130.70.78%
BIOGAS4.0
0.02%
CARBON1,374.08.17%
COMBUSTOLEO314.01.87%
GAS1,698.310.10%
JET-A144.0
0.26%
MEZCLA GAS - JET-A1264.01.57%
RAD SOLAR9.8
0.06%
VIENTO18.4
0.11%
ACPM
AGUA
BAGAZO
BIOGAS
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
JET-A1
MEZCLA GAS - JET-A1
RAD SOLAR
VIENTO
Pagina- 2 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Tabla 2: Capacidad instalada (CI) en cada región por tipo de recurso [MW]
REGIÓN ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS -
JET-A1 VIENTO TOTALES
ANTIOQUIA 353.0 4,598.8
9.4
4,961.2
ANTIOQUIA 353.0 4,598.8
9.4
4,961.2
CARIBE 474.0 338.0
2.3 453.7 314.0 1,351.9
18.4 2,952.3
ATLÁNTICO 160.0
127.0 1,242.1
1,529.1 BOLÍVAR 314.0
187.0 109.8
610.8
CÓRDOBA
338.0
164.0
502.0 GUAJIRA
286.0
18.4 304.4
MAGDALENA
2.3
2.3 SUCRE
3.7
3.7
NORDESTE
1,857.7
660.0
333.6
264.0
3,115.3
BOYACÁ
1,019.7
332.0
1,351.7 CASANARE
166.6
166.6
NORTE SANTANDER
328.0
328.0
SANTANDER
838.0
167.0
264.0
1,269.0 ORIENTAL
2,152.5 21.5 1.7 224.0
2,399.7
BOGOTÁ D.E.
4.4
1.7
6.1 CUNDINAMARCA
2,148.1
224.0
2,372.1
META
21.5
21.5 SUROCCIDENTAL 410.0 2,774.6 109.2
26.9
12.8 44.0
9.8
3,387.2
CALDAS
606.0
44.0
650.0 CAUCA
322.7 29.9
17.0
369.6
HUILA
947.1
947.1 NARIÑO
23.1
23.1
PUTUMAYO
0.5
0.5 QUINDÍO
4.3
4.3
RISARALDA
28.4 15.0
43.4 TOLIMA
199.2
11.8
211.0
VALLE DEL CAUCA 410.0 643.3 64.3
9.9
1.0
9.8
1,138.3
Total general 1,237.0 11,721.6 130.7 4.0 1,374.0 314.0 1,698.3 44.0 264.0 9.8 18.4 16,815.7
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En los mapas presentados a continuación, Gráfica 2 a la Gráfica 6, se ilustra
cómo está distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación
(%) por tipo de recurso.
Gráfica 2: CI en Antioquia y Chocó [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 3: CI en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
7.12%
92.70%
0.19%
ACPM
AGUA
CARBON
16.06%
11.45%
0.08%15.37%
10.64%
45.79%0.62%
ACPM
AGUA
BIOGAS
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
VIENTO
Pagina- 3 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca, Tolima y Meta [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 6: Capacidad instalada área Cauca, Caldas, Caquetá, Huila, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle del Cauca [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
89.70%
0.90%0.07%
9.33%
AGUA
BAGAZO
BIOGAS
CARBON
59.63%
21.19%
10.71%
8.47%
AGUA
CARBON
GAS
MEZCLA GAS -JET-A1
12.10%
81.91%
3.22%0.79% 0.38%
1.36%
0.29%
ACPM
AGUA
BAGAZO
CARBON
GAS
JET-A1
RAD SOLAR
Pagina- 4 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
1.2 Participación de capacidad instalada por agente:
En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes
generadores con respecto a la capacidad instalada total.
Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Se observa que EMGESA S.A. E.S.P. y EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍIN
– E.P.M tiene la mayor participación en el mercado, la cual supera el 20 % cada una.
Seguida de éstas, esta ISAGEN con una participación el 17.77%. En la Tabla 3 se
relaciona la capacidad instalada de cada uno de los agentes generadores con mayor
participación en el mercado.
Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]
Agente Capacidad Instalada
[MW] Capacidad
Instalada [%]
EMGESA S.A. E.S.P. 3,493.0 20.77%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,465.8 20.61%
ISAGEN S.A. E.S.P. 2,988.9 17.77%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,053.7 6.27%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,019.7 6.06%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.46%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.63%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 450.0 2.68%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 338.0 2.01%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 332.0 1.97%
TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P. 314.0 1.87%
CELSIA S.A E.S.P. 233.8 1.39%
OTROS AGENTES 1598.9 9.51%
TOTALES 16815.7 100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2. GENERACIÓN
Durante el mes de febrero, el SIN recibió del parque generador 5,212.9 GWh,
tal como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía disminuyó respecto al mes anterior
en 151.8 GWh, asociado al menor número de días. Como se puede observar en la
tabla, el mayor aporte en la generación lo realizaron las centrales hidráulicas, con cerca
del 73% del total de la electricidad generada, es decir, 3,788 GWh (incluye grandes
generadores y plantas menores).
De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas entregaron de manera
agregada 1,358 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 26.05%.
Asimismo, para la generación de electricidad de las centrales menores y los
cogeneradores, se encuentra sin variación en generación respecto a los datos
registrados durante el mes anterior.
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/año PARTICIPACION %
PLANTAS MAYORES 4,831.2 92.68% HIDRAULICA 3,546.5 68.03%
AGUA 3,546.5 68.03% TERMICA 1,284.7 24.64%
ACPM 97.7 1.87% BAGAZO 0.1 0.00% CARBON 539.4 10.35%
COMBUSTOLEO 31.1 0.60% GAS 616.1 11.82%
JET-A1 0.2 0.00% MEZCLA GAS - JET-A1 0.1 0.00% PLANTAS MENORES 381.7 7.32%
EOLICA 2.4 0.05% VIENTO 2.4 0.05%
HIDRAULICA 241.5 4.63% AGUA 241.5 4.63%
TERMICA 73.2 1.40% BIOGAS 0.3 0.01%
BIOMASA 0.0 0.00% CARBON 0.5 0.01%
GAS 72.5 1.39% COGENERADOR 63.4 1.22%
BAGAZO 62.7 1.20% CARBON 0.4 0.01%
GAS 0.2 0.00% SOLAR 1.2 0.02%
RAD SOLAR 1.2 0.02% TOTAL 5,212.9 100.00%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
EMGESA S.A. E.S.P.3,493.020.77%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
3,465.820.61%
ISAGEN S.A. E.S.P.2,988.917.77%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
1,053.76.27%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.1,019.76.06%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.918.05.46%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.610.03.63%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
450.02.68%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.338.02.01%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.332.01.97%
TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P.314.01.87%
CELSIA S.A E.S.P.233.81.39%
OTROS AGENTES1598.99.51%
CAPACIDAD INSTALADA [MW]
Pagina- 5 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
En la Gráfica 8 se presenta la evolución mensual de la generación por
combustible. Aunque la cantidad de energía generada en el mes de febrero es
menor que la generada en enero, el porcentaje de participación de cada
combustible permanece casi constante, observando un pequeño incremento
porcentual en la energía generada con carbón y una mayor participación de la
energía generada con gas.
Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.1 Participación en la generación por agente:
Respecto a la participación de los agentes en la generación durante febrero, se
puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó al sistema el 21.48%
del total de la energía requerida, ISAGEN el 18.97%, EMGESA el 16.63%,
TERMOBARRANQUILLA EL 7.09% y Empresa de energía del Pacífico el 6.58%. Lo
que significa que estas cinco empresas aportaron el 70.75% del total de la demanda
eléctrica del SIN.
Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]
Agente Generación [GWh/mes]
Participación [%]
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,119.6 21.48%
ISAGEN S.A. E.S.P. 988.9 18.97%
EMGESA S.A. E.S.P. 866.9 16.63%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 369.7 7.09%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 343.1 6.58%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 280.5 5.38%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 214.2 4.11%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 171.6 3.29%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 156.8 3.01%
OTROS AGENTES 701.6 13.46%
Totales 5212.9 100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.2 Participación Térmica:
Las Gráficas 10 y 11 presentan la participación histórica de las centrales
térmicas durante los últimos 12 meses. Allí se observa como en los últimos meses la
participación térmica había disminuido considerablemente pero en febrero se presentó
un repunte significativo en la generación termoeléctrica.
Durante febrero, la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles,
aportó en promedio 48.5GWh-día, equivalente a una participación promedio del
26.1 %, al comparar este porcentaje con el del mes anterior, se observa que la
participación se incrementó en 10%.
Al considerar los aportes promedios diarios de febrero, se encuentra que las
centrales a gas generaron en promedio 24.6GWh–día, mientras que las plantas a
carbón lo hicieron en 19.3GWh–día.
0.0
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18
Ge
ne
raci
ón
[G
Wh
/me
s]
ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1 RAD SOLAR VIENTO
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
1,119.621.48%
ISAGEN S.A. E.S.P.988.9
18.97%
EMGESA S.A. E.S.P.866.9
16.63%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.369.77.09%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
343.16.58%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.280.55.38%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.214.24.11%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.171.63.29%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.156.83.01%
OTROS AGENTES 701.6
13.46%
Pagina- 6 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
De acuerdo con los registros de febrero, las centrales térmicas a gas aportaron
54.91% del total de la generación térmica, con una participación inferior a la del mes
anterior. Con relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 42.74%, nivel
superior al mostrado en el mes anterior, la generación con combustóleo y ACPM para
este periodo corresponde al 2,35% de la generación total térmica.
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad durante febrero. En este
periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 11,949,747.5MBTU para
satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un notable incremento de
3,870,592.3MBTU en el consumo energético respecto al mes anterior.
La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación
de electricidad.
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] PARTICIPACION [%]
CARBON 5,107,064.6 42.74%
COMBUSTOLEO 281,341.4 2.35%
GAS 6,561,341.6 54.91%
Total 11,949,747.5 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Asimismo, en la Gráfica 10 se presenta el comportamiento del consumo de
combustibles del SIN durante los últimos 12 meses, se puede apreciar que durante el
último semestre la participación de la térmica ha permanecido en promedio por debajo
del 20%, alcanzando este tope en diciembre.
En la Gráfica 11 se presenta el consumo por tipo de combustible durante los
últimos 12 meses, se puede evidenciar que el consumo de este mes ha sido el más
alto durante todo el año analizado, siendo el gas y el carbón los combustibles más
utilizados. No obstante, se destaca la participación de combustibles líquidos para
generación, la cual había sido casi nula en los últimos meses.
Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.3 Factor de emisión (FE) y Emisiones de CO2:
Para el cálculo de emisiones de CO2 y el factor de emisión del sistema de
generación eléctrico colombiano, se utiliza la información reportada de consumo de
combustible por tecnología y la generación de electricidad mensual por tipo de central.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
31
/12
/20
16
14
/01
/20
17
28
/01
/20
17
11
/02
/20
17
25
/02
/20
17
11
/03
/20
17
25
/03
/20
17
08
/04
/20
17
22
/04
/20
17
06
/05
/20
17
20
/05
/20
17
03
/06
/20
17
17
/06
/20
17
01
/07
/20
17
15
/07
/20
17
29
/07
/20
17
12
/08
/20
17
26
/08
/20
17
09
/09
/20
17
23
/09
/20
17
07
/10
/20
17
21
/10
/20
17
04
/11
/20
17
18
/11
/20
17
02
/12
/20
17
16
/12
/20
17
30
/12
/20
17
13
/01
/20
18
27
/01
/20
18
10
/02
/20
18
24
/02
/20
18
Par
tici
pac
ión
Gen
erac
ión
Tér
mic
a [%
]
Gen
erac
ión
[G
Wh
/día
]
Generación Térmica Otra Generación % Térmico
(1,000,000)
1,000,000
3,000,000
5,000,000
7,000,000
9,000,000
11,000,000
13,000,000
15,000,000
feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18
Co
nsu
mo
de
Co
mb
ustib
le [
MB
TU
]
ACPM CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1
Pagina- 7 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Además, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión (FE)
para Combustibles Colombianos (FECOC).
Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Energía Neta Generada [MWh/mes]
4,493,590
Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]
913,497
Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]
0.203
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 febrero de 2018. Durante este mes, el parque generador colombiano
emitió 913,497 TonCO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón y
Combustibles líquidos.
De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del
sistema de generación en febrero fue 0.203 TonCO2/MWh. Al comparar este valor con
los últimos 12 meses, se observa que es el más alto, asociado al mayor consumo de
carbón y combustibles líquidos para la generación eléctrica en este periodo.
La Gráfica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2
producidas por el parque generador nacional y el Factor de Emisión mensual. 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. Esta
pendiente es influenciada por el tipo de combustible consumido para la generación, ya
que este afecta directamente los cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y
por el número de días de cada mes.
Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.4 Generación fuera de mérito:
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo febrero 2017 - febrero 2018 (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.
Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN
colombiano. En azul se muestran los proyectos futuros definidos por la UPME en el
Plan de Expansión Generación – Transmisión vigente.
0.000
0.020
0.040
0.060
0.080
0.100
0.120
0.140
0.160
0.180
0.200
0.220
0.240
0.260
0.280
0.300
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18
Fa
cto
r d
e e
mis
ion [
To
n.
CO
2/M
Wh
]
Em
isio
ne
s [
To
n.
CO
2]
Emisiones Factor de Emisión (FE)0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18
Ge
ne
ració
n F
uera
de M
érito
[G
Wh
/día
]
Pagina- 8 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN Visión 2030.
Fuente de datos: UPME
Fuente de gráfica: UPME
3. VARIABLES HÍDRICAS
Los primeros meses del año se caracterizan por disminución de los aportes
hídricos, asociada a la menor precipitación en la mayor parte del territorio,
especialmente en la zona andina donde se encuentran la mayoría de centrales
hidroeléctricas.
3.1 Volumen de embalses:
Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de febrero en 59.39 % del
volumen útil diario y finalizaron en 49.60 %. El comportamiento de los principales
embalses del SIN se describe en la Gráfica 15. El valor del volumen total almacenado
fue menor que el mes anterior.
En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para el día 28
de febrero (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses está
por debajo que el año anterior. Se destacan por su bajo nivel respecto al año anterior,
el embalse de Muña, con una variación de -21.51%. Por el contrario, el embalse con el
nivel más alto respecto al año anterior es el embalse de Playas, con una variación de
+25.25%
Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse (Energía Almacenada)
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En cuanto al volumen útil disponible para la generación de electricidad, descrito
en la Gráfica 16, la tendencia en febrero se inclina hacia valores inferiores a los
presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses
del SIN a 28 de febrero de 2018, disminuyeron en 1,682.7 GWh frente a las del mes
anterior.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
En
erg
ía A
lma
ce
na
da
[G
Wh
]
PEÑOL GUAVIO AGREGADO BOGOTA ESMERALDA EL QUIMBO CHUZA
TOPOCORO RIOGRANDE2 SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES
CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI PORCE II TRONERAS
PRADO MUNA PORCE III PUNCHINA ALTOANCHICAYA OTROS
Pagina- 9 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Fecha/Embalses 28/02/2017 28/02/2018 Diferencia
AGREGADO BOGOTA 37.37% 32.42% -4.95%
ALTOANCHICAYA 35.84% 23.69% -12.15%
AMANI 79.98% 71.48% -8.49%
BETANIA 84.55% 81.37% -3.19%
CALIMA1 76.15% 74.67% -1.48%
CHUZA 72.49% 61.57% -10.92%
EL QUIMBO 52.00% 50.50% -1.50%
ESMERALDA 46.19% 44.18% -2.00%
GUAVIO 40.32% 39.53% -0.79%
MIRAFLORES 67.78% 56.62% -11.16%
MUNA 76.67% 55.16% -21.51%
PENOL 78.55% 69.07% -9.48%
PLAYAS 82.31% 107.56% 25.25%
PORCE II 72.09% 73.34% 1.25%
PORCE III 69.75% 69.55% -0.20%
PRADO 82.46% 97.10% 14.64%
PUNCHINA 44.12% 31.91% -12.21%
RIOGRANDE2 67.48% 58.73% -8.75%
SALVAJINA 55.44% 47.96% -7.48%
SAN LORENZO 67.61% 46.42% -21.19%
TOPOCORO 63.25% 67.15% 3.90%
TRONERAS 66.55% 57.87% -8.67%
URRA1 74.93% 67.75% -7.18%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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.
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la Tabla 9 se compara el porcentaje del nivel de embalse total útil para el día
28 de febrero (2017 y 2018). Se destacan por su nivel bajo respecto al año anterior, el
embalse de San Lorenzo, con una variación de -22.73%. Por el contrario, el embalse
con el nivel más alto con relación al año anterior es el embalse de Prado, con una
variación de +26.13%.
Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse
Fecha/Embalses 28/02/2017 28/02/2018 Diferencia
AGREGADO BOGOTA 37.37% 32.42% -4.95%
ALTOANCHICAYA 19.81% 4.62% -15.19%
AMANI 77.71% 68.26% -9.45%
BETANIA 75.48% 70.42% -5.06%
CALIMA1 70.49% 68.66% -1.83%
CHUZA 71.18% 59.74% -11.44%
EL QUIMBO 42.94% 41.16% -1.78%
ESMERALDA 44.05% 41.97% -2.08%
GUAVIO 38.94% 38.13% -0.81%
MIRAFLORES 65.90% 54.09% -11.81%
MUNA 76.58% 54.98% -21.60%
PENOL 76.95% 66.76% -10.19%
PLAYAS 74.93% 110.72% 35.78%
PORCE II 59.46% 61.28% 1.82%
PORCE III 62.87% 62.62% -0.25%
PRADO 68.71% 94.83% 26.13%
PUNCHINA 34.66% 20.38% -14.28%
RIOGRANDE2 55.90% 44.03% -11.87%
SALVAJINA 49.54% 41.07% -8.47%
SAN LORENZO 63.46% 40.73% -22.73%
TOPOCORO 55.50% 60.22% 4.72%
TRONERAS 53.35% 41.26% -12.10%
URRA1 68.09% 58.46% -9.62%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos promedio durante febrero de 2018 fueron de 83.54
GWh/día, valor por debajo de la media histórica mensual de 98.06 GWh/día.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
Vo
lum
en Ú
til E
nerg
ía [
GW
h]
GUAVIO PENOL AGREGADO BOGOTA ESMERALDA CHUZA EL QUIMBO
TOPOCORO SAN LORENZO MIRAFLORES BETANIA URRA1 RIOGRANDE2
CALIMA1 SALVAJINA AMANI PLAYAS MUNA TRONERAS
Pagina- 10 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
En la Gráfica 17 se observa que los aportes, en su mayoría, estuvieron por
debajo de la media durante todo el mes, presentándose un repunte en la última semana
que ayudó a que el déficit fuera menor.
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
El IDEAM manifiesta que la evolución del índice ONI en el trimestre enero-febrero-
marzo fue de -0.8º C, empezando a presentarse una disminución de las condiciones frías predominantes en el último trimestre de 2017 y enero de 2018.
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 febrero de 2018. 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 [MWh/mes]
PAIS VALORES TOTAL
ECUADOR Exportaciones Energía 4.87
Importaciones Energía 18,907.31
VENEZUELA Exportaciones Energía 37.56
Importaciones Energía
Total Exportaciones Energía 42.43
Total Importaciones Energía 18,907.31
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
4.1 Ecuador:
Como se observa en la Gráfica 18, durante febrero las exportaciones de
electricidad hacia este país estuvieron por debajo del histórico mensual registrado
durante los últimos 2 años. Por otra parte, se encuentra que las importaciones
registraron 18.9 GWh/mes, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de
Ecuador. Esta importación decreció con respecto del mes pasado. En el registro
histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos de
exportación que superan los 18 GWh/mes.
Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
4.2 Venezuela:
Respecto a los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones ha
venido creciendo desde el mes de agosto, presentando en diciembre el máximo valor
de exportaciones registrado para el año 2017, siendo estas de 0.039 GWh-mes. En la
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
450.0
500.0
Aport
es [
GW
h]
Aportes Diarios [GWh] Aportes Medios Mensuales [GWh]
10
,91
2.3
6
18
,79
0.2
5
50
.52
99
8.1
9
82
4.4
0
32
7.1
2
12
2.9
1
3,2
27
.74
5,6
51
.11
2,0
36
.28
82
4.7
5
12
7.3
9
10
.49
44
.21
9.7
9
96
.13
47
.91
10
.34
40
.22
4.8
4
27
.02
12
7.0
7
8,6
33
.23
50
.77
4.8
7
-71
.46
-13
,41
7.2
3
-14
2,0
88
.93
-66
,43
3.9
1
-63
,63
1.6
7
-40
,32
2.0
9
-15
,96
9.0
6
-23
,62
4.8
4
-6,2
94
.78
-2,5
52
.37
-2,3
35
.13
-92
9.8
9
-25
4.3
2
-52
4.9
5
-33
,17
1.9
3
-21
,02
6.0
9
-4,4
69
.13
-16
9.2
6
-31
.56
-18
6.5
0
-24
3.7
0
-1,1
40
.99
-10
,26
1.3
4
-6,6
80
.81
-85
,70
8.9
3
-18
,90
7.3
1
-150,000
-100,000
-50,000
0
50,000
100,000
150,000
ene
.-1
6
feb.-
16
ma
r.-1
6
abr.
-16
ma
y.-
16
jun
.-1
6
jul.-1
6
ago
.-1
6
sep
.-16
oct.
-16
nov.-
16
dic
.-16
ene
.-1
7
feb.-
17
ma
r.-1
7
abr.
-17
ma
y.-
17
jun
.-1
7
jul.-1
7
ago
.-1
7
sep
.-17
oct.
-17
nov.-
17
dic
.-17
ene
.-1
8
feb.-
18
Inte
rca
mb
io E
nerg
ético
[M
Wh
/me
s]
Exp-ECU Imp-ECU
Pagina- 11 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 19 se presenta el valor mes a mes de energía correspondiente a la exportación
desde Colombia hacia Venezuela, la cual para febrero de 2018 fue cercana a 0.037
GWh –mes.
Gráfica 19: Interconexión con Venezuela
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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.
Durante febrero, el precio promedio de bolsa se incrementó con respecto al mes
anterior en un valor de 13.5COP/kWh. El precio de escasez para febrero fue de 415.4
COP/kWh.
La disminución del precio de bolsa observada desde noviembre de 2015 hasta
mayo de 2016 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 (Costo del Primer escalón de
Racionamiento) menos el costo de arranque y parada. La resolución citada
anteriormente buscó aliviar el costo de generación con líquidos asociados a la
activación de la opción financiera de obligaciones de energía en firme.
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
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 promedios de 187.76 COP/kWh y 163.96 COP/kWh,
respectivamente, durante los últimos dos años. Los valores promedios registrados
durante febrero se incrementaron 3.87% para usuarios no regulados y de 5.59% para
usuarios regulados, en comparación con el mismo mes del año anterior.
62
.55
73
.92
10
9.8
9
20
0.7
3
79
.95
53
.04
61
.89
55
.29
41
.10
31
.56
34
.20
24
.99
6.6
9
13
.23
18
.96
22
.02
6.8
1
2.8
8
5.1
0
2.4
9
4.6
5
13
.23
20
.19 3
9.9
0
29
.76
37
.56
1.0
10.0
100.0
1,000.0
ene
.-1
6
feb.-
16
ma
r.-1
6
abr.
-16
ma
y.-
16
jun
.-1
6
jul.-1
6
ago
.-1
6
sep
.-16
oct.
-16
nov.-
16
dic
.-16
ene
.-1
7
feb.-
17
ma
r.-1
7
abr.
-17
ma
y.-
17
jun
.-1
7
jul.-1
7
ago
.-1
7
sep
.-17
oct.
-17
nov.-
17
dic
.-17
ene
.-1
8
feb.-
18
Inte
rcam
bio
Energ
ético [
MW
h/m
es]
Exp-VEN Imp-VEN
0
200
400
600
800
1000
1200
ene
.-1
6
feb.-
16
ma
r.-1
6
abr.
-16
ma
y.-
16
jun
.-1
6
jul.-1
6
ago
.-1
6
sep
.-16
oct.
-16
nov.-
16
dic
.-16
ene
.-1
7
feb.-
17
ma
r.-1
7
abr.
-17
ma
y.-
17
jun
.-1
7
jul.-1
7
ago
.-1
7
sep
.-17
oct.
-17
nov.-
17
dic
.-17
ene
.-1
8
feb.-
18
Pre
cio
s [
CO
P/k
Wh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Escasez Precio Promedio Contrato
Pagina- 12 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Finalmente, la Gráfica 22 muestra una comparación entre la evolución del precio
de bolsa promedio y el volumen útil diario de los embalses. De manera general se
encuentra en el histórico una correlación entre la disponibilidad de los recursos
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Para noviembre y diciembre de 2015 no se puede apreciar la relación
inversa entre precio spot y volumen de los embalses probablemente debido a
la resolución CREG 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 2017, y la Energía Firme de las
plantas existentes (ENFICC verificada diciembre de 2017), 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.
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida
Ituango dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19
Gecelca 3.2 nov-17 feb-18 nov-17 nov-17 jul-18
Termonorte ago-18 ago-18 ago-18 dic-18 dic-18
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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 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.
0
200
400
600
800
1000
1200
ene
.-1
6
feb.-
16
ma
r.-1
6
abr.
-16
ma
y.-
16
jun
.-1
6
jul.-1
6
ago
.-1
6
sep
.-16
oct.
-16
nov.-
16
dic
.-16
ene
.-1
7
feb.-
17
ma
r.-1
7
abr.
-17
ma
y.-
17
jun
.-1
7
jul.-1
7
ago
.-1
7
sep
.-17
oct.
-17
nov.-
17
dic
.-17
ene
.-1
8
feb.-
18
Pre
cio
s [
CO
P/k
Wh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Promedio Contratos Regulados Precio Promedio Contratos No Regulados
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0
500
1000
1500
2000
2500
Volu
men Ú
til [%
]
Pre
cio
de B
ols
a [
CO
P/k
Wh]
Precio Bolsa Diario Volumen Útil Diario
Pagina- 13 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de octubre de 2017.
En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, 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.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de julio de 2017.
Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2. y Termonorte vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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 Ituango.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero de 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda de
julio de 2017.
Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el
escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del
proyecto Termonorte.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de julio de 2017.
Pagina- 14 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – FEBRERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Termonorte vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
El Escenario 4 contempla una combinación de todas las posibilidades de atraso.
Este escenario es presentado en la Gráfica 27.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de julio de 2017.
Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
REFERENCIAS
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 2018.
XM S.A. E.S.P, Sistema de información, versiones TX3 y TXF. Consultado: enero de 2018.
Informe de registro de proyectos de generación UPME. Consultado: enero de 2018.