SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA GRUPO DE GENERACIÓN · generadora y comercializadora de energia del caribe s.a. e.s.p. 484,32 empresa de energia del pacifico s.a. e.s.p. 194,47

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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

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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 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%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Tecnología Potencia

(MW) Participación (%)

Hidráulica 10.919,8 70,35%

Térmica Gas

1.684,4 10,85%

Térmica Carbón

1.180,0 7,60%

Líquidos 1.366,0 8,80%

Gas - Líquidos

276,0 1,78%

Viento 18,4 0,12%

Biomasa 77,2 0,50%

Total 15.521,7 100%

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 4.738,7 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.

70,35%

10,85%

7,60% 8,80%

1,78%0,12%

0,50%

Capacidad por tecnología

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 4.369,7 5,0 4.738,7

ANTIOQUIA 364,0 4.369,7 5,0 4.738,7

CHOCÓ 0,0

CARIBE 462,0 338,0 296,0 297,0 1.331,0 18,4 2.742,4

ATLÁNTICO 153,0 110,0 1.241,0 1.504,0

BOLÍVAR 309,0 187,0 90,0 586,0

CÓRDOBA 338,0 338,0

GUAJIRA 296,0 18,4 314,4

CESAR 0,0

MAGDALENA 0,0

SUCRE 0,0

NORDESTE 1.838,0 490,0 276,6 276,0 2.880,6

BOYACÁ 1.000,0 327,0 1.327,0

CASANARE 109,6 109,6

NORTE SANTANDER 163,0 163,0

SANTANDER 838,0 167,0 276,0 1.281,0

ORIENTAL 2.092,9 225,0 2.317,9

BOGOTÁ D.E. 4,3 4,3

CUNDINAMARCA 2.088,6 225,0 2.313,6

META 0,0

GUAVIARE 0,0

SUROCCIDENTE 197,0 2.281,2 77,2 240,8 46,0 2.842,1

CALDAS 585,6 46,0 631,6

CAUCA 322,7 29,9 352,6

HUILA 551,1 551,1

NARIÑO 23,1 23,1

PUTUMAYO 0,5 0,5

QUINDÍO 4,3 4,3

RISARALDA 8,5 5,5 14,0

TOLIMA 142,0 11,8 153,8

VALLE DEL CAUCA197,0 643,4 41,8 229,0 1.111,2

CAQUETÁ 0,0

Total general 1.023,0 10.919,8 77,2 1.016,0 297,0 1.848,4 46,0 276,0 18,4 15.521,7


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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

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.

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3.462,7

ISAGEN S.A. E.S.P. 3.000,9

EMGESA S.A. E.S.P. 3.024,1 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1.197,0

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1.017,0

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1.000,0

CELSIA S.A E.S.P. 206,8

OTROS AGENTES 2.613,4

TOTAL 15.521,7



2. GENERACIÓN

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

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.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

ACPM 29,18 0,54%

AGUA 3.628,77 67,05%

COGENERACIÓN 43,88 0,81%

CARBON 456,83 8,44%

COMBUSTOLEO 29,36 0,54%

GAS 937,49 17,32%

JET-A1 0,00 0,00%

MEZCLA GAS - CARBÓN 0,00 0,00%

MEZCLA GAS - JET-A1 0,00 0,00%

MENORES AGUA 226,50 4,18%

MENORES GAS 53,12 0,98%

VIENTO 7,11 0,13%

Total 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.

3.462,722%

3.000,919%

3.024,120%

1.197,08%

1.017,07%

1.000,06%

206,81% 2.613,3

17%

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

ISAGEN S.A. E.S.P.

EMGESA S.A. E.S.P.

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DELCARIBE 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

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.

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 al 50% del total

de la generación diaria.

Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1.152,53

ISAGEN S.A. E.S.P. 1.034,68

EMGESA S.A. E.S.P. 1.234,88 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 484,32

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 194,47

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

0,00

1.000,00

2.000,00

3.000,00

4.000,00

5.000,00

6.000,00

HIDRÁULICA TÉRMICA GAS TÉRMICA CARBÓN

MENORES COGENERADORES TÉRMICA LÍQUIDOS

1.230,2522%

1.203,9721%

1.137,4920%

575,5610%

246,925%

284,825%

57,871% 902,30

16%

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 10: Histórico de participación térmica [GWh]



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

utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 70,43%, seguido por

el carbón el cual aportó el 29,08%.

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.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo (GBTU)

Participación (%)

ACPM 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%



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

eléctrica en el mismo periodo. Para junio de 2015, el consumo de combustibles fue el

mayor observado en los últimos 6 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.

Adicionalmente, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión

(FE) para Combustibles Colombianos (FECOC).

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

may

.-1

3

jun

.-1

3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep

.-1

3

oct

.-1

3

no

v.-1

3

dic

.-1

3

ene.

-14

feb

.-1

4

mar

.-1

4

abr.

-14

may

.-1

4

jun

.-1

4

jul.-

14

ago

.-1

4

sep

.-1

4

oct

.-1

4

no

v.-1

4

dic

.-1

4

ene.

-15

feb

.-1

5

mar

.-1

5

abr.

-15

may

.-1

5GAS CARBON ACPM JET-A1 MEZCLA GAS… QUEROSENE OTRA… % TÉRMICO

0,00

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

12.000,00

14.000,00

16.000,00

18.000,00

dic

.-13

en

e.-

14

feb

.-14

mar.

-14

ab

r.-1

4

may.-

14

jun

.-14

jul.-1

4

ag

o.-

14

se

p.-

14

oct.

-14

no

v.-

14

dic

.-14

en

e.-

15

feb

.-15

mar.

-15

ab

r.-1

5

ma

y.-

15

jun

.-15

En

erg

ía [

GB

TU

]

Gas Natural CarbónACPM (FO2) Combustóleo (FO6)Querosene


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Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Tipo de planta 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 35,93 22.499,65

CARBON 502,15 4.557,10 467.613,06

COMBUSTOLEO 11,13 3,10 263,52

GAS 1.095,83 11.035,50 641.544,77

JET-A1 0,00 0,00

MEZCLA GAS - JET-A1 0,00 0,00

MENORES AGUA 202,32

MENORES GAS 61,50 0,00

VIENTO 6,26 0,00

Total 5.639,05 15.669,60 1.137,76

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5.639.045,95

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

1.137,76

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0,202

Fuente de datos: XM y FECOC UPME


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

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.

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.

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.

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 (CO2).

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 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:

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

0,120

0,140

0,160

0,180

0,200

0,220

0,240

0,260

600.000,00

700.000,00

800.000,00

900.000,00

1.000.000,00

1.100.000,00

1.200.000,00

1.300.000,00

jun

.-1

4

jul.-1

4

ag

o.-

14

se

p.-

14

oct.-1

4

no

v.-

14

dic

.-1

4

en

e.-

15

feb

.-1

5

ma

r.-1

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Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual


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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.

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


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Cambio de precio de oferta Atentado Porce-Cerromatoso

Atentado Porce-Cerromatoso CAOP Generación fuera de mérito [GWh]


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3. VARIABLES HÍDRICAS

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).

3.1 Volumen de embalses:

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.

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.

Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse



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.

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



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.

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA TOPOCORO

RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA MIEL

URRA BETANIA OTROS EMBALSES


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Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses



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/

Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 30/06/2015 31/06/2014

AGREGADO EEB

54,15% 54,39%

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%

TOPOCORO 30,70% NA



3.2 Aportes hídricos:

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.

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.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



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

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Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos


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




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fuertes precipitaciones al oriente del país, que inclusive afectaron el oriente de los

departamentos de Cundinamarca y Boyacá.

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 (Julio) 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.

Pronóstico Mediano Plazo (Agosto - Septiembre) 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.

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.

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 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.

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



4.1 Ecuador:

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.

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

0,16 GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica

19).

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Exportaciones Importaciones





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Gráfica 19: Interconexión con Venezuela



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 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.

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.

Finalmente, se observa una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la

desviación estándar para junio fue 26,23 COP/kWh.

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



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

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.

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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Exportaciones Importaciones

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Precio de Bolsa Promedio Precio de Escasez

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Bolsa Promedio AritmeticoPromedio de Contratos





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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.

.

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 Marzo 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.

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC



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. 0,00%

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Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario

Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6 Escenario 7 Escenario 8

ENFICC Veri ficada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

El Quimbo ago-15 ago-16 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-16

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

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

San Miguel dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16 dic-15 dic-15 dic-16

Carlos Lleras Restrepo dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16 dic-16

Cucuana ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-16 ago-15 ago-15 ago-15 ago-16

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

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

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





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

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.

Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de El Quimbo vs Proyecciones de demanda Marzo 2015

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.

Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2 vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



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.

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GW

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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

150,0

160,0

170,0

180,0

190,0

200,0

210,0

220,0

230,0

240,0

feb

.-15

may

.-15

ag

o.-

15

no

v.-

15

feb

.-16

may

.-16

ag

o.-

16

no

v.-

16

feb

.-17

may

.-17

ag

o.-

17

no

v.-

17

feb

.-18

may

.-18

ag

o.-

18

no

v.-

18

feb

.-19

may.-

19

ag

o.-

19

no

v.-

19

feb

.-20

may

.-20

ag

o.-

20

no

v.-

20

feb

.-21

may

.-21

ag

o.-

21

no

v.-

21

feb

.-22

may

.-22

ag

o.-

22

no

v.-

22

feb

.-23

may

.-23

ag

o.-

23

no

v.-

23

En

erg

ía [

GW

h]

Base El Quimbo Tasajero IIGecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras RestrepoCucuana Ituango Gecelca 3.2Termonorte 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

feb

.-1

5

may.-

15

ag

o.-

15

no

v.-

15

feb

.-1

6

may.-

16

ag

o.-

16

no

v.-

16

feb

.-1

7

may.-

17

ag

o.-

17

no

v.-

17

feb

.-1

8

may.-

18

ag

o.-

18

no

v.-

18

feb

.-1

9

may.-

19

ag

o.-

19

no

v.-

19

feb

.-2

0

may.-

20

ag

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20

no

v.-

20

feb

.-2

1

may.-

21

ag

o.-

21

no

v.-

21

feb

.-2

2

may.-

22

ag

o.-

22

no

v.-

22

feb

.-2

3

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23

ag

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23

no

v.-

23

En

erg

ía [

GW

h]








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www.upme.gov.co

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.

Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Cucuana vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



El Escenario 5 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en

operación del proyecto hidroeléctrico San Miguel. Este escenario es presentado en la

Gráfica 28.

Gráfica 28: Escenario 5 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



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).

150,0

160,0

170,0

180,0

190,0

200,0

210,0

220,0

230,0

240,0

feb

.-1

5

may.-

15

ag

o.-

15

no

v.-

15

feb

.-1

6

ma

y.-

16

ag

o.-

16

no

v.-

16

feb

.-1

7

ma

y.-

17

ag

o.-

17

no

v.-

17

feb

.-1

8

ma

y.-

18

ag

o.-

18

no

v.-

18

feb

.-1

9

ma

y.-

19

ag

o.-

19

no

v.-

19

feb

.-2

0

ma

y.-

20

ag

o.-

20

nov.-

20

feb

.-2

1

ma

y.-

21

ag

o.-

21

no

v.-

21

feb

.-2

2

ma

y.-

22

ag

o.-

22

no

v.-

22

feb

.-2

3

ma

y.-

23

ag

o.-

23

no

v.-

23

En

erg

ía [

GW

h]

Base El Quimbo Tasajero II Gecelca 3.0San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana ItuangoGecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media

23/09/2021

14/09/2023

150,0

160,0

170,0

180,0

190,0

200,0

210,0

220,0

230,0

240,0

feb

.-1

5

ma

y.-

15

ag

o.-

15

no

v.-

15

feb

.-1

6

ma

y.-

16

ag

o.-

16

no

v.-

16

feb

.-1

7

ma

y.-

17

ag

o.-

17

no

v.-

17

feb

.-1

8

ma

y.-

18

ag

o.-

18

no

v.-

18

feb

.-1

9

ma

y.-

19

ag

o.-

19

no

v.-

19

feb

.-20

ma

y.-

20

ag

o.-

20

no

v.-

20

feb

.-2

1

ma

y.-

21

ag

o.-

21

no

v.-

21

feb

.-2

2

ma

y.-

22

ag

o.-

22

no

v.-

22

feb

.-2

3

ma

y.-

23

ag

o.-

23

no

v.-

23

En

erg

ía [

GW

h]



Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media15/09/2021

29/09/2023

150,0

160,0

170,0

180,0

190,0

200,0

210,0

220,0

230,0

240,0

feb

.-15

ma

y.-

15

ag

o.-

15

no

v.-

15

feb

.-16

ma

y.-

16

ag

o.-

16

no

v.-

16

feb

.-17

ma

y.-

17

ag

o.-

17

no

v.-

17

feb

.-18

ma

y.-

18

ag

o.-

18

no

v.-

18

feb

.-19

ma

y.-

19

ag

o.-

19

no

v.-

19

feb

.-20

ma

y.-

20

ag

o.-

20

no

v.-

20

feb

.-21

ma

y.-

21

ag

o.-

21

no

v.-

21

feb

.-2

2

ma

y.-

22

ag

o.-

22

no

v.-

22

feb

.-23

ma

y.-

23

ag

o.-

23

no

v.-

23

En

erg

ía[G

Wh]








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www.upme.gov.co

Gráfica 29: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF sin incluir Termonorte vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



En la Grafica 30 se presenta el Escenario 7, el cual contempla el caso base,

pero con un atraso en la entrada en operación del proyecto Carlos Lleras Restrepo.

Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Carlos Lleras Restrepo vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



En la Grafica 31 se presenta el Escenario 8, el cual contempla una combinación

de las demás alternativas de atraso.

Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Marzo 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 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,

150,0

160,0

170,0

180,0

190,0

200,0

210,0

220,0

230,0

240,0

feb

.-1

5

ma

y.-

15

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o.-

15

no

v.-

15

feb

.-1

6

ma

y.-

16

ag

o.-

16

no

v.-

16

feb

.-1

7

ma

y.-

17

ag

o.-

17

no

v.-

17

feb

.-1

8

ma

y.-

18

ag

o.-

18

no

v.-

18

feb

.-1

9

ma

y.-

19

ag

o.-

19

no

v.-

19

feb

.-2

0

ma

y.-

20

ag

o.-

20

no

v.-

20

feb

.-2

1

ma

y.-

21

ag

o.-

21

no

v.-

21

feb

.-2

2

ma

y.-

22

ag

o.-

22

no

v.-

22

feb

.-2

3

ma

y.-

23

ago

.-23

no

v.-

23

En

erg

ía [

GW

h]



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

dic

.-1

4

mar.

-15

jun.-

15

sep.-

15

dic

.-1

5

ma

r.-1

6

jun.-

16

sep.-

16

dic

.-1

6

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r.-1

7

jun.-

17

sep.-

17

dic

.-1

7

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r.-1

8

jun.-

18

sep.-

18

dic

.-1

8

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r.-1

9

jun.-

19

sep.-

19

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.-1

9

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r.-2

0

jun.-

20

sep.-

20

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.-2

0

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r.-2

1

jun.-

21

sep.-

21

dic

.-2

1

ma

r.-2

2

jun.-

22

sep.-

22

dic

.-2

2

ma

r.-2

3

jun.-

23

sep.-

23

En

erg

ía [

GW

h]

Base El Quimbo Tasajero II Gecelca 3.0San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana ItuangoGecelca 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

feb

.-1

5

ab

r.-

15

jun

.-1

5

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o.-

15

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t.-1

5

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.-1

5

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.-1

6

ab

r.-

16

jun

.-1

6

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o.-

16

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t.-1

6

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.-1

6

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.-1

7

ab

r.-

17

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.-1

7

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17

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t.-1

7

dic

.-1

7

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.-1

8

ab

r.-

18

jun

.-1

8

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18

oc

t.-1

8

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.-1

8

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.-1

9

ab

r.-

19

jun

.-1

9

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o.-

19

oc

t.-1

9

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.-1

9

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.-2

0

ab

r.-

20

jun

.-2

0

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o.-

20

oc

t.-2

0

dic

.-2

0

feb

.-2

1

ab

r.-

21

jun

.-2

1

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21

oc

t.-2

1

dic

.-2

1

feb

.-2

2

ab

r.-

22

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.-2

2

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22

oc

t.-2

2

dic

.-2

2

feb

.-2

3

ab

r.-

23

jun

.-2

3

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o.-

23

oc

t.-2

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Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media





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FAX: (+57 1) 221 9537


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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.


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

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

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

Documents

SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA GRUPO DE GENERACIÓN · generadora y comercializadora de energia del caribe s.a. e.s.p. 484,32 empresa de energia del pacifico s.a. e.s.p. 194,47