Página - 1 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN INTRODUCCIÓN: El presente informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento de algunas variables del sistema de generación y del mercado eléctrico colombiano. Dentro de la información presentada se puede resaltar la descripción general del parque generador eléctrico colombiano, el aporte de cada una de las tecnologías y la participación de los agentes. Asimismo, se muestra la evolución de algunas variables, como el consumo de combustibles de las plantas térmicas, la evolución de variables hídricas, la información de los intercambios regionales de electricidad, la evolución del precio de la electricidad y las generaciones fueras de mérito, que están asociadas a las limitaciones de la red del Sistema interconectado Nacional. De igual manera, el informe ilustra la evolución histórica de las emisiones y factor de emisión, al igual que la relación entre la Energía en Firme para el cálculo del Cargo por Confiabilidad – ENFICC y la proyección de demanda más reciente de la UPME, así como los pronósticos de precipitación del IDEAM. 1. CAPACIDAD INSTALADA Durante el mes de junio el Sistema Interconectado Nacional no registró incremento de capacidad instalada, en relación al mes anterior. Esta información, diferenciada por tipo de tecnología/recurso, se presenta en la Tabla 1, así como la participación porcentual, la cual se ilustra en la Grafica 1. Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tienen una participación de 70,35% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón), las cuales alcanzan de manera agregada el 18,45%. 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 1: Capacidad instalada por tecnología Potencia Tecnología Participación (%) (MW) Hidráulica Térmica Gas Térmica Carbón Líquidos Gas Líquidos Viento Biomasa 10.919,8 70,35% 1.684,4 10,85% 1.180,0 7,60% 1.366,0 8,80% 276,0 1,78% 18,4 0,12% 77,2 0,50% Total 15.521,7 100% Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica Capacidad por tecnología Hidráulica 0,12% 1,78% 7,60% 0,50% 8,80% Térmica Gas Térmica Carbón Líquidos 10,85% Gas - Líquidos 70,35% Viento 1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos Biomasa En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada agrupada por áreas eléctricas, en función de las tecnologías que se encuentran en cada una de ellas. Al revisar la capacidad instalada en los departamentos que hacen parte del SIN, se encuentra que en el área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó, se presenta la mayor concentración de potencia disponible del país, con 4.738,7 MW, aproximadamente (ver Grafica 2). Fuente de datos: Sistema de información de XM 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. Página - 2 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Tabla 2: Capacidad instalada en cada región por tipo de recurso [MW] MEZCLA ACPM ANTIOQUIA 364,0 ANTIOQUIA 364,0 CHOCÓ CARIBE 462,0 ATLÁNTICO 153,0 BOLÍVAR 309,0 CÓRDOBA GUAJIRA CESAR MAGDALENA SUCRE NORDESTE BOYACÁ CASANARE NORTE SANTANDER SANTANDER ORIENTAL BOGOTÁ D.E. CUNDINAMARCA META GUAVIARE SUROCCIDENTE 197,0 CALDAS CAUCA HUILA NARIÑO PUTUMAYO QUINDÍO RISARALDA TOLIMA VALLE DEL CAUCA 197,0 CAQUETÁ Total general 1.023,0 AGUA 4.369,7 4.369,7 BIOMASA 338,0 CARBON COMBUSTOLEO 5,0 5,0 296,0 297,0 110,0 187,0 GAS JETA1 GAS - JET-A1 1.331,0 1.241,0 90,0 VIENTO 18,4 338,0 296,0 1.838,0 1.000,0 18,4 490,0 327,0 276,6 276,0 109,6 163,0 838,0 2.092,9 4,3 2.088,6 167,0 276,0 225,0 225,0 2.281,2 585,6 322,7 551,1 23,1 0,5 4,3 8,5 142,0 643,4 77,2 10.919,8 77,2 240,8 46,0 46,0 29,9 5,5 11,8 229,0 41,8 1.016,0 297,0 1.848,4 46,0 276,0 18,4 Total general 4.738,7 4.738,7 0,0 2.742,4 1.504,0 586,0 338,0 314,4 0,0 0,0 0,0 2.880,6 1.327,0 109,6 163,0 1.281,0 2.317,9 4,3 2.313,6 0,0 0,0 2.842,1 631,6 352,6 551,1 23,1 0,5 4,3 14,0 153,8 1.111,2 0,0 15.521,7 En los mapas presentados de la Gráfica 2 a la Grafica 6, se ilustra cómo está distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación (%) por tipo de recurso. Gráfica 3: Capacidad instalada en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW,%] Gráfica 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW,%] Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME Página - 3 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN 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,%] Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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 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 Página - 4 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW] 1.2 Participación de capacidad instalada por agente: En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes generadores, en función de la capacidad instalada. Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%] EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 206,8 1% 2.613,3 17% 3.462,7 22% ISAGEN S.A. E.S.P. 3.462,7 ISAGEN S.A. E.S.P. 3.000,9 EMGESA S.A. E.S.P. GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 3.024,1 1.197,0 ACPM 29,18 0,54% EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1.017,0 AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. AGUA 3.628,77 67,05% 1.000,0 COGENERACIÓN 43,88 0,81% 456,83 8,44% 206,8 OTROS AGENTES 2.613,4 TOTAL GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1.017,0 7% 3.000,9 19% 1.197,0 8% 3.024,1 20% OTROS AGENTES Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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. 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 15.521,7 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME Generación [GWh] CARBON COMBUSTOLEO 2. GENERACIÓN 29,36 0,54% 17,32% JET-A1 0,00 0,00% MEZCLA GAS - CARBÓN 0,00 0,00% MENORES AGUA MENORES GAS VIENTO Durante el mes de junio el SIN recibió del parque generador 5.412,23 GWh, tal como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía disminuyó respecto al mes anterior en 227 GWh. En comparación con el mismo mes del 2014, el registro aumentó en 3,51%. Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizaron las centrales hidráulicas, con cerca del 71,23% del total de la electricidad generada, es decir, 3.855,27 GWh (incluye grandes generadores hidráulicos y plantas menores). De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas (gas, carbón y líquidos) entregaron de manera agregada 1.506,0 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 27,83%. Asimismo, en la tabla se presenta la generación de electricidad de las centrales menores y los cogeneradores. En estos casos, se encuentra un incremento de 16,5 Participación (%) 937,49 GAS MEZCLA GAS - JET-A1 AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. CELSIA S.A E.S.P. Tabla 4: Generación mensual por tipo de central Tecnología CELSIA S.A E.S.P. EMGESA S.A. E.S.P. 1.000,0 6% GWh para las plantas menores, y un incremento de 7,9 GWh en el caso de los cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes anterior. EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. Total 0,00 0,00% 226,50 4,18% 53,12 0,98% 7,11 0,13% 5.412,23 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME 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. Página - 5 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh] Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%] 6.000,00 5.000,00 57,87 1% 4.000,00 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 902,30 16% ISAGEN S.A. E.S.P. 1.230,25 22% 284,82 5% 3.000,00 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 246,92 5% 2.000,00 EMGESA S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 575,56 10% 1.203,97 21% 1.000,00 AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. CELSIA S.A E.S.P. 1.137,49 20% 0,00 HIDRÁULICA MENORES TÉRMICA GAS COGENERADORES TÉRMICA CARBÓN TÉRMICA LÍQUIDOS 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 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. 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 OTROS AGENTES Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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. GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1.234,88 484,32 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 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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. Página - 6 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN 10,0% 0,00 GAS CARBON ACPM JET-A1 MEZCLA GAS… OTRA… abr.-15 may.-15 feb.-15 mar.-15 dic.-14 QUEROSENE ene.-15 nov.-14 oct.-14 sep.-14 ago.-14 jul.-14 jun.-14 may.-14 abr.-14 feb.-14 mar.-14 ene.-14 dic.-13 nov.-13 oct.-13 sep.-13 ago.-13 jul.-13 jun.-13 may.-13 0,0% % TÉRMICO Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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 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 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% Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME 12.000,00 10.000,00 8.000,00 6.000,00 4.000,00 2.000,00 0,00 Asimismo, en la Gráfica 11 se presenta el comportamiento del consumo de combustibles del SIN durante los últimos 18 meses. Allí se observa la magnitud del incremento de la demanda de fósiles entre el mes de marzo y el mes de junio de 2014, donde se registra el máximo pico de ese año (mayo). De la misma forma se puede observar en la gráfica, que el mayor consumo de gas natural registrado ocurrió durante el mes de junio de 2014, superando los 11.000,0 GBTU/mes. Por otro lado se puede observar la similitud en la necesidad de uso de combustibles fósiles para la generación de electricidad en los meses de julio y agosto. Asimismo, se observa una caída considerable de la demanda durante el mes de noviembre de 2014, febrero de 2015 y abril de 2015, en especial de los combustibles líquidos. El consumo de combustibles fósiles se incrementa en diciembre de 2014, enero de 2015 y marzo de 2015, coincidiendo con el comportamiento del nivel de los embalses y la demanda de energía jun.-15 20,00 ACPM 14.000,00 may.-15 20,0% Participación (%) abr.-15 40,00 Combustible mar.-15 30,0% 16.000,00 feb.-15 60,00 Consumo (GBTU) ene.-15 40,0% dic.-14 80,00 18.000,00 Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación nov.-14 50,0% oct.-14 100,00 sep.-14 60,0% ago.-14 120,00 jul.-14 70,0% Carbón Combustóleo (FO6) jun.-14 140,00 Gas Natural ACPM (FO2) Querosene may.-14 80,0% Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación abr.-14 160,00 La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación de electricidad. En el caso del carbón se observa un decremento cercano a 208,08 GBTU, llegando a 29,08% su participación. El consumo de ACPM fue 73,94 GBTU, 0,7 GBTU menos que el mes anterior. mar.-14 90,0% feb.-14 180,00 ene.-14 100,0% eléctrica en el mismo periodo. Para junio de 2015, el consumo de combustibles fue el mayor observado en los últimos 6 meses. dic.-13 200,00 utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 70,43%, seguido por el carbón el cual aportó el 29,08%. Energía [GBTU] Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh] 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). Página - 7 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica Energía Neta Generada. [GWh] Consumo de Combustible [GBTU] Emisiones [Ton. CO2/mes] ACPM 5,31 73,90 5.837,43 AGUA 3.718,62 BAGAZO CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1 MENORES AGUA MENORES GAS VIENTO Total 35,93 502,15 11,13 1.095,83 0,00 0,00 202,32 61,50 6,26 5.639,05 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 0,160 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME jun.-15 may.-15 0,140 0,120 La Grafica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO 2 producidas por el parque generador nacional, Factor de Emisión mensual y el Factor de Emisión interanual. Allí se observa una estrecha relación entre las dos líneas mensuales. La diferencia entre estas se establece por el cambio de pendiente de las curvas entre los diferentes meses. Está pendiente es influenciada por el tipo de combustible consumido para la generación, ya que este afecta directamente los cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y por el número de días de cada mes. Al comparar el Factor de Emisión del mes de junio 2015 con el Factor de Emisión Interanual, se observa que este se ubica por debajo del primero. Ello indica que la operación del SIN durante el mes de junio de 2015 emitió más cantidad de gases de efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los últimos 12 meses. 2.4 Generación fuera de mérito: Factor de emision [Ton. CO2/MWh] 0,180 abr.-15 Las centrales que utilizan Gas Natural generaron los mayores volúmenes de CO2, aportando el 56,39% del total de emisiones, seguidas por las centrales a carbón, las cuales entregaron cerca del 41,10%. El resto de las emisiones fueron producto de la generación con: combustóleo (FO6), JET-A1 y bagazo. 0,200 mar.-15 En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO 2 del SIN para el mes de junio de 2015. Durante dicho mes, el parque generador colombiano emitió cerca de 1.137,76 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón y Combustibles líquidos. 0,220 feb.-15 Fuente de datos: XM y FECOC UPME Fuente de tabla: UPME 0,240 ene.-15 0,202 FE - Interanual 0,260 dic.-14 Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh] 1.300.000,00 1.200.000,00 1.100.000,00 1.000.000,00 900.000,00 800.000,00 700.000,00 600.000,00 Factor de Emisión (FE) nov.-14 1.137,76 Emisiones oct.-14 Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes] 1.137,76 sep.-14 5.639.045,95 Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión ago.-14 Energía Neta Generada [MWh/mes] Al comparar la generación de electricidad y las emisiones generadas de cada una de las tecnologías, se encuentra que el factor de emisión de la generación térmica a Gas Natural es mayor respecto a la generación térmica a carbón, indicando que esta tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono (CO 2). jul.-14 0,00 0,00 15.669,60 22.499,65 467.613,06 263,52 641.544,77 0,00 0,00 jun.-14 4.557,10 3,10 11.035,50 Emisiones [Ton. CO2] Tipo de planta De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del sistema de generación en el mes de junio de 2015 fue 0,202 Ton CO2/MWh. Al comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un incremento de 0,02 Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el aumento de la demanda de combustibles para la generación de electricidad, así como la ampliación de la participación de la generación térmica. A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el periodo junio 2014 – junio 2015 (ver Gráfica 13). Esta variable está asociada principalmente a las generaciones de seguridad que se necesitan en el Sistema Interconectado Nacional – SIN, para el cubrimiento de eventos sobre la red, ya sea por indisponibilidades, contingencias sencillas del orden N-1 y/o mantenimientos. Es importante mencionar que muchas de estas situaciones se van mitigando con la puesta en servicio de los proyectos de expansión en redes de transmisión. Por ejemplo, con la entrada del futuro corredor Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV (2018), la generación de seguridad actualmente programada por la indisponibilidad de la línea Porce III – Cerromatoso 500 kV ya no sería necesaria. En el caso de las indisponibilidades Primavera – Cerromatoso 500 kV y buena parte de la red a 500 kV, la entrada de los refuerzos al área Oriental, Caribe y Suroccidental, 2017, 2018 y 2018, respectivamente, reducen drásticamente la generación fuera de mérito requerida. Para el caso de la sub-área Atlántico, la entrada de la subestación Caracolí 220/110 kV y su red asociada reduce la generación fuera Página - 8 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh] de mérito, ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en esta parte del sistema. Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN. 60,00 Es claro que la mayoría de las generaciones fuera de mérito tienen dos origines, el primero es la indisponibilidad de la infraestructura eléctrica de transporte de energía, ya sea por atentados o mantenimientos. El segundo es por el agotamiento de dicha infraestructura, ello por el crecimiento vegetativo de la demanda o situaciones estructurales, que son evaluadas técnicamente por la UPME, con el objetivo de establecer las redes de transmisión necesarias para resolver dichas problemáticas, siempre y cuando económicamente esto se justifique desde el punto de vista de la demanda. 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Cambio de precio de oferta Atentado Porce-Cerromatoso Atentado Porce-Cerromatoso CAOP Generación fuera de mérito [GWh] Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN. Fuente de datos: UPME Fuente de gráfica: UPME 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 Página - 9 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse 3. VARIABLES HÍDRICAS Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse Embalse 30/06/2015 30/06/2014 AGREGADO EEB 54,15% 54,39% BETANIA 99,84% 90,79% CALIMA 62,62% 79,77% EL GUAVIO 83,03% 90,04% EL PEÑOL 59,85% 69,71% ESMERALDA 88,56% 57,50% MIEL 42,79% 60,94% MIRAFLORES 56,02% 65,20% RIOGRANDE I I 70,94% 75,62% SAN LORENZO 64,75% 59,10% URRA 52,83% 64,30% TOPOCORO 42,84% NA Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME 16.000,00 3.1 Volumen de embalses: 14.000,00 12.000,00 10.000,00 Energía [GWh] Junio se caracteriza por la transición entre la primera temporada húmeda del año y el inicio de la segunda temporada seca en la mayor parte del país. Históricamente en este mes se inicia la recuperación del nivel de los embalses luego de presentar valores bajos. El incremento en el volumen agregado se da principalmente por el mayor embalsamiento de la región Oriente (Guavio y Esmeralda). 8.000,00 6.000,00 4.000,00 2.000,00 El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica 15. El valor del volumen total almacenado se incrementó respecto a mayo. Las reservas hídricas de los embalses del SIN, aumentaron en 2.357 GWh frente a las de mayo, con un crecimiento aproximado del 32%. En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses de junio (2014 y 2015). Betania, Esmeralda y San Lorenzo culminaron el mes con volúmenes superiores a los presentados en junio de 2014, destacándose Esmeralda con un incremento cercano al 30%. Por otro lado, los dos principales embalses tuvieron descenso, El Peñol disminuyó cerca del 10% y Guavio cerca del 7%. Se destaca, por su nivel bajo respecto al año anterior, Miel, con cerca del 18% menos de volumen almacenado. 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 AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA TOPOCORO RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES jun.-15 abr.-15 EL PEÑOL may.-15 mar.-15 feb.-15 ene.-15 dic.-14 nov.-14 oct.-14 sep.-14 ago.-14 jul.-14 jun.-14 may.-14 abr.-14 feb.-14 mar.-14 ene.-14 dic.-13 nov.-13 oct.-13 sep.-13 ago.-13 jul.-13 0,00 jun.-13 Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 46,24% del volumen útil diario, y finalizaron en 60,85%, esta tendencia concuerda con las elevadas precipitaciones y mayores aportes hídricos, especialmente en la zona oriental y en la zona centro. 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, en junio se incrementó notablemente. La capacidad útil del embalse aumentó 14,29 GWh, pasando de 16.072,99 GWh en mayo, a 16.087,27 GWh en junio, debido a la actualización de factores de conversión de algunas centrales y a la modificación en los volúmenes de los embalses Prado, Riogrande II y Miraflores. Asimismo, comparando el volumen útil de agua almacenada en los embalses del SIN, se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total, como se describe en la Tabla 9; se destacan Betania, Esmeralda y San Lorenzo que incrementaron su volumen útil respecto al año anterior, y teniendo en cuenta su ponderación dentro del volumen útil total del SIN, favorecen el mantenimiento de niveles normales para esta época del año. Página - 10 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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/ 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 Los aportes hídricos durante junio estuvieron por encima de la media histórica mensual, finalizando con un promedio acumulado de 107,78%. Las mayores contribuciones se dieron en las regiones Centro y Oriente, donde los aportes hídricos estuvieron por encima de la media con 120,44% y 162,80% respectivamente. En el boletín 245 publicado por el IDEAM, esta entidad ratifica los estimativos del boletín anterior, y mantiene la probabilidad que predominen las condiciones cálidas en la cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, ratificando la consolidación de El Niño con magnitud débil, lo cual puede incidir en menores aportes, comparados con la media histórica de los dos primeros trimestres de 2015. jun.-15 abr.-15 feb.-15 dic.-14 oct.-14 ago.-14 jun.-14 abr.-14 feb.-14 3.2 Aportes hídricos: dic.-13 jun.-15 may.-15 abr.-15 feb.-15 mar.-15 ESMERALDA MIRAFLORES BETANIA oct.-13 EL GUAVIO SAN LORENZO URRA ene.-15 dic.-14 nov.-14 oct.-14 sep.-14 ago.-14 jul.-14 jun.-14 may.-14 abr.-14 feb.-14 mar.-14 ene.-14 AGREGADO EEB RIOGRANDE II MIEL Aportes medios historicos ago.-13 EL PEÑOL TOPOCORO CALIMA OTROS EMBALSES dic.-13 nov.-13 oct.-13 sep.-13 ago.-13 jul.-13 jun.-13 0,00 jun.-13 2.000,00 abr.-13 4.000,00 500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 feb.-13 6.000,00 Aportes hidricos diarios dic.-12 8.000,00 Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía oct.-12 Energía [GWh] 10.000,00 ago.-12 12.000,00 En la Gráfica 17 se observa que los aportes iniciaron el mes por debajo de la media, pero luego de la segunda semana se incrementaron notoriamente, finalizando con valores muy por encima de la media histórica de junio. jun.-12 14.000,00 Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse Embalse 30/06/2015 31/06/2014 AGREGADO 54,15% 54,39% EEB BETANIA 99,74% 85,12% CALIMA 53,75% 74,97% EL GUAVIO 82,74% 89,80% EL PEÑOL 57,11% 67,64% ESMERALDA 88,33% 55,90% MIEL 36,28% 56,50% MIRAFLORES 53,45% 63,37% RIOGRANDE I I 60,58% 67,20% SAN LORENZO 60,23% 53,86% URRA 40,50% 55,54% 30,70% TOPOCORO NA Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME [GWh] Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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 Página - 11 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN 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. 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 Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de junio de 2015 las exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por debajo del promedio mensual registrado durante el último año, es decir inferior a 65,44 GWh-mes. Por otra parte, se encuentra que las importaciones registran valores superiores a las exportaciones, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de Ecuador. En el registro histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos de exportación que superan los 180 GWh–mes. jun.-15 abr.-15 feb.-15 dic.-14 oct.-14 4.1 Ecuador: ago.-14 Para los siguientes meses, se prevé aportes de precipitación ligeramente inferiores a los normales para las regiones Pacífica, Andina y Caribe. Para las regiones Amazonía y Orinoquia, se prevé precipitaciones por encima de los normales. jun.-14 Pronóstico Mediano Plazo (Agosto - Septiembre) abr.-14 feb.-14 Para este mes se prevé aportes de precipitación ligeramente inferiores a los normales para las regiones Pacífica, Andina y Caribe. Para las regiones Amazonía y Orinoquia, se prevé precipitaciones ligeramente por encima de lo normal. dic.-13 Pronóstico Corto Plazo (Julio) Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes] Interconexiones internacionales (GWh) Exportaciones 2,23 Colombia - Ecuador Importaciones 8,83 Neto -6,60 Exportaciones 0,16 Colombia - Venezuela Importaciones 0,00 Neto 0,16 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME Importaciones 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 -20,00 oct.-13 El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el mes de junio de 2015. Allí se puede observar que durante este periodo se mantuvieron intercambios con los dos países, sin embargo casi la totalidad de los mismos fueron con Ecuador. ago.-13 Teniendo en cuenta la relación entre las lluvias y el volumen de agua embalsada, a continuación se referencia el pronóstico de lluvias realizado por el IDEAM, para el corto (1 mes), mediano (3 meses) y largo plazo (6 meses). Exportaciones jun.-13 3.3 Pronósticos de Precipitación: Gráfica 18: Interconexión con Ecuador 4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES Energía [GWh] fuertes precipitaciones al oriente del país, que inclusive afectaron el oriente de los departamentos de Cundinamarca y Boyacá. 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 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). Página - 12 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR Precio de Escasez 50,00 En el mes de junio de 2015, el precio promedio de contratos y en general el precio diario, aumentó con respecto al mes anterior, con un valor de 138,15 COP/kWh. Se mantiene la baja volatilidad y se aprecia para junio una desviación estándar de 0,32 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez se incrementó hasta un valor de 360,41 COP/kWh. 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 jun.-15 abr.-15 feb.-15 dic.-14 oct.-14 ago.-14 jun.-14 abr.-14 feb.-14 dic.-13 oct.-13 ago.-13 En la Gráfica 20 se presenta el histórico del precio de bolsa promedio, el precio promedio de contratos y el precio de escasez, lo anterior para los últimos 2 años. jun.-13 0,00 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 143,87 COP/kWh y 118,6 jun.-15 5. PRECIO DE ELECTRICIDAD. abr.-15 100,00 feb.-15 150,00 dic.-14 200,00 oct.-14 250,00 ago.-14 300,00 jun.-14 350,00 abr.-14 Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 400,00 [COP/KWh] jun.-15 abr.-15 feb.-15 dic.-14 oct.-14 ago.-14 jun.-14 abr.-14 feb.-14 dic.-13 oct.-13 ago.-13 jun.-13 -20,00 oct.-12 450,00 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 ago.-12 500,00 0,00 jun.-12 20,00 feb.-14 Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos dic.-13 Precio de Bolsa Promedio oct.-13 40,00 ago.-13 60,00 Finalmente, se observa una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la desviación estándar para junio fue 26,23 COP/kWh. Al comparar el precio promedio de bolsa con los precios promedio de contratos regulados y no regulados, se observa que este los supera desde el mes de agosto de 2012, con excepción de los meses de marzo y mayo de 2013. [COP/kWh] Energía [GWh] 80,00 jun.-13 100,00 abr.-13 Importaciones COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores promedios registrados durante junio de 2015 presentan un incremento de 3,28% y 6,31% respectivamente, en comparación con el mismo mes del año anterior. feb.-13 Exportaciones Adicionalmente, se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio, el cual registró durante junio de 2015 un valor de 186,33 COP/kWh, el cual equivale a un decremento del 28,12%, en comparación con el mes anterior. Esta variable registró un mínimo de 91,39 COP/kWh y un máximo de 221,7 COP/kWh. dic.-12 Gráfica 19: Interconexión con Venezuela 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 Página - 13 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN utilizados para la generación de electricidad y el precio de la misma; en especial con la disponibilidad de recursos hídricos. Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC se observa que ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa disminuye, esto también está asociado con los pronósticos climáticos. Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6 Escenario 7 Escenario 8 ENFICC Veri fi ca da Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil Precio de Bolsa Promedio . Volumen util diario 500,00 90,00% 450,00 80,00% 400,00 70,00% 350,00 60,00% [COP/KWh] 6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. 300,00 A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio de demanda de energía eléctrica, revisión Marzo de 2015, y la Energía Firme de las plantas existentes (ENFICC verificada), agregada con las obligaciones de las centrales nuevas (cargo por confiabilidad). Incl ui da Incl ui da Incl ui da Incl ui da Incl ui da Incl ui da Incl ui da Incl ui da Incl ui da El Qui mbo a go-15 ago-16 a go-15 a go-15 a go-15 a go-15 a go-15 a go-15 ago-16 Ta s a jero II di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 Gecel ca 3.0 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 Sa n Mi guel di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 dic-16 di c-15 di c-15 dic-16 Ca rl os Ll era s Res trepo di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 di c-15 dic-16 dic-16 Cucua na a go-15 a go-15 a go-15 a go-15 ago-16 a go-15 a go-15 a go-15 ago-16 Itua ngo di c-18 di c-18 di c-18 dic-19 di c-18 di c-18 di c-18 di c-18 dic-19 Gecel ca 3.2 jul -16 jul -16 jul-17 jul -16 jul -16 jul -16 jul -16 jul -16 jul-17 Termonorte di c-17 di c-17 di c-17 di c-17 di c-17 di c-17 - di c-17 - Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME 50,00% 250,00 40,00% 200,00 30,00% 150,00 20,00% 100,00 10,00% 50,00 0,00 jun.-15 may.-15 abr.-15 mar.-15 feb.-15 dic.-14 ene.-15 nov.-14 oct.-14 sep.-14 ago.-14 jul.-14 jun.-14 may.-14 abr.-14 mar.-14 feb.-14 ene.-14 dic.-13 oct.-13 nov.-13 sep.-13 jul.-13 ago.-13 jun.-13 0,00% Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME 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 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 Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía Firme – OEF. Asimismo, se tuvieron en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de generación, que periódicamente publica la Unidad. Este ejercicio se realizó para nueve (9) escenarios diferentes, los cuales contemplan un caso base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que adquirieron OEF, y la no ejecución de otro, además de un caso crítico (ver Tabla 11). El atraso considerado corresponde a un año para cada proyecto, lo anterior con el objetivo de brindar señales y advertir posibles situaciones de desabastecimiento. El primer caso corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este considera la ENFICC verificada y las Obligaciones de Energía Firme de todos los proyectos en las fechas establecidas. Página - 14 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Base El Quimbo Tasajero II Gecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de El Quimbo vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Base Gecelca 3.0 Cucuana Termonorte Tasajero II Carlos Lleras Restrepo Gecelca 3.2 Proy. Dem. Media 240,0 230,0 Energía [GWh] 220,0 210,0 200,0 190,0 180,0 El Quimbo San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana Gecelca 3.2 240,0 Termonorte 230,0 230,0 220,0 220,0 210,0 200,0 190,0 180,0 Gecelca 3.0 Tasajero II Base Energía [GWh] 240,0 Energía [GWh] El Quimbo San Miguel Ituango Proy. Dem. Alta Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2 vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Ituango Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta 210,0 200,0 190,0 180,0 170,0 170,0 160,0 160,0 150,0 150,0 170,0 Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPMEFuente de gráfica: UPME Los demás escenarios utilizan la misma base del primero, con algunas modificaciones. En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, el cual considera un atraso en la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico El Quimbo, de acuerdo a lo presentado en la Tabla 11. 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 nov.-23 ago.-23 feb.-23 may.-23 nov.-22 ago.-22 feb.-22 may.-22 nov.-21 ago.-21 feb.-21 may.-21 nov.-20 ago.-20 feb.-20 may.-20 nov.-19 ago.-19 feb.-19 may.-19 nov.-18 ago.-18 feb.-18 may.-18 nov.-17 ago.-17 feb.-17 may.-17 nov.-16 ago.-16 feb.-16 may.-16 nov.-15 ago.-15 feb.-15 may.-15 ago.-23 nov.-23 feb.-23 may.-23 ago.-22 nov.-22 feb.-22 may.-22 ago.-21 nov.-21 feb.-21 may.-21 ago.-20 nov.-20 feb.-20 may.-20 ago.-19 nov.-19 feb.-19 may.-19 ago.-18 nov.-18 feb.-18 may.-18 ago.-17 nov.-17 feb.-17 may.-17 ago.-16 nov.-16 feb.-16 may.-16 ago.-15 nov.-15 feb.-15 may.-15 nov.-23 ago.-23 feb.-23 may.-23 nov.-22 ago.-22 feb.-22 may.-22 nov.-21 ago.-21 feb.-21 may.-21 nov.-20 ago.-20 feb.-20 may.-20 nov.-19 ago.-19 feb.-19 may.-19 nov.-18 ago.-18 feb.-18 may.-18 nov.-17 ago.-17 feb.-17 may.-17 nov.-16 ago.-16 feb.-16 may.-16 nov.-15 ago.-15 feb.-15 150,0 may.-15 160,0 Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME 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 caso base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Gecelca 3.2. En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el caso base, y además tiene dentro de sus consideraciones el atraso en la entrada en operación de la central hidroeléctrica Ituango. Página - 15 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media 240,0 200,0 190,0 200,0 190,0 170,0 ago.-23 nov.-23 feb.-23 may.-23 ago.-22 nov.-22 feb.-22 may.-22 ago.-21 nov.-21 feb.-21 may.-21 ago.-20 nov.-20 feb.-20 may.-20 ago.-19 nov.-19 feb.-19 may.-19 ago.-18 nov.-18 feb.-18 may.-18 ago.-23 nov.-23 feb.-23 may.-23 ago.-22 nov.-22 feb.-22 may.-22 ago.-21 nov.-21 feb.-21 may.-21 ago.-20 nov.-20 feb.-20 may.-20 ago.-19 nov.-19 feb.-19 may.-19 ago.-18 nov.-18 feb.-18 may.-18 ago.-17 nov.-17 feb.-17 may.-17 ago.-16 nov.-16 feb.-16 may.-16 ago.-15 nov.-15 feb.-15 150,0 ago.-17 160,0 may.-15 nov.-23 ago.-23 feb.-23 may.-23 nov.-22 ago.-22 feb.-22 may.-22 nov.-21 ago.-21 feb.-21 may.-21 nov.-20 ago.-20 feb.-20 may.-20 nov.-19 ago.-19 feb.-19 may.-19 nov.-18 ago.-18 feb.-18 may.-18 nov.-17 ago.-17 feb.-17 may.-17 nov.-16 ago.-16 feb.-16 may.-16 nov.-15 ago.-15 feb.-15 29/09/2023 180,0 180,0 150,0 Proy. Dem. Media 210,0 160,0 may.-15 150,0 Ituango Proy. Dem. Alta 220,0 170,0 160,0 Cucuana Termonorte nov.-17 170,0 Carlos Lleras Restrepo Gecelca 3.2 feb.-17 180,0 San Miguel may.-17 190,0 Gecelca 3.0 ago.-16 210,0 Tasajero II 230,0 Energía [GWh] 200,0 Energía [GWh] 220,0 El Quimbo 15/09/2021 14/09/2023 230,0 210,0 Base 240,0 23/09/2021 220,0 Energía [GWh] Tasajero II nov.-16 230,0 El Quimbo feb.-16 240,0 Base may.-16 Gecelca 3.0 Ituango Proy. Dem. Media ago.-15 Tasajero II Cucuana Proy. Dem. Alta nov.-15 El Quimbo Carlos Lleras Restrepo Termonorte Gráfica 28: Escenario 5 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 feb.-15 Base San Miguel Gecelca 3.2 Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Cucuana vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 may.-15 Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME El Escenario 4 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico Cucuana. Este escenario es presentado en la Gráfica 27. El Escenario 5 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico San Miguel. Este escenario es presentado en la Gráfica 28. En la Gráfica 29 se presenta el Escenario 6, que considera el caso base y la no entrada en operación de Termonorte, ello por el estado en que se encuentra el proyecto, donde aún no se ha definido ni siquiera la tecnología de las unidades generadoras (tipo de combustible). 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 Página - 16 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Carlos Lleras Restrepo vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Base San Miguel Gecelca 3.2 240,0 230,0 230,0 220,0 220,0 210,0 210,0 200,0 190,0 El Quimbo Carlos Lleras Restrepo Termonorte Tasajero II Cucuana Proy. Dem. Alta Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Gecelca 3.0 Ituango Proy. Dem. Media Base El Quimbo Tasajero II Gecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media 240,0 230,0 220,0 210,0 Energía [GWh] 240,0 Energía [GWh] Energía [GWh] Gráfica 29: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF sin incluir Termonorte vs Proyecciones de demanda Marzo 2015 Base El Quimbo Tasajero II Gecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras Restrepo Cucuana Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media 200,0 190,0 200,0 190,0 180,0 180,0 180,0 170,0 170,0 160,0 160,0 150,0 150,0 170,0 Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME En la Grafica 30 se presenta el Escenario 7, el cual contempla el caso base, pero con un atraso en la entrada en operación del proyecto Carlos Lleras Restrepo. jun.-23 sep.-23 dic.-22 mar.-23 jun.-22 sep.-22 dic.-21 mar.-22 jun.-21 sep.-21 dic.-20 mar.-21 jun.-20 sep.-20 dic.-19 mar.-20 jun.-19 sep.-19 dic.-18 mar.-19 jun.-18 sep.-18 dic.-17 mar.-18 jun.-17 sep.-17 dic.-16 mar.-17 jun.-16 sep.-16 dic.-15 mar.-16 jun.-15 sep.-15 dic.-14 mar.-15 nov.-23 ago.-23 feb.-23 may.-23 nov.-22 ago.-22 feb.-22 may.-22 nov.-21 ago.-21 feb.-21 may.-21 nov.-20 ago.-20 feb.-20 may.-20 nov.-19 ago.-19 feb.-19 may.-19 nov.-18 ago.-18 feb.-18 may.-18 nov.-17 ago.-17 feb.-17 may.-17 nov.-16 ago.-16 feb.-16 may.-16 nov.-15 ago.-15 feb.-15 may.-15 150,0 feb.-15 abr.-15 jun.-15 ago.-15 oct.-15 dic.-15 feb.-16 abr.-16 jun.-16 ago.-16 oct.-16 dic.-16 feb.-17 abr.-17 jun.-17 ago.-17 oct.-17 dic.-17 feb.-18 abr.-18 jun.-18 ago.-18 oct.-18 dic.-18 feb.-19 abr.-19 jun.-19 ago.-19 oct.-19 dic.-19 feb.-20 abr.-20 jun.-20 ago.-20 oct.-20 dic.-20 feb.-21 abr.-21 jun.-21 ago.-21 oct.-21 dic.-21 feb.-22 abr.-22 jun.-22 ago.-22 oct.-22 dic.-22 feb.-23 abr.-23 jun.-23 ago.-23 oct.-23 160,0 Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME Fuente de gráfica: UPME En la Grafica 31 se presenta el Escenario 8, el cual contempla una combinación de las demás alternativas de atraso. Las gráficas anteriores indican para cada escenario, el contraste entre la Energía Firme verificada y la Obligación de Energía Firme, versus la proyección de demanda de energía eléctrica, escenarios de crecimiento Alto y Medio (revisión marzo de 2015). Para el escenario base se compromete la atención de la demanda en septiembre de 2023, bajo un escenario de demanda alto. Si bien para los escenarios 1, 2, 4, 5, y 7, atrasos independientes de los proyectos El Quimbo, Gecelca 3.2, Cucuana, San Miguel y Carlos Lleras, se ve que la ENFICC y la OEF son inferiores al escenario de proyección de la demanda, escenario alto, ello a partir de septiembre de 2023, esto no es atribuible a dichos atrasos. Es decir, 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 Página - 17 - de 17 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – JUNIO DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN 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. 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
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