Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Julio de Estado de aportes y embalses

Transcripción

1 Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Julio de 2014 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de julio de 2014, aumentaron en 1,001.3 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un crecimiento del 10%. El embalsamiento promedio diario durante julio se ubicó en 32.3 GWh-día. La capacidad útil del embalse disminuyó GWh pasando de 15, GWh en junio a 15, GWh en julio, esta disminución se debió a la actualización de volúmenes en Urrá. Del total de reservas al finalizar el mes de julio (11, GWh) se tuvo la siguiente distribución porcentual: 36% en Antioquia, 24% en Centro, 36% en Oriente, y 4% entre las regiones de Valle y Caribe. Energéticamente, durante el mes de julio sólo las regiones Centro y Oriente embalsaron, con una tasa promedio día de 8.9 GWh-dia en Centro y 24.6 GWh-dia en Oriente. Mientras, las regiones de Antioquia y Caribe desembalsaron a una tasa diaria de 0.2 GWh-dia y de 0.7 GWh-dia respectivamente. Durante julio de 2014 los vertimientos totales en el SIN fueron de GWh y se registraron en los embalses de Guavio en la región Oriental, y de Betania en la región Centro. Esto debido a los altos aportes hídricos que recibieron los embalses de estas regiones. En la siguiente gráfica se muestra la evolución de los aportes hídricos mensuales al SIN desde enero de Para una fácil lectura de dicha evolución, se han resaltado en rojo los aportes de julio en cada uno de los años presentados. De acuerdo con lo observado, el mes de julio de 2014 tuvo aportes cercanos a la media (97.54%). Igualmente es notorio que desde el año 2000 tan solo los julios de los años 2008 y 2010 fueron superiores a la media histórica.

2 En julio de 2014 ingresaron al SIN aportes por GWh (97.54% de la media histórica), los cuales fueron menores en GWh, a los ocurridos en junio de 2014 y mayores en 1, GWh a los ocurridos en julio de Durante el mes de julio los aportes en las regiones Centro y Oriente estuvieron por encima de la media con % y % respectivamente. Mientras que las otras regiones estuvieron por debajo de la media, Valle con 73.91%, Caribe con 66.32% y Antioquia con 60.34%. Demanda En julio de 2014, la demanda de energía del SIN fue de 5,513 GWh, la cual se ubicó entre el escenario medio (5,458 GWh) y alto (5,543 GWh) de la UPME, según actualización realizada en julio de El crecimiento de la demanda en julio se ubicó en el 5%. En los últimos doce meses (jul 2013 jul 2014) la demanda de energía eléctrica de Colombia creció en 3.5%. La siguiente tabla muestra la demanda y el comportamiento de la demanda regulada, la demanda no regulada y las actividades económicas que conforman el mercado No Regulado.

3 jul-13 jul-13 Crec. Regulado 3, , % No Regulado 1, , % Industrias manufactureras % Explotación de minas y canteras % Servicios sociales, comunales y personales % Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % Electricidad, gas de ciudad y agua % Transporte, almacenamiento y comunicación % Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas % Construcción % La demanda máxima de potencia para julio de 2014 fue de 9,257 MW y se registró en el período 20 del día jueves 31. Por otro lado, en julio de 2014 se dejó de atender una demanda de 6.9 GWh, de la cual el 47.4 % correspondió a causas no programadas. Fecha Causas Programadas De ma nda No Ate ndida Causas No Programadas Limitación de Suministro TOTAL GWh GWh GWh GWh jul jul Generación A 31 de julio de 2014, la Capacidad Efectiva Neta CEN- del sistema aumentó en 0.7 MW respecto a la capacidad al final mes anterior, pasando de 14, MW al finalizar junio, a 14, MW, al 31 de julio de El cambio en la CEN del sistema durante el mes de julio, fue debido al reingreso al MEM, el día 24 de julio, de la Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) La Rebusca con una capacidad de 0.7 MW. Para julio de 2014, la composición de la generación del SIN fue: 66.7% hidráulica, 27.5% térmica y 5.8% entre menores y cogeneradores, lo cual corresponde a una generación total de 5, GWh, equivalente a un crecimiento del 3.7% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de julio en los años 2013 y 2014.

4 G e n e ra c ió n m e n s u a l e n e rg ía S IN (G W h ) T ip o % ju l-1 3 ju l-1 4 G e n e r a c ió n C r e c im ie n to H id rá u lic a 3, , % T é rm ic a 1, , % M e n o r % C o g e n e ra d o r % T o ta l 5, , % Para el mes de julio de 2014, la generación térmica promedio dia fue de 59.8 GWh, y frente a junio del 2013 creció en un 48.1%. Intercambios internacionales En julio de 2014, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de GWh, con una diferencia de -33.0% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.26 GWh, con una diferencia de -99.7% respecto al mismo mes del año anterior.

5 jul/08 oct/08 ene/09 abr/09 jul/09 oct/09 ene/10 abr/10 jul/10 oct/10 ene/11 abr/11 jul/11 oct/11 ene/12 abr/12 jul/12 oct/12 ene/13 abr/13 jul/13 oct/13 ene/14 abr/14 jul/14 GWh Exportaciones de electricidad Exporta Venezuela Exporta Ecuador En julio de 2014, la importación de Colombia desde Ecuador fue de GWh, con una diferencia de 127.0% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en julio de 2014, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en julio de 2014 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en $/kwh. Al comparar en pesos de julio de 2014, este precio es inferior al del mismo mes del año anterior en 61.26$/kWh ( $/kwh en julio de 2013) y menor en $/kwh al registrado el mes anterior ( $/kwh). Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado M e s P re c i o d e B o l s a $ / k W h P re c i o s M e rc a d o R e g u l a d o $ / k W h ( M c ) P re c i o C o n tra to s N o R e g u l a d o s $ / k W h ( * ) j u l / Precios promedios ponderados, en pesos constantes de julio de 2014 En el mes de julio de 2014, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue $/kwh en el periodo 20 y el valor mínimo fue $/kwh en el periodo 4. Durante el mes de julio de 2014 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 29 con un valor de $/kwh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 18 con un valor de $/kwh en el periodo 3. El precio de escasez para julio de 2014 fue de $/kwh, mientras que para agosto de 2014 es $/kwh.

6 01/ene/13 11/ene/13 21/ene/13 31/ene/13 10/feb/13 20/feb/13 02/mar/13 12/mar/13 22/mar/13 01/abr/13 11/abr/13 21/abr/13 01/may/13 11/may/13 21/may/13 31/may/13 10/jun/13 20/jun/13 30/jun/13 10/jul/13 20/jul/13 30/jul/13 09/ago/13 19/ago/13 29/ago/13 08/sep/13 18/sep/13 28/sep/13 08/oct/13 18/oct/13 28/oct/13 07/nov/13 17/nov/13 27/nov/13 07/dic/13 17/dic/13 27/dic/13 06/ene/14 16/ene/14 26/ene/14 05/feb/14 15/feb/14 25/feb/14 07/mar/14 17/mar/14 27/mar/14 06/abr/14 16/abr/14 26/abr/14 06/may/14 16/may/14 26/may/14 05/jun/14 15/jun/14 25/jun/14 05/jul/14 15/jul/14 25/jul/14 En la siguiente gráfica se presenta la evolución del precio promedio diario de bolsa y precios máximos y mínimos por día, así como el precio de escasez. $kwh 600 Maximo Horario Minimo Horario Promedio Horario Precio Escasez Restricciones En julio de 2014 el valor de restricciones fue de $ 33,851 millones, equivalentes a un costo unitario de 6.1 $/kwh, valor superior en 1.5 $/kwh al registrado el mismo mes del año anterior (4.6 $/kwh), y mayor en 1.1 $/kwh al registrado el mes anterior (5 $/kwh). M e s D e m a n d a C o m e rc i a l (G W h ) V a l o r R e stric c i o n e s (M i l l P e so s) CU R e stric c i o n e s ($ / k W h ) ju l-1 3 5, , ju n , , j u l , , El valor total del servicio de AGC para el mes de julio de 2014 fue de $ 78,485.5 millones.

7 Resumen Cifras de julio de 2014 Estado Embalses y Aportes Jul-13 Jul-14 Diferencia Volumen Útil Diario (GWh) 8, , ,582.5 Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) Reservas Hídricas de Energía (GWh) 9, , ,567.1 Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) Aportes Hídricos (GWh) 4, , ,260.0 Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) Vertimientos (GWh) Generación (GWh) Hidráulica 3, , Térmica 1, , Menores Cogeneradores Generación Total 5, , Interconexiones Internacionales (GWh) Importaciones Exportaciones Demanda de Energía (GWh) Demanda No Atendida Demanda Atendida (doméstica) 5, , Demanda de Energía 5, , Demanda de Potencia Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9, , Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) (1) 1.4 Capacidad Efectiva Neta Promedio (MW) Hidráulica 9, , Térmica 4, , Menores Cogeneradores Total -SIN- 14, , Disponibilidad Promedio Hidráulica (MW) 8, , Hidráulica (%) (2) Térmica (MW) 3, , Térmica (%) (2) Menores (MW) Menores (%) (2) Cogeneradores (MW) Cogeneradores (%) (2) Total del -SIN- (MW) 12, , Total del -SIN- (%) (2) (1) % respecto al mismo mes del año anterior (2) Porcentajes calculados a partir de la capacidad efectiva Neta promedio