Durante diciembre de 2013 no se presentaron vertimientos en los diferentes embalses del SIN.

Transcripción

1 Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Diciembre de 2013 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a diciembre 31 de 2013 aumentaron en 58.7 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un crecimiento del 0.5%. El embalsamiento promedio diario durante diciembre se ubicó en 1.89 GWh-día. La capacidad útil del embalse disminuyó 6.31 GWh, pasando de 15, GWh a 15,109.51, debido a la disminución de los factores de conversión de las plantas Calima y Troneras. Del total de reservas al finalizar diciembre (10,495.1 GWh) su distribución fue: el 42% en Antioquia, el 28% en Oriente, el 26% en Centro, y el 4% restante en Valle y Caribe. Durante diciembre de 2013 no se presentaron vertimientos en los diferentes embalses del SIN. En la 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 diciembre en cada uno de los años presentados. En este sentido, diciembre de 2013 estuvo por encima de la media (111.2%).

2 En diciembre de 2013 ingresaron al SIN aportes por 4,406.5 GWh (111.2% de la media histórica), los cuales fueron menores en 675 GWh a los ocurridos en noviembre de 2013 y mayores en 1,449 GWh a los ocurridos en diciembre de Durante el mes de diciembre la región Centro estuvo por encima de la media con aportes de 153.1%, seguida de Valle con 107.8% y Antioquia con 104.9% mientras regiones como Oriente y Caribe estuvieron por debajo de la media con aportes de 98.7% y 91.8% respectivamente. Demanda La demanda de diciembre de 2013 fue 5,176.4 GWh, la cual se ubicó por encima del escenario bajo (5,146.3 GWh) de la UPME, según actualización realizada en noviembre de La contracción del crecimiento de la demanda en Diciembre (2.3%) se debió principalmente a la presencia de las precipitaciones en el país la cual se extendió hasta la tercera semana de diciembre y se refleja en el crecimiento de la demanda regulada que alcanzó un crecimiento del 1.8% y al decrecimiento de la actividad Explotación de Minas y Canteras de -1.8%.

3 En los últimos doce meses (dic 2012 dic 2013) la demanda de energía eléctrica de Colombia creció en 2.8%. Teniendo en cuenta las inquietudes de algunos de los lectores sobre el crecimiento de la demanda, se ha incluido al final del informe de demandas de este mes el detalle del cálculo del crecimiento por tipo de días. Es importante mencionar, que desde el informe del mes de mayo de 2012 el crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se viene calculando como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados y domingos-festivos) con relación al número de días correspondiente a estos tipos de días del año actual. Un crecimiento así calculado disminuye la variabilidad de las fluctuaciones de los crecimientos que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía con relación al número de días comerciales, sábados y domingos-festivos presentados en el mes de análisis. 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. Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado dic-12 dic-13 Crec. Acumulado a diciembre de Acumulado a diciembre de 2013 Crec. Participación Regulado 3, , % , , % 68% No Regulado 1, , % 19, , % 32% Industrias manufactureras % % 39.3% Explotación de minas y canteras % % 21.6% Servicios sociales, comunales y personales % % 12.6% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % % 9.8% Electricidad, gas de ciudad y agua % % 7.5% Transporte, almacenamiento y comunicación % % 3.8% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % % 2.7% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios % % 2.5% Construcción % % 0.2% La demanda máxima de potencia para diciembre de 2013 fue de 9,383 MW y se registró en el período 19 del día jueves 12. Por otro lado, en diciembre de 2013 se dejó de atender una demanda de 2.3 GWh, de la cual el 31.8% correspondió a causas no programadas.

4 Fecha Generación Causas Programadas GWh Demanda No Atendida Causas No Programadas GWh Limitación de Suministro GWh TOTAL GWh dic dic A 31 de diciembre de 2013 la capacidad efectiva neta del sistema disminuyó MW debido principalmente al cambio de combustible de respaldo ENFICC para algunas plantas térmicas. De esta la CEN del sistema pasó de 14, MW en noviembre a 14, MW en diciembre. Para diciembre de 2013, la composición de la generación fue 68.0% hidráulica, 25.7% térmica y 6.2% para menores y cogeneradores, que corresponde a una generación total de 5,323.3 GWh, equivalente a un crecimiento del 4.7% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de diciembre de los años 2012 y Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo % dic-12 dic-13 Generación Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica 1, , % Menor % Cogenerador % Total 5, , % Para el mes de diciembre la generación térmica promedio dia fue de GWh, y frente a diciembre de 2012 decreció un 3.5%.

5 Intercambios internacionales En diciembre de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de GWh, con una diferencia de 1,324.1% respecto al mismo mes del año anterior. Este crecimiento se debe a condiciones climáticas (bajos aportes) en Ecuador. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.37 GWh, con una diferencia de % respecto al mismo mes del año anterior. Esta reducción de las exportaciones a Venezuela se debe a la entrada en operación de dos recursos de generación en el occidente de Venezuela, la central termoeléctrica Don Luis Zambrano de 3X150 MW y la central hidráulica Fabricio Ojeda de 3X170MW. En diciembre de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.01 GWh, con una diferencia de -80.0% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en diciembre de 2013, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela.

6 Precios El precio de bolsa en diciembre de 2013 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en $/kwh. Al comparar en pesos de diciembre de 2013, este precio es inferior al del mismo mes del año anterior en $/kwh ( $/kwh en diciembre de 2012) e inferior en $/kwh al registrado el mes anterior ( $/kwh). Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado Pre cios Precio Precio de Merca do Contra tos Mes Bolsa Regula do No $/kwh $/kwh Regula dos (Mc) $/kw h (*) dic/ nov/ dic/ Precios promedios ponderados, en pesos constantes de diciembre de 2013 En el mes de diciembre de 2013, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue $/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 143.2$/kWh en el periodo 4. Durante el mes de diciembre de 2013 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 1 con un valor de $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 8 con un valor de $/kwh en el periodo 7. El precio de escasez para diciembre de 2013 fue de $/kwh, mientras que para enero de 2014 es $/kwh. 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.

7 Restricciones En diciembre de 2013 el valor de restricciones fue de $19,199.1 millones, equivalentes a un costo unitario de 3.6 $/kwh, valor inferior en 1.5 $/kwh al registrado el mismo mes del año anterior (5.1 $/kwh), e inferior en 1.6 $/kwh al registrado el mes anterior (5.2 $/kwh). Mes Demanda Comercial (GWh) Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) dic-12 5, , nov-13 5, , dic-13 5, , El valor total del servicio de AGC para el mes de diciembre de 2013 fue de $ 58,220.3 millones.

8 Resumen Cifras de Diciembre de 2013 Estado Embalses y Aportes Dec-12 Dec-13 Diferencia Volumen Útil Diario (GWh) 11, , Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) Reservas Hídricas de Energía (GWh) 12, , Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) Aportes Hídricos (GWh) 2, , ,448.7 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) -1.3 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