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

Transcripción

1 Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Agosto de 2013 Estado aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a agosto 31 de 2013 aumentaron en 1,136.0 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un crecimiento del 13.5%. El embalsamiento promedio diario durante agosto se ubicó en GWh-día. Energéticamente la región Oriente fue la que más embalsó, con una tasa diaria de 21. La capacidad útil del embalse continuó en 15, GWh. Del total de reservas al finalizar agosto (9,556.1 GWh) su distribución fue: el 36% en Oriente, el 30% en Antioquia, el 30% en Centro, y el 4% restante en Valle y Caribe. Durante agosto de 2013 los vertimientos totales en el SIN fueron de 47.2 GWh y se registraron en los embalses de Playas y Troneras en la región Antioquia. En Playas los vertimientos han sido ocasionados por los aportes y por la operación continua de las centrales de Guatapé y Jaguas, cuyas descargas turbinadas llegan al embalse de Playas. Los vertimientos presentados en Troneras han sido causados por los altos aportes hídricos que han llegado a este embalse. En la gráfica se muestra la evolución de los aportes energéticos mensuales al SIN. Como referencia se presentan también los valores medios mensuales y críticos (correspondientes a un caudal 95PSS univariado). Se puede observar el impacto de los recientes eventos El Niño ( ), La Niña ( ), así como la actual disminución de aportes desde septiembre debido probablemente a la conjugación de fenómenos climáticos de diferentes escalas espaciales que han afectado el clima colombiano y aún no han sido identificados por las agencias climáticas.

2 En agosto de 2013 ingresaron al SIN aportes por 5,566.9 GWh (104.9% de la media histórica), los cuales fueron mayores en 1,008.6 a los ocurridos en julio de 2013 y mayores en 71.2 GWh a los ocurridos en agosto de Exceptuando Oriente (88.65%) que viene desde junio por debajo de la media, todas las regiones estuvieron por encima de la media, Antioquia con %, Caribe con %, seguida de Valle con % y Centro con %. Demanda La demanda de agosto de 2013 fue 5,196.0 GWh, la cual se ubicó más abajo que el escenario bajo (5,261.1 GWh) de la UPME, según actualización realizada en julio de El crecimiento de la demanda en agosto de 2013 fue de un 2.0% con respecto a agosto de 2012, y se debió principalmente a la disminución del consumo de energía de la mina de Cerromatoso por mantenimiento.

3 En los últimos doce meses (agos 2012 agos 2013) la demanda de energía eléctrica de Colombia creció en 3.1%. 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. ago-12 ago-13 Crec. Acumulado a Acumulado a agosto de 2012 agosto de 2013 Crec. Participación Regulado 3, , % 25, , % 66% No Regulado 1, , % 13, , % 34% Industrias manufactureras % % 40.7% Explotación de minas y canteras % % 21.0% Servicios sociales, comunales y personales % % 12.6% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % % 9.2% Electricidad, gas de ciudad y agua % % 7.3% Transporte, almacenamiento y comunicación % % 3.4% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % % 2.8% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicio % % 2.6% Construcción % % 0.2% La demanda máxima de potencia para agosto de 2013 fue de 9,198 MW y se registró en el período 20 del día lunes 5. Por otro lado, en agosto de 2013 se dejó de atender una demanda de 2.6 GWh, de la cual el 70.7% correspondió a causas no programadas. En la siguiente tabla se presenta un resumen de la demanda no atendida. Generación Fecha Causas Programadas Causas No Programadas Limitación de Suministro TOTAL GWh GWh GWh GWh ago ago A 31 de agosto de 2013 la capacidad efectiva neta del sistema continuó en 14, MW. Para agosto de 2013, la composición de la generación fue 68.3% hidráulica, 26.0% térmica y 5.7% para menores y cogeneradores, que corresponde a una generación total de 5,246.2 GWh, equivalente a un aumento del 2.0% con respecto al mismo mes del año anterior.

4 La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de agosto de los años 2012 y Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo % ago-12 ago-13 Generación Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica 1, , % Menor % Cogenerador % Total 5, , % Para el mes de agosto la generación térmica promedio dia fue de GWh, y frente a agosto de 2012 incrementó un 32.9%, debido a condiciones de precio de oferta. Intercambios internacionales En agosto de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de GWh, con una diferencia de 160.9% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de GWh, con una diferencia de -4.2% respecto al mismo mes del año anterior. Los últimos diez días de agosto se redujeron sustancialmente las exportaciones a Venezuela, debido al mantenimiento de la Planta Tasajero, que limitó la exportación por el enlace Corozo San Mateo, y al mantenimiento del enlace Cuestecitas Cuatricentenario a 230 kv por el lado Venezolano.

5 En agosto de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de GWh, con una diferencia de 13.6 GWh respecto al mismo mes del año anterior. Esta situación se dio por las buenas condiciones de oferta durante agosto. Por su parte, en agosto de 2013, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en agosto de 2013 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en $/kwh. Al comparar en pesos de agosto de 2013, este precio es superior al del mismo mes del año anterior en $/kwh ( $/kwh en agosto de 2012) e inferior en $/kwh al registrado el mes anterior ( $/kwh). Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado Pre cios Precio Pre cio de Me rca do Contra tos Me s Bolsa Re gula do No $/kwh $/kw h Re gula dos (Mc) $/kwh (*) ago/ jul/ a go/ Precios promedios ponderados, en pesos constantes de agosto de 2013 En el mes de agosto de 2013, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue $/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 115.8$/kWh en el periodo 4. Por su parte, durante el mes de agosto de 2013 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 9 con un valor de $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 30 con un valor de $/kwh en el periodo 1. El precio de escasez para agosto de 2013 fue de $/kwh, mientras que para septiembre de 2013 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.

6 Restricciones En agosto de 2013 el valor de restricciones fue de $36,456.3 millones, equivalentes a un costo unitario de 7.0 $/kwh, valor superior en 0.1 $/kwh al registrado el mismo mes del año anterior (6.9 $/kwh), y superior en 2.4 $/kwh al registrado el mes anterior (4.6 $/kwh). Mes Demanda Comercial (GWh) Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) ago-12 5, , jul-13 5, , ago-13 5, , El valor total del servicio de AGC para el mes de agosto de 2013 fue de $ 48,479.5 millones.

7 Resumen Cifras de Agosto de 2013 Estado Embalses y Aportes Aug-12 Aug-13 Diferencia Volumen Útil Diario (GWh) 13, , ,710.1 Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) Reservas Hídricas de Energía (GWh) 14, , ,706.6 Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) Aportes Hídricos (GWh) 5, , 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) 0.4 Capacidad Efectiva Neta Promedio (MW) Hidráulica 9, , Térmica 4, , Menores Cogeneradores Total -SIN- 14, , Disponibilidad Promedio Hidráulica (MW) 7, , Hidráulica (%) (2) Térmica (MW) 3, , Térmica (%) (2) Menores (MW) Menores (%) (2) Cogeneradores (MW) Cogeneradores (%) (2) Total del -SIN- (MW) 11, , Total del -SIN- (%) (2) (1) % respecto al mismo mes del año anterior (2) Porcentajes calculados a partir de la capacidad efectiva Neta promedio