Por solicitud de ISAGEN, se modificaron los nombres de los siguientes embalses: Amaní (antes Miel I) y Topocoro (antes Sogamoso).

Transcripción

1 Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Marzo de 2015 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de marzo de 2015, disminuyeron en 1,742.3 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a una disminución del 19%. El desembalsamiento promedio diario durante marzo se ubicó en 56.2 GWh-día. La capacidad útil del embalse disminuyó GWh, pasando de 16, GWh en febrero a 16, GWh en marzo. Esta disminución se debió a la actualización de los factores de conversión medianos de las plantas hidráulicas operadas por EPM, ISAGEN y URRÁ (aplicación Acuerdo CNO 694). Del total de reservas al finalizar el mes de marzo (7,248.3 GWh) se tuvo la siguiente distribución porcentual: 45% en Antioquia, 35% en Centro, 17% en Oriente, y 3% entre las regiones de Valle y Caribe. Energéticamente, durante el mes de marzo todas las regiones hidrológicas del país desembalsaron con una tasa promedio día de: 23.1 GWh-día en Antioquia, 22.8 GWh-día en Oriente, 7 GWh-día en Centro, 2 GWh-día en Valle y 1.3 GWh-día en Caribe. Por solicitud de ISAGEN, se modificaron los nombres de los siguientes embalses: Amaní (antes Miel I) y Topocoro (antes Sogamoso). Durante marzo de 2015 no se presentaron vertimientos en el 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 marzo en cada uno de los años presentados. De acuerdo con lo observado, el mes de marzo de 2015 tuvo aportes por debajo de la media (86.44%).

2 En marzo de 2015 ingresaron al SIN aportes por 2, GWh (86.44% de la media histórica), los cuales fueron mayores en GWh a los ocurridos en febrero de 2015 y menores en GWh a los ocurridos en marzo de Durante el mes de marzo los aportes en las regiones Centro y Valle estuvieron por encima de la media con % y % respectivamente; mientras que las otras regiones estuvieron por debajo de la media, Antioquia con 85.44%, Oriente con 61.30% y Caribe con 50.33%. Demanda En marzo de 2015, la demanda de energía del SIN fue de 5,533 GWh, la cual se ubicó por debajo del escenario bajo (5,558 GWh) de la UPME, según actualización realizada en marzo de El crecimiento de la demanda en marzo fue del 3.9%, y con ella se alcanza en el acumulado del año (los primeros 3 meses) un crecimiento del 3.3%. 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 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado mar-14 mar-15 Crec. Participación Regulado 3,521 3, % 67% No Regulado 1,766 1, % 33% Industrias manufactureras % 44.4% Explotación de minas y canteras % 22.7% Servicios sociales, comunales y personales % 8.6% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % 6.7% Electricidad, gas de ciudad y agua % 2.3% Transporte, almacenamiento y comunicación % 1.6% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % 2.7% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles % 5.2% Construcción % 5.7% La demanda máxima de potencia para marzo de 2015 fue de 9,594 MW y se registró en el período 20 del día miércoles 25. Por otro lado, en marzo de 2015 se dejó de atender una demanda de 2.5 GWh, de la cual el 45.2% correspondió a causas no programadas. Generación A 31 de marzo de 2015, la Capacidad Efectiva Neta CEN- el sistema aumentó en 4.9 MW respecto a la capacidad al final mes anterior, pasando de 15, MW, a finalizar febrero, a 15, MW. Este aumento se debió al cambio en la CEN del cogenerador Proenca (pasó de 15 MW a 19.9 MW). Para marzo de 2015, la composición de la generación del SIN fue: 68% hidráulica, 26.93% térmica y 5.06% entre menores y cogeneradores, lo cual corresponde a una generación total de 5,658.7 GWh, equivalente a un incremento del 5.1% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de marzo en los años 2014 y Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo Generación mar-14 mar-15 % Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica 1, , % Menor % Cogenerador % Total 5, , %

4 mar/09 jun/09 sep/09 dic/09 mar/10 jun/10 sep/10 dic/10 mar/11 jun/11 sep/11 dic/11 mar/12 jun/12 sep/12 dic/12 mar/13 jun/13 sep/13 dic/13 mar/14 jun/14 sep/14 dic/14 mar/15 GWh Para el mes de marzo de 2015, la generación térmica promedio día fue de GWh, y frente a marzo de 2014 aumentó en un 17%. Intercambios internacionales En marzo de 2015, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de GWh, con una diferencia de 110.4% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.13 GWh, con una diferencia de -98.4% respecto al mismo mes del año anterior Exportaciones de electricidad Exporta Venezuela Exporta Ecuador

5 En marzo de 2015, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.02 GWh, con una diferencia de -82.1% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en marzo de 2015, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en marzo de 2015 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en $/kwh. Al comparar en pesos de marzo de 2015, este precio es superior al del mismo mes del año anterior en $/kwh ( $/kwh en marzo de 2014) y mayor en $/kwh al registrado el mes anterior ( $/kwh). Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado Pre cios Pre cio Pre cio de Me rca do Contra tos Me s Bolsa Regula do No $/kw h $/kw h Regula dos (Mc) $/kw h (*) mar/ feb/ ma r/ Precios promedios ponderados, en pesos constantes de marzo de En el mes de marzo de 2015, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue $/kwh en el periodo 20 y el valor mínimo fue $/kwh en el periodo 3. Durante el mes de marzo de 2015 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 12 con un valor de $/kwh durante el periodo 11 y el valor mínimo se presentó el día 24 con un valor de $/kwh en el periodo 3. El precio de escasez para marzo de 2015 fue de $/kwh, mientras que para abril de 2015 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 01/ene/14 11/ene/14 21/ene/14 31/ene/14 10/feb/14 20/feb/14 02/mar/14 12/mar/14 22/mar/14 01/abr/14 11/abr/14 21/abr/14 01/may/14 11/may/14 21/may/14 31/may/14 10/jun/14 20/jun/14 30/jun/14 10/jul/14 20/jul/14 30/jul/14 09/ago/14 19/ago/14 29/ago/14 08/sep/14 18/sep/14 28/sep/14 08/oct/14 18/oct/14 28/oct/14 07/nov/14 17/nov/14 27/nov/14 07/dic/14 17/dic/14 27/dic/14 06/ene/15 16/ene/15 26/ene/15 05/feb/15 15/feb/15 25/feb/15 07/mar/15 17/mar/15 27/mar/15 $kwh 600 Maximo Horario Minimo Horario Promedio Horario Precio Escasez Restricciones En marzo de 2015 el valor de restricciones fue de $20,249.2 millones, equivalentes a un costo unitario de 3.6 $/kwh, valor inferior en 0.3 $/kwh al registrado el mismo mes del año anterior (3.9 $/kwh), y menor en 1.5 $/kwh al registrado el mes anterior (5.1 $/kwh). Mes Demanda Comercial (GWh) Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) (2) Restr. con alivio (Mill Pesos) (2) CU Restri. con alivio ($/kwh) mar-14 5, , feb-15 5, , , mar-15 5, , , En la liquidación de marzo se refleja un alivio de $31.16 millones en las restricciones como producto de los rendimientos financieros asociados al pago de la garantía del Cargo por Confiabilidad (Porvenir II). El valor total del servicio de AGC para el mes de marzo de 2015 fue de $ 74,780.3 millones.

7 Resumen Cifras de marzo de 2015 GRUPO MÉTRICAS DIFERENCIA MARZO MARZO ESTADO EMBALSES Y APORTES Aportes Hídricos (GWh) 3, , Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) Volumen Útil diario (GWh) 7, , Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) Reservas Hídricas de Energía (GWh) 8, , Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) Vertimientos (GWh) GENERACIÓN (GWh) Hidráulica 3, , Térmica 1, , Menores Cogenerador Total 5, , INTERCONEXIONES INTERNACIONALES Exportaciones (GWh) Importaciones DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) Demanda Atendida (Doméstica) 5, , Demanda Energía 5, , Demanda No Atendida DEMANDA DE POTENCIA Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9, , Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) CAPACIDAD EFECTIVA NETA PROMEDIO Hidráulica 9, , (MW) Térmica 4, , Menores Cogenerador Total 14, , DISPONIBILIDAD PROMEDIO Hidráulica (%) Hidráulica (MW) 7, , Térmica (%) Térmica (MW) 4, , Total disponibilidad del -SIN- (%) Total disponibilidad del -SIN- (MW) 11, , Versión: TXR