Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Enero de 2015 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de enero de 2015, disminuyeron en 1,642.2 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a una disminución del 13.5%. El embalsamiento promedio diario durante enero se ubicó en - 53 GWh-día. La capacidad útil del embalse permaneció igual que en el mes anterior con 16,091.62 GWh. Del total de reservas al finalizar el mes de enero (10,489.9 GWh) se tuvo la siguiente distribución porcentual: 43% en Antioquia, 28% en Centro, 25% en Oriente, y 4% entre las regiones de Valle y Caribe. Energéticamente, durante el mes de enero todas las regiones hidrológicas del país desembalsaron con una tasa promedio día de: 17.1 GWh-día en Antioquia, 23.8 GWh-día en Oriente, 11.2 GWh-día en Centro, 0.7 GWhdía en Valle y 0.2 GWh-día en Caribe. Durante enero 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 2000. Para una fácil lectura de dicha evolución, se han resaltado en rojo los aportes de enero en cada uno de los años presentados. De acuerdo con lo observado, el mes de enero de 2015 tuvo aportes por debajo de la media (78.34%).
En enero de 2015 ingresaron al SIN aportes por 2,288.42 GWh (78.34% de la media histórica), los cuales fueron menores en 1,429.88 GWh a los ocurridos en diciembre de 2014 y menores en 361.32 GWh a los ocurridos en enero de 2014. Durante el mes de enero los aportes de todas las regiones estuvieron por debajo de la media: Antioquia con 83.59%, Centro con 66.65%, Oriente con 88.96%, Valle con 60.74% y Caribe con 67.22%. Demanda En enero de 2015, la demanda de energía del SIN fue de 5,310 GWh, la cual se ubicó por debajo del escenario bajo (5,390 GWh) de la UPME, según actualización realizada en noviembre de 2014. El crecimiento de la demanda en enero fue del 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.
Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado ene-14 ene-15 Crec. Participación Regulado 3,430 3,563 4.0% 67% No Regulado 1,707 1,723 1.4% 33% Industrias manufactureras 767.7 743.3-2.8% 43.2% Explotación de minas y canteras 350.6 404.9 16.0% 23.5% Servicios sociales, comunales y personales 153.2 148.0-3.1% 8.6% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 122.8 118.9-3.1% 6.9% Electricidad, gas de ciudad y agua 30.8 39.4 28.2% 2.3% Transporte, almacenamiento y comunicación 24.8 24.9 0.5% 1.4% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 47.7 49.1 3.2% 2.9% Establecimientos financieros, seguros, inmueble 93.1 91.6-1.0% 5.3% Construcción 116.2 102.2-12.0% 5.9% La demanda máxima de potencia para enero de 2015 fue de 9,285 MW y se registró en el período 20 del día jueves 19. Por otro lado, en enero de 2015 se dejó de atender una demanda de 1.4 GWh, de la cual el 32.5 % correspondió a causas no programadas. Generación Número de fronteras a enero de 2015 Reguladas 9,674 No Reguladas 5,484 Alumbrado Público 378 T O T A L 15,536 A 31 de enero de 2015, la Capacidad Efectiva Neta CEN- terminó en 15,508.85 MW, aumentando en 19.9 MW con respecto a la capacidad del mes anterior. El cambio se debió a la declaración en explotación comercial, el día 30 de enero, de la Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Bajo Tuluá con una capacidad de 19.9 MW. Para enero de 2015, la composición de la generación del SIN fue: 64.4% hidráulica, 30.1% térmica y 5.6% entre menores y cogeneradores, lo cual corresponde a una generación total de 5,392.5 GWh, equivalente a un incremento del 1.5% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de enero en los años 2014 y 2015.
Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo Generación ene-14 ene-15 % Crecimiento Hidráulica 3,494.1 3,470.4-0.7% Térmica 1,521.0 1,621.6 6.6% Menor 262.4 261.9-0.2% Cogenerador 33.3 38.6 16.1% Total 5,310.8 5,392.5 1.5% Para el mes de enero de 2015, la generación térmica promedio día fue de 52.31 GWh, y frente a enero de 2014 aumentó en un 6.6%. Intercambios internacionales En enero de 2015, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 84.28 GWh, con una diferencia de -42.6% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.09 GWh, con una diferencia de -10.6% respecto al mismo mes del año anterior.
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 oct/14 ene/15 GWh 500 450 400 350 300 Exportaciones de electricidad Exporta Venezuela Exporta Ecuador 250 200 150 100 50 0 En enero de 2015, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.09 GWh, con una diferencia de 308.4% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en enero de 2015, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en enero de 2015 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en 189.61 $/kwh. Al comparar en pesos de enero de 2015, este precio es superior al del mismo mes del año anterior en 18.34 $/kwh (171.27 $/kwh en enero de 2014) y mayor en 11.72 $/kwh al registrado el mes anterior (177.89 $/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 R e gula do N o $/kw h $/kw h R e gula dos (Mc) $/kw h (*) ene/2014 171.27 147.45 118.12 dic/2014 177.89 148.05 121.98 e ne / 2015 189.61 145.82 120.84 Precios promedios ponderados, en pesos constantes de enero de 2015. En el mes de enero de 2015, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 218.1 $/kwh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 158.84 $/kwh en el periodo 3. Durante el mes de enero de 2015 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 16 con un valor de 276.3 $/kwh durante el periodo 12 y el valor mínimo se presentó el día 6 con un valor de 46.79 $/kwh en el periodo 3. El precio de escasez para enero de 2015 fue de 354.54 $/kwh, mientras que para febrero de 2015 es 289.79 $/kwh.
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 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 500 400 300 200 100 0 Restricciones En enero de 2015 el valor de restricciones fue de $14,786 millones, equivalentes a un costo unitario de 2.7 $/kwh, valor inferior en 0.1 $/kwh al registrado el mismo mes del año anterior (2.8 $/kwh), e inferior en 0.5 $/kwh al registrado el mes anterior (3.2 $/kwh). Mes Demanda Comercial (GWh) Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) (2) Restr. con alivio (Mill Pesos) (2) CU Restri. con alivio ($/kwh) ene-14 5,310.8 15,124.4 2.8 dic-14 5,530.5 17,456.0 3.2 ene-15 5,392.6 14,786.0 2.7 1,005.3 0.2 En la liquidación de enero se refleja un alivio de $13,780.7 millones en las restricciones como parte de pago de la garantía del Cargo por Confiabilidad (Porvenir II). El valor total del servicio de AGC para el mes de enero de 2015 fue de $62,933.5 millones.
Resumen Cifras de enero de 2015 GRUPO MÉTRICAS 2014 2015 DIFERENCIA ENERO ENERO ESTADO EMBALSES Y APORTES Aportes Hídricos (GWh) 2,649.73 2,288.42-361.31 Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 96.90 78.34-18.56 Volumen Útil diario (GWh) 9,210.74 10,489.86 1,279.12 Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 60.96 65.19 4.23 Reservas Hídricas de Energía (GWh) 10,347.70 11,827.80 1,480.10 Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 63.69 67.86 4.17 Vertimientos (GWh) 0.00 0.00 0.00 GENERACIÓN (GWh) Hidráulica 3,494.12 3,470.41-23.71 Térmica 1,521.01 1,621.55 100.54 Menores 262.40 261.94-0.46 Cogenerador 33.29 38.64 5.35 Total 5,310.82 5,392.54 81.72 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES Exportaciones 146.89 84.36-62.53 (GWh) Importaciones 0.02 0.09 0.07 DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) Demanda Atendida (Doméstica) 5,163.95 5,308.26 144.31 Demanda Energía 5,166.89 5,309.66 142.77 Demanda No Atendida 2.94 1.40-1.55 DEMANDA DE POTENCIA Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,218.00 9,285.00 67.00 Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) 0.00 0.73 0.73 CAPACIDAD EFECTIVA NETA PROMEDIO Hidráulica 9,321.45 10,315.00 993.55 (MW) Térmica 4,519.65 4,402.00-117.65 Menores 662.25 695.67 33.43 Cogenerador 66.30 77.30 11.00 Total 14,569.64 15,489.97 920.33 DISPONIBILIDAD PROMEDIO Hidráulica (%) 86.38 70.34-16.04 Hidráulica (MW) 8,573.48 7,681.11-892.37 Térmica (%) 93.74 89.26-4.48 Térmica (MW) 4,315.93 4,010.62-305.31 Total disponibilidad del -SIN- (%) 88.20 75.39-12.81 Total disponibilidad del -SIN- (MW) 12,889.41 11,691.73-1,197.68 Versión: TXR