Energía Eléctrica y Gas Natural -...

Corporación Soluciones Energéticas Integrales - COSENIT S.A. Página 1

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ANTIOQUIA 88.8 98.9 85.3 105.1 62.2

ORIENTE 17.8 16.0 24.0 32.1 18.1

CENTRO 75.4 54.7 48.7 49.2 24.5

VALLE 11.8 6.9 8.8 9.9 5.6

CARIBE 4.6 4.0 4.9 5.0 3.6

Total SIN 203.8 185.6 176.6 206.8 117.1

Concepto 8-oct 9-oct Δ

Total SIN 78.66% 78.77% #

Hidrología [GWh] 203.80 185.58 #

Vertimientos [GWh] 0.9 0.8 #

GUAVIO 84.23% 83.18% #

ESMERALDA 96.30% 95.80% #

SAN LORENZO 89.57% 88.66% #

PENOL 88.23% 88.63% #

EL QUIMBO 78.29% 78.60% #

GUAVIO 9.04 7.14 #

BATA 8.78 8.9 #

SOGAMOSO 51.18 37.04 #

NARE 11.56 16.2 #

EL QUIMBO 7.69 7.93 #

(**)El embalse asociado con la central SOGAMOSO, ha cambiado su nombre reportado en XM, de SOGAMOSO a TOPOCORO.

Evolución principales embalses

9-oct8-oct

Embalses[%]

Rios[GWh]

El promedio de la hidrología en el mes de octubre de 2018 es de 176.57 GWh/día,

este valor está un 14.6% por debajo del promedio histórico (206 GWh/día). El

promedio de la hidrología en la última semana se encuentra en 183.35 GWh/día.

HIDROLOGÍA

Promedio

octubre

Histórico

octubre

Nivel de embalse [%]

Crítico

octubre

Aportes [GWh]

Región

Aportes Hidrológicos Por Regiones [GWh/día]

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

GUAVIO 2016 GUAVIO 2017 GUAVIO 2018

90

140

190

240

290

340

390

440

Aporte diario Total SIN[GWh] Histórico Total SIN[GWh]

Crítico Total SIN[GWh] Promedio mes Total SIN[GWh]

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


ESMERALDA 2016 ESMERALDA 2017 ESMERALDA 2018

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


PENOL 2016 PENOL 2017 PENOL 20180%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


SAN LORENZO 2016 SAN LORENZO 2017 SAN LORENZO 2018

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


TOPOCORO 2016 TOPOCORO 2017 TOPOCORO 20180%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


EL QUIMBO 2016 EL QUIMBO 2017 EL QUIMBO 2018

65%

75%

85%

95%

105%

GUAVIO ESMERALDA PENOLEL QUIMBO SAN LORENZO Total SIN

Informe Diario de Mercado

Energía Eléctrica y Gas Natural 10 de octubre del 2018

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INFORME DIARIO DE MERCADO

ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL

GENERACIÓN Y DEMANDA DE ELECTRICIDAD

8-oct 9-oct Prom. mes

Hidráulica 153.35 150.21 -2.0% 149.00

Térmica 24.08 24.31 1.0% 27.14

Cogenerador 1.91 1.34 -29.8% 1.95

Menores 15.19 12.04 -20.7% 13.80

Autogeneración 0.80 0.25 -68.8% 0.70

G. Total 195.32 188.15 -3.7% 192.60

8-oct 9-oct Prom. mes

Hidráulicas

Guavio 29.48 29.44 -0.1% 28.93

Chivor 17.03 13.37 -21.5% 13.05

Sogamoso 15.22 10.88 -28.5% 16.29

San Carlos 10.35 26.18 153.0% 16.24

Guatape 0.00 0.00 - 6.88

Pagua 9.30 3.36 -63.9% 4.83

Betania 1.87 2.30 22.9% 1.64

Porce III 13.75 9.83 -28.5% 12.85

Térmicas

Tebsa 10.71 10.73 0.2% 10.21

Termocentro 0.00 0.00 - 0.00

Flores 6.92 5.85 -15.5% 6.11

TermoSierra 0.00 0.00 - 0.00

Tasajero 0.00 0.00 - 0.00

Paipa 1.97 1.17 -40.5% 3.20

Zipa 0.00 0.76 - 0.11

8-oct 9-oct Cambio GWh

Generación Real 195.32 188.15 -3.7% -7.17

Exportaciones 2.38 1.56 -34.5% -0.82

Importaciones 0.00 0.06 - 0.06

Demanda Nal.

Total192.94 186.65 -3.3% -6.29

Fuente: Portal BI- XM. Cálculos: COSENIT

∆ %

Demanda de energía eléctrica (GWh)

Generación Real (GWh) Evolución de la Generación [GWh/día]

∆ %

Generación Principales Centrales (GWh)

∆ %

40

60

80

100

120

140

160

180

200

GW

h

Demanda Regulada Demanda No Regulada Demanda Total

Evolución de la Demanda (GWh)Evolución de la Demanda (GWh)

10

25

40

55

70

85

100

115

130

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160

175

190

205

GW

h

Generacion total Hidraulica Termica




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Central

Generación

Real último

día (GWh)

Capacidad

efectiva

(MW)

Disponibilidad

Real (MW)

Factor

utilización

(último día)

Factor

Utilización

Mes

Central

Generación

Real último

día (GWh)

Capacidad

efectiva

(MW)

Disponibilidad

Real (MW)

Factor

utilización

(último día)

Factor

Utilización

Mes

GUAVIO 29.44 1,250 1,225 98.1% 96.4% TEBSAB 10.73 791 791 57% 53.8%

CHIVOR 13.37 1,000 829 55.7% 54.4% TERMOCENTRO CC 0.00 264 138 0% 0.0%

SAN CARLOS 26.18 1,240 1,240 88.0% 54.6% FLORES 5.85 722 581 34% 35.3%

GUATAPE 0.00 560 560 0.0% 51.2% TERMOSIERRAB 0.00 364 0 0% 0.0%

PAGUA 3.36 600 600 23.3% 33.5% TASAJERO 0.00 328 333 0% 0.0%

BETANIA 2.30 540 486 17.7% 12.6% PAIPA 1.17 327 168 15% 40.7%

PORCE III 9.83 700 700 58.5% 76.5% ZIPA 0.76 224 224 14% 2.1%

Total

Hidráulica150.21 11,002 9,780 57% 56% Total Térmica 24.31 4,743 3,746 21% 24%

Fuente: Portal BI - OPESIN - XM. Cálculos: COSENIT 99% 99%

DISPONIBILIDAD

Hidráulicas Térmicas

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

7-oct 8-oct ∆% Prom. Mes 7-oct 8-oct ∆%

Importaciones 0.09 0.21 133.33% 0.11 41.24 30.48 -26.1%

Exportaciones 2,404.72 2,361.10 -1.8% 2,217.58

sep-2018 oct-2018 ∆%

Fuente: Portal BI - XM. Cálculos: COSENIT 31.21 27.24 -12.7%

El valor de restricciones, no tiene en cuenta ajustes por concepto de CREG 178 de 2015 (la cual incrementó hasta 470 $/kWh el precio máximo a

remunerar para generadores a líquidos), CREG 029 & 039 de 2016 las cuales establecen un programa de incentivos para la demanda regulada

(“apagar paga”) CREG 062 de 2013 (la cual establece un ingreso regulado por la provisión de GNI (Gas Natural Importado – Planta de

regasificación), con lo anterior se espera que el valor final de restricciones de Octubre se incremente en 4 $/kWh.

Importaciones - Exportaciones (MWh) Restricciones diarias

Restricciones

($/kWh)

Restricciones mensuales

Restricciones

($/kWh)

15

20

25

30

35

40

45

$/k

Wh

Prom. Mes Restricciones Restricciones

Evolución Exportaciones e ImportacionesEvolución Exportaciones e ImportacionesEvolución Exportaciones e ImportacionesEvolución de Restricciones

0

500

1000

1500

2000

2500

MW

h

Exportaciones Importaciones

Evolución Exportaciones - Importaciones (MWh)




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BOLSA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Precios de Bolsa, Promedio y Predespacho ($/kWh)

Día P. Bolsa P. max P. minCosto Marginal

Predespacho

1-oct 154.83 200.67 110.67 163.12

2-oct 165.79 202.60 153.10 169.98

3-oct 148.91 201.86 86.86 168.75

4-oct 125.21 201.52 63.45 153.67

5-oct 122.52 182.76 71.76 149.09

6-oct 99.22 145.40 70.01 135.28

7-oct 91.38 120.86 68.70 115.33

8-oct 100.30 160.39 65.39 117.65

9-oct 102.79

10-oct 84.95

Promedio

octubre126.02 177.01 86.24 136.06

sep-2018 oct-2018 ∆%

CEE 54.55 54.19 -0.66% Periodo

Precio de Escasez 616.81 667.63 8.24% sep 2018

ago 2018

($/kWh) 184.66 II Trim. 2018

Indice FechaValor

anterior

Valor

actual∆%

IGBC 9-oct 12,456.48 12,507.14 0.4%

WTI 10-oct 74.25 74.71 0.6%

TRM 10-oct 3,031.31 3,057.55 0.9%

Precio de bolsa lunes, 08 octubre

Tabla de Precios de Bolsa ($/kWh)

CEE y Precio de Escasez ($/kWh)

Índices Económicos

(*) El precio promedio de contratos corresponde a un precio proyectado para este mes

empleando la información real publicada por XM sobre precio de contratos negociados

entre comercializadores de electricidad.

IPC 142.50

Índice Valor

Fuente: Portal BI - XM. Cálculos: COSENIT.

Precio Promedio Contratos ($/kWh) IPP 114.74

Precio Promedio Agosto (*) Crecimento PIB 2.80%

50

70

90

110

130

150

170

190Predespacho P. Promedio acumulado P. Bolsa

60

80

100

120

140

160

180

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

CO

P$/k

Wh

Precio hora P. Promedio Max Min




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- Predespacho miércoles, 10 oct 18 -

- -

667.63

66 66 66 63 66 67 67 68 68 70 70 80 70 80 80 80 80 70

180196

180

70 68 67

84.9

54.196,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

10,000

10,500

0

100

200

300

400

500

600

700

En

erg

ía/H

ora

(M

Wh

)

Planta - Hora del día

Pre

cio

/H

ora

($

/k

Wh

)

Precio de escasez ($/kWh)

Precio ($/kWh)

Precio promedio diario ($/kWh)

CEE ($/kWh)

Demanda (MWh)

FUTUROS DE ELECTRICIDAD

Valoración de Futuros de electricidad ELM ($/kWh) Valoración de Futuros de electricidad ELS ($/kWh)Valoración mejor offer dia Valoración mejor offer dia

5-oct 8-oct 5-oct 8-oct

oct 2018 (ELMV18F) 147.96 - 168.00 oct 2018 (ELSV18F) 147.96 - 174.00

nov 2018 (ELMX18F) 158.00 - 158.00 nov 2018 (ELSX18F) 158.00 - 158.00

dic 2018 (ELMZ18F) 164.50 - 175.00 dic 2018 (ELSZ18F) 164.50 - 175.00

ene 2019 (ELMF19F) 195.00 - 219.00 ene 2019 (ELSF19F) 195.00 - 219.00

feb 2019 (ELMG19F) 195.00 - 233.00 feb 2019 (ELSG19F) 195.00 - 233.00

mar 2019 (ELMH19F) 195.00 - 233.00 mar 2019 (ELSH19F) 195.00 - 233.00

abr 2019 (ELMJ19F) 195.00 - 220.00 abr 2019 (ELSJ19F) 195.00 - 220.00

may 2019 (ELMK19F) 195.00 - 194.00 may 2019 (ELSK19F) 195.00 - 194.00

jun 2019 (ELMM19F) 195.00 - 194.00 jun 2019 (ELSM19F) 195.00 - 194.00

Fuente: Informe diario Derivex

Nemotécnico Mejor Bid dia Nemotécnico Mejor Bid dia

60

80

100

120

140

160

P. Promedio P. Futuros P. Bolsa

Precios de Bolsa TX1 y Valoración del Futuro ($/kWh)Precios de Bolsa TX1 y Valoración del Futuro ($/kWh)Precios de Bolsa TX1 y Valoración del Futuro ($/kWh)Precios de Bolsa TX1 y Valoración del Futuro ($/kWh)




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INFORME DEL SECTOR GAS

Demanda Costa (MPCD) Demanda Interior (MPCD)

Sector 5-oct 6-oct 7-oct Sector 5-oct 6-oct 7-oct

Térmico 192.8 138.0 193.7 40.4% ## Térmico 0.0 0.0 0.0 0.0% ##

No Térmico 158.9 209.7 202.9 -3.25% ## No Térmico 438.3 435.2 425.7 -2.16% ##

TOTAL 351.7 347.7 396.6 14.08% ## TOTAL 438.3 435.2 425.7 -2.16% ##

Sector Septiembre Octubre Variación Sector Septiembre Octubre Variación

Térmico 166.2 170.4 2.52% 2.5% Térmico 3.0 0.6 -78.9% -78.9%

No Térmico 207.8 193.6 -6.81% -6.81% No Térmico 466.0 465.6 -0.09% -0.09%

TOTAL 374.0 364.0 -2.66% -2.66% TOTAL 469.0 466.2 -0.59% -0.59%

Variación Variación

Promedio Demanda Costa (MPCD) Promedio Demanda Interior (MPCD)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Demanda No Térmica (MPCD) Total Demanda TérmicaTotal Demanda Costa

Demanda Total Costa (MPCD)

NOTA: El valor transportado real corresponde al último dato disponible del BEO de PROMIGAS

0

100

200

300

400

500

Demanda No Térmica (MPCD) Demanda Térmica (MPCD) Total Demanda Interior

Demanda Total Interior (MPCD)

NOTA: El valor transportado real corresponde al último dato disponible del BEO de TGI

Oferta Por Campos - COSTA (en MPCD) Oferta Por Campos - INTERIOR (en MPCD)Campo 7-oct 8-oct 9-oct Variación Campo 5-oct 6-oct 7-oct Variación

Guajira 196.8 192.3 191.2 -0.59% -1 Guajira 25.63 42.27 24.18 -42.8%

La Creciente 21.9 22.2 21.9 -1.4% -1 Cusiana 194.74 196.25 199.82 1.82% 1

Otros Costa 196.18 176.95 183.91 3.9% 1 Cupiagua 195.59 178.43 177.48 -0.5%

TOTAL 414.9 391.5 397.0 1.41% 1 Otros Interior 6.43 6.48 6.44 -0.6%

TOTAL 422.39 423.43 407.92 -3.7%

050

100150200250300350400450500550600650700750

Gasoducto Ballena Cusiana (Usme)

Cusiana (El Porvenir) Otros Campos

Oferta Interior

Oferta Por Campos - Interior (en MPCD)

NOTA: El valor transportado real corresponde al último dato publicado por TGI y puede estar retrasado.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600 La Creciente

Guajira

Otros Campos/Planta LNG/Hocol

Oferta COSTA

Oferta Por Campos - COSTA

NOTA: El valor transportado corresponde al último dato publicado por PROMIGAS

Oferta Por Campos - Costa (en MPCD)




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Factor de Utilización Redes de Transporte - COSTA (en MPCD)

7-oct

Tramo CapacidadTransp. último

día

Factor utilizac.

Ultimo día

Transp.

promedio mes

Factor utilizac.

Promedio

Guajira - La Mami 511.00 196.77 39% 187.82 37%

Swap - Campos del Sur 60.00 21.93 37% 22.06 37%

TOTAL 571.00 395.87 69% 363.71 64%

Factor de Utilización Redes de Transporte - INTERIOR (en MPCD)

7-oct

Tramo CapacidadTransp. último

día

Factor utilizac.

Ultimo día

Transp.

promedio mes

Factor utilizac.

Promedio

Ballena - Barranca 260.00 24.18 9% 31.30 12%

Cusiana - El Porvenir 392.00 337.25 86% 348.89 89%

Cusiana - Usme 30.00 40.05 134% 40.07 134%

TOTAL 682.00 401.48 60% 429.93 63%

Producción Total Campo ( en MPCD)

7-oct

Campo

Potencial

producción

declarado

Producción

último día

Producc. real Vs.

Produc.

Esperada

Produc.

promedio mes

Producc. real

Vs. Produc.

Esperada Prom

Guajira 237.86 220.95 93% 212.16 89%

Cusiana 235.64 199.82 74% 198.28 74%

Cupiagua 209.89 177.48 74% 190.68 79%

Nota 1: Potencial de producción declarado corresponde a la resolución 31132 de 2016 del MME

Nota 2: Potencial de producción de Guajira incluye Ballena y Chuchupa




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31/12/2017 31/01/2018 28/02/2018 31/03/2018 30/04/2018 31/05/2018 30/06/2018 31/07/2018 31/08/2018 30/09/2018 31/10/2018 30/11/2018

Componentes \ Fecha dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18

Potencial Producción - PP (MBTU-dia) 295,128 291,261 291,261 283,674 279,953 276,280 272,655 268,874 265,144 261,465 261,465 254,257

Volumen Total Negociacio (MBTU-mes) 164,620 406,170 275,212 236,977 410,616 858,327 252,176 474,406 538,863 324,875 87,650 -

Volumen Promedio Negociado (MBTU-día) 5,310 13,102 9,829 7,644 13,687 27,688 8,406 15,303 17,383 10,829 2,827 -

Relación Volumen Promedio Negociado vs. PP (%) 1.80% 4.5% 3.4% 2.7% 4.9% 10.0% 3.08% 5.7% 6.6% 4.1% 1.1% -

Precio Mínimo (USD/MBTU) 3.30 3.00 3.85 3.50 2.88 2.88 3.70 3.90 3.76 3.76 3.76 -

Precio Promedio Ponderado (USD/MBTU) 3.75 3.87 5.07 4.44 4.44 4.47 5.12 5.98 5.71 4.96 5.19 -

Precio Máximo (USD/MBTU) 5.60 6.18 8.00 7.50 5.50 6.50 7.30 7.50 8.50 7.40 7.50 -

Cantidad Contratos 69 78 80 77 148 218 105 137 179 89 25 -



Volumen Total Negociacio (MBTU-mes) 445,739 191,226 464,678 287,173 171,785 231,323 141,621 160,122 233,482 229,283 73,844 -

Volumen Promedio Negociado (MBTU-día) 14,379 6,169 16,596 9,264 5,726 7,462 4,721 5,165 7,532 7,643 2,382 -

Relación Volumen Promedio Negociado vs. PP (%) 4.67% 2.00% 5.4% 3.0% 1.9% 2.4% 1.5% 1.7% 2.4% 2.5% 0.8% -

Precio Mínimo (USD/MBTU) 1.50 2.00 2.00 1.98 1.98 1.98 2.08 2.00 2.15 2.20 1.30 -

Precio Promedio Ponderado (USD/MBTU) 1.86 2.63 2.41 2.72 2.58 2.54 2.53 2.64 2.74 2.77 2.90 -

Precio Máximo (USD/MBTU) 4.33 4.33 4.51 3.55 2.92 6.63 2.92 3.80 5.27 5.96 6.20 -

Cantidad Contratos 260 215 386 253 246 321 212 221 280 288 78 -

OPERACIONES DE SUMINISTRO DE GAS EN MERCADO SECUNDARIO

Mercado Secundario / Cusiana / Modalidad Firme / Resumen Mensual

Mercado Secundario / Ballena / Modalidad Firme / Resumen Mensual

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Mercado Secundario / Ballena / Modalidad Firme / Resumen Diario

Cantidad (MBTU) Precio Promedio (USD/MBTU)

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Mercado Secundario / Cusiana / Modalidad Firme / Resumen Diario





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Volumen Total Negociacio (MBTU-mes) - - - - - - - - - - - -

Volumen Promedio Negociado (MBTU-día) - - - - - - - - - - - -

Relación Volumen Promedio Negociado vs. PP (%) - - - - - - - - - - - -

Precio Mínimo (USD/MBTU) - - - - - - - - - - - -

Precio Promedio Ponderado (USD/MBTU) - - - - - - - - - - - -

Precio Máximo (USD/MBTU) - - - - - - - - - - - -

Cantidad Contratos - - - - - - - - - - - -



Volumen Total Negociacio (MBTU-mes) 5,000 119,702 66,004 37,707 20,410 3,000 - - - - - -

Volumen Promedio Negociado (MBTU-día) 161 3,861 2,357 1,216 680 97 - - - - - -

Relación Volumen Promedio Negociado vs. PP (%) 0.4% 13.3% 8.1% 4.2% 2.3% 0.3% - - - - - -

Precio Mínimo (USD/MBTU) 3.88 3.80 3.80 3.80 3.95 3.95 - - - - - -

Precio Promedio Ponderado (USD/MBTU) 3.88 3.81 3.80 3.93 3.95 3.95 - - - - - -

Precio Máximo (USD/MBTU) 3.88 3.88 3.80 3.95 3.95 3.95 - - - - - -

Cantidad Contratos 1 16 19 23 23 6 - - - - - -


Precio Promedio Ponderado Ballena (USD/MBTU) 3.75 3.87 5.07 4.44 4.44 4.47 5.12 5.98 5.71 4.96 5.19 -

Precio Promedio Ponderado Cusiana (USD/MBTU) 1.86 2.63 2.41 2.72 2.58 2.54 2.53 2.64 2.74 2.77 2.90 -

Precio Promedio Ponderado Cupiagua (USD/MBTU) - - - - - - - - - - - -

Precio Promedio Ponderado La Creciente (USD/MBTU) 3.88 3.81 3.80 3.93 3.95 3.95 - - - - - -

Mercado Secundario / La Creciente / Modalidad Firme / Resumen Mensual

Comparación Mercado Secundario Precio Promedio Ponderado Suministro

Mercado Secundario / Cupiagua / Modalidad Firme / Resumen Mensual

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Mercado Secundario / Cupiagua / Modalidad Firme / Resumen Diario


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Mercado Secundario / La Creciente / Modalidad Firme / Resumen Diario





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31/12/2017 31/01/2018 28/02/2018 31/03/2018 30/04/2018 31/05/2018 30/06/2018 31/07/2018 31/08/2018 30/09/2018 31/10/2018 30/11/2018


Volumen Total Negociacio (kPC-mes) 9,630 - 7,605 7,395 - 7,106 23,500 6,199 - 10,832 - -

Volumen Promedio Negociado (kPC-día) 311 - 272 239 - 229 783 200 - 361 - -

Precio Mínimo (USD/KPC) 1.19 - 1.37 0.30 - 1.24 1.22 1.43 - 1.07 - -

Precio Promedio Ponderado (USD/KPC) 1.19 - 1.37 1.36 - 1.24 1.22 1.43 - 1.38 - -

Precio Máximo (USD/KPC) 1.19 - 1.37 1.42 - 1.24 1.22 1.43 - 1.39 - -

Cantidad Contratos 3 - 18 6 - 11 6 13 - 9 - -

Tarifa Base 100% Fijo (USD/MBTU) 1.06 1.09 1.08 1.09 1.09 1.08 1.08 1.08 1.07 1.07 1.07 -


Volumen Total Negociacio (kPC-mes) 1,321 525 179 2,344 1,780 - 329 17 51 - - -

Volumen Promedio Negociado (kPC-día) 43 17 6 76 59 - 11 1 2 - - -

Precio Mínimo (USD/KPC) 0.19 0.94 0.94 0.19 0.19 - 0.19 0.19 0.94 - - -

Precio Promedio Ponderado (USD/KPC) 0.91 0.94 0.94 0.19 0.19 - 0.19 0.19 0.94 - - -

Precio Máximo (USD/KPC) 0.94 0.94 0.94 0.19 0.19 - 0.19 0.19 0.94 - - -

Cantidad Contratos 16 3 4 19 13 - 11 1 3 - - -


OPERACIONES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS EN MERCADO SECUNDARIO

Mercado Secundario / Cusiana - Vasconia / Modalidad Firme / Resumen Mensual

Mercado Secundario / Cusiana - La Belleza / Modalidad Firme / Resumen Mensual

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Mercado Secundario / Cusiana - Vasconia / Modalidad Firme / Resumen Diario

Cantidad (KPC) Precio Promedio (USD/KPC)

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Mercado Secundario / Cusiana - La Belleza / Modalidad Firme / Resumen DiarioCantidad (KPC) Precio Promedio (USD/KPC)




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Volumen Total Negociacio (kPC-mes) 2,078 - 3,435 183 - 75 - - - 49,026 - -

Volumen Promedio Negociado (kPC-día) 67 - 123 6 - 2 - - - 1,634 - -

Precio Mínimo (USD/MBTU) 1.57 - 1.59 1.61 - 1.61 - - - 1.59 - -

Precio Promedio Ponderado (USD/MBTU) 1.57 - 1.59 1.61 - 1.61 - - - 1.61 - -

Precio Máximo (USD/MBTU) 1.57 - 1.59 1.61 - 1.61 - - - 2.00 - -

Cantidad Contratos 12 - 1 3 - 1 - - - 8 - -



Volumen Total Negociacio (kPC-mes) - - - - - - - - - - - -

Volumen Promedio Negociado (kPC-día) - - - - - - - - - - - -

Precio Mínimo (USD/KPC) - - - - - - - - - - - -

Precio Promedio Ponderado (USD/KPC) - - - - - - - - - - - -

Precio Máximo (USD/KPC) - - - - - - - - - - - -

Cantidad Contratos - - - - - - - - - - - -



Volumen Promedio Sumin. Cusiana (MBTU-día) 14,379 6,169 16,596 9,264 5,726 7,462 4,721 5,165 7,532 7,643 2,382 -

Volumen Promedio Negociado C-B (kPC-día) 43 17 6 76 59 - 11 1 2 - - -

Volumen Promedio Negociado C-V (kPC-día) 311 - 272 239 - 229 783 200 - 361 - -

Volumen Promedio Negociado C-S (kPC-día) 67 - 123 6 - 2 - - - 1,634 - -

Volumen Promedio Transportado (MBTU-día) 481 19 459 366 68 265 909 230 2 2,285 - -

Diferencia (MBTU-día) 13,897 6,149 16,137 8,897 5,658 7,197 3,811 4,936 7,530 5,358 2,382 -


Precio Promedio Ponderado C-B (USD/KPC) 0.91 0.94 0.94 0.19 0.19 - 0.19 0.19 0.94 - - -

Precio Promedio Ponderado C-V (USD/KPC) 1.19 - 1.37 1.36 - 1.24 1.22 1.43 - 1.38 - -

Precio Promedio Ponderado C-S (USD/KPC) 1.57 - 1.59 1.61 - 1.61 - - - 1.61 - -

Comparación Mercado Secundario Precio Promedio Ponderado Transporte

Mercado Secundario / Cusiana - Sebastopol / Modalidad Firme / Resumen Mensual

Mercado Secundario / Ballena - Sebastopol / Modalidad Firme / Resumen Mensual

Comparación Mercado Secundario Suministro vs. Transporte

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Mercado Secundario / Cusiana - Sebastopol / Modalidad Firme / Resumen Diario


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Mercado Secundario / Ballena - Sebastopol/ Modalidad Firme / Resumen Diario



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