Informe Consolidado del Mercado - XM S.A. E.S.P. Mensuales de Anlisis del...jul-12 5090.6 5027.9...

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Informe Consolidado del Mercado Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR


Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN

Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

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Seguimiento por tipos de demanda – Septiembre 2013 en GWh

3

(1) Incluye demanda nacional(que incluye importaciones del Ecuador), las pérdidas del STN, las exportaciones al Ecuador y Venezuela.

(2) A la demanda comercial total se le resta las exportaciones a Ecuador y Venezuela.

(3) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda de despacho económico coordinado (exportaciones al Ecuador).

(4) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda internacional (exportaciones a Venezuela).

(5) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda no atendida por causas programadas y no programadas.

Demanda

Comercial

Total (1)

Demanda

Comercial

Nacional (2)

Demanda

Comercial

Nacional +

demanda

coordinada

(3)

Demanda

Comercial

Nacional +

demanda

Internacional

(4)

Demanda

de energía

SIN (5)

Expor.

Venezuela

Expor.

Ecuador

Demanda no

atendida x

causas no

programadas

Demanda no

atendida x

causas

programadas

Importac.

del Ecuador

ene-12 4829.6 4795.8 4822.6 4802.8 4806.9 7.0 26.8 7.8 3.3 0.1

feb-12 4659.6 4627.2 4635.4 4651.4 4631.4 24.2 8.3 2.5 1.8 0.1

mar-12 5070.4 5030.5 5039.8 5061.2 5033.9 30.6 9.3 2.4 0.9 5.8

abr-12 4774.0 4719.8 4738.8 4755.0 4724.7 35.2 19.0 3.8 1.1 0.1

may-12 5081.7 5029.6 5040.1 5071.2 5032.7 41.5 10.5 2.8 0.3 0.1

jun-12 4929.2 4873.0 4890.1 4912.1 4893.7 39.1 17.1 19.3 1.3 0.0

jul-12 5090.6 5027.9 5045.3 5073.2 5034.0 45.3 17.4 5.6 0.5 0.0

ago-12 5145.1 5083.7 5088.0 5140.8 5104.3 57.1 4.3 19.7 0.9 0.1

sep-12 5145.9 5021.6 5097.4 5070.0 5024.6 48.4 75.8 2.0 1.0 0.1

oct-12 5128.8 5065.6 5089.8 5104.6 5069.5 39.0 24.2 3.3 0.6 0.0

nov-12 5055.4 4974.4 4987.5 5042.4 4979.6 67.9 13.0 3.3 1.9 0.1

dic-12 5085.2 5031.8 5042.2 5074.7 5034.3 42.9 10.5 1.7 0.8 0.1

ene-13 5091.9 5023.7 5033.8 5081.8 5025.2 58.1 10.2 0.9 0.6 0.1

feb-13 4774.6 4606.5 4725.9 4655.1 4609.7 48.7 119.4 1.1 2.1 0.0

mar-13 5185.1 5030.4 5092.8 5122.7 5033.0 92.3 62.4 1.3 1.3 0.1

abr-13 5236.1 5103.5 5141.9 5197.7 5106.3 94.2 38.4 1.5 1.2 0.1

may-13 5385.9 5160.6 5290.5 5256.0 5163.4 95.5 129.9 1.6 1.1 0.0

jun-13 5060.3 4952.6 4975.0 5037.9 4955.0 85.3 22.4 1.9 0.6 8.0

jul-13 5326.9 5202.4 5236.6 5292.7 5205.5 90.3 34.2 1.9 1.2 6.1

ago-13 5260.0 5193.9 5205.2 5248.7 5196.5 54.7 11.3 1.8 0.7 13.7

sep-13 5131.7 5082.2 5099.1 5114.8 5084.6 32.6 16.9 1.2 1.1 0.1

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Demanda de energía del SIN - Septiembre 2013

4

Para ver cálculos ver Anexo-A

El bajo crecimiento en el mes de Septiembre se debió principalmente a la disminución del consumo en el

mercado regulado ocasionado por las altas precipitaciones en el país (1.8% el más bajo de lo corrido del año) y el

crecimiento negativo del mercado no regulado (-0.4%), debido al bajo consumo de energía de OXY por las

voladuras al oleoducto y al decrecimiento de la industria manufacturera reflejado principalmente en los bajos

consumos de la Zona Franca Argos, Cales y Cementos de Toluviejo, Fabricato, Propal y Polipropileno de Caribe y a

la disminución en el consumo de energía para bombeo.

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Fuente: PIB DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada

entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del año anterior.

Demanda de energía vs PIB y escenarios UPME Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía

actualizados

por la UPME

en Nov/2012

actualizados

por la UPME

en Jul/2013

actualizados

por la UPME

en Mar/2013

%

PIB

Trimestre 2 2012: 4.8 %

Trimestre 3 2012: 2.9 %

Trimestre 4 2012: 3.3 %

Trimestre 1 2013: 2.7 %

Trimestre 2 2013: 4.2 %

Demanda

Trimestre 2 2012: 3.6 %

Trimestre 3 2012: 3.6%

Trimestre 4 2012: 3.7 %




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Demanda de energía por operadores de red y región – Septiembre 2013

Comportamiento por operadores de red - OR (**)

(*) Corresponden a cargas conectadas

directamente al STN y no tienen asociado

un OR. No se incluyen las exportaciones a

Ecuador y los consumos propios.

(**) El seguimiento de la demanda por OR

se realiza a partir de la demanda comercial

y por tipos de días.

Comportamiento por Región - GWh sep-12 sep-13Santander(ESSD) 6.4% 0.9%

N.Santander(CNSD) 5.1% 2.7%

Boyacá(EBSD) -7.1% 2.8%

Arauca(ENID) 3.6% 0.2%

Casanare(CASD) 15.5% 6.6%

Ruitoque(RTQD) 4.4% 7.3%

sep-12 sep-13

Codensa (CDSD) -0.2% 2.5%

Cundi.(EECD) 7.3% 0.5%

Meta(EMSD) 4.7% 11.2%

sep-12 sep-13

Guaviare 2.6% 9.3%

sep-12 sep-13

Tolima(CTSD) 2.9% 3.1%

Huila(HLAD) 8.6% 3.1%

Caquetá(CQTD) 5.6% 4.6%

sep-12 sep-13

Nariño(CDND) -3.5% -1.7%

Cauca(CEOD) 1.3% 2.8%

Putumayo(EPTD) 16.5% 7.2%

BajoPutumayo(EBPD) 1.1% 4.8%

Sibundoy(EVSD) -0.8% -3.2%

Municipal(EMED) 284.7% -22.6%

sep-12 sep-13

Cali(EMID) 4.5% 1.7%

EPSA 7.8% -1.7%

Tuluá(CETD) 6.0% 3.9%

Cartago(CTGD) 3.5% 0.5%

sep-12 sep-13

Caldas(CHCD) -0.3% 4.3%

Quindío(EDQD) 1.4% 4.0%

Pereira(EEPD) 0.7% -0.2%

sep-12 sep-13

Chocó 3.5% 1.9%

sep-12 sep-13

Antioquia(EPMD) 2.7% 0.6%

sep-12 sep-13

Caribe(EDCD) 8.6% 0.8%

Región Sep-12 Crec Sep-13 Crec

Centro 1251,2 0,5% 1291,8 3,0%

Antioquia 714,5 2,7% 720,8 0,6%

Costa Atlántica 1068,5 8,6% 1078,3 0,8%

Valle 555,9 5,6% 560,7 0,6%

Oriente 509,7 2,7% 521,5 2,2%

CQR 196,2 0,3% 202,5 3,1%

THC 194,2 5,1% 200,7 3,2%

Sur 139,4 0,1% 141,0 1,1%

Chocó 15,9 3,5% 16,3 1,9%

Guaviare 3,5 2,6% 3,8 9,3%

* Cargas ST N 271,2 24,5% 253,6 -4,5%

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Demanda de energía regulada y no regulada – Septiembre 2013

Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas - (GWh)

Sistema Interconectado Nacional - SIN (Ver cálculos Anexo B)

Número de fronteras del mercado regulado, no regulado y alumbrado público

Sistema Interconectado Nacional

sep-12 sep-13 Crec.Acumulado a

septiembre de 2012

Acumulado a

septiembre de

2013

Crec. Participación

Regulado 3,293.3 3,357.0 1.8% 29,150.7 30,006.8 3.3% 66%

No Regulado 1,701.9 1,697.6 -0.4% 14,826.9 15,105.3 2.3% 34%

Industrias manufactureras 705.9 699.7 -1.2% 6196.7 6191.8 0.3% 41.2%

368.5 350.4 -4.9% 3092.1 3148.0 2.2% 20.6%

218.4 221.3 1.0% 1936.2 1945.8 1.0% 13.0%

143.8 155.7 8.3% 1260.7 1376.5 9.6% 9.2%

118.7 116.1 -2.2% 1067.1 1077.3 1.3% 6.8%

54.6 57.7 5.4% 488.3 518.0 6.5% 3.4%

46.0 47.7 3.3% 389.0 410.5 5.8% 2.8%

42.5 45.3 5.8% 366.6 402.7 10.4% 2.7%

Construcción 3.5 3.7 7.1% 30.3 34.6 14.8% 0.2%

Consum

o d

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nerg

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CTIV

IDA

DE

S

EC

ON

ÓM

ICA

SM

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ado N

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Reguladas 8,113

No Reguladas 5,621

Alumbrado Público 409

T O T A L 14,143

Número de fronteras a septiembre de 2013

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Número de fronteras y energía de fronteras por departamento – Septiembre 2013

(*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC

y no al total de la demanda regulada.

DepartamentoNo. Fronteras a

final de mes

Energía Fronteras

(GWh)

No. Fronteras a

final de mes

Energía Fronteras

(GWh)

DISTRITO CAPITAL 1086 244.1 1107 29.03

VALLE 927 228.4 1523 20.64

ANTIOQUIA 924 237.7 777 15.51

ATLANTICO 517 106.9 1119 16.05

CUNDINAMARCA 382 140.5 304 5.40

BOLIVAR 292 86.8 218 4.92

SANTANDER 227 75.3 759 13.25

BOYACA 181 101.9 164 2.37

NORTE DE SANTANDER 159 21.6 364 2.69

HUILA 149 15.2 27 0.68

TOLIMA 139 35.1 107 1.86

MAGDALENA 138 21.6 482 11.05

META 131 42.7 55 0.88

CORDOBA 122 130.9 169 2.46

CALDAS 121 35.8 78 0.83

CAUCA 110 31.2 95 0.91

RISARALDA 108 17.8 98 1.34

CESAR 80 18.1 131 2.54

QUINDIO 63 5.6 54 0.61

SUCRE 53 9.6 103 1.42

NARINO 43 5.0 268 3.00

CASANARE 36 4.8 21 0.56

LA GUAJIRA 20 26.7 87 1.76

ARAUCA 10 51.1 2 -

CAQUETA 7 0.4 0 -

PUTUMAYO 4 3.6 1 0.03

CHOCO 2 0.6 0 -

Total 6031 1,698.7 8113 139.8

Mercado No Regulado + Alumbrado

Mercado Regulado

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Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Septiembre 2013

Nota: Se muestran los primeros 30 comercializadores más representativos en el mercado en cuanto a el número de fronteras y su

respectiva demanda de energía. Para el orden se tuvo en cuenta la suma de la demanda de energía del mercado regulado y no

regulado.

(*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC y no al total de la demanda regulada.

ComercializadorNo. Fronteras a

final de mes

Energía Fronteras

(GWh)

No. Fronteras a final

de mes

Energía Fronteras

(GWh)

ISAGEN 273 349.1 0 -

EEPPM 1101 341.1 3 1.22

EMGESA S.A. 778 265.1 0 -

ENERCOSTA 1038 214.7 0 -

GECELCA S.A. E.S.P 11 124.3 0 -

EMCALI EICE ESP 326 84.0 13 0.66

EPSA(PACIFICO) 508 65.5 231 0.32

DICEL 284 46.0 933 15.97

VATIA S.A. 175 19.7 2847 41.55

ENERTOTAL 33 6.7 1695 32.23

ENERMONT E.S.P. 180 21.4 528 12.64

ENERGISOCIAL 0 - 1066 25.18

CODENSA 2 19.7 75 0.07

ELECTRICARIBE 90 17.6 18 1.03

CENS(N.SANTANDER) 134 14.4 223 0.38

EEP(PEREIRA) 54 13.9 19 0.29

ENERTOLIMA 75 13.5 0 -

E.M.S.A. E.S.P. 79 10.9 0 -

ESSA(SANTANDER) 51 7.6 202 2.58

ELECTROHUILA 136 9.8 0 -

CHEC S.A. E.S.P. 82 9.1 0 -

ENERGIA EFICIENTE 203 6.2 0 -

EBSA (BOYACA) 126 6.2 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 23 1.9 117 3.75

ITALENER 22 5.6 0 -

CETSA(TULUA) 29 4.9 1 0.19

CEDENAR 24 3.9 0 -

CEO S.A.S. ESP 45 3.5 0 -

RUITOQUE ENERGIA 28 3.1 0 -

ENERCA S.A. E.S.P. 24 2.1 0 -

Total 6031 1698.8 8113 139.9

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado

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Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Septiembre 2013

10

Demanda máxima de potencia SIN

Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012

Fecha

Causas

Programadas

GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

sep-2012 1.0 2.0 - 3.0

sep-2013 1.1 1.2 - 2.4

Demanda No Atendida

En septiembre de 2013 la demanda no atendida fue de 2.4GWh, de la

cual el 50.2% correspondió a causas no programadas.

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

sep-2012 9280 1.1%

sep-2013 9274 -0.1%

La demanda máxima de potencia para

septiembre de 2013 fue de 9274 MW, se

registro en el período 19 del día Miércoles

25.

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Anexo-A cálculo por tipos de día demanda Mensual

11

Seguimiento Últimos doce meses

Seguimiento Acumulado del Año

Seguimiento Mensual

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 3.471,8 20 173,6 3.678,7 21 175,2 0,9%

Sábados 821,8 5 164,4 663,5 4 165,9 0,9%

Dom. - Festivos 731,0 5 146,2 742,4 5 148,5 1,6%

Total Mes 5024,6 30 167,5 5.084,6 30 169,5 1,0%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 30.747 183 168,0 31.587 183 172,6 2,7%

Sábados 6.196 39 158,9 6.198 38 163,1 2,7%

Dom. - Festivos 7.344 52 141,2 7.593 52 146,0 3,4%

Total Mes 44.286 274 161,6 45.379 273 166,2 2,9%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio DíaCrecimiento

Comerciales 40.765 244 167,1 42.135 245 172,0 2,9%

Sábados 8.357 53 157,7 8.129 50 162,6 3,1%

Dom. - Festivos 9.714 69 140,8 10.198 70 145,7 3,5%

Total Mes 58.837 366 160,8 60.463 365 165,7 3,1%

Oct 2011 - Sep 2012 Oct 2012 - Sep 2013

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Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado.

12

Mercado Regulado

Mercado No Regulado

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 1.189,1 20 59,45 1.239,0 21 59,00 -0,8%

Sábados 279,3 5 55,87 223,9 4 55,98 0,2%

Dom. - Festivos 233,5 5 46,70 234,7 5 46,94 0,5%

Total Mes 1.701,88 30 56,73 1.697,60 30 56,59 -0,4%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Crecimiento

2010/2009

Comerciales 2263.1 20 113.2 2418.7 21 115.2 1.8%

Sábados 537.6 5 107.5 435.4 4 108.9 1.2%

Dom. - Festivos 492.5 5 98.5 502.9 5 100.6 2.1%

Total Mes 3293.3 30 109.8 3357.0 30 111.9 1.8%

2012 2013

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13

Industria Manufacturera

Minas y Canteras

Servicios Sociales

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 505,7 20 25,29 523,7 21 24,94 -1,4%

Sábados 116,0 5 23,20 92,5 4 23,13 -0,3%

Dom. - Festivos 84,1 5 16,83 83,4 5 16,68 -0,9%

Total Mes 705,9 30 23,53 699,66 30 23,32 -1,2%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 246,7 20 12,33 244,1 21 11,62 -5,8%

Sábados 61,8 5 12,36 47,6 4 11,91 -3,7%

Dom. - Festivos 60,0 5 12,01 58,7 5 11,74 -2,2%

Total Mes 368,52 30 12,28 350,39 30 11,68 -4,9%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 154,74 20 7,74 163,5 21 7,78 0,6%

Sábados 34,44 5 6,89 27,8 4 6,96 1,0%

Dom. - Festivos 29,21 5 5,84 30,0 5 6,01 2,8%

Total Mes 218,39 30 7,28 221,33 30 7,38 1,0%

20132012

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14

Comercio

Electricidad

Transporte

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 98,18 20 4,91 111,6 21 5,31 8,2%

Sábados 24,31 5 4,86 21,0 4 5,26 8,2%

Dom. - Festivos 21,28 5 4,26 23,1 5 4,62 8,6%

Total Mes 143,77 30 4,79 155,72 30 5,19 8,3%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 79,58 20 3,98 81,6 21 3,89 -2,3%

Sábados 19,71 5 3,94 15,3 4 3,82 -3,1%

Dom. - Festivos 19,38 5 3,88 19,2 5 3,83 -1,2%

Total Mes 118,68 30 3,96 116,05 30 3,87 -2,2%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 37,89 20 1,89 41,7 21 1,99 4,9%

Sábados 8,73 5 1,75 7,5 4 1,87 6,8%

Dom. - Festivos 8,01 5 1,60 8,5 5 1,71 6,6%

Total Mes 54,62 30 1,82 57,72 30 1,92 5,4%

2012 2013

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15

Agropecuario

Establecimientos Financieros

Construcción

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 32,70 20 1,64 35,7 21 1,70 4,0%

Sábados 7,53 5 1,51 6,2 4 1,56 3,7%

Dom. - Festivos 5,74 5 1,15 5,7 5 1,14 -0,4%

Total Mes 45,97 30 1,53 47,69 30 1,59 3,3%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 31,07 20 1,55 34,4 21 1,64 5,4%

Sábados 6,20 5 1,24 5,4 4 1,34 8,2%

Dom. - Festivos 5,27 5 1,05 5,6 5 1,11 5,5%

Total Mes 42,53 30 1,42 45,30 30 1,51 5,8%

2012 2013

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Crecimiento

2013/2012

Comerciales 2,51 20 0,13 2,7 21 0,13 4,4%

Sábados 0,57 5 0,11 0,5 4 0,12 8,2%

Dom. - Festivos 0,42 5 0,08 0,5 5 0,10 17,7%

Total Mes 3,50 30 0,12 3,74 30 0,12 7,1%

2012 2013


Informe de Oferta y Generación Septiembre de 2013

Versión Liquidación TXR

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Evolución reservas del SIN a septiembre de 2013

Las reservas hídricas almacenadas en

los embalses del SIN a septiembre 30

de 2013 disminuyeron en 40.47 GWh

frente a las del mes anterior, lo que

equivale a un decrecimiento del 0.4%.

El desembalsamiento promedio diario

durante septiembre se ubicó en 1.34

GWh-día.

La capacidad útil del embalse aumentó

8.09 GWh pasando de 15,108.79 GWh

a 15,116.89 GWh, debido al aumento

de los factores de conversión de la

planta Miel I.

Mes GWh %

sep-2013 9,515.6 62.9

ago-2013 9,556.1 63.2

Volumen Util Diario

(a último día del mes)

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Reservas SIN por regiones septiembre de 2013 18

La tabla y figura muestran la distribución regional de las reservas

útiles del SIN (las magnitudes están expresadas como porcentaje

del volumen útil y como energía almacenada). Del total de reservas

al finalizar septiembre (9,515.6 GWh) su distribución fue: el 36% en

Oriente, el 32% en Antioquia, el 29% en Centro, y el 4% restante en

Valle y Caribe.

Energéticamente la región Antioquia fue la que más embalsó, con

una tasa de embalsamiento diaria de 5.36 GWh-día, y Centro la

región que mas desembalsó con una tasa de 3.70 GWh-día.

Nombre % GWh

MIEL I 61.1 148.7

MIRAFLORES 63.9 194.5

PENOL 50.9 2,092.3

PLAYAS 65.3 64.3

PORCE II 9.4 13.2

PORCE III 38.9 42.0

PUNCHINA 58.5 47.4

RIOGRANDE2 27.4 137.2

SAN LORENZO 60.8 270.6

TRONERAS 39.0 24.8

total Antioquia 49.8 3,035.0

URRA1 76.1 146.4

total Caribe 76.1 146.4

AGREGADO BOGOTA 65.3 2,608.8

BETANIA 56.2 78.8

MUNA 54.1 30.3

PRADO 34.7 20.6

total Centro 64.5 2,738.5

CHUZA 70.6 681.0

ESMERALDA 91.7 977.6

GUAVIO 83.6 1,751.3

total Oriente 82.6 3,410.0

ALTOANCHICAYA 24.1 8.5

CALIMA1 53.6 119.0

SALVAJINA 30.1 58.1

total Valle 41.2 185.7

Total -SIN- 62.9 9,515.6

VALLE

Volumen Util Diario

ANTIOQUIA

CARIBE

CENTRO

ORIENTE

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19

Vertimientos por regiones septiembre de 2013

Durante septiembre de 2013 los vertimientos totales en el SIN fueron de 36.1

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.

Región/Embalse Vertimiento en GWh

MIEL 1 0.0

MIRAFLORES 0.0

PENOL 0.0

PLAYAS 35.4

PORCE II 0.0

PORCE III 0.0

PUNCHINA 0.6

RIOGRANDE I I 0.0

SAN LORENZO 0.0

TRONERAS 0.1

total Antioquia 36.1

URRA1 0.0

Total Caribe 0.0

AGREGADO EEB 0.0

BETANIA 0.0

MUNA 0.0

PRADO 0.0

Total Centro 0.0

CHUZA 0.0

ESMERALDA 0.0

GUAVIO 0.0

Total Oriental 0.0

ALTO ANCHICAYA 0.0

CALIMA 0.0

SALVAJINA 0.0

Total Valle 0.0

Total SIN 36.1

ANTIOQUIA

CARIBE

CENTRO

ORIENTAL

VALLE

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20

Aportes hídricos al SIN hasta septiembre de 2013

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 (2009-2010), La Niña (2010-2012), 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.

En septiembre de 2013 ingresaron al SIN aportes por 4,339.2 GWh (91.0% de la media histórica), los cuales

fueron menores en 1,227.7 a los ocurridos en agosto de 2013 y mayores en 998.1 GWh a los ocurridos en

septiembre de 2012. Durante el mes de septiembre Valle y Caribe registraron aportes mayores que la media,

mientras Antioquia, Centro y Oriente estuvieron por debajo de la media.

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Aportes hídricos al SIN desde 2000 21

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 septiembre en cada uno de los años

presentados. En este sentido, septiembre de 2013 estuvo por debajo de la media (91.0%).

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22

Composición de la generación del SIN

Tipo

Generación sep-12 sep-13

%

Crecimiento Hidráulica 3,544.3 3,728.8 5.2%

Térmica 1,337.6 1,128.4 -15.6%

Menor 232.8 241.4 3.7%

Cogenerador 31.1 33.0 6.1%

Total 5,145.8 5,131.6 -0.3%

Generación mensual energía SIN (GWh)

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Consumo de combustibles en el sector eléctrico

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Precios promedio oferta por tecnología


Informe de Precios y Transacciones del Mercado Septiembre de 2013

Versión liquidación TXR

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Precio de bolsa y contratos por tipo de mercado Pesos constantes de septiembre de 2013

26

Datos hasta el 30 de septiembre

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de septiembre de 2013

* Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras

realizadas por comercializadores

y generadores con un destino

diferente al mercado regulado.

Mes

Precio de

Bolsa

$/kWh

Precios

Mercado

Regulado

$/kWh

(Mc)

Precio

Contra tos

No

Regulados

$/kWh (*)

sep/2012 181.21 132.26 108.85

ago/2013 151.63 139.20 111.15

sep/2013 143.77 138.91 111.01

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Precios de bolsa promedio por hora


En el mes de septiembre de 2013, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 171.47$/kWh en el

periodo 20 y el valor mínimo fue 118.52$/kWh en el periodo 4.

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Precio promedio diario de bolsa y precios máximos y mínimos por día

Durante el mes de septiembre de 2013 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 8 con un valor

de 206.43$/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 16 con un valor de 43.6 $/kWh en el

periodo 2.

El precio de escasez para septiembre de 2013 fue de 454.02 $/kWh, mientras que para octubre de 2013 es 450.51

$/kWh.

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Volatilidad del precio de bolsa diario

La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en septiembre de 2013 fue 12.24% mientras que la del mes anterior fue

10.83%.

Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ ln (Pt / Pt-1) ] del precio de bolsa diario con

horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicado por otro factor.


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Contratos despachados con destino al mercado regulado por año de registro

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Contratos despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*)

31


* Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado.

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Contratos de compra de los comercializadores, despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*)

32


* Incluye sólo las

compras de

comercializadores

que atienden

demanda

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Agentes comercializadores expuestos en bolsa

La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición.

En septiembre de 2013 hubo 3 comercializadores del mercado mayorista expuestos en bolsa en más del 75%, los cuales

representaron compras en bolsa por 0.8 GWh-diarios.


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Evolución transacciones del mercado

pesos constantes de septiembre de 2013

34

*Pesos constantes de septiembre de 2013


Concepto sep-12 sep-13 Incremento

Contratos 709,123 745,183 5.1%

Compra en Bolsa 213,512 173,728 -18.6%

Valor a distribuir CxC 135,313 166,705 23.2%

Restricciones 36,397 33,163 -8.9%

Resp Comercial AGC 17,912 15,023 -16.1%

Servicios CND-SIC 6,467 6,138 -5.1%

Compras en Desviación 1,528 611 -60.0%

Rentas Congestión Col 0 27

Transacciones SIC Millones $

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Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) en 2013

En esta gráfica se muestra los cargos por uso del STN, expresados en $/kWh, mediante

los cuales se remuneran los activos de uso del STN.

-1

4

9

14

19

24

29

sep/12 oct/12 nov/12 dic/12 ene/13 feb/13 mar/13 abr/13 may/13 jun/13 jul/13 ago/13 sep/13

$ / k

Wh

Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) 2012-2013

Cargo Máxima T' ($/kWh) Cargo Media T' ($/kWh)

Cargo Mínima T' ($/kWh) Cargo Monomio T' ($/kWh)

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Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) a 2013

En esta gráfica se muestran los cargos por uso del STR, expresados en $/kWh, mediante

los cuales se remuneran los activos del Nivel de Tensión 4 de los Operadores de Red

0

5

10

15

20

25

sep/12 oct/12 nov/12 dic/12 ene/13 feb/13 mar/13 abr/13 may/13 jun/13 jul/13 ago/13 sep/13

Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STR) 2012-2013

Cargo Norte ($/kWh) Cargo Centro-Sur ($/kWh)

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Porcentaje contratado en el MEM de la demanda comercial regulada y no regulada

37 Ver Informe CREG 135-97

http://www.xm.com.co/Proyeccin Demanda Contratada/dda_contratada_2011-III.pdf


Informe de Restricciones Septiembre de 2013


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Generación fuera de mérito

Mantenimientos Caribe

Oct 22, 23 y 31

Atentado Porce III – Cerro

nov 20 - dic 11

Indispo. Cerro-Primavera

dic 26/12 – ene 02/13

Atentado Ocaña-

Copey feb 24-

mar24

Atentado Jamondino- San

Bernardino 1 y 2, marzo 3-12

Cerro-Porce abril 8-16

Mtto Barra 2 San Carlos

231kV, pruebas Chivor

230 kV – 27 abril

Mtto Bolivar -

Ternera 220 kV

23-27 mayo

Múltiples

mantenimientos en la

red de 500kV

Múltiples mantenimientos

en el STN, región Caribe

y Suroccidental

Mttos Nva

Barranquilla-

Sabanalarga

230 kV

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(1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones

Evolución del costo unitario de restricciones (1)


(2) Aplicación Resolución CREG 061/07: En la liquidación de septiembre se refleja un alivio de $25,000

millones en las restricciones como parte de pago de la garantía del Cargo por Confiabilidad (Termocol).

Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)

(2) Restr. con

alivio (Mill Pesos)

(2) CU Restri.

con alivio

($/kWh)

sep-12 5,096.6 36,883.7 7.2

ago-13 5,204.4 36,538.4 7.0

sep-13 5,098.6 33,162.8 6.5 8,162.8 1.6

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Comportamiento de generación fuera de mérito por regiones

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GW

h-d

ía

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Comportamiento de reconciliaciones por regiones

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$ M

illo

ne

s

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Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000

43

Datos hasta el 30 de sep

sep-12 sep-13

Millones $ Millones $

aGS solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y

calidad en la infraestructura de los STR's y/o SDL's

$ 0 $ 0

0%

b GS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN $ 25,523 $ 24,348 -5%

cGS asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de

Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas

$ 0 $ 0

0%

d GS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad $ 0 $ 0 0%

e GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN $ 1,146 $ 180 -84%

fGS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una

Importación de energía

$ 96 $ 0

-100%GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 2,774 $ 2,702 -3%

GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 332 $ 106 -68%GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 2,441 $ 2,596 6%

hGS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 84 $ 0

-100%

iGS originadas en modif icaciones al programa de generación solicitadas por el CND

durante la operación diferente a las anteriores causas

$ 5,045 $ 2,982

-41%

jGS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la

reglamentación vigente

$ 626 $ 661

6%

k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 1,589 $ 1,223 -23%

Lite ra l

CREG 063 Causa asociada a l generación de seguridad

Dife rencia

Porcentua l

g

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Conceptos asociados a restricciones en $/kWh

Las cantidades se encuentran expresadas en $/kWh dividiendo el total de los montos facturados entre la demanda comercial sin

incluir alivios o cargos adicionales. En Costos se agrupan los conceptos que generan costo operativo al mercado y por Recaudo

los conceptos a recaudar para saldar los costos operativos.


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Valor mensual del AGC

45

El valor total del servicio de AGC para el mes de agosto de 2013 fue de $ 44,598.1 millones


Recomendaciones mediano y largo plazo levantamiento y mitigación de restricciones

46

En el archivo anexo “Tabla de restricciones”, se encuentra el detalle de las

recomendaciones identificadas en los informes de mediano y largo plazo para el

levantamiento y mitigación de restricciones, además, se clasifican según las

obras definidas:

Consulte archivo anexo: “Tabla de restricciones.pdf”


Informe de Intercambios Internacionales Septiembre de 2013


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En septiembre de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 16.85 GWh, con una diferencia de -77.8%

respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 32.58 GWh, con una

diferencia de -32.8% respecto al mismo mes del año anterior.

Exportaciones de electricidad

FechaA Ecuador

GWh

A Venezuela

GWh

sep-12 75.8 48.4

oct-12 24.2 39.0

nov-12 13.0 67.9

dic-12 10.5 42.9

ene-13 10.2 58.1

feb-13 119.4 48.7

mar-13 62.4 92.3

abr-13 38.4 94.2

may-13 129.9 95.5

jun-13 22.4 85.3

jul-13 34.2 90.3

ago-13 11.3 54.7

sep-13 16.9 32.6

Exportaciones de Colombia

To

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En septiembre de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.06 GWh, con una diferencia de -4.3%

respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en septiembre de 2013, no hubo importaciones de Colombia desde

Venezuela.

Importaciones de electricidad

Fecha

Desde

Ecuador

GWh

Desde

Venezuela

GWh

sep-12 0.06 0.00

oct-12 0.05 0.00

nov-12 0.07 0.00

dic-12 0.06 0.00

ene-13 0.09 0.00

feb-13 0.02 0.00

mar-13 0.07 0.00

abr-13 0.08 0.00

may-13 0.04 0.00

jun-13 8.04 0.00

jul-13 6.11 0.00

ago-13 13.72 0.00

sep-13 0.06 0.00

Importaciones de Colombia

To

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200

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4

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-12

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p-1

2

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-12

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3

jun

-13

se

p-1

3

$/k

Wh

Exportación

Importación

50

Precios exportación liquidación TIE

El precio de exportación promedio diario de Colombia en septiembre de 2013 fue de 186.37 $/kWh.

Decreto 338

Expedido el 25

de julio e

Ecuador $

Combustibles

Res 148/09

Exportación con

Líquidos

Res 71/10

Finaliza Expor.

Líquidos

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XM

S.A

. E

.S.P

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51

Resumen transacciones TIE para Colombia y Ecuador

Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de

Congestión

sep-12 75,836.4 60.4 9,794.7 3.4 0.0

oct-12 24,205.1 45.9 3,243.6 4.1 0.4

nov-12 13,034.9 67.6 1,494.1 5.9 0.4

dic-12 10,452.0 59.6 1,333.4 5.2 0.2

ene-13 10,151.8 94.1 1,454.7 7.6 0.0

feb-13 119,437.1 18.4 15,662.8 1.7 0.0

mar-13 62,366.4 65.2 6,972.6 3.7 5.6

abr-13 38,394.8 75.4 6,511.7 7.5 0.0

may-13 129,909.9 42.9 14,223.5 2.9 273.3

jun-13 22,420.5 8,038.7 2,240.6 366.5 29.4

jul-13 34,209.5 6,110.1 5,392.4 505.6 0.0

ago-13 11,278.0 13,720.4 1,158.4 756.4 6.1

sep-13 16,852.1 57.8 1,621.9 4.0 27.6

Parcial 2013 445,020.1 28,223.0 55,238.6 1,655.9 341.9

Total 2012 236,034.5 6,510.2 24,148.3 243.2 290.6

Total 2011 1,294,591.8 8,218.5 92,995.8 231.3 10,380.4

Total 2010 797,690.0 9,745.0 73,825.1 565.3 7,493.0

Total 2009 1,076,725.6 20,764.1 107,751.0 1,118.5 12,625.3

Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,908.4 2,309.4 7,417.0

Total 2007 876,602.3 38,392.6 66,269.4 1,336.0 20,398.6

Total 2006 1,608,628.9 1,070.4 127,104.5 50.0 56,865.0

Total 2005 1,757,882.9 16,028.8 151,733.7 509.8 75,581.0

Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,817.2

Total 2003 1,144,521.6 67,202.7 80,309.2 2,334.7 44,347.7

Total Historia 11,428,567.9 268,662.8 950,393.1 11,092.0 312,557.9

Fecha

Energía (MWh) Valor (Miles de US$)

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