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Informe Consolidado del Mercado Junio de 2015

Versión Liquidación TXR

VERSIÓN 2

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Fe de erratas

Por omisión en la publicación del informe de junio de 2015, se incluyen en esta versión dos nuevas diapositivas:

• Diapositiva 31: Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) 2014 – 2015

• Diapositiva 32: Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) 2014 - 2015


Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN

Junio de 2015 Versión liquidación TXR

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Seguimiento por tipos de demanda – Junio 2015 en GWh

4

(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

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

oct-13 5295.1 5237.2 5243.9 5288.4 5249.1 51.2 6.7 5.6 6.2 0.1

nov-13 5159.2 5085.7 5147.5 5097.4 5090.8 11.7 61.8 3.0 2.1 0.2

dic-13 5325.7 5176.4 5325.3 5176.8 5178.8 0.4 148.8 0.8 1.5 0.0

ene-14 5310.8 5163.9 5310.7 5164.0 5166.9 0.1 146.8 1.0 2.0 0.0

feb-14 4981.8 4900.2 4981.7 4900.3 4902.1 0.1 81.5 0.9 1.0 0.0

mar-14 5383.6 5314.4 5375.1 5322.9 5316.7 8.5 60.7 1.5 0.8 0.1

abr-14 5209.3 5165.5 5193.8 5181.0 5169.0 15.5 28.3 1.4 2.1 0.2

may-14 5426.2 5404.3 5426.2 5404.4 5410.9 0.0 21.8 4.5 2.0 0.1

jun-14 5237.0 5214.9 5236.9 5214.9 5218.1 0.1 22.1 1.8 1.4 8.2

jul-14 5528.9 5505.7 5528.6 5506.0 5512.6 0.3 22.9 3.3 3.6 13.9

ago-14 5432.4 5415.9 5432.2 5416.1 5418.9 0.2 16.3 1.6 1.4 20.7

sep-14 5426.7 5342.0 5426.7 5342.1 5345.8 0.1 84.6 1.8 1.9 0.1

oct-14 5521.3 5457.3 5521.3 5457.3 5461.3 0.0 64.0 1.4 2.6 3.6

nov-14 5322.0 5183.6 5322.0 5183.6 5186.9 0.0 138.4 1.5 1.8 0.0

dic-14 5530.5 5393.8 5530.4 5393.8 5397.4 0.1 136.7 2.0 1.6 0.0

ene-15 5392.6 5308.3 5392.5 5308.3 5309.7 0.1 84.3 0.5 0.9 0.1

feb-15 5101.3 5046.8 5101.2 5046.9 5048.3 0.1 54.4 1.2 0.3 0.0

mar-15 5658.7 5530.9 5658.6 5531.0 5533.4 0.1 127.7 1.1 1.4 0.0

abr-15 5322.9 5276.2 5322.6 5276.4 5278.1 0.2 46.5 1.1 0.8 0.0

may-15 5648.3 5621.0 5647.9 5621.4 5623.0 0.4 26.9 1.3 0.8 9.1

jun-15 5418.7 5406.3 5418.3 5406.7 5413.9 0.4 12.0 4.2 3.4 6.5

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Demanda de energía del SIN - Junio 2015

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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/2014

actualizados

por la UPME

en Mar/2015

PIB

Trimestre 1 2014: 6.5%





Demanda




Trimestre 4 2014: 4%



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GUAVIARE

Demanda de energía por operadores de red y región – Junio 2015

Comportamiento por operadores de red - OR (**)

(**) El seguimiento de la demanda por OR

se realiza a partir de la demanda comercial

y por tipos de días.

Comportamiento por Región - GWh

Región jun-14 Crec jun-15 Crec

Centro 1286.3 3.0% 1315.6 1.6%

Antioquia 729.4 3.1% 764.1 4.0%

Costa Atlántica 1197.5 7.3% 1261.3 5.0%

Valle 569.7 2.9% 587.9 2.5%

Oriente 534.1 6.3% 551.8 2.8%

CQR 206.7 3.4% 219.4 5.6%

THC 207.1 4.3% 212.5 2.3%

Sur 148.3 4.5% 149.3 0.2%

Chocó 17.1 6.0% 18.8 9.6%

Guaviare 3.4 -5.7% 3.9 13.3%

jun-14 jun-15

Santander(ESSD) 7.2% 3.3%

N.Santander(CNSD) 5.8% 4.1%

Boyacá(EBSD) 4.1% 0.1%

Arauca(ENID) 12.5% 5.0%

Casanare(CASD) 8.1% 4.6%

Ruitoque(RTQD) 10.3% 10.9%

jun-14 jun-15

Codensa (CDSD) 2.4% 1.7%

Cundi.(EECD) 4.6% 4.8%

Meta(EMSD) 8.9% -2.1%

jun-14 jun-15

Guaviare -5.7% 13.3%

jun-14 jun-15

Tolima(CTSD) 5.1% -0.1%

Huila(HLAD) 2.7% 6.7%

Caquetá(CQTD) 5.6% -1.1%

jun-14 jun-15

Nariño(CDND) 1.0% -4.1%

Cauca(CEOD) 6.4% 3.2%

Putumayo(EPTD) 20.1% 1.6%

BajoPutumayo(EBPD) -1.8% 2.5%

Sibundoy(EVSD) 6.7% 2.3%

Municipal(EMED) -23.8% 28.7%

jun-14 jun-15

Cali(EMID) 1.7% 2.0%

EPSA 5.2% 2.7%

Tuluá(CETD) 1.3% 6.8%

Cartago(CTGD) 3.8% 5.1%

jun-14 jun-15

Caldas(CHCD) 4.6% 5.8%

Quindío(EDQD) 4.8% 4.1%

Pereira(EEPD) 1.7% 4.2%

jun-14 jun-15

Chocó 6.0% 9.6%

jun-14 jun-15

Antioquia(EPMD) 3.1% 4.0%

jun-14 jun-15

Caribe(EDCD) 7.3% 5.0%

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Demanda de energía regulada y no regulada – Junio 2015 Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y actividades económicas - (GWh)

Sistema Interconectado Nacional - SIN

jun-14 jun-15 Crec.Acumulado a

junio de 2014

Acumulado a

junio de 2015Crec. Participación

Regulado 3,481.9 3,659.0 4.6% 20,681.6 21,622.3 4.6% 68%

No Regulado 1,700.3 1,719.4 0.4% 10,311.3 10,413.2 1.1% 32%

Industrias manufactureras 770.8 771.9 -0.9% 4711.0 4623.8 -1.6% 44.9%

Explotación de minas y canteras 361.4 372.4 2.9% 2102.8 2351.5 11.8% 21.7%

Servicios sociales, comunales y personales 147.4 145.9 -1.6% 914.9 894.9 -2.1% 8.5%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 120.4 116.7 -3.5% 729.8 705.4 -3.3% 6.8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 30.9 41.1 33.0% 193.8 227.4 17.4% 2.4%

Transporte, almacenamiento y comunicación 24.1 29.5 21.8% 148.1 169.1 14.5% 1.7%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 42.7 47.4 9.9% 269.0 287.0 7.0% 2.8%

Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas 92.6 91.9 -1.6% 555.8 549.1 -1.0% 5.3%

Construcción 110.0 102.6 -6.9% 686.1 605.0 -11.8% 6.0%

Consum

o d

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CTIV

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Número de fronteras y energía de fronteras por departamento – Junio 2015

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

y no al total de la demanda regulada.

DepartamentoNo. Fronte ras a

fina l de mes

Energía

Fronte ras (GWh)

No. Fronte ras

a fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

DISTRITO CAPITAL 1003 226.6 1207 28.66

VALLE 928 227.0 3128 24.67

ANTIOQUIA 883 244.0 793 15.85

ATLANTICO 494 93.8 923 11.38

CUNDINAMARCA 376 144.6 363 6.23

BOLIVAR 291 91.5 89 1.91

SANTANDER 212 73.0 563 12.18

BOYACA 188 158.0 194 2.78

HUILA 159 17.0 56 0.98

TOLIMA 141 31.2 122 1.88

MAGDALENA 138 23.8 46 0.76

NORTE DE SANTANDER 133 20.8 309 2.85

META 123 44.5 145 1.22

CORDOBA 117 125.0 119 0.90

CALDAS 113 39.2 89 0.94

RISARALDA 112 20.3 94 1.23

CAUCA 106 33.3 109 1.43

CESAR 78 19.7 35 0.47

QUINDIO 61 4.7 55 0.81

SUCRE 54 9.1 41 0.51

NARINO 42 4.2 300 2.87

CASANARE 40 3.6 22 0.47

LA GUAJIRA 21 25.3 10 0.11

ARAUCA 10 33.9 2 -

CAQUETA 6 0.3 0 -

PUTUMAYO 5 4.3 0 -

CHOCO 2 0.9 0 -

T ota l 5836 1,719.3 8814 121.1

Mercado No Regulado +

Alumbrado

Mercado Regulado

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Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Junio 2015

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.

Comercia lizadorNo. Fronte ras a

fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

No. Fronte ras a

fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

EEPPM 1392 391.9 1 1.71

ISAGEN 275 330.1 0 -

EMGESA S.A. 849 272.1 0 -

ELECTRICARIBE 1109 196.4 15 1.05

EMCALI EICE ESP 289 73.1 13 0.64

EPSA(PACIFICO) 571 72.4 234 0.26

AES CHIVOR 8 68.9 0 -

VATIA S.A. 77 7.4 3625 60.42

PROELECTRICA RESTRUC 2 62.3 0 -

GECELCA S.A. E.S.P 10 59.8 0 -

DICEL 169 25.5 2643 23.26

ENERTOTAL 47 8.7 1838 25.75

ENERCOSTA 15 23.9 0 -

CODENSA 2 19.6 0 -

ENERTOLIMA 84 14.8 0 -

ELECTROHUILA 141 11.1 0 -

E.M.S.A. E.S.P. 75 10.6 0 -

EEP(PEREIRA) 50 9.4 19 0.26

CEMEX ENERGY 7 9.5 0 -

EBSA (BOYACA) 136 7.0 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 37 3.3 123 3.73

CEO S.A.S. ESP 47 6.4 0 -

ENERGIA EFICIENTE 204 6.1 0 -

ITALENER 21 5.6 0 -

CETSA(TULUA) 30 4.6 1 0.21

ENERGIA Y AGUA 30 3.1 0 -

CEDENAR 25 3.0 0 -

EEC - E.S.P. 11 2.8 0 -

ENERCA S.A. E.S.P. 24 2.0 1 -

ASC 3 0.1 133 1.75

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Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado

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Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Junio 2015

11

Demanda máxima de potencia SIN

Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

jun-2014 9427 4.6%

jun-2015 9623 2.1%

La demanda máxima de potencia para

junio de 2015 fue de 9623 MW, se registro

en el período 20 del día Jueves 4.

Fecha

Causas

Programadas

GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

jun-2014 1.4 1.8 - 3.2

jun-2015 3.4 4.2 - 7.6

Demanda No Atendida

En junio de 2015 la demanda no atendida fue de 7.6GWh, de la

cual el 55.5% correspondió a causas no programadas.


Informe de Oferta y Generación Junio de 2015


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Evolución reservas del SIN a junio de 2015

30

40

50

60

70

80

90

100

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

%Útil

2004 2005 2006 2007 2008 2009

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Datos hasta el 30 de junio

Mes GWh %

jun-2015 9,788.3 60.85

may-2015 7,431.3 46.24

Volumen Util Diario

(a último día del mes)

Las reservas hídricas almacenadas en

los embalses del SIN a 30 de junio de

2015, aumentaron en 2,357 GWh frente

a las del mes anterior, lo que equivale a

un crecimiento del 32%. El

embalsamiento promedio diario durante

junio se ubicó en 78.6 GWh-día.

La capacidad útil del embalse aumentó

14.29 GWh, pasando de 16,072.99

GWh en mayo a 16,087.27 GWh en

junio, debido a la actualización de

factores de conversión de algunas

centrales y a la modificación en los

volúmenes de los embalses Prado,

Riogrande II y Miraflores.


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

jul/

04

oct

/04

ene

/05

abr/

05

jul/

05

oct

/05

ene

/06

abr/

06

jul/

06

oct

/06

ene

/07

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07

jul/

07

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abr/

08

jul/

08

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09

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/09

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10

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10

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/10

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11

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/12

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/12

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/13

abr/

13

jul/

13

oct

/13

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/14

abr/

14

jul/

14

oct

/14

ene

/15

abr/

15

GWh Evolución Embalse


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Reservas SIN por regiones a junio de 2015 Nombre % GWh

AMANI 36.3 90.1

MIRAFLORES 53.5 162.9

PENOL 57.1 2,339.8

PLAYAS 73.4 72.1

PORCE II 57.1 80.1

PORCE III 37.1 40.1

PUNCHINA 23.4 16.9

RIOGRANDE2 60.6 301.4

SAN LORENZO 60.2 269.3

TRONERAS 36.3 22.8

total Antioquia 55.9 3,395.5

URRA1 40.5 61.7

total Caribe 40.5 61.7

AGREGADO BOGOTA 54.1 2,161.9

BETANIA 99.7 139.0

MUNA 100.0 56.1

PRADO 40.9 23.5

TOPOCORO 30.7 302.8

total Centro 51.3 2,683.2

CHUZA 75.3 763.5

ESMERALDA 88.3 944.6

GUAVIO 82.7 1,736.4

total Oriente 82.4 3,444.5

ALTOANCHICAYA 15.8 5.6

CALIMA1 53.8 116.6

SALVAJINA 42.3 81.3

total Valle 45.8 203.5

Total -SIN- 60.8 9,788.3

VALLE

Volumen Util Diario

ANTIOQUIA

CARIBE

CENTRO

ORIENTE


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

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

jun

/15

GWh

ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE

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 el mes de junio (9,788.3 GWh) se tuvo la siguiente

distribución porcentual: 35% en Antioquia, 27% en Centro, 35% en

Oriente, y 3% entre las regiones de Valle y Caribe.

Energéticamente, durante el mes de junio las regiones hidrológicas

del país embalsaron con una tasa promedio día de embalsamiento

para cada región como sigue: -6 GWh-día en Antioquia, 72.8 GWh-

día en Oriente, 10.9 GWh-día en Centro, 1 GWh-día en Valle y -0.2

GWh-día en Caribe.


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ese

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Vertimientos por regiones junio de 2015 Región/Embalse Vertimiento en GWh

AMANI 0.0

MIRAFLORES 0.0

PENOL 0.0

PLAYAS 0.0

PORCE II 0.0

PORCE III 42.9

PUNCHINA 0.0

RIOGRANDE2 0.0

SAN LORENZO 0.0

TRONERAS 0.0

total Antioquia 42.9

URRA1 0.0

Total Caribe 0.0

AGREGADO BOGOTA 0.0

BETANIA 86.0

MUNA 0.0

PRADO 0.0

Total Centro 86.0

CHUZA 0.0

ESMERALDA 0.0

GUAVIO 0.0

TOPOCORO 0.0

Total Oriental 0.0

ALTOANCHICAYA 0.0

CALIMA1 0.0

SALVAJINA 0.0

Total Valle 0.0

Total SIN 128.9

ANTIOQUIA

CARIBE

CENTRO

ORIENTAL

VALLE

0

100

200

300

400

500

600

jun

/13

jul/

13

ago

/13

sep

/13

oct

/13

no

v/1

3

dic

/13

ene/

14

feb

/14

mar

/14

abr/

14

may

/14

jun

/14

jul/

14

ago

/14

sep

/14

oct

/14

no

v/1

4

dic

/14

ene/

15

feb

/15

mar

/15

abr/

15

may

/15

jun

/15

GWh

ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE

Durante junio de 2015 los vertimientos totales en el SIN fueron de

128.9 GWh y se registraron en el embalse de Porce III (42.9 GWh) y

Troneras (0.04 GWh) en la región Antioquia, y en el embalse de

Betania (86 GWh) en la región Centro.


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Aportes hídricos al SIN hasta junio de 2015

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

jun/1

0

ag

o/1

0

oct/1

0

dic

/10

feb/1

1

ab

r/11

jun/1

1

ag

o/1

1

oct/1

1

dic

/11

feb/1

2

ab

r/12

jun/1

2

ag

o/1

2

oct/1

2

dic

/12

feb/1

3

ab

r/13

jun/1

3

ag

o/1

3

oct/1

3

dic

/13

feb/1

4

ab

r/14

jun/1

4

ag

o/1

4

oct/1

4

dic

/14

feb/1

5

ab

r/15

jun/1

5

GWh Aportes Totales del SIN

Real Crítico Histórico

La gráfica 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 ENSO (El Niño Oscilación del Sur),con El Niño (2009-2010) y La Niña

(2010-2012). Igualmente, se observa un período de bajos aportes en el segundo semestre de 2012, con un año

2013 que estuvo alternando con aportes mensuales por debajo y por encima de la media histórica, y un 2014 un

con mayor número de meses deficitarios frente a 2013.

En junio de 2015 ingresaron al SIN aportes por 6,989.34 GWh (107.78% de la media histórica), los cuales fueron

mayores en 2,430.23 GWh a los ocurridos en mayo de 2015 y mayores en 646.33 GWh a los ocurridos en junio de

2014. Durante el mes de junio los aportes en las regiones Centro y Oriente estuvieron por encima de la media con

120.44% y 162.80% respectivamente. Mientras que las otras regiones estuvieron por debajo de la media, Valle con

70.67%, Caribe con 92.32% y Antioquia 62.88%.


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Aportes hídricos al SIN desde 2000

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250e

ne

-00

abr-

00

jul-

00

oct-

00

ene

-01

abr-

01

jul-

01

oct-

01

ene

-02

abr-

02

jul-

02

oct-

02

ene

-03

abr-

03

jul-

03

oct-

03

ene

-04

abr-

04

jul-

04

oct-

04

ene

-05

abr-

05

jul-

05

oct-

05

ene

-06

abr-

06

jul-

06

oct-

06

ene

-07

abr-

07

jul-

07

oct-

07

ene

-08

abr-

08

jul-

08

oct-

08

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

abr-

15

[%media]

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 junio en cada uno de los años presentados. De

acuerdo con lo observado, el mes de junio de 2015 tuvo aportes por encima de la media (107.78%).


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Composición de la generación del SIN

Hidráulica 67.0%

Térmica 26.8%

Menor5.3%

Cogenerador0.8%

jun-15


Hidráulica 59.0%

Térmica 34.3%

Menor5.9%

Cogenerador0.9%

jun-14


Tipo

Generación jun-14 jun-15

%

Crecimiento Hidráulica 3,082.9 3,628.8 17.7%

Térmica 1,794.0 1,452.6 -19.0%

Menor 306.1 286.7 -6.3%

Cogenerador 45.7 44.2 -3.3%

Total 5,228.6 5,412.2 3.5%

Generación mensual energía SIN (GWh)


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Generación por tipo de tecnología en el sector eléctrico


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Precios promedio oferta por tecnología



Informe de Precios y Transacciones del Mercado Junio de 2015


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Precio de bolsa y contratos por tipo de mercado Pesos constantes de junio de 2015

Mes

Precio de

Bolsa

$/kWh

Precios

Mercado

Regulado

$/kWh

(Mc)

Precio

Contra tos

No

Regulados

$/kWh (*)

jun/2014 355.09 151.78 123.63

may/2015 242.49 150.25 126.03

jun/2015 183.24 149.29 125.13

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de junio de 2015


40

90

140

190

240

290

340

390

440

$/k

Wh

(co

nsta

nte

s )

Precio de Bolsa Precio Mercado Regulado (MC) Precio Mercado No Regulado (*)

* Precio Mercado No Regulado:

Incluye todas las compras realizadas

por comercializadores y generadores

con un destino diferente al mercado

regulado.


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Precios de bolsa promedio por hora

153142 142

150

207216

187

215

236

220

200

183

170

100

150

200

250

300

350

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

$/k

Wh

Periodo Horario

abr-2015 may-2015 jun-2015

En el mes de junio de 2015, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 236.2 $/kWh en el periodo 20 y

el valor mínimo fue 141.78 $/kWh en el periodo 3.


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Precio promedio diario de bolsa y precios máximos y mínimos por día a junio de 2015

0

100

200

300

400

500

600

700

01

/en

e/1

41

1/e

ne/

14

21

/en

e/1

43

1/e

ne/

14

10

/fe

b/1

42

0/f

eb

/14

02

/mar

/14

12

/mar

/14

22

/mar

/14

01

/ab

r/1

41

1/a

br/

14

21

/ab

r/1

40

1/m

ay/1

41

1/m

ay/1

42

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ay/1

43

1/m

ay/1

41

0/j

un

/14

20

/ju

n/1

43

0/j

un

/14

10

/ju

l/1

42

0/j

ul/

14

30

/ju

l/1

40

9/a

go/1

41

9/a

go/1

42

9/a

go/1

40

8/s

ep

/14

18

/se

p/1

42

8/s

ep

/14

08

/oct

/14

18

/oct

/14

28

/oct

/14

07

/no

v/1

41

7/n

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14

27

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v/1

40

7/d

ic/1

41

7/d

ic/1

42

7/d

ic/1

40

6/e

ne/

15

16

/en

e/1

52

6/e

ne/

15

05

/fe

b/1

51

5/f

eb

/15

25

/fe

b/1

50

7/m

ar/1

51

7/m

ar/1

52

7/m

ar/1

50

6/a

br/

15

16

/ab

r/1

52

6/a

br/

15

06

/may

/15

16

/may

/15

26

/may

/15

05

/ju

n/1

51

5/j

un

/15

25

/ju

n/1

5

$kWh

Maximo Horario Minimo Horario Promedio Horario Precio Escasez

Durante el mes de junio de 2015 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 4 con un valor de

352.37 $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 29 con un valor de 51.12 $/kWh en el

periodo 3.

El precio de escasez para junio de 2015 fue de 360.41 $/kWh, mientras que para julio de 2015 es 357.4 $/kWh.


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Volatilidad del precio de bolsa diario

0

5

10

15

20

25

30Bolsa %

La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en junio de 2015 fue 10.87% mientras que la del mes anterior fue

9.27%.

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

158.70

167.02

144.78147.87

108

118

128

138

148

158

168

178

188

$/k

Wh

Mes de Despacho

Registrados en2015

Registrados en2014

Registrados en2013

Registrados antesde 2013

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Mes de Despacho

Registrados en2015

Registrados en2014

Registrados en2013

Registrados antesde 2013


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

154.82

145.34

142.38

99.55

60

80

100

120

140

160

180

$/k

Wh

Mes de Despacho

Registrados en 2015

Registrados en 2014

Registrados en 2013

Registrados antes de2013

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

regulado.


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Mes de Despacho

Registrados en 2015

Registrados en 2014

Registrados en 2013

Registrados antes de2013

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

* Incluye sólo las

compras de

comercializadores

que atienden

demanda


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Agentes comercializadores expuestos en bolsa

7.1

GW

h

7.1

GW

h

5.2

GW

h

.7 G

Wh

.2 G

Wh

.6 G

Wh

.42

GW

h

.02

GW

h

.4 G

Wh

2

1

2

4

2

3

1212

7

0

5

10

15

20

0 GWh

1 GWh

2 GWh

3 GWh

4 GWh

5 GWh

6 GWh

7 GWh

8 GWh

abr/2015 may/2015 jun/2015

# d

e a

ge

nte

s

Co

mp

ras

en

bo

lsa

-G

Wh

Día

GWh > 25%

GWh > 50%

GWh > 75%

#Agentes > 75%

#Agentes > 50%

#Agentes > 25%

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

En junio de 2015 hubo 2 comercializadores del mercado mayorista expuestos en bolsa en más del 75%, los cuales

representaron compras en bolsa por 0.4 GWh-diarios.


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$ 0

$ 200,000

$ 400,000

$ 600,000

$ 800,000

$ 1,000,000

$ 1,200,000

$ 1,400,000

$ 1,600,000

jun

/201

1

ago

/201

1

oct/

201

1

dic

/20

11

feb/2

012

abr/

20

12

jun

/201

2

ago

/201

2

oct/

201

2

dic

/20

12

feb/2

013

abr/

20

13

jun

/201

3

ago

/201

3

oct/

201

3

dic

/20

13

feb/2

014

abr/

20

14

jun

/201

4

ago

/201

4

oct/

201

4

dic

/20

14

feb/2

015

abr/

20

15

jun

/201

5

$ M

illo

ne

s (

Co

ns

tan

tes)

Compras en Bolsa Servicios CND-ASIC Rentas de Congestión

Compras en Desviación RespCom AGC Valor a Distribuir CXC

Restricciones Contratos

Evolución transacciones del mercado pesos contantes de junio de 2015

*Pesos constantes de junio de 2015


61.77%16.14%

15.50%

3.92%1.81% 0.61% 0.23% 0.00%

jun-15

55.03%29.75%

10.19%

1.90%2.32% 0.67%

0.13%

0.00%

jun-14

Concepto jun-14 jun-15 Incremento

Contratos 665,871 843,225 26.6%

Compra en Bolsa 360,015 220,385 -38.8%

Valor a distribuir CxC 123,325 211,657 71.6%

Restricciones 23,021 53,524 132.5%

Resp Comercial AGC 28,112 24,729 -12.0%

Servicios CND-SIC 8,089 8,386 3.7%

Compras en Desviación 1,545 3,198 107.0%

Rentas Congestión Col 0 7

Transacciones SIC Millones $

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.

Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) 2014 - 2015

-1.00

4.00

9.00

14.00

19.00

24.00

29.00

mar/14 abr/14 may/14 jun/14 jul/14 ago/14 sep/14 oct/14 nov/14 dic/14 ene/15 feb/15 mar/15 abr/15 may/15 jun/15

$ / k

Wh

Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) 2014-2015

Cargo Máximo Cargo Medio Cargo Mínimo Cargo Monomio

To

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Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) 2014 - 2015

14.00

15.00

16.00

17.00

18.00

19.00

20.00

mar/14 abr/14 may/14 jun/14 jul/14 ago/14 sep/14 oct/14 nov/14 dic/14 ene/15 feb/15 mar/15 abr/15 may/15 jun/15

$ / k

Wh

Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) 2014-2015

STR Norte STR Centro-Sur

To

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.

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

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

oct-

13

no

v-1

3

dic

-13

en

e-1

4

feb

-14

ma

r-14

ab

r-14

ma

y-1

4

jun

-14

jul-

14

ag

o-1

4

se

p-1

4

oct-

14

no

v-1

4

dic

-14

en

e-1

5

feb

-15

ma

r-15

ab

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ma

y-1

5

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-15

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15

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o-1

5

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p-1

5

oct-

15

no

v-1

5

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-15

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e-1

6

feb

-16

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y-1

6

jun

-16

jul-

16

ag

o-1

6

se

p-1

6

oct-

16

no

v-1

6

dic

-16

en

e-1

7

feb

-17

ma

r-17

ab

r-17

ma

y-1

7

jun

-17

jul-

17

ag

o-1

7

se

p-1

7

oct-

17

no

v-1

7

dic

-17

en

e-1

8

feb

-18

ma

r-18

ab

r-18

ma

y-1

8

PB

Nacio

nal

Pro

med

io P

on

dera

do

$/k

Wh

% C

on

trata

do

de la D

em

an

da p

ara

Co

merc

iali

zad

ore

s q

ue A

tien

den

D

em

an

da

PB Nacional Promedio Ponderado

Contratos Para Atender Demanda No Regulada.

Contratos Para Atender Demanda Regulada.

Información Proyectada

Información Facturada

Ver informe CREG 135-97



Informe de Restricciones Junio de 2015

Versión liquidación TXR

To

do

s los d

ere

ch

os r

ese

rva

do

s p

ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Generación fuera de mérito

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

01

-ju

n-1

4

20

-ju

n-1

4

09

-ju

l-1

4

28

-ju

l-1

4

16

-ag

o-1

4

04

-se

p-1

4

23

-se

p-1

4

12

-oct-

14

31

-oct-

14

19

-no

v-1

4

08

-dic

-14

27

-dic

-14

15

-en

e-1

5

03

-fe

b-1

5

22

-fe

b-1

5

13

-ma

r-1

5

01

-ab

r-1

5

20

-ab

r-1

5

09

-ma

y-1

5

28

-ma

y-1

5

16

-ju

n-1

5

Gen

Fu

era

de m

éri

to/G

en

to

tal(

%)


Cambio en el precio de

oferta de los hidráulicos

dejando fuera de mérito

generación de seguridad

Atentado Porce-

Cerromatoso 500

kV

Atentados a la red

• Porce 3-Cerro 500

kV

CAOP (desde junio 2)

To

do

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ch

os r

ese

rva

do

s p

ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Evolución del costo unitario de restricciones (1)

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


Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)

jun-14 5,236.8 26,767.5 5.1

may-15 5,648.3 24,738.5 4.4

jun-15 5,418.7 53,524.0 9.9

To

do

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ch

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ese

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do

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ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Comportamiento de generación fuera de mérito por regiones

GW

h-d

ía

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

abr/2015 may/2015 jun/2015

Nordeste Antioquia Caribe Sur Oriental


0

5

10

15

20

25

30

35


To

do

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ch

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do

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ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Comportamiento de reconciliaciones por regiones

$ M

illo

ne

s

-9000

-8000

-7000

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

abr/2015 may/2015 jun/2015

Nordeste Antioquia Caribe Sur Oriental


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000


To

do

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ch

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ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000

jun-14 jun-15

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 $ 16,230 $ 38,905 140%

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 $ 0 $ 89 27008%

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

Importación de energía

$ 0 $ 0

0%GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 151 $ 185 23%

GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 151 $ 185 23%GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 0 $ 0 0%

hGS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 0 $ 1,336

0%

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

durante la operación diferente a las anteriores causas

$ 3,832 $ 5,915

54%

jGS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la

reglamentación vigente

$ 459 $ 382

-17%

k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 6,096 $ 5,100 -16%

Lite ra l

CREG 063 Causa asociada a la generación de seguridad

Dife rencia

Porcentua l

g


0

100

200

300

400

500

600G

Wh

-Me

s

(k)

(j)

(i)

(h)

(g)

(f)

(e)

(d)

(c)

(b)

(a)


To

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do

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ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Conceptos asociados a restricciones en $/kWh

17.6

22.927.5

10.2

15.2

12.5

5.1 4.3

9.8

14.3

22.1

20.85.5

8.54.8

2.9

3.24.6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Costos abr-2015 Recaudo abr-2015 Costos may-2015 Recaudo may-2015 Costos jun-2015 Recaudo jun-2015

$/k

Wh

RECON_POS Serv_AGC Restricciones RECON_NEG Aumento_RNEG_X_AGC Resp_Com_AGC

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.


To

do

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rva

do

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ara

XM

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.S.P

.

Valor mensual del AGC

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

Mill

on

es

El valor total del servicio de AGC para el mes de junio de 2015 fue de $ 67,958 millones


Recomendaciones mediano y largo plazo levantamiento y mitigación de restricciones

42

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 Junio de 2015

Versión liquidación TXR

To

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.

Exportaciones de electricidad

FechaA Ecuador

GWh

A Venezuela

GWh

jun-14 22.1 0.1

jul-14 22.9 0.3

ago-14 16.3 0.2

sep-14 84.6 0.1

oct-14 64.0 0.0

nov-14 138.4 0.0

dic-14 136.7 0.1

ene-15 84.3 0.1

feb-15 54.4 0.1

mar-15 127.7 0.1

abr-15 46.5 0.2

may-15 26.9 0.4

jun-15 12.0 0.4

Exportaciones de Colombia


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

jun

/09

se

p/0

9

dic

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0

jun

/10

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p/1

0

dic

/10

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1

jun

/11

se

p/1

1

dic

/11

ma

r/1

2

jun

/12

se

p/1

2

dic

/12

ma

r/1

3

jun

/13

sep/1

3

dic

/13

ma

r/1

4

jun

/14

sep/1

4

dic

/14

ma

r/1

5

jun

/15

GW

h

Exportaciones de electricidadExporta Venezuela

Exporta Ecuador

En junio de 2015, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 12.01 GWh, con una diferencia de -45.5% respecto al

mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.39 GWh, con una diferencia de

374.9% respecto al mismo mes del año anterior.


To

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XM

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.

Importaciones de electricidad

Fecha

Desde

Ecuador

GWh

Desde

Venezuela

GWh

jun-14 8.15 0.00

jul-14 13.87 0.00

ago-14 20.71 0.00

sep-14 0.05 0.00

oct-14 3.63 0.00

nov-14 0.00 0.00

dic-14 0.04 0.00

ene-15 0.09 0.00

feb-15 0.03 0.00

mar-15 0.02 0.00

abr-15 0.04 0.00

may-15 9.11 0.00

jun-15 6.49 0.00

Importaciones de Colombia


0

5

10

15

20

25

jun

/09

se

p/0

9

dic

/09

ma

r/1

0

jun

/10

se

p/1

0

dic

/10

ma

r/1

1

jun

/11

se

p/1

1

dic

/11

mar/

12

jun

/12

se

p/1

2

dic

/12

ma

r/1

3

jun

/13

se

p/1

3

dic

/13

ma

r/1

4

jun

/14

se

p/1

4

dic

/14

ma

r/1

5

jun

/15

GW

h

Importaciones de electricidad desde Ecuador y Venezuela

Importa Venezuela

Importa Ecuador

En junio de 2015, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 6.49 GWh, con una diferencia de -20.4% respecto al

mismo mes del año anterior. Por su parte, en junio de 2015, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela.


To

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XM

S.A

. E

.S.P

.

Precios exportación liquidación TIE

El precio de exportación promedio diario de Colombia en junio de 2015 fue de 220.65 $/kWh.


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

en

e-0

5

ab

r-0

5

jul-

05

oct-

05

en

e-0

6

ab

r-0

6

jul-

06

oct-

06

en

e-0

7

ab

r-0

7

jul-

07

oct-

07

en

e-0

8

ab

r-0

8

jul-

08

oct-

08

en

e-0

9

ab

r-0

9

jul-

09

oct-

09

en

e-1

0

ab

r-1

0

jul-

10

oct-

10

en

e-1

1

ab

r-1

1

jul-

11

oct-

11

en

e-1

2

ab

r-1

2

jul-

12

oct-

12

en

e-1

3

ab

r-1

3

jul-

13

oct-

13

en

e-1

4

ab

r-1

4

jul-

14

oct-

14

en

e-1

5

ab

r-1

5

$/k

Wh

Exportación

Importación

Decreto 338

Expedido el 25

de julio e

Ecuador $

Combustibles

Res 148/09

Exportación con

Líquidos

Res 71/10

Finaliza Expor.

Líquidos

To

do

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ch

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ara

XM

S.A

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.S.P

.

Resumen transacciones TIE para Colombia y Ecuador

Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de

Congestión

jun-14 22,050.8 8,150.6 4,995.0 554.9 0.0

jul-14 22,922.1 13,869.2 3,429.0 890.0 0.0

ago-14 16,278.6 20,707.8 2,488.5 1,255.2 0.0

sep-14 84,613.6 52.5 8,829.0 4.5 4.7

oct-14 63,988.7 3,630.8 8,526.0 175.4 67.5

nov-14 138,376.2 0.6 12,861.0 0.0 82.7

dic-14 136,674.1 39.2 12,804.5 2.2 62.0

ene-15 84,277.0 87.1 8,474.1 5.0 3.5

feb-15 54,370.9 32.2 4,836.2 1.6 0.7

mar-15 127,712.6 21.4 12,494.3 1.3 1.0

abr-15 46,469.3 38.5 4,081.6 1.8 7.0

may-15 26,899.0 9,112.5 3,725.5 644.2 0.5

jun-15 12,007.6 6,488.6 1,277.2 290.1 5.5

Parcial 2015 351,736.5 15,780.2 34,888.9 944.0 18.2

Total 2014 824,020.4 46,858.5 95,997.1 2,935.7 306.7

Total 2013 662,343.7 28,502.4 78,442.1 1,682.5 692.9

Total 2012 236,034.5 6,510.2 24,149.4 243.2 290.6

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

Total abr 2013 - dic 2010 9,452,920.0 225,711.0 778,006.8 8,961.7 301,545.0

Total Historia 12,821,646.9 331,580.9 1,104,480.1 14,998.5 313,233.7

Fecha

Energía (MWh) Valor (Miles de US$)


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