Informe GENERAL DEL MERCADO Diciembre 2017 Mensuales de Anlisis del Mercado/00_Gen… · Resumen de...

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Informe

GENERAL DEL MERCADO

Diciembre 2017


Resumen de cifras

2016 2017

DICIEMBRE DICIEMBREAportes Hídricos (GWh) 5,023.73 3,864.38 (1,159.35)

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 109.50 81.40 (28.10)

Volumen Útil diario (GWh) 12,585.51 11,091.03 (1,494.48)

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 73.85 64.56 (9.29)

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 14,119.79 12,663.64 (1,456.15)

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 76.01 67.53 (8.48)

Vertimientos (GWh) 159.43 85.32 (74.11)

Autogenerador 7.90 10.46 2.57

Cogenerador 43.07 56.47 13.40

Hidráulica 4,405.12 4,493.78 88.66

Menores 364.03 431.31 67.29

Térmica 724.59 678.72 (45.87)

Total 5,544.70 5,670.74 126.04

Exportaciones 0.19 8.83 8.64

Importaciones 1.53 6.80 5.27

Demanda Atendida (Doméstica) 5,546.05 5,668.71 122.67

Demanda Energía 5,547.98 5,671.55 123.57

Demanda No Atendida 1.94 2.84 0.91

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,904.00 9,996.00 92.00

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) - 0.93 0.93

Autogenerador 32.40 35.90 3.50

Cogenerador 99.60 120.56 20.96

Hidráulica 10,924.29 10,943.00 18.71

Menores 767.31 939.11 171.80

Térmica 4,728.00 4,718.10 (9.90)

Total 16,551.60 16,756.67 205.07

Hidráulica (%) 81.23 85.43 4.20

Hidráulica (MW) 9,431.51 10,017.75 586.24

Térmica (%) 75.05 89.35 14.30

Térmica (MW) 3,651.57 4,380.31 728.74

Total disponibilidad del -SIN- (%) 78.84 85.81 6.97

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 13,083.08 14,398.06 1,314.98

DISPONIBILIDAD

PROMEDIO

DEMANDA DE POTENCIA

INTERCONEXIONES

INTERNACIONALES (GWh)

DEMANDA DE ENERGÍA

(GWh)

GENERACIÓN (GWh)

CAPACIDAD EFECTIVA

NETA PROMEDIO (MW)

DIFERENCIA

ESTADO EMBALSES Y

APORTES

GRUPO MÉTRICAS


INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA

Diciembre de 2017

Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Diciembre 2017

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-15 5393 5308 5393 5308 5310 0.1 84.3 0.5 0.9 0.1

feb-15 5101 5047 5101 5047 5048 0.1 54.4 1.2 0.3 0.0

mar-15 5659 5531 5659 5531 5533 0.1 127.7 1.1 1.4 0.0

abr-15 5323 5276 5323 5276 5278 0.2 46.5 1.1 0.8 0.0

may-15 5648 5621 5648 5621 5623 0.4 26.9 1.3 0.8 9.0

jun-15 5419 5406 5418 5407 5414 0.4 12.0 3.6 4.0 6.5

jul-15 5687 5664 5686 5664 5669 0.6 22.3 2.2 3.2 13.4

ago-15 5726 5687 5725 5687 5691 0.4 38.4 3.1 1.2 5.0

sep-15 5730 5697 5730 5698 5701 0.1 32.7 1.8 2.0 3.6

oct-15 5761 5759 5761 5759 5763 0.1 1.6 1.4 2.1 2.6

nov-15 5440 5436 5439 5436 5441 0.1 3.9 1.7 3.9 0.8

dic-15 5708 5701 5708 5701 5703 0.1 6.6 0.7 0.7 4.1

ene-16 5593 5582 5593 5583 5584 0.1 10.9 0.8 0.4 0.1

feb-16 5480 5461 5480 5461 5465 0.1 18.8 2.5 1.6 13.4

mar-16 5563 5563 5563 5563 5567 0.1 0.1 1.9 2.2 142.1

abr-16 5392 5391 5392 5391 5397 0.2 1.0 1.7 4.3 66.4

may-16 5547 5547 5547 5547 5549 0.1 0.8 1.2 1.8 63.6

jun-16 5399 5398 5398 5398 5401 0.1 0.3 1.4 1.1 40.3

jul-16 5487 5487 5487 5487 5488 0.1 0.1 1.4 0.4 16.0

ago-16 5761 5757 5761 5757 5762 0.1 3.2 2.3 2.0 23.6

sep-16 5543 5537 5543 5537 5542 0.0 5.7 2.8 2.1 6.3

oct-16 5584 5582 5584 5582 5587 0.0 2.0 2.3 3.4 2.6

nov-16 5426 5425 5426 5425 5428 0.0 0.8 1.7 1.6 2.3

dic-16 5546 5546 5546 5546 5548 0.0 0.1 1.0 0.9 1.5

ene-17 5427 5427 5427 5427 5428 0.0 0.1 0.8 0.7 1.8

feb-17 5184 5184 5184 5184 5189 0.0 0.1 1.9 2.4 1.5

mar-17 5604 5604 5604 5604 5608 0.0 0.0 1.5 2.1 91.3

abr-17 5443 5443 5443 5443 5451 0.0 0.1 4.2 4.0 37.6

may-17 5678 5678 5678 5678 5682 0.0 0.2 2.1 1.7 18.1

jun-17 5488 5487 5488 5487 5493 0.0 0.2 2.8 2.7 1.7

jul-17 5662 5661 5662 5661 5665 0.0 0.3 1.9 1.7 10.7

ago-17 5773 5765 5773 5765 5769 0.0 8.5 1.7 2.5 7.3

sep-17 5619 5619 5619 5619 5624 0.0 0.1 3.0 1.7 1.8

oct-17 5736 5736 5736 5736 5739 0.0 0.0 1.3 2.2 2.1

nov-17 5568 5568 5568 5568 5573 0.0 0.1 1.6 3.3 13.5

dic-17 5678 5669 5677 5669 5672 0.0 8.8 1.7 1.2 6.8

Demanda de energía del SIN - Diciembre 2017

Demanda de energía del SIN Vs PIB

PIB

Trimestre 4 2014: 3.5%


Trimestre 2 2015: 3%










Demanda







Trimestre 2 2016: -0.5%

Trimestre 3 2016: -1.6%

Trimestre 4 2016: -2.1%

Trimestre 1 2017:-1.8%

Trimestre 2 2017:2.2%



Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios

UPME diciembre de 2017

Demanda máxima de potencia año 2017 == 9,996 MW(diciembre 6, P19)

Crecimiento diciembre == 3.2%

Crecimiento demanda anual == 1.3%

Demanda de energía por operadores de red y región

Diciembre 2017

Comportamiento por Región - GWh

El seguimiento de la demanda por OR se realizaa partir de la demanda comercial y por tipos dedías.

dic-16 dic-17

Santander(ESSD) -7.6% 2.0%

N.Santander(CNSD) -5.3% 3.6%

Boyacá(EBSD) 9.2% 0.4%

Arauca(ENID) 2.2% 7.9%

Casanare(CASD) -8.0% 10.3%

dic-16 dic-17

Codensa (CDSD) -1.9% 8.7%

Meta(EMSD) 3.9% 12.1%

dic-16 dic-17

Guaviare 1.5% 9.4%

dic-16 dic-17

Tolima(CTSD) -2.3% -0.3%

Huila(HLAD) -4.9% 10.4%

Caquetá(CQTD) 1.0% 8.4%

dic-16 dic-17

Nariño(CDND) -0.2% 2.0%

Cauca(CEOD) 5.1% -1.2%

Putumayo(EPTD) 0.3% -4.2%

BajoPutumayo(EBPD) 3.0% 4.5%

Sibundoy(EVSD) -1.5% 1.0%

Municipal(EMED) 0.3% -11.7%

dic-16 dic-17

Cali(EMID) -9.1% 2.8%

EPSA -5.4% 5.5%

Tuluá(CETD) -6.0% 4.0%

Cartago(CTGD) -3.4% 6.1%

dic-16 dic-17

Caldas(CHCD) 1.2% 0.4%

Quindío(EDQD) -4.4% 2.0%

Pereira(EEPD) -4.7% 3.6%

dic-16 dic-17

Chocó -3.5% 4.8%

dic-16 dic-17

Antioquia(EPMD) -3.9% 1.0%

dic-16 dic-17

Caribe(EDCD) -2.9% 5.1%

Región dic-16 Crec dic-17 Crec

Centro 1366.0 -1.5% 1387.4 2.8%

Antioquia 766.2 -3.9% 764.3 1.0%

Costa Atlántica 1297.4 -2.9% 1356.1 5.1%

Valle 568.8 -7.6% 584.2 3.9%

Oriente 582.1 -2.4% 591.0 2.4%

CQR 224.0 -1.8% 225.5 1.9%

THC 231.3 -3.0% 239.6 4.4%

Sur 164.3 2.5% 163.3 0.1%

Chocó 20.1 -3.5% 20.9 4.8%

Guaviare 4.7 1.5% 5.1 9.4%

Demanda de energía por operadores de red y región Agregado

Enero - Diciembre 2017

Comportamiento por Región - GWh

El seguimiento de la demanda por OR se realizaa partir de la demanda comercial y por tipos dedías.

dic-16 dic-17

Santander(ESSD) -2.0% -1.8%

N.Santander(CNSD) 1.3% -0.9%

Boyacá(EBSD) 3.1% 7.2%

Arauca(ENID) 4.2% 2.9%

Casanare(CASD) -1.0% 0.5%

Ruitoque(RTQD) 116.9% -21.8%

dic-16 dic-17

Codensa (CDSD) -2.3% 7.7%

Meta(EMSD) 4.4% 8.4%

dic-16 dic-17

Guaviare 6.8% 2.3%

dic-16 dic-17

Tolima(CTSD) 0.6% 1.4%

Huila(HLAD) 2.1% 2.4%

Caquetá(CQTD) 3.6% 4.2%

dic-16 dic-17

Nariño(CDND) 0.7% 2.1%

Cauca(CEOD) 2.2% 2.7%

Putumayo(EPTD) 0.3% -3.1%

BajoPutumayo(EBPD) 6.7% 1.7%

Sibundoy(EVSD) -2.2% 1.1%

Municipal(EMED) -0.1% -5.9%

dic-16 dic-17

Cali(EMID) -1.9% -3.5%

EPSA -1.0% 1.9%

Tuluá(CETD) 0.6% 0.2%

Cartago(CTGD) 1.3% -0.5%

dic-16 dic-17

Caldas(CHCD) 1.0% 0.5%

Quindío(EDQD) 0.2% -0.7%

Pereira(EEPD) -1.0% -0.5%

dic-16 dic-17

Chocó 5.2% 1.1%

dic-16 dic-17

Antioquia(EPMD) -0.8% -0.6%

dic-16 dic-17

Caribe(EDCD) 1.8% 3.8%

Región dic-16 Crec dic-17 Crec

Centro 16259.1 -1.6% 16491.5 1.9%

Antioquia 9290.0 -0.8% 9190.8 -0.6%

Costa Atlántica 15274.4 1.8% 15802.9 3.8%

Valle 7285.4 1.2% 6960.1 -4.0%

Oriente 6930.9 0.5% 6967.4 0.9%

CQR 2680.4 0.3% 2672.0 0.1%

THC 2725.1 1.4% 2770.1 2.0%

Sur 1896.7 1.6% 1927.2 2.0%

Chocó 241.4 5.2% 243.2 1.1%

Guaviare 54.9 6.8% 56.0 2.3%

Demanda de energía regulada y no regulada

Diciembre 2017

dic-16 dic-17 Crec. Participación

Regulado 3,798.8 3,922.9 4.1% 70%

No Regulado 1,722.7 1,719.7 1.1% 30%

Industrias manufactureras 751.6 716.4 -3.0% 41.7%

406.9 426.3 4.9% 24.8%

138.7 145.8 6.1% 8.5%

115.7 117.4 2.5% 6.8%

30.9 30.5 -0.6% 1.8%

33.9 31.5 -6.2% 1.8%

52.2 53.1 5.6% 3.1%

90.4 90.7 2.2% 5.3%

Construcción 102.3 108.0 6.2% 6.3%

Consum

o d

e E

nerg

íaA

CTIV

IDA

DES

EC

ON

ÓM

ICA

SM

erc

ado N

o R

egula

do

Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN

Diciembre 2017

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

dic-2016 9904 -1.9%

dic-2017 9996 0.9%

La demanda máxima de potencia para

diciembre de 2017 fue de 9996 MW, se

registró en el período 19 del día miercoles

6.

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

dic-2016 0.9 1.0 - 1.9

dic-2017 1.2 1.7 - 2.8

Demanda No Atendida

En diciembre de 2017 la demanda no atendida fue de 2.8GWh, de

la cual el 59.9% correspondió a causas no programadas.


Informe

FRONTERAS

Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Diciembre 2017

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 959 204.6 1219 27.30

VALLE 930 217.3 3904 26.00

ANTIOQUIA 867 206.8 818 14.65

ATLANTICO 516 99.2 961 11.60

CUNDINAMARCA 382 145.5 418 8.52

BOLIVAR 284 89.9 122 2.82

SANTANDER 211 78.9 552 9.73

BOYACA 181 150.3 215 3.01

HUILA 170 23.2 145 1.95

TOLIMA 147 33.7 124 2.04

MAGDALENA 140 25.8 50 0.84

META 129 84.8 174 1.90

RISARALDA 121 19.8 99 1.40

NORTE DE SANTANDER 117 22.0 211 3.29

CORDOBA 113 130.5 265 1.38

CALDAS 112 37.4 142 1.28

CAUCA 101 34.4 268 1.14

CESAR 75 22.6 48 0.75

QUINDIO 61 4.3 70 1.22

SUCRE 58 12.0 51 0.78

NARINO 43 2.9 354 3.30

CASANARE 34 8.6 31 1.58

LA GUAJIRA 24 27.6 13 0.13

ARAUCA 10 26.9 6 0.08

CAQUETA 5 0.6 2 0.07

PUTUMAYO 4 4.9 2 0.04

CHOCO 2 1.3 0 -

T ota l 5796 1,715.7 10264 126.8

Mercado No Regulado +

Alumbrado

Mercado Regulado

Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Diciembre 2017

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)

ISAGEN 262 424.5 0 -

EEPPM 1379 419.8 1 1.63

EMGESA S.A. 993 319.9 0 -

ELECTRICARIBE. 981 159.9 11 0.59

VATIA S.A. 83 16.4 3864 63.75

EPSA(PACIFICO) 563 76.6 239 0.52

EMCALI EICE ESP 287 67.4 13 0.55

DICEL 143 15.5 3724 32.76

AES CHIVOR 10 29.3 0 -

E.M.S.A. E.S.P. 85 26.2 2 0.08

ENERTOTAL 32 2.5 2034 20.06

ENERCOSTA 11 20.8 0 -

CODENSA 2 20.3 0 -

ENERTOLIMA 111 16.7 1 -

GECELCA S.A. E.S.P 8 11.5 0 -

ELECTROHUILA 150 10.9 0 -

CEMEX ENERGY 9 10.7 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 52 6.8 121 3.09

EEP(PEREIRA) 62 8.8 21 0.52

EBSA (BOYACA) 133 7.8 0 -

PROELECTRICA 3 7.6 0 -

CEO S.A.S. ESP 44 6.1 0 -

ITALENER 20 5.7 0 -

CETSA(TULUA) 30 5.0 1 0.20

TERPEL ENERGÍA 189 4.8 0 -

RENOVATIO TRADING 40 4.2 6 0.11

ENERGIA Y AGUA 26 2.3 0 -

PEESA 20 1.9 31 0.37

CEDENAR 27 1.9 0 -

ASC 2 - 127 1.81

T ota l 5796 1715.7 10264 126.8

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado


1,9411,553

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

dic-2016 ene-2017 feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2018-01-15

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2017-12-31


168

4 410

649

10

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250


Cantid

ad de e

vento

s

Falla Contador Principal Falla Sistema de Transmisión de Datos Falla Transformador de Corriente (TC)

Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Contador Respaldo


Fallas técnicas



1,906

1,526

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000C

antidad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



16.34 16.27 16.35 16.52 16.55 16.59 16.80 16.95 17.02 17.13 17.19 17.37 17.42

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Núm

ero

de

fro

nte

ras

Mile

s

Núm

ero

de

fro

nte

ras

Mile

s

Regulado No regulado Otros Generación Alumbrado público DDV Distribución

Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar


Evolución de fronteras por tipo


Distribución de fronteras por tipo


No regulado5,417

31.2%

Generación306

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución418

2.4%

Alumbrado público

3542.0% Regulado

10,187

58.7%

Otros681

3.9%

No regulado5,418

31.1%

Generación306

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución427

2.5%

Alumbrado público

3562.0% Regulado

10,225

58.7%

Otros684

3.9%

Fronteras registradas al 30 de noviembre de 2017

Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 31 de diciembre de 2017

Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACION

Diciembre 2017

Hidrología del SIN


72.36%

64.56%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Reservas hídricas

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

86.24%

81.42%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

GW

h

Mm

3

Vertimientos

Vertimiento (Mm3) Vertimiento (GWh)

-300

-200

-100

0

100

200

300

GW

h

Tasa de embalsamiento

Información actualizada el: 2018-01-15Año finalización El Niño y siguienteInformación hasta el: 2017-12-31

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2018-01-15

Hidrología por regiones


Aportes por regiones


81.28%

81.43%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

70.03%

60.00%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

95.78%

77.89%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

119.73%

112.20%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017



Aportes hídricos



Estado de los embalses


Evolución de principales embalses


84.67%

78.23%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Peñol

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

40.18%

38.05%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

77.16%

69.12%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

85.28%

79.42%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017


Tasa de embalsamiento de principales embalses


-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Peñol

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Agregado Bogotá

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Guavio

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Esmeralda - Chivor




0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

GW

h

Antioquia Caribe Centro Oriente Valle Capacidad útil


Reservas hídricas por regiones hidrológicas


Vertimientos por regiones


0

5

10

15

20

25

30

35

0

5

10

15

20

25

30

35

GW

h

Mm

3

Antioquia


0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0Amani

Miraflores

Peñol

Playas

Porce II

Porce III

Punchiná

Riogrande II

San Lorenzo

Troneras

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Antioquia

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

GW

h

Mm

3

Centro


0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Agregado Bogotá

Betania

El Quimbo

Muña

Prado

Topocoro

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Centro



Vertimientos por regiones


0

5

10

15

20

25

30

35

0

2

4

6

8

10

12

14

GW

h

Mm

3

Oriente


0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Chuza

Esmeralda

Guavio

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Oriente

0

2

4

6

8

10

12

0

2

4

6

8

10

12

GW

h

Mm

3

Valle


0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0Alto Anchicayá

Calima

Salvajina

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Valle




Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable158.786.8%

No renovable

24.213.2%

Biomasa, 1.8, 1.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Hidraulica, 156.8, 85.7%

Solar, 0.0, 0.0%

Combustible fosil, 24.2, 13.2%

Bagazo, 1.8, 1.0%

Biogas, 0.0, 0.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Embalse, 135.9,

74.3%Filo de agua, 20.9,

11.4%Fotovoltaica, 0.0,

0.0%Carbón, 7.7, 4.2%

Gas, 16.3, 8.9%

Líquidos, 0.1, 0.1%

Mezcla, 0.0, 0.0%


La generación por combustible se clasifica según el registro

correspondiente al combustible principal de la planta de

generación. Se considera la generación desde el 1 hasta el 31

de diciembre de 2017

Total 182.9

GWh-día


Generación promedio por tipo de recurso natural en GWh-día


Renovable

Detalle de fuente de energía por subtipo

No renovable




Generación promedio por tipo de despacho en GWh-día


Despachado centralmente -DC-


No despachado centralmente -ND-





0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

GW

h

Biogas Fotovoltaica Eolica Bagazo Líquidos Mezcla Gas Filo de agua Carbón Embalse


Generación diaria


Cambios de capacidad efectiva neta -CEN- por tipo de recurso

natural


Renovable


No renovable




Cambios de capacidad efectiva neta -CEN- por tipo de

despacho


Despachado centralmente -DC-


No despachado centralmente -ND-





Se considera los cambios de capacidad efectiva neta desde el 30 de noviembre hasta el 31 de diciembre de 2017


Causas de los cambios de la capacidad efectiva neta en el SIN



Informe

PRECIOS Y TRANSACCIONES

Diciembre


151.79

382.97

660.56

119.93

272.36

120.41

421.69

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Pre

cio

s -

CO

P/k

Wh

PPP_BOLSA_DIARIO GAS LIQUIDOS CARBON MEZCLA AGUA PRECIO_ESCASEZ


Precios de oferta categorías de combustible



Resumen conceptos liquidados en el MEM



151.79

101.38

421.69

175.80

157.08

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450C

OP

/kW

h

PPP_BOLSA_DIARIO PPP_BOLSA_MENSUAL PRECIO_ESCASEZ

PPP_MERCADO_REGULADO(MC) PPP_MERCADO_NO_REGULADO


Precios mercados regulado y no regulado



93.73 92.58 92.15 90.32 91.1695.02 94.17 97.19 100.59 103.20 105.00 107.90 106.01 105.31 105.83 105.23 105.00 104.63

110.92 110.57 109.22105.38 101.74 99.44

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

P01 P02 P03 P04 P05 P06 P07 P08 P09 P10 P11 P12 P13 P14 P15 P16 P17 P18 P19 P20 P21 P22 P23 P24

CO

P/k

Wh

NACIONAL 2017-Jul NACIONAL 2017-Aug NACIONAL 2017-Sep NACIONAL 2017-Oct NACIONAL 2017-Nov NACIONAL 2017-Dec


Precio de bolsa por tiempo de uso



-

1

-

50

100

150

200

250


Vola

tilid

ad

-C

OP

/kW

h

Pre

cio

-C

OP

/kW

h

PPP_BOLSA_NAL VOL_PPP_BOLSA_NAL


Volatilidad diaria móvil del precio de bolsa promedio ponderado

por demanda



101.35

101.25%

154.62%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180


Índ

ice

de

liq

uid

ez

(%)

Pre

cio

de

bo

lsa

pro

me

dio

(C

OP

/kW

h)

Precio de bolsa promedio mensual Indice liquidez mercado regulado Indice liquidez mercado no regulado


Índice de liquidez



Cobertura demanda

Información a 15 enero de 2018


2.80 2.77

9.03

2.36 2.50

1.47

0.71 0.69

1.47

10

9 9

7

8

7

6 6

7

0

2

4

6

8

10

12

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

oct-2017 nov-2017 dic-2017

Núm

ero

de

ag

ente

s c

om

erc

ializ

ad

ore

s

Co

mp

ras e

n b

ols

a (

GW

h-d

ía)

GWh > 25% GWh > 50% GWh > 75%

Nro. agentes > 25% Nro. agentes > 50% Nro. agentes > 75%


Agentes comercializadores expuestos en bolsa



Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

Regulado



Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

No Regulado



Precio y participación por año de registro - Contratos de

Intermediación



25.3429.9133.5130.11

0

5

10

15

20

25

30

35

40


CO

P/k

Wh

CARGO_MINIMO CARGO_MEDIO CARGO_MAXIMO CARGO_MONOMIO


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



18.9320.71

15.0

16.0

17.0

18.0

19.0

20.0

21.0

22.0

dic-2016 feb-2017 abr-2017 jun-2017 ago-2017 oct-2017 dic-2017

CO

P/k

Wh

STR_NORTE STR_CENTRO_SUR


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe

RESTRICCIONES

Diciembre 2017


27.8329.44 29.43 29.23

33.3530.60

6.70

7.41 8.49 8.74

8.60

7.79

21.08 19.8017.05 15.79

19.94 20.28

6.12 9.0811.95 13.15

12.889.70

2.25

3.02 4.02 4.34

4.10

3.345.07

4.954.90 4.69

5.03

5.07

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O

JUL-2017 JUL-2017 AGO -2017 AGO -2017 SEP-2017 SEP-2017 O C T-2017 O C T-2017 NO V-2017 NO V-2017 D IC -2017 D IC -2017

CO

P/K

WH

RECONCILIACION_POS SERVICIO_AGC RESTRICCIONES

RECONCILIACION_NEG INCREMENTO_RNEG_X_AGC RESPONSABILIDAD_COMERCIAL_AGC


Balance de restricciones sin alivios



20.2924.23

0

5

10

15

20

25

30


CO

P/k

Wh

RESTRICCIONES_INICIAL_MENSUAL RESTRICCIONES_FINAL_MENSUAL


Costo unitario de restricciones



0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%


RECONCILIACION_P


Porcentaje de generación en reconciliación



-30

-20

-10

0

10

20

30

GW

h

NORDESTE NORDESTE_NEG ANTIOQUIA ANTIOQUIA_NEG CARIBE

CARIBE_NEG SUROCCIDENTAL SUROCCIDENTAL_NEG ORIENTAL ORIENTAL_NEG


Reconciliación por regiones (en energía)



-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

CO

P

Mill

one

s

NORDESTE NORDESTE_NEG ANTIOQUIA ANTIOQUIA_NEG CARIBE

CARIBE_NEG SUROCCIDENTAL SUROCCIDENTAL_NEG ORIENTAL ORIENTAL_NEG


Reconciliación por regiones (en monto)



27,989 27,902

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2016-dic 2017-feb 2017-abr 2017-jun 2017-ago 2017-oct 2017-dic

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Diciembre 2017


-100.00

-80.00

-60.00

-40.00

-20.00

0.00

20.00E

nerg

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU EXPORTACION_VEN IMPORTACION_VEN


Importaciones y exportaciones de energía



0

100

200

300

400

500

600

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

Pre

cio

-C

OP

/kW

h

Energ

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU PPP_COP_EXP_ECU PPP_COP_IMP_ECU


Cantidades y precios esquema Transacciones Internacionales

de Electricidad (TIE)


Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2

PBX (57 4) 317 2244

FAX (57 4) 317 0989

@XM_filial_ISA

Medellín - Colombia


Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2

PBX (57 4) 317 2244 - FAX (57 4) 317 0989

@XM_filial_ISA

Medellín - Colombia


Informe GENERAL DEL MERCADO Diciembre 2017 Mensuales de Anlisis del Mercado/00_Gen… · Resumen de...

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