Informe GENERAL DEL MERCADO Marzo 2018 Mensuales de Anlisis del Mercado... · 2018-04-18 ·...

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Informe

GENERAL DEL MERCADO

Marzo 2018


Resumen de cifras

2017 2018

MARZO MARZOAportes Hídricos (GWh) 5,719.26 2,980.23 (2,739.03)

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 162.65 85.20 (77.45)

Volumen Útil diario (GWh) 10,113.63 6,820.80 (3,292.83)

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 58.81 39.66 (19.15)

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 11,697.52 8,398.82 (3,298.71)

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 62.29 44.73 (17.56)

Vertimientos (GWh) 0.42 48.90 48.4807

Autogenerador 8.23 10.73 2.50

Cogenerador 56.97 64.91 7.94

Hidráulica 4,300.75 4,097.33 (203.42)

Menores 337.94 366.94 28.99

Térmica 809.00 1,240.58 431.58

Total 5,512.90 5,780.50 267.59

Exportaciones 0.09 0.10 0.01

Importaciones 91.27 5.48 (85.79)

Demanda Atendida (Doméstica) 5,604.15 5,785.90 181.75

Demanda Energía 5,607.76 5,790.16 182.40

Demanda No Atendida 3.61 4.26 0.66

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,554.00 9,981.00 427.00

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) - 4.50 4.50

Autogenerador 32.40 35.90 3.50

Cogenerador 103.44 122.50 19.06

Hidráulica 10,983.00 10,939.00 (44.00)

Menores 785.49 975.96 190.47

Térmica 4,728.00 4,721.00 (7.00)

Total 16,632.33 16,794.36 162.03

Hidráulica (%) 76.71 78.95 2.24

Hidráulica (MW) 8,933.47 9,238.68 305.21

Térmica (%) 83.15 89.29 6.14

Térmica (MW) 4,045.54 4,395.31 349.77

Total disponibilidad del -SIN- (%) 77.97 81.27 3.30

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 12,979.01 13,633.99 654.98

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

Marzo de 2018


Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Marzo 2018Demanda

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 5774 5765 5774 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 5737 5737 5737 5737 5740 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 5678 5669 5672 0.0 8.8 1.7 1.2 6.8

ene-18 5617 5617 5617 5617 5619 0.0 0.0 0.7 0.5 117.7

feb-18 5236 5236 5236 5236 5239 0.1 0.0 1.0 2.2 23.2

mar-18 5786 5786 5786 5786 5790 0.1 0.0 3.4 0.8 5.5


Demanda de energía del SIN Marzo 2018

Cálculo de crecimiento demanda

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio DíaCrecimiento

Comerciales 4,101.2 22 186.4 3,716.8 19 195.6 4.9%

Sábados 712.8 4 178.2 911.4 5 182.3 2.3%

Dom. - Festivos 793.8 5 158.8 1,162.0 7 166.0 4.6%

Total Mes 5607.8 31 180.9 5,790.2 31 186.8 4.4%


El crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se calcula como el

promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados y domingos-festivos) con

relación al número de días correspondiente a estos tipos de días del año actual.

Este tipo de cálculo disminuye la variabilidad de las fluctuaciones de los crecimientos que se presentan en los

seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía con relación al número de días

comerciales, sábados y domingos-festivos presentados en el mes de análisis.

Así, para el mes del siguiente ejemplo, el crecimiento fue del 3.1%, que corresponde a:

Crecimiento = (3.0% * 22 días + 2.8% * 4 días + 3.6% * 5 días)/31 días = 3.1%

Los crecimientos por tipo de día son el resultado de comparar el promedio día del mes actual con respecto al mismo mes

del año anterior. Así, el crecimiento para días comerciales fue 3.0%, que corresponde a

Crecimiento tipo día comercial = (169.0 GWh/164.0 GWh – 1)*100 = 3.0%

Seguimiento Mensual

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Crecimiento

2012/2011

Comerciales 3,280.5 20 164.0 3,717.6 22 169.0 3.0%

Sábados 777.2 5 155.4 639.2 4 159.8 2.8%

Dom. - Festivos 825.6 6 137.6 712.8 5 142.6 3.6%

Total Mes 4,883.2 31 157.5 5,069.6 31 163.5 3.1%

2011 2012

Ejemplo de cálculo de crecimiento demanda


Demanda de energía del SIN Vs PIB

Demanda

Trimestre 4 2014: 4%

Trimestre 1 2015: 3.3%





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%




PIB















Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios

UPME Marzo 2018


Demanda de energía por operadores de red y región Marzo 2018

Comportamiento por Región - GWh

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

Región mar-17 Crec mar-18 Crec

Centro 1417.0 2.7% 1415.8 1.4%

Antioquia 781.0 -3.2% 797.3 3.7%

Costa Atlántica 1301.4 3.3% 1380.5 6.8%

Valle 582.7 -4.4% 604.4 5.4%

Oriente 589.7 -2.0% 604.6 3.5%

CQR 226.3 -1.6% 230.3 2.9%

THC 222.6 -2.6% 239.1 8.1%

Sur 165.3 4.8% 160.7 -2.0%

Chocó 20.5 3.7% 21.5 4.9%

Guaviare 4.9 -2.2% 5.3 9.4%

mar-17 mar-18

Santander(ESSD) -7.2% 4.7%

N.Santander(CNSD) -9.1% 7.9%

Boyacá(EBSD) 17.6% -4.2%

Arauca(ENID) -3.5% 5.0%

Casanare(CASD) -9.1% 12.4%

Ruitoque(RTQD) -1.2% 15.6%

mar-17 mar-18

Codensa (CDSD) 9.2% 0.6%

Meta(EMSD) 5.9% 9.6%

mar-17 mar-18

Guaviare -2.2% 9.4%

mar-17 mar-18

Tolima(CTSD) -1.5% 4.0%

Huila(HLAD) -5.8% 14.3%

Caquetá(CQTD) 3.9% 8.2%

mar-17 mar-18

Nariño(CDND) 0.6% -0.3%

Cauca(CEOD) 6.8% -1.9%

Putumayo(EPTD) 17.6% -17.6%

BajoPutumayo(EBPD) 5.1% 6.4%

Sibundoy(EVSD) -2.2% 1.8%

Municipal(EMED) 2.6% -2.6%

mar-17 mar-18

Cali(EMID) -7.4% 5.7%

EPSA 1.3% 4.8%

Tuluá(CETD) -3.6% 5.1%

Cartago(CTGD) -8.6% 8.5%

mar-17 mar-18

Caldas(CHCD) 0.5% 1.5%

Quindío(EDQD) -3.7% 4.2%

Pereira(EEPD) -3.0% 3.5%

mar-17 mar-18

Chocó 3.7% 4.9%

mar-17 mar-18

Antioquia(EPMD) -3.2% 3.7%

mar-17 mar-18

Caribe(EDCD) 3.3% 6.8%


Demanda de energía por operadores de red y región Agregado

Enero - Marzo 2018

Comportamiento por Región - GWh

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

Región mar-17 Crec mar-18 Crec

Centro 4051.9 -0.3% 4106.0 1.9%

Antioquia 2254.4 -4.0% 2298.3 2.5%

Costa Atlántica 3707.9 0.6% 3931.9 6.3%

Valle 1746.2 -3.0% 1726.1 -0.6%

Oriente 1702.0 -2.9% 1727.6 1.9%

CQR 657.9 -2.4% 662.9 1.1%

THC 659.6 -4.0% 687.8 4.6%

Sur 479.1 3.0% 471.3 -1.4%

Chocó 60.4 2.9% 61.2 1.6%

Guaviare 14.1 -3.5% 15.0 6.5%

mar-17 mar-18

Santander(ESSD) -6.5% 1.4%

N.Santander(CNSD) -8.2% 4.8%

Boyacá(EBSD) 12.0% -2.1%

Arauca(ENID) -3.8% 2.8%

Casanare(CASD) -11.2% 9.1%

Ruitoque(RTQD) 1.3% 12.4%

mar-17 mar-18

Codensa (CDSD) 5.3% 2.0%

Meta(EMSD) 0.0% 9.8%

mar-17 mar-18

Guaviare -3.5% 6.5%

mar-17 mar-18

Tolima(CTSD) -2.4% 0.1%

Huila(HLAD) -6.9% 10.4%

Caquetá(CQTD) -1.6% 8.0%

mar-17 mar-18

Nariño(CDND) 0.8% 1.0%

Cauca(CEOD) 5.1% -2.8%

Putumayo(EPTD) 3.5% -11.9%

BajoPutumayo(EBPD) -1.9% 11.1%

Sibundoy(EVSD) -3.3% 3.1%

Municipal(EMED) -2.4% -4.9%

mar-17 mar-18

Cali(EMID) -8.2% 2.2%

EPSA -0.8% 1.7%

Tuluá(CETD) -4.7% 2.5%

Cartago(CTGD) -6.4% 4.7%

mar-17 mar-18

Caldas(CHCD) -0.8% 0.7%

Quindío(EDQD) -4.2% 1.4%

Pereira(EEPD) -4.0% 1.4%

mar-17 mar-18

Chocó 2.9% 1.6%

mar-17 mar-18

Antioquia(EPMD) -4.0% 2.5%

mar-17 mar-18

Caribe(EDCD) 0.6% 6.3%


Demanda de energía regulada y no regulada Marzo 2018

mar-17 mar-18 Crec Participación

Regulado 3,826 3,958 4.4% 69%

No Regulado 1,748 1,800 4.6% 31%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 53.0 59.1 13.5% 3.3%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 114.1 113.7 0.5% 6.3%

Construcción 102.6 116.9 14.4% 6.5%

Electricidad, gas de ciudad y agua 31.0 35.3 14.3% 2.0%

Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas 90.7 92.6 4.2% 5.1%

Explotación de minas y canteras 369.2 414.3 12.3% 23.0%

Industrias manufactureras 806.3 780.5 -0.8% 43.4%

Servicios sociales, comunales y personales 147.7 153.3 5.6% 8.5%

Transporte, almacenamiento y comunicación 33.1 34.5 5.3% 1.9%

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

Marzo 2018

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

mar-2017 9554 -1.7%

mar-2018 9981 4.5%

La demanda máxima de potencia para

marzo de 2018 fue de 9981 MW, se

registró en el período 20 del día miercoles

14.

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

mar-2017 2.1 1.5 - 3.6

mar-2018 0.8 3.4 - 4.3

Demanda No Atendida

En marzo de 2018 la demanda no atendida fue de 4.3GWh, de la

cual el 80.1% correspondió a causas no programadas.


Informe

FRONTERAS


Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Marzo 2018

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 966 215.9 1225 27.23

VALLE 938 226.4 4034 27.02

ANTIOQUIA 868 232.1 837 14.76

ATLANTICO 523 101.4 965 10.68

CUNDINAMARCA 383 158.1 424 8.78

BOLIVAR 286 103.7 125 2.75

SANTANDER 218 80.7 549 9.89

BOYACA 182 150.5 213 3.18

HUILA 170 25.6 157 2.02

TOLIMA 150 35.9 123 1.85

MAGDALENA 140 26.8 51 0.83

META 131 75.0 176 1.83

RISARALDA 124 20.9 108 1.39

NORTE DE SANTANDER 117 23.9 213 3.42

CALDAS 112 41.1 145 1.32

CORDOBA 112 131.7 309 1.40

CAUCA 103 36.7 274 1.31

CESAR 76 22.3 54 0.81

QUINDIO 63 4.4 73 1.22

SUCRE 62 14.0 53 0.81

NARINO 35 2.1 370 3.58

CASANARE 35 9.1 36 1.10

LA GUAJIRA 25 23.5 13 0.14

ARAUCA 10 28.9 6 0.08

CAQUETA 6 0.6 5 0.13

PUTUMAYO 4 3.8 2 0.04

CHOCO 2 1.4 0 -

T ota l 5841 1,796.3 10540 127.6

Mercado No Regulado +

Alumbrado

Mercado Regulado


Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Marzo 2018

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 1393 465.6 1 1.62

EMGESA S.A. 1101 358.2 0 -

ISAGEN 251 318.4 0 -

ELECTRICARIBE. 852 136.0 11 0.51

SOEN S.A. E.S.P. 3 116.2 0 -

EPSA(PACIFICO) 585 87.1 239 0.51

VATIA S.A. 61 12.1 3862 61.32

EMCALI EICE ESP 291 71.3 13 0.54

DICEL 147 15.9 3858 33.08

AES CHIVOR 34 39.4 0 -

E.M.S.A. E.S.P. 80 25.8 2 0.09

ENERTOTAL 35 2.7 2090 20.27

CODENSA 2 19.9 0 -

ENERTOLIMA 115 16.9 1 -

CEMEX ENERGY 9 14.7 0 -

GECELCA S.A. E.S.P 7 11.9 0 -

ELECTROHUILA 151 11.1 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 71 8.3 114 2.66

EEP(PEREIRA) 65 8.4 21 0.48

EBSA (BOYACA) 133 7.8 0 -

CEO S.A.S. ESP 45 7.2 0 -

PROELECTRICA 3 6.9 0 -

ITALENER 21 6.2 0 -

RENOVATIO 51 5.2 36 0.55

PEESA 28 2.6 95 3.11

CETSA(TULUA) 26 4.7 1 0.20

TERPEL ENERGÍA 188 4.4 0 -

ENERCOSTA 11 4.1 0 -

ENERGIA Y AGUA 26 2.3 0 -

ASC 2 - 127 1.79

T ota l 5841 1796.3 10540 127.5

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado


1,1751,379

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018 mar-2018

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2018-04-16

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2018-03-31


25

12

14

41

12

14

10

46

1

0

25

50

mar/2017 abr/2017 may/2017 jun/2017 jul/2017 ago/2017 sep/2017 oct/2017 nov/2017 dic/2017 ene/2018 feb/2018 mar/2018

Cantidad de e

vento

s

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

Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Contador Respaldo


Fallas técnicas



1,1131,266

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500C

antid

ad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



16.58 16.61 16.65 16.86 17.01 17.08 17.19 17.25 17.43 17.48 17.53 17.68 17.82

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 regulado5,433

30.9%

Generación306

1.7%

DDV4

0.0%

Distribución429

2.4%

Alumbrado público

3562.0% Regulado

10,392

59.0%

Otros689

3.9%

No regulado5,447

30.7%

Generación307

1.7%

DDV5

0.0%

Distribución433

2.4%

Alumbrado público

3572.0% Regulado

10,504

59.2%

Otros690

3.9%

Fronteras registradas al 28 de febrero de 2018

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

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 31 de marzo de 2018

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

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACIÓN

Marzo

Hidrología del SIN


49.60%

39.66%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Reservas hídricas

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 2017-2018

84.88%

85.24%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 Media 2017-2018

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


Similitud ENSO e hidrologíaInformación hasta el: 2018-03-31

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2018-04-16

Hidrología por regiones



Estado de los embalses


Evolución de principales embalses


66.76%

55.72%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Peñol

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 2017-2018

32.42%

29.05%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 2017-2018

38.13%

17.97%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 2017-2018

41.97%

19.56%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 2017-2018



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

0

5

10

15

20

25

30

GW

h

Mm

3

Antioquia


0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0Amani

Miraflores

Peñol

Playas

Porce II

Porce III

Punchiná

Riogrande II

San Lorenzo

Troneras

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Antioquia

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

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

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

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 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Alto Anchicayá

Calima

Salvajina

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Valle



Aportes por regiones


83.72%

84.80%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 Media 2017-2018

50.89%

82.79%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 Media 2017-2018

93.27%

90.91%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 Media 2017-2018

106.51%

76.22%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2005-2006 2006-2007 2008-2009 2014-2015 Media 2017-2018




Aportes hídricos



Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable143.0

76.68%

No renovable

43.523.32%

Biomasa, 2.1, 1.12%

Eolica, 0.1, 0.05%

Hidraulica, 140.8, 75.48%

Solar, 0.0, 0.02%

Combustible fosil, 43.5, 23.32%

Bagazo, 2.1, 1.11%

Biogas, 0.0, 0.01%

Eolica, 0.1, 0.05%

Embalse, 127.0,

68.09%Filo de agua, 13.8,

7.40%Fotovoltaica, 0.0,

0.02%Carbón, 20.1,

10.80%Gas, 22.5, 12.08%

Líquidos, 0.8, 0.44%

Mezcla, 0.0, 0.00%


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 marzo de 2018

Total 186.5

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 Mezcla Líquidos Filo de agua Gas 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 28 de febrero hasta el 31 de marzo de 2018


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



Informe

PRECIOS Y TRANSACCIONES

Marzo


Precios de oferta categorías de combustible


154.73

405.09

646.91

136.07

257.59

115.03

415.36

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


Resumen conceptos liquidados en el MEM



154.73

173.94

415.36

188.81

166.98

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

CO

P/k

Wh

PPP_BOLSA_DIARIO PPP_BOLSA_MENSUAL PRECIO_ESCASEZ PPP_MERCADO_REGULADO(MC) PPP_MERCADO_NO_REGULADO


Precios mercados regulado y no regulado



160.91 159.73 159.56 157.98 159.90164.71 165.01 166.51

171.20 174.52 177.90 181.82 180.07 178.42 179.89175.40 173.07 171.85

180.95189.45

184.16177.66

173.33167.23

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

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-oct NACIONAL 2017-nov NACIONAL 2017-dic NACIONAL 2018-ene NACIONAL 2018-feb NACIONAL 2018-mar


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



172.13

100.32%

163.86%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

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



25.13 25.59

27.52

2.411.70

2.381.57

0.79

2.38

15

14

12

7

5

66

4

6

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

5

10

15

20

25

30

ene/2018 feb/2018 mar/2018

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



Cobertura demanda


183.23184.71

185.59178.09

0

50

100

150

200

250

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]

Participación Registrado en 2018 Participación Registrado en 2017 Participación Registrado en 2016 Participación Registrado antes de 2016

PPP Registrado en 2018 PPP Registrado en 2017 PPP Registrado en 2016 PPP Registrado antes de 2016


Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

Regulado



166.24166.69167.53

181.10148.37

0

50

100

150

200

250

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]




Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

No Regulado



151.36152.76

177.41159.36

0

50

100

150

200

250

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]




Precio y participación por año de registro - Contratos de

Intermediación



24.5529.2532.3629.29

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



21.1722.04

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

mar-2017 may-2017 jul-2017 sep-2017 nov-2017 ene-2018 mar-2018

CO

P/k

Wh

STR_NORTE STR_CENTRO_SUR


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe

RESTRICCIONES

Marzo


29.2333.35

30.60 29.71

52.84

38.90

8.75

8.60

7.79 8.29

8.95

9.76

15.7919.94 20.28

16.79

29.05

17.83

13.15

12.889.70

12.49

23.23

20.64

4.34

4.10

3.34 4.04

4.67

5.78

4.69

5.03

5.07 4.67

4.85

4.40

0

10

20

30

40

50

60

70

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

O C T-2017 O C T-2017 NO V-2017 NO V-2017 D IC -2017 D IC -2017 ENE-2018 ENE-2018 FEB-2018 FEB-2018 MAR -2018 MAR -2018

CO

P/K

WH

RECONCILIACION_POS SERVICIO_AGC RESTRICCIONES

RECONCILIACION_NEG INCREMENTO_RNEG_X_AGC RESPONSABILIDAD_COMERCIAL_AGC


Balance de restricciones sin alivios



Costo unitario de restricciones


17.8320.70

0

5

10

15

20

25

30

35

oct-2017 oct-2017 oct-2017 nov-2017 nov-2017 dic-2017 dic-2017 ene-2018 ene-2018 feb-2018 feb-2018 mar-2018 mar-2018

CO

P/k

Wh

RESTRICCIONES_INICIAL_MENSUAL RESTRICCIONES_FINAL_MENSUAL


0%

5%

10%

15%

20%

25%

RECONCILIACION_P


Porcentaje de generación en reconciliación



-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

GW

h

NORDESTE NORDESTE_NEG ANTIOQUIA ANTIOQUIA_NEG CARIBE

CARIBE_NEG SUROCCIDENTAL SUROCCIDENTAL_NEG ORIENTAL ORIENTAL_NEG


Reconciliación por regiones (en energía)



-10,000

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

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)



26,259

25,389

24,712

22,000

23,000

24,000

25,000

26,000

27,000

28,000

29,000

30,000

2017-mar 2017-may 2017-jul 2017-sep 2017-nov 2018-ene 2018-mar

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Marzo


-140.00

-120.00

-100.00

-80.00

-60.00

-40.00

-20.00

0.00

20.00

Energ

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU EXPORTACION_VEN IMPORTACION_VEN


Importaciones y exportaciones de energía



0

50

100

150

200

250

300

-140

-120

-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


Informe GENERAL DEL MERCADO Marzo 2018 Mensuales de Anlisis del Mercado... · 2018-04-18 ·...

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