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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
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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%
Trimestre 2 2014: 4.1%
Trimestre 3 2014: 4.2%
Trimestre 4 2014: 3.5%
Trimestre 1 2015: 2.8%
Demanda
Trimestre 1 2014: 4.5%
Trimestre 2 2014: 4.1%
Trimestre 3 2014: 4.8%
Trimestre 4 2014: 4%
Trimestre 1 2015: 3.3%
Trimestre 2 2015: 3.4%
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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
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nerg
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CTIV
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DES
EC
ON
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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
T ota l 5836 1719.3 8814 121.1
Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado
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Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Junio 2015
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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.
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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.
Datos hasta el 30 de junio
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
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07
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/07
ene
/08
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08
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/08
ene
/09
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09
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/09
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/10
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/11
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11
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/11
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/12
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/12
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/13
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13
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13
oct
/13
ene
/14
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14
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14
oct
/14
ene
/15
abr/
15
GWh Evolución Embalse
Datos hasta el 30 de junio
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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
Datos hasta el 30 de junio
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.
Datos hasta el 30 de junio
To
do
s los d
ere
ch
os r
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ara
XM
S.A
. E
.S.P
.
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
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/14
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/14
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/14
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/14
oct
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4
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/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.
Datos hasta el 30 de junio
To
do
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XM
S.A
. E
.S.P
.
Aportes hídricos al SIN hasta junio de 2015
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
jun/1
0
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0
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dic
/10
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1
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1
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2
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2
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2
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3
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jun/1
3
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3
oct/1
3
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4
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4
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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%.
Datos hasta el 30 de junio
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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
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09
oct-
09
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-10
abr-
10
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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%).
Datos hasta el 30 de junio
To
do
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XM
S.A
. E
.S.P
.
Composición de la generación del SIN
Hidráulica 67.0%
Térmica 26.8%
Menor5.3%
Cogenerador0.8%
jun-15
Datos hasta el 30 de junio
Hidráulica 59.0%
Térmica 34.3%
Menor5.9%
Cogenerador0.9%
jun-14
Datos hasta el 30 de junio
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)
Datos hasta el 30 de junio
To
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XM
S.A
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.
Generación por tipo de tecnología en el sector eléctrico
Datos hasta el 30 de junio
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XM
S.A
. E
.S.P
.
Precios promedio oferta por tecnología
Datos hasta el 30 de junio
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Precios y Transacciones del Mercado Junio de 2015
Versión Liquidación TXR
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XM
S.A
. E
.S.P
.
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
Datos hasta el 30 de junio
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.
Datos hasta el 30 de junio
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.S.P
.
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.
Datos hasta el 30 de junio
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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
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21
/en
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10
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b/1
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02
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/14
12
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22
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/14
01
/ab
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41
1/a
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14
21
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40
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20
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14
30
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8/s
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/oct
/14
18
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28
/oct
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07
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14
27
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15
16
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50
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ar/1
51
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52
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ar/1
50
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15
16
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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.
Datos hasta el 30 de junio
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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.
Datos hasta el 30 de junio
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S.A
. E
.S.P
.
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
Datos hasta el 30 de junio
To
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XM
S.A
. E
.S.P
.
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
$/k
Wh
Mes de Despacho
Registrados en 2015
Registrados en 2014
Registrados en 2013
Registrados antes de2013
* Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado
regulado.
Datos hasta el 30 de junio
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Mes de Despacho
Registrados en 2015
Registrados en 2014
Registrados en 2013
Registrados antes de2013
To
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.
Contratos de compra de los comercializadores, despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*)
* Incluye sólo las
compras de
comercializadores
que atienden
demanda
Datos hasta el 30 de junio
To
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S.A
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.
Agentes comercializadores expuestos en bolsa
7.1
GW
h
7.1
GW
h
5.2
GW
h
.7 G
Wh
.2 G
Wh
.6 G
Wh
.42
GW
h
.02
GW
h
.4 G
Wh
2
1
2
4
2
3
1212
7
0
5
10
15
20
0 GWh
1 GWh
2 GWh
3 GWh
4 GWh
5 GWh
6 GWh
7 GWh
8 GWh
abr/2015 may/2015 jun/2015
# d
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ge
nte
s
Co
mp
ras
en
bo
lsa
-G
Wh
Día
GWh > 25%
GWh > 50%
GWh > 75%
#Agentes > 75%
#Agentes > 50%
#Agentes > 25%
La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición.
En junio de 2015 hubo 2 comercializadores del mercado mayorista expuestos en bolsa en más del 75%, los cuales
representaron compras en bolsa por 0.4 GWh-diarios.
Datos hasta el 30 de junio
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$ 0
$ 200,000
$ 400,000
$ 600,000
$ 800,000
$ 1,000,000
$ 1,200,000
$ 1,400,000
$ 1,600,000
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20
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20
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3
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3
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015
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15
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5
$ M
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Co
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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
Datos hasta el 30 de junio
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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XM
S.A
. E
.S.P
.
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
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.S.P
.
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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. E
.S.P
.
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
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-13
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e-1
4
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-14
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r-14
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r-14
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4
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-14
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14
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4
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4
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4
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-14
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5
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5
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5
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-15
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6
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6
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6
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8
feb
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8
PB
Nacio
nal
Pro
med
io P
on
dera
do
$/k
Wh
% C
on
trata
do
de la D
em
an
da p
ara
Co
merc
iali
zad
ore
s q
ue A
tien
den
D
em
an
da
PB Nacional Promedio Ponderado
Contratos Para Atender Demanda No Regulada.
Contratos Para Atender Demanda Regulada.
Información Proyectada
Información Facturada
Ver informe CREG 135-97
Datos hasta el 30 de junio
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Restricciones Junio de 2015
Versión liquidación TXR
To
do
s los d
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ch
os r
ese
rva
do
s p
ara
XM
S.A
. E
.S.P
.
Generación fuera de mérito
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
01
-ju
n-1
4
20
-ju
n-1
4
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-ju
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4
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p-1
4
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-se
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4
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4
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27
-dic
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5
03
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5
22
-fe
b-1
5
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5
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5
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5
28
-ma
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5
16
-ju
n-1
5
Gen
Fu
era
de m
éri
to/G
en
to
tal(
%)
Datos hasta el 30 de junio
Cambio en el precio de
oferta de los hidráulicos
dejando fuera de mérito
generación de seguridad
Atentado Porce-
Cerromatoso 500
kV
Atentados a la red
• Porce 3-Cerro 500
kV
CAOP (desde junio 2)
To
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. E
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Evolución del costo unitario de restricciones (1)
(1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones
Datos hasta el 30 de junio
Mes
Demanda
Comercial
(GWh)
Valor
Restricciones
(Mill Pesos)
CU
Restricciones
($/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
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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
Datos hasta el 30 de junio
0
5
10
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20
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30
35
Datos hasta el 30 de junio
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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
Datos hasta el 30 de junio
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Datos hasta el 30 de junio
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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
Datos hasta el 30 de junio
0
100
200
300
400
500
600G
Wh
-Me
s
(k)
(j)
(i)
(h)
(g)
(f)
(e)
(d)
(c)
(b)
(a)
Datos hasta el 30 de junio
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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.
Datos hasta el 30 de junio
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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
Datos hasta el 30 de junio
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”
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Intercambios Internacionales Junio de 2015
Versión liquidación TXR
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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
Datos hasta el 30 de junio
0
50
100
150
200
250
300
350
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450
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2
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/13
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3
dic
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/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.
Datos hasta el 30 de junio
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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
Datos hasta el 30 de junio
0
5
10
15
20
25
jun
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0
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/10
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0
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1
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1
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2
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3
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/13
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p/1
3
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/13
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/14
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p/1
4
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/14
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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.
Datos hasta el 30 de junio
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.S.P
.
Precios exportación liquidación TIE
El precio de exportación promedio diario de Colombia en junio de 2015 fue de 220.65 $/kWh.
Datos hasta el 30 de junio
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
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0
jul-
10
oct-
10
en
e-1
1
ab
r-1
1
jul-
11
oct-
11
en
e-1
2
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r-1
2
jul-
12
oct-
12
en
e-1
3
ab
r-1
3
jul-
13
oct-
13
en
e-1
4
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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
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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$)
Datos hasta el 30 de junio