Informe GENERAL DEL MERCADO Enero 2018 Mensuales de Anlisis del Mercado... · 2018. 2. 19. ·...

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Informe

GENERAL DEL MERCADO

Enero 2018


Resumen de cifrasGRUPO MÉTRICAS 2017 DIFERENCIA

ENEROAportes Hídricos (GWh) 3,960.06 (221.30)

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 67.98 (8.59)

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 127.30 (10.63)

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 70.63 (7.83)

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 13,093.54 (1,316.99)

Vertimientos (GWh) 96.25 (48.11)

Volumen Útil diario (GWh) 11,559.51 (1,355.58)

Autogenerador 7.43 6.02

Cogenerador 57.30 4.00

Hidráulica 4,408.38 (279.29)

Menores 346.86 106.53

Térmica 604.92 237.61

Total 5,424.88 74.86

Exportaciones 0.11 (0.06)

Importaciones 1.80 115.90

Demanda Atendida (Doméstica) 5,426.58 190.82

Demanda Energía 5,428.13 190.45

Demanda No Atendida 1.55 (0.37)

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,641.00 (9,641.00)

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) 0.00

Autogenerador 32.40 3.50

Cogenerador 99.60 22.90

Hidráulica 10,963.00 (21.16)

Menores 771.52 167.13

Térmica 4,728.00 (1.32)

Total 16,594.52 171.05

Hidráulica (%) 80.78 2.29

Hidráulica (MW) 9,379.61 358.11

Térmica (%) 79.26 12.34

Térmica (MW) 3,856.12 618.31

Total disponibilidad del -SIN- (%) 79.76 5.05

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 13,235.72 976.42

DISPONIBILIDAD PROMEDIO 83.07

9,737.71

91.60

4,474.43

84.81

14,212.14

DEMANDA DE POTENCIA

CAPACIDAD EFECTIVA NETA PROMEDIO

(MW)

35.90

122.50

10,941.84

938.65

4,726.68

16,765.56

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

(GWh)

0.06

117.71

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) 5,617.40

5,618.58

1.18

10,203.93

GENERACIÓN (GWh) 13.45

61.30

4,129.09

453.39

842.53

5,499.75

2018

ENERO

ESTADO EMBALSES Y APORTES 3,738.76

59.39

116.67

62.80

11,776.54

48.13

INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA

Enero de 2018

Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Enero 2018

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-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

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

Demanda de energía del SIN Enero 2018

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

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%



Demanda de energía del SIN Vs PIB

Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios

UPME Enero 2018

Demanda de energía por operadores de red y región Enero 2018

Comportamiento por Región - GWh

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

Región ene-17 Crec ene-18 Crec

Centro 1340.3 -2.2% 1368.6 2.1%

Antioquia 754.3 -4.7% 770.3 2.2%

Costa Atlántica 1297.4 2.4% 1356.7 5.9%

Valle 565.6 -7.5% 568.0 0.4%

Oriente 556.0 -5.4% 579.7 4.3%

CQR 222.0 -3.5% 221.6 -0.2%

THC 226.4 -6.5% 228.2 0.8%

Sur 161.5 -0.1% 160.4 -0.7%

Chocó 20.3 0.2% 20.7 1.9%

Guaviare 4.6 -7.8% 4.9 6.6%

ene-17 ene-18

Santander(ESSD) -7.7% 0.6%

N.Santander(CNSD) -9.2% 6.9%

Boyacá(EBSD) 4.8% 7.1%

Arauca(ENID) -3.2% 1.8%

Casanare(CASD) -12.9% 7.6%

Ruitoque(RTQD) 2.6% 10.6%

ene-17 ene-18

Codensa (CDSD) 2.0% 4.0%

Meta(EMSD) -3.2% 12.1%

ene-17 ene-18

Guaviare -7.8% 6.6%

ene-17 ene-18

Tolima(CTSD) -5.4% -3.7%

Huila(HLAD) -7.6% 6.7%

Caquetá(CQTD) -8.9% 4.2%

ene-17 ene-18

Nariño(CDND) 1.1% 1.7%

Cauca(CEOD) 0.7% -2.6%

Putumayo(EPTD) -5.1% -6.4%

BajoPutumayo(EBPD) -12.7% 10.5%

Sibundoy(EVSD) -3.7% 4.3%

Municipal(EMED) -4.8% -8.7%

ene-17 ene-18

Cali(EMID) -9.2% -0.6%

EPSA -4.6% 1.8%

Tuluá(CETD) -7.9% 1.4%

Cartago(CTGD) -6.7% 3.6%

ene-17 ene-18

Caldas(CHCD) -1.4% -1.0%

Quindío(EDQD) -5.3% -0.2%

Pereira(EEPD) -5.0% 0.1%

ene-17 ene-18

Chocó 0.2% 1.9%

ene-17 ene-18

Antioquia(EPMD) -4.7% 2.2%

ene-17 ene-18

Caribe(EDCD) 2.4% 5.9%

Demanda de energía regulada y no regulada Enero 2018

ene-17 ene-18 Crec. Participación

Regulado 3,682.7 3,820.8 3.8% 68%

No Regulado 1,720.6 1,774.3 3.1% 32%

Industrias manufactureras 750.7 751.4 -0.1% 42.4%

416.7 442.3 6.1% 24.9%

138.7 146.9 6.0% 8.3%

112.3 112.5 0.2% 6.3%

29.4 30.8 4.6% 1.7%

32.8 33.6 2.3% 1.9%

52.2 53.7 2.8% 3.0%

88.0 90.5 2.9% 5.1%

Construcción 99.8 112.6 12.9% 6.3%

Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN

Enero 2018

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

ene-2017 9641 -1.9%

ene-2018 9818 1.8%

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

ene-2017 0.7 0.8 - 1.6

ene-2018 0.5 0.7 - 1.2

Demanda No Atendida

En enero de 2018 la demanda no atendida fue de 1.2GWh, de la

cual el 55% correspondió a causas no programadas.

La demanda máxima de potencia para

enero de 2018 fue de 9818 MW, se

registró en el período 20 del día martes

30.

Informe

FRONTERAS

Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Enero 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 964 205.9 1220 26.29

VALLE 935 218.8 3908 23.82

ANTIOQUIA 869 224.7 828 14.14

ATLANTICO 515 103.4 961 11.08

CUNDINAMARCA 381 151.8 419 8.73

BOLIVAR 284 97.2 123 2.85

SANTANDER 213 79.6 554 9.55

BOYACA 180 156.1 215 2.94

HUILA 170 22.4 147 1.90

TOLIMA 148 30.5 124 1.93

MAGDALENA 140 25.6 50 0.92

META 131 91.0 175 1.81

RISARALDA 123 20.2 99 1.28

NORTE DE SANTANDER 117 23.4 212 3.10

CORDOBA 113 134.0 264 1.34

CALDAS 112 38.2 143 1.31

CAUCA 102 35.6 273 1.60

CESAR 75 21.6 49 0.72

QUINDIO 62 4.3 69 1.03

SUCRE 58 11.3 51 0.75

NARINO 37 2.3 359 3.12

CASANARE 35 9.5 32 1.11

LA GUAJIRA 25 27.0 13 0.14

ARAUCA 10 30.0 6 0.07

CAQUETA 5 0.7 2 0.07

PUTUMAYO 4 4.8 2 0.04

CHOCO 2 1.3 0 -

T ota l 5810 1,770.9 10298 121.6

Mercado No Regulado + Alumbrado

Mercado Regulado

Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Enero 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 1396 451.4 1 1.63

EMGESA S.A. 1102 346.0 0 -

ISAGEN 253 311.9 0 -

ELECTRICARIBE. 851 141.0 12 0.66

SOEN S.A. E.S.P. 3 117.3 0 -

EPSA(PACIFICO) 570 80.4 239 0.49

VATIA S.A. 60 14.1 3843 59.54

EMCALI EICE ESP 290 68.6 13 0.53

DICEL 140 14.1 3728 31.40

AES CHIVOR 28 35.3 0 -

E.M.S.A. E.S.P. 82 25.8 2 0.08

ENERCOSTA 11 24.6 0 -

ENERTOTAL 33 2.5 2043 19.16

CODENSA 2 20.3 0 -

ENERTOLIMA 114 16.9 1 -

GECELCA S.A. E.S.P 8 13.4 0 -

ELECTROHUILA 151 10.5 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 63 7.7 115 2.84

CEMEX ENERGY 9 8.7 0 -

EEP(PEREIRA) 64 7.9 21 0.46

PROELECTRICA 3 8.0 0 -

EBSA (BOYACA) 133 7.6 0 -

CEO S.A.S. ESP 45 6.8 0 -

ITALENER 21 6.4 0 -

CETSA(TULUA) 29 4.7 1 0.18

PEESA 28 2.6 67 2.06

RENOVATIO TRADING 47 4.4 17 0.18

TERPEL ENERGÍA 189 4.3 0 -

ENERGIA Y AGUA 26 2.3 0 -

ASC 2 - 127 1.69

T ota l 5810 1770.9 10298 121.6

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado


1,553 1,516

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

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

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2018-02-12

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2018-01-31


944 76 98 9

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

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

Cantidad de e

vento

s

Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Sistema de Transmisión de Datos Falla Transformador de Corriente (TC)

Falla Contador Principal Falla Contador Respaldo


Fallas técnicas



1,526 1,487

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000C

antid

ad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



16.27 16.35 16.52 16.55 16.59 16.80 16.95 17.02 17.13 17.19 17.37 17.42 17.47

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 regulado5,418

31.1%

Generación306

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución427

2.5%

Alumbrado público

3562.0% Regulado

10,225

58.7%

Otros684

3.9%

No regulado5,428

31.1%

Generación306

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución427

2.4%

Alumbrado público

3552.0% Regulado

10,265

58.8%

Otros686

3.9%

Fronteras registradas al 31 de diciembre de 2017

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

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 31 de enero de 2018

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

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACIÓN

Enero 2018

Hidrología del SIN


64.56%

59.39%

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

81.42%

116.61%

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: 2018-01-31

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2018-02-12

Hidrología por regiones



Estado de los embalses


Evolución de principales embalses


78.23%

74.23%

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

38.05%

35.31%

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

69.12%

52.16%

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

79.42%

65.12%

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

35

0

5

10

15

20

25

30

35

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

1

2

3

4

5

6

7

8

0

1

1

2

2

3

3

4

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


81.43%

111.26%

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

60.00%

124.47%

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

77.89%

132.12%

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

112.20%

101.40%

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

Renovable147.783.3%

No renovable

29.716.7%

Biomasa, 2.0, 1.1%

Eolica, 0.0, 0.0%

Hidraulica, 145.7, 82.1%

Solar, 0.0, 0.0%

Combustible fosil, 29.7, 16.7%

Bagazo, 2.0, 1.1%

Biogas, 0.0, 0.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Embalse, 124.3,

70.1%Filo de agua, 21.4,

12.0%Fotovoltaica, 0.0,

0.0%Carbón, 14.4, 8.1%

Gas, 15.2, 8.6%

Líquidos, 0.1, 0.0%

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 enero de 2018

Total 177.4

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 31 de diciembre de 2017 hasta el 31 de enero de 2018


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



Informe

PRECIOS Y TRANSACCIONES

Enero 2018


122.39

379.33

662.10

125.90

280.24

77.78

424.00

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



Precios mercados regulado y no regulado


122.39

125.35

424.00

187.22

164.02

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


113.80 112.80 109.87 109.90 113.27116.97 116.84

121.72126.16 127.32 129.20 129.93 130.20 129.66 131.08 130.73 129.71 128.11

132.87 135.32 132.91 130.98126.12

121.96

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-ago NACIONAL 2017-sep NACIONAL 2017-oct NACIONAL 2017-nov NACIONAL 2017-dic NACIONAL 2018-ene


Precio de bolsa por tiempo de uso



-

1

-

50

100

150

200

250

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

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



124.48

124.48

100.69%

100.69%

161.25% 161.25%

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



2.77

9.03

25.13

2.501.47

2.41

0.691.47 1.57

9 9

15

8

7 7

6

7

6

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

5

10

15

20

25

30

nov/2017 dic/2017 ene/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



Precio y participación por año de registro - Contratos de

Intermediación



Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

No Regulado



Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

Regulado



25.1929.8633.2729.99

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018

CO

P/k

Wh

CARGO_MINIMO CARGO_MEDIO CARGO_MAXIMO CARGO_MONOMIO


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



18.4820.55

16.0

16.5

17.0

17.5

18.0

18.5

19.0

19.5

20.0

20.5

21.0

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

Enero 2018


29.44 29.43 29.23

33.3530.60 29.71

7.41 8.49 8.74

8.60

7.79 8.29

19.8017.05 15.79

19.94 20.2816.79

9.0811.95 13.15

12.889.70

12.49

3.02 4.02 4.34

4.10

3.34 4.04

4.954.90 4.69

5.03

5.07 4.67

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

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 ENE-2018 ENE-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


16.7919.37

0

5

10

15

20

25

30

ago-2017 ago-2017 ago-2017 sep-2017 sep-2017 oct-2017 oct-2017 nov-2017 nov-2017 dic-2017 dic-2017 ene-2018 ene-2018 ene-2018

CO

P/k

Wh

RESTRICCIONES_INICIAL_MENSUAL RESTRICCIONES_FINAL_MENSUAL


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 28,757

25,397

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

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

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Enero 2018


-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

-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


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 Enero 2018 Mensuales de Anlisis del Mercado... · 2018. 2. 19. ·...

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