INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO
Abril de 2009
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DEMANDA DE ELECTRICIDAD, PRODUCCION E INTERCAMBIOS
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INFORME DEMANDA DEL SIN
a abril de 2009
Mensual (abril/2009 vs abril/2008 )
Considerando el efecto de Semana Santa debido a la ocurrencia en 2008 (marzo) y en 2009 (abril) el crecimiento de la demanda de abril de 2009 fue del 1.2%. En términos absolutos, la demandamensual presentó una tasa de crecimiento de -1.4% en abril de 2009 (4,406.1 GWh), al compararlacon el mismo mes del año anterior.
Últimos doce meses ( abril/2009-mayo/2008 vs abril/2008-mayo/2007 )
La demanda de electricidad en los últimos doce meses (53,925.6 GWh), es decir, de mayo de 2008 a abril de 2009 presentó una tasa de crecimiento de 1.5%.
Acumulado anual ( enero/2009-abril/2009 vs enero/2008-abril/2008)
La demanda acumulada del año se ubicó en 17,608.1 GWh con un aumento del 1.1% con relaciónal mismo período del año anterior.
Promedios diarios
La demanda promedio de los días laborales para el mes de abril fue 155.0 GWh/día con un crecimiento del 1.3%, la de los sábados fue de 147.7 GWh/día con un crecimiento del 1.0% y la de los domingos y festivos fue de 130.8 GWh/día con un crecimiento del 0.9%. Para el cálculo del comportamiento diario no se tuvo en cuenta la semana donde se presentó la Semana Santa, debidoa la ocurrencia en el 2008 y 2009.
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DEMANDA ACUMULADA DEL SIN
a abril de 2009
Para cada año se presenta la demanda acumulada de los últimos 12 meses finalizando en abril de 2009
La demanda de electricidad en los últimos doce meses (53,925.6 GWh), es decir de mayo de 2008 a abril de 2009, presentó una tasa de crecimiento de 1.5%.
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TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA ACUMULADA DEL SIN
a abril de 2009
Para cada año se presenta la tasa de crecimiento de la demanda acumulada para los últimos 12 meses finalizando en abril de 2009
La demanda de electricidad en los últimos doce meses presentó una tasa de crecimiento de 1.5%
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TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA MENSUAL DEL SIN
a abril de 2009
Considerando el efecto de Semana Santa debido a la ocurrencia en 2008 (marzo) y en 2009 (abril) el crecimiento de la demanda de abril de 2009 fue del 1.2%. En términos absolutos la demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de -1.4% en abril de 2009 (4,406.1 GWh), al compararla con el mismo mes del año anterior.
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CRECIMIENTO ESPERADO DE LA DEMANDA
a abril 2009
Tasa de crecimiento esperado y real de la demanda de energía del SIN Abril 1 al 30 de 2009
La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de -1.4% en Abril de 2009 (4,406.1 GWh), ubicándose por debajo del límite de confianza inferior.
Nota: Proyecciones de UPME marzo 2009. LCS: Límite de confianza superior, LCI: Límite de confianza inferior
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DEMANDA DEL SIN Y PIB
Tasas de Crecimiento Trimestral 1995 - 2008
El incremento de la demanda de electricidad en el primer trimestre de 2009 fue de 1.9 % al compararlo con el mismo período del año anterior y el del PIB en el cuarto trimestre de 2008 fue de -0.70 % . Podemos apreciar que en el cuarto trimestre del 2008 el crecimiento del PIB fue inferior al crecimiento de la demanda de energía, aspecto que no se daba desde diciembre de 2002.
Demanda
Trimestre 4 2008: 1.35
Trimestre 1 2009: 1.90
PIB
Trimestre 3 2008: 2.90
Trimestre 4 2008: -0.70
Fuente: PIB DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del añoanterior.
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DEMANDA REGULADA Y NO REGULADA a abril 2009
Abr-2008 Abr-2009
48.1 GWh/día 45.9 GWh/día
99.9 GWh/día 100.0 GWh/día
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TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA REGULADA Y NO REGULADA a abril de 2009
TASAS DE CRECIMIENTO (%)
DEMANDA TOTAL DEL SIN DEMANDA REGULADA (1),(4) DEMANDA NO REGULADA (1),(4)
MENSUAL (1)
ACUMULADO ANUAL (2)
ULTIMOS 12 MESES (3)
MENSUAL (1)
ACUMULADO ANUAL (2)
ULTIMOS 12 MESES (3)
MENSUAL (1)
ACUMULADO ANUAL (2)
ULTIMOS 12 MESES (3)
Abr-08 4,470.3 5.4 1.7 2.9 5.6 2.2 3.9 5.8 0.9 0.8
May-08 4,513.1 0.9 1.5 2.6 1.1 2.0 3.5 0.4 0.8 0.7
Jun-08 4,377.9 1.5 1.5 2.4 1.6 1.9 3.2 0.9 0.8 0.8
Jul-08 4,595.4 2.8 1.7 2.3 2.3 2.0 2.9 3.6 1.2 1.1
Ago-08 4,546.6 0.9 1.6 2.1 1.7 1.9 2.7 -1.0 0.9 1.0
Sep-08 4,558.8 3.3 1.8 2.2 2.4 2.0 2.5 4.0 1.3 1.3
Oct-08 4,682.5 3.1 1.9 2.2 3.0 2.1 2.5 3.3 1.5 1.6
Nov-08 4,459.5 0.1 1.8 1.9 0.4 1.9 2.0 -0.6 1.3 1.4
Dic-08 4,583.5 0.8 1.7 1.7 2.3 2.0 2.0 -2.3 1.0 1.0
Ene-09 4,464.7 1.0 1.0 1.6 2.4 2.4 2.0 -2.0 -2.0 0.5
Feb-09 4,177.2 0.3 0.6 1.4 1.5 1.9 2.0 -2.3 -2.2 0.0
Mar-09 4,560.1 4.5 1.9 2.0 3.1 2.3 2.3 7.2 0.8 1.4
Abr-09 4,406.1 -1.4 1.1 1.5 0.1 1.8 1.8 -4.7 -0.6 0.5
(1) Crecimiento mensual con respecto al mismo mes del año anterior.
(2) Con respecto al acumulado del año.
(3) Con respecto a los últimos 12 meses.
(4) El crecimiento de la Demanda Regulada y No Regulada se ve afectado por el paso de Usuarios Regulados a No Regulados
Durante abril de 2009 , la demanda Regulada y la No Regulada se incrementaron en un 0.1% y un -4.7%, respectivamente, al compararlas con abril de 2008. El crecimiento de la demanda No Regulada se compone de -6.6% que corresponde al crecimiento real de la demanda no regulada, un 3.4% a ingreso de nuevos usuarios no regulados y un -1.5% a cambio de usuarios no regulados a regulados.
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DEMANDA NO REGULADA Clasificación CIIU
a abril de 2009
MWh/día
Actividad Abr-2008 Abr-2009 Incremento
Industrias manufactureras 23,141.8 19,942.9 -13.8 %
Explotación de minas y canteras 8,360.4 9,153.8 9.5 %
Servicios sociales, comunales y personales 6,506.9 6,385.8 -1.9 %
Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 3,675.4 3,742.4 1.8 %
Electricidad, gas de ciudad y agua 2,793.8 2,857.2 2.3 %
Transporte, almacenamiento y comunicación 1,352.2 1,408.9 4.2 %
Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 1,172.2 1,219.7 4.0 %
Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas
980.4 1,003.6 2.4 %
Construcción 164.9 190.1 15.3 %
Total 48,148.1 45,904.3 -4.7 %
Nota: Los crecimientos incluyen los nuevos usuarios no regulados.
La clasificación CIIU corresponde a la nueva versión del DANE 3 A.C.
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DEMANDA POR OPERADOR DE RED Y COMERCIALIZADOR
a abril de 2009
La demanda comercial(*) para abril de 2009 fue de 4,497.7 GWh, de los cuales el 85.5% fuedistribuida por 13 operadores de red y el 69% de la misma fue representada por los comercializadores incumbentes (distribuidor – comercializador) respectivos, exceptuando lasfronteras conectadas al STN.
(*) No incluye consumos propios ni servicios auxiliares
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DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA POR REGION GEOGRÁFICA
Demanda Comercial(*) por regióngeográfica (GWh/mes)
Region Abr-2008 Abr-2009 Crecimiento (%)
Centro 1,172.2 1,133.5 -3.3
SurOccidente 1,055.3 1,015.0 -3.8
Costa Atlántica 864.6 881.2 1.9
Antioquia 691.2 661.8 -4.2
Nordeste 447.4 449.1 0.4
Carga STN y TIE 210.5 343.3 63.1
Chocó 13.5 13.9 3.3
Total 4,454.7 4,497.7 1.0
* No incluye consumos propios, servicios auxiliares y exportaciones a Venezuela.
Notas:
- Carga STN y TIE corresponde a cargas conectadas directamente al STN se destacan: Ecuador, Cerrejón, Cerromatoso, Ecopetrol en Banadia y Samoré, Occidental, Promipuertos y Triple A.
- Para obtener la demanda por región se agrupa la demanda real de los operadores de red
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DEMANDA NO ATENDIDA a abril 2009
En abril de 2009, la demanda no atendida fue de 2.3 GWh, de la cual el 77.4 % correspondió a causas no programadas.
FECHACausas
ProgramadasGWh
Causas No Programadas
GWh
Limitación de suministro
GWh
Total GWh
Abr - 08 0.6 2.9 0.0 3.5
May - 08 0.5 4.8 0.0 5.2
Jun - 08 0.3 2.6 0.0 2.9
Jul - 08 1.2 3.8 0.0 5.0
Ago - 08 0.6 3.0 0.0 3.6
Sep - 08 1.1 3.0 0.0 4.1
Oct - 08 2.6 4.6 0.0 7.3
Nov - 08 1.0 2.6 0.0 3.6
Dic - 08 0.4 2.3 0.0 2.7
Ene - 09 1.6 1.9 0.0 3.4
Feb - 09 0.9 1.5 0.0 2.4
Mar - 09 0.9 2.1 0.0 3.0
Abr - 09 0.5 1.8 0.0 2.3
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DEMANDA DE POTENCIA a abril 2009
Fecha Demandamáxima
(MW)
Crecim. %
Abr - 08 8,638 1.4 %
May - 08 8,707 2.4 %
Jun - 08 8,541 1.5 %
Jul - 08 8,524 1.8 %
Ago - 08 8,540 1.4 %
Sep - 08 8,709 1.1 %
Oct - 08 8,763 -0.2 %
Nov - 08 8,800 -0.4 %
Dic - 08 9,079 -0.2 %
Ene - 09 8,493 0.2 %
Feb - 09 8,568 -1.3 %
Mar - 09 8,500 -0.3 %
Abr - 09 8,596 -0.5 %
La demanda máxima de potencia para abril de 2009 fue de 8,596 MW, se registró en el período 19 del día 15. El consumo de potencia presentó una variación de -0.5 % al compararlo con abril de 2008
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OFERTA DE ELECTRICIDAD
EMBALSES DEL SIN
Volumen Útil diario
Mar 09: 9,331 GWh
Abr 09: 9,026 GWh
A partir de julio de 1994 (Acuerdo CNO 294) se grafica el volumen útil diario
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VolumenUtil %
VACIO38.50
35.20
92.51
57.72
34.82
58.75
42.40
45.79
44.51
VACIO
VACIO18.57
VACIO
VACIO52.27
80.48
75.86
96.92
VACIO
VACIO52.17
18.48
42.89
VACIO
VACIO7.23
86.97
56.19
VACIO
58.86
Región/Embalse Volumen UtilGWh
ANTIOQUIAMIEL 1 74.99
MIRAFLORES 92.06
PENOL 3,788.95
PLAYAS 56.03
PORCE II 18.27
PUNCHINA 47.36
RIOGRANDE I I 157.50
SAN LORENZO 200.76
TRONERAS 27.17
Total ANTIOQUIA 4,463.09
CARIBEURRA1 29.97
Total CARIBE 29.97
CENTROAGREGADO EEB 2,324.44
BETANIA 118.55
MUNA 53.40
PRADO 44.02
Total CENTRO 2,540.40
ORIENTECHUZA 596.47
ESMERALDA 207.83
GUAVIO 910.16
Total ORIENTE 1,714.46
VALLEALTO ANCHICAYA 2.67
CALIMA 170.38
SALVAJINA 105.00
Total VALLE 278.05
Total -SIN- 9,025.98
RESERVAS POR REGIONES
abril de 2009
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VERTIMIENTOS POR REGIONES
abril de 2009 Región/Embalse Vertimientos GWhANTIOQUIA
MIEL 1 -
MIRAFLORES -
PENOL -
PLAYAS 0.02
PORCE II -
PUNCHINA -
RIOGRANDE I I -
SAN LORENZO -
TRONERAS -
Total ANTIOQUIA 0.02
CARIBE
URRA1 -
Total CARIBE -
CENTRO
AGREGADO EEB 69.73
BETANIA 17.99
MUNA -
PRADO -
Total CENTRO 87.72
ORIENTE
CHUZA -
ESMERALDA -
GUAVIO 0.19
Total ORIENTE 0.19
VALLE
ALTO ANCHICAYA
-
CALIMA -
SALVAJINA -
Total VALLE -
Total -SIN- 87.94
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HIDROLOGÍA EN EL SIN
Aportes reales al SIN respecto a la media histórica del mes.
Mar 09: 144.4%
Abr 09: 111.6%
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PRECIOS PROMEDIO HORARIOS BOLSA
Información preliminar de mayo de 2009
- En abril de 2009, de los promedios horarios, el máximo fue de 129.55 $/kWh en el período 20, mientrasque el mínimo fue de 77.81 $/kWh, en el período 4
- Del 1 al 15 de mayo, el precio promedio horario de Bolsa en versión TX2, presenta una diferencia en 14.59 $/kWh con respecto a abril de 2009
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PRECIO PROMEDIO PONDERADO DIARIO DE BOLSA PRECIO DE BOLSA HORARIO MÁXIMOS Y MÍNIMOS
Información preliminar de mayo de 2009
- En abril de 2009, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 21 con un valor de 193.6 $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 6 con un valor de 67.15 $/kWh (periodo 4).
- El precio de escasez para el mes de abril de 2009 fue de 250.33 $/kWh, el precio estimado de escasez a 13 de mayo es de 228.67 $/kWh.
23
PRECIO PROMEDIO DIARIO BOLSA Información preliminar de mayo de 2009
El precio promedio de Bolsa en abril de 2009 fue de 89.42 $/kWh, presentó un mínimo de 73.51 $/kWh, el día10, y un máximo de 120.85 $/kWh, el día 28. Para lo corrido de mayo de 2009, hasta el día 10, el preciopromedio de Bolsa se ubica en 104.44 $/kWh.
24
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE BOLSA
El valor de la energía en Bolsa para abril, descontando CERE + FAZNI (33.80 $/kWh ), fue de 55.62 $/kWh, con una diferencia al valor de marzo de -16.75 $/kWh.
25
PRECIOS PROMEDIO HORARIOS EN CONTRATOS
En abril de 2009, los precios promedios horarios de contratos fluctuaron entre 103.06 $/kWh y 109.73 $/kWh para un promedio de 105.86 $/kWh.
26
PRECIO PROMEDIO DIARIO DE CONTRATOS
Durante abril de 2009, el precio promedio diario de contratos osciló entre 104.40 $/kWh y 107.80 $/kWh, con un promedio diario de 106.06 $/kWh. Con respecto a marzo presentó una diferencia de -1.06 $/kWh. Para lo corrido de mayo, hasta el día 10, el promedio es de 104.34 $/kWh.
27
PRECIOS MEDIOS DE BOLSA Y CONTRATOS
En abril de 2009, el precio promedio de Bolsa y el precio promedio de Contratos presentaron una diferencia porcentualde -18.49% y -1.01% respectivamente, al compararlos con marzo de 2009.
Mes Contratos BolsaAbr - 08 87.82 103.75
May - 08 86.52 97.27
Jun - 08 87.27 76.88
Jul - 08 87.29 63.23
Ago - 08 87.46 74.34
Sep - 08 89.52 81.88
Oct - 08 90.93 84.48
Nov - 08 91.40 87.20
Dic - 08 95.34 106.07
Ene - 09 105.31 133.97
Feb - 09 107.15 123.73
Mar - 09 107.12 109.71
Abr - 09 106.04 89.42
Precios Corrientes
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PRECIOS PROMEDIOS DE CONTRATOS POR MERCADO DE DESTINO
El precio promedio ponderado de contratos para el mercado regulado, definido como Mc, parael mes de abril de 2009 fue 117.67 $/kWh, por su parte, para el mercado no regulado fue 90.96 $/kWh.
Nota: La información de contratos con destino al Mercado No Regulado contiene contratos registrados para atender tantoMercado No Regulado como intermediación.
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ENERGÍA EN CONTRATOS POR MERCADO DE DESTINO
abril de 2009
Contratos Mercado Regulado: 57.2%
Contratos Mercado No Regulado: 42.8%
Por mercado destino la energía de Contratos para el mes de abril de 2009 fue de 2,484.4 GWhpara el Mercado Regulado y de 1,859.3 GWh para el Mercado No Regulado.
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VOLATILIDAD DIARIA DEL PRECIO DE BOLSA CALCULADA PARA LOS ÚLTIMOS 30 DÍAS
La volatilidad diaria promedio del precio de Bolsa en abril de 2009 presentó una diferencia de 0.2 puntos con respecto al valor de marzo de 2009, con promedio de 9.3%.
La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de la distribución de los rendimientos [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de bolsa promediodiario con horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.
Información preliminar de mayo de 2009
31
VOLATILIDAD DIARIA DEL PRECIO DE CONTRATOS CALCULADA PARA LOS ÚLTIMOS 30 DÍAS
Por su parte, la volatilidad diaria promedio del precio promedio de los Contratos despachados en abril de 2009 presento una diferencia de -0.1 puntos con respecto a la del mes de marzo de 2009, ubicándoseen 0.5%.
La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de la distribución de los rendimientos [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de contratospromedio diario con horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.
Información preliminar de mayo de 2009
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PORCENTAJE DE LA DEMANDA DESPACHADA EN CONTRATOS
Año registro Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-091997 7% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 5% 6% 6% 5%
1998 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
1999 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%
2002 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
2003 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
2004 7% 6% 6% 6% 2% 1% -1% 1% 1% 1% 0% 1% 0%
2005 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 1% 1% 1% 1%
2006 19% 15% 15% 14% 15% 15% 16% 15% 13% 1% 1% 1% 1%
2007 53% 56% 53% 54% 52% 53% 54% 53% 50% 17% 18% 17% 16%
2008 11% 13% 16% 17% 21% 22% 22% 22% 28% 71% 67% 67% 66%
2009 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 2% 6% 6% 8%
33
NÚMERO DE CONTRATOS DESPACHADOS
año registro Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-091997 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1998 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1999 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1
2002 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
2003 1 1 1 1
2004 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2
2005 8 8 8 8 8 8 8 8 8 5 5 5 5
2006 56 46 49 46 46 46 47 45 46 7 7 7 7
2007 160 162 163 160 156 159 155 154 146 43 44 43 42
2008 49 64 74 78 84 86 85 91 83 218 211 210 207
2009 18 26 42 61
Tota 283 290 304 302 303 307 303 306 291 298 300 313 329
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TARIFA PROMEDIO $/kWh DE CONTRATOS
Año Registro\Tipo 04/2008 05/2008 06/2008 07/2008 08/2008 09/2008 10/2008 11/2008 12/2008 01/2009 02/2009 03/2009 04/2009
1997 No Regulado 78.75 79.26 80.53 81.36 81.09 82.47 84.08 84.06 83.39 82.17 83.65 83.90 83.92
1998 No Regulado 0.00 130.87 106.59 112.39 162.13 166.05 214.91 147.84 201.17 139.37 158.31 0.00 103.58
1999 No Regulado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Regulado 59.57 59.95 60.47 60.76 60.56 60.45 60.66 60.64 60.16 59.29 59.78 59.97 59.98
2002 No Regulado 76.40 75.57 74.81 74.31 75.02 76.86 78.42 78.79 80.05 114.45 107.70 98.49 85.79
2003 No Regulado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Regulado 128.13 113.18 94.80 81.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
2004 No Regulado 33.53 33.51 36.25 34.64 44.85 101.92 103.92 103.89 103.06 101.56 103.38 103.70 103.72
2005 No Regulado 79.62 79.69 78.47 77.06 78.39 80.32 81.72 81.88 82.26 82.09 82.73 82.35 77.81
2006 No Regulado 84.16 84.71 86.40 87.46 87.03 88.39 90.16 90.05 89.56 84.00 85.51 85.77 85.78
Regulado 90.36 91.92 92.61 96.23 95.92 94.73 96.42 96.67 98.64
2007 No Regulado 91.71 88.58 88.45 87.48 88.12 90.10 91.27 91.31 94.86 97.90 98.31 96.83 94.75
Regulado 89.39 86.86 87.58 88.53 88.40 89.71 91.17 91.35 95.66 121.03 120.46 115.01 107.93
2008 No Regulado 99.36 99.10 96.43 94.43 81.84 80.65 81.63 83.00 84.62 77.18 81.24 79.46 74.58
Regulado 99.31 95.72 97.60 98.19 98.76 100.33 101.41 102.18 106.03 115.31 116.95 115.69 114.98
2009 No Regulado 108.91 111.89 113.00 111.56
Regulado 117.13 119.00 119.32 118.96
* Precios corrientes
35
TRANSACCIONES EN EL MERCADO MAYORISTA COMO PORCENTAJE DE LA DEMANDA COMERCIAL
En abril de 2009, el porcentaje de las transacciones realizadas en Contratos con respecto a marzo de 2009, presentóuna diferencia de 4 puntos y el porcentaje de las transacciones realizadas en Bolsa presentó una diferencia de 1 puntos ( 107.9% en Contratos y 37.4 % en Bolsa).
- Las transacciones totales superaron a la demanda en 45.3%.
Nota: La Demanda Total o Comercial considera la demanda propia de cada comercializador (incluyendo las exportaciones a Ecuador en CENACE) más la participación en las pérdidas del STN y los consumos propios de los generadores. No considera la demanda no atendida.
36
PORCENTAJE DE LA DEMANDA COMERCIAL CONTRATADA
Nota: La información del porcentaje de demanda contratada para el período abril de 2009 a diciembre de 2011, corresponde al informe trimestral en aplicación del parágrafo 1 del artículo 3 de la resolución CREG 135 de 1997, el cual se encuentra publicado en la página de XM www.xm.com.co.
37
EVOLUCIÓN HISTÓRICA TRANSACCIONES MEM INCLUYE BOLSA, STN Y STR
Durante abril de 2009 las transacciones con mayores cambios respecto al mismo mes del año anterior fueron Rentas de Congestión y Restricciones
Transacciones SIC Millones $Concepto Abr-2008 Abr-2009 Incremento
Contratos 399,655 517,578 29.5 %
Compra en Bolsa 145,865 151,249 3.7 %
Valor a distribuir CxC 106,713 139,184 30.4 %
Restricciones 23,398 32,142 37.4 %
RC-AGC 9,776 11,710 19.8 %
Rentas de Congestión 79 7,202 9,036.0 %
Servicios CND-SIC 4,475 5,298 18.4 %
Compras en Desviación 241 269 11.8 %
Transacciones LAC Millones $Concepto Abr-2008 Abr-2009 Incremento
Cargo por uso STR (Factura)
66,837 69,607 4.1 %
Cargo por uso STN (Factura)
89,906 99,428 10.6 %
Fondos Abr-2008 Abr-2009 IncrementoPRONE 5,990 4,085 -31.81%
FAZNI 4,307 4,699 9.09%
FOES 61 5,471 8810.75%
FAER 5,133 5,600 9.09%
(Tabla con valores en pesos corrientes)
38
RESTRICCIONES
EVOLUCIÓN RESTRICCIONES DIARIAS
Información preliminar de mayo de 2009
(abril 1 - mayo 12 2009)
40
EVOLUCIÓN DEL COSTO DE LAS RESTRICCIONES MENSUALES A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES
Abril de 2009
$32,142 millones
41
COSTO DE RESTRICCIONES POR CAUSAS
Literal Res. CREG 063 de
2000Asignación
aGS solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR's y/oSDL's
bGS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN
cGS asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con lasmetas de calidad establecidas
dGS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad(VERPC)
e GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN
fGS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción estéasociada con una Importación de energía
gGS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía
hGS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP)
iGS originadas en modificaciones al programa de generaciónsolicitadas por el CND durante la operación diferente a lasanteriores causas
jGS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente
kGS no asociada con las causas establecidas en los literalesanteriores
42
EVOLUCIÓN DEL COSTO UNITARIO DE LAS RECONCILIACIONES
43
RENTAS DE CONGESTIÓN Vs COSTO DE LAS RESTRICCIONES
Rentas de congestión para aliviar Restricciones (considera la destinación al FOES y porcentaje para pagos anticipados)
(*) Restricciones a cargo de los comercializadores en Colombia (Demanda doméstica)
Nota: Inicio TIE Colombia - Ecuador marzo de 2003
Inicio FOES Julio de 2003
Fecha Alivio porRentas
Congestión
Restricciones(*)
(Rentas/Rest) %
Abr-2008 16 23,265 0
May-2008 15 31,394 0
Jun-2008 98 26,267 0
Jul-2008 11 39,141 0
Ago-2008 574 39,901 1
Sep-2008 555 40,532 1
Oct-2008 659 34,533 2
Nov-2008 109 34,280 0
Dic-2008 640 26,722 2
Ene-2009 202 26,275 1
Feb-2009 200 15,389 1
Mar-2009 1,931 21,372 9
Abr-2009 684 31,211 2
44
COSTO UNITARIO A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES Y ALIVIO DE RENTAS DE CONGESTIÓN
- Durante abril de 2009 el valor unitario de las restricciones llegó a 7.13$/kWh, cifra que no tiene en cuentael beneficio de las rentas de congestión.
- El valor promedio de las restricciones, asignables a la demanda doméstica, fue de 6.98$/kWh duranteabril.
45
AGENTES Y USUARIOS DEL MERCADO
EVOLUCIÓN DEL REGISTRO DE FRONTERAS DE USUARIOS NO REGULADOS Y ALUMBRADO PÚBLICO
Abril de 2009 finalizó con 4,555 usuarios no regulados y 373 usuarios de alumbrado público, presentó unadiferencia de 43 y de 13 respectivamente, al compararlo con el mes anterior. Hasta el día 14 de mayo de 2009 las fronteras no reguladas y de alumbrado público registradas son 4,575 y 384, respectivamente.
47
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE USUARIOS NO REGULADOS POR DEPARTAMENTO
a abril 2009
La mayor concentración de usuarios no regulados en abril de 2009 se encontró en DISTRITO CAPITAL y ANTIOQUIA, representan el 37% del total del fronteras registradas en el país (4,919)
Incluye zonas francas y alumbrado público
48
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE USUARIOS NO REGULADOS POR DEPARTAMENTO
a abril 2009
En abril la demanda de Usuarios No Regulados se ubicó en 1,377.1 GWh.
Incluye zonas francas y alumbrado público
49
DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA
abril
Por empresa,EEPPM y EMGESA SA poseen el 37% de las fronteras de UNR.
Incluye zonas francas y alumbrado público
50
DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA
abril
Incluye zonas francas y alumbrado público
51
EVOLUCIÓN DEL MERCADO REGULADO
Abril de 2009 finalizó con 3,889 fronteras reguladas registradas, lo que representó una diferencia de 31 fronteras con respecto al mes anterior .
52
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE FRONTERAS REGISTRADAS DE UR POR DEPARTAMENTOabril
La mayor concentración de fronteras de usuarios regulados en abril de 2009 se encontró en VALLE y ATLANTICO con el 44.5 %.
53
DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE FRONTERAS REGISTRADAS DE UR POR DEPARTAMENTOabril
La demanda acumulada de abril de 2009 para fronteras de Usuarios Regulados registrados se ubicó en 79.1 GWh.
54
DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA
abril
Por empresa, ENERGIA CONFIABLE y GENERCAUCA poseen el 38% de las fronteras de UR registradas(3,875).
55
DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA abril
56
EVOLUCIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
5757
RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADOR
En abril de 2009, Colombia exportó a Ecuador 119,010.6 MWh, lo que representó un total de US$ 9,385.514. Por su parte las exportaciones desde Ecuador representaron US$ 417,032. Las rentas de congestión para Colombia en este mes llegaron a US$ 2,989,560.
Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de
CongestiónAbr-08 12,349.1 11,711.4 920.8 656.9 43.4
May-08 5,049.2 5,761.8 410.4 576.7 43.9
Jun-08 23,415.8 5,334.1 1,537.2 316.3 275.8
Jul-08 5,946.4 1,465.3 421.6 88.9 30.4
Ago-08 68,569.3 377.4 5,427.2 28.8 1,591.1
Sep-08 78,439.9 230.0 5,920.4 14.0 1,384.2
Oct-08 70,260.6 1,144.1 4,945.4 37.4 1,523.8
Nov-08 29,023.3 590.6 1,654.5 27.9 243.0
Dic-08 117,308.2 294.7 7,566.3 26.1 1,484.7
Ene-09 99,728.5 591.7 8,145.8 28.6 478.1
Feb-09 74,447.3 5,107.8 8.5 414.5
Mar-09 178,247.0 14,705.8 66.3 4,130.0
Abr-09 119,010.6 9,385.5 417.0 2,989.6
Parcial 2009 471,433.4 37,344.9 520.4 8,012.0Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,908.4 2,309.4 7,417.1Total 2007 876,602.3 38,392.6 66,269.4 1,336.0 20,398.6Total 2006 1,608,628.9 1,070.4 127,104.5 50.0 56,865.0Total 2005 1,757,881.4 16,028.7 151,733.7 509.8 75,581.0Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,825.7Total 2003 1,129,263.5 67,202.7 80,307.7 2,476.0 44,347.7Total Historia 8,034,679.7 633,777.8 7,939.6 289,447.2
FechaEnergía (MWh) Valor (Miles de US$)
5858
RENTAS DE CONGESTIÓN
0
3,000
6,000
9,000
12,000
15,000
18,000
21,000
24,000
27,000
30,000
33,000
36,000
39,000
Mar-
03
May-0
3
Jul-03
Sep-0
3
Nov-0
3
Ene-0
4
Mar-
04
May-0
4
Jul-04
Sep-0
4
Nov-0
4
Ene-0
5
Mar-
05
May-0
5
Jul-05
Sep-0
5
Nov-0
5
Ene-0
6
Mar-
06
May-0
6
Jul-06
Sep-0
6
Nov-0
6
Ene-0
7
Mar-
07
May-0
7
Jul-07
Sep-0
7
Nov-0
7
Ene-0
8
Mar-
08
May-0
8
Jul-08
Sep-0
8
Nov-0
8
Ene-0
9
Mar-
09
.
Mill
ones $
de a
bril 2
009
Rentas de Congestión Totales
Rentas a la Demanda Internacional de TIE
Rentas de Congestión para cubrir restricciones
• En abril de 2009 las rentas de congestión alcanzaron $7,201.6 millones, estas fueron asignadas tanto a la
Demanda Doméstica Colombiana $6,838.6 millones como a la Demanda Internacional del Despacho Económico
Coordinado (Resolución CREG 060 de 2004) $363.0 millones.
• El 80% de las rentas de congestión asignables a la Demanda Doméstica Colombiana, se destinaron para
alimentar el Fondo de Energía Social –FOES– $5,470.9 millones y el restante 20% para cubrir restricciones
asignables a la demanda $1,367.7 millones.
59
INDICADORES
60
INDICADORES DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
a abril 2009
Con respecto a los indicadores que reflejan la calidad de la operación del SIN, en abril de 2009 La demandano atendida fue de 2.3GWh, un 34.7% menos que abril de 2008.
61
INDICADORES DE LA ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO
El índice de recaudo para el mes de abril de 2009 en la bolsa es de 100% y en STN es de 100%
La gestión realizada sobre la deuda permite quelos índices de recaudo sean superiores al 100%. Estos niveles de recaudo permiten un mayor desarrollo y consolidación del Mercado atrayendoinversionistas y por ende nuevas empresas al Sector.
62
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