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Sociedad Antioqueña de Ingenieros y Arquitectos- SAI
I Seminario de Centrales Hidroeléctricas
TRANSMISIÓN Y DESPACHO
Estructura Institucional de Sector Eléctrico Colombiano
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Cadena Productiva
Supervisión y Control
Estructura del Sector en Colombia Exclusivo Sector
Eléctrico Ambos Sectores Exclusivo Sector Gas
Dirección
Planeación
Regulación
Consejo y Comité
Control y Vigilancia
Operación y
Administración del
mercado
Coordinación
Gas - Electricidad
Unidad de Planeación
Minero Energética
Comisión de regulación
de Energía y gas
Superintendencia de
Servicios Públicos
Ministerio de Minas y
Energía
MinMinas
MinHacienda
DNP
Presidencia
Como Organismo
Consultor
Presidencia
Reparto ante
escasez
Acuerdos
vinculantes
Superintendencia de Industria y Comercio
Estructura del Mercado
5
DISTRIBUCIÓN [32]
Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes
COMERCIALIZACIÓN [49]
Monopolio del Servicio
Libre acceso a las redes
Cargos regulados
Competencia
Precios libremente acordados
Competencia en las ofertas de corto plazo
Importaciones de otros países (No TIE)
GENERACIÓN [18E, 90H, 32T]
Regulados
No regulados
Alumbrado Público
Exportaciones a otros países (No TIE)
CLIENTES
Centro Nacional de Despacho
OPERACIÓN DEL SISTEMA
ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO Monopolio del Servicio
Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN
Libre acceso a las redes y cargos regulados
TRANSMISIÓN [8]
Compra y venta de energía
Competencia
Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado
Mercados de Otros Países
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Responsabilidades
Operación Integrada recursos del SIN
Operación segura, confiable y económica
Planeación, coordinación, supervisión y control de SIN
Supervisión, coordinación y control (maniobras)
activos propios o delegados
Operación de sus plantas generadoras
Ejecución de maniobras
Planeación, supervisión, coordinación y control
activos propios o delegados
Frecuencia del SIN
Tensiones del STN
Coordinación Protecciones
del SIN
Calidad STN
Disponibilidad de activos
Coordinación Protecciones de
sus equipos
Cumplir despacho
Servicio Complementarios
Medidas suplementarias
Coordinación Protecciones
de sus equipos
Calidad servicio
STR’s, SDL’s
CENTRO NACIONAL DE DESPACHO
EMPRESAS DE TRANSPORTE Y CONEXIÓN STN
GENERADORES
OPERADORES DE RED
Obligaciones
Características Generales del SIN
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Características del sistema
ECUADOR
Caribe 1 VENEZUELA
Bogotá
Meta
Tolima
CQR
Cauca
Nariño
Antioquia
San
Carlos
CENS
B/manga
GCM
Bolivar
Atlantico
Cerro
Córdoba
Sucre
Valle
IMPORTACIÓN Hasta 215 MW
EXPORTACIÓN Hasta 535 MW
IMPORTACIÓN 205 MW
EXPORTACIÓN 336 MW
ECUADOR
VENEZUELA
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
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Nivel de tensión
Longitud Km
110 -115 kV 10,108.5
138 kV 15.5
220 - 230 kV 11,654.6
500 kV 2,646.3
Total 24,424.9
SUBESTACIONES
Nivel de tensión Cantidad
500 kV 12
220 - 230 kV 83
110 - 115 kV 286
66 kV 13
Total 394
LÍNEAS
SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL 230 Y 500 kV.
OCAÑA
LOS PALOS
TOLEDO
CUESTECITA
VALLEDUPAR
SAN MATEO
TASAJERO
OCCIDENTE
PLAYAS
ENVIGADO
ESMERALDA
CARTAGO
REVISIÓN 2009-01-26
RED A 500 kV PROPIEDAD DE ISA
RED A 230 kV PROPIEDAD DE ISA
RED A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS
ECUADOR
TUMACO
**
ALTO
ANCHICAYÁ
JAMONDINO
SALVAJINA
SAN BERNARDINO
**
OCÉANO
PERÚ
S.CARLOS
BALSILLAS
PARAISO
LA GUACA
BETANIA
LA
ENEA
ANCÓNSUR
LA MESA
YUMBO
ORIENTE
SAN FELIPE
S.MATEO
LA REFORMA
CIRCO GUAVIO
CHIVOR
PAIPA
NOROESTE
TORCA
ATLÁNTICO
LA TASAJERA
PANAMÁ
SANTA MARTA
SABANALARGA
GUADALUPE IV
BARBOSA
SALTO IV
JAGUAS
TEBSA
CHINÚ
COMUNEROS
2C
TERMOGUAJIRA
COPEY
FUNDACIÓN
BRASIL
VENEZUELACAÑO LIMÓN
SAMORÉ
BANADÍA
CUATRICENTENARIO
PACÍFICO
OCÉANO
URABÁ
JUANCHITO
URRÁ
BARRANCA
PRIMAVERA
LA SIERRA
MOCOA
T. CARTAGENA
PANCE
SUBESTACIÓN
MIRAFLORES
TERMOFLORES
BELÉN
BUCARAMANGA
CONVENCIONES
IBAGUÉ
EEB
PANAMERICANA
TULCÁN
TERNERA
LA VIRGINIA
PÁEZ
SOCHAGOTA
3C3CNUEVA BARRANQUILLA
138 kV
115 kV
LA HERMOSA
BELLO
1
C GUATIGUARÁ
CERROMATOSO
PURNIO
SANMARCOS
T. CANDELARIA
COROZO
PORCE II
TERMOCENTRO
MIEL I
BACATA
3C
BOLÍVAR
** LÍNEAS DE 230 kV, ENERGIZADAS A 115 kV
2C
A POMASQUI
115 kV
RED A 138 kV PROPIEDAD DE ISA
RED DE TENSIÓN INFERIOR A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS
ALTAMIRA
2C2C
GUATAPÉ
TUNAL
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C2C
2C
2C2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
2C
RED A 500 kV PROPIEDAD DE ISA FUTURA
RED A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS FUTURA
Caribe
Centro
Antioquia
Nordeste
Suroccidente
Transmisión
Interconexiones Internacionales
Ecuador
Colombia
Venezuela
Panamá
1
2
3
5
7
4
6
Operación
Futuros
Fuente:
Infraestructura existente
1 Cuestecitas – Cuatricentenario 230 kV
2 Tibú – La Fria 115 kV
3 San Mateo – Corozo 230 kV
4 Pto Carreño – Pto Páez 34.5 kV
5 Ipiales – Tulcan 138 kV
6 Jamondino – Pomasqui 230 kV
Proyectos futuros
7 Cerromatoso – Panamá II 495 kV (300 MW)
Transferencias
Ecuador
Importación Hasta 250 MW
Exportación Hasta 500 MW
Venezuela
Importación Hasta 205 MW
Exportación Hasta 336 MW
Sistema de Transmisión por agente
11
ISA70%
Transelca11%
EEB10%
EPM6%
EPSA2% ESSA
1%
Distasa0,13%
CENS0,06%
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Ingreso Regulado. (STN – STR)
Precio Tope. (SDL)
Metodologías Remuneración Transporte EE – aplicadas
en Colombia
Competencia por el “mercado”. Expansión
Metodologías Remuneración Transporte EE – aplicadas
en otros países
Tasa de retorno.
Derechos Financieros de Transmisión.
Empresa eficiente.
Convocatoria TipoValor de la
A/M (USD)
TN
Representante
UPME 01 - 99 A 5,801,607 ISA
UPME 02 - 99 A 1,958,676 ISA
UPME 03 - 03 M 40,920 EEB
UPME 04 - 03 M 21,073 EEB
UPME 01 - 04 M 5,600 EEB
UPME 01 - 03 A 15,854,740 ISA
UPME 02 - 03 A 28,370,515 ISA
UPME 01 - 05 A 4,224,959 EEB
UPME 01 - 07 A 456,800.01 ISA
UPME 01 - 08 A EPM
UPME 02 - 08 A 2,480,339 ISA
UPME 01 - 09 A 479,000 EEB
UPME 02 - 09 A 1,284,113 EEB
UPME 01 - 10 A 794,170 EEB
14 Convocatorias
Remuneración Transporte Energía Eléctrica
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Sistema Interconectado Nacional – SIN -
≥ 220 kV
Nivel 4
Niveles 1, 2 y 3
STN
STR Norte
STR Centro-Sur
ADD
ADD
ADD
ADD
Ingreso Regulado y Calidad. 9 TNs – 55Cs
Liquidación y facturación Cargos por Uso.
Admin inventario de activos TN
Contribuciones FAER - PRONE
Ingreso Regulado y Calidad. 24 ORs – 55Cs
Liquidación Cargos por Uso.
Admin inventario de activos OR
Precio techo, liquidación
Ingresos Reconocidos
Ingresos del Área de Distribución
Unificación de cargos. 26 OR
Índices de Calidad SDL 17 OR
SDL’s
57.5kV ≤ x < 220kV
Nivel 3: 30kV≤ x < 57.5kV
Nivel 2: 1kV ≤ x < 30kV
Nivel 1: x ≤ 1kV
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Conformación Áreas de Distribución. Niveles 1, 2 y 3 ADD Operador de Red
Oriente (5)
Codensa
Emp. de Energía de Cundinamarca
Emp. de Energía de Boyacá
Emp de Energía de Arauca
Elec del Huila
Centro (7)
Central Hidroeléctrica de Caldas
Centrales Eléctricas Norte de Santander
Elect. del Santander
Emp.de Energía de Pereira
Emp. de Energía del Quindío
Empresas Públicas de Medellín
Ruitoque
Occidente (7)
Emp.de Energía del Pacífico
Compañía de Electricidad de Tuluá
Empresas Municipales de Cartago
Emp.Municipales de Cali
Centrales Eléctricas del Cauca
Centrales Eléctricas de Nariño
Emp. Municipal de Energía Eléctrica
Sur (7)
Emp. Valle Sibundoy
Elec. Caquetá
Emp. Putumayo
Emp. Bajo Putumayo
Elec. Meta
Emp. Casanare
Emp. Guaviare
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Prospectivas en Transmisión
Redes
Inteligentes
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Redes Inteligentes
SMART
GRID
Eficiencia
Energética
Política de
Precios
Reducción de
Carga Pico
Automatización
en Distribución
Medición
“Smart”
Nuevas Técnicas
de Control y
Comunicación
Nuevas Técnicas
de Control y
Comunicación
INFRAESTRUCTURA AVANZADA DE MEDICIÓN DE
ENERGÍA
Nuevas Técnicas de Control y
Comunicación
1. Sensores “Smart” localizados en los consumidores
2. Comunicaciones bidireccionales
3. Control maestro para medición horaria de energía
Despacho Programado
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Operación y administración del Mercado
REGISTRO PLANEACIÓN PROGRAMACIÓN
COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL
ASIC, LAC GESTIÓN FINANCIERA
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Corto Plazo - Programación semanal de la operación
ANÁLISIS
SEMANA S +1
Lunes Martes Jueves Miércoles Viernes
Embalses y ríos
Límites operativos
Mantenimientos y Escenarios de red
Señales de reserva
Consumo estimado de combustibles
Intercambios internacionales
Recomendaciones especiales
Coordinación de Protecciones
Coordinación desconexión equipos
generación y transmisión
Pronóstico de demanda del SIN
Pronóstico semanal de la demanda del SIN
Análisis semanal Corto Plazo
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0:0
0:0
0
1:0
0:0
0
2:0
0:0
0
3:0
0:0
0
4:0
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0
5:0
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0
6:0
0:0
0
7:0
0:0
0
8:0
0:0
0
9:0
0:0
0
10:0
0:0
0
11:0
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0
12:0
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0
13:0
0:0
0
14:0
0:0
0
15:0
0:0
0
16:0
0:0
0
17:0
0:0
0
18:0
0:0
0
19:0
0:0
0
20:0
0:0
0
21:0
0:0
0
22:0
0:0
0
23:0
0:0
0
MW
Tiempo
Curva Característica Para Cada Día de la Semana
Lunes (festivo) Martes Miercoles
Jueves Viernes Sábado
Domingo
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Despacho económico
Programa diario de los recursos de generación del Sistema Interconectado
Nacional para atender la demanda, con calidad, seguridad, confiabilidad y
economía.
Martes Jueves Miércoles Viernes
PROGRAMACIÓN DIARIA
Día k+1
Sábado Domingo Lunes
Dia Actual Día Despacho
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Horarios para el Despacho
09:00
13:00
13:35
14:15
14:45
Publicar Despacho
TIE
Publicación
de ofertas
Ofertas TIE
Programa Importación
TIE Inicial
Programa Importación TIE Final
15:05
Publicar Despacho
Coordinado incluye
Venezuela
Recepción de ofertas
08:00
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RECEPCIÓN
SOLICITUD
08:00
PERÍODO 8
PERÍODO DE
EJECUCIÓN
06:00 05:30 07:00 06:30
CND
INFORMA EL
REDESPACHO
Su objetivo es modificar el Despacho Económico para atender las variaciones
más recientes en la operación del sistema, tales como entrada y/o salida de
unidades de generación, mantenimientos no programados, disparos de líneas,...
Muy Corto Plazo - Redespacho
24
RE
ST
RIC
CIO
NE
S
Restricciones en un sistema eléctrico
Límites de
importación
Límites de
exportación
“Cortes”
Número de
unidades
generación
Capacidad de la
infraestructura
Criterios de
seguridad del
Sistema SIS
TE
MA
EL
ÈC
TR
ICO
CO
NS
IDE
RA
CIO
NE
S
Contingencias “CAOP”: (n-2) y/o subestaciones estrategicas
Contingencias sencillas: (n-1)
Generación
Demanda
Topología
Eléctricas
Operativas
Máxima carga
permitida
equipos
Regulación de
tensiones y
estabilidad
IMP
LIC
AC
ION
ES
EL
ÉC
TR
ICA
S
9.9977.9785.9583.9391.919-0.100 [s]
120.00
80.00
40.00
0.00
-40.00
-80.00
Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in MW
Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in MW
Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in MW
0.002 s14.954 MW
0.547 s111.388 MW
0.736 s-28.071 MW
CON RAG BETANIA
SIN RAG BETANIA
SIN RAG; CON EXPANSION
9.9977.9785.9583.9391.919-0.100 [s]
30.00
20.00
10.00
0.00
-10.00
-20.00
Betania 1-3: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
Betania 1-3: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
Betania 1-3: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg
SIN RAG BETANIA
CON RAG BETANIA
SIN RAG; CON EXPANSION
9.9977.9785.9583.9391.919-0.100 [s]
700.00
600.00
500.00
400.00
300.00
200.00
Betania 1-3: Active Pow er in MW
Betania 1-3: Active Pow er in MW
Betania 1-3: Active Pow er in MW
SIN RAG BETANIA
CON RAG BETANIA
0.105 s453.135 MW
0.525 s608.171 MW
-0.030 s358.612 MW
9.846 s361.649 MW
SIN RAG; CON EXPANSION
DIg
SIL
EN
T
25
Reforzar los sistemas de transmisión y
distribución
Soluciones, entre otra son…
Colocar Generaciones Mínimas de
seguridad
Restringir generaciones máximas
Instalar esquemas suplementarios de
generación y/o carga
1
2
3
4
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Coordinación de la Operación del SIN
Análisis, Supervisión y
Control en Tiempo Real
Restablecer el sistema
Controlar Frecuencia y
Voltaje
Coordinar y Controlar
Maniobras
Análisis Eléctrico y
Energético del
Redespacho Análisis de Estabilidad
Análisis de Contingencias
Redespacho
Análisis Información
Operativa Requerimientos
Demandas No Atendidas
Reportes RVEM y HEROPE
OPESIN
Índices de Activos
Aseguramiento de la
Operación Incorporación Tecnológica
Entrenamiento
Realizar análisis Post operativo
Plan de Continuidad
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Seguimiento a la generación
Intercambios Internacionales
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Intercambios de energía importación/exportación
Exportación Importación Exportación Importación
Parcial 2012 90.8 6.2 6.5 0.2
Total 2011 1,294.6 8.2 93.0 0.2
Total 2010 797.7 9.7 73.8 0.6
Total 2009 1,076.7 20.8 107.8 1.1
Total 2008 509.8 37.5 35.9 2.3
Total 2007 876.6 38.4 66.3 1.3
Total 2006 1,608.6 1.1 127.1 0.0
Total 2005 1,757.9 16.0 151.7 0.5
Total 2004 1,681.1 35.0 135.1 0.7
Total 2003 1,144.5 67.2 80.3 2.3
Total Historia 10,838.3 240.1 877.5 9.4
Fecha
Energía (GWh) Valor (Millones de US$)
Exportaciones de electricidad desde Colombia
Resultado correspondiente a: • Acople de Mercados de corto plazo entre Ecuador y Colombia • Contratos bilaterales entre Venezuela y Colombia
Importaciones de electricidad de Colombia
Resultado correspondiente a: • Acople de Mercados de corto plazo entre Ecuador y Colombia • Contratos bilaterales entre Venezuela y Colombia
Administración del Mercado de Energía Mayorista
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Proceso comercial - Liquidación de energía
Demanda Comercial
Energía en Bolsa
Energía en Contratos
Medidas Agentes
Cobertura en Contratos
Prioridad en contratos: Pague lo contratado Pague lo demandado
Para la liquidación
se diferencia la
bolsa nacional de la
internacional
Contratos
Largo
Plazo
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Proceso comercial - Facturación
Otros Cargos
Restricciones
AGC
Penalización por
Desviaciones
Cargo por
Confiabilidad + Facturación
Centralizada
Electrónica.
TIE - Impresa
Facturación
entre agentes
Todos los conceptos son
de liquidación HORARIA,
excepto el Cargo por
Confiabilidad, que es
DIARIA
Energía en Bolsa
Energía en Contratos
Bolsa de energía
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36
La Bolsa de Energía
Subasta:
Participación de la Oferta
(ofertas de precios – no de costos)
Sobre cerrado (diario, 8:00 AM)
Asignación parcial (en el margen)
Precio spot horario >= Precio de Oferta
Demanda precio aceptante (inelástica)
Descubrimiento de precio eficiente
O D
D
P Demanda
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Equilibrio oferta y demanda
• Ofertas diarias de precios y
declaración de disponibilidad
• Reflejan costos variables de
producción
• No incluyen costos de arranque y
parada
• Comercializadores de
electricidad
• Demanda pasiva en la
formación de precio
• Subasta de una sola punta
DEMANDA OFERTA
CARBON 7%
GAS 20%
COGENERADORES y MENORES
5%
COMBUSTOLEO y FUEL-OIL
5%
HIDRÁULICA 63%
0
2000
4000
6000
8000
H01
H02
H03
H04
H05
H06
H07
H08
H09
H10
H11
H12
H13
H14
H15
H16
H17
H18
H19
H20
H21
H22
H23
H24
ORDINARIOS
FIN DE SEMANA
Oferta
$/kWh
kWh
Demanda
Precio de bolsa
horario
MW
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Inicio del Mercado
kWh Disponibles
Generadores
Costo Unitario de
la Energía en $/kWh
CERE FAZNI
OTROS
COMPONENTES DE
LA OFERTA
OFERTA DEL GENERADOR
kWh
$
CR1
kWh
$
Techo de la Oferta
Piso de la Oferta
Comercializadores
Usuarios
Regulados
Usuarios
No
Regulados
1. No Ofertan Precio
2. Reportan los kWh Consumidos
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Los usuarios finales de
electricidad participan en el
Mercado de Energía por
intermedio del Comercializador
que los atiende.
Los costos competitivos de la
energía en el Mercado
Mayorista son reflejados en las
tarifas de los Usuarios.
Los usuarios tienen plena
libertad para seleccionar el
Comercializador que les
prestará el servicio.
BOLSA CONTRATOS
COMERCIALIZADOR
DEMANDA
REGULADA
DEMANDA
NO REGULADA
1. USUARIOS
FINALES
NO REGULADOS
2. ZONAS
FRANCAS
3. ALUMBRADO
PÚBLICO
4. EXPORTACIONES
INTERNACIONALES
4. USUARIOS
FINALES
REGULADOS
MERCADO
MAYORISTA
Usuarios
To
do
s lo
s d
ere
ch
os r
ese
rva
do
s p
ara
XM
S.A
. E
.S.P
.
El requerimiento de demanda para ser considerado usuario no regulado ha disminuido en el tiempo.
Demanda
(MW)
0.5
1.0
1.5
2.0
1997 1998 1996
0.1
2000 1999
0.5 MW ó
270 MWh/mes
0.1 MW ó
55 MWh/mes
Usuarios no Regulados
To
do
s lo
s d
ere
ch
os r
ese
rva
do
s p
ara
XM
S.A
. E
.S.P
.
41
Formación del Precio de Bolsa 41
Precio oferta
$/kWh
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
Demanda
Pago de la energía competitiva
a Precio de Bolsa
MPO
Nacional Margen del
generador
Demanda
Nacional
CEE (CERE) y FAZNI
MPO
Internacional
Demanda
Internacional
Cifras del mercado
To
do
s lo
s d
ere
ch
os r
ese
rva
do
s p
ara
XM
S.A
. E
.S.P
.
Escenarios actualizados por la
UPME en marzo de 2012
Escenarios actualizados por la
UPME en noviembre de 2011
Seguimiento demanda del SIN – Julio de 2012
Con Cerromatoso los
crecimiento fueron de 4.5%,
3.8% y 3.5% respectivamente.
To
do
s lo
s d
ere
ch
os r
ese
rva
do
s p
ara
XM
S.A
. E
.S.P
.
Demanda del Sistema Colombiano [MW]
La demanda promedio mes de 2011 fue 4,660.5 GWh
La demanda promedio mes de 2012 va en 4,853.5 GWh
Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009,
2010 y 2011
En el P19 del 21/11/2011 se presentó la demanda máxima con 9,295 MW.
Estado variables hídricas – Agosto 2012
46
Composición de la Generación del SIN
Tipo
Generación jul-11 jul-12
%
Crecimiento Hidráulica 3,819.9 3,922.1 2.7%
Térmica 702.1 889.4 26.7%
Menor 308.5 239.2 -22.5%
Cogenerador 30.3 30.5 0.8%
Total 4,860.7 5,081.1 4.5%
Generación mensual energía SIN (GWh)
47
Consumo de combustibles en el Sector Eléctrico
A
Precio de Bolsa y Contratos por tipo de Mercado Pesos constantes
Preliminar julio
* Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado.
Mes
Precio de
Bolsa
$/kWh
Precios
Mercado
Regulado
$/kWh
(Mc)
Precio
Contra tos
No
Regulados
$/kWh (*)
jul/2011 55.98 130.59 101.41
jun/2012 87.23 131.87 103.06
jul/2012 74.59 131.82 102.77
LINEA DE
TRANSMISIÓN DE 500
kV
GRACIAS