Informe Consolidado del Mercado - XM S.A. E.S.P. Mensual Anlisis del Mercado/00_Informe... · en...
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Informe Consolidado del Mercado
TXR - Marzo de 2010 Elaborado abril 10 de 2010
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2
Resumen general - marzo 2010
Mar-
2008Mar-
2009Abr-
2009May-
2009Jun-
2009Jul-
2009Ago-
2009Sep-
2009Oct-
2009Nov-
2009Dic-
2009Ene-
2010Feb-
2010Mar-
2010
GWH 4363.5 4560.1 4406.1 4586.6 4414.3 4653.4 4649.4 4681 4737.3 4607.6 4741.2 4576.9 4409.5 4890.1
Crec -3.3% 4.5% -1.4% 1.6% 0.8% 1.3% 2.3% 3.0% 1.2% 3.3% 3.4% 2.5% 5.6% 7.2%
-3.3%
4.5%
-1.4%
1.6%
0.8%1.3%
2.3%
3.0%
1.2%
3.3%
3.4%
2.5%
5.6%
7.2%
3,500
3,700
3,900
4,100
4,300
4,500
4,700
4,900
5,100
GW
h
Seguimiento Mensual – marzo 2010
•La demanda en marzo de 2010 creció el 7.24% al
compararla con marzo de 2009. Tasas de crecimiento
superiores al 7% no se presentaban desde abril de
2005.
•El acumulado del año (Ene-2010-Mar-2010) creció el
5.1% .
•El acumulado de los doce últimos meses (Abr-2009 a
Mar-2010) creció el 2.57%, valor superior al registrado
en 2009 (2.00%).
•El crecimiento de la demanda real (7.24%) se ubicó por
encima del escenario alto (6.4%) de la UPME.
•La demanda regulada en marzo de 2010 creció 6.7% al
compararla con marzo de 2009
•La demanda no regulada en marzo de 2010 creció
9.3% al compararla con marzo de 2009.
•La demanda de marzo de 2010 a nivel regional tuvo el
siguiente comportamiento
• Antioquia 4.9%
•Centro 3.5%
•Caribe 15.4%
•Valle 5.8%
•Oriente 7.3%
•CQR 2.1%
•THC 14.7%
•Sur 3.06%
•Chocó 5.8%
•Guaviare 5.3%
• Cargas STN 16.5%
• El número de fronteras registradas activas a marzo de 2010 son:
• No reguladas 4,502
• Reguladas 4,540
• Alumbrado público 404
• TOTAL 9,444
• La demanda máxima de potencia para marzo de 2010 fue de 9,100 MW
con un crecimiento del 7.1% al compararlo con marzo de 2009.
• En marzo de 2010, la demanda no atendida fue de 6.72 GWh y se
presentó limitación de suministro de 0.21GWh .
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3
Comportamiento de la demanda de energía del SIN - marzo 2010
Últimos doce meses - abril 2009 a mar 2010
Acumulado anual - (ene a mar de 2010)
Mar-2008
Mar-2009
Abr-2009May-2009
Jun-2009 Jul-2009 Ago-2009 Sep-2009 Oct-2009 Nov-2009 Dic-2009 Ene-2010 Feb-2010Mar-2010
GWH 53062 53975 53911 53984 54021 54079 54181 54318 54373 54521 54679 54791 55023 55353
Crec 2.8% 2.0% 1.4% 1.5% 1.4% 1.3% 1.4% 1.4% 1.3% 1.5% 1.8% 1.9% 2.3% 2.6%
2.8%
2.0%
1.4%1.5%
1.4% 1.3%
1.4%
1.4%1.3%
1.5%
1.8%1.9%
2.3%2.6%
3,000
13,000
23,000
33,000
43,000
53,000
63,000
GW
h
Feb-2008 Feb-2009Mar-2009
Abr-2009May-2009
Jun-2009 Jul-2009Ago-2009
Sep-2009 Oct-2009Nov-2009
Dic-2009 Ene-2010 Feb-2010
GWH 8733 8642 13202 17608 22195 26609 31262 35912 40593 45330 49938 4741 9318 8986
Crec 2.5% 0.6% 1.9% 1.0% 1.2% 1.1% 1.1% 1.3% 1.5% 1.4% 1.6% 1.8% 2.5% 4.1%
2.5%
0.6%
1.9%
1.0% 1.2% 1.1%
1.1%
1.3% 1.5% 1.4%
1.6%
1.8%
2.5%
4.1%
3,000
8,000
13,000
18,000
23,000
28,000
33,000
38,000
43,000
48,000
53,000
GW
h
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Seguimiento de la demanda del SIN con variables de interés - marzo 2010
Crecimiento Esperado UPME vs. Real Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía
Revisión UPME Marzo 2010
7.2%
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
8.0%
Bajo Medio Alto Real
Fecha Bajo Medio Alto Rea l
Nov-09 1.8% 2.4% 3.1% 3.3%
Dic-09 2.1% 2.8% 3.6% 3.4%
Ene-10 1.3% 2.2% 3.0% 2.5%
Feb-10 2.8% 3.8% 4.8% 5.6%
Mar-10 4.8% 5.6% 6.4% 7.2%
Próx
meses Bajo Medio Alto
Abr-10 4.0% 5.0% 5.9%
May-10 3.3% 4.3% 5.3%
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.
Trim 3 -2009 -0.3 Trim 3 -2009 2.2
Trim 4 -2009 2.9 Trim 4 -2009 2.6
Trim 1 -2010 5.1
PIB % Energía Eléctrica %
Crecimientos trimestrales Crecimiento Escenarios UPME
-8.0
-6.0
-4.0
-2.0
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
Mar
-95
Sep
-95
Mar
-96
Sep
-96
Mar
-97
Sep
-97
Mar
-98
Sep
-98
Mar
-99
Sep
-99
Mar
-00
Sep
-00
Mar
-01
Sep
-01
Mar
-02
Sep
-02
Mar
-03
Sep
-03
Mar
-04
Sep
-04
Mar
-05
Sep
-05
Mar
-06
Sep
-06
Mar
-07
Sep
-07
Mar
-08
Sep
-08
Mar
-09
Sep
-09
Mar
-10
PIB Demanda Electricidad
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5 Comportamiento de la demanda regulada y no regulada - marzo 2010
Con
su
mo
de
En
erg
ía
AC
TIV
IDA
DE
S E
CO
NÓ
MIC
AS
Me
rca
do
No R
eg
ula
do
Comportamiento de la demanda de energía en el mercado regulado, no regulado y por actividades económicas
Sistema Interconectado Nacional - SIN
Número de fronteras del mercado regulado, No Regulado y Alumbrado Público
Sistema Interconectado Nacional - SIN
Mercado Mar-09 Mar-10 Crec %
Regulado 3,089.7 3,295.8 6.7%
No Regulado 1,436.6 1,569.7 9.3%
Industrias manufactureras 639.5 670.6 4.9%
Explotación de minas y canteras 279.5 314.1 12.4%
Servicios sociales, comunales y personales 197.1 215.6 9.4%
Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 114.7 124.8 8.8%
Electricidad, gas de ciudad y agua 87.8 115.0 31.0%
Transporte, almacenamiento y comunicación 43.6 48.3 10.7%
Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 37.4 41.5 10.7%
Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas31.1 34.0 9.3%
Construcción 5.8 4.8 -16.6%
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
19
97
-Dic
19
98
-Dic
19
99
-Dic
20
00
-Dic
20
01
-Dic
20
02
-Dic
20
03
-Dic
20
04
-Dic
20
05
-Dic
20
06
-Dic
20
07
-Dic
20
08
-Dic
20
09
-Dic
20
10
-Mar
Nú
me
ro d
e F
ron
tera
s
No Regulado Regulados Alumbrado Publico
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6 Comportamiento de la demanda de energía por región y OR - marzo 2010
Comportamiento por Operadores de Red - OR
(*) Cargas STN, corresponden a cargas
conectadas directamente al STN y no tienen
asociado un OR. No incluyen Exportaciones
internacionales.
Comportamiento por región
* Cargas STN 233 271 16.53%
CQR 2.05%
Caldas(CHCD)
Quindío (EDQD)
Pereira(EEPD)
Valle 5.82%
Cali (EMID)
EPSA (EPSD)
Tuluá(CETD)
Cartago(CTGD)
Sur 3.06%
Nariño (CDND)
Cauca (CDLD)
Putumayo (EPTD)
Bajo Putumayo (EBPD )
Sibundoy (EVSD)
Municipal (EMED)
THC 14.72%
Tolima (CTSD)
Huila (HLAD)
Caquetá (CQTD)
Centro 3.46 %
Codensa (CDSC)
Cundi.(EECD)
Meta(EMSD)
Oriente 7.27%
Santander (ESSD)
N. Santander (CNSD)
Boyacá (EBSA)
Arauca (ENID)
Casanare (CASD)
Ruitoque (RTQD)
Antioquia (EPMD) 4.9%
Chocó (EDPD) 3.9%
Guaviare (EGVD) 5.29%
Caribe 15.44%
ElecCosta (ECAC)
ElecCaribe (EDCD)
Región Mar-09 Mar-10 Crec %
Centro 1190 1231 3.46%
Antioquia 687 720 4.90%
Caribe 857 989 15.44%
Va lle 529 560 5.82%
Oriente 449 482 7.27%
CQR 152 155 2.05%
T HC 167 191 14.72%
Sur 138 142 3.06%
Chocó 14 15 5.80%
Guavia re 4 4 5.29%
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7 Fronteras y Demanda por Departamento - marzo 2010
Información al 31 de marzo 2010
*Esta energía corresponde a las fronteras reguladas que no hacen parte del mercado incumbente del operador de red.
Departamento No. Fronteras Energía (GWh) No. FronterasEnergía Mcdo No
Incumbente* (GWh)
DISTRITO CAPITAL 910 233.07 744 25.19
ANTIOQUIA 870 245.32 420 10.55
VALLE 732 200.61 966 24.08
ATLANTICO 452 101.9 927 10.09
CUNDINAMARCA 291 116.13 124 3.4
BOLIVAR 240 90.64 12 0.69
BOYACA 145 83.32 93 1.79
NORTE DE SANTANDER 142 23.64 335 2.59
HUILA 127 19.55 3 0.07
SANTANDER 126 46.95 473 13.65
MAGDALENA 117 19.42 12 0.12
TOLIMA 102 31.17 57 1.41
CALDAS 94 30.34 10 0.26
CORDOBA 94 139.39 48 0.17
META 88 16.69 15 0.6
RISARALDA 82 16.23 46 1.17
CAUCA 71 28.38 57 1.07
CESAR 59 12.49 5 0.08
SUCRE 46 10.82 16 0.28
QUINDIO 41 4.46 2 0.02
CASANARE 24 1.85 14 0.35
NARINO 23 1.51 180 2.55
LA GUAJIRA 16 27.2 0 0
ARAUCA 7 66.07 2 0
CAQUETA 4 0.63 0 0
CHOCO 2 0.38 0 0
PUTUMAYO 1 0.83 0 0
Mercado No Regulado +
AlumbradoMercado Regulado
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8 Fronteras y Demanda por Comercializador - marzo 2010
Información al 31 de marzo 2010
*La energía del Mercado Regulado no
incumbente corresponde a las fronteras
que se registran con comercializadores
diferentes al comercializador del
operador de red en el que está ubicada
la frontera.
Comercializador No. Fronteras Energía (GWh) No. FronterasEnergía Mcdo No
Incumbente* (GWh)
Energía Regulada
Total (GWh)
EEPPM 1063 333.44 3 0.89 479.45
ENERCOSTA 786 162.18 0 0 0.00
EMGESA SA 735 219.53 0 0 0.00
EPSA(PACIFICO) 356 49.18 175 3.04 104.66
ISAGEN 251 323.02 0 0 0.00
EMCALI INTERVENIDA 188 70.13 13 0.5 207.62
DICEL 182 22.92 672 20.38 20.38
GENERCAUCA 135 25.06 791 18.03 18.03
ENERGIA EFICIENTE 127 1.27 0 0 0.00
CENS(N.SANTANDER) 127 18.18 220 0.32 96.20
ELECTROHUILA 116 10.64 0 0 51.58
EBSA (BOYACA) 97 3.61 0 0 54.07
ENERGIA CONFIABLE 87 10.34 926 9.59 9.59
EEC(CUNDINAMARCA) 76 21.11 0 0 52.72
ELECTRICARIBE 69 16.51 16 1.04 661.15
COMERCIALIZAR 65 54.65 0 0.09 0.09
CHEC(CALDAS) 63 7.19 4 0.43 82.58
EMSA(META) 58 8.32 0 0 59.30
ENERTOLIMA 52 8.28 0 0 77.02
FACELCO 50 4.83 164 5.83 5.83
ESSA(SANTANDER) 42 7.72 17 1.52 157.16
EEP(PEREIRA) 37 4.19 1 0.04 41.08
CETSA(TULUA) 27 4.05 1 0.18 12.81
ENERCA S.A. E.S.P. 17 0.57 0 0 23.30
EDEQ(QUINDIO) 15 0.97 0 0 33.95
GECELCA S.A. E.S.P 13 157.68 0 0 0.00
CEDENAR 12 0.71 0 0 60.87
ENERTOTAL 12 5.60 1221 28.83 28.83
TERMOTASAJERO 10 1.00 0 0 0.00
ENERGIA Y SERVICIOS 9 0.50 49 0.74 0.74
RUITOQUE E.S.P. 8 0.69 40 1.6 2.01
CES(SINU) 7 1.79 0 0 0.00
EMEE(POPAYAN) 6 1.03 0 0 0.10
CODENSA 2 10.90 0 0 732.98
CEDELCA INTERVENIDA 2 0.57 0 0 48.28
PEESA 1 0.00 0 0 0.00
EMCA 1 0.22 0 0 0.00
ELECTROCAQUETA 1 0.41 0 0 14.27
TRANSACCIONES 1 0.03 0 0 0.00
ASC 0 0.00 94 1.59 1.59
CENCOL 0 0.00 154 5.55 5.55
GENSA 0 0.00 0 0 0.35
PUTUMAYO 0 0.00 0 0 4.13
EMCARTAGO 0 0.00 0 0 12.45
ENERGISOCIAL 0 0.00 0 0 36.61
ENERGUAVIARE 0 0.00 0 0 3.74
BAJO PUTUMAYO 0 0.00 0 0 3.99
ENELAR (ARAUCA) 0 0.00 0 0 15.26
EMEVASI(SIBUNDOY) 0 0.00 0 0 0.98
EMSERPUCAR E.S.P. 0 0.00 0 0 0.43
DISPAC S.A. E.S.P. 0 0.00 0 0 14.99
ELECTRICARIBE MIPYME 0 0.00 0 0 59.74
Mercado No Regulado +
AlumbradoMercado Regulado
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Demanda de potencia y demanda no atendida SIN - marzo 2010
Demanda no atendida
En Marzo de 2010, la demanda no atendida fue de 6.72 GWh, de la cual el 43% correspondió a causas programadas, 54% a
causas no programadas y 3% a Limitación de suministro.
Demanda máxima de potencia
8200
8400
8600
8800
9000
9200
9400
Ene
-20
07
Mar
-20
07
May
-20
07
Jul-
20
07
Sep
-20
07
No
v-2
00
7
Ene
-20
08
Mar
-20
08
May
-20
08
Jul-
20
08
Sep
-20
08
No
v-2
00
8
Ene
-20
09
Mar
-20
09
May
-20
09
Jul-
20
09
Sep
-20
09
No
v-2
00
9
Ene
-20
10
Mar
-20
10
Demanda de Potencia
Fecha
Demanda
Maxima % Crec
Mar-2009 8500 -0.3%
Mar-2010 9100 7.1%
La demanda máxima de potencia para Marzo de
2010 fue de 9,100 MW, se registró en el período
20 del día 25. El pico de potencia en el SIN
presentó una variación de 7.1% al compararlo
con Marzo de 2009.
Fecha
Causas
Programadas
GWh
Causas No
Programadas
GWh
Limitación
de
Suministro
GWh
TOTAL
GWh
Mar-2009 0.95 2.08 - 3.03
Mar-2010 2.90 3.61 0.21 6.72
Informe de Oferta y Generación
Marzo 2010 Versión liquidación TXR
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Evolución Reservas del SIN
28-Feb-10 31-Mar-10
7,506.3 6,222.2
Volumen Util GWh
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
Jul-
04
Sep
-04
No
v-0
4
Ene
-05
Mar
-05
May
-05
Jul-
05
Sep
-05
No
v-0
5
Ene
-06
Mar
-06
May
-06
Jul-
06
Sep
-06
No
v-0
6
Ene
-07
Mar
-07
May
-07
Jul-
07
Sep
-07
No
v-0
7
Ene
-08
Mar
-08
May
-08
Jul-
08
Sep
-08
No
v-0
8
Ene
-09
Mar
-09
May
-09
Jul-
09
Sep
-09
No
v-0
9
Ene
-10
Mar
-10
GWh Evolución Embalse
40.33
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
%Útil
1991-1992 1997 - 1998 2003 - 2004 2005 - 2006 2007 - 2008 2009-2010
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12
Reservas SIN por Regiones a marzo 31 de 2010
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
Mar
-05
Jun
-05
Sep
-05
Dic
-05
Mar
-06
Jun
-06
Sep
-06
Dic
-06
Mar
-07
Jun
-07
Sep
-07
Dic
-07
Mar
-08
Jun
-08
Sep
-08
Dic
-08
Mar
-09
Jun
-09
Sep
-09
Dic
-09
Mar
-10
GWh
ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE
Nombre % GWh Nombre % GWh
MIEL I 21.8 50.1 CHUZA 32.4 370.9
MIRAFLORES 22.9 61.2 ESMERALDA 30.9 348.1
PENOL 59.6 2,454.8 GUAVIO 25.1 534.5
PLAYAS 79.4 78.4 total Oriente 28.5 1,253.5
PORCE II 80.3 42.0
PUNCHINA 15.4 12.5
RIOGRANDE2 11.3 42.1 ALTOANCHICAYA 7.0 2.6
SAN LORENZO 46.6 205.2 CALIMA1 52.3 106.4
TRONERAS 22.1 12.3 SALVAJINA 40.4 78.0
total Antioquia 51.7 2,958.7 total Valle 43.1 187.0
Total -SIN- 40.3 6,222.2URRA1 49.9 84.1
total Caribe 49.9 84.1
AGREGADO BOGOTA 36.3 1,613.5
BETANIA 65.9 94.0
MUNA 29.7 18.2
PRADO 22.1 13.1
total Centro 36.9 1,738.9
ANTIOQUIA
CARIBE
CENTRO
ORIENTE
VALLE
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
13
Vertimientos Por Regiones Región/Embalse Vertimiento en GWh
MIEL 1 0.0
MIRAFLORES 0.0
PENOL 0.0
PLAYAS 0.0
PORCE II 0.0
PUNCHINA 0.0
RIOGRANDE I I 0.0
SAN LORENZO 0.0
TRONERAS 0.0
total Antioquia 0.0
URRA1 0.0
Total Caribe 0.0
AGREGADO EEB 6.8
BETANIA 0.0
MUNA 0.0
PRADO 0.0
Total Centro 6.8
CHUZA 0.0
ESMERALDA 0.0
GUAVIO 0.0
Total Oriental 0.0
ALTO ANCHICAYA 0.0
CALIMA 0.0
SALVAJINA 0.0
Total Valle 0.0
Total SIN 6.8
ANTIOQUIA
CARIBE
CENTRO
ORIENTAL
VALLE
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Mar
-08
Ab
r-0
8
May
-08
Jun
-08
Jul-
08
Ago
-08
Sep
-08
Oct
-08
No
v-0
8
Dic
-08
Ene
-09
Feb
-09
Mar
-09
Ab
r-0
9
May
-09
Jun
-09
Jul-
09
Ago
-09
Sep
-09
Oct
-09
No
v-0
9
Dic
-09
Ene
-10
Feb
-10
Mar
-10
GWh
ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
14
Aportes Hidricos al SIN
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
Mar-
05
May-0
5
Jul-05
Sep
-05
No
v-0
5
Ene-0
6
Mar-
06
May-0
6
Jul-06
Sep
-06
No
v-0
6
Ene-0
7
Mar-
07
May-0
7
Jul-07
Sep
-07
No
v-0
7
Ene-0
8
Mar-
08
May-0
8
Jul-08
Sep
-08
No
v-0
8
Ene-0
9
Mar-
09
May-0
9
Jul-09
Sep
-09
No
v-0
9
Ene-1
0
Mar-
10
GWh
Real Crítico Histórico
Feb-10 57.5%
Mar-10 73.5%
Aportes al SIN frente a
promedios historicos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
15
Aportes hídricos comparados con año 97-98
0
50
100
150
200
2500
1-D
ic
07
-Dic
13
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19
-Dic
25
-Dic
31
-Dic
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-En
e
12
-En
e
18
-En
e
24
-En
e
30
-En
e
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-Fe
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11
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17
-Fe
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23
-Fe
b
01
-Ma
r
07
-Ma
r
13
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19
-Ma
r
25
-Ma
r
31
-Ma
r
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-Ab
r
12
-Ab
r
18
-Ab
r
24
-Ab
r
30
-Ab
r
06
-Ma
y
12
-Ma
y
18
-Ma
y
24
-Ma
y
30
-Ma
y
05
-Ju
n
11
-Ju
n
17
-Ju
n
23
-Ju
n
29
-Ju
n
%
Aportes % 09-10 Aportes % 97-98
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
01
-Ag
o
08
-Ag
o
15
-Ag
o
22
-Ag
o
29
-Ag
o
05
-Se
p
12
-Se
p
19
-Se
p
26
-Se
p
03
-Oct
10
-Oct
17
-Oct
24
-Oct
31
-Oct
07
-No
v
14
-No
v
21
-No
v
28
-No
v
05
-Dic
12
-Dic
19
-Dic
26
-Dic
02
-En
e
09
-En
e
16
-En
e
23
-En
e
30
-En
e
06
-Fe
b
13
-Fe
b
20
-Fe
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27
-Fe
b
06
-Ma
r
13
-Ma
r
20
-Ma
r
27
-Ma
r
03
-Ab
r
10
-Ab
r
17
-Ab
r
24
-Ab
r
Referencia IGE
Nivel ENFICC
Real 2009-2010
Escenario Referencia IGE
Nivel ENFICC Probabilístico
Escenario Referencia IGE
Nivel ENFICC Probabilístico
16
Índice General Energético – IGE al 31 de marzo
IGE = 21%
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17
Consumo de Combustibles en el Sector Eléctrico
0
100
200
300
400
500
600
700
800M
ar-
09
Ab
r-0
9
May-0
9
Ju
n-0
9
Ju
l-0
9
Ag
o-0
9
Se
p-0
9
Oct-
09
No
v-0
9
Dic
-09
En
e-1
0
Fe
b-1
0
Mar-
10
GB
TU
-d
ía
CARBON GAS LIQUIDOS
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18
Precios medios de Oferta por Tecnología
0
50
100
150
200
250
300
350
400
$/k
Wh
(C
orr
ien
tes
)
Precio de Bolsa Agua Carbón Gas
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19
Composición de la generación del SIN
Hidráulica 53.8%
Térmica 42.2%
Menor3.7%
Cogenerador0.4%
Mar-10
Hidráulica 79.2%
Térmica 15.3%
Menor5.4%
Cogenerador0.1%
Mar-09
Tipo
Generación Mar-09 Mar-10
%
Crecimiento Hidráulica 3,749.32 2,629.78 -29.9%
Térmica 722.34 2,060.79 185.3%
Menor 257.98 179.55 -30.4%
Cogenerador 4.83 17.71 267.0%
Total 4,734.47 4,887.83 3.2%
Generación mensual energía SIN (GWh)
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20
Generación promedio mes por tipo de combustible
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Mar
-09
Ab
r-0
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May
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Jun
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Ago
-09
Sep
-09
Oct
-09
No
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9
Dic
-09
Ene
-10
Feb
-10
Mar
-10
GW
h-d
ía
Térmica Costa GasFuel Interior Gas Independiente Carbon Interior Hidráulica HidroMenores
Informe de Precios y Transacciones del
Mercado
Marzo de 2010
Versión liquidación TXR
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22
Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado Pesos constantes de Marzo de 2010
Mes
Precio de
Bolsa
$/kwh
Precios
Mercado
Regulado
$/kWh (Mc)
Precio
Contra tos No
Regulados
$/kWh
Mar-2009 108.89 117.17 95.32
Feb-2010 198.80 121.92 102.80
Mar-2010 191.38 122.13 102.61
50
70
90
110
130
150
170
190
210
$/k
Wh
(c
on
sta
nte
s )
Precio de Bolsa Precio Mercado Regulado (MC) Precio Mercado No Regulado
Pesos de Marzo de 2010
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23
Precios de Bolsa promedio por hora
173
172
197 188
223
253
232
179
175
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
$/k
Wh
Periodo Horario
Ene-2010 Feb-2010 Mar-2010
En el Mes de Marzo de 2010, en promedio por hora, el periodo 20 presento valor máximo precio de bolsa
252.64$/kWh y el valor mínimo fue 171.02$/kWh en el periodo 3.
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24
Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y
Mínimos por día
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10
FECHA MINPRECIO PROMPRECIO PRECIOESCASEZ
En Marzo de 2010, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 13 con un valor de 341.68 $/kWh durante el
periodo 19 y el valor mínimo se presentó el día 22 con un valor de 32.89 $/kWh (periodo 0). Durante los días 3,4,16 se superó
el precio de escasez en la versión TXR de liquidación.
El precio de escasez para el mes de Marzo de 2010 fue de 332.86 $/kWh y para el mes de abril es 324.9 $/kWh
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25
Volatilidad del precio de bolsa diario
La volatilidad diaria promedio del precio de Bolsa en Marzo de 2010 fue de 13.42% , 0.9% más alta que la de febrero
de 2010.
Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de bolsa promedio diario con
horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.
0
5
10
15
20
25
30En
e-0
5
Mar
-05
May
-05
Jul-
05
Sep
-05
No
v-0
5
Ene
-06
Mar
-06
May
-06
Jul-
06
Sep
-06
No
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6
Ene
-07
Mar
-07
May
-07
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07
Sep
-07
No
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7
Ene
-08
Mar
-08
May
-08
Jul-
08
Sep
-08
No
v-0
8
Ene
-09
Mar
-09
May
-09
Jul-
09
Sep
-09
No
v-0
9
Ene
-10
Mar
-10
%
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26
Porcentaje y precios de contratos del mercado No Regulado Por año de registro
121.62
129.42
66.47
98.66
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
110.00
120.00
130.00
140.00
$/k
Wh
Mes de Despacho
Registrados en 2010
Registrados en 2009
Registrados en 2008
Registrados antes de 2008
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Mes de Despacho
Registrados en 2010
Registrados en 2009
Registrados en 2008
Registrados antes de 2008
Porcentaje de cantidades despachadas en Contratos No Regulados
Precio de Contratos No Regulados – pesos constantes mes de despacho
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27
Porcentaje y precios de contratos del mercado Regulado Por año de registro
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Mes de Despacho
Registrados en 2010
Registrados en 2009
Registrados en 2008
Registrados antes de 2008
127.18
121.95122.59
69.4665.00
75.00
85.00
95.00
105.00
115.00
125.00
135.00
145.00
$/k
Wh
Mes de Despacho
Registrados en 2010
Registrados en 2009
Registrados en 2008
Registrados antes de 2008
Porcentaje de cantidades despachadas en Contratos Regulados
Precio de Contratos Regulados – pesos constantes mes de despacho
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
28
Evolución Transacciones del Mercado Pesos constantes de marzo de 2010
$ 0
$ 200,000
$ 400,000
$ 600,000
$ 800,000
$ 1,000,000
$ 1,200,000
Ma
r-2
00
6
Ma
y-2
00
6
Ju
l-2
00
6
Se
p-2
00
6
No
v-2
00
6
En
e-2
00
7
Ma
r-2
00
7
Ma
y-2
00
7
Ju
l-2
00
7
Se
p-2
00
7
No
v-2
00
7
En
e-2
00
8
Ma
r-2
00
8
Ma
y-2
00
8
Ju
l-2
00
8
Se
p-2
00
8
No
v-2
00
8
En
e-2
00
9
Ma
r-2
00
9
Ma
y-2
00
9
Ju
l-2
00
9
Se
p-2
00
9
No
v-2
00
9
En
e-2
01
0
Ma
r-2
01
0
$ M
illo
nes (
Co
nsta
nte
s)
Compras en Bolsa Servicios CND-ASIC Rentas de CongestiónCompras en Desviación RespCom AGC Valor a Distribuir CXCRestricciones Contratos
56.95%20.67%
17.57%
2.39%1.32% 0.01% 0.04% 1.05%
Ma
r 2
00
9
55.29%29.00%
11.17%
2.35% 2.10% 0.01% 0.08% 0.00%
Ma
r 2
01
0
Transacciones SIC Millones $
Concepto Mar-09 Mar-10 Incremento
Contratos 524,685 590,874 12.6%
Compra en Bolsa 190,421 308,074 61.8%
Valor a distribuir CxC 161,842 118,658 -26.7%
Restricciones 22,911 28,633 25.0%
Resp Comercial AGC 12,147 22,367 84.1%
Servicios CND-SIC 5,517 6,352 15.1%
Compras en Desviación 336 849 152.7%
Rentas Congestión Col 9,638 0 -100.0%
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
29
Agentes Comercializadores Expuestos en Bolsa
21
GW
h
21
GW
h
20
GW
h
19
GW
h
18
GW
h
15
GW
h
7G
Wh
12
GW
h
8G
Wh
13
14
16
18
16
19
2222
28
0
5
10
15
20
25
30
0 GWh
5 GWh
10 GWh
15 GWh
20 GWh
25 GWh
Ene-2010 Feb-2010 Mar-2010
# d
e a
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 Marzo de 2010 hubo 16 agentes del mercado mayorista expuesto en bolsa en más del 75% los cuales representaron
compras en bolsa por 8 GWh-diarios.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
30
Demanda Contratada Proyectada a Junio 2013
0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00
Jul-
10
Sep
-10
No
v-1
0
Ene
-11
Mar
-11
May
-11
Jul-
11
Sep
-11
No
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1
Ene
-12
Mar
-12
May
-12
Jul-
12
Sep
-12
No
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2
Ene
-13
Mar
-13
May
-13
PORCENTAJE_CONTRATADO
PORCENTAJE_CONTRATADO
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Jul-
10
Sep
-10
No
v-1
0
Ene
-11
Mar
-11
May
-11
Jul-
11
Sep
-11
No
v-1
1
Ene
-12
Mar
-12
May
-12
Jul-
12
Sep
-12
No
v-1
2
Ene
-13
Mar
-13
May
-13
DEMANDAGW_DIA DEMANDA_CONTRATADA
FECHA
DEMANDAGW
_DIA DDANOCUBIERT A
PORCENT AJE_
CONT RAT ADO
DEMANDA_
CONT RAT A
2010-07-31 154.77 19.51 87% 135.26
2010-08-31 156.03 21.13 86% 134.90
2010-09-30 160.33 21.58 87% 138.75
2010-10-31 157.60 19.65 88% 137.95
2010-11-30 159.15 19.33 88% 139.82
2010-12-31 159.22 22.26 86% 136.96
2011-01-31 153.22 17.40 89% 135.81
2011-02-28 163.32 47.45 71% 115.87
2011-03-31 160.19 45.28 72% 114.92
2011-04-30 159.00 45.16 72% 113.83
2011-05-31 161.22 42.30 74% 118.92
2011-06-30 160.40 40.94 74% 119.46
2011-07-31 159.37 41.75 74% 117.62
2011-08-31 163.02 42.04 74% 120.98
2011-09-30 165.99 43.45 74% 122.53
2011-10-31 163.10 41.96 74% 121.14
2011-11-30 164.86 41.58 75% 123.28
2011-12-31 165.29 45.48 72% 119.81
2012-01-31 161.03 33.86 79% 127.17
2012-02-29 168.67 60.26 64% 108.41
2012-03-31 166.12 55.13 67% 110.99
2012-04-30 164.88 55.00 67% 109.88
2012-05-31 166.36 52.36 69% 113.99
2012-06-30 166.58 50.91 69% 115.68
2012-07-31 166.03 51.06 69% 114.97
2012-08-31 168.36 52.11 69% 116.25
2012-09-30 171.70 56.46 67% 115.25
2012-10-31 170.61 54.81 68% 115.80
2012-11-30 171.97 54.63 68% 117.34
2012-12-31 170.56 56.61 67% 113.95
2013-01-31 166.99 57.07 66% 109.92
2013-02-28 176.55 137.78 22% 38.77
2013-03-31 168.99 131.79 22% 37.20
2013-04-30 175.06 136.60 22% 38.46
2013-05-31 172.77 134.78 22% 37.98
2013-06-30 172.51 134.58 22% 37.93
La información del modelo se puede consultar en el portal de transacciones del mercado de la
página web de XM.
Informe de Restricciones
Marzo de 2010
Versión liquidación TXR
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
32 Evolución del Costo Unitario de Restricciones a
Marzo de 2010
-10
0
10
20
30
40
Oct-2009 Nov-2009 Dic-2009 Ene-2010 Feb-2010 Mar-2010
$/k
Wh
(Pe
sos
Co
rrie
nte
s)
Costo Unitario Diario Costo Unitario Mes
Datos hasta el 31 Mar
Mes
Demanda
Comercial
(GWh)
Valor
Restricciones
(Mill Pesos)
CU
Restricciones
($/kWh)
Mar-09 4,735.3 15,647.4 3.3
Feb-10 4,411.7 45,945.4 10.4
Mar-10 4,888.7 46,170.3 9.4
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33
Generación Fuera de Mérito a marzo de 2010
Datos hasta el 31 Mar
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
01
-Oct
08
-Oct
15
-Oct
22
-Oct
29
-Oct
05
-No
v
12
-No
v
19
-No
v
26
-No
v
03
-Dic
10
-Dic
17
-Dic
24
-Dic
31
-Dic
07
-En
e
14
-En
e
21
-En
e
28
-En
e
04
-Fe
b
11
-Fe
b
18
-Fe
b
25
-Fe
b
04
-Ma
r
11
-Ma
r
18
-Ma
r
25
-Ma
r
Gen F
uera
de m
érito
/Gen t
ota
l(%
)
Generación Fuera de Mérito
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
34
Generación fuera de mérito por regiones
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010
GWh
Restricciones Eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en STR's y/o SDL's en el Nivel IV de tensión
solicitada por un OR por restricciones o soporte de tensión en infraestructura con tensión de operación inferior al Nivel IV
Pruebas de disponibilidad programadas por el CND
Redespachos, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's
Importaciones de energía.
Estabilidad del STN
CAOP
Desviaciones positivas del programa de generacion
Exportaciones de energia TIE
Exportaciones de energía
Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN
Cumplimiento del criterio de confiabilidad
Asignación de restricciones en GWh-mes
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Po
rce
nta
je d
e a
sig
na
ció
n
Ma
rzo
de
20
10
26.7%
35.5%
1.9%
1.4%
24.9%
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
36
Conceptos asociados a restricciones en $/kWh
Las cantidades se encuentran expresadas en $/kWh dividiendo el total de los montos facturados entre la demanda comercial. En
costos se agrupan los conceptos que generan costo operativo al mercado y por recaudo los conceptos por los cuales se recaudan
estos montos.
Datos hasta el 31 Mar
27.98 29.41
14.75
10.75
13.41
13.95
12.4910.41
5.12
17.23 22.33
12.71
4.18
5.99
6.32
4.83
4.09
4.56
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Costos Ene-2010 Recaudo Ene-2010 Costos Feb-2010 Recaudo Feb-2010 Costos Mar-2010 Recaudo Mar-2010
$/kW
h
RECON_POS Serv_AGC Restricciones RECON_NEG Aumento_RNEG_X_AGC Resp_Com_AGC
Recomendación Restricción que alivia
La compensación capacitiva en la subestación Ternera a 66 kV es una obra prioritaria para la operación de la subárea Bolívar
Incrementa la máxima demanda atendible por los
trafos 220/66 kV en estado estacionario y alivia el límite de importación de la subárea bolívar
Complementar los esquemas suplementarios asociados a las líneas Cartagena – Chambacú – Zaragocilla – Ternera a 66 kV.
Minimiza la cantidad de demanda desatendida durante contingencias sencillas en la red a 66 kV.
Darle prioridad a las instalación de 75 MVAR compensación reactiva en la subárea sur, así como a la reconfiguración de las bahías del circuito Jamondino – Betania a 230 kV
Alivia la generación de seguridad en la planta Betania en escenarios de demanda mínima con
bajos intercambios con Ecuador. Estas acciones fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2008 (Documento XM CND 2008 147).
Operar normalmente abiertas las líneas Zaque – Catambuco y Popayán –
Riomayo a 115 kV. Se recomienda dejarlas energizadas desde un solo extremo. Incrementar la capacidad de los circuitos San Bernardino – Principal (Popayán) 1 y 2 a 115 kV
Mitiga el efecto de la contingencia en la línea Popayán - San Bernardino 2 a 115. Estas acciones
fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2009 (Documento XM CND 2009 119).
Recuperar la infraestructura a 115 kV de la subárea sur, y tenerla disponible para operar en escenarios de operación con red degradada o de CAOP. Entre esta infraestructura se destacan las bahías de línea en Santander 115 kV hacia Pance y hacia San Bernardino, y sus líneas asociadas. Minimizar la restricción de capacidad impuesta por transformadores de corriente en el circuito Santander - Cabaña (Páez) a 115 kV.
Incrementar la capacidad del circuito San Bernardino - Santander 2 115 a niveles por lo menos iguales a los del circuito 1.
Incrementa la confiabilidad de la demanda, en espacial en las subestaciones Santander 115 kV y Paez (Cabaña) 115 kV. Se minimiza la reducción en las transferencias hacia
Ecuador. Estas acciones fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2009 (Documento XM CND 2009 119).
Recomendaciones Mediano Plazo
Levantamiento y Mitigación de Restricciones
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Recomendación Restricción que alivia
Dar prioridad a la entrada en operación del nuevo transformador en la subestación Guatiguará 230/115 kV (Red de ESSA)
Incrementa la máxima demanda atendible por los
trafos 230/115 kV en estado estacionario. Estas acciones fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2009 (Documento XM CND 2009 119).
Analizar la posibilidad de aumentar la capacidad de sobrecarga del circuito Envigado – Guayabal a 110 kV
Disminuye la probabilidad de salidas de circuitos adicionales ante contingencias sencillas en el área Antioquia.
Implementar ESPS que minimicen el impacto que tienen algunas contingencias sobre las líneas que conectan la generación de las unidades de Termoflores con el SIN (220 y 110 kV) y las líneas TEBSA – Sabanalarga a 220 kV
Minimiza el atrapamiento de generación en la subárea Atlántico
Implementar ESPS que minimicen el impacto que tienen algunas contingencias sobre los trafos de TEBSA 220/110 kV
Minimiza la generación de seguridad en la subárea Atlántico
Recomendaciones Mediano Plazo
Levantamiento y Mitigación de Restricciones
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Recomendaciones Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones
IPOELP RecomendaciónCosto Inversión
[$/kWh]Año Entrada Estado Observaciones
2009-II ESPS RAG Barranquilla con entrada de Flores IV N/A 2011 Recomendado
2009-II ESPS DAC/RAG Transformación en Bello N/A 2011 Recomendado
2009-IICapacidad Sogamoso - Guatiguara 220 kV superior a
1000 A con entrada de HidrosogamosoN/A 2013 Recomendado
2009-II Proyecto Chivor - Norte Bogotá - Bacatá 230 kV $0.19 2012 Plan Preliminar
2009-IIAmpliación transformación 500/230 kV en Virginia y
San Marcos$0.09 2014 Recomendado
2009-IIProyecto San Felipe - Mirolindo - Betania 1 y 2 a 230
kV + Comp. Serie$0.21 2014 Recomendado
2009-IIProyecto Nueva Esperanza - Virginia - San Marcos
500 kV$0.56 2017 Recomendado
2009-IIInstalación de interruptores en los reactores de línea a
500 kV, saliendo de San CarlosN/A 2011 Recomendado
2009-IIConversión a Doble Interruptor de las S/E
Cerromatoso, Primavera y Virginia 500 kVN/A 2017 Recomendado
2009-I Proyecto Bello - Guayabal - Ancón 230 kV N/A 2012 Plan Preliminar Requiere definición regulatoria urgente
2009-I Segundo Circuito Bolívar - Cartagena 220 kV N/A 2019 Recomendado
2009-I Ampliación transformación en Bosque o ESPS N/A 2011 Recomendado
2009-IAmpliación transformación en Tebsa + refuerzo en
STR BarranquillaN/A 2010 Recomendado Es una recomendación reiterativa
2009-I Corrección Factor de Potencia en Santander N/A 2010 Recomendado Es una recomendación reiterativa
2009-I Proyecto Armenia 230/115 kV N/A 2011 En Convocatoria En fase de comentarios
2009-I Reactores en Área Sur 3x25 Mvar N/A 2010 En ConvocatoriaEn fase de comentarios
Requerimiento urgente en la red
2009-I Reactor de 25 Mvar con entrada de Quimbo N/A 2014 Plan 2009-2023
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Informe de Intercambios Internacionales
Marzo de 2010
Versión liquidación TXR
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En marzo de 2010, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 5.3 GWh, con una diferencia
de -97.0% con respecto al mismo mes del año anterior. No hubo exportaciones a Venezuela.
Fecha
Exportación
Ecuador
GWh
Exportación
Venezuela
GWh
Mar - 09 178.2 0.0
Abr - 09 119.0 0.0
May - 09 124.3 26.5
Jun - 09 66.0 35.9
Jul - 09 34.3 35.6
Ago - 09 100.2 37.1
Sep - 09 153.0 59.3
Oct - 09 53.1 26.5
Nov - 09 50.1 8.4
Dic - 09 24.4 0.0
Ene - 10 43.3 0.0
Feb - 10 4.8 0.0
Mar - 10 5.3 0.0
Exportaciones de electricidad
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Fecha Importación
Ecuador
GWh
Importación
Venezuela
GWh
Mar - 09 0.84 0.00
Abr - 09 4.56 0.00
May - 09 4.56 0.00
Jun - 09 3.22 0.00
Jul - 09 4.38 0.00
Ago - 09 1.53 0.00
Sep - 09 0.11 0.00
Oct - 09 0.09 0.00
Nov - 09 0.22 0.00
Dic - 09 0.53 0.00
Ene - 10 0.14 0.00
Feb - 10 1.19 0.00
Mar - 10 0.89 0.00
Durante marzo de 2010 Colombia importó desde Ecuador 890.1 MWh, lo que representó una
diferencia de 54.6 MWh frente a lo importado en el mismo mes del año anterior. No se importó
energía desde Venezuela.
Importaciones de electricidad
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43
PRECIOS EXPORTACIÓN LIQUIDACIÓN TIE
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
01-E
ne-0
8
21-E
ne-0
8
10-F
eb-0
8
01-M
ar-
08
21-M
ar-
08
10-A
br-
08
30-A
br-
08
20-M
ay-0
8
09-J
un-0
8
29-J
un-0
8
19-J
ul-08
08-A
go-0
8
28-A
go-0
8
17-S
ep-0
8
07-O
ct-
08
27-O
ct-
08
16-N
ov-0
8
06-D
ic-0
8
26-D
ic-0
8
15-E
ne-0
9
04-F
eb-0
9
24-F
eb-0
9
16-M
ar-
09
05-A
br-
09
25-A
br-
09
15-M
ay-0
9
04-J
un-0
9
24-J
un-0
9
14-J
ul-09
03-A
go-0
9
23-A
go-0
9
12-S
ep-0
9
02-O
ct-
09
22-O
ct-
09
11-N
ov-0
9
01-D
ic-0
9
21-D
ic-0
9
10-E
ne-1
0
30-E
ne-1
0
19-F
eb-1
0
11-M
ar-
10
31-M
ar-
10
$/k
Wh
PONE col ex-post (138 kV)
PONE col ex-post (230 kV)
PIL
Los precios de exportación (PONE230 kv) promedios diarios de Colombia fluctuaron en marzo entre 1,161.20$/kWh y
195.76$/kWh, y los precios de importación (PIL) ecuatorianos fluctuaron entre 201.72$/kWh y 162.74$/kWh.
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44
RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADOR
Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de
Congestión
Mar-09 178,247.0 835.5 14,705.8 66.3 4,130.0
Abr-09 119,010.6 4,561.8 9,385.5 417.0 2,988.8
May-09 124,274.2 4,555.6 9,992.8 152.9 2,023.9
Jun-09 65,953.2 3,219.5 5,629.3 107.3 505.2
Jul-09 34,289.8 4,384.6 2,959.7 162.7 160.3
Ago-09 100,234.0 1,526.0 8,672.4 71.6 1,039.7
Sep-09 152,974.2 106.4 17,038.8 12.1 393.6
Oct-09 53,102.4 93.7 6,325.4 11.6 241.8
Nov-09 50,102.5 221.2 11,521.2 25.0 250.0
Dic-09 24,361.8 525.2 12,028.4 55.0 3.1
Ene-10 43,252.0 140.4 15,044.2 15.4 174.6
Feb-10 4,844.6 1,191.7 1,767.8 120.3 0.7
Mar-10 5,300.8 890.1 2,068.2 93.0 0.6
Parcial 2010 53,397.5 2,222.2 18,880.2 228.8 175.9
Total 2009 1,076,725.6 20,764.1 111,513.2 1,118.5 12,628.3
Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,908.4 2,309.4 7,417.1
Total 2007 876,602.3 38,392.6 66,269.4 1,336.0 20,398.6
Total 2006 1,608,628.9 1,070.4 127,104.5 50.0 56,865.0
Total 2005 1,757,881.4 16,028.7 151,733.7 509.8 75,581.0
Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,825.7
Total 2003 1,129,263.5 67,202.7 80,307.7 2,476.0 44,347.7
Total Historia 8,693,369.4 218,188.3 726,826.3 8,766.4 294,239.4
Fecha
Energía (MWh) Valor (Miles de US$)
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