Informe GENERAL DEL MERCADO Septiembre 2017 Mensuales de Anlisis del Mercado/00_Gen… · Todos los...

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Informe

GENERAL DEL MERCADO

Septiembre 2017


Resumen de cifras

GRUPO MÉTRICAS 2016 DIFERENCIA

SEPTIEMBREAportes Hídricos (GWh) 5,761.06 (867.35)

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 61.61 12.57

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 105.87 (18.82)

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 64.75 11.60

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 12,154.52 2,161.82

Vertimientos (GWh) 51.64 187.23

Volumen Útil diario (GWh) 10,619.58 2,124.15

Autogenerador 9.11 1.83

Cogenerador 53.17 5.72

Hidráulica 4,244.02 217.01

Menores 308.43 50.64

Térmica 921.72 (195.14)

Total 5,536.45 80.06

Exportaciones 5.69 (5.60)

Importaciones 6.29 (4.46)

Demanda Atendida (Doméstica) 5,537.06 81.82

Demanda Energía 5,541.87 81.71

Demanda No Atendida 4.81 (0.11)

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,783.00 46.00

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) 0.47

Autogenerador 32.40 0.23

Cogenerador 89.96 43.14

Hidráulica 10,892.00 47.00

Menores 781.46 90.92

Térmica 4,736.60 (9.60)

Total 16,532.42 171.69

Hidráulica (%) 76.75 3.33

Hidráulica (MW) 8,866.99 487.84

Térmica (%) 75.04 11.22

Térmica (MW) 3,650.20 546.00

Total disponibilidad del -SIN- (%) 75.73 5.44

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 12,517.20 1,033.85

DISPONIBILIDAD PROMEDIO 80.08

9,354.84

86.26

4,196.21

81.17

13,551.04

DEMANDA DE POTENCIA 9,829.00

0.47

CAPACIDAD EFECTIVA NETA PROMEDIO

(MW)

32.63

133.10

10,939.00

872.38

4,727.00

16,704.12

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

(GWh)

0.09

1.84

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) 5,618.88

5,623.58

4.70

12,743.73

GENERACIÓN (GWh) 10.94

58.89

4,461.03

359.07

726.59

5,616.52

2017

SEPTIEMBRE

ESTADO EMBALSES Y APORTES 4,893.71

74.18

87.05

76.34

14,316.34

238.87

MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA Y

FRONTERAS

Septiembre de 2017

Informe

DEMANDA DE ENERGÍA

Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Septiembre 2017Demanda

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-15 5393 5308 5393 5308 5310 0.1 84.3 0.5 0.9 0.1

feb-15 5101 5047 5101 5047 5048 0.1 54.4 1.2 0.3 0.0

mar-15 5659 5531 5659 5531 5533 0.1 127.7 1.1 1.4 0.0

abr-15 5323 5276 5323 5276 5278 0.2 46.5 1.1 0.8 0.0

may-15 5648 5621 5648 5621 5623 0.4 26.9 1.3 0.8 9.0

jun-15 5419 5406 5418 5407 5414 0.4 12.0 3.6 4.0 6.5

jul-15 5687 5664 5686 5664 5669 0.6 22.3 2.2 3.2 13.4

ago-15 5726 5687 5725 5687 5691 0.4 38.4 3.1 1.2 5.0

sep-15 5730 5697 5730 5698 5701 0.1 32.7 1.8 2.0 3.6

oct-15 5761 5759 5761 5759 5763 0.1 1.6 1.4 2.1 2.6

nov-15 5440 5436 5439 5436 5441 0.1 3.9 1.7 3.9 0.8

dic-15 5708 5701 5708 5701 5703 0.1 6.6 0.7 0.7 4.1

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 5488 5488 5488 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

Demanda de energía del SIN Septiembre 2017

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%

Trimestre 3 2017:1.8%

Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios UPMESeptiembre 2017

Demanda de energía por operadores de red y región Septiembre 2017

Comportamiento por Región - GWh

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

Región sep-16 Crec sep-17 Crec

Centro 1362.2 -2.9% 1389.0 2.2%

Antioquia 767.3 -3.8% 772.1 0.8%

Costa Atlántica 1287.1 -2.2% 1325.3 3.0%

Valle 595.7 -4.3% 595.0 0.0%

Oriente 588.0 -0.1% 578.7 -1.4%

CQR 222.9 -2.2% 220.4 -1.1%

THC 228.9 -1.5% 241.7 5.6%

Sur 158.2 0.8% 160.3 1.4%

Chocó 21.3 9.4% 20.3 -5.2%

Guaviare 4.5 1.8% 4.5 0.6%

sep-16 sep-17

Santander(ESSD) -5.8% -1.2%

N.Santander(CNSD) -3.9% 2.1%

Boyacá(EBSD) 15.7% -6.9%

Arauca(ENID) -1.2% 2.8%

Casanare(CASD) -5.6% 4.1%

Ruitoque(RTQD) 117.9% -24.6%

sep-16 sep-17

Codensa (CDSD) -3.4% 8.0%

Meta(EMSD) 1.8% 10.3%

sep-16 sep-17

Guaviare 1.8% 0.6%

sep-16 sep-17

Tolima(CTSD) 0.1% 2.1%

Huila(HLAD) -2.7% 9.4%

Caquetá(CQTD) -5.3% 9.9%

sep-16 sep-17

Nariño(CDND) -1.3% 2.8%

Cauca(CEOD) 2.2% 1.0%

Putumayo(EPTD) 4.7% -5.8%

BajoPutumayo(EBPD) -0.6% 5.5%

Sibundoy(EVSD) -3.5% 2.4%

Municipal(EMED) 14.9% -16.1%

sep-16 sep-17

Cali(EMID) -3.5% -2.5%

EPSA -5.6% 3.4%

Tuluá(CETD) -3.3% 3.3%

Cartago(CTGD) -7.1% 10.3%

sep-16 sep-17

Caldas(CHCD) -0.6% -2.8%

Quindío(EDQD) -2.9% 0.2%

Pereira(EEPD) -3.6% 0.4%

sep-16 sep-17

Chocó 9.4% -5.2%

sep-16 sep-17

Antioquia(EPMD) -3.8% 0.8%

sep-16 sep-17

Caribe(EDCD) -2.2% 3.0%

Demanda de energía por operadores de red y región Agregado Enero - Septiembre 2017

Comportamiento por Región - GWh

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

Región sep-16 Crec sep-17 Crec

Centro 12136.2 -1.6% 12305.3 1.9%

Antioquia 6991.4 0.1% 6869.4 -1.3%

Costa Atlántica 11478.3 3.2% 11762.3 2.9%

Valle 5514.0 2.1% 5212.1 -5.0%

Oriente 5189.1 1.1% 5193.9 0.5%

CQR 2007.1 0.5% 1994.2 -0.2%

THC 2040.9 2.4% 2067.5 1.7%

Sur 1408.2 1.2% 1441.6 2.8%

Chocó 182.4 7.6% 181.8 0.1%

Guaviare 41.1 8.6% 41.3 1.0%

sep-16 sep-17

Santander(ESSD) -0.8% -2.5%

N.Santander(CNSD) 2.7% -1.9%

Boyacá(EBSD) 1.9% 8.3%

Arauca(ENID) 4.6% 2.6%

Casanare(CASD) 0.7% -1.3%

Ruitoque(RTQD) 98.8% -11.7%

sep-16 sep-17

Codensa (CDSD) -2.3% 7.6%

Meta(EMSD) 4.3% 8.3%

sep-16 sep-17

Guaviare 8.6% 1.0%

sep-16 sep-17

Tolima(CTSD) 1.2% 1.5%

Huila(HLAD) 3.8% 1.5%

Caquetá(CQTD) 4.1% 3.8%

sep-16 sep-17

Nariño(CDND) 0.6% 2.4%

Cauca(CEOD) 1.6% 3.9%

Putumayo(EPTD) -1.1% -1.9%

BajoPutumayo(EBPD) 7.6% 0.6%

Sibundoy(EVSD) -1.8% 0.7%

Municipal(EMED) 0.9% -5.5%

sep-16 sep-17

Cali(EMID) -0.7% -4.9%

EPSA -0.7% 1.5%

Tuluá(CETD) 1.5% -0.4%

Cartago(CTGD) 2.3% -1.1%

sep-16 sep-17

Caldas(CHCD) 0.9% 0.3%

Quindío(EDQD) 1.0% -1.2%

Pereira(EEPD) -0.4% -0.7%

sep-16 sep-17

Chocó 7.6% 0.1%

sep-16 sep-17

Antioquia(EPMD) 0.1% -1.3%

sep-16 sep-17

Caribe(EDCD) 3.2% 2.9%

Demanda de energía regulada y no regulada Septiembre 2017

sep-16 sep-17 Crec. Participación

Regulado 3,770.1 3,850.2 2.2% 69%

No Regulado 1,739.8 1,748.0 0.6% 31%

Industrias manufactureras 802.5 767.5 -4.3% 43.9%

368.9 399.8 8.4% 22.9%

145.3 147.2 1.6% 8.4%

111.8 112.6 0.7% 6.4%

31.7 29.6 -6.6% 1.7%

32.6 33.3 2.5% 1.9%

50.6 55.9 10.6% 3.2%

90.1 92.2 2.7% 5.3%

Construcción 106.3 110.0 3.5% 6.3%

Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN

Septiembre 2017

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

sept-2016 9783 -3.0%

sept-2017 9829 0.5%La demanda máxima de potencia para

septiembre de 2017 fue de 9829 MW, se

registró en el período 19 del día jueves

21.

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

sep-2016 2.1 2.8 - 4.8

sep-2017 1.7 3.0 - 4.7

En septiembre de 2017 la demanda no atendida fue de 4.7GWh,

de la cual el 64% correspondió a causas no programadas.

Informe

FRONTERAS

Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Septiembre 2017

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 962 224.9 1206 27.77

VALLE 926 225.3 3866 27.14

ANTIOQUIA 864 224.2 803 14.36

ATLANTICO 507 101.5 958 12.00

CUNDINAMARCA 381 151.5 413 8.42

BOLIVAR 282 87.4 119 2.65

SANTANDER 210 69.7 553 11.91

BOYACA 183 148.7 213 2.95

HUILA 169 25.3 135 1.88

TOLIMA 149 37.4 123 1.84

MAGDALENA 140 25.5 45 0.77

META 128 76.9 171 1.94

RISARALDA 121 20.8 94 1.21

NORTE DE SANTANDER 116 20.2 207 3.39

CALDAS 113 36.9 140 1.18

CORDOBA 112 125.6 256 1.31

CAUCA 105 37.7 256 1.17

CESAR 77 21.0 45 0.64

QUINDIO 61 4.1 65 1.23

SUCRE 58 10.6 49 0.74

NARINO 43 2.9 347 3.29

CASANARE 31 10.4 30 1.62

LA GUAJIRA 24 26.8 13 0.14

ARAUCA 10 23.0 6 0.07

CAQUETA 4 0.4 2 0.06

PUTUMAYO 4 4.4 2 0.04

CHOCO 2 1.3 0 -

T ota l 5782 1,744.2 10117 129.7

Mercado No Regulado +

Alumbrado

Mercado Regulado

Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Septiembre 2017

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)

ISAGEN 262 410.6 0 -

EEPPM 1390 374.3 1 1.61

EMGESA S.A. 981 338.9 0 -

ELECTRICARIBE. 973 159.1 11 0.58

AES CHIVOR 11 91.1 0 -

EPSA(PACIFICO) 561 83.9 238 0.60

VATIA S.A. 84 16.7 3811 63.35

EMCALI EICE ESP 284 70.0 13 0.56

DICEL 145 16.2 3677 32.76

E.M.S.A. E.S.P. 84 25.6 2 0.08

ENERTOTAL 26 2.4 2021 21.49

CODENSA 2 19.7 0 -

ENERTOLIMA 109 17.9 1 -

ENERCOSTA 10 13.9 0 -

CEMEX ENERGY 8 13.9 0 -

ELECTROHUILA 149 12.0 0 -

GECELCA S.A. E.S.P 8 10.0 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 54 6.5 118 3.42

EEP(PEREIRA) 62 8.7 20 0.41

EBSA (BOYACA) 132 7.5 0 -

CEO S.A.S. ESP 48 7.4 0 -

PROELECTRICA 3 7.3 0 -

ITALENER 20 5.9 0 -

CETSA(TULUA) 30 5.0 1 0.39

TERPEL ENERGÍA 191 4.6 0 -

RENOVATIO TRADING 36 4.0 1 0.02

ENERGIA Y AGUA 26 2.4 0 -

PEESA 20 2.0 4 0.01

ASC 2 - 128 1.88

CEDENAR 27 1.9 0 -

T ota l 5782 1744.2 10117 129.7

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado


1,177998

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

sep-2016 oct-2016 nov-2016 dic-2016 ene-2017 feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2017-10-13

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2017-09-30


16

149

51215

8

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250


Cantid

ad 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



1,142963

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Cantid

ad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



16.14 16.16 16.26 16.34 16.28 16.36 16.53 16.56 16.60 16.81 16.96 17.04 17.14

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 regulado5,387

31.6%

Generación305

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución312

1.8%

Alumbrado público

3542.1% Regulado

10,005

58.7%

Otros669

3.9%

No regulado5,408

31.5%

Generación304

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución313

1.8%

Alumbrado público

3542.1% Regulado

10,089

58.9%

Otros672

3.9%

Fronteras registradas al 31 de agosto de 2017

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

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 30 de septiembre de 2017

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

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACION

Septiembre 2017

Hidrología del SIN


75.58%

74.18%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Reservas hídricas

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

78.13%

86.75%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

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

Información actualizada el: 2017-10-13Año finalización El Niño y siguienteInformación hasta el: 2017-09-30

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2017-10-13

Hidrología por regiones


Aportes por regiones


80.89%

94.76%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

59.73%

67.36%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

92.19%

79.64%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

104.12%

97.63%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017



Aportes hídricos


Evolución de principales embalses


90.25%

90.93%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Peñol

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

44.32%

42.95%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

90.89%

88.58%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

95.49%

89.83%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017



Estado de los embalses


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

18,000G

Wh

Antioquia Caribe Centro Oriente Valle Capacidad útil


Reservas hídricas por regiones hidrológicas


Vertimientos por regiones


0

10

20

30

40

50

60

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GW

h

Mm

3

Antioquia


0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0Amani

Miraflores

Peñol

Playas

Porce II

Porce III

Punchiná

Riogrande II

San Lorenzo

Troneras

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Antioquia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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

5

10

15

20

25

30

35

0

2

4

6

8

10

12

14

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

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

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




Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable160.885.9%

No renovable

26.414.1%

Biomasa, 1.9, 1.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Hidraulica, 158.9, 84.8%

Solar, 0.0, 0.0%

Combustible fosil, 26.4, 14.1%

Bagazo, 1.9, 1.0%

Biogas, 0.0, 0.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Embalse, 140.0,

74.8%Filo de agua, 18.8,

10.1%Fotovoltaica, 0.0,

0.0%Carbón, 10.6, 5.7%

Gas, 15.4, 8.2%

Líquidos, 0.3, 0.2%

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 30

de septiembre de 2017

Total 187.2

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

200G

Wh

Biogas Fotovoltaica Eolica Bagazo Mezcla Líquidos 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 agosto hasta el 30 de septiembre de 2017


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



Informe

PRECIOS Y TRANSACCIONES

Septiembre 2017


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



907.81 915.59 852.23 816.43 831.00 811.60897.39 881.50 944.41 944.63 984.46 1,022.10 1,001.61

213.58273.86

286.58211.74 197.13 233.92

194.48 164.10135.37 112.48 106.13

134.83 189.720.84

0.510.83

0.46 0.09 0.630.59

0.45 0.35 0.43 0.040.29 0.67189.89

192.78184.07

157.64 153.09 152.43173.74

173.82 152.82 152.56157.55

169.98 165.3951.00

60.5456.99

44.93 45.12 48.1745.77

41.14 38.01 37.0437.94

42.78 47.709.029.02

9.01

9.02 9.62 9.72

9.829.87 9.91 9.93

9.959.94 9.95

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600


CO

P

Mile

s de m

illone

s

TRANSACCIONES_EN_CONTRATOS TRANSACCIONES_EN_BOLSA COMPRAS_EN_DESVIACION

RECONCILIACIONES_POSITIVAS SERVICIOS_AGC SERVICIOS_SIC_CND_LAC


Resumen conceptos liquidados en el MEM



Precios mercados regulado y no regulado



112.47 111.75 108.89105.45

111.56116.98 114.11

119.63125.71 127.96 130.87 133.42 131.20 132.98 134.63 135.69

129.13 126.80

135.70 136.88132.71

128.24123.51

118.06

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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-abr NACIONAL 2017-may NACIONAL 2017-jun NACIONAL 2017-jul NACIONAL 2017-ago NACIONAL 2017-sep


Precio de bolsa por tiempo de uso



-

1

-

50

100

150

200

250

300


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



124.35

101.08%

157.57%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

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


Todos los derechos reservados para XM. S.A. E.S.P

Cobertura demanda

Información a 11 octubre de 2017

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

% C

on

tra

tad

od

e l

a D

em

an

da

pa

ra C

om

erc

iali

za

do

res

qu

e A

tie

nd

en

D

em

an

da

PB

Na

cio

na

l P

rom

ed

io P

on

de

rad

o [$

/kW

h]

PB Nacional Promedio Ponderado

Contratos Para Atender Demanda No Regulada.

Contratos Para Atender Demanda Regulada.

InformaciónProyectada

Información Facturada


17.52

2.65 2.602.842.43

0.880.69 0.61 0.61

11

8 8

9

7

66

5

4

0

2

4

6

8

10

12

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

jul/2017 ago/2017 sep/2017

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



155.10171.00154.93148.14

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

ago-2016 sep-2016 oct-2016 nov-2016 dic-2016 ene-2017 feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]

Participación Registrado en 2017 Participación Registrado en 2016 Participación Registrado en 2015 Participación Registrado antes de 2015

PPP Registrado en 2017 PPP Registrado en 2016 PPP Registrado en 2015 PPP Registrado antes de 2015

Precio promedio ponderado (PPP) y participación de mercado de los contratos despachados con destino al mercado de Intermediación según el año de registro


Precio y participación por año de registro - Contratos de

Intermediación



197.67147.73169.06155.47

0

50

100

150

200

250


0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]



Precio promedio ponderado (PPP) y participación de mercado de los contratos despachados con destino al mercado No Regulado según el año de registro


Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

No Regulado



180.08187.69201.56164.73

0

50

100

150

200

250


0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]



Precio promedio ponderado (PPP) y participación de mercado de los contratos despachados con destino al mercado Regulado según el año de registro


Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

Regulado



Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe

RESTRICCIONES

Septiembre 2017


31.93

26.91 27.80 27.8329.44 29.43

7.56

6.696.75 6.70

7.41 8.49

20.82 19.89 21.21 21.08 19.8017.05

10.53

6.496.04 6.12 9.08

11.95

3.24

2.342.16 2.25

3.02 4.02

4.91

4.895.14 5.07

4.954.90

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

ABR -2017 ABR -2017 MAY-2017 MAY-2017 JUN-2017 JUN-2017 JUL-2017 JUL-2017 AGO -2017 AGO -2017 SEP-2017 SEP-2017

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



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)



26,225

23,203

28,59626,687

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2016-sep 2016-nov 2017-ene 2017-mar 2017-may 2017-jul 2017-sep

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Septiembre 2017


-100.0

-80.0

-60.0

-40.0

-20.0

0.0

20.0

Energ

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU EXPORTACION_VEN IMPORTACION_VEN


Importaciones y exportaciones de energía



0

100

200

300

400

500

600

-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

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Informe GENERAL DEL MERCADO Septiembre 2017 Mensuales de Anlisis del Mercado/00_Gen… · Todos los...

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