informe general del mercado julio 2018 mensuales de anlisis del mercado... · 2018-08-17 ·...

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Informe

GENERAL DEL MERCADO

Julio 2018


Resumen de cifras2017 2018

JULIO JULIOAportes Hídricos (GWh) 6,211.94 7,091.44 879.51

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 89.89 104.85 14.96

Volumen Útil diario (GWh) 13,789.87 13,969.99 180.12

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 80.19 81.23 1.04

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 15,373.86 15,552.15 178.29

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 81.86 82.81 0.95

Vertimientos (GWh) 711.02 1,387.95 676.9323

Autogenerador 7.25 8.65 1.40

Cogenerador 57.22 69.66 12.44

Hidráulica 4,736.44 4,664.30 (72.13)

Menores 373.97 490.37 116.40

Térmica 476.01 680.52 204.52

Total 5,650.89 5,913.50 262.62

Exportaciones 0.31 0.32 0.02

Importaciones 10.66 2.17 (8.49)

Demanda Atendida (Doméstica) 5,661.45 5,913.19 251.74

Demanda Energía 5,665.04 5,916.09 251.05

Demanda No Atendida 3.59 2.90 (0.70)

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,679.00 9,905.00 226.00

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) - 2.34 2.34

Autogenerador 32.40 38.30 5.90

Cogenerador 136.50 150.50 14.00

Hidráulica 10,959.00 10,944.00 (15.00)

Menores 840.74 1,026.40 185.66

Térmica 4,728.00 4,724.00 (4.00)

Total 16,696.64 16,883.20 186.56

Hidráulica (%) 78.18 81.00 2.82

Hidráulica (MW) 9,128.12 9,636.50 508.38

Térmica (%) 84.63 86.82 2.19

Térmica (MW) 4,117.35 4,280.82 163.47

Total disponibilidad del -SIN- (%) 79.33 81.84 2.51

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 13,245.47 13,917.32 671.85

DISPONIBILIDAD

PROMEDIO

DEMANDA DE POTENCIA

INTERCONEXIONES

INTERNACIONALES (GWh)

DEMANDA DE ENERGÍA

(GWh)

GENERACIÓN (GWh)

CAPACIDAD EFECTIVA

NETA PROMEDIO (MW)

DIFERENCIA

ESTADO EMBALSES Y

APORTES

GRUPO MÉTRICAS


INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA

Mayo de 2018


INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA

Julio de 2018

Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Julio 2018

Demanda

Comercial

Total (1)

Demanda

Comercial

Nacional (2)

Demanda

Comercial

Nacional +

demanda

coordinada

(3)

Demanda

Comercial

Nacional +

demanda

Internacional

(4)

Demanda

de energía

SIN (5)

Expor.

Venezuela

Expor.

Ecuador

Demanda no

atendida x

causas no

programadas

Demanda no

atendida x

causas

programadas

Importac.

del

Ecuador

ene-16 5593 5582 5593 5583 5584 0.1 10.9 0.8 0.4 0.1

feb-16 5480 5461 5480 5461 5465 0.1 18.8 2.5 1.6 13.4

mar-16 5563 5563 5563 5563 5567 0.1 0.1 1.9 2.2 142.1

abr-16 5392 5391 5392 5391 5397 0.2 1.0 1.7 4.3 66.4

may-16 5547 5547 5547 5547 5549 0.1 0.8 1.2 1.8 63.6

jun-16 5399 5398 5398 5398 5401 0.1 0.3 1.4 1.1 40.3

jul-16 5487 5487 5487 5487 5488 0.1 0.1 1.4 0.4 16.0

ago-16 5761 5757 5761 5757 5762 0.1 3.2 2.3 2.0 23.6

sep-16 5543 5537 5543 5537 5542 0.0 5.7 2.8 2.1 6.3

oct-16 5584 5582 5584 5582 5587 0.0 2.0 2.3 3.4 2.6

nov-16 5426 5425 5426 5425 5428 0.0 0.8 1.7 1.6 2.3

dic-16 5546 5546 5546 5546 5548 0.0 0.1 1.0 0.9 1.5

ene-17 5427 5427 5427 5427 5428 0.0 0.1 0.8 0.7 1.8

feb-17 5184 5184 5184 5184 5189 0.0 0.1 1.9 2.4 1.5

mar-17 5604 5604 5604 5604 5608 0.0 0.0 1.5 2.1 91.3

abr-17 5443 5443 5443 5443 5451 0.0 0.1 4.2 4.0 37.6

may-17 5678 5678 5678 5678 5682 0.0 0.2 2.1 1.7 18.1

jun-17 5488 5487 5488 5487 5493 0.0 0.2 2.8 2.7 1.7

jul-17 5662 5661 5662 5661 5665 0.0 0.3 1.9 1.7 10.7

ago-17 5774 5765 5774 5765 5769 0.0 8.5 1.7 2.5 7.3

sep-17 5619 5619 5619 5619 5624 0.0 0.1 3.0 1.7 1.8

oct-17 5737 5737 5737 5737 5740 0.0 0.0 1.3 2.2 2.1

nov-17 5568 5568 5568 5568 5573 0.0 0.1 1.6 3.3 13.5

dic-17 5678 5669 5678 5669 5672 0.0 8.8 1.7 1.2 6.8

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

feb-18 5236 5236 5236 5236 5239 0.1 0.0 1.0 2.2 23.2

mar-18 5786 5786 5786 5786 5790.2 0.1 0.0 3.4 0.8 5.5

abr-18 5601 5601 5601 5601 5609 0.1 0.2 3.7 4.4 17.6

may-18 5795 5795 5795 5795 5799 0.0 0.1 2.2 1.7 14.2

jun-18 5686 5686 5686 5686 5691 0.0 0.2 3.0 2.5 6.9

jul-18 5916 5915 5916 5915 5918 0.0 0.3 1.0 1.9 2.2

Demanda de energía del SIN Julio 2018

Cálculo de crecimiento demanda

Demanda GWh No. DíasDemanda

Promedio Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio DíaCrecimiento

Comerciales 3,615.5 19 190.3 3,957.2 20 197.9 4.0%

Sábados 911.0 5 182.2 759.6 4 189.9 4.2%

Dom. - Festivos 1,138.5 7 162.6 1,201.5 7 171.6 5.5%

Total Mes 5665.0 31 182.7 5,918.2 31 190.9 4.4%

2017 2018


El crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se calcula como el

promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados y domingos-festivos) con

relación al número de días correspondiente a estos tipos de días del año actual.

Este tipo de cálculo disminuye la variabilidad de las fluctuaciones de los crecimientos que se presentan en los

seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía con relación al número de días

comerciales, sábados y domingos-festivos presentados en el mes de análisis.

Así, para el mes del siguiente ejemplo, el crecimiento fue del 3.1%, que corresponde a:

Crecimiento = (3.0% * 22 días + 2.8% * 4 días + 3.6% * 5 días)/31 días = 3.1%

Los crecimientos por tipo de día son el resultado de comparar el promedio día del mes actual con respecto al mismo mes

del año anterior. Así, el crecimiento para días comerciales fue 3.0%, que corresponde a

Crecimiento tipo día comercial = (169.0 GWh/164.0 GWh – 1)*100 = 3.0%

Seguimiento Mensual

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio

Día

Demanda

GWhNo. Días

Demanda

Promedio Día

Crecimiento

2012/2011

Comerciales 3,280.5 20 164.0 3,717.6 22 169.0 3.0%

Sábados 777.2 5 155.4 639.2 4 159.8 2.8%

Dom. - Festivos 825.6 6 137.6 712.8 5 142.6 3.6%

Total Mes 4,883.2 31 157.5 5,069.6 31 163.5 3.1%

2011 2012

Ejemplo de cálculo de crecimiento demanda

Demanda de energía del SIN Vs PIB

PIB

Trimestre 4 2014: 3.5%


Trimestre 2 2015: 3%













Demanda







Trimestre 2 2016: -0.5%

Trimestre 3 2016: -1.6%

Trimestre 4 2016: -2.1%

Trimestre 1 2017:-1.8%

Trimestre 2 2017:2.2%





Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios UPME Julio 2018

Demanda de energía por operadores de red y región Julio 2018

Comportamiento por Región - GWh

*El seguimiento de la demanda por OR se realiza apartir de la demanda comercial y por tipos de días.

Región jul-17 Crec jul-18 Crec

Centro 1370.8 3.3% 1419.9 3.4%

Antioquia 779.5 2.3% 799.4 2.3%

Costa Atlántica 1367.9 4.4% 1473.5 7.7%

Valle 599.8 1.6% 610.1 1.6%

Oriente 583.4 5.4% 598.9 2.6%

CQR 228.4 6.6% 232.1 1.6%

THC 239.0 5.9% 242.2 1.3%

Sur 161.6 3.8% 164.8 1.9%

Chocó 20.7 1.1% 21.0 1.4%

Guaviare 4.3 2.2% 4.5 5.0%

jul-17 jul-18

Santander(ESSD) 0.3% 3.1%

N.Santander(CNSD) 2.9% 3.6%

Boyacá(EBSD) 17.6% 0.6%

Arauca(ENID) 6.7% 0.9%

Casanare(CASD) 3.8% 4.1%

Ruitoque(RTQD) -24.0% 14.9%

jul-17 jul-18

Codensa (CDSD) 9.9% 1.5%

Meta(EMSD) 7.9% 23.0%

jul-17 jul-18

Guaviare 2.2% 5.0%

jul-17 jul-18

Tolima(CTSD) 6.8% -1.5%

Huila(HLAD) 5.1% 4.2%

Caquetá(CQTD) 4.1% 6.6%

jul-17 jul-18

Nariño(CDND) 2.8% 6.5%

Cauca(CEOD) 4.5% 0.5%

Putumayo(EPTD) 2.8% -15.1%

BajoPutumayo(EBPD) 7.4% -3.2%

Sibundoy(EVSD) 4.3% -0.9%

Municipal(EMED) -16.0% 18.6%

jul-17 jul-18

Cali(EMID) -0.9% 1.5%

EPSA 5.3% 1.8%

Tuluá(CETD) 4.8% 1.3%

Cartago(CTGD) 4.2% 0.8%

jul-17 jul-18

Caldas(CHCD) 10.4% 1.4%

Quindío(EDQD) 2.7% 1.1%

Pereira(EEPD) 3.0% 0.5%

jul-17 jul-18

Chocó 1.1% 1.4%

jul-17 jul-18

Antioquia(EPMD) 2.3% 2.3%

jul-17 jul-18

Caribe(EDCD) 4.4% 7.7%

Demanda de energía por operadores de red y región Agregado Enero - Julio 2018

Comportamiento por Región - GWh

El seguimiento de la demanda por OR se realiza a partirde la demanda comercial y por tipos de días.

Región jul-17 Crec jul-18 Crec

Centro 9505.4 1.7% 9702.2 2.1%

Antioquia 5310.6 -1.6% 5426.8 2.2%

Costa Atlántica 9061.6 3.0% 9548.3 5.4%

Valle 4006.6 -2.7% 4083.7 2.0%

Oriente 4011.5 0.8% 4080.1 1.7%

CQR 1548.7 0.2% 1565.8 1.1%

THC 1585.2 1.2% 1628.1 2.7%

Sur 1116.2 3.0% 1118.7 0.2%

Chocó 141.1 3.5% 144.7 2.5%

Guaviare 32.1 0.4% 33.5 4.4%

jul-17 jul-18

Santander(ESSD) -2.8% 1.2%

N.Santander(CNSD) -3.0% 2.8%

Boyacá(EBSD) 12.2% 0.5%

Arauca(ENID) 2.1% 1.6%

Casanare(CASD) -3.2% 5.9%

Ruitoque(RTQD) -7.8% 10.3%

jul-17 jul-18

Codensa (CDSD) 7.5% 1.4%

Meta(EMSD) 7.3% 12.2%

jul-17 jul-18

Guaviare 0.4% 4.4%

jul-17 jul-18

Tolima(CTSD) 2.2% -1.0%

Huila(HLAD) -0.4% 7.6%

Caquetá(CQTD) 2.4% 4.8%

jul-17 jul-18

Nariño(CDND) 2.3% 1.9%

Cauca(CEOD) 4.6% -1.3%

Putumayo(EPTD) -1.9% -2.7%

BajoPutumayo(EBPD) -1.8% 8.0%

Sibundoy(EVSD) 0.7% 1.0%

Municipal(EMED) -3.6% -1.3%

jul-17 jul-18

Cali(EMID) -5.3% 1.6%

EPSA 1.6% 2.6%

Tuluá(CETD) -0.6% 1.8%

Cartago(CTGD) -2.5% 2.7%

jul-17 jul-18

Caldas(CHCD) 1.4% 1.2%

Quindío(EDQD) -1.6% 1.4%

Pereira(EEPD) -1.0% 0.3%

jul-17 jul-18

Chocó 3.5% 2.5%

jul-17 jul-18

Antioquia(EPMD) -1.6% 2.2%

jul-17 jul-18

Caribe(EDCD) 3.0% 5.4%

Demanda de energía Regulada y No Regulada

julio 2018

Demanda Regulada y No Regulada

jul-17 jul-18

Tipo díaNúmero de días

Demanda mes [GWH]

Demanda mes por tipo de día[GWH]

Demanda promedio por

tipo de día[GWH]

Número de días

Demanda mes [GWH]



tipo de día[GWH]

Crecimiento por tipo de día

Crecimiento total mes

Participación

No Regulado

COM 19

1737

1122.7 59.1 20

1851

1253.2 62.7 6.0%

6.44% 31.4%SAB 5 281.4 56.3 4 238.8 59.7 6.1%

DYF 7 332.7 47.5 7 358.5 51.2 7.8%

Regulado

COM 19

3900

2475.7 130.3 20

4035

2684.1 134.2 3.0%

3.36% 68.6%SAB 5 624.8 125.0 4 515.9 129.0 3.2%

DYF 7 799.6 114.2 7 835.4 119.3 4.5%

COM (Días Comerciales de lunes a viernes)SAB (Sábados)DYF (Domingos y días Festivos)

ACTIVIDAD ECONÓMICA

jul-17 jul-18

Tipo díaNúmero de días

Demanda mes [GWH]



tipo de día[GWH]

Número de días

Demanda mes

[GWH]

Demanda mes por tipo de

día[GWH]


tipo de día[GWH]

Crecimiento por tipo de día

Crecimiento total mes

Participación

AGRICULTURA, GANADERIA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA

COM 19

54.338

36.1 1.9 20

60.4

42.1 2.1 10.8%

11.00% 3.3%SAB 5 8.9 1.8 4 7.8 2.0 10.0%

DYF 7 9.3 1.3 7 10.4 1.5 12.3%

COMERCIO AL POR MAYOR Y AL POR MENOR; REPARCACIÓN DE VEHICULOS AUTOMOVILES Y

MOTOCICLETAS

COM 19

113.84

71.9 3.8 20

114.4

76.1 3.8 0.6%

0.49% 6.2%SAB 5 18.7 3.7 4 15.0 3.8 0.3%

DYF 7 23.3 3.3 7 23.3 3.3 0.3%

CONSTRUCCIÓN, ALOJAMIENTO, INFORMACIÓN Y COMUNICACIONES

COM 19

109.44

68.3 3.6 20

114.7

75.0 3.7 4.2%

4.80% 6.2%SAB 5 17.8 3.6 4 15.0 3.7 5.0%

DYF 7 23.3 3.3 7 24.8 3.5 6.4%

ESTABLECIMIENTOS FINANCIEROS, SEGUROS, INMUEBLES Y SERVICIOS A LAS EMPRESAS

COM 19

89.935

59.6 3.1 20

94.9

65.6 3.3 4.7%

5.14% 5.1%SAB 5 13.7 2.7 4 11.6 2.9 5.2%

UDYF 7 16.6 2.4 7 17.7 2.5 6.4%

EXPLOTACION DE MINAS Y CANTERAS

COM 19

389.62

237.3 12.5 20

455.6

293.8 14.7 17.6%

17.08% 24.6%SAB 5 64.8 13.0 4 60.0 15.0 15.6%

DYF 7 87.4 12.5 7 101.8 14.5 16.4%

INDUSTRIAS MANUFACTURERAS

COM 19

768.06

514.4 27.1 20

791.9

554.5 27.7 2.4%

2.94% 42.8%SAB 5 124.3 24.9 4 102.0 25.5 2.6%

DYF 7 129.3 18.5 7 135.4 19.3 4.7%

SERVICIOS SOCIALES, COMUNALES Y PERSONALES

COM 19

145.81

93.8 4.9 20

152.9

102.9 5.1 4.2%

4.57% 8.3%SAB 5 22.4 4.5 4 18.7 4.7 4.5%

DYF 7 29.6 4.2 7 31.2 4.5 5.7%

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS, VAPOR Y AIRE ACONDICIONADO

COM 19

31.991

19.9 1.0 20

29.8

19.3 1.0 -7.6%

-6.86% 1.6%SAB 5 5.1 1.0 4 3.9 1.0 -5.3%

DYF 7 7.0 1.0 7 6.6 0.9 -5.7%

TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO

COM 19

33.747

21.4 1.1 20

35.9

23.8 1.2 6.0%

6.30% 1.9%SAB 5 5.5 1.1 4 4.8 1.2 8.0%

DYF 7 6.9 1.0 7 7.3 1.0 6.3%

Demanda No Regulada de energía por actividades económicas

julio 2018*

COM (Días Comerciales de lunes a viernes)SAB (Sábados)DYF (Domingos y días Festivos) * Ver detalle de la agregación de la demanda No Regulada por actividades económicas en la siguiente página

Las actividades económicas Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas; Servicios sociales, comunales y personales; Construcción, alojamiento, información y comunicaciones. Fueron agregadas de la siguiente manera:

1. Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas:

• Actividades artísticas, de entretenimiento y recreación• Actividades de atención de la salud humana y de asistencia social• Actividades de organizaciones y entidades extraterritoriales• Actividades de servicios administrativos y de apoyo• Actividades financieras y de seguros• Actividades inmobiliarias• Actividades profesionales, científicas y técnicas

2. Servicios sociales, comunales y personales:

• Administración pública y defensa; planes de seguridad social de afiliación obligatoria• Educación• Otras actividades de servicios

3. Construcción, alojamiento, información y comunicaciones:

• Distribución de agua; evacuación y tratamiento de aguas residuales, gestión de desechos y actividades de saneamiento ambiental• Información y comunicaciones• Construcción• Alojamiento y servicios de comida

Detalle Agregación de Demanda de energía por actividades económicas

Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN

Julio 2018

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

jul-2017 9679 0.0%

jul-2018 9905 2.3%

La demanda máxima de potencia para

julio de 2018 fue de 9905 MW, se registró

en el período 20 del día jueves 12.

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

jul-2017 1.7 1.9 - 3.6

jul-2018 1.9 1.0 - 2.9

Demanda No Atendida

En julio de 2018 la demanda no atendida fue de 2.9GWh, de la

cual el 34.4% correspondió a causas no programadas.


Informe

FRONTERAS

Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Julio 2018

DepartamentoNo. Fronte ras a

fina l de mes

Energía

Fronte ras (GWh)

No. Fronte ras

a fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

DISTRITO CAPITAL 980 218.0 1243 26.49

VALLE 952 234.9 4151 27.35

ANTIOQUIA 882 226.4 864 15.07

ATLANTICO 522 104.5 986 12.32

CUNDINAMARCA 378 157.2 432 9.06

BOLIVAR 283 102.2 138 3.19

SANTANDER 226 83.3 543 9.03

HUILA 181 27.3 171 2.11

BOYACA 181 169.3 223 3.04

TOLIMA 151 34.7 134 2.04

MAGDALENA 143 26.8 52 0.92

META 131 97.9 186 2.02

RISARALDA 127 21.5 120 1.56

NORTE DE SANTANDER 116 22.7 215 3.74

CALDAS 112 42.4 158 1.39

CORDOBA 111 129.0 317 1.71

CAUCA 106 37.1 276 1.28

CESAR 77 21.6 71 1.50

QUINDIO 63 4.8 74 1.05

SUCRE 62 13.1 55 0.87

CASANARE 39 9.4 36 0.66

NARINO 38 2.2 379 3.84

LA GUAJIRA 25 24.3 19 0.49

ARAUCA 10 31.4 7 0.08

CAQUETA 6 0.7 5 0.12

PUTUMAYO 4 2.6 4 0.07

CHOCO 2 1.3 0 -

T ota l 5908 1,846.2 10859 131.0

Mercado No Regulado +

Alumbrado

Mercado Regulado

Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Julio 2018

Comercia lizadorNo. Fronte ras a

fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

No. Fronte ras a

fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

EEPPM 1399 486.4 1 1.74

EMGESA S.A. 1102 361.9 0 -

ISAGEN 250 329.6 0 -

ELECTRICARIBE. 857 131.1 13 0.67

SOEN S.A. E.S.P. 3 114.6 0 -

EPSA(PACIFICO) 602 93.8 239 0.52

EMCALI EICE ESP 297 71.7 14 0.72

VATIA S.A. 83 11.2 3914 60.84

DICEL 149 16.7 4006 32.96

AES CHIVOR 38 39.2 0 -

E.M.S.A. E.S.P. 80 24.0 2 0.07

ENERTOTAL 46 3.3 2067 19.18

CODENSA 2 19.9 0 -

ENERCOSTA 11 19.8 0 -

ENERTOLIMA 114 16.6 1 -

ELECTROHUILA 162 12.8 0 -

CEMEX ENERGY 6 11.6 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 76 8.6 102 2.24

GECELCA S.A. E.S.P 7 10.4 0 -

PEESA 27 2.8 207 7.46

EEP(PEREIRA) 68 8.6 22 0.56

PROELECTRICA 2 8.1 0 -

EBSA (BOYACA) 133 7.7 0 -

CEO S.A.S. ESP 47 7.2 0 -

RENOVATIO 64 6.3 46 0.86

ITALENER 21 6.7 0 -

CETSA(TULUA) 26 4.4 1 0.19

TERPEL ENERGÍA 161 3.9 0 -

ENERGIA Y AGUA 24 2.3 0 -

ASC 2 - 126 1.77

T ota l 5908 1846.2 10859 131.0

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado


1,636

2,202

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

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

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2018-08-13

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2018-07-31


46

33

30

25

17

78

11

30

21

0

25

50


Cantid

ad de e

vento

s

Falla Contador Principal Falla Transformador de Corriente (TC) Falla Contador Respaldo

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


Fallas técnicas



1,505

2,105

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Cantid

ad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



17.01 17.08 17.19 17.25 17.43 17.48 17.53 17.68 17.82 17.94 18.05 18.31 18.53

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 regulado5,529

30.2%

Generación309

1.7%

DDV184

1.0%

Distribución458

2.5%

Alumbrado público

3571.9% Regulado

10,777

58.9%

Otros696

3.8%

No regulado5,551

30.0%

Generación311

1.7%

DDV299

1.6%

Distribución454

2.4%

Alumbrado público

3571.9% Regulado

10,858

58.6%

Otros701

3.8%

Fronteras registradas al 30 de junio de 2018

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

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 31 de julio de 2018

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

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACIÓN

Julio

Hidrología del SIN


78.55%

81.23%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Reservas hídricas

2003-2004 2006-2007 2009-2010 2015-2016 2018-2019

120.59%

104.89%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2003-2004 2006-2007 2008-2009 2015-2016 Media 2018-2019

0

20

40

60

80

100

120

140

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

GW

h

Mm

3

Vertimientos

Vertimiento (Mm3) Vertimiento (GWh)

-300

-200

-100

0

100

200

300

GW

h

Tasa de embalsamiento


Similitud ENSO e hidrologíaInformación hasta el: 2018-07-31

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2018-08-13

Hidrología por regiones



Estado de los embalses


Evolución de principales embalses


91.33%

91.57%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Peñol

2003-2004 2006-2007 2009-2010 2015-2016 2018-2019

42.12%

48.99%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2003-2004 2006-2007 2009-2010 2015-2016 2018-2019

97.31%

98.16%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2003-2004 2006-2007 2009-2010 2015-2016 2018-2019

89.43%

98.09%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2003-2004 2006-2007 2009-2010 2015-2016 2018-2019



Tasa de embalsamiento de principales embalses


-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Peñol

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Agregado Bogotá

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Guavio

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Esmeralda - Chivor




0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

GW

h

Antioquia Caribe Centro Oriente Valle Capacidad útil


Reservas hídricas por regiones hidrológicas


Vertimientos por regiones


0

10

20

30

40

50

60

70

0

10

20

30

40

50

60

70

GW

h

Mm

3

Antioquia


0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0Amani

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

0

20

40

60

80

100

120

GW

h

Mm

3

Centro


0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0Agregado Bogotá

Betania

El Quimbo

Muña

Prado

Topocoro

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Centro



Vertimientos por regiones


0

20

40

60

80

100

120

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GW

h

Mm

3

Oriente


0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1,000.0 1,200.0Chuza

Esmeralda

Guavio

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Oriente

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

GW

h

Mm

3

Valle


0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Alto Anchicayá

Calima

Salvajina

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Valle



Aportes por regiones


94.31%

84.27%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2003-2004 2006-2007 2008-2009 2015-2016 Media 2018-2019

150.78%

122.26%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2003-2004 2006-2007 2008-2009 2015-2016 Media 2018-2019

127.76%

110.85%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2003-2004 2006-2007 2008-2009 2015-2016 Media 2018-2019

107.57%

97.55%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

ma

r

abr

ma

y

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2003-2004 2006-2007 2008-2009 2015-2016 Media 2018-2019




Aportes hídricos



Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable166.1

87.05%

No renovable

24.712.95%

Biomasa, 2.2, 1.17%

Eolica, 0.2, 0.10%

Hidraulica, 163.6, 85.77%

Solar, 0.0, 0.01%

Combustible fosil, 24.7, 12.95%

Bagazo, 2.2, 1.16%

Biogas, 0.0, 0.01%

Eolica, 0.2, 0.10%

Embalse, 141.6,

74.23%Filo de agua, 22.0,

11.54%Fotovoltaica, 0.0,

0.01%Carbón, 5.4, 2.84%

Gas, 18.8, 9.87%

Líquidos, 0.4, 0.22%

Mezcla, 0.0, 0.01%


La generación por combustible se clasifica según el registro

correspondiente al combustible principal de la planta de

generación. Se considera la generación desde el 1 hasta el 31

de julio de 2018

Total 190.8

GWh-día


Generación promedio por tipo de recurso natural en GWh-día


Renovable

Detalle de fuente de energía por subtipo

No renovable




Generación promedio por tipo de despacho en GWh-día


Despachado centralmente -DC-


No despachado centralmente -ND-





0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

GW

h

Biogas Fotovoltaica Eolica Mezcla Bagazo Líquidos Filo de agua Gas 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 30 de junio hasta el 31 de julio de 2018


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



Informe

PRECIOS Y TRANSACCIONES

Julio


Precios de oferta categorías de combustible



Resumen conceptos liquidados en el MEM



Precios mercados regulado y no regulado


71.22


Precio de bolsa por tiempo de uso



-

1

-

50

100

150

200

250


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



79.87

101.10%

167.51%

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



2.45

4.27

4.57

1.69

0.73 0.710.70 0.66

0.02

10

11 11

7

5 5

6

4

2

0

2

4

6

8

10

12

0

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

may-2018 jun-2018 jul-2018

Núm

ero

de

ag

ente

s c

om

erc

ializ

ad

ore

s

Co

mp

ras e

n b

ols

a (

GW

h-d

ía)

GWh > 25% GWh > 50% GWh > 75%

Nro. agentes > 25% Nro. agentes > 50% Nro. agentes > 75%


Agentes comercializadores expuestos en bolsa



Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

Regulado



Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

No Regulado



Precio y participación por año de registro - Contratos de

Intermediación



Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe

RESTRICCIONES

Julio


52.84

38.9034.08

38.2642.50

37.26

8.95

9.76

7.84

6.74

6.65

6.71

29.05

17.8320.82

28.8232.77

28.36

23.23

20.64 12.69

8.74

8.96

8.06

4.67

5.78

3.67

2.40

2.33

2.50

4.85

4.40

4.74

5.05

5.09

5.05

0

10

20

30

40

50

60

70

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

FEB-2018 FEB-2018 MAR -2018 MAR -2018 ABR -2018 ABR -2018 MAY-2018 MAY-2018 JUN-2018 JUN-2018 JUL-2018 JUL-2018

CO

P/K

WH

RECONCILIACION_POS SERVICIO_AGC RESTRICCIONES

RECONCILIACION_NEG INCREMENTO_RNEG_X_AGC RESPONSABILIDAD_COMERCIAL_AGC


Balance de restricciones sin alivios



28.3631.14

0

5

10

15

20

25

30

35

40

feb-2018 feb-2018 mar-2018 mar-2018 mar-2018 abr-2018 abr-2018 may-2018 may-2018 jun-2018 jun-2018 jul-2018 jul-2018

CO

P/k

Wh

RESTRICCIONES_INICIAL_MENSUAL RESTRICCIONES_FINAL_MENSUAL


Costo unitario de restricciones


Porcentaje de generación en reconciliación

Atentados al STN

Mantenimientos causa

atentados activos STN

Mantenimientos activos STNMantenimientos activos STN



Mantenimientos activos STN


Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000


Literal CREG 063 Causa asociada a la generación de seguridadjul-17 jul-18

Diferencia porcentual$ Millones $ Millones

aGS solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR's y/o SDL's $ 0 $ 0 0%

b GS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN $ 107,428 $ 157,193 46%

c

GS asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas $ 0 $ 0 0%

d GS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad $ 0 $ 0 0%

e GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN $ 0 $ 0 0%

fGS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía $ 0 $ 0 0%

g

GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 0 $ 0 0%

GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 0 $ 0 0%

GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 0 $ 0 0%

hGS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 0 $ 0 0%

iGS originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación diferente a las anteriores causas $ 5,431 $ 6,310 16%

jGS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente $ 3,649 $ 424 -88%

k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 2,846 $ 3,865 36%

Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000


-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

GW

h

NORDESTE NORDESTE_NEG ANTIOQUIA ANTIOQUIA_NEG CARIBE

CARIBE_NEG SUROCCIDENTAL SUROCCIDENTAL_NEG ORIENTAL ORIENTAL_NEG


Reconciliación por regiones (en energía)



-10,000

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

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)


Principales componentes restricciones

Código Concepto

DISEG Restricciones iniciales

RENAL Rentas de congestión

ERFI Excedentes por rendimientos financieros

DSNTF Saldo neto TIE fuera de mérito

CIOEF Incumplimiento OEF de recursos NDC

DIREC Pago de cogeneradores

DAGAR Ejecución de garantías

DOEFV Valor a favor por subasta de reconfiguración

DIVPL Opción por generación con líquidos

RF195 Valor a favor por techo a restricciones

RC195 Valor a cargo por techo a restricciones

ALV_AHORR Valor a favor por Apagar Paga

CBR_AHORR Valor a cobrar por Apagar Paga

DIRGT Ingreso Regulado al grupo térmico (OPACGNI)

DISAR Restricciones finales


28,978

29,866

23,000

24,000

25,000

26,000

27,000

28,000

29,000

30,000

31,000

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

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC (Responsabilidad Comercial)



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Julio


-140.00

-120.00

-100.00

-80.00

-60.00

-40.00

-20.00

0.00

20.00E

nerg

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU EXPORTACION_VEN IMPORTACION_VEN


Importaciones y exportaciones de energía



0

50

100

150

200

250

300

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

Pre

cio

-C

OP

/kW

h

Energ

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU PPP_COP_EXP_ECU PPP_COP_IMP_ECU


Cantidades y precios esquema Transacciones Internacionales

de Electricidad (TIE)


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informe general del mercado julio 2018 mensuales de anlisis del mercado... · 2018-08-17 ·...

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