informe general del mercado octubre 2019 mensuales de anlisis del mercado... · 2020. 5. 18. ·...

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Informe General del Mercado

Octubre 2019


Informe Mensual de Demanda de Energía

Noviembre 2019

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Seguimiento tipos de demanda [GWh-mes] Noviembre 2019


Demanda de energía del SIN Noviembre 2019

mes Demanda GWh #. Días Demanda Promedio Día Crecimiento Demanda GWh #. Días Demanda Promedio Día Crecimiento

ORD 4009.69 20 200.48 4.06% 3917.27 19 206.17 2.84%

SAB 768.08 4 192.02 5.47% 981.51 5 196.30 2.23%

FEST 1041.49 6 173.58 5.08% 1080.56 6 180.09 3.75%

TOTAL 5819.25 30 193.98 4.45% 5979.34 30 199.31 2.92%

2018-mes 2019-mes


Demanda de energía del SIN vs PIB


Seguimiento de la demanda de energía del SIN con

escenarios UPME Noviembre 2019


Demanda de energía por operadores de red y región

Noviembre 2019

oriente 2018 2019

ENERCA(CASD) 3.76% 6.27%

CENS(CNSD) 3.75% -67.16%

EBSA (EBSD) 6.27% 3.29%

ENELAR(ENID) 4.41% 6.71%

ESSA(ESSD) 5.23% 1.07%

RUITOQUE(RTQD) 10.66% 3.86%

sur 2018 2019

CEDENAR(CDND) 6.10% 1.49%

CEO(CEOD) 2.29% 0.99%

BAJO PUTUMAYO (EBPD) 2.21% -1.05%

EMEE(EMED) 9.36% 31.46%

PUTUMAYO(EPTD) -21.03% 12.49%

EMEVASI(EVSD) 1.60% 0.09%

centro 2018 2019

CODENSA(CDSD) 1.29% 1.55%

E.M.S.A.(EMSD) 7.41% 29.67%

valle 2018 2019

CETSA(CETD) 0.61% 3.98%

EMCARTAGO(CTID) 7.17% 5.92%

EMCALI EICE(EMID) 0.04% -0.38%

EPSA(EPSD) 5.62% -2.27%

cqr 2018 2019

CHEC(CHCD) 1.85% 0.76%

EDEQ(EDQD) 0.71% 0.55%

EEP(EEPD) 5.35% 0.82%

thc 2018 2019

ELECTROCAQUETA(CQTD) 2.75% 1.69%

CELSIA TOLIMA(EPID) 6.80% -0.17%

ELECTROHUILA(HLAD) 10.04% -3.83%

caribe 2018 2019

ELECTRICARIBE.(EDID) 6.99% 8.30%

choco 2018 2019

DISPAC(EDPD) 4.38% -13.14%

guaviare 2018 2019

ENERGUAVIARE(EGVD) 7.42% 1.92%

antioquia 2018 2019

EEPPM(EPMD) 2.78% 3.61%

Región nov-18 noviembre 2018 % nov-19 noviembre 2019 %

ANTIOQUIA 776.70 2.78% 803.08 3.61%

CARIBE 1378.39 6.99% 1491.17 8.30%

CENTRO 1387.76 1.88% 1443.84 4.34%

CHOCO 20.37 4.38% 17.72 -13.14%

CQR 224.63 2.45% 226.05 0.73%

GUAVIARE 5.04 7.42% 5.12 1.92%

ORIENTE 580.29 4.97% 492.77 -14.89%

SUR 160.62 2.38% 162.96 1.65%

THC 237.32 7.65% 233.81 -1.44%

VALLE 578.67 2.18% 572.96 -0.75%


Demanda de energía por operadores de red y región agregado

Enero- Noviembre 2019

** El crecimiento de oriente es explicado por la inclusión del usuario no regulado DIACO.

oriente 2018 2019

ENERCA(CASD) 3.97% 6.42%

CENS(CNSD) 2.40% 1.09%

EBSA (EBSD) 2.26% 20.63%

ENELAR(ENID) 1.84% 7.33%

ESSA(ESSD) 2.28% 4.14%

RUITOQUE(RTQD) 11.07% 6.57%

sur 2018 2019

CEDENAR(CDND) 3.57% 4.93%

CEO(CEOD) -0.42% 3.11%

BAJO PUTUMAYO (EBPD) 4.66% 0.36%

EMEE(EMED) -0.42% 25.61%

PUTUMAYO(EPTD) -8.95% -1.82%

EMEVASI(EVSD) 0.32% -0.40%

centro 2018 2019

CODENSA(CDSD) 1.47% 2.18%

E.M.S.A.(EMSD) 11.66% 5.02%

valle 2018 2019

CETSA(CETD) 1.63% 3.38%

EMCARTAGO(CTID) 3.10% 3.86%

EMCALI EICE(EMID) 1.42% 1.49%

EPSA(EPSD) 3.59% 4.12%

cqr 2018 2019

CHEC(CHCD) 1.90% 2.20%

EDEQ(EDQD) 1.45% 0.02%

EEP(EEPD) 0.92% 1.83%

thc 2018 2019

ELECTROCAQUETA(CQTD) 4.98% 3.06%

CELSIA TOLIMA(EPID) 0.73% 5.09%

ELECTROHUILA(HLAD) 6.80% 1.31%

caribe 2018 2019

ELECTRICARIBE.(EDID) 5.59% 6.32%

choco 2018 2019

DISPAC(EDPD) 3.40% -7.64%

guaviare 2018 2019

ENERGUAVIARE(EGVD) 4.67% 5.30%

antioquia 2018 2019

EEPPM(EPMD) 2.32% 1.32%

Regiónenero - noviembre

2018

enero - noviembre 2018

%

enero - noviembre

2019

enero - noviembre 2019

%

ANTIOQUIA 8477.56 2.32% 8590.85 1.32%

CARIBE 15020.82 5.59% 15972.61 6.32%

CENTRO 15190.51 2.20% 15572.28 2.47%

CHOCO 226.42 3.40% 209.31 -7.64%

CQR 2448.22 1.58% 2491.18 1.72%

GUAVIARE 52.49 4.67% 55.27 5.30%

ORIENTE 6200.66 2.43% 6670.49 7.57%

SUR 1751.42 0.85% 1813.47 3.51%

THC 2562.26 3.42% 2650.66 3.42%

VALLE 6405.50 2.22% 6570.90 2.55%


Demanda de energía Regulada y No Regulada Noviembre 2019


Demanda de energía Regulada y No Regulada Noviembre

2019


Demanda de No regulada de energía por actividades

económicas Noviembre 2019


Detalle Agregación de Demanda de energía por actividades

económicas

12

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

Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN Noviembre 2019

La potencia máxima en el mes de noviembre se presento el día 28 en el periodo 19

FECHAPotencia

Maxima

Crecimiento

Anual

2018-11-01 10073 1.68%

2019-11-01 10702 6.24%


Informe Fronteras Comerciales

Noviembre 2019


Número de fronteras y energía de fronteras por

departamento Noviembre 2019


Número de fronteras y energía de fronteras por

comercializador Noviembre 2019


381 306

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

nov-2018 dic-2018 ene-2019 feb-2019 mar-2019 abr-2019 may-2019 jun-2019 jul-2019 ago-2019 sep-2019 oct-2019 nov-2019

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2019-12-12

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2019-11-30

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2019-12-12

Fallas técnicas


815

10 11812

227

37

1523

11

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

Ca

ntid

ad

de

eve

nto

s

Falla Transformador de Corriente (TC) Falla Contador Principal

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

Falla Contador Respaldo Falla Contador

Modificado - Falla No Envío de Lectura Falla Dispositivos de interfaz de comunicación

902


113197

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000C

antid

ad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



18.99 19.30 19.32 19.4119.51 19.54 19.68 19.95

20.2620.84

21.55 22.0222.35

0

5

10

15

20

25

0

5

10

15

20

25

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 regulado5,784

26.3%

Generación318

1.4%

DDV390

1.8%

Distribución618

2.8%

Alumbrado público

3661.7% Regulado

13,810

62.7%

Otros730

3.3%

No regulado5,793

25.9%

Generación320

1.4%

DDV387

1.7%

Distribución685

3.1%

Alumbrado público

3681.6% Regulado

14,064

62.9%

Otros736

3.3%

Fronteras registradas al 31 de octubre de 2019

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

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 30 de noviembre de 2019

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

propio y auxiliar




Informe Oferta y Generación

Noviembre 2019

Hidrología del SIN


65.96%

70.15%

70.28%

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

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020

69.27%

80.85%

73.81%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2019-2020

0

20

40

60

80

100

120

140

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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: 2019-11-30


Hidrología por regiones


Los aportes totales al SIN (Región Colombia) incluye los Ríos Estimados.


Estado de los embalses


Evolución de principales embalses


65.27%

73.24%

73.50%

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

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020

47.95%

46.88%

46.79%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020

92.81%

91.43%

90.46%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020

67.72%

55.59%

41.72%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020




52.73%

67.37%

84.95%

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

Topocoro - Sogamoso

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020

83.19%

82.62%

80.50%

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

El Quimbo

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2019-2020

• Información actualizada el: 2019-12-12

Evolución de principales embalses

• Información hasta el: 2019-11-30

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

5

10

15

20

25

0

5

10

15

20

25

30

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

5

10

15

20

25

30

35

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 1.0

AgregadoBogotá

Betania

El Quimbo

Muña

Prado

Topocoro

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Centro



Vertimientos por regiones


0

10

20

30

40

50

60

70

0

5

10

15

20

25

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

1

2

3

4

5

6

7

8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

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 1.0

AltoAnchicayá

Calima

Salvajina

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Valle



Aportes por regiones


60.44%

77.77%

67.01%

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

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ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2019-2020

80.89%

81.64%

62.98%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2019-2020

77.33%

82.71%

82.97%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2019-2020

76.78%

87.99%

97.24%

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

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2002-2003 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2019-2020




Aportes hídricos


Fecha Estacion de medidaRegión

hidrológica

Media histórica

(GWh-día)

Promedio diario

acumulado

(GWh-día)

Promedio diario

acumulado

(%)

Diferencia

promedio diario

acumulado respecto

a media histórica

(%)

Participación

promedio diario

acumulado

(%)

2019-11-30 Agregado SIN Colombia 207.52 153.18 73.8% -26.2% 100.0%

2019-11-30 Nare Antioquia 24.79 14.22 57.4% -42.6% 9.3%

2019-11-30 Sogamoso Centro 21.72 13.67 62.9% -37.1% 8.9%

2019-11-30 Bogotá N.R. Centro 17.29 17.62 101.9% 1.9% 11.5%

2019-11-30 Grande Antioquia 15.29 11.49 75.1% -24.9% 7.5%

2019-11-30 Guavio Oriente 12.16 8.29 68.2% -31.8% 5.4%

2019-11-30 Bata Oriente 10.90 6.25 57.3% -42.7% 4.1%

2019-11-30 A. San Lorenzo Antioquia 10.17 5.76 56.6% -43.4% 3.8%

2019-11-30 El Quimbo Centro 8.63 8.73 101.2% 1.2% 5.7%

2019-11-30 Guatapé Antioquia 7.61 5.70 74.9% -25.1% 3.7%

2019-11-30 Carlos Lleras Antioquia 7.20 7.82 108.6% 8.6% 5.1%

2019-11-30 Guadalupe Antioquia 6.85 4.51 65.8% -34.2% 2.9%

2019-11-30 Porce II CP Antioquia 6.82 3.69 54.1% -45.9% 2.4%

2019-11-30 Alto Anchicayá Valle 6.27 5.79 92.3% -7.7% 3.8%

2019-11-30 Miel I Antioquia 5.88 3.76 63.9% -36.1% 2.5%

2019-11-30 San Carlos Antioquia 5.13 4.87 94.9% -5.1% 3.2%

2019-11-30 Sinú Urrá Caribe 4.57 4.56 99.8% -0.2% 3.0%

2019-11-30 Otros Rios (Estimados) Rios Estimados 4.26 4.10 96.2% -3.8% 2.7%

2019-11-30 Cauca Salvajina Valle 3.93 3.99 101.5% 1.5% 2.6%

2019-11-30 Desv. EEPPM (NEC,PAJ,DOL) Antioquia 3.85 1.66 43.1% -56.9% 1.1%

2019-11-30 Chuza Oriente 3.54 2.44 68.9% -31.1% 1.6%

2019-11-30 Betania CP Centro 3.14 1.82 58.0% -42.0% 1.2%

2019-11-30 Concepción Antioquia 2.57 1.80 70.0% -30.0% 1.2%

2019-11-30 Amoyá Centro 2.35 1.91 81.3% -18.7% 1.2%

2019-11-30 Desv. Guarino Antioquia 2.32 0.87 37.5% -62.5% 0.6%

2019-11-30 Porce III Antioquia 1.94 1.26 64.9% -35.1% 0.8%

2019-11-30 San Miguel Antioquia 1.58 1.28 81.0% -19.0% 0.8%

2019-11-30 Tenche Antioquia 1.39 1.01 72.7% -27.3% 0.7%

2019-11-30 Prado Centro 1.01 1.40 138.6% 38.6% 0.9%

2019-11-30 Desv. Manso Antioquia 0.95 0.22 23.2% -76.8% 0.1%

2019-11-30 Cucuana Centro 0.94 0.67 71.3% -28.7% 0.4%

2019-11-30 Calima Valle 0.87 0.96 110.3% 10.3% 0.6%

2019-11-30 Digua Valle 0.67 0.64 95.5% -4.5% 0.4%

2019-11-30 Desv. San Marcos Centro 0.36 0.18 50.0% -50.0% 0.1%

2019-11-30 Blanco Oriente 0.36 0.00 0.0% -100.0% 0.0%

2019-11-30 Florida II Valle 0.21 0.24 114.3% 14.3% 0.2%


Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable149.4

76.77%

No renovable

45.223.23%

Biomasa, 1.5, 0.77%

Eólica, 0.1, 0.06%

Hidráulica, 147.4, 75.71%

Solar, 0.4, 0.22%

Combustible fósil, 45.2, 23.23%

Bagazo, 1.5, 0.77%

Biogás, 0.0, 0.00%

Eólica, 0.1, 0.06%

Embalse, 123.5,

63.42%Filo de agua, 23.9,

12.29%Fotovoltaica, 0.4,

0.22%Carbón, 23.2,

11.91%Gas, 21.9, 11.27%

Líquidos, 0.1, 0.05%


La generación por combustible se clasifica según al consumo

declarado por la planta de generación. Se considera la

generación desde el 1 hasta el 30 de noviembre de 2019

Total 194.7

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

50

100

150

200

201

8-1

1-0

1

201

8-1

1-0

8

201

8-1

1-1

5

201

8-1

1-2

2

201

8-1

1-2

9

201

8-1

2-0

6

201

8-1

2-1

3

201

8-1

2-2

0

201

8-1

2-2

7

201

9-0

1-0

3

201

9-0

1-1

0

201

9-0

1-1

7

201

9-0

1-2

4

201

9-0

1-3

1

201

9-0

2-0

7

201

9-0

2-1

4

201

9-0

2-2

1

201

9-0

2-2

8

201

9-0

3-0

7

201

9-0

3-1

4

201

9-0

3-2

1

201

9-0

3-2

8

201

9-0

4-0

4

201

9-0

4-1

1

201

9-0

4-1

8

201

9-0

4-2

5

201

9-0

5-0

2

201

9-0

5-0

9

201

9-0

5-1

6

201

9-0

5-2

3

201

9-0

5-3

0

201

9-0

6-0

6

201

9-0

6-1

3

201

9-0

6-2

0

201

9-0

6-2

7

201

9-0

7-0

4

201

9-0

7-1

1

201

9-0

7-1

8

201

9-0

7-2

5

201

9-0

8-0

1

201

9-0

8-0

8

201

9-0

8-1

5

201

9-0

8-2

2

201

9-0

8-2

9

201

9-0

9-0

5

201

9-0

9-1

2

201

9-0

9-1

9

201

9-0

9-2

6

201

9-1

0-0

3

201

9-1

0-1

0

201

9-1

0-1

7

201

9-1

0-2

4

201

9-1

0-3

1

201

9-1

1-0

7

201

9-1

1-1

4

201

9-1

1-2

1

201

9-1

1-2

8

GW

h

Biogás Eólica Fotovoltaica Líquidos Bagazo Filo de agua Gas Carbón Embalse


Generación diaria


La generación por combustible se clasifica según al consumo declarado por la planta de generación

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 octubre hasta el 30 de noviembre de 2019


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



Evolución de número de AGPE reportados al ASIC por OR - 2019


Nota: En el informe de AGPE del mes de octubre no aparecen 4 agentes por reportes extemporáneos o fuera del formato acordado.


Reporte de energía AGPE

CREG 030 de 2018

* Este valor corresponde a la agregación diaria de las compras realizadas por el comercializador integrado con el OR a los AGPE



0

10

20

30

40

50

60

GW

h-d

ía


Generación térmica Despachada Centralmente



0

100

200

300

400

500

600

jun-2019 jul-2019 ago-2019 sep-2019 oct-2019 nov-2019

MW

h -

día

Eolica Solar


Generación FERNC


Recursos Eólicos: Jepirachi 1 – 15

Recursos Solares: Autogenerador Celsia Solar Yumbo, Celsia Solar Bolívar, El Paso


Informe Precios y Transacciones

Noviembre 2019


252.81

426.67

829.97

161.24

410.57

166.10

639.58

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Pre

cio

s -

CO

P/k

Wh

PPP_BOLSA_DIARIO GAS LIQUIDOS CARBON MEZCLA AGUA PRECIO_ESCASEZ


Precios de oferta categorías de combustible



Resumen conceptos liquidados en el MEM



Precios mercados regulado y no regulado



196.82 194.17 186.53 185.59 191.94200.75 203.80

213.65234.13

243.36 251.75261.30 263.54 253.88 258.38 259.12 248.28 249.59

274.06 268.73 263.48245.73

230.65210.62

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

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 2019-jun NACIONAL 2019-jul NACIONAL 2019-ago NACIONAL 2019-sep NACIONAL 2019-oct NACIONAL 2019-nov


Precio de bolsa por tiempo de uso



0

100

200

300

400

500

600

700

2019

-11-

01 0

0

2019

-11-

01 1

2

2019

-11-

02 0

0

2019

-11-

02 1

2

2019

-11-

03 0

0

2019

-11-

03 1

2

2019

-11-

04 0

0

2019

-11-

04 1

2

2019

-11-

05 0

0

2019

-11-

05 1

2

2019

-11-

06 0

0

2019

-11-

06 1

2

2019

-11-

07 0

0

2019

-11-

07 1

2

2019

-11-

08 0

0

2019

-11-

08 1

2

2019

-11-

09 0

0

2019

-11-

09 1

2

2019

-11-

10 0

0

2019

-11-

10 1

2

2019

-11-

11 0

0

2019

-11-

11 1

2

2019

-11-

12 0

0

2019

-11-

12 1

2

2019

-11-

13 0

0

2019

-11-

13 1

2

2019

-11-

14 0

0

2019

-11-

14 1

2

2019

-11-

15 0

0

2019

-11-

15 1

2

2019

-11-

16 0

0

2019

-11-

16 1

2

2019

-11-

17 0

0

2019

-11-

17 1

2

2019

-11-

18 0

0

2019

-11-

18 1

2

2019

-11-

19 0

0

2019

-11-

19 1

2

2019

-11-

20 0

0

2019

-11-

20 1

2

2019

-11-

21 0

0

2019

-11-

21 1

2

2019

-11-

22 0

0

2019

-11-

22 1

2

2019

-11-

23 0

0

2019

-11-

23 1

2

2019

-11-

24 0

0

2019

-11-

24 1

2

2019

-11-

25 0

0

2019

-11-

25 1

2

2019

-11-

26 0

0

2019

-11-

26 1

2

2019

-11-

27 0

0

2019

-11-

27 1

2

2019

-11-

28 0

0

2019

-11-

28 1

2

2019

-11-

29 0

0

2019

-11-

29 1

2

2019

-11-

30 0

0

2019

-11-

30 1

2

CO

P/k

Wh

Precio bolsa Horario Precio Promedio Bolsa díario Precio de Escasez Precio de Activación de Escasez Precio Marginal de Escasez


Comportamiento Precio de bolsa



0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00C

OP

/kW

h


Gráfico de velas japonesas Precio de bolsa



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450


Vola

tilid

ad

Pre

cio

-C

OP

/kW

h

PPP_BOLSA_NAL VOL_PPP_BOLSA_NAL


Volatilidad diaria móvil del precio de bolsa promedio ponderado

por demanda para una ventana móvil de 30 días


La volatilidad fue calculada como la desviación estándar del cambio diario del Precio de Bolsa Nacional considerando una ventana móvil de 30 días.

Volatilidad diaria = SD(Ln(Y_t / Y_(t-1) ))


Índice de liquidez



7.99

5.735.55

2.522.27 2.262.25 2.27 2.26

10

11 11

6 6 6

4

6 6

0

2

4

6

8

10

12

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

sep-2019 oct-2019 nov-2019

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



225.59206.92223.22202.97

0

50

100

150

200

250

300

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 2019 Participación Registrado en 2018 Participación Registrado en 2017 Participación Registrado antes de 2017

PPP Registrado en 2019 PPP Registrado en 2018 PPP Registrado en 2017 PPP Registrado antes de 2017


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



29.3134.8738.6234.94

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45


CO

P/k

Wh

CARGO_MINIMO CARGO_MEDIO CARGO_MAXIMO CARGO_MONOMIO


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



22.6121.88

17.0

18.0

19.0

20.0

21.0

22.0

23.0

nov-2018 ene-2019 mar-2019 may-2019 jul-2019 sep-2019 nov-2019

CO

P/k

Wh

STR_NORTE STR_CENTRO_SUR


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe Restricciones

Noviembre 2019


30.1934.18

39.37

33.63

27.03

37.80

7.49

7.79

8.52

12.24

13.82

11.15

19.23 21.0922.73

10.246.57

14.22

10.54

12.68

16.07

24.51

22.21

24.09

3.20

3.45

4.267.74

9.31

6.57

4.71

4.75

4.823.39

2.76

4.08

0

10

20

30

40

50

60

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

JUN-2019 JUN-2019 JUL-2019 JUL-2019 AGO -2019 AGO -2019 SEP-2019 SEP-2019 O C T-2019 O C T-2019 NO V-2019 NO V-2019

CO

P/K

WH

RECONCILIACION_POS SERVICIO_AGC RESTRICCIONES

RECONCILIACION_NEG INCREMENTO_RNEG_X_AGC RESPONSABILIDAD_COMERCIAL_AGC


Balance de restricciones sin alivios



-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

jun-2019 jul-2019 ago-2019 sep-2019 oct-2019 nov-2019

Co

sto

res

tric

ion

es (C

OP

/kW

h)

Pre

cio

de

Bo

lsa

Dia

rio

Po

nd

era

do

(CO

P/k

Wh

)

CU_RESTRICCIONES_FINAL PPPBolsaDiario


Restricciones vs Precio de Bolsa Nacional



Costo unitario de restricciones


14.221.26

0

5

10

15

20

25

30

jun-2019 jul-2019 jul-2019 ago-2019 sep-2019 oct-2019 nov-2019

CO

P/k

Wh

RESTRICCIONES_INICIAL_MENSUAL RESTRICCIONES_FINAL_MENSUAL

En el mes de noviembre se evidenció unadisminución en las restricciones finalesdebido a la ejecución de la garantía asociadaal proyecto Hidroituango.


Seguimiento Generación Térmica en Mérito y Fuera de Mérito


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

20

19

-11

-01

20

19

-11

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20

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-11

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-11

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19

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-19

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19

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20

19

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20

19

-11

-22

20

19

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-23

20

19

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-24

20

19

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-25

20

19

-11

-26

20

19

-11

-27

20

19

-11

-28

20

19

-11

-29

20

19

-11

-30

GW

h-d

ía

Generación Mérito Generación Fuera Mérito Generación Real Térmica en Mérito (Ventana Móvil 3 días)


Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000

El 90% de la generación de seguridad seclasifica dentro de la causal b) asociada aRestricciones Eléctricas y/o soporte devoltaje del STN.


Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000



2018-11-01 2019-11-01

$ Millones $ Millones

b Valor generación por seguridad asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN150,372.77 77,240.68 -49%

g(i) Valor generación por seguridad asociada con Restricciones originadas en TIE 32.18 0.00 -100%

i Valor generación por seguridad originadas en redespachos diferentes a salidas forzadas de los STR's y/o SDL's4,670.74 3,930.31 -16%

j Valor generación por seguridad asociada con desviaciones positivas del programa de generacion205.33 917.25 347%

k Restriccion No Identificable con generaciones de seguridad de la operacion 4,431.41 2,876.11 -35%

Causa asociada a la generación de seguridadLiteral CREG 063 Diferencia porcentual


67

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

Principales componentes restricciones

*Unidades en $/kWh

Concepto\Mes oct-2019 nov-2019

DISEG 6.58 13.92

RENAL -0.59 0.00

ERFI 0.00 0.00

DSNTF 0.03 0.00

CIOEF 0.00 0.00

DIREC 0.00 0.00

DAGAR 0.00 0.00

DOEFV 0.00 0.00

DIVPL 0.00 0.00

RF195 0.00 0.00

RC195 0.00 0.00

ALV_AHORR 0.00 0.00

CBR_AHORR 0.00 0.00

DIRGT 2.03 2.13

DISAR 8.04 16.05


Porcentaje de generación en reconciliación


El aumento en generación en reconciliación durante elmes de octubre fue por generación de seguridadasociada a restricciones eléctricas y/o soporte devoltaje del STN debido a mantenimientos. Los días ennoviembre donde los valores superaron la media más 2desviaciones estándar fueron: 05, 13, 14, 16, 17, 19, 20,22 y 29.


-40

-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)



-6,000

-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)



16,790

24,388

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2018-nov 2019-ene 2019-mar 2019-may 2019-jul 2019-sep 2019-nov

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC (Responsabilidad Comercial)


Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada: 2019-11-13

Diferencia Generación (Despacho/Redespacho/Real) vs Ideal

Recursos Térmicos Despacho Central - Área Caribe

Actualizado hasta: 2019-11-30


Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Noviembre 2019


-250.00

-200.00

-150.00

-100.00

-50.00

0.00

50.00

100.00E

nerg

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU


Importaciones y exportaciones de energía


La conexión internacional con Venezuela estuvo vigente hasta el 03 de mayo de 2019


0

50

100

150

200

250

300

350

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

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)


informe general del mercado octubre 2019 mensuales de anlisis del mercado... · 2020. 5. 18. ·...

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