informe general del mercado septiembre 2018 mensuales de anlisis del mercado/00_general... · total...

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

Informe

GENERAL DEL MERCADO

Septiembre 2018


Resumen de cifras

2017 2018

SEPTIEMBRE SEPTIEMBREAportes Hídricos (GWh) 4,893.71 4,711.72 (181.99)

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 87.05 86.61 (0.44)

Volumen Útil diario (GWh) 12,743.73 13,293.98 550.25

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 74.18 78.30 4.12

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 14,316.34 14,860.29 543.95

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 76.34 78.30 1.96

Vertimientos (GWh) 238.87 261.23 22.3637

Autogenerador 10.94 8.59 (2.36)

Cogenerador 58.89 64.58 5.69

Hidráulica 4,461.03 4,442.58 (18.45)

Menores 356.70 450.86 94.16

Térmica 726.59 839.36 112.77

Total 5,616.52 5,805.96 189.44

Exportaciones 0.09 0.41 0.31

Importaciones 1.84 2.96 1.12

Demanda Atendida (Doméstica) 5,618.88 5,808.51 189.63

Demanda Energía 5,623.58 5,813.20 189.62

Demanda No Atendida 4.70 4.69 (0.02)

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,829.00 10,100.00 271.00

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) - 2.76 2.76

Autogenerador 32.63 48.14 15.51

Cogenerador 133.10 150.50 17.40

Hidráulica 10,939.00 11,403.00 464.00

Menores 872.38 1,020.03 147.65

Térmica 4,727.00 4,749.63 22.63

Total 16,704.12 17,371.30 667.19

Hidráulica (%) 80.08 77.14 (2.94)

Hidráulica (MW) 9,354.84 9,440.20 85.36

Térmica (%) 86.26 78.32 (7.94)

Térmica (MW) 4,196.21 4,083.04 (113.17)

Total disponibilidad del -SIN- (%) 81.17 76.75 (4.42)

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 13,551.04 13,523.24 (27.81)

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

Septiembre 2018


Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Septiembre 2018Dem. Comercial

Total (1)

Dem. Comercial

Nacional (2)

Dem. Comercial

Nacional + Dem.

Coordinada (3)

Dem. Comercial

Nacional + Dem.

Internacional (4)

Dem. Energia

SIN (5)

Expor.

Venezuela

Expor. Ecuador Demanda no

atendida -

Causas no

programadas

Demanda no

atendida -

causas

programadas

Importac. del

Ecuador

ene-16 5593.0 5582.46 5593.0 5583.0 5583.73 0.1 10.9 0.86 0.41 0.07

feb-16 5480.0 5460.77 5480.0 5461.0 5464.92 0.1 18.8 2.52 1.64 13.42

mar-16 5563.0 5562.93 5563.0 5563.0 5567.05 0.1 0.1 1.9 2.22 142.09

abr-16 5392.0 5390.93 5392.0 5391.0 5396.94 0.2 1.0 1.68 4.33 66.43

may-16 5547.0 5546.52 5547.0 5547.0 5550.0 0.1 0.8 1.23 2.25 63.63

jun-16 5399.0 5398.14 5398.0 5398.0 5400.64 0.1 0.3 1.36 1.15 40.32

jul-16 5487.0 5486.52 5487.0 5487.0 5488.29 0.1 0.1 1.36 0.41 15.97

ago-16 5761.0 5757.4 5761.0 5757.0 5762.19 0.1 3.2 2.75 2.04 23.62

sep-16 5543.0 5537.06 5543.0 5537.0 5541.87 0.0 5.7 2.75 2.06 6.29

oct-16 5584.0 5581.68 5584.0 5582.0 5587.35 0.0 2.0 2.25 3.42 2.55

nov-16 5426.0 5425.25 5426.0 5425.0 5428.49 0.0 0.8 1.66 1.58 2.34

dic-16 5546.0 5546.05 5546.0 5546.0 5547.98 0.0 0.1 1.01 0.93 1.53

ene-17 5427.0 5426.58 5427.0 5427.0 5428.13 0.0 0.1 0.81 0.74 1.8

feb-17 5184.0 5184.29 5184.0 5184.0 5188.57 0.0 0.1 1.86 2.42 1.52

mar-17 5604.0 5604.15 5604.0 5604.0 5607.76 0.0 0.0 1.53 2.07 91.27

abr-17 5443.0 5443.02 5443.0 5443.0 5451.23 0.0 0.1 3.64 4.57 37.59

may-17 5678.0 5678.15 5678.0 5678.0 5681.91 0.0 0.2 2.07 1.69 18.1

jun-17 5488.0 5487.36 5488.0 5487.0 5492.87 0.0 0.2 2.81 2.69 1.72

jul-17 5662.0 5661.45 5662.0 5661.0 5665.01 0.0 0.3 1.89 1.67 10.66

ago-17 5774.0 5765.17 5774.0 5765.0 5769.32 0.0 8.5 1.68 2.48 7.31

sep-17 5619.0 5618.88 5619.0 5619.0 5623.58 0.0 0.1 3.01 1.69 1.84

oct-17 5737.0 5736.83 5737.0 5737.0 5740.35 0.0 0.0 1.31 2.21 2.14

nov-17 5568.0 5567.8 5568.0 5568.0 5572.75 0.0 0.1 1.64 3.31 13.48

dic-17 5678.0 5668.72 5678.0 5669.0 5671.57 0.0 8.8 1.68 1.17 6.8

ene-18 5617.0 5617.4 5617.0 5617.0 5618.58 0.0 0.0 0.66 0.52 117.71

feb-18 5236.0 5235.94 5236.0 5236.0 5239.2 0.1 0.0 1.01 2.25 23.17

mar-18 5786.0 5785.98 5786.0 5786.0 5790.25 0.1 0.0 3.44 0.82 5.48

abr-18 5599.0 5599.18 5599.0 5599.0 5607.3 0.1 0.2 3.68 4.45 17.62

may-18 5796.0 5795.42 5796.0 5795.0 5799.35 0.0 0.1 2.21 1.72 14.24

jun-18 5692.0 5691.5 5692.0 5691.0 5696.94 0.0 0.2 2.96 2.48 6.87

jul-18 5916.0 5915.35 5916.0 5915.0 5918.31 0.0 0.3 1.0 1.97 2.16

ago-18 6017.0 6016.45 6017.0 6016.0 6018.76 0.0 0.3 0.96 1.34 10.45

sep-18 5809.0 5808.51 5809.0 5809.0 5813.2 0.0 0.4 2.61 2.07 2.95


Demanda de energía del SIN Septiembre 2018

Cálculo de crecimiento demanda

No. Días

Demanda

GWh

Demanda

Promedio Día No. Días

Demanda

GWh

Demanda

Promedio Día Crecimiento

Comerciales 21 4060.4 193.35 20 3998.75 199.94 3.4%

Dom. - Festivos 4 653.32 163.33 5 859.66 171.93 5.3%

Sábados 5 909.86 181.97 5 954.78 190.96 4.9%

Total Mes 30 5623.58 187.45 30 5813.19 193.77 4.0%

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 Septiembre 2018


Demanda de energía por operadores de red y región

Septiembre 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 sep-17 Crec sep-18 Crec

Centro 1389.1 2.2% 1407.9 2.1%

Antioquia 772.2 0.9% 783.2 2.2%

Costa Atlántica 1325.4 3.0% 1410.7 6.9%

Valle 594.6 -0.1% 604.9 2.6%

Oriente 578.8 -1.4% 599.3 4.2%

CQR 220.4 -1.1% 226.3 3.4%

THC 241.7 5.6% 248.5 3.3%

Sur 160.3 1.4% 161.5 1.2%

Chocó 20.3 -5.1% 21.0 3.8%

Guaviare 4.5 0.6% 4.8 7.7%

sep-17 sep-18

Santander(ESSD) -1.2% 3.3%

N.Santander(CNSD) 2.1% 1.6%

Boyacá(EBSD) -6.9% 8.9%

Arauca(ENID) 2.8% 1.8%

Casanare(CASD) 4.1% 3.5%

Ruitoque(RTQD) -24.6% 16.4%

sep-17 sep-18

Codensa (CDSD) 8.0% 1.2%

Meta(EMSD) 10.3% 9.8%

sep-17 sep-18

Guaviare 0.6% 7.7%

sep-17 sep-18

Tolima(CTSD) 2.2% 2.9%

Huila(HLAD) 9.4% 2.9%

Caquetá(CQTD) 9.9% 7.6%

sep-17 sep-18

Nariño(CDND) 2.9% 5.5%

Cauca(CEOD) 1.1% 0.3%

Putumayo(EPTD) -5.8% -18.6%

BajoPutumayo(EBPD) 5.6% -0.8%

Sibundoy(EVSD) 2.4% -1.6%

Municipal(EMED) -16.1% 4.0%

sep-17 sep-18

Cali(EMID) -2.5% 1.2%

EPSA 3.3% 5.4%

Tuluá(CETD) 2.3% 1.1%

Cartago(CTGD) 10.3% 1.1%

sep-17 sep-18

Caldas(CHCD) -1.3% 4.3%

Quindío(EDQD) 0.2% 1.3%

Pereira(EEPD) 0.4% 0.7%

sep-17 sep-18

Chocó -5.1% 3.8%

sep-17 sep-18

Antioquia(EPMD) 0.9% 2.2%

sep-17 sep-18

Caribe(EDCD) 3.0% 6.9%


Demanda de energía por operadores de red y región

Agregado Enero - Septiembre 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 sep-17 Crec sep-18 Crec

Centro 12305.4 1.9% 12556.6 2.1%

Antioquia 6869.5 -1.3% 7021.1 2.3%

Costa Atlántica 11762.4 2.9% 12439.4 5.8%

Valle 5211.7 -2.5% 5312.2 2.1%

Oriente 5194.0 0.5% 5294.6 2.0%

CQR 1994.3 -0.2% 2026.4 1.7%

THC 2067.5 1.7% 2124.6 2.8%

Sur 1441.6 2.8% 1447.4 0.4%

Chocó 181.8 0.1% 187.3 3.0%

Guaviare 41.3 1.0% 43.0 4.2%

sep-17 sep-18

Santander(ESSD) -2.5% 1.6%

N.Santander(CNSD) -1.9% 2.5%

Boyacá(EBSD) 8.3% 1.5%

Arauca(ENID) 2.6% 1.5%

Casanare(CASD) -1.3% 5.1%

Ruitoque(RTQD) -11.7% 11.2%

sep-17 sep-18

Codensa (CDSD) 7.6% 1.4%

Meta(EMSD) 8.3% 12.4%

sep-17 sep-18

Guaviare 1.0% 4.2%

sep-17 sep-18

Tolima(CTSD) 1.5% -0.2%

Huila(HLAD) 1.5% 6.7%

Caquetá(CQTD) 3.8% 4.8%

sep-17 sep-18

Nariño(CDND) 2.4% 2.8%

Cauca(CEOD) 3.9% -1.0%

Putumayo(EPTD) -1.9% -6.2%

BajoPutumayo(EBPD) 0.6% 5.1%

Sibundoy(EVSD) 0.7% 0.5%

Municipal(EMED) -5.8% -0.2%

sep-17 sep-18

Cali(EMID) -4.9% 1.5%

EPSA 1.5% 3.0%

Tuluá(CETD) -0.5% 1.7%

Cartago(CTGD) -1.1% 2.7%

sep-17 sep-18

Caldas(CHCD) 0.5% 2.2%

Quindío(EDQD) -1.2% 1.4%

Pereira(EEPD) -0.7% 0.4%

sep-17 sep-18

Chocó 0.1% 3.0%

sep-17 sep-18

Antioquia(EPMD) -1.3% 2.3%

sep-17 sep-18

Caribe(EDCD) 2.9% 5.8%


2017 2018 Crec Participación

NO REGULADO 1748.24 1836.88 5.9% 31.7%

REGULADO 3849.93 3948.86 3.1% 68.3%

AGRICULTURA, GANADERIA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 56.05 62.65 12.9% 3.4%

COMERCIO AL POR MAYOR Y AL POR MENOR; REPARACIÓN DE VEHICULOS AUTOMOVILES Y MOTOCICLETAS 112.61 111.88 0.2% 6.1%

CONSTRUCCIÓN, ALOJAMIENTO, INFORMACIÓN Y COMUNICACIONES 109.85 121.79 11.4% 6.6%

ESTABLECIMIENTOS FINANCIEROS, SEGUROS, INMUEBLES Y SERVICIOS A LAS EMPRESAS 90.02 93.32 5.1% 5.1%

EXPLOTACION DE MINAS Y CANTERAS 399.82 440.02 10.1% 24.0%

INDUSTRIAS MANUFACTURERAS 767.51 788.26 4.9% 42.9%

SERVICIOS SOCIALES, COMUNALES Y PERSONALES 149.48 154.27 4.2% 8.4%

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS, VAPOR Y AIRE ACONDICIONADO 29.63 28.8 -1.9% 1.6%

TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO 33.27 35.84 8.0% 2.0%

Demanda de energía Regulada y No ReguladaSeptiembre 2018


Demanda Regulada y No Regulada

2017 2018

Tipo día Número de díasDemanda mes por tipo de día

[GWh]

Demanda promedio por

tipo de día [GWh]

Número de díasDemanda mes por tipo de día

[GWh]

Demanda promedio por

tipo de día

Crecimiento por tipo de día

No Regulado

COM 21 1272.71 60.61 20 1276.81 63.84 5.3%

SAB 5 284.25 56.85 5 302.8 60.56 6.5%

UDYF 4 191.28 47.82 5 257.27 51.45 7.6%

Regulado

COM 21 2771.07 131.96 20 2704.63 135.23 2.5%

SAB 5 621.66 124.33 5 647.38 129.48 4.1%

UDYF 4 457.2 114.3 5 596.85 119.37 4.4%

Demanda de energía Regulada y No ReguladaSeptiembre 2018

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


Actividad económica

2017 2018

Tipo día Número de díasDemanda mes por tipo de día [GWh]

Demanda promedio por tipo

de día [GWh]Número de días

Demanda mes por tipo de día [GWh]

Demanda promedio por tipo

de día

Crecimiento por tipo de día

Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca

COM 21 41.66 1.98 20 44.94 2.25 13.3%

SAB 5 9.01 1.8 5 10.17 2.03 12.9%

UDYF 4 5.37 1.34 5 7.54 1.51 12.3%

Comercio al por mayor y al por menor; reparación de vehículos automóviles y motocicletas

COM 21 80.72 3.84 20 76.52 3.83 -0.5%

SAB 5 18.74 3.75 5 18.9 3.78 0.9%

UDYF 4 13.15 3.29 5 16.46 3.29 0.1%

Construcción, alojamiento, información y comunicaciones

COM 21 77.91 3.71 20 82.28 4.11 10.9%

SAB 5 18.2 3.64 5 20.29 4.06 11.5%

UDYF 4 13.74 3.44 5 19.22 3.84 11.9%

Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas

COM 21 66.72 3.18 20 66.17 3.31 4.1%

SAB 5 13.75 2.75 5 14.65 2.93 6.5%

UDYF 4 9.55 2.39 5 12.5 2.5 4.7%

Explotación de minas y canteras

COM 21 280.64 13.36 20 294.35 14.72 10.1%

SAB 5 66.49 13.3 5 72.95 14.59 9.7%

UDYF 4 52.68 13.17 5 72.72 14.54 10.4%

Industrias manufactureras

COM 21 570.99 27.19 20 560.83 28.04 3.1%

SAB 5 124.47 24.89 5 130.85 26.17 5.1%

UDYF 4 72.05 18.01 5 96.59 19.32 7.3%

Servicios sociales, comunales y personales

COM 21 109.32 5.21 20 107.84 5.39 3.6%

SAB 5 23.13 4.63 5 24.16 4.83 4.4%

UDYF 4 17.02 4.26 5 22.27 4.45 4.6%

Suministro de electricidad, gas, vapor y aíre acondicionado

COM 21 20.9 1.0 20 19.2 0.96 -3.6%

SAB 5 4.87 0.97 5 4.84 0.97 -0.5%

UDYF 4 3.86 0.97 5 4.76 0.95 -1.5%

Transporte y almacenamiento

COM 21 23.84 1.14 20 24.65 1.23 8.6%

SAB 5 5.59 1.12 5 5.98 1.2 6.8%

UDYF 4 3.84 0.96 5 5.21 1.04 8.7%

Demanda No Regulada de energía por actividades económicasSeptiembre 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


Fecha

Causas

Progrmadas

GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación

de

suministro

Total

2017-09-01 1.6924 3.0091 - 4.7015

2018-09-01 2.0714 2.6148 - 4.6862

Demanda No Atendida

FechaDemanda

Máxima - MWCrecimiento

sep-17 9829 0.5%

sep-18 10100 2.8%

La demanda máxima de potencia para

septiembre de 2018 fue de 10100 MW, se

registró en el período 20 del día jueves

20.

En septiembre de 2018 la demanda no atendida fue de 4.7GWh,

de la cual el 55.6% correspondió a causas no programadas.

Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN

Septiembre 2018


Informe

FRONTERAS

Septiembre 2018


Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Septiembre 2018

Departamento

No. Fronteras a final

de mes

Energía Fronteras

(GWh)

DISTRITO CAPITAL 986 220.89

VALLE 959 233.79

ANTIOQUIA 882 221.94

ATLANTICO 529 108.21

CUNDINAMARCA 380 158.17

BOLIVAR 296 99.51

SANTANDER 226 83.41

HUILA 182 29.93

BOYACA 181 165.23

TOLIMA 154 37.48

MAGDALENA 143 26.14

META 129 88

RISARALDA 127 20.88

NORTE DE SANTANDER 117 20.14

CORDOBA 112 127.54

CALDAS 111 40.7

CAUCA 105 37.36

CESAR 77 21.5

QUINDIO 63 4.66

SUCRE 61 11.19

NARINO 39 2.32

CASANARE 38 13.27

LA GUAJIRA 25 24.48

ARAUCA 10 31.39

CAQUETA 6 0.63

PUTUMAYO 4 2.52

CHOCO 2 1.33

TOTAL 5944 1832.61

Mercado No Regulado + Alumbrado

Departamento


de mes

Energía Fronteras

(GWh)

VALLE 4196 27.1

DISTRITO CAPITAL 1289 26.7

ATLANTICO 991 12.56

ANTIOQUIA 886 14.86

SANTANDER 545 9.07

CUNDINAMARCA 446 9.57

NARINO 390 3.81

CORDOBA 335 1.71

CAUCA 282 1.43

BOYACA 223 3.1

NORTE DE SANTANDER 218 4.14

META 188 2.17

HUILA 179 2.25

CALDAS 163 1.45

BOLIVAR 143 2.86

TOLIMA 135 2.06

RISARALDA 126 1.61

QUINDIO 77 1.07

CESAR 73 1.41

MAGDALENA 58 0.96

SUCRE 56 0.8

CASANARE 37 0.7

LA GUAJIRA 20 0.45

ARAUCA 8 0.09

CAQUETA 5 0.13

PUTUMAYO 4 0.07

TOTAL 11073 132.13

Mercado Regulado


Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Septiembre 2018

Comercializador


de mes

Energía Fronteras

(GWh)

EEPPM 1399 475.64

EMGESA S.A. 1097 376.08

ELECTRICARIBE. 867 129.35

EPSA(PACIFICO) 600 92.67

EMCALI EICE ESP 305 70.73

ISAGEN 250 321.61

ELECTROHUILA 164 12.66

DICEL 161 18.29

TERPEL ENERGÍA 161 3.73

EBSA (BOYACA) 133 7.73

ENERTOLIMA 115 18.01

VATIA S.A. 83 11.44

RUITOQUE S.A. E.S.P. 80 8.29

E.M.S.A. E.S.P. 79 24.49

EEP(PEREIRA) 68 8.83

RENOVATIO 67 6.52

ENERTOTAL 49 3.6

CEO S.A.S. ESP 48 6.84

AES CHIVOR 38 39.36

PEESA 27 2.78

CETSA(TULUA) 26 4.42

ENERGIA Y AGUA 24 2.33

CEDENAR 21 1.11

ITALENER 21 6.48

ENERCOSTA 11 12.44

EMEE(POPAYAN) 10 1.5

ENERCA S.A. E.S.P. 9 2.3

GECELCA S.A. E.S.P 7 9.91

CEMEX ENERGY 6 12.64

GENERSA 4 0.14

ASC 3 0.07

SOEN S.A. E.S.P. 3 113.03

RIOEN SAS E.S.P. 2 0.6

CODENSA 2 19.1

ESANT S.A. E.S.P 2 0.09

PROELECTRICA 2 7.79

TOTAL 5944 1832.6

Mercado No Regulado + Alumbrado

Comercializador


de mes

Energía Fronteras

(GWh)

TERPEL ENERGÍA 0 0

EEPPM 1 1.61

ELECTRICARIBE. 13 0.63

CETSA(TULUA) 1 0.18

DICEL 4044 31.75

ELECTROHUILA 0 0

RENOVATIO 58 1.2

ENERCOSTA 0 0

EPSA(PACIFICO) 234 0.47

AES CHIVOR 0 0

CODENSA 0 0

ENERTOTAL 2098 19.17

EMCALI EICE ESP 14 0.68

EBSA (BOYACA) 0 0

CEDENAR 0 0

PEESA 292 9.19

CEMEX ENERGY 0 0

E.M.S.A. E.S.P. 1 0.04

ENERCO 62 0.63

ENERGIA Y AGUA 0 0

EMEE(POPAYAN) 9 0.1

ITALENER 0 0

VATIA S.A. 3922 60.81

GENERSA 0 0

CEO S.A.S. ESP 0 0

EEP(PEREIRA) 22 0.57

ASC 128 1.78

PROELECTRICA 0 0

RUITOQUE S.A. E.S.P. 98 2.13

ESSA(SANTANDER) 2 0

ENERTOLIMA 1 0

ENERCA S.A. E.S.P. 0 0

ISAGEN 0 0

SOEN S.A. E.S.P. 0 0

GECELCA S.A. E.S.P 0 0

DICELER 17 0.37

RIOEN SAS E.S.P. 0 0

EMGESA S.A. 0 0

ESANT S.A. E.S.P 0 0

CENS(N.SANTANDER) 56 0.82

TOTAL 11073 132.13

Mercado Regulado

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2018-10-17

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2018-09-30


2526

35

25

41

13

21

2423

8

0

25

50

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

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Transformador de Corriente (TC) Falla Contador Principal Falla Sistema de Transmisión de Datos

Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Contador Respaldo

Información actualizada el: 2018-10-17

Fallas técnicas



Fallas por no envío de lectura



Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar


Evolución de fronteras por tipo


Distribución de fronteras por tipo


No regulado5,566

30.1%

Generación310

1.7%

DDV181

1.0%

Distribución403

2.2%

Alumbrado público

3581.9% Regulado

10,968

59.3%

Otros708

3.8%

No regulado5,588

30.1%

Generación310

1.7%

DDV156

0.8%

Distribución399

2.1%

Alumbrado público

3571.9% Regulado

11,073

59.6%

Otros710

3.8%

Fronteras registradas al 31 de agosto de 2018

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

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 30 de septiembre de 2018

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

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACIÓN

Septiembre 2018

Hidrología del SIN


80.27%

78.30%

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

95.64%

86.61%

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: 2018-09-30


Hidrología por regiones



Estado de los embalses


Evolución de principales embalses


86.02%

88.29%

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

51.87%

51.66%

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

96.96%

90.57%

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

Guavio

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

98.33%

97.71%

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 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0Amani

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 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0Agregado 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 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

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


78.60%

90.62%

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

107.13%

73.40%

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

112.10%

91.99%

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

87.22%

72.02%

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

Renovable162.5

83.95%

No renovable

31.116.05%

Biomasa, 2.1, 1.10%

Eolica, 0.1, 0.06%

Hidraulica, 160.2, 82.78%

Solar, 0.0, 0.01%

Combustible fosil, 31.1, 16.05%

Bagazo, 2.1, 1.09%

Biogas, 0.0, 0.01%

Eolica, 0.1, 0.06%

Embalse, 141.3,

73.02%Filo de agua, 18.9,

9.76%Fotovoltaica, 0.0,

0.01%Carbón, 8.6, 4.43%

Gas, 21.8, 11.28%

Líquidos, 0.7, 0.34%

Mezcla, 0.0, 0.00%


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 2018

Total 193.5

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 31 de agosto hasta el 30 de septiembre de 2018


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



Informe

TRANSACCIONES

Septiembre 2018


Precios de oferta categorías de combustible



Resumen conceptos liquidados en el MEM


1,001.56 1,020.67 999.39 966.56 974.34 940.191,032.02 1,035.08

1,129.20 1,118.15 1,156.73 1,178.30 1,157.85

189.68196.79 187.70 181.33 233.54

213.87

288.77 202.25128.08 119.90

125.02 149.02 158.850.67 0.32 0.67 0.26

0.561.68

0.450.44 0.78 1.60

0.691.00 0.70

165.37 167.71 185.71173.71

166.88 276.68

225.09190.86 222.11 241.91 220.44

270.03 258.3947.69 50.17 47.86

44.2446.55

46.87

56.49

43.9139.07 37.82 39.68

42.44 42.67

9.959.96 9.96 9.98 10.00 10.06

10.13

10.16 10.2010.23 10.25

10.23 10.24

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

CO

P

Mile

s d

e m

illones

TRANSACCIONES_EN_CONTRATOS TRANSACCIONES_EN_BOLSA COMPRAS_EN_DESVIACION

RECONCILIACIONES_POSITIVAS SERVICIOS_AGC SERVICIOS_SIC_CND_LAC


Precios mercados regulado y no regulado



80.13 80.52 79.68 78.67 78.71 80.53 81.6388.34

99.25

109.34116.80

120.72112.80

116.37121.36 119.16

115.62

100.34

122.88

135.74

116.46

99.9092.85

86.56

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 2018-abr NACIONAL 2018-may NACIONAL 2018-jun NACIONAL 2018-jul NACIONAL 2018-ago NACIONAL 2018-sep


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



101.43

100.87%

167.23%

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



4.574.71

4.84

0.71 0.76

1.58

0.02 0.11 0.12

11

12

11

5 5 5

2

3

2

0

2

4

6

8

10

12

14

0

1

2

3

4

5

6

jul-2018 ago-2018 sep-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



26.5031.7735.3431.84

0

5

10

15

20

25

30

35

40


CO

P/k

Wh

CARGO_MINIMO CARGO_MEDIO CARGO_MAXIMO CARGO_MONOMIO


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



17.1120.11

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

sep-yyyy nov-yyyy ene-yyyy mar-yyyy may-yyyy jul-yyyy sep-yyyy

CO

P/k

Wh

STR_NORTE STR_CENTRO_SUR


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe

RESTRICCIONES

Septiembre 2018


34.0838.32

42.50

37.26

44.88 44.48

7.84

6.74

6.65

6.71

7.05 7.35

20.82

28.8832.77

28.3632.33 31.33

12.69

8.74

8.96

8.06

12.01 12.613.67

2.40

2.33

2.50

2.58 2.78

4.74

5.05

5.09

5.05

5.01 5.11

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

ABR -2018 ABR -2018 MAY-2018 MAY-2018 JUN-2018 JUN-2018 JUL-2018 JUL-2018 AGO -2018 AGO -2018 SEP-2018 SEP-2018

CO

P/K

WH

RECONCILIACION_POS SERVICIO_AGC RESTRICCIONES

RECONCILIACION_NEG INCREMENTO_RNEG_X_AGC RESPONSABILIDAD_COMERCIAL_AGC


Balance de restricciones sin alivios



31.3334.08

0

5

10

15

20

25

30

35

40

abr-2018 abr-2018 abr-2018 may-2018 may-2018 jun-2018 jun-2018 jul-2018 jul-2018 ago-2018 ago-2018 sep-2018 sep-2018 sep-2018

CO

P/k

Wh

RESTRICCIONES_INICIAL_MENSUAL RESTRICCIONES_FINAL_MENSUAL


Costo unitario de restricciones



0%

5%

10%

15%

20%

25%

abr-2018 may-2018 jun-2018 jul-2018 ago-2018 sep-2018

RECONCILIACION_P


Porcentaje de generación en reconciliación


Mantenimientos activos STNMantenimientos activos STN

Mantenimientos activos STN




Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000


Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000

sep-17 sep-18

$ Millones $ Millones

a

GS 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 $ 72,671 $ 172,413 137%

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%

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

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%

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

i

GS originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación diferente a

las anteriores causas $ 5,526 $ 4,768 -14%

j GS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente $ 2,366 $ 365 -85%

k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 15,254 $ 4,456 -71%

Literal

CREG 063Causa asociada a la generación de seguridad

Diferencia

porcentual

g


-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)



-6,000

-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

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


30,170

29,671

23,000

24,000

25,000

26,000

27,000

28,000

29,000

30,000

31,000

2017-sep 2017-nov 2018-ene 2018-mar 2018-may 2018-jul 2018-sep

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC (Responsabilidad Comercial)



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Septiembre 2018


-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


Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2

PBX (57 4) 317 2244 - FAX (57 4) 317 0989

@XM_filial_ISA

Medellín - Colombia


informe general del mercado septiembre 2018 mensuales de anlisis del mercado/00_general... · total...

Documents