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INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO

DICIEMBRE DE 2008

Dirección información

16 de Enero de 2009

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DESTACADOS DICIEMBRE 2008

Demanda de energía diciembre 20084,583.5 GWh

Crecimiento dic 2008 / dic 2007.8%

Demanda Máxima de potencia diciembre 2008 9,079 MW

Crecimiento dic 2008 / dic 2007 -0.2%

117.3 GWh

(7.57 Millones USD$)Exportaciones hacia Ecuador diciembre 2008

Crecimiento dic 2008 / dic 2007 24.8% en GWh

(12.9% en US$ )Aportes de los ríos al SIN diciembre 2008 3,881.8 GWh

(115.1% de la media)Volumen útil SIN diciembre 2008

12,499.9 GWh

(81.5 de la Cap. Util)Disponibilidad plantas con despacho central diciembre2008 11,464 MW

(85.05% CEN)

2.7 GWh

(84.4% Por Causas No Programadas )

Demanda No Atendida diciembre 2008

Precio promedio mensual de Bolsa diciembre 2008105.89 $/kWh

Crecimiento dic 2008 / nov 200821.4%

Precio promedio de Contratos dic 2008 95.31 $/kWh

Crecimiento dic 2008/nov 2008 4.3%

Transacciones en Contratos dic/08 (% de la demanda) 103.9%

Transacciones en Bolsa dic/08 (% de la demanda) 32.6%

Transacciones totales superan la demanda en 36.4%

Compras Contratos (dic 2008) 467,875 Millones $

Compras Bolsa (dic 2008) 166,393 Millones $

INDICADORES DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

a diciembre 2008

Con respecto a los indicadores que reflejan la calidad de la operación del SIN en diciembre de 2008 La demanda no atendida fue de 2.6 GWh, de la cual el 84.4% correspondió a causas no programadas. No se presentó demanda no atendida por limitación de suministro.

INDICADORES DE LA ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO

El índice de recaudo para el mes de diciembre de 2008 en la bolsa es de 100% y en STN es de 100%

La gestión realizada sobre la deuda permite quelos índices de recaudo sean superiores al 100%. Estos niveles de recaudo permiten un mayor desarrollo y consolidación del Mercado atrayendoinversionistas y por ende nuevas empresas al Sector.

DEMANDA DE ELECTRICIDAD, PRODUCCION E INTERCAMBIOS

DICIEMBRE DE 2008

Dirección Información

16 de Enero de 2009


INFORME DEMANDA DEL SIN

a diciembre de 2008

Mensual (diciembre/2008 vs diciembre/2007 )

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 0.8% en diciembre de 2008 (4,583.5 GWh), al compararla con el mismo mes del año anterior. Corrigiendo el efecto del número de díaslaborales, sábados, domingo y festivos el crecimiento fue del 0.3%.

Acumulado anual ( enero/2008-diciembre/2008 vs enero/2007-diciembre/2007)

La demanda acumulada del año se ubicó en 53,869.7 GWh con un aumento del 1.6% con relación al mismo período del año anterior.

Promedios diarios

La demanda promedio de los días laborales para el mes de diciembre fue de 153.0 GWh/día con un crecimiento del 0.1% con respecto al mismo mes del año anterior, los sábados fue de 146.7 GWh/día con un crecimiento del 1.2% y los domingos y festivos fue de 130.5 GWh/día con un crecimiento de 0.3%.

DEMANDA ACUMULADA DEL SIN

a diciembre de 2008

Para cada año se presenta la demanda acumulada de los últimos 12 meses finalizando en diciembre de 2008

La demanda de electricidad en los últimos doce meses (53,869.7 GWh), es decir de enero de 2008 a diciembre de 2008, presentó una tasa de crecimiento de 1.6%.

TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA ACUMULADA DEL SIN

a diciembre de 2008

Para cada año se presenta la tasa de crecimiento de la demanda acumulada para los últimos 12 meses finalizando en diciembre de 2008

La demanda de electricidad en los últimos doce meses presentó una tasa de crecimiento de 1.6%

TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA MENSUAL DEL SIN

a diciembre de 2008

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 0.8% en diciembre de 2008 (4,583.5 GWh), al compararla con el mismo mes del año anterior.

PROYECCIONES DE DEMANDA ENERGIA DE UPME

a diciembre de 2008

COMPARACIÓN DE ESCENARIOS DE ENERGÍA UPME vs REAL 2008

Para el mes de diciembre la desviación con el escenario medio es de -2.2NOTA : A partir del año 2005 se incluyeron los intervalos de confianza de la proyección LCS: Límite de confianza superior. LCI: Límite de confianza inferior. Proyecciones de UPME julio 2008

CRECIMIENTO ESPERADO DE LA DEMANDA

a diciembre 2008

Tasa de crecimiento esperado y real de la demanda de energía del SIN Diciembre 1 al 31 de 2008

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 0.8% en Diciembre de 2008 (4,583.5 GWh), ubicándose por debajo del límite de confianza inferior.

Nota: Proyecciones de UPME julio de 2008. LCS: Límite de confianza superior, LCI: Límite de confianza inferior

DEMANDA DEL SIN Y PIB

Tasas de Crecimiento Trimestral 1995 - 2008

El incremento de la demanda de electricidad en el tercer trimestre de 2008 fue de 2.2 % al compararlo con el mismo período del añoanterior y el del PIB en el tercer trimestre de 2008 fue de 3.10 % . El crecimiento de la demanda para el cuarto trimestre de 2008 fuede 1.4%

Demanda

Trimestre 2 2008: 2.53


PIB



Fuente: PIB DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del año anterior.

DEMANDA REGULADA Y NO REGULADA

a diciembre 2008

Dic-2007

45.5 GWh/día

100.2 GWh/día

Dic-2008

44.4 GWh/día

102.5 GWh/día

TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA REGULADA Y NO REGULADA

a diciembre de 2008

Dic-07

Ene-08

Feb-08

Mar-08

Abr-08

May-08

Jun-08

Jul-08

Ago-08

Sep-08

Oct-08

Nov-08

Dic-08

4,547.0

4,418.5

4,314.8

4,363.5

4,470.3

4,513.1

4,377.9

4,595.4

4,546.6

4,544.0

4,682.5

4,459.5

4,583.5

TASAS DE CRECIMIENTO (%)

DEMANDA TOTAL DEL SIN

MENSUAL (1)

3.0

2.5

2.4

-3.3

5.4

0.9

1.5

2.8

0.9

2.9

3.1

0.1

0.8

ACUMULADO ANUAL (2)

4.0

2.5

2.5

0.5

1.7

1.5

1.5

1.7

1.6

1.7

1.9

1.7

1.6

ULTIMOS 12 MESES (3)

4.0

3.8

3.6

2.8

2.9

2.6

2.4

2.3

2.1

2.1

2.2

1.8

1.6

DEMANDA REGULADA (1),(4)

MENSUAL (1)

3.2

1.8

1.7

1.7

5.6

1.1

1.6

2.3

1.7

2.4

3.0

0.4

2.3

ACUMULADO ANUAL (2)

5.4

1.8

1.8

1.8

2.2

2.0

1.9

1.9

1.9

2.0

2.1

1.9

1.9


5.4

4.9

4.6

4.6

3.9

3.5

3.2

2.9

2.7

2.5

2.5

2.0

1.9

DEMANDA NO REGULADA (1),(4)

MENSUAL (1)

2.7

4.1

3.9

-9.2

5.8

0.4

0.9

3.6

-1.0

4.0

3.3

-0.6

-2.3

ACUMULADO ANUAL (2)

1.3

4.1

4.1

-0.6

0.9

0.8

0.8

1.2

1.0

1.3

1.5

1.3

1.0


1.3

1.4

1.6

0.5

0.8

0.7

0.8

1.1

1.0

1.3

1.6

1.4

1.0

(1) Crecimiento mensual con respecto al mismo mes del año anterior.

(2) Con respecto al acumulado del año.

(3) Con respecto a los últimos 12 meses.

(4) El crecimiento de la Demanda Regulada y No Regulada se ve afectado por el paso de Usuarios Regulados a No Regulados

Durante diciembre de 2008 , la demanda Regulada y la No Regulada se incrementaron en un 2.3% y un -2.3%, respectivamente, al compararlas con diciembre de 2007. El crecimiento de la demanda No Regulada se compone de -4.1% que corresponde al crecimiento real de la demanda no regulada, un 3.5% a ingreso de nuevos usuarios no regulados y un -1.7% a cambio de usuarios no regulados a regulados.

DEMANDA NO REGULADA Clasificación CIIU

a diciembre de 2008

MWh/día

Actividad

Industrias manufactureras

Explotación de minas y canteras

Servicios sociales, comunales y personales

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles

Electricidad, gas de ciudad y agua

Transporte, almacenamiento y comunicación

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca

Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas

Construcción

Total

Dic-2007

21,244.2

8,488.7

5,768.8

3,665.1

2,831.4

1,305.5

1,117.6

905.6

129.8

45,456.6

Dic-2008

19,303.0

9,248.7

5,412.5

3,741.3

3,028.7

1,409.3

1,148.7

946.1

163.9

44,402.3

Incremento

-9.1 %

9.0 %

-6.2 %

2.1 %

7.0 %

8.0 %

2.8 %

4.5 %

26.2 %

-2.3 %

El comportamiento de la industria manufacturera se debió principalmente a la disminución de la demanda de energía en las siguientes actividades: Autos -22.3%, Textiles -14.5%, Cementos y Vidrios -12.2%, Químicos -11.2%, en tantoel incremento en Minas y Canteras se debió principalmente al carbón y al petróleo, que crecieron el 24.5% y el 13.5% respectivamente frente a lo registrado en el mismo mes del año anterior.

Nota: Los crecimientos incluyen los nuevos usuarios no regulados. La clasificación CIIU corresponde a la nueva versión del DANE 3 A.C.

DEMANDA POR OPERADOR DE RED Y COMERCIALIZADOR

a diciembre de 2008

La demanda comercial(*) para diciembre de 2008 fue de 4,700.7 GWh, de los cuales el 84.9% fue distribuida por 13 operadores de red y el 69% de la misma fue representada por los comercializadores incumbentes (distribuidor – comercializador) respectivos, exceptuando lasfronteras conectadas al STN.

(*) No incluye consumos propios ni servicios auxiliares

DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA POR REGION GEOGRÁFICA

Demanda Comercial(*) por regióngeográfica (GWh/mes)

Region

Centro

SurOccidente

Costa Atlántica

Antioquia

Nordeste

Carga STN y TIE

Chocó

Total

Dic-2007

1,170.8

1,083.2

891.6

695.4

449.8

307.6

13.5

4,611.8

Dic-2008

1,189.1

1,058.3

902.1

699.0

457.7

352.1

14.4

4,672.8

Crecimiento (%)

1.6

-2.3

1.2

0.5

1.8

14.5

6.4

1.3

* No incluye consumos propios ni servicios auxiliares

Notas: - Carga STN y TIE corresponde a cargas conectadas directamente al STN se destacan: Ecuador, Cerrejón, Cerromatoso, Ecopetrol en Banadia y Samoré, Occidental, Promipuertos y Triple A.- Para obtener la demanda por región se agrupa la demanda real de los operadores de red

DEMANDA NO ATENDIDA

a diciembre 2008

En diciembre de 2008, la demanda no atendida fue de 2.7 GWh, de la cual el 84.4 % correspondió a causas no programadas.

Las áreas operativas más afectadas por demanda no atendida no programada fueron Cauca-Nariño(20%), Huila-Caqueta (17%), Tolima (15%) y Atlántico(14%). El evento con mayor demanda no atendida se presentó en el área ATLÁNTICO por pruebaseléctricas de los TP´s de la barra 1 de la subestación de TEBSA a 220 kV.

FECHA

Dic - 07

Ene - 08

Feb - 08

Mar - 08

Abr - 08

May - 08

Jun - 08

Jul - 08

Ago - 08

Sep - 08

Oct - 08

Nov - 08

Dic - 08

CausasProgramadas

GWh

0.5

0.1

0.7

0.9

0.6

0.5

0.3

1.2

0.6

1.1

2.6

1.0

0.4

Causas No Programadas

GWh

4.5

4.2

2.8

2.7

2.9

4.8

2.6

3.8

3.0

3.0

4.6

2.6

2.3

Limitación de suministro GWh

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

Total GWh

5.0

4.2

3.5

3.6

3.5

5.2

2.9

5.0

3.6

4.1

7.3

3.6

2.7

DEMANDA DE POTENCIA

a diciembre 2008

Fecha

Dic - 07Ene - 08Feb - 08Mar - 08Abr - 08May - 08Jun - 08Jul - 08Ago - 08Sep - 08Oct - 08Nov - 08Dic - 08

Demandamáxima (MW)

9,0938,4748,6788,5298,6388,7078,5418,5248,5408,7098,7638,8009,079

Crecim. %

3.8 %0.5 %2.0 %0.3 %1.4 %2.4 %1.5 %1.8 %1.4 %1.1 %-0.2 %-0.4 %-0.2 %

La demanda máxima de potencia para diciembre de 2008 fue de 9,079 MW, se registró en el período 20 del día 9. El consumo de potenciapresentó una variación de -0.2 % al compararlo con diciembre de 2007

PROYECCIONES DE DEMANDA POTENCIA DE UPME

a diciembre de 2008

COMPARACIÓN DE ESCENARIOS DE POTENCIA UPME vs REAL 2008

Para el mes de diciembre la desviación con el escenario medio es de -2.0%

NOTA : A partir del año 2005 se incluyeron los intervalos de confianza de la proyección LCS: Límite de confianza superior. LCI: Límite de confianza inferior. Proyecciones de UPME julio 2008

GENERACIÓN SIN

a diciembre de 2008

Para diciembre de 2008 la generación total del SIN fue de 4,725.3 GWh, la cual, con respecto a diciembre de 2007, presentó una tasa de crecimiento de 2.0%.

Nota: Inicio de TIE marzo 2003

Fecha

Dic - 2007

Ene - 2008

Feb - 2008

Mar - 2008

Abr - 2008

May - 2008

Jun - 2008

Jul - 2008

Ago - 2008

Sep - 2008

Oct - 2008

Nov - 2008

Dic - 2008

Mensual(GWh)

4,633

4,485

4,325

4,364

4,468

4,507

4,393

4,595

4,611

4,633

4,775

4,514

4,725

AcumulAnual(GWh)

53,624

4,485

8,810

8,810

17,642

22,149

26,542

31,137

35,748

40,381

45,156

49,670

54,395

Últimos 12 Meses(GWh)

53,624

53,692

53,850

53,850

53,829

53,825

53,875

53,920

53,960

54,112

54,302

54,302

54,395

CrecimMes(%)

2.6

1.5

0.2

0.2

4.8

-0.1

1.1

1.0

0.9

3.4

4.1

0.0

2.0

Crecim. Acum %

2.5

1.5

0.9

0.9

0.3

0.3

0.4

0.5

0.5

0.9

1.2

1.1

1.2

Crecim. Últimos

12 meses %

2.5

2.3

2.0

2.0

1.4

1.1

1.0

0.9

0.9

1.1

1.4

1.2

1.2

COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN SIN

a diciembre 2008

Producción mensual energía SIN (GWh)

Tipo Generación

HidráulicaTérmica

Carbón

Gas

MenoresEólica

H+T

CogeneradoresTotal

Diciembre 2007

3,620.7740.4287.3453.2268.5

3.5265.0

4.94,634.6

Diciembre 2008

3,933.8506.1152.8353.3280.6

2.8277.8

4.84,725.3

% Crecimiento

8.6 %-31.7 %-46.8 %-22.0 %

4.5 %-19.5 %

4.8 %-3.2 %2.0 %

La composición de la generación fue 83.3% con generación hidráulica, 10.7% con generación térmica (7.5% con generación gas y 3.2% con generación carbón), 5.9% con generación menores (5.9% con generación H+T y 0.1% con generación eólica ), y generación cogeneradores con 0.1%

El 57.1% de la generación total del Sistema estuvo representada por ocho plantas: San Carlos (13.5%), Guavio (10.2%), Guatapé (6.9%), Chivor (4.8%), Pagua (6.9%), Tebsa (5.3%), Betania (5.0%) y Guatrón (4.4%).

DEMANDA NO DOMÉSTICA Y TIE

Exportaciones a diciembre 2008

En diciembre de 2008, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 117.3 GWh, con una diferencia de 24.8% con respecto al mismo mes del año anterior. Por otro lado las exportaciones mensuales a Venezuela, se mantuvieron alrededor de los dos últimos meses.

Fecha

Dic - 07

Ene - 08

Feb - 08

Mar - 08

Abr - 08

May - 08

Jun - 08

Jul - 08

Ago - 08

Sep - 08

Oct - 08

Nov - 08

Dic - 08

ExportaciónVenezuela

GWh

0.0

0.0

0.0

0.0

0.3

0.0

0.0

0.0

0.0

14.9

30.2

29.3

27.5

ExportaciónEcuador GWh

94.0

72.5

19.7

7.2

12.3

5.0

23.4

5.9

68.6

78.4

70.3

29.0

117.3


DEMANDA NO DOMÉSTICA Y TIE.

Importaciones a diciembre 2008

Fecha

Dic - 07

Ene - 08

Feb - 08

Mar - 08

Abr - 08

May - 08

Jun - 08

Jul - 08

Ago - 08

Sep - 08

Oct - 08

Nov - 08

Dic - 08

ImportaciónEcuador

GWh

1.35

1.32

6.31

2.99

11.71

5.76

5.33

1.47

0.38

0.23

1.14

0.59

0.29

ImportaciónVenezuela

GWh

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

Durante diciembre de 2008 no se importó energía desde Venezuela y desde Ecuador 294.7 MWh


OFERTA DE ELECTRICIDAD

DICIEMBRE DE 2008


17 de Octubre de 2008


EMBALSES DEL SIN

Volumen Útil diarioNov 08: 13,389 GWh

Dic 08: 12,500 GWh

Ene 09 (día 15): 12,115 GWh

A partir de julio de 1994 (Acuerdo CNO 294) se grafica el volumen útil diario

VolumenUtil %

VACIO89.4883.5698.0849.7026.2572.0384.7387.4824.15

VACIOVACIO

82.14

VACIOVACIO

60.6987.7879.71

128.15

VACIOVACIO

82.7993.5386.23

VACIOVACIO

31.8798.2379.71

VACIO81.51

Región/Embalse

ANTIOQUIAMIEL 1MIRAFLORESPENOLPLAYASPORCE IIPUNCHINARIOGRANDE I ISAN LORENZOTRONERAS

Total ANTIOQUIACARIBE

URRA1

Total CARIBECENTRO

AGREGADO EEBBETANIAMUNAPRADO

Total CENTROORIENTE

CHUZAESMERALDAGUAVIO

Total ORIENTEVALLE

ALTO ANCHICAYACALIMASALVAJINA

Total VALLETotal -SIN-

Volumen UtilGWh

174.29218.55

4,017.3448.2413.7758.07

314.70383.5414.74

5,243.25

132.57

132.57

2,698.87129.3156.1158.20

2,942.49

946.631,051.851,829.95

3,828.43

11.75192.44148.95

353.1512,499.89

RESERVAS POR REGIONES

diciembre de 2008

VERTIMIENTOS POR REGIONES

diciembre de 2008Región/EmbalseANTIOQUIA

MIEL 1MIRAFLORESPENOLPLAYASPORCE IIPUNCHINARIOGRANDE I ISAN LORENZOTRONERAS

Total ANTIOQUIACARIBE

URRA1

Total CARIBECENTRO

AGREGADO EEBBETANIAMUNAPRADO

Total CENTROORIENTE

CHUZAESMERALDAGUAVIO

Total ORIENTEVALLE

ALTO ANCHICAYACALIMASALVAJINA

Total VALLETotal -SIN-

Vertimientos GWh

1.04-

32.8340.34

-9.232.37

49.530.04

135.38

-

-

186.8732.40

-12.85

232.11

-0.01

-

0.01

--

0.02

0.02367.52

HIDROLOGÍA EN EL SIN

Aportes reales al SIN

Nov 08: 149.1%Dic 08: 115.1%

Ene 09 (día 15): 145.5% (Prom. Acum.)

EVOLUCIÓN DE PRECIOS

DICIEMBRE DE 2008


17 de Octubre de 2008


CURVA DE FORMACIÓN DE PRECIO Disponibilidad Comercial Periodo 20

Las curvas de disponibilidad, representan los escenarios ficticios construidos con la Mínima, Típica y Máximadisponibilidad comercial de cada recurso del sistema para el periodo de análisis. Para la casación, se utiliza la máximademanda horaria del periodo 20 y el precio promedio de escasez del mes.

PRECIOS PROMEDIOS HORARIOS BOLSA

El precio promedio de Bolsa de diciembre de 2008, presentó una diferencia de 18.22 $/kWh con respecto al precio promedio de Bolsa de noviembre de 2008

En diciembre de 2008, el precio promedio de punta fue de 178.24 $/kWh en el período 20, mientras que el mínimo de los promedios fue de 79.2 $/kWh, en el período 4

Del 1 al 14 de enero, el precio promedio horario de Bolsa presentó una diferencia en 26.73 $/kWh con respecto a diciembre de 2008

Información preliminar de enero de 2009

PRECIO PROMEDIO PONDERADO DIARIO DE BOLSA Y PRECIO DE BOLSA HORARIO MÁXIMOS Y MÍNIMOS

Información de diciembre -preliminar

- En diciembre de 2008, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 9 con un valor de 316.75 $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 1 con un valor de 37.37 $/kWh (periodos 3 y 4).

- El precio de escasez para el mes de diciembre de 2008 fue de 332.34 $/kWh, el precio estimado de escasez a 13 de enero es de 234.4 $/kWh.

PRECIO PROMEDIO DIARIO BOLSA


El precio promedio de Bolsa en diciembre de 2008 fue de 105.89 $/kWh, presentó un mínimo de 47.59 $/kWh, el día 8, y un máximo de 183.39 $/kWh, el día 30. Para lo corrido de enero de 2009, hasta el día 10, el preciopromedio de Bolsa se ubica en 134.34 $/kWh.

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE BOLSA

El valor de la energía en Bolsa para diciembre, descontando CERE + FAZNI (32.48 $/kWh ), fue de 73.40 $/kWh, con una diferencia al valor de noviembre de 20.52 $/kWh.

PRECIOS PROMEDIO HORARIOS EN CONTRATOS

En diciembre de 2008, los precios promedios horarios de contratos fluctuaron entre 92.88 $/kWh y 97.98 $/kWh para un promedio de 95.1 $/kWh.

PRECIO PROMEDIO DIARIO DE CONTRATOS

Durante diciembre de 2008, el precio promedio diario de contratos osciló entre 92.30 $/kWh y 98.45 $/kWh, con un promedio diario de 95.31 $/kWh. Con respecto a noviembre presentó una diferencia de 3.92 $/kWh. Para lo corrido de enero, hasta el día 10, el promedio es de 107.02 $/kWh.

PRECIOS MEDIOS DE BOLSA Y CONTRATOS

En diciembre de 2008, el precio promedio de Bolsa y el precio promedio de Contratos presentaron una diferencia de 21.43%, 4.28% respectivamente al compararlos con noviembre de 2008. En diciembre de 2008 el valor del Mc fue101.03$/kWh

MesDic - 07Ene - 08Feb - 08Mar - 08Abr - 08May - 08Jun - 08Jul - 08Ago - 08Sep - 08Oct - 08Nov - 08Dic - 08

Contratos79.8386.2188.1287.4687.8286.5287.2787.2987.4689.5290.9391.4095.31

Bolsa85.4195.32101.2291.13103.7597.2776.8863.2374.3481.8884.4887.20105.89

PRECIOS PROMEDIOS DE CONTRATOS POR MERCADO DE DESTINO

Por mercado destino el precio promedio de contratos para el mes de diciembre de 2008 fue de 101.03 $/kWh para el Mercado Regulado y de 84.38 $/kWh para el Mercado no Regulado.

Nota: La información de contratos con destino al Mercado No Regulado contiene contratos registrados para atender tantoMercado No Regulado como intermediación.

ENERGÍA EN CONTRATOS POR MERCADO DE DESTINO

diciembre de 2008

Contratos Mercado Regulado: 62.3%

Contratos Mercado No Regulado: 37.7%

Por mercado destino la energía de Contratos para el mes de diciembre de 2008 fue de 2,749.4 GWh para el Mercado Regulado y de 1,665.4 GWh para el Mercado No Regulado.

VOLATILIDAD DIARIA DEL PRECIO DE BOLSA CALCULADA PARA LOS ÚLTIMOS 30 DÍAS

La volatilidad diaria promedio del precio de Bolsa en diciembre de 2008 presentó una diferencia de 5.3 puntos con respecto al valor de noviembre de 2008, ubicándose en 20.8%.

La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de la distribución de los rendimientos [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de bolsa promediodiario con horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.


VOLATILIDAD DIARIA DEL PRECIO DE CONTRATOS CALCULADA PARA LOS ÚLTIMOS 30 DÍAS

Por su parte, la volatilidad diaria promedio del precio promedio de los Contratos despachados en diciembre de 2008 no presento diferencia (0.8 puntos) con respecto a la del mes de noviembre de 2008, ubicándose en 1.3%.

La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de la distribución de los rendimientos [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de contratospromedio diario con horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.


PORCENTAJE DE LA DEMANDA DESPACHADA EN CONTRATOS

Año registro1997

1998

1999

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Dic-075%

0%

1%

0%

0%

8%

10%

38%

38%

0%

Ene-085%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

25%

58%

1%

Feb-087%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

23%

53%

7%

Mar-087%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

20%

51%

11%

Abr-087%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

19%

53%

11%

May-086%

0%

1%

0%

0%

6%

2%

15%

56%

13%

Jun-086%

0%

1%

0%

0%

6%

2%

15%

53%

16%

Jul-086%

0%

1%

0%

0%

6%

2%

14%

54%

17%

Ago-086%

0%

1%

0%

0%

2%

2%

15%

52%

21%

Sep-086%

0%

1%

0%

0%

1%

2%

15%

53%

22%

Oct-086%

0%

1%

0%

0%

-1%

2%

16%

54%

22%

Nov-086%

0%

1%

0%

0%

1%

2%

15%

53%

22%

Dic-086%

0%

1%

0%

0%

1%

2%

13%

50%

28%

NÚMERO DE CONTRATOS DESPACHADOS

año registro19971998199920022003200420052006200720082009Tota

Dic-0711231536

1151311

296

Ene-08112313867

17324

283

Feb-08112213859

16942

288

Mar-08112213857

16446

285

Abr-08112213856

16049

283

May-08112213846

162641

290

Jun-081122138

49163742

304

Jul-081122138

46160783

302

Ago-081122

3846

156844

303

Sep-081122

2846

159865

307

Oct-081122

2847

155856

303

Nov-081122

2845

154917

306

Dic-081122

2846

14678

286291

TARIFA PROMEDIO $/kWh DE CONTRATOS

Año Registro\Tipo

1997

1998

1999

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

No Regulado

No Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

Regulado

12/2007

76.51

0.00

0.00

58.07

70.70

0.00

72.21

35.63

76.38

73.75

74.44

77.02

80.20

86.37

01/2008

77.40

88.12

0.00

58.68

73.88

0.00

122.17

35.07

77.62

80.30

88.84

87.72

89.33

98.56

97.08

02/2008

78.75

101.85

0.00

59.57

75.51

0.00

125.42

34.26

79.53

84.13

90.31

90.19

89.96

99.90

100.87

03/2008

78.57

109.42

0.00

59.43

74.36

0.00

122.05

35.00

78.71

83.98

90.18

88.88

89.92

96.61

98.36

04/2008

78.75

131.19

0.00

59.57

75.71

0.00

120.87

33.64

79.31

84.16

90.37

90.64

89.38

98.17

99.03

05/2008

79.26

130.87

0.00

59.95

75.57

0.00

113.18

33.51

79.69

84.71

91.92

88.58

86.86

99.10

95.72

06/2008

80.53

106.59

0.00

60.47

74.81

0.00

94.80

36.25

78.47

86.40

92.61

88.45

87.58

96.43

97.60

07/2008

81.36

112.39

0.00

60.76

74.31

0.00

81.27

34.64

77.06

87.46

96.23

87.48

88.53

94.43

98.19

08/2008

81.09

162.13

0.00

60.56

75.02

0.00

0.00

44.85

78.39

87.03

95.92

88.12

88.40

81.84

98.76

09/2008

82.47

166.05

0.00

60.45

76.86

0.00

0.00

101.92

80.32

88.39

94.73

90.10

89.71

80.65

100.33

10/2008

84.08

214.91

0.00

60.66

78.42

0.00

0.00

103.92

81.72

90.16

96.42

91.27

91.17

81.63

101.41

11/2008

84.06

147.84

0.00

60.64

78.79

0.00

0.00

103.89

81.88

90.05

96.67

91.31

91.35

83.00

102.18

12/2008

83.39

200.98

0.00

60.16

80.03

0.00

0.00

103.06

82.24

89.56

98.64

94.83

95.65

84.51

106.03

* Precios corrientes

TRANSACCIONES EN EL MERCADO MAYORISTA COMO PORCENTAJE DE LA DEMANDA COMERCIAL

En diciembre de 2008, el porcentaje de las transacciones realizadas en Contratos con respecto a noviembre de 2008, presentó una diferencia de -5 puntos y el porcentaje de las transacciones realizadas en Bolsa presentó una diferenciade 6 puntos ( 103.9% en Contratos y 32.6 % en Bolsa).

- Las transacciones totales superaron a la demanda en 36.5%.

Nota: La Demanda Total o Comercial considera la demanda propia de cada comercializador (incluyendo las exportaciones a Ecuador en CENACE) más la participación en las pérdidas del STN y los consumos propios de los generadores. No considera la demanda no atendida.

PORCENTAJE DE LA DEMANDA COMERCIAL CONTRATADA

El porcentaje de la demanda comercial contratada respecto a la demanda comercial en el mes de diciembre de 2008 fue 95%.

Nota: La información del porcentaje de demanda contratada para el período diciembre de 2008 a diciembre de 2011, corresponde al informe del cuartotrimestre de 2008 en aplicación del parágrafo 1 del artículo 3 de la resolución CREG 135 de 1997, el cual se encuentra publicado en la página de XM www.xm.com.co.

EVOLUCIÓN HISTÓRICA TRANSACCIONES MEM INCLUYE BOLSA, STN Y STR

Durante diciembre de 2008 las transacciones con mayores cambios respecto al mismo mes del año anterior fueronCompras en Desviación y Restricciones

Transacciones SIC Millones $Concepto

ContratosCompra en BolsaValor a distribuir CxCRestriccionesRC-AGCServicios CND-SICRentas de CongestiónCompras en Desviación

Dic-2007372,940133,381120,990

9,95710,3114,2443,199

137

Dic-2008467,875162,963139,812

27,52314,8185,0113,3891,035

Incremento25.5 %22.2 %15.6 %

176.4 %43.7 %18.1 %6.0 %

653.9 %

Transacciones LAC Millones $Concepto

Cargo por uso STR (Factura)Cargo por uso STN (Factura)

Dic-200768,217

80,192

Dic-200873,513

100,548

Incremento7.8 %

25.4 %

FondosFOESFAZNIFAERPRONE

Dic-20072,4724,3635,200

Dic-20082,5774,4985,3616,381

Incremento4.27%3.11%3.11%

RESTRICCIONES

DICIEMBRE DE 2008

Dirección información

16 de Enero de 2009


EVOLUCIÓN RESTRICCIONES DIARIAS

Información preliminar de enero de 2009(diciembre 1 - enero 10 2009)

En diciembre hubo una disminución importante de las restricciones debido a la suspensión de mantenimientos en las subestaciones de San Carlos (finalizó 30 nov) y Chivor (finalizó 24 nov).

EVOLUCIÓN DEL COSTO DE LAS RESTRICCIONES MENSUALES A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES (*)

Diciembre de 2008

$27,523 millones

COSTO DE RESTRICCIONES POR CAUSAS

Literal Res. CREG 063 de

2000

a

b

c

d

e

f

g

h

i

j

k

Asignación

GS solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR's y/oSDL's

GS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN

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

GS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad(VERPC)

GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN

GS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción estéasociada con una Importación de energía

GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía

GS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de OrdenPúblico (CAOP)

GS originadas en modificaciones al programa de generaciónsolicitadas por el CND durante la operación diferente a las anteriorescausas

GS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente

GS no asociada con las causas establecidas en los literalesanteriores

Incluye todos los literales

GENERACIÓN FUERA DE MÉRITO

La generación fuera de mérito promedio diaria presentó una diferencia en -32.6% de diciembre de 2008 respecto al mes anterior, pasando de 17.2 GWh/día a 11.6 GWh/día. Teniendo en cuenta que la generación real promedio del mes de diciembre de 2008 fue de 152.4 GWh/día, se obtiene que la generación fuera de mérito correspondió al 7.6% de dicha generación real.

VALOR MENSUAL DEL AGC

El valor total del servicio de AGC, para el mes de diciembre fue de $32,352 millones

Nota: No incluye las reconciliaciones negativas por AGC

EVOLUCIÓN DEL COSTO UNITARIO DE LAS RECONCILIACIONES Y PRECIOS OFERTA

Precios de oferta promedios de diciembre de 2008

Oferta Hidráulica

Ofertas Térmicas

Oferta Total

104.3$/kWh

754.6$/kWh

309.5$/kWh

(-5.5$/kWh)

(-26.9$/kWh)

(4.4$/kWh)

PLANTAS CON MAYOR PARTICIPACIÓN EN LAS RECONCILIACIONES POSITIVAS

diciembre 2008

Reconciliación Positiva - Plantas Presentadas: 96% del total; TEBSA y TASAJERO 1: 66% del total

Nota: Incluye tanto las plantas que prestan el servicio de AGC como las que no lo prestan

PLANTAS CON MAYOR PARTICIPACIÓN EN LAS RECONCILIACIONES NEGATIVAS

diciembre 2008

Reconciliación Negativa - Plantas Presentadas: 97% del total; GUATAPE y CHIVOR: 35% del total

Nota: Incluye tanto las plantas que prestan el servicio de AGC como las que no lo prestan

UBICACIÓN DE LA RECONCILIACION POSITIVA Y NEGATIVA Millones $ a diciembre 2008

GUATAPE

CHIVOR

PORCE II

GUAVIO

PARAISO GUACA

9,884 (22 %)

6,159 (13 %)

5,054 (11 %)

5,051 (11 %)

3,843 (8 %)

TEBSA

TASAJERO 1

FLORES 2

GUAJIRA 1

GUATRON

32,179 (58 %)

4,458 (8 %)

3,465 (6 %)

1,670 (3 %)

1,623 (3 %)

RECONCILIACIÓN NEGATIVA DICIEMBRE 2008

RECONCILIACIÓN POSITIVA DICIEMBRE 2008

Total: $ 45,656 MillonesTotal: $ 55,860 Millones

RENTAS DE CONGESTIÓN Vs COSTO DE LAS RESTRICCIONES

Rentas de congestión para aliviar Restricciones (considera la destinación al FOES y porcentaje para pagos anticipados)

(*) Restricciones a cargo de los comercializadores en Colombia (Demanda doméstica)

Nota: Inicio TIE Colombia - Ecuador marzo de 2003

Inicio FOES Julio de 2003

Fecha

Dic-2007

Ene-2008

Feb-2008

Mar-2008

Abr-2008

May-2008

Jun-2008

Jul-2008

Ago-2008

Sep-2008

Oct-2008

Nov-2008

Dic-2008

Alivio porRentas

Congestión

622

256

51

22

16

15

98

11

574

555

659

109

644

Restricciones (*)

9,708

8,917

15,912

23,921

23,310

31,394

26,267

39,141

39,901

40,532

34,533

34,280

26,722

(Rentas/Rest) %

6

3

0

0

0

0

0

0

1

1

2

0

2

COSTO UNITARIO A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES Y ALIVIO DE RENTAS DE CONGESTIÓN

- Durante diciembre de 2008 el valor unitario de las restricciones llegó a 6.13$/kWh, cifra que no tiene en cuenta el beneficio de las rentas de congestión.

- El valor promedio de las restricciones, asignables a la demanda doméstica, fue de 6.01$/kWh durante enero.

AGENTES Y USUARIO EN EL MERCADO

DICIEMBRE DE 2008


16 de Enero de 2009


EVOLUCIÓN DEL REGISTRO DE FRONTERAS DE USUARIOS NO REGULADOS Y ALUMBRADO PÚBLICO

Diciembre de 2008 finalizó con 4,462 usuarios no regulados y 370 usuarios de alumbrado público, presentó unadiferencia de 26 y de 1 al compararlo con noviembre de 2008 respectivamente. Hasta el día 14 de enero de 2009 lasfronteras no reguladas y de alumbrado público registradas son 4,435 y 345, respectivamente

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE USUARIOS NO REGULADOS POR DEPARTAMENTO

a diciembre 2008

La mayor concentración de usuarios no regulados en diciembre de 2008 se encontró en ANTIOQUIA y DISTRITO CAPITAL, representan el 38% del total del fronteras registradas en el país (4,830)

Incluye zonas francas y alumbrado público

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE USUARIOS NO REGULADOS POR DEPARTAMENTO

a diciembre 2008

En diciembre la demanda de Usuarios No Regulados se ubicó en 1,376.5 GWh.


DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA

diciembre

Por empresa,EEPPM y EMGESA SA poseen el 37% de las fronteras de UNR.


DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA

diciembre


EVOLUCIÓN DEL MERCADO REGULADO

Diciembre de 2008 finalizó con 3,732 fronteras reguladas registradas, lo que representó una diferencia de 15 fronteras con respecto a noviembre de 2008.

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE FRONTERAS REGISTRADAS DE UR POR DEPARTAMENTO

diciembre

La mayor concentración de fronteras de usuarios regulados en diciembre de 2008 se encontró en VALLE y ATLANTICO con el 44.9 %.

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE FRONTERAS REGISTRADAS DE UR POR DEPARTAMENTO

diciembre

La demanda acumulada de diciembre de 2008 para fronteras de Usuarios Regulados registrados se ubicó en 86 GWh.

DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA

diciembre

Por empresa, ENERGIA CONFIABLE y DICEL poseen el 37% de las fronteras de UR registradas (3,732).

DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA

diciembre

EVOLUCIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD-TIE

DICIEMBRE DE 2008


20 de Enero de 2008


OBJETIVOS

Presentar la evolución de los principales aspectos comerciales de las TIE durante el mes analizado en este informe

Dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 7º de la Resolución CREG 004 de 2003, modificado por el artículo 2º de la resolución CREG 014 de 2004, según el cual el ASIC debe informar a la CREG, el día 20 calendario, los valores estimados y reales de cada una de las variables involucradas en el cálculo para la programación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE

78

RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADOR

En diciembre de 2008, se presentaron las mayores exportaciones a Ecuador del 2008 (117,308.3 MWh), sin embargo al comparar el total del 2008 con 2007 las exportaciones totales disminuyeron en 42.0 %, las importaciones en ambos años fueron similares. Por otro lado las rentas de congestión en 2008 disminuyeron en un 63.8 % al compararlas con 2007.

Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de

CongestiónEne-08 72,523.4 1,320.0 4,973.8 64.7 654.6Feb-08 19,745.0 6,310.8 1,596.2 327.6 97.0Mar-08 7,151.9 2,993.0 534.8 144.0 45.2Abr-08 12,349.1 11,711.4 920.8 656.9 43.4

May-08 5,049.2 5,761.8 410.4 576.7 43.9Jun-08 23,415.8 5,334.1 1,537.2 316.3 275.8Jul-08 5,946.4 1,465.3 421.6 88.9 30.4

Ago-08 68,569.3 377.4 5,427.2 28.8 1,591.1Sep-08 78,439.9 230.0 5,920.4 14.0 1,384.2Oct-08 70,260.6 1,144.1 4,945.4 37.4 1,523.8Nov-08 29,023.3 590.6 1,654.5 27.9 243.0Dic-08 117,308.2 294.7 7,565.3 26.1 1,493.6

Total 2008 509,782.2 37,533.3 30,933.7 2,244.7 7,426.0Total 2007 876,602.3 38,392.6 66,269.4 1,336.0 20,398.6Total 2006 1,608,628.9 1,070.4 127,104.5 50.0 56,865.0Total 2005 1,757,881.4 16,028.7 151,733.7 509.8 75,581.0Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,825.7Total 2003 1,129,263.5 67,202.7 80,307.7 2,476.0 44,347.7Total Historia 7,563,246.3 195,202.0 591,458.1 7,354.5 281,444.0

FechaEnergía (MWh) Valor (Miles de US$)

79

INTERCAMBIO TIE COLOMBIA Y ECUADOR MWh

0

92.3

En Mérito (%)

294.7100Ecuador a Colombia

117.308.27.7Colombia a Ecuador

Total (MWh)Fuera de Mérito (%)diciembre de 2008

Detalle 01 de diciembre de 2008 a enero 07 de 2009

-1,0000

1,0002,0003,0004,0005,0006,000

01-D

ic-0

8

04-D

ic-0

8

07-D

ic-0

8

10-D

ic-0

8

13-D

ic-0

8

16-D

ic-0

8

19-D

ic-0

8

22-D

ic-0

8

25-D

ic-0

8

28-D

ic-0

8

31-D

ic-0

8

03-

En

e-0

9

06-

En

e-0

9

MW

h

Información prelim

inar de enero de 2009

-50,000

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

Mar

-03

May

-03

Jul-0

3S

ep-0

3N

ov-0

3E

ne-0

4M

ar-0

4M

ay-0

4Ju

l-04

Sep

-04

Nov

-04

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5S

ep-0

5N

ov-0

5E

ne-0

6M

ar-0

6M

ay-0

6Ju

l-06

Sep

-06

Nov

-06

Ene

-07

Mar

-07

May

-07

Jul-0

7S

ep-0

7N

ov-0

7E

ne-0

8M

ar-0

8M

ay-0

8Ju

l-08

Sep

-08

Nov

-08

MW

h

Colombia a Ecuador (fuera de mérito)Colombia a Ecuador (en mérito)Ecuador a Colombia (fuera de mérito)Ecuador a Colombia (en mérito)

80

PRECIOS EXPORTACIÓN LIQUIDACIÓN TIE

0

100

200

300

400

500

600

700

01-M

ar-0

330

-Abr

-03

29-J

un-0

328

-Ago

-03

27-O

ct-0

326

-Dic

-03

24-F

eb-0

424

-Abr

-04

23-J

un-0

422

-Ago

-04

21-O

ct-0

420

-Dic

-04

18-F

eb-0

519

-Abr

-05

18-J

un-0

517

-Ago

-05

16-O

ct-0

515

-Dic

-05

13-F

eb-0

614

-Abr

-06

13-J

un-0

612

-Ago

-06

11-O

ct-0

610

-Dic

-06

08-F

eb-0

709

-Abr

-07

08-J

un-0

707

-Ago

-07

06-O

ct-0

705

-Dic

-07

03-F

eb-0

803

-Abr

-08

02-J

un-0

801

-Ago

-08

30-S

ep-0

829

-Nov

-08

$/kW

h

PONE col ex-post (138 kV)

PONE col ex-post (230 kV)

PIL

Detalle 1 de diciembre de 2008 a enero 8 de 20089

0

100

200

300

01

-Dic

-08

03

-Dic

-08

05

-Dic

-08

07

-Dic

-08

09

-Dic

-08

11

-Dic

-08

13

-Dic

-08

15

-Dic

-08

17

-Dic

-08

19

-Dic

-08

21

-Dic

-08

23

-Dic

-08

25

-Dic

-08

27

-Dic

-08

29

-Dic

-08

31

-Dic

-08

02

-En

e-0

9

04

-En

e-0

9

06

-En

e-0

9

08

-En

e-0

9

$/k

Wh

Información prelim

inar enero de 2009

Los precios de exportación (PONE230 kv) promedios diarios de Colombia fluctuaron en diciembre entre 74.1 $/kWh y 243.7 $/kWh, y los precios de importación (PIL) ecuatorianos fluctuaron entre 104.0 $/kWh y 200.8 $/kWh

Decreto 338 Ecuador $ Combustibles

81

RENTAS DE CONGESTIÓN

0

3,000

6,0009,000

12,000

15,000

18,00021,000

24,000

27,000

30,000

33,00036,000

39,000

Mar

-03

May

-03

Jul-0

3

Sep

-03

Nov

-03

Ene

-04

Mar

-04

May

-04

Jul-0

4

Sep

-04

Nov

-04

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5

Sep

-05

Nov

-05

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep

-06

Nov

-06

Ene

-07

Mar

-07

May

-07

Jul-0

7

Sep

-07

Nov

-07

Ene

-08

Mar

-08

May

-08

Jul-0

8

Sep

-08

Nov

-08

.

Mill

ones

$ d

e di

ciem

bre

2008

Rentas de Congestión Totales

Rentas a la Demanda Internacional de TIE

Rentas de Congestión para cubrir restricciones

• En diciembre de 2008 las rentas de congestión alcanzaron $3,389.3 millones, estas fueron asignadas tanto a la Demanda Doméstica Colombiana $ 3,221.5 millones como a la Demanda Internacional del Despacho Económico Coordinado (Resolución CREG 060 de 2004) $167.8 millones.

• El 80% de las rentas de congestión asignables a la Demanda Doméstica Colombiana, se destinaron para alimentar el Fondo de Energía Social –FOES– $2,577.2 millones y el restante 20% para cubrir restricciones asignables a la demanda $644.3 millones.

INTERCAMBIO DE ENERGÍA TIE ECUADOR GWh - MES

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

GW

h / m

es

EXPORT ACIONES 93.968 72.523 19.745 7.152 12.349 5.049 23.416 5.946 68.569 78.435 70.261 29.023 117.308

IM PORT ACIONES 1.348 1.320 6.311 2.993 11.711 5.762 5.334 1.465 0.377 0.230 1.144 0.591 0.295

Di c-07 Ene-08 Feb-08 M ar -08 Abr -08 M ay-08 Jun-08 Jul -08 Ago-08 Sep-08 Oct -08 Nov-08 Di c-08

INTERCAMBIO DE ENERGÍA TIE ECUADOR GWh/día

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

GW

h -

Día

EXPORTACIÓN 3.031 2.339 0.705 0.231 0.412 0.163 0.781 0.192 2.212 2.614 2.266 0.967 3.784

IMPORTACIÓN 0.043 0.043 0.225 0.097 0.390 0.186 0.178 0.047 0.012 0.008 0.037 0.020 0.010

Dic-07 Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08

PORCENTAJE DE DEMANDA ATENDIDA CON LOS INTERCAMBIOS TIE COLOMBIA-ECUADOR

Diciembre de 2008

DEMANDA MWh

IMPORTACIÓN TIE MWh

%

ECUADOR 1,387,755 117,308 8.4531%COLOMBIA 4,725,583 295 0.0062%

informe mensual de anÁlisis del mercado diciembre … mensual anlisis del mercado...el incremento...

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