informe mensual de anÁlisis del mercado enero de 2009 mensual anlisis del mercado... · demanda...

INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO

ENERO DE 2009

Dirección Información

18 de Febrero de 2009

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DESTACADOS ENERO 2009

Demanda de energía enero 20094,464.7 GWh

Crecimiento ene 2009 / ene 20081%

Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW

Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2%

99.7 GWh

(8.15 Millones USD$)Exportaciones hacia Ecuador enero 2009

Crecimiento ene 2009 / ene 2008 37.5% en GWh

(63.8% en US$ )Aportes de los ríos al SIN enero 2009 3,400.4 GWh

(148.6% de la media)Volumen útil SIN enero 2009

11,592.6 GWh

(75.6 de la Cap. Util)Disponibilidad plantas con despacho central enero 2009

11,685 MW

(86.69% CEN)

3.4 GWh

(54.5% Por Causas No Programadas )

Demanda No Atendida enero 2009

Precio promedio mensual de Bolsa enero 2009

133.97 $/kWhCrecimiento ene 2009 / dic 2008

26.5%

Precio promedio de Contratos ene 2009 105.33 $/kWh

Crecimiento ene 2009/dic 2008 10.5%

Transacciones en Contratos ene/09 (% de la demanda) 104.1%

Transacciones en Bolsa ene/09 (% de la demanda) 38.6%

Transacciones totales superan la demanda en 42.7%

Compras Contratos (ene 2009) 503,577 Millones $

Compras Bolsa (ene 2009) 241,441 Millones $

INDICADORES DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

a enero 2009

Con respecto a los indicadores que reflejan la calidad de la operación del SIN en enero de 2009 La demanda no atendida fue de 3.4 GWh, de los cuales 1.6 GWh correspondieron a causas programadas y 1.8 GWh a 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 enero de 2009 en la bolsa es de 100% y en STN es de 100%

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

DEMANDA DE ELECTRICIDAD, PRODUCCION E INTERCAMBIOS

ENERO DE 2009




INFORME DEMANDA DEL SIN

a enero de 2009

Mensual (enero/2009 vs enero/2008 )

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 1% en enero de 2009 (4,464.7 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 1.2%.

Acumulado anual ( enero/2009-enero/2009 vs enero/2008-enero/2008)

La demanda acumulada del año se ubicó en 4,464.7 GWh con un aumento del 1% con relación al mismo período del año anterior.

Promedios diarios

La demanda promedio de los días laborales para el mes de enero fue de 150.7 GWh/día con un crecimiento del 1.7% con respecto al mismo mes del año anterior, los sábados fue de 141.6 GWh/día con un crecimiento del 0.6% y los domingos y festivos fue de 123.8 GWh/día con un crecimiento de -0.1%.

DEMANDA ACUMULADA DEL SIN

a enero de 2009

Para cada año se presenta la demanda acumulada de los últimos 12 meses finalizando en enero de 2009

La demanda de electricidad en los últimos doce meses (53,916 GWh), es decir de febrero de 2008 a enero de 2009, presentó una tasa de crecimiento de 1.8%.

TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA ACUMULADA DEL SIN

a enero de 2009

Para cada año se presenta la tasa de crecimiento de la demanda acumulada para los últimos 12 meses finalizando en enero de 2009

La demanda de electricidad en los últimos doce meses presentó una tasa de crecimiento de 1.8%

TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA MENSUAL DEL SIN

a enero de 2009

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 1% en enero de 2009 (4,464.7 GWh), al compararla con el mismo mes del año anterior.

PROYECCIONES DE DEMANDA ENERGIA DE UPME

a enero de 2009

COMPARACIÓN DE ESCENARIOS DE ENERGÍA UPME vs REAL 2009

*

Para el mes de enero la desviación con el escenario medio es de -2.0NOTA : 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 noviembre 2008

CRECIMIENTO ESPERADO DE LA DEMANDA

a enero 2009

Tasa de crecimiento esperado y real de la demanda de energía del SIN Enero 1 al 31 de 2009

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 1.0% en Enero de 2009 (4,464.7 GWh), ubicándose por debajo del límite de confianza inferior.

Nota: Proyecciones de UPME noviembre 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 enero 2009

Ene-2008

45.9 GWh/día

95.8 GWh/día

Ene-2009

45.0 GWh/día

98.1 GWh/día

TASAS DE CRECIMIENTO DEMANDA REGULADA Y NO REGULADA

a enero de 2009

Ene-08

Feb-08

Mar-08

Abr-08

May-08

Jun-08

Jul-08

Ago-08

Sep-08

Oct-08

Nov-08

Dic-08

Ene-09

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

4,464.7

TASAS DE CRECIMIENTO (%)

DEMANDA TOTAL DEL SIN

MENSUAL (1)

2.5

2.4

-3.3

5.4

0.9

1.5

2.8

0.9

2.9

3.1

0.1

0.8

1.0

ACUMULADO ANUAL (2)

2.5

2.5

0.5

1.7

1.5

1.5

1.7

1.6

1.7

1.9

1.7

1.6

1.0

ULTIMOS 12 MESES (3)

3.8

3.6

2.8

2.9

2.6

2.4

2.3

2.1

2.1

2.2

1.8

1.6

1.8

DEMANDA REGULADA (1),(4)

MENSUAL (1)

1.8

1.7

1.7

5.6

1.1

1.6

2.3

1.7

2.4

3.0

0.4

2.3

2.3

ACUMULADO ANUAL (2)

1.8

1.8

1.8

2.2

2.0

1.9

1.9

1.9

2.0

2.1

1.9

1.9

2.3


4.9

4.6

4.6

3.9

3.5

3.2

2.9

2.7

2.5

2.5

2.0

1.9

2.3

DEMANDA NO REGULADA (1),(4)

MENSUAL (1)

4.1

3.9

-9.2

5.8

0.4

0.9

3.6

-1.0

4.0

3.3

-0.6

-2.3

-1.7

ACUMULADO ANUAL (2)

4.1

4.1

-0.6

0.9

0.8

0.8

1.2

1.0

1.3

1.5

1.3

1.0

-1.7


1.4

1.6

0.5

0.8

0.7

0.8

1.1

1.0

1.3

1.6

1.4

1.0

0.8

(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 enero de 2009 , la demanda Regulada y la No Regulada se incrementaron en un 2.3% y un -1.7%, respectivamente, al compararlas con enero de 2008

DEMANDA NO REGULADA Clasificación CIIU

a enero de 2009MWh/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

Ene-2008

21,629.1

8,504.8

6,055.6

3,571.1

2,625.7

1,283.6

1,156.5

906.9

148.9

45,882.2

Ene-2009

19,579.4

9,283.3

5,860.8

3,632.2

2,845.8

1,403.3

1,230.7

969.0

173.4

44,977.8

Incremento

-9.5 %

9.2 %

-3.2 %

1.7 %

8.4 %

9.3 %

6.4 %

6.8 %

16.5 %

-2.0 %

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 enero de 2009

La demanda comercial(*) para enero de 2009 fue de 4,567.5 GWh, de los cuales el 85% fuedistribuida por 13 operadores de red y el 68% 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, TIEy Venezuela.

Chocó

Total

Ene-2008

1,119.5

1,066.7

854.5

679.3

438.4

294.5

13.4

4,466.1

Ene-2009

1,134.1

1,040.2

887.8

675.8

446.5

368.7

14.0

4,567.1

Crecimiento (%)

1.3

-2.5

3.9

-0.5

1.9

25.2

4.6

2.3

* 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 enero 2009

En enero de 2009, la demanda no atendida fue de 3.4 GWh, de la cual el 54.5 % correspondió a causas no programadas.

Las áreas operativas más afectadas por demanda no atendida no programada fueron Córdoba/Sucre(15.9%), Caldas/Quíndio/Risaralda(11.0%) y Cauca-Nariño(6.9%). El evento con mayor demanda no atendida se presentó en el áreaCórdoba/Sucre por Falla en cables de potencia asociados a la barra 13.8 kV en la S/E Montería.

FECHA

Ene - 08

Feb - 08

Mar - 08

Abr - 08

May - 08

Jun - 08

Jul - 08

Ago - 08

Sep - 08

Oct - 08

Nov - 08

Dic - 08

Ene - 09

CausasProgramadas

GWh

0.1

0.7

0.9

0.6

0.5

0.3

1.2

0.6

1.1

2.6

1.0

0.4

1.6

Causas No Programadas

GWh

4.2

2.8

2.7

2.9

4.8

2.6

3.8

3.0

3.0

4.6

2.6

2.3

1.9

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

4.2

3.5

3.6

3.5

5.2

2.9

5.0

3.6

4.1

7.3

3.6

2.7

3.4

DEMANDA DE POTENCIA

a enero 2009

Fecha

Ene - 08Feb - 08Mar - 08Abr - 08May - 08Jun - 08Jul - 08Ago - 08Sep - 08Oct - 08Nov - 08Dic - 08Ene - 09

Demandamáxima (MW)

8,4748,6788,5298,6388,7078,5418,5248,5408,7098,7638,8009,0798,493

Crecim. %

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

La demanda máxima de potencia para enero de 2009 fue de 8,493 MW, se registró en el período 20 del día 28. El consumo de potenciapresentó una variación de 0.2 % al compararlo con enero de 2008

GENERACIÓN SIN

a enero de 2009

Para enero de 2009 la generación total del SIN fue de 4,590.3 GWh, la cual, con respecto a enero de 2008, presentó unatasa de crecimiento de 2.3%.

Fecha

Ene - 2008

Feb - 2008

Mar - 2008

Abr - 2008

May - 2008

Jun - 2008

Jul - 2008

Ago - 2008

Sep - 2008

Oct - 2008

Nov - 2008

Dic - 2008

Ene - 2009

Mensual(GWh)

4,485

4,325

4,364

4,468

4,507

4,393

4,595

4,611

4,633

4,775

4,514

4,725

4,590

AcumulAnual(GWh)

4,485

8,810

8,810

17,642

22,149

26,542

31,137

35,748

40,381

45,156

49,670

54,395

4,590

Últimos 12 Meses(GWh)

53,692

53,850

53,850

53,829

53,825

53,875

53,920

53,960

54,112

54,302

54,302

54,395

54,500

CrecimMes(%)

1.5

0.2

0.2

4.8

-0.1

1.1

1.0

0.9

3.4

4.1

0.0

2.0

2.3

Crecim. Acum %

1.5

0.9

0.9

0.3

0.3

0.4

0.5

0.5

0.9

1.2

1.1

1.2

2.3

Crecim. Últimos

12 meses %

2.3

2.0

2.0

1.4

1.1

1.0

0.9

0.9

1.1

1.4

1.2

1.2

1.5

COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN SIN

a enero 2009

Producción mensual energía SIN (GWh)

Tipo GeneraciónHidráulicaTérmica

Carbón

Gas

MenoresEólica

H+T

CogeneradoresTotal

Enero 20083,437.9

825.6309.8515.8217.7

5.5212.2

4.24,485.4

Enero 20093,761.8

592.4155.7436.8230.6

4.8225.8

5.54,590.3

% Crecimiento9.4 %

-28.2 %-49.8 %-15.3 %

5.9 %-13.1 %

6.4 %31.0 %2.3 %

La composición de la generación fue 82.0% con generación hidráulica, 12.9% con generación térmica (9.5% con generación gas y 3.4% con generación carbón), 5.0% con generación menores (4.9% con generación H+T y 0.1% con generación eólica ), y generación cogeneradores con 0.1%

OFERTA DE ELECTRICIDAD

ENERO DE 2009




EMBALSES DEL SIN

Volumen Útil diarioDic 08: 12,500 GWh

Ene 09: 11,593 GWh

Feb 09 (día 15): 10,967 GWh

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

Volumen Util %

VACIO80.2570.2698.3391.6826.2562.9833.2381.7714.92

VACIOVACIO

84.38

VACIOVACIO

58.2496.5688.01

102.32

VACIOVACIO

78.1772.9374.05

VACIOVACIO

28.4892.3867.74

VACIO75.60

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 Util GWh

156.32183.77

4,027.4489.0013.7750.77

123.41358.50

9.11

5,012.08

136.18

136.18

2,590.28142.2461.9546.47

2,840.95

893.77820.22

1,571.29

3,285.28

10.50180.99126.59

318.0811,592.58

RESERVAS POR REGIONES

a enero de 2009

VERTIMIENTOS POR REGIONES

a enero de 2009Región/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

---

13.46-----

13.46

-

-

7.9614.94

--

22.90

---

-

---

-36.36

HIDROLOGÍA EN EL SIN

Aportes reales al SIN respecto a la media histórica del mes.

Dic 08: 115.1%

Ene 09: 148.6%

EVOLUCIÓN DE PRECIOS

ENERO DE 2009




PRECIOS PROMEDIO HORARIOS BOLSA Información preliminar de febrero de 2009

- Los precios promedio horarios de Bolsa de enero de 2008, fue 133.19 $/kWh.

- En enero de 2009, el precio promedio horario de Bolsa máximo fue de 149.74 $/kWh en el período 20, mientras que el mínimo fue de 117.57 $/kWh, en el período 4

- Del 1 al 15 de febrero, el precio promedio horario de Bolsa en versión TX2, presenta una diferencia en -10.04 $/kWh con respecto a enero de 2009

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

Información de diciembre -preliminar

- En enero de 2009, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 14 con un valor de 204.03 $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 21 con un valor de 42.64 $/kWh (periodos 2 y 3).

- El precio de escasez para el mes de enero de 2009 fue de 234.4 $/kWh, el precio estimado de escasez a 13 de febrero es de 220.14 $/kWh.

PRECIO PROMEDIO DIARIO BOLSA

Información preliminar de febrero de 2009

El precio promedio de Bolsa en enero de 2009 fue de 133.97 $/kWh, presentó un mínimo de 117.79 $/kWh, el día 25, y un máximo de 162.07 $/kWh, el día 1. Para lo corrido de febrero de 2009, hasta el día 10, el precio promedio de Bolsa se ubica en 125.20 $/kWh.

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE BOLSA

El valor de la energía en Bolsa para enero, descontando CERE + FAZNI (32.48 $/kWh ), fue de 101.49 $/kWh, con una diferencia al valor de diciembre de 30.44 $/kWh.

PRECIOS PROMEDIO HORARIOS EN CONTRATOS

En enero de 2009, los precios promedios horarios de contratos fluctuaron entre 102.79 $/kWh y 107.48 $/kWh para un promedio de 105.22 $/kWh.

PRECIO PROMEDIO DIARIO DE CONTRATOS

Durante enero de 2009, el precio promedio diario de contratos osciló entre 104.33 $/kWh y 107.50 $/kWh, con un promedio diario de 105.36 $/kWh. Con respecto a diciembre presentó una diferencia de 10.05 $/kWh. Para lo corrido de febrero, hasta el día 10, el promedio es de 105.36 $/kWh.

PRECIOS MEDIOS DE BOLSA Y CONTRATOS

En enero de 2009, el precio promedio de Bolsa y el precio promedio de Contratos presentaron una diferencia de 26.52%, 10.51% respectivamente al compararlos con diciembre de 2008. En enero de 2009 el valor del Mc fue 116.12$/kWh

MesEne - 08Feb - 08Mar - 08Abr - 08May - 08Jun - 08Jul - 08Ago - 08Sep - 08Oct - 08Nov - 08Dic - 08Ene - 09

Contratos86.2188.1287.4687.8286.5287.2787.2987.4689.5290.9391.4095.31105.33

Bolsa95.32101.2291.13103.7597.2776.8863.2374.3481.8884.4887.20105.89133.97

PRECIOS PROMEDIOS DE CONTRATOS POR MERCADO DE DESTINO

El precio promedio ponderado de contratos para el mercado regulado, definido como Mc, para el mes de enero de 2009 fue 116.12 $/kWh, por su parte, para el mercado no regulado fue 88.40 $/kWh.

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

ENERGÍA EN CONTRATOS POR MERCADO DE DESTINO

enero de 2009

Contratos Mercado Regulado: 59.3%

Contratos Mercado No Regulado: 40.7%

Por mercado destino la energía de Contratos para el mes de enero de 2009 fue de 2,472.2 GWh para el Mercado Regulado y de 1,699.7 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 enero de 2009 presentó una diferencia de -9.0 puntos con respecto al valor de diciembre de 2008, con promedio de 11.8%.

La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de la distribución de los rendimientos [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de bolsa promedio diario 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 enero de 2009 presento una diferencia de 0.3 puntos con respecto a la del mes de diciembre de 2008, ubicándose en 1.6%.

La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de la distribución de los rendimientos [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de contratos promedio 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

2009

Ene-085%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

25%

58%

1%

0%

Feb-087%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

23%

53%

7%

0%

Mar-087%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

20%

51%

11%

0%

Abr-087%

0%

1%

0%

0%

7%

2%

19%

53%

11%

0%

May-086%

0%

1%

0%

0%

6%

2%

15%

56%

13%

0%

Jun-086%

0%

1%

0%

0%

6%

2%

15%

53%

16%

0%

Jul-086%

0%

1%

0%

0%

6%

2%

14%

54%

17%

0%

Ago-086%

0%

1%

0%

0%

2%

2%

15%

52%

21%

0%

Sep-086%

0%

1%

0%

0%

1%

2%

15%

53%

22%

0%

Oct-086%

0%

1%

0%

0%

-1%

2%

16%

54%

22%

0%

Nov-086%

0%

1%

0%

0%

1%

2%

15%

53%

22%

0%

Dic-086%

0%

1%

0%

0%

1%

2%

13%

50%

28%

0%

Ene-095%

0%

1%

0%

0%

1%

1%

1%

17%

71%

2%

NÚMERO DE CONTRATOS DESPACHADOS

año registro19971998199920022003200420052006200720082009Tota

Ene-08112313867

17324

283

Feb-08112213859

16942

288

Mar-08112213857

16446

285

Abr-08112213856

16049

283

May-08112213846

16264

290

Jun-08112213849

16374

304

Jul-081122138

4616078

302

Ago-081122

38

4615684

303

Sep-081122

2846

15986

307

Oct-081122

2847

15585

303

Nov-081122

2845

15491

306

Dic-081122

2846

14683

291

Ene-091112

25743

21818

298

TARIFA PROMEDIO $/kWh DE CONTRATOS

Año Registro\Tipo

1997

1998

1999

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

No Regulado

No Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

No Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

Regulado

No Regulado

Regulado

01/2008

77.40

88.12

0.00

58.68

73.60

0.00

125.86

34.92

77.78

80.21

88.81

87.17

87.74

97.80

98.59

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

01/2009

82.20

139.37

0.00

59.30

114.45

0.00

0.00

101.59

82.11

84.02

97.92

121.07

77.20

115.34

108.94

117.16

* Precios corrientes

TRANSACCIONES EN EL MERCADO MAYORISTA COMO PORCENTAJE DE LA DEMANDA COMERCIAL

En enero de 2009, el porcentaje de las transacciones realizadas en Contratos con respecto al mes anterior, presentóuna diferencia de 0 puntos y el porcentaje de las transacciones realizadas en Bolsa presentó una diferencia de 6 puntos ( 104.1% en Contratos y 38.6 % en Bolsa).

- Las transacciones totales superaron a la demanda en 42.7%.

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 enero de 2009 fue 86%.

Nota: La información del porcentaje de demanda contratada para el período enero de 2009 a diciembre de 2011, corresponde al informe del cuarto trimestre de 2009 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 enero de 2009 las transacciones con mayores cambios respecto al mismo mes del año anterior fueron Compras en Desviación y Restricciones

Transacciones SIC Millones $Concepto

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

Ene-2008391,627142,599114,159

8,94911,9534,3161,300

48

Ene-2009503,577237,216147,007

26,84216,8894,9691,063

317

Incremento28.6 %66.4 %28.8 %

200.0 %41.3 %15.1 %

-18.2 %557.9 %

Transacciones LAC Millones $Concepto

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

Ene-200864,413

83,181

Ene-200970,095

100,588

Incremento8.8 %

20.9 %

FondosFOESFAZNIFAERPRONE

Ene-20081,0044,3215,149

Ene-2009809

4,8095,7316,301

Incremento-19.45%

11.3%11.3%

RESTRICCIONES

ENERO DE 2009




EVOLUCIÓN RESTRICCIONES DIARIAS

Información preliminar de febrero de 2009(enero 1 - febrero 11 2009)

EVOLUCIÓN DEL COSTO DE LAS RESTRICCIONES MENSUALES A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES

Enero de 2009

$26,842 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 61.5% de enero de 2009 respecto al mesanterior, pasando de 11.6 GWh/día a 18.7 GWh/día. Teniendo en cuenta que la generación real promedio del mesde enero de 2009 fue de 148.1 GWh/día, se obtiene que la generación fuera de mérito correspondió al 12.6% de dicha generación real.

VALOR MENSUAL DEL AGC

El valor total del servicio de AGC, para el mes de enero fue de $43,918 millones

Nota: No incluye las reconciliaciones negativas por AGC

EVOLUCIÓN DEL COSTO UNITARIO DE LAS RECONCILIACIONES

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

Ene-2008

Feb-2008

Mar-2008

Abr-2008

May-2008

Jun-2008

Jul-2008

Ago-2008

Sep-2008

Oct-2008

Nov-2008

Dic-2008

Ene-2009

Alivio porRentas

Congestión

256

51

22

16

15

98

11

574

555

659

109

644

202

Restricciones (*)

8,899

15,912

23,921

23,310

31,394

26,267

39,141

39,901

40,532

34,533

34,280

26,722

26,275

(Rentas/Rest) %

3

0

0

0

0

0

0

1

1

2

0

2

1

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

- Durante enero de 2009 el valor unitario de las restricciones llegó a 5.88$/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 5.84$/kWh durante enero.

AGENTES Y USUARIO EN EL MERCADO

ENERO DE 2009

Dirección información



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

Enero de 2009 finalizó con 4,448 usuarios no regulados y 345 usuarios de alumbrado público, presentó una diferencia de -14 y de -25 respectivamnte, al compararlo con el mes anterior. Hasta el día 14 de febrero de 2009 las fronteras no reguladas y de alumbrado público registradas son 4,459 y 348, respectivamente.

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE USUARIOS NO REGULADOS POR DEPARTAMENTO

a enero 2009

La mayor concentración de usuarios no regulados en enero de 2009 se encontró en ANTIOQUIA y DISTRITO CAPITAL, representan el 38% del total del fronteras registradas en el país (4,783)

Incluye zonas francas y alumbrado público

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE USUARIOS NO REGULADOS POR DEPARTAMENTO

a enero 2009

En enero la demanda de Usuarios No Regulados se ubicó en 1,394.5 GWh.


DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA

a enero de 2009

Por empresa,EEPPM y EMGESA SA poseen el 38% de las fronteras de UNR.


DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA

a enero de 2009


EVOLUCIÓN DEL MERCADO REGULADO

Enero de 2009 finalizó con 3,751 fronteras reguladas registradas, lo que representó una diferencia de 19 fronteras con respecto al mes anterior .

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE FRONTERAS REGISTRADAS DE UR POR DEPARTAMENTO

a enero de 2009

La mayor concentración de fronteras de usuarios regulados en enero de 2009 se encontró en VALLE y ATLANTICO con el 45.1 %.

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE FRONTERAS REGISTRADAS DE UR POR DEPARTAMENTO

a enero de 2009

La demanda acumulada de enero de 2009 para fronteras de Usuarios Regulados registrados se ubicó en 81.8 GWh.

DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA

a enero de 2009

Por empresa, ENERGIA CONFIABLE y GENERCAUCA poseen el 37% de las fronteras de UR registradas (3,737).

DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA

a enero de 2009

EVOLUCIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD -TIE

ENERO DE 2009




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

68

En enero de 2009, Colombia exportó a Ecuador 99,728.5 MWh que representó un total de US$ 8,145,951. Por su parte Ecuador exportó a Colombia 591.7 MWh por un total de US$ 28,570. Las rentas de congestión para Colombia en este mes llegaron a US$ 477,949.

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

Ene-09 99,728.5 591.7 8,146.0 28.6 477.9Parcial 2009 99,728.5 591.7 8,146.0 28.6 477.9Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,907.5 2,309.4 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 7,662,974.8 195,793.7 604,577.9 7,447.8 281,922.0

FechaEnergía (MWh) Valor (Miles de US$)

RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADOR

-50,000

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

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

Ene

-09

MW

h

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

•66.0

•50.3

•En Mérito (%)

•591.7•34.0•Ecuador a Colombia

•99,728.5•49.7•Colombia a Ecuador

•Total (MWh)•Fuera de Mérito (%)•enero de 2009

Detalle 01 de enero a febrero 06 de 2009

-1,0000

1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000

01-E

ne-0

9

04-E

ne-0

9

07-E

ne-0

9

10-E

ne-0

9

13-E

ne-0

9

16-E

ne-0

9

19-E

ne-0

9

22-E

ne-0

9

25-E

ne-0

9

28-E

ne-0

9

31-E

ne-0

9

03-F

eb-0

9

06-F

eb-0

9

MW

h

Información prelim

inar de febrero de 2009

INTERCAMBIO TIE COLOMBIA Y ECUADOR MWh

70

0

100

200

300

400

500

600

700

01-M

ar-0

3

30-A

br-0

3

29-J

un-0

3

28-A

go-0

3

27-O

ct-0

3

26-D

ic-0

3

24-F

eb-0

4

24-A

br-0

4

23-J

un-0

4

22-A

go-0

4

21-O

ct-0

4

20-D

ic-0

4

18-F

eb-0

5

19-A

br-0

5

18-J

un-0

5

17-A

go-0

5

16-O

ct-0

5

15-D

ic-0

5

13-F

eb-0

6

14-A

br-0

6

13-J

un-0

6

12-A

go-0

6

11-O

ct-0

6

10-D

ic-0

6

08-F

eb-0

7

09-A

br-0

7

08-J

un-0

7

07-A

go-0

7

06-O

ct-0

7

05-D

ic-0

7

03-F

eb-0

8

03-A

br-0

8

02-J

un-0

8

01-A

go-0

8

30-S

ep-0

8

29-N

ov-0

8

28-E

ne-0

9

$/kW

h

PONE col ex-post (138 kV)

PONE col ex-post (230 kV)

PIL

Detalle 1 de enero a 06 de febrero de 2009

050

100150200250300

01-E

ne

03-E

ne

05-E

ne

07-E

ne

09-E

ne

11-E

ne

13-E

ne

15-E

ne

17-E

ne

19-E

ne

21-E

ne

23-E

ne

25-E

ne

27-E

ne

29-E

ne

31-E

ne

02-F

eb

04-F

eb

06-F

eb

$/k

Wh

Información prelim

inar febrero de 2009

Los precios de exportación (PONE230 kv) promedios diarios de Colombia fluctuaron en enero entre 150.70 $/kWh y 211.46 $/kWh, y los precios de importación (PIL) ecuatorianos fluctuaron entre 67.35 $/kWh y 207.27 $/kWh

Decreto 338 Ecuador $ Combustibles

PRECIOS EXPORTACIÓN LIQUIDACIÓN TIE

71

0

3,000

6,0009,000

12,000

15,000

18,00021,000

24,000

27,000

30,000

33,00036,000

39,000M

ar-0

3

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

Ene

-09

.

Millon

es $

de

ener

o 20

09

Rentas de Congestión Totales

Rentas a la Demanda Internacional de TIE

Rentas de Congestión para cubrir restricciones

• En enero de 2009 las rentas de congestión alcanzaron $1,063.1 millones, estas fueron asignadas tanto a la Demanda Doméstica Colombiana $ 1,011.5 millones como a la Demanda Internacional del Despacho Económico Coordinado (Resolución CREG 060 de 2004) $52.5 millones.

• El 80% de las rentas de congestión asignables a la Demanda Doméstica Colombiana, se destinaron para alimentar el Fondo de Energía Social –FOES– $808.8 millones y el restante 20% para cubrir restricciones asignables a la demanda $202.2 millones.

RENTAS DE CONGESTIÓN

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

GW

h / m

es

EXP ORT A CIONES 19.745 7.152 12.349 5.049 23.416 5.946 68.569 78.435 70.261 29.023 117.308 99.728

IM P ORT A CIONE S 6.311 2.993 11.711 5.762 5.334 1.465 0.377 0.230 1.144 0.591 0.295 0.592

Feb-08 M ar -08 A br -08 M ay-08 Jun-08 Jul -08 A go-08 Sep-08 Oct -08 Nov-08 Di c-08 E ne-09

INTERCAMBIO DE ENERGÍA TIE ECUADOR GWh - MES

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

GW

h - D

ía

EXPORTACIÓN 0.705 0.231 0.412 0.163 0.781 0.192 2.212 2.614 2.266 0.967 3.784 3.217

IMPORTACIÓN 0.225 0.097 0.390 0.186 0.178 0.047 0.012 0.008 0.037 0.020 0.010 0.019

Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09

INTERCAMBIO DE ENERGÍA TIE ECUADOR GWh/día

Enero de 2009

DEMANDA MWh

IMPORTACIÓN TIE MWh

%

ECUADOR 1,320,632 99,728 7.5515%COLOMBIA 4,504,063 591.7 0.0131%

PORCENTAJE DE DEMANDA ATENDIDA CON LOS INTERCAMBIOS TIE COLOMBIA-ECUADOR

informe mensual de anÁlisis del mercado enero de 2009 mensual anlisis del mercado... · demanda...

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