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Informe Consolidado del Mercado

TXR - Marzo de 2010 Elaborado abril 10 de 2010

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

2

Resumen general - marzo 2010

Mar-

2008Mar-

2009Abr-

2009May-

2009Jun-

2009Jul-

2009Ago-

2009Sep-

2009Oct-

2009Nov-

2009Dic-

2009Ene-

2010Feb-

2010Mar-

2010

GWH 4363.5 4560.1 4406.1 4586.6 4414.3 4653.4 4649.4 4681 4737.3 4607.6 4741.2 4576.9 4409.5 4890.1

Crec -3.3% 4.5% -1.4% 1.6% 0.8% 1.3% 2.3% 3.0% 1.2% 3.3% 3.4% 2.5% 5.6% 7.2%

-3.3%

4.5%

-1.4%

1.6%

0.8%1.3%

2.3%

3.0%

1.2%

3.3%

3.4%

2.5%

5.6%

7.2%

3,500

3,700

3,900

4,100

4,300

4,500

4,700

4,900

5,100

GW

h

Seguimiento Mensual – marzo 2010

•La demanda en marzo de 2010 creció el 7.24% al

compararla con marzo de 2009. Tasas de crecimiento

superiores al 7% no se presentaban desde abril de

2005.

•El acumulado del año (Ene-2010-Mar-2010) creció el

5.1% .

•El acumulado de los doce últimos meses (Abr-2009 a

Mar-2010) creció el 2.57%, valor superior al registrado

en 2009 (2.00%).

•El crecimiento de la demanda real (7.24%) se ubicó por

encima del escenario alto (6.4%) de la UPME.

•La demanda regulada en marzo de 2010 creció 6.7% al

compararla con marzo de 2009

•La demanda no regulada en marzo de 2010 creció

9.3% al compararla con marzo de 2009.

•La demanda de marzo de 2010 a nivel regional tuvo el

siguiente comportamiento

• Antioquia 4.9%

•Centro 3.5%

•Caribe 15.4%

•Valle 5.8%

•Oriente 7.3%

•CQR 2.1%

•THC 14.7%

•Sur 3.06%

•Chocó 5.8%

•Guaviare 5.3%

• Cargas STN 16.5%

• El número de fronteras registradas activas a marzo de 2010 son:

• No reguladas 4,502

• Reguladas 4,540

• Alumbrado público 404

• TOTAL 9,444

• La demanda máxima de potencia para marzo de 2010 fue de 9,100 MW

con un crecimiento del 7.1% al compararlo con marzo de 2009.

• En marzo de 2010, la demanda no atendida fue de 6.72 GWh y se

presentó limitación de suministro de 0.21GWh .


3

Comportamiento de la demanda de energía del SIN - marzo 2010

Últimos doce meses - abril 2009 a mar 2010

Acumulado anual - (ene a mar de 2010)

Mar-2008

Mar-2009

Abr-2009May-2009

Jun-2009 Jul-2009 Ago-2009 Sep-2009 Oct-2009 Nov-2009 Dic-2009 Ene-2010 Feb-2010Mar-2010

GWH 53062 53975 53911 53984 54021 54079 54181 54318 54373 54521 54679 54791 55023 55353

Crec 2.8% 2.0% 1.4% 1.5% 1.4% 1.3% 1.4% 1.4% 1.3% 1.5% 1.8% 1.9% 2.3% 2.6%

2.8%

2.0%

1.4%1.5%

1.4% 1.3%

1.4%

1.4%1.3%

1.5%

1.8%1.9%

2.3%2.6%

3,000

13,000

23,000

33,000

43,000

53,000

63,000

GW

h

Feb-2008 Feb-2009Mar-2009

Abr-2009May-2009

Jun-2009 Jul-2009Ago-2009

Sep-2009 Oct-2009Nov-2009

Dic-2009 Ene-2010 Feb-2010

GWH 8733 8642 13202 17608 22195 26609 31262 35912 40593 45330 49938 4741 9318 8986

Crec 2.5% 0.6% 1.9% 1.0% 1.2% 1.1% 1.1% 1.3% 1.5% 1.4% 1.6% 1.8% 2.5% 4.1%

2.5%

0.6%

1.9%

1.0% 1.2% 1.1%

1.1%

1.3% 1.5% 1.4%

1.6%

1.8%

2.5%

4.1%

3,000

8,000

13,000

18,000

23,000

28,000

33,000

38,000

43,000

48,000

53,000

GW

h


4

Seguimiento de la demanda del SIN con variables de interés - marzo 2010

Crecimiento Esperado UPME vs. Real Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía

Revisión UPME Marzo 2010

7.2%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

Bajo Medio Alto Real

Fecha Bajo Medio Alto Rea l

Nov-09 1.8% 2.4% 3.1% 3.3%

Dic-09 2.1% 2.8% 3.6% 3.4%

Ene-10 1.3% 2.2% 3.0% 2.5%

Feb-10 2.8% 3.8% 4.8% 5.6%

Mar-10 4.8% 5.6% 6.4% 7.2%

Próx

meses Bajo Medio Alto

Abr-10 4.0% 5.0% 5.9%

May-10 3.3% 4.3% 5.3%

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.

Trim 3 -2009 -0.3 Trim 3 -2009 2.2

Trim 4 -2009 2.9 Trim 4 -2009 2.6

Trim 1 -2010 5.1

PIB % Energía Eléctrica %

Crecimientos trimestrales Crecimiento Escenarios UPME

-8.0

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

Mar

-95

Sep

-95

Mar

-96

Sep

-96

Mar

-97

Sep

-97

Mar

-98

Sep

-98

Mar

-99

Sep

-99

Mar

-00

Sep

-00

Mar

-01

Sep

-01

Mar

-02

Sep

-02

Mar

-03

Sep

-03

Mar

-04

Sep

-04

Mar

-05

Sep

-05

Mar

-06

Sep

-06

Mar

-07

Sep

-07

Mar

-08

Sep

-08

Mar

-09

Sep

-09

Mar

-10

PIB Demanda Electricidad


5 Comportamiento de la demanda regulada y no regulada - marzo 2010

Con

su

mo

de

En

erg

ía

AC

TIV

IDA

DE

S E

CO

NÓ

MIC

AS

Me

rca

do

No R

eg

ula

do

Comportamiento de la demanda de energía en el mercado regulado, no regulado y por actividades económicas

Sistema Interconectado Nacional - SIN

Número de fronteras del mercado regulado, No Regulado y Alumbrado Público

Sistema Interconectado Nacional - SIN

Mercado Mar-09 Mar-10 Crec %

Regulado 3,089.7 3,295.8 6.7%

No Regulado 1,436.6 1,569.7 9.3%

Industrias manufactureras 639.5 670.6 4.9%

Explotación de minas y canteras 279.5 314.1 12.4%

Servicios sociales, comunales y personales 197.1 215.6 9.4%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 114.7 124.8 8.8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 87.8 115.0 31.0%

Transporte, almacenamiento y comunicación 43.6 48.3 10.7%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 37.4 41.5 10.7%

Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas31.1 34.0 9.3%

Construcción 5.8 4.8 -16.6%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

19

97

-Dic

19

98

-Dic

19

99

-Dic

20

00

-Dic

20

01

-Dic

20

02

-Dic

20

03

-Dic

20

04

-Dic

20

05

-Dic

20

06

-Dic

20

07

-Dic

20

08

-Dic

20

09

-Dic

20

10

-Mar

Nú

me

ro d

e F

ron

tera

s

No Regulado Regulados Alumbrado Publico


6 Comportamiento de la demanda de energía por región y OR - marzo 2010

Comportamiento por Operadores de Red - OR

(*) Cargas STN, corresponden a cargas

conectadas directamente al STN y no tienen

asociado un OR. No incluyen Exportaciones

internacionales.

Comportamiento por región

* Cargas STN 233 271 16.53%

CQR 2.05%

Caldas(CHCD)

Quindío (EDQD)

Pereira(EEPD)

Valle 5.82%

Cali (EMID)

EPSA (EPSD)

Tuluá(CETD)

Cartago(CTGD)

Sur 3.06%

Nariño (CDND)

Cauca (CDLD)

Putumayo (EPTD)

Bajo Putumayo (EBPD )

Sibundoy (EVSD)

Municipal (EMED)

THC 14.72%

Tolima (CTSD)

Huila (HLAD)

Caquetá (CQTD)

Centro 3.46 %

Codensa (CDSC)

Cundi.(EECD)

Meta(EMSD)

Oriente 7.27%

Santander (ESSD)

N. Santander (CNSD)

Boyacá (EBSA)

Arauca (ENID)

Casanare (CASD)

Ruitoque (RTQD)

Antioquia (EPMD) 4.9%

Chocó (EDPD) 3.9%

Guaviare (EGVD) 5.29%

Caribe 15.44%

ElecCosta (ECAC)

ElecCaribe (EDCD)

Región Mar-09 Mar-10 Crec %

Centro 1190 1231 3.46%

Antioquia 687 720 4.90%

Caribe 857 989 15.44%

Va lle 529 560 5.82%

Oriente 449 482 7.27%

CQR 152 155 2.05%

T HC 167 191 14.72%

Sur 138 142 3.06%

Chocó 14 15 5.80%

Guavia re 4 4 5.29%


7 Fronteras y Demanda por Departamento - marzo 2010

Información al 31 de marzo 2010

*Esta energía corresponde a las fronteras reguladas que no hacen parte del mercado incumbente del operador de red.

Departamento No. Fronteras Energía (GWh) No. FronterasEnergía Mcdo No

Incumbente* (GWh)

DISTRITO CAPITAL 910 233.07 744 25.19

ANTIOQUIA 870 245.32 420 10.55

VALLE 732 200.61 966 24.08

ATLANTICO 452 101.9 927 10.09

CUNDINAMARCA 291 116.13 124 3.4

BOLIVAR 240 90.64 12 0.69

BOYACA 145 83.32 93 1.79

NORTE DE SANTANDER 142 23.64 335 2.59

HUILA 127 19.55 3 0.07

SANTANDER 126 46.95 473 13.65

MAGDALENA 117 19.42 12 0.12

TOLIMA 102 31.17 57 1.41

CALDAS 94 30.34 10 0.26

CORDOBA 94 139.39 48 0.17

META 88 16.69 15 0.6

RISARALDA 82 16.23 46 1.17

CAUCA 71 28.38 57 1.07

CESAR 59 12.49 5 0.08

SUCRE 46 10.82 16 0.28

QUINDIO 41 4.46 2 0.02

CASANARE 24 1.85 14 0.35

NARINO 23 1.51 180 2.55

LA GUAJIRA 16 27.2 0 0

ARAUCA 7 66.07 2 0

CAQUETA 4 0.63 0 0

CHOCO 2 0.38 0 0

PUTUMAYO 1 0.83 0 0

Mercado No Regulado +

AlumbradoMercado Regulado


8 Fronteras y Demanda por Comercializador - marzo 2010

Información al 31 de marzo 2010

*La energía del Mercado Regulado no

incumbente corresponde a las fronteras

que se registran con comercializadores

diferentes al comercializador del

operador de red en el que está ubicada

la frontera.

Comercializador No. Fronteras Energía (GWh) No. FronterasEnergía Mcdo No

Incumbente* (GWh)

Energía Regulada

Total (GWh)

EEPPM 1063 333.44 3 0.89 479.45

ENERCOSTA 786 162.18 0 0 0.00

EMGESA SA 735 219.53 0 0 0.00

EPSA(PACIFICO) 356 49.18 175 3.04 104.66

ISAGEN 251 323.02 0 0 0.00

EMCALI INTERVENIDA 188 70.13 13 0.5 207.62

DICEL 182 22.92 672 20.38 20.38

GENERCAUCA 135 25.06 791 18.03 18.03

ENERGIA EFICIENTE 127 1.27 0 0 0.00

CENS(N.SANTANDER) 127 18.18 220 0.32 96.20

ELECTROHUILA 116 10.64 0 0 51.58

EBSA (BOYACA) 97 3.61 0 0 54.07

ENERGIA CONFIABLE 87 10.34 926 9.59 9.59

EEC(CUNDINAMARCA) 76 21.11 0 0 52.72

ELECTRICARIBE 69 16.51 16 1.04 661.15

COMERCIALIZAR 65 54.65 0 0.09 0.09

CHEC(CALDAS) 63 7.19 4 0.43 82.58

EMSA(META) 58 8.32 0 0 59.30

ENERTOLIMA 52 8.28 0 0 77.02

FACELCO 50 4.83 164 5.83 5.83

ESSA(SANTANDER) 42 7.72 17 1.52 157.16

EEP(PEREIRA) 37 4.19 1 0.04 41.08

CETSA(TULUA) 27 4.05 1 0.18 12.81

ENERCA S.A. E.S.P. 17 0.57 0 0 23.30

EDEQ(QUINDIO) 15 0.97 0 0 33.95

GECELCA S.A. E.S.P 13 157.68 0 0 0.00

CEDENAR 12 0.71 0 0 60.87

ENERTOTAL 12 5.60 1221 28.83 28.83

TERMOTASAJERO 10 1.00 0 0 0.00

ENERGIA Y SERVICIOS 9 0.50 49 0.74 0.74

RUITOQUE E.S.P. 8 0.69 40 1.6 2.01

CES(SINU) 7 1.79 0 0 0.00

EMEE(POPAYAN) 6 1.03 0 0 0.10

CODENSA 2 10.90 0 0 732.98

CEDELCA INTERVENIDA 2 0.57 0 0 48.28

PEESA 1 0.00 0 0 0.00

EMCA 1 0.22 0 0 0.00

ELECTROCAQUETA 1 0.41 0 0 14.27

TRANSACCIONES 1 0.03 0 0 0.00

ASC 0 0.00 94 1.59 1.59

CENCOL 0 0.00 154 5.55 5.55

GENSA 0 0.00 0 0 0.35

PUTUMAYO 0 0.00 0 0 4.13

EMCARTAGO 0 0.00 0 0 12.45

ENERGISOCIAL 0 0.00 0 0 36.61

ENERGUAVIARE 0 0.00 0 0 3.74

BAJO PUTUMAYO 0 0.00 0 0 3.99

ENELAR (ARAUCA) 0 0.00 0 0 15.26

EMEVASI(SIBUNDOY) 0 0.00 0 0 0.98

EMSERPUCAR E.S.P. 0 0.00 0 0 0.43

DISPAC S.A. E.S.P. 0 0.00 0 0 14.99

ELECTRICARIBE MIPYME 0 0.00 0 0 59.74

Mercado No Regulado +

AlumbradoMercado Regulado


9

Demanda de potencia y demanda no atendida SIN - marzo 2010

Demanda no atendida

En Marzo de 2010, la demanda no atendida fue de 6.72 GWh, de la cual el 43% correspondió a causas programadas, 54% a

causas no programadas y 3% a Limitación de suministro.

Demanda máxima de potencia

8200

8400

8600

8800

9000

9200

9400

Ene

-20

07

Mar

-20

07

May

-20

07

Jul-

20

07

Sep

-20

07

No

v-2

00

7

Ene

-20

08

Mar

-20

08

May

-20

08

Jul-

20

08

Sep

-20

08

No

v-2

00

8

Ene

-20

09

Mar

-20

09

May

-20

09

Jul-

20

09

Sep

-20

09

No

v-2

00

9

Ene

-20

10

Mar

-20

10

Demanda de Potencia

Fecha

Demanda

Maxima % Crec

Mar-2009 8500 -0.3%

Mar-2010 9100 7.1%

La demanda máxima de potencia para Marzo de

2010 fue de 9,100 MW, se registró en el período

20 del día 25. El pico de potencia en el SIN

presentó una variación de 7.1% al compararlo

con Marzo de 2009.

Fecha

Causas

Programadas

GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación

de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

Mar-2009 0.95 2.08 - 3.03

Mar-2010 2.90 3.61 0.21 6.72

Informe de Oferta y Generación

Marzo 2010 Versión liquidación TXR


11

Evolución Reservas del SIN

28-Feb-10 31-Mar-10

7,506.3 6,222.2

Volumen Util GWh

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Jul-

04

Sep

-04

No

v-0

4

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep

-05

No

v-0

5

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-

06

Sep

-06

No

v-0

6

Ene

-07

Mar

-07

May

-07

Jul-

07

Sep

-07

No

v-0

7

Ene

-08

Mar

-08

May

-08

Jul-

08

Sep

-08

No

v-0

8

Ene

-09

Mar

-09

May

-09

Jul-

09

Sep

-09

No

v-0

9

Ene

-10

Mar

-10

GWh Evolución Embalse

40.33

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

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

%Útil

1991-1992 1997 - 1998 2003 - 2004 2005 - 2006 2007 - 2008 2009-2010


12

Reservas SIN por Regiones a marzo 31 de 2010

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Mar

-05

Jun

-05

Sep

-05

Dic

-05

Mar

-06

Jun

-06

Sep

-06

Dic

-06

Mar

-07

Jun

-07

Sep

-07

Dic

-07

Mar

-08

Jun

-08

Sep

-08

Dic

-08

Mar

-09

Jun

-09

Sep

-09

Dic

-09

Mar

-10

GWh

ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE

Nombre % GWh Nombre % GWh

MIEL I 21.8 50.1 CHUZA 32.4 370.9

MIRAFLORES 22.9 61.2 ESMERALDA 30.9 348.1

PENOL 59.6 2,454.8 GUAVIO 25.1 534.5

PLAYAS 79.4 78.4 total Oriente 28.5 1,253.5

PORCE II 80.3 42.0

PUNCHINA 15.4 12.5

RIOGRANDE2 11.3 42.1 ALTOANCHICAYA 7.0 2.6

SAN LORENZO 46.6 205.2 CALIMA1 52.3 106.4

TRONERAS 22.1 12.3 SALVAJINA 40.4 78.0

total Antioquia 51.7 2,958.7 total Valle 43.1 187.0

Total -SIN- 40.3 6,222.2URRA1 49.9 84.1

total Caribe 49.9 84.1

AGREGADO BOGOTA 36.3 1,613.5

BETANIA 65.9 94.0

MUNA 29.7 18.2

PRADO 22.1 13.1

total Centro 36.9 1,738.9

ANTIOQUIA

CARIBE

CENTRO

ORIENTE

VALLE


13

Vertimientos Por Regiones Región/Embalse Vertimiento en GWh

MIEL 1 0.0

MIRAFLORES 0.0

PENOL 0.0

PLAYAS 0.0

PORCE II 0.0

PUNCHINA 0.0

RIOGRANDE I I 0.0

SAN LORENZO 0.0

TRONERAS 0.0

total Antioquia 0.0

URRA1 0.0

Total Caribe 0.0

AGREGADO EEB 6.8

BETANIA 0.0

MUNA 0.0

PRADO 0.0

Total Centro 6.8

CHUZA 0.0

ESMERALDA 0.0

GUAVIO 0.0

Total Oriental 0.0

ALTO ANCHICAYA 0.0

CALIMA 0.0

SALVAJINA 0.0

Total Valle 0.0

Total SIN 6.8

ANTIOQUIA

CARIBE

CENTRO

ORIENTAL

VALLE

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Mar

-08

Ab

r-0

8

May

-08

Jun

-08

Jul-

08

Ago

-08

Sep

-08

Oct

-08

No

v-0

8

Dic

-08

Ene

-09

Feb

-09

Mar

-09

Ab

r-0

9

May

-09

Jun

-09

Jul-

09

Ago

-09

Sep

-09

Oct

-09

No

v-0

9

Dic

-09

Ene

-10

Feb

-10

Mar

-10

GWh

ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE


14

Aportes Hidricos al SIN

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Mar-

05

May-0

5

Jul-05

Sep

-05

No

v-0

5

Ene-0

6

Mar-

06

May-0

6

Jul-06

Sep

-06

No

v-0

6

Ene-0

7

Mar-

07

May-0

7

Jul-07

Sep

-07

No

v-0

7

Ene-0

8

Mar-

08

May-0

8

Jul-08

Sep

-08

No

v-0

8

Ene-0

9

Mar-

09

May-0

9

Jul-09

Sep

-09

No

v-0

9

Ene-1

0

Mar-

10

GWh

Real Crítico Histórico

Feb-10 57.5%

Mar-10 73.5%

Aportes al SIN frente a

promedios historicos


15

Aportes hídricos comparados con año 97-98

0

50

100

150

200

2500

1-D

ic

07

-Dic

13

-Dic

19

-Dic

25

-Dic

31

-Dic

06

-En

e

12

-En

e

18

-En

e

24

-En

e

30

-En

e

05

-Fe

b

11

-Fe

b

17

-Fe

b

23

-Fe

b

01

-Ma

r

07

-Ma

r

13

-Ma

r

19

-Ma

r

25

-Ma

r

31

-Ma

r

06

-Ab

r

12

-Ab

r

18

-Ab

r

24

-Ab

r

30

-Ab

r

06

-Ma

y

12

-Ma

y

18

-Ma

y

24

-Ma

y

30

-Ma

y

05

-Ju

n

11

-Ju

n

17

-Ju

n

23

-Ju

n

29

-Ju

n

%

Aportes % 09-10 Aportes % 97-98


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

01

-Ag

o

08

-Ag

o

15

-Ag

o

22

-Ag

o

29

-Ag

o

05

-Se

p

12

-Se

p

19

-Se

p

26

-Se

p

03

-Oct

10

-Oct

17

-Oct

24

-Oct

31

-Oct

07

-No

v

14

-No

v

21

-No

v

28

-No

v

05

-Dic

12

-Dic

19

-Dic

26

-Dic

02

-En

e

09

-En

e

16

-En

e

23

-En

e

30

-En

e

06

-Fe

b

13

-Fe

b

20

-Fe

b

27

-Fe

b

06

-Ma

r

13

-Ma

r

20

-Ma

r

27

-Ma

r

03

-Ab

r

10

-Ab

r

17

-Ab

r

24

-Ab

r

Referencia IGE

Nivel ENFICC

Real 2009-2010

Escenario Referencia IGE

Nivel ENFICC Probabilístico

Escenario Referencia IGE

Nivel ENFICC Probabilístico

16

Índice General Energético – IGE al 31 de marzo

IGE = 21%


17

Consumo de Combustibles en el Sector Eléctrico

0

100

200

300

400

500

600

700

800M

ar-

09

Ab

r-0

9

May-0

9

Ju

n-0

9

Ju

l-0

9

Ag

o-0

9

Se

p-0

9

Oct-

09

No

v-0

9

Dic

-09

En

e-1

0

Fe

b-1

0

Mar-

10

GB

TU

-d

ía

CARBON GAS LIQUIDOS


18

Precios medios de Oferta por Tecnología

0

50

100

150

200

250

300

350

400

$/k

Wh

(C

orr

ien

tes

)

Precio de Bolsa Agua Carbón Gas


19

Composición de la generación del SIN

Hidráulica 53.8%

Térmica 42.2%

Menor3.7%

Cogenerador0.4%

Mar-10

Hidráulica 79.2%

Térmica 15.3%

Menor5.4%

Cogenerador0.1%

Mar-09

Tipo

Generación Mar-09 Mar-10

%

Crecimiento Hidráulica 3,749.32 2,629.78 -29.9%

Térmica 722.34 2,060.79 185.3%

Menor 257.98 179.55 -30.4%

Cogenerador 4.83 17.71 267.0%

Total 4,734.47 4,887.83 3.2%

Generación mensual energía SIN (GWh)


20

Generación promedio mes por tipo de combustible

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Mar

-09

Ab

r-0

9

May

-09

Jun

-09

Jul-

09

Ago

-09

Sep

-09

Oct

-09

No

v-0

9

Dic

-09

Ene

-10

Feb

-10

Mar

-10

GW

h-d

ía

Térmica Costa GasFuel Interior Gas Independiente Carbon Interior Hidráulica HidroMenores

Informe de Precios y Transacciones del

Mercado

Marzo de 2010

Versión liquidación TXR


22

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado Pesos constantes de Marzo de 2010

Mes

Precio de

Bolsa

$/kwh

Precios

Mercado

Regulado

$/kWh (Mc)

Precio

Contra tos No

Regulados

$/kWh

Mar-2009 108.89 117.17 95.32

Feb-2010 198.80 121.92 102.80

Mar-2010 191.38 122.13 102.61

50

70

90

110

130

150

170

190

210

$/k

Wh

(c

on

sta

nte

s )

Precio de Bolsa Precio Mercado Regulado (MC) Precio Mercado No Regulado

Pesos de Marzo de 2010


23

Precios de Bolsa promedio por hora

173

172

197 188

223

253

232

179

175

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

$/k

Wh

Periodo Horario

Ene-2010 Feb-2010 Mar-2010

En el Mes de Marzo de 2010, en promedio por hora, el periodo 20 presento valor máximo precio de bolsa

252.64$/kWh y el valor mínimo fue 171.02$/kWh en el periodo 3.


24

Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y

Mínimos por día

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10

FECHA MINPRECIO PROMPRECIO PRECIOESCASEZ

En Marzo de 2010, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 13 con un valor de 341.68 $/kWh durante el

periodo 19 y el valor mínimo se presentó el día 22 con un valor de 32.89 $/kWh (periodo 0). Durante los días 3,4,16 se superó

el precio de escasez en la versión TXR de liquidación.

El precio de escasez para el mes de Marzo de 2010 fue de 332.86 $/kWh y para el mes de abril es 324.9 $/kWh


25

Volatilidad del precio de bolsa diario

La volatilidad diaria promedio del precio de Bolsa en Marzo de 2010 fue de 13.42% , 0.9% más alta que la de febrero

de 2010.

Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ ln (Pt/Pt-1) ] del precio de bolsa promedio diario con

horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicando por otro factor.

0

5

10

15

20

25

30En

e-0

5

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep

-05

No

v-0

5

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-

06

Sep

-06

No

v-0

6

Ene

-07

Mar

-07

May

-07

Jul-

07

Sep

-07

No

v-0

7

Ene

-08

Mar

-08

May

-08

Jul-

08

Sep

-08

No

v-0

8

Ene

-09

Mar

-09

May

-09

Jul-

09

Sep

-09

No

v-0

9

Ene

-10

Mar

-10

%


26

Porcentaje y precios de contratos del mercado No Regulado Por año de registro

121.62

129.42

66.47

98.66

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

120.00

130.00

140.00

$/k

Wh

Mes de Despacho

Registrados en 2010

Registrados en 2009

Registrados en 2008

Registrados antes de 2008

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Mes de Despacho

Registrados en 2010

Registrados en 2009

Registrados en 2008


Porcentaje de cantidades despachadas en Contratos No Regulados

Precio de Contratos No Regulados – pesos constantes mes de despacho


27

Porcentaje y precios de contratos del mercado Regulado Por año de registro

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Mes de Despacho

Registrados en 2010

Registrados en 2009

Registrados en 2008


127.18

121.95122.59

69.4665.00

75.00

85.00

95.00

105.00

115.00

125.00

135.00

145.00

$/k

Wh

Mes de Despacho

Registrados en 2010

Registrados en 2009

Registrados en 2008


Porcentaje de cantidades despachadas en Contratos Regulados

Precio de Contratos Regulados – pesos constantes mes de despacho


28

Evolución Transacciones del Mercado Pesos constantes de marzo de 2010

$ 0

$ 200,000

$ 400,000

$ 600,000

$ 800,000

$ 1,000,000

$ 1,200,000

Ma

r-2

00

6

Ma

y-2

00

6

Ju

l-2

00

6

Se

p-2

00

6

No

v-2

00

6

En

e-2

00

7

Ma

r-2

00

7

Ma

y-2

00

7

Ju

l-2

00

7

Se

p-2

00

7

No

v-2

00

7

En

e-2

00

8

Ma

r-2

00

8

Ma

y-2

00

8

Ju

l-2

00

8

Se

p-2

00

8

No

v-2

00

8

En

e-2

00

9

Ma

r-2

00

9

Ma

y-2

00

9

Ju

l-2

00

9

Se

p-2

00

9

No

v-2

00

9

En

e-2

01

0

Ma

r-2

01

0

$ M

illo

nes (

Co

nsta

nte

s)

Compras en Bolsa Servicios CND-ASIC Rentas de CongestiónCompras en Desviación RespCom AGC Valor a Distribuir CXCRestricciones Contratos

56.95%20.67%

17.57%

2.39%1.32% 0.01% 0.04% 1.05%

Ma

r 2

00

9

55.29%29.00%

11.17%

2.35% 2.10% 0.01% 0.08% 0.00%

Ma

r 2

01

0

Transacciones SIC Millones $

Concepto Mar-09 Mar-10 Incremento

Contratos 524,685 590,874 12.6%

Compra en Bolsa 190,421 308,074 61.8%

Valor a distribuir CxC 161,842 118,658 -26.7%

Restricciones 22,911 28,633 25.0%

Resp Comercial AGC 12,147 22,367 84.1%

Servicios CND-SIC 5,517 6,352 15.1%

Compras en Desviación 336 849 152.7%

Rentas Congestión Col 9,638 0 -100.0%


29

Agentes Comercializadores Expuestos en Bolsa

21

GW

h

21

GW

h

20

GW

h

19

GW

h

18

GW

h

15

GW

h

7G

Wh

12

GW

h

8G

Wh

13

14

16

18

16

19

2222

28

0

5

10

15

20

25

30

0 GWh

5 GWh

10 GWh

15 GWh

20 GWh

25 GWh

Ene-2010 Feb-2010 Mar-2010

# d

e a

ge

nte

s

Co

mp

ras

en

bo

lsa

-G

Wh

Día

GWh > 25%

GWh > 50%

GWh > 75%

#Agentes > 75%

#Agentes > 50%

#Agentes > 25%

La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición.

En Marzo de 2010 hubo 16 agentes del mercado mayorista expuesto en bolsa en más del 75% los cuales representaron

compras en bolsa por 8 GWh-diarios.


30

Demanda Contratada Proyectada a Junio 2013

0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00

Jul-

10

Sep

-10

No

v-1

0

Ene

-11

Mar

-11

May

-11

Jul-

11

Sep

-11

No

v-1

1

Ene

-12

Mar

-12

May

-12

Jul-

12

Sep

-12

No

v-1

2

Ene

-13

Mar

-13

May

-13

PORCENTAJE_CONTRATADO

PORCENTAJE_CONTRATADO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Jul-

10

Sep

-10

No

v-1

0

Ene

-11

Mar

-11

May

-11

Jul-

11

Sep

-11

No

v-1

1

Ene

-12

Mar

-12

May

-12

Jul-

12

Sep

-12

No

v-1

2

Ene

-13

Mar

-13

May

-13

DEMANDAGW_DIA DEMANDA_CONTRATADA

FECHA

DEMANDAGW

_DIA DDANOCUBIERT A

PORCENT AJE_

CONT RAT ADO

DEMANDA_

CONT RAT A

2010-07-31 154.77 19.51 87% 135.26

2010-08-31 156.03 21.13 86% 134.90

2010-09-30 160.33 21.58 87% 138.75

2010-10-31 157.60 19.65 88% 137.95

2010-11-30 159.15 19.33 88% 139.82

2010-12-31 159.22 22.26 86% 136.96

2011-01-31 153.22 17.40 89% 135.81

2011-02-28 163.32 47.45 71% 115.87

2011-03-31 160.19 45.28 72% 114.92

2011-04-30 159.00 45.16 72% 113.83

2011-05-31 161.22 42.30 74% 118.92

2011-06-30 160.40 40.94 74% 119.46

2011-07-31 159.37 41.75 74% 117.62

2011-08-31 163.02 42.04 74% 120.98

2011-09-30 165.99 43.45 74% 122.53

2011-10-31 163.10 41.96 74% 121.14

2011-11-30 164.86 41.58 75% 123.28

2011-12-31 165.29 45.48 72% 119.81

2012-01-31 161.03 33.86 79% 127.17

2012-02-29 168.67 60.26 64% 108.41

2012-03-31 166.12 55.13 67% 110.99

2012-04-30 164.88 55.00 67% 109.88

2012-05-31 166.36 52.36 69% 113.99

2012-06-30 166.58 50.91 69% 115.68

2012-07-31 166.03 51.06 69% 114.97

2012-08-31 168.36 52.11 69% 116.25

2012-09-30 171.70 56.46 67% 115.25

2012-10-31 170.61 54.81 68% 115.80

2012-11-30 171.97 54.63 68% 117.34

2012-12-31 170.56 56.61 67% 113.95

2013-01-31 166.99 57.07 66% 109.92

2013-02-28 176.55 137.78 22% 38.77

2013-03-31 168.99 131.79 22% 37.20

2013-04-30 175.06 136.60 22% 38.46

2013-05-31 172.77 134.78 22% 37.98

2013-06-30 172.51 134.58 22% 37.93

La información del modelo se puede consultar en el portal de transacciones del mercado de la

página web de XM.

Informe de Restricciones

Marzo de 2010



32 Evolución del Costo Unitario de Restricciones a

Marzo de 2010

-10

0

10

20

30

40

Oct-2009 Nov-2009 Dic-2009 Ene-2010 Feb-2010 Mar-2010

$/k

Wh

(Pe

sos

Co

rrie

nte

s)

Costo Unitario Diario Costo Unitario Mes

Datos hasta el 31 Mar

Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)

Mar-09 4,735.3 15,647.4 3.3

Feb-10 4,411.7 45,945.4 10.4

Mar-10 4,888.7 46,170.3 9.4


33

Generación Fuera de Mérito a marzo de 2010


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

01

-Oct

08

-Oct

15

-Oct

22

-Oct

29

-Oct

05

-No

v

12

-No

v

19

-No

v

26

-No

v

03

-Dic

10

-Dic

17

-Dic

24

-Dic

31

-Dic

07

-En

e

14

-En

e

21

-En

e

28

-En

e

04

-Fe

b

11

-Fe

b

18

-Fe

b

25

-Fe

b

04

-Ma

r

11

-Ma

r

18

-Ma

r

25

-Ma

r

Gen F

uera

de m

érito

/Gen t

ota

l(%

)

Generación Fuera de Mérito


34

Generación fuera de mérito por regiones

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010

GWh

Restricciones Eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en STR's y/o SDL's en el Nivel IV de tensión

solicitada por un OR por restricciones o soporte de tensión en infraestructura con tensión de operación inferior al Nivel IV

Pruebas de disponibilidad programadas por el CND

Redespachos, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's

Importaciones de energía.

Estabilidad del STN

CAOP

Desviaciones positivas del programa de generacion

Exportaciones de energia TIE

Exportaciones de energía

Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN

Cumplimiento del criterio de confiabilidad

Asignación de restricciones en GWh-mes


Po

rce

nta

je d

e a

sig

na

ció

n

Ma

rzo

de

20

10

26.7%

35.5%

1.9%

1.4%

24.9%


36

Conceptos asociados a restricciones en $/kWh

Las cantidades se encuentran expresadas en $/kWh dividiendo el total de los montos facturados entre la demanda comercial. En

costos se agrupan los conceptos que generan costo operativo al mercado y por recaudo los conceptos por los cuales se recaudan

estos montos.


27.98 29.41

14.75

10.75

13.41

13.95

12.4910.41

5.12

17.23 22.33

12.71

4.18

5.99

6.32

4.83

4.09

4.56

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Costos Ene-2010 Recaudo Ene-2010 Costos Feb-2010 Recaudo Feb-2010 Costos Mar-2010 Recaudo Mar-2010

$/kW

h

RECON_POS Serv_AGC Restricciones RECON_NEG Aumento_RNEG_X_AGC Resp_Com_AGC

Recomendación Restricción que alivia

La compensación capacitiva en la subestación Ternera a 66 kV es una obra prioritaria para la operación de la subárea Bolívar

Incrementa la máxima demanda atendible por los

trafos 220/66 kV en estado estacionario y alivia el límite de importación de la subárea bolívar

Complementar los esquemas suplementarios asociados a las líneas Cartagena – Chambacú – Zaragocilla – Ternera a 66 kV.

Minimiza la cantidad de demanda desatendida durante contingencias sencillas en la red a 66 kV.

Darle prioridad a las instalación de 75 MVAR compensación reactiva en la subárea sur, así como a la reconfiguración de las bahías del circuito Jamondino – Betania a 230 kV

Alivia la generación de seguridad en la planta Betania en escenarios de demanda mínima con

bajos intercambios con Ecuador. Estas acciones fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2008 (Documento XM CND 2008 147).

Operar normalmente abiertas las líneas Zaque – Catambuco y Popayán –

Riomayo a 115 kV. Se recomienda dejarlas energizadas desde un solo extremo. Incrementar la capacidad de los circuitos San Bernardino – Principal (Popayán) 1 y 2 a 115 kV

Mitiga el efecto de la contingencia en la línea Popayán - San Bernardino 2 a 115. Estas acciones

fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2009 (Documento XM CND 2009 119).

Recuperar la infraestructura a 115 kV de la subárea sur, y tenerla disponible para operar en escenarios de operación con red degradada o de CAOP. Entre esta infraestructura se destacan las bahías de línea en Santander 115 kV hacia Pance y hacia San Bernardino, y sus líneas asociadas. Minimizar la restricción de capacidad impuesta por transformadores de corriente en el circuito Santander - Cabaña (Páez) a 115 kV.

Incrementar la capacidad del circuito San Bernardino - Santander 2 115 a niveles por lo menos iguales a los del circuito 1.

Incrementa la confiabilidad de la demanda, en espacial en las subestaciones Santander 115 kV y Paez (Cabaña) 115 kV. Se minimiza la reducción en las transferencias hacia

Ecuador. Estas acciones fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2009 (Documento XM CND 2009 119).

Recomendaciones Mediano Plazo

Levantamiento y Mitigación de Restricciones


Recomendación Restricción que alivia

Dar prioridad a la entrada en operación del nuevo transformador en la subestación Guatiguará 230/115 kV (Red de ESSA)

Incrementa la máxima demanda atendible por los

trafos 230/115 kV en estado estacionario. Estas acciones fueron estudiadas en el IPOEMP de Agosto de 2009 (Documento XM CND 2009 119).

Analizar la posibilidad de aumentar la capacidad de sobrecarga del circuito Envigado – Guayabal a 110 kV

Disminuye la probabilidad de salidas de circuitos adicionales ante contingencias sencillas en el área Antioquia.

Implementar ESPS que minimicen el impacto que tienen algunas contingencias sobre las líneas que conectan la generación de las unidades de Termoflores con el SIN (220 y 110 kV) y las líneas TEBSA – Sabanalarga a 220 kV

Minimiza el atrapamiento de generación en la subárea Atlántico

Implementar ESPS que minimicen el impacto que tienen algunas contingencias sobre los trafos de TEBSA 220/110 kV

Minimiza la generación de seguridad en la subárea Atlántico

Recomendaciones Mediano Plazo

Levantamiento y Mitigación de Restricciones


Recomendaciones Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones

IPOELP RecomendaciónCosto Inversión

[$/kWh]Año Entrada Estado Observaciones

2009-II ESPS RAG Barranquilla con entrada de Flores IV N/A 2011 Recomendado

2009-II ESPS DAC/RAG Transformación en Bello N/A 2011 Recomendado

2009-IICapacidad Sogamoso - Guatiguara 220 kV superior a

1000 A con entrada de HidrosogamosoN/A 2013 Recomendado

2009-II Proyecto Chivor - Norte Bogotá - Bacatá 230 kV $0.19 2012 Plan Preliminar

2009-IIAmpliación transformación 500/230 kV en Virginia y

San Marcos$0.09 2014 Recomendado

2009-IIProyecto San Felipe - Mirolindo - Betania 1 y 2 a 230

kV + Comp. Serie$0.21 2014 Recomendado

2009-IIProyecto Nueva Esperanza - Virginia - San Marcos

500 kV$0.56 2017 Recomendado

2009-IIInstalación de interruptores en los reactores de línea a

500 kV, saliendo de San CarlosN/A 2011 Recomendado

2009-IIConversión a Doble Interruptor de las S/E

Cerromatoso, Primavera y Virginia 500 kVN/A 2017 Recomendado

2009-I Proyecto Bello - Guayabal - Ancón 230 kV N/A 2012 Plan Preliminar Requiere definición regulatoria urgente

2009-I Segundo Circuito Bolívar - Cartagena 220 kV N/A 2019 Recomendado

2009-I Ampliación transformación en Bosque o ESPS N/A 2011 Recomendado

2009-IAmpliación transformación en Tebsa + refuerzo en

STR BarranquillaN/A 2010 Recomendado Es una recomendación reiterativa

2009-I Corrección Factor de Potencia en Santander N/A 2010 Recomendado Es una recomendación reiterativa

2009-I Proyecto Armenia 230/115 kV N/A 2011 En Convocatoria En fase de comentarios

2009-I Reactores en Área Sur 3x25 Mvar N/A 2010 En ConvocatoriaEn fase de comentarios

Requerimiento urgente en la red

2009-I Reactor de 25 Mvar con entrada de Quimbo N/A 2014 Plan 2009-2023


Informe de Intercambios Internacionales

Marzo de 2010



En marzo de 2010, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 5.3 GWh, con una diferencia

de -97.0% con respecto al mismo mes del año anterior. No hubo exportaciones a Venezuela.

Fecha

Exportación

Ecuador

GWh

Exportación

Venezuela

GWh

Mar - 09 178.2 0.0

Abr - 09 119.0 0.0

May - 09 124.3 26.5

Jun - 09 66.0 35.9

Jul - 09 34.3 35.6

Ago - 09 100.2 37.1

Sep - 09 153.0 59.3

Oct - 09 53.1 26.5

Nov - 09 50.1 8.4

Dic - 09 24.4 0.0

Ene - 10 43.3 0.0

Feb - 10 4.8 0.0

Mar - 10 5.3 0.0

Exportaciones de electricidad


Fecha Importación

Ecuador

GWh

Importación

Venezuela

GWh

Mar - 09 0.84 0.00

Abr - 09 4.56 0.00

May - 09 4.56 0.00

Jun - 09 3.22 0.00

Jul - 09 4.38 0.00

Ago - 09 1.53 0.00

Sep - 09 0.11 0.00

Oct - 09 0.09 0.00

Nov - 09 0.22 0.00

Dic - 09 0.53 0.00

Ene - 10 0.14 0.00

Feb - 10 1.19 0.00

Mar - 10 0.89 0.00

Durante marzo de 2010 Colombia importó desde Ecuador 890.1 MWh, lo que representó una

diferencia de 54.6 MWh frente a lo importado en el mismo mes del año anterior. No se importó

energía desde Venezuela.

Importaciones de electricidad


43

PRECIOS EXPORTACIÓN LIQUIDACIÓN TIE

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

01-E

ne-0

8

21-E

ne-0

8

10-F

eb-0

8

01-M

ar-

08

21-M

ar-

08

10-A

br-

08

30-A

br-

08

20-M

ay-0

8

09-J

un-0

8

29-J

un-0

8

19-J

ul-08

08-A

go-0

8

28-A

go-0

8

17-S

ep-0

8

07-O

ct-

08

27-O

ct-

08

16-N

ov-0

8

06-D

ic-0

8

26-D

ic-0

8

15-E

ne-0

9

04-F

eb-0

9

24-F

eb-0

9

16-M

ar-

09

05-A

br-

09

25-A

br-

09

15-M

ay-0

9

04-J

un-0

9

24-J

un-0

9

14-J

ul-09

03-A

go-0

9

23-A

go-0

9

12-S

ep-0

9

02-O

ct-

09

22-O

ct-

09

11-N

ov-0

9

01-D

ic-0

9

21-D

ic-0

9

10-E

ne-1

0

30-E

ne-1

0

19-F

eb-1

0

11-M

ar-

10

31-M

ar-

10

$/k

Wh

PONE col ex-post (138 kV)

PONE col ex-post (230 kV)

PIL

Los precios de exportación (PONE230 kv) promedios diarios de Colombia fluctuaron en marzo entre 1,161.20$/kWh y

195.76$/kWh, y los precios de importación (PIL) ecuatorianos fluctuaron entre 201.72$/kWh y 162.74$/kWh.


44

RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADOR

Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de

Congestión

Mar-09 178,247.0 835.5 14,705.8 66.3 4,130.0

Abr-09 119,010.6 4,561.8 9,385.5 417.0 2,988.8

May-09 124,274.2 4,555.6 9,992.8 152.9 2,023.9

Jun-09 65,953.2 3,219.5 5,629.3 107.3 505.2

Jul-09 34,289.8 4,384.6 2,959.7 162.7 160.3

Ago-09 100,234.0 1,526.0 8,672.4 71.6 1,039.7

Sep-09 152,974.2 106.4 17,038.8 12.1 393.6

Oct-09 53,102.4 93.7 6,325.4 11.6 241.8

Nov-09 50,102.5 221.2 11,521.2 25.0 250.0

Dic-09 24,361.8 525.2 12,028.4 55.0 3.1

Ene-10 43,252.0 140.4 15,044.2 15.4 174.6

Feb-10 4,844.6 1,191.7 1,767.8 120.3 0.7

Mar-10 5,300.8 890.1 2,068.2 93.0 0.6

Parcial 2010 53,397.5 2,222.2 18,880.2 228.8 175.9

Total 2009 1,076,725.6 20,764.1 111,513.2 1,118.5 12,628.3

Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,908.4 2,309.4 7,417.1

Total 2007 876,602.3 38,392.6 66,269.4 1,336.0 20,398.6

Total 2006 1,608,628.9 1,070.4 127,104.5 50.0 56,865.0

Total 2005 1,757,881.4 16,028.7 151,733.7 509.8 75,581.0

Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,825.7

Total 2003 1,129,263.5 67,202.7 80,307.7 2,476.0 44,347.7

Total Historia 8,693,369.4 218,188.3 726,826.3 8,766.4 294,239.4

Fecha

Energía (MWh) Valor (Miles de US$)


45

informe consolidado del mercado - xm s.a. e.s.p. mensual anlisis del mercado/00_informe... · en...

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