informe mensual de anÁlisis del mercado enero de 2009 mensual anlisis del mercado... · demanda...
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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%
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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 $
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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.
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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.
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DEMANDA DE ELECTRICIDAD, PRODUCCION E INTERCAMBIOS
ENERO DE 2009
Dirección Información
17 de Febrero de 2009
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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%.
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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%.
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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%
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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.
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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
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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
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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
Trimestre 3 2008: 2.20
PIB
Trimestre 2 2008: 3.66
Trimestre 3 2008: 3.10
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.
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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
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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
ULTIMOS 12 MESES (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
ULTIMOS 12 MESES (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
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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
![Page 22: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/22.jpg)
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%
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OFERTA DE ELECTRICIDAD
ENERO DE 2009
Dirección Información
18 de Febrero de 2009
Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P
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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
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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
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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
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HIDROLOGÍA EN EL SIN
Aportes reales al SIN respecto a la media histórica del mes.
Dic 08: 115.1%
Ene 09: 148.6%
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EVOLUCIÓN DE PRECIOS
ENERO DE 2009
Dirección Información
18 de Febrero de 2009
Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P
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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
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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.
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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.
![Page 32: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/32.jpg)
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.
![Page 33: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/33.jpg)
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.
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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 $/kWh.
![Page 35: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/35.jpg)
PRECIOS MEDIOS DE BOLSA Y CONTRATOS
En enero de 2009, el precio promedio de Bolsa y el precio promedio de Contratos presentaron una diferencia de 26.52%, 10.51% respectivamente al compararlos con diciembre de 2008. En enero de 2009 el valor del Mc fue 116.12$/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
![Page 36: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/36.jpg)
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.
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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.
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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.
Información preliminar de febrero de 2009
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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.
Información preliminar de febrero de 2009
![Page 40: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/40.jpg)
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%
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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
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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
![Page 43: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/43.jpg)
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.
![Page 44: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/44.jpg)
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.
![Page 45: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/45.jpg)
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%
![Page 46: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/46.jpg)
RESTRICCIONES
ENERO DE 2009
Dirección Información
17 de Febrero de 2009
Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P
![Page 47: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/47.jpg)
EVOLUCIÓN RESTRICCIONES DIARIAS
Información preliminar de febrero de 2009(enero 1 - febrero 11 2009)
![Page 48: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/48.jpg)
EVOLUCIÓN DEL COSTO DE LAS RESTRICCIONES MENSUALES A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES
Enero de 2009
$26,842 millones
![Page 49: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/49.jpg)
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
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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.
![Page 51: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/51.jpg)
VALOR MENSUAL DEL AGC
El valor total del servicio de AGC, para el mes de enero fue de $43,918 millones
Nota: No incluye las reconciliaciones negativas por AGC
![Page 52: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/52.jpg)
EVOLUCIÓN DEL COSTO UNITARIO DE LAS RECONCILIACIONES
![Page 53: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/53.jpg)
RENTAS DE CONGESTIÓN Vs COSTO DE LAS RESTRICCIONES
Rentas de congestión para aliviar Restricciones (considera la destinación al FOES y porcentaje para pagos anticipados)
(*) Restricciones a cargo de los comercializadores en Colombia (Demanda doméstica)
Nota: Inicio TIE Colombia - Ecuador marzo de 2003
Inicio FOES Julio de 2003
Fecha
Ene-2008
Feb-2008
Mar-2008
Abr-2008
May-2008
Jun-2008
Jul-2008
Ago-2008
Sep-2008
Oct-2008
Nov-2008
Dic-2008
Ene-2009
Alivio porRentas
Congestión
256
51
22
16
15
98
11
574
555
659
109
644
202
Restricciones (*)
8,899
15,912
23,921
23,310
31,394
26,267
39,141
39,901
40,532
34,533
34,280
26,722
26,275
(Rentas/Rest) %
3
0
0
0
0
0
0
1
1
2
0
2
1
![Page 54: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/54.jpg)
COSTO UNITARIO A CARGO DE LOS COMERCIALIZADORES Y ALIVIO DE RENTAS DE CONGESTIÓN
- Durante enero de 2009 el valor unitario de las restricciones llegó a 5.88$/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.
![Page 55: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/55.jpg)
AGENTES Y USUARIO EN EL MERCADO
ENERO DE 2009
Dirección información
18 de Febrero de 2009
Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P
![Page 56: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/56.jpg)
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.
![Page 57: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/57.jpg)
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
![Page 58: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/58.jpg)
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.
Incluye zonas francas y alumbrado público
![Page 59: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/59.jpg)
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.
Incluye zonas francas y alumbrado público
![Page 60: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/60.jpg)
DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS POR EMPRESA
a enero de 2009
Incluye zonas francas y alumbrado público
![Page 61: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/61.jpg)
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 .
![Page 62: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/62.jpg)
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 %.
![Page 63: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/63.jpg)
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.
![Page 64: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/64.jpg)
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).
![Page 65: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/65.jpg)
DISTRIBUCIÓN DE FRONTERAS REGISTRADAS DE USUARIOS REGULADOS POR EMPRESA
a enero de 2009
![Page 66: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/66.jpg)
EVOLUCIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD -TIE
ENERO DE 2009
Dirección información
18 de Febrero de 2009
Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P
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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
![Page 68: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/68.jpg)
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
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-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
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5
Sep
-05
Nov
-05
Ene
-06
Mar
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May
-06
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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
![Page 70: INFORME MENSUAL DE ANÁLISIS DEL MERCADO ENERO DE 2009 Mensual Anlisis del Mercado... · Demanda Máxima de potencia enero 2009 8,493 MW Crecimiento ene 2009 / ene 2008 0.2% 99.7](https://reader033.vdocumento.com/reader033/viewer/2022060300/5f08218c7e708231d4207e25/html5/thumbnails/70.jpg)
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
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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
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5
Sep
-05
Nov
-05
Ene
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Mar
-06
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6
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-06
Nov
-06
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-07
Mar
-07
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7
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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
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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
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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
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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
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18 de Febrero de 2009
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