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Informe Consolidado del Mercado Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR
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Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN
Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR
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Seguimiento por tipos de demanda – Septiembre 2013 en GWh
3
(1) Incluye demanda nacional(que incluye importaciones del Ecuador), las pérdidas del STN, las exportaciones al Ecuador y Venezuela.
(2) A la demanda comercial total se le resta las exportaciones a Ecuador y Venezuela.
(3) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda de despacho económico coordinado (exportaciones al Ecuador).
(4) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda internacional (exportaciones a Venezuela).
(5) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda no atendida por causas programadas y no programadas.
Demanda
Comercial
Total (1)
Demanda
Comercial
Nacional (2)
Demanda
Comercial
Nacional +
demanda
coordinada
(3)
Demanda
Comercial
Nacional +
demanda
Internacional
(4)
Demanda
de energía
SIN (5)
Expor.
Venezuela
Expor.
Ecuador
Demanda no
atendida x
causas no
programadas
Demanda no
atendida x
causas
programadas
Importac.
del Ecuador
ene-12 4829.6 4795.8 4822.6 4802.8 4806.9 7.0 26.8 7.8 3.3 0.1
feb-12 4659.6 4627.2 4635.4 4651.4 4631.4 24.2 8.3 2.5 1.8 0.1
mar-12 5070.4 5030.5 5039.8 5061.2 5033.9 30.6 9.3 2.4 0.9 5.8
abr-12 4774.0 4719.8 4738.8 4755.0 4724.7 35.2 19.0 3.8 1.1 0.1
may-12 5081.7 5029.6 5040.1 5071.2 5032.7 41.5 10.5 2.8 0.3 0.1
jun-12 4929.2 4873.0 4890.1 4912.1 4893.7 39.1 17.1 19.3 1.3 0.0
jul-12 5090.6 5027.9 5045.3 5073.2 5034.0 45.3 17.4 5.6 0.5 0.0
ago-12 5145.1 5083.7 5088.0 5140.8 5104.3 57.1 4.3 19.7 0.9 0.1
sep-12 5145.9 5021.6 5097.4 5070.0 5024.6 48.4 75.8 2.0 1.0 0.1
oct-12 5128.8 5065.6 5089.8 5104.6 5069.5 39.0 24.2 3.3 0.6 0.0
nov-12 5055.4 4974.4 4987.5 5042.4 4979.6 67.9 13.0 3.3 1.9 0.1
dic-12 5085.2 5031.8 5042.2 5074.7 5034.3 42.9 10.5 1.7 0.8 0.1
ene-13 5091.9 5023.7 5033.8 5081.8 5025.2 58.1 10.2 0.9 0.6 0.1
feb-13 4774.6 4606.5 4725.9 4655.1 4609.7 48.7 119.4 1.1 2.1 0.0
mar-13 5185.1 5030.4 5092.8 5122.7 5033.0 92.3 62.4 1.3 1.3 0.1
abr-13 5236.1 5103.5 5141.9 5197.7 5106.3 94.2 38.4 1.5 1.2 0.1
may-13 5385.9 5160.6 5290.5 5256.0 5163.4 95.5 129.9 1.6 1.1 0.0
jun-13 5060.3 4952.6 4975.0 5037.9 4955.0 85.3 22.4 1.9 0.6 8.0
jul-13 5326.9 5202.4 5236.6 5292.7 5205.5 90.3 34.2 1.9 1.2 6.1
ago-13 5260.0 5193.9 5205.2 5248.7 5196.5 54.7 11.3 1.8 0.7 13.7
sep-13 5131.7 5082.2 5099.1 5114.8 5084.6 32.6 16.9 1.2 1.1 0.1
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Demanda de energía del SIN - Septiembre 2013
4
Para ver cálculos ver Anexo-A
El bajo crecimiento en el mes de Septiembre se debió principalmente a la disminución del consumo en el
mercado regulado ocasionado por las altas precipitaciones en el país (1.8% el más bajo de lo corrido del año) y el
crecimiento negativo del mercado no regulado (-0.4%), debido al bajo consumo de energía de OXY por las
voladuras al oleoducto y al decrecimiento de la industria manufacturera reflejado principalmente en los bajos
consumos de la Zona Franca Argos, Cales y Cementos de Toluviejo, Fabricato, Propal y Polipropileno de Caribe y a
la disminución en el consumo de energía para bombeo.
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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 de energía vs PIB y escenarios UPME Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía
actualizados
por la UPME
en Nov/2012
actualizados
por la UPME
en Jul/2013
actualizados
por la UPME
en Mar/2013
%
PIB
Trimestre 2 2012: 4.8 %
Trimestre 3 2012: 2.9 %
Trimestre 4 2012: 3.3 %
Trimestre 1 2013: 2.7 %
Trimestre 2 2013: 4.2 %
Demanda
Trimestre 2 2012: 3.6 %
Trimestre 3 2012: 3.6%
Trimestre 4 2012: 3.7 %
Trimestre 1 2013: 3.0%
Trimestre 2 2013: 3.5%
Trimestre 3 2013: 1.9%
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Demanda de energía por operadores de red y región – Septiembre 2013
Comportamiento por operadores de red - OR (**)
(*) Corresponden a cargas conectadas
directamente al STN y no tienen asociado
un OR. No se incluyen las exportaciones a
Ecuador y los consumos propios.
(**) El seguimiento de la demanda por OR
se realiza a partir de la demanda comercial
y por tipos de días.
Comportamiento por Región - GWh sep-12 sep-13Santander(ESSD) 6.4% 0.9%
N.Santander(CNSD) 5.1% 2.7%
Boyacá(EBSD) -7.1% 2.8%
Arauca(ENID) 3.6% 0.2%
Casanare(CASD) 15.5% 6.6%
Ruitoque(RTQD) 4.4% 7.3%
sep-12 sep-13
Codensa (CDSD) -0.2% 2.5%
Cundi.(EECD) 7.3% 0.5%
Meta(EMSD) 4.7% 11.2%
sep-12 sep-13
Guaviare 2.6% 9.3%
sep-12 sep-13
Tolima(CTSD) 2.9% 3.1%
Huila(HLAD) 8.6% 3.1%
Caquetá(CQTD) 5.6% 4.6%
sep-12 sep-13
Nariño(CDND) -3.5% -1.7%
Cauca(CEOD) 1.3% 2.8%
Putumayo(EPTD) 16.5% 7.2%
BajoPutumayo(EBPD) 1.1% 4.8%
Sibundoy(EVSD) -0.8% -3.2%
Municipal(EMED) 284.7% -22.6%
sep-12 sep-13
Cali(EMID) 4.5% 1.7%
EPSA 7.8% -1.7%
Tuluá(CETD) 6.0% 3.9%
Cartago(CTGD) 3.5% 0.5%
sep-12 sep-13
Caldas(CHCD) -0.3% 4.3%
Quindío(EDQD) 1.4% 4.0%
Pereira(EEPD) 0.7% -0.2%
sep-12 sep-13
Chocó 3.5% 1.9%
sep-12 sep-13
Antioquia(EPMD) 2.7% 0.6%
sep-12 sep-13
Caribe(EDCD) 8.6% 0.8%
Región Sep-12 Crec Sep-13 Crec
Centro 1251,2 0,5% 1291,8 3,0%
Antioquia 714,5 2,7% 720,8 0,6%
Costa Atlántica 1068,5 8,6% 1078,3 0,8%
Valle 555,9 5,6% 560,7 0,6%
Oriente 509,7 2,7% 521,5 2,2%
CQR 196,2 0,3% 202,5 3,1%
THC 194,2 5,1% 200,7 3,2%
Sur 139,4 0,1% 141,0 1,1%
Chocó 15,9 3,5% 16,3 1,9%
Guaviare 3,5 2,6% 3,8 9,3%
* Cargas ST N 271,2 24,5% 253,6 -4,5%
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Demanda de energía regulada y no regulada – Septiembre 2013
Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas - (GWh)
Sistema Interconectado Nacional - SIN (Ver cálculos Anexo B)
Número de fronteras del mercado regulado, no regulado y alumbrado público
Sistema Interconectado Nacional
sep-12 sep-13 Crec.Acumulado a
septiembre de 2012
Acumulado a
septiembre de
2013
Crec. Participación
Regulado 3,293.3 3,357.0 1.8% 29,150.7 30,006.8 3.3% 66%
No Regulado 1,701.9 1,697.6 -0.4% 14,826.9 15,105.3 2.3% 34%
Industrias manufactureras 705.9 699.7 -1.2% 6196.7 6191.8 0.3% 41.2%
368.5 350.4 -4.9% 3092.1 3148.0 2.2% 20.6%
218.4 221.3 1.0% 1936.2 1945.8 1.0% 13.0%
143.8 155.7 8.3% 1260.7 1376.5 9.6% 9.2%
118.7 116.1 -2.2% 1067.1 1077.3 1.3% 6.8%
54.6 57.7 5.4% 488.3 518.0 6.5% 3.4%
46.0 47.7 3.3% 389.0 410.5 5.8% 2.8%
42.5 45.3 5.8% 366.6 402.7 10.4% 2.7%
Construcción 3.5 3.7 7.1% 30.3 34.6 14.8% 0.2%
Consum
o d
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nerg
íaA
CTIV
IDA
DE
S
EC
ON
ÓM
ICA
SM
erc
ado N
o R
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Reguladas 8,113
No Reguladas 5,621
Alumbrado Público 409
T O T A L 14,143
Número de fronteras a septiembre de 2013
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Número de fronteras y energía de fronteras por departamento – Septiembre 2013
(*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC
y no al total de la demanda regulada.
DepartamentoNo. Fronteras a
final de mes
Energía Fronteras
(GWh)
No. Fronteras a
final de mes
Energía Fronteras
(GWh)
DISTRITO CAPITAL 1086 244.1 1107 29.03
VALLE 927 228.4 1523 20.64
ANTIOQUIA 924 237.7 777 15.51
ATLANTICO 517 106.9 1119 16.05
CUNDINAMARCA 382 140.5 304 5.40
BOLIVAR 292 86.8 218 4.92
SANTANDER 227 75.3 759 13.25
BOYACA 181 101.9 164 2.37
NORTE DE SANTANDER 159 21.6 364 2.69
HUILA 149 15.2 27 0.68
TOLIMA 139 35.1 107 1.86
MAGDALENA 138 21.6 482 11.05
META 131 42.7 55 0.88
CORDOBA 122 130.9 169 2.46
CALDAS 121 35.8 78 0.83
CAUCA 110 31.2 95 0.91
RISARALDA 108 17.8 98 1.34
CESAR 80 18.1 131 2.54
QUINDIO 63 5.6 54 0.61
SUCRE 53 9.6 103 1.42
NARINO 43 5.0 268 3.00
CASANARE 36 4.8 21 0.56
LA GUAJIRA 20 26.7 87 1.76
ARAUCA 10 51.1 2 -
CAQUETA 7 0.4 0 -
PUTUMAYO 4 3.6 1 0.03
CHOCO 2 0.6 0 -
Total 6031 1,698.7 8113 139.8
Mercado No Regulado + Alumbrado
Mercado Regulado
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Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Septiembre 2013
Nota: Se muestran los primeros 30 comercializadores más representativos en el mercado en cuanto a el número de fronteras y su
respectiva demanda de energía. Para el orden se tuvo en cuenta la suma de la demanda de energía del mercado regulado y no
regulado.
(*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC y no al total de la demanda regulada.
ComercializadorNo. Fronteras a
final de mes
Energía Fronteras
(GWh)
No. Fronteras a final
de mes
Energía Fronteras
(GWh)
ISAGEN 273 349.1 0 -
EEPPM 1101 341.1 3 1.22
EMGESA S.A. 778 265.1 0 -
ENERCOSTA 1038 214.7 0 -
GECELCA S.A. E.S.P 11 124.3 0 -
EMCALI EICE ESP 326 84.0 13 0.66
EPSA(PACIFICO) 508 65.5 231 0.32
DICEL 284 46.0 933 15.97
VATIA S.A. 175 19.7 2847 41.55
ENERTOTAL 33 6.7 1695 32.23
ENERMONT E.S.P. 180 21.4 528 12.64
ENERGISOCIAL 0 - 1066 25.18
CODENSA 2 19.7 75 0.07
ELECTRICARIBE 90 17.6 18 1.03
CENS(N.SANTANDER) 134 14.4 223 0.38
EEP(PEREIRA) 54 13.9 19 0.29
ENERTOLIMA 75 13.5 0 -
E.M.S.A. E.S.P. 79 10.9 0 -
ESSA(SANTANDER) 51 7.6 202 2.58
ELECTROHUILA 136 9.8 0 -
CHEC S.A. E.S.P. 82 9.1 0 -
ENERGIA EFICIENTE 203 6.2 0 -
EBSA (BOYACA) 126 6.2 0 -
RUITOQUE S.A. E.S.P. 23 1.9 117 3.75
ITALENER 22 5.6 0 -
CETSA(TULUA) 29 4.9 1 0.19
CEDENAR 24 3.9 0 -
CEO S.A.S. ESP 45 3.5 0 -
RUITOQUE ENERGIA 28 3.1 0 -
ENERCA S.A. E.S.P. 24 2.1 0 -
Total 6031 1698.8 8113 139.9
Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado
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Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Septiembre 2013
10
Demanda máxima de potencia SIN
Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012
Fecha
Causas
Programadas
GWh
Causas No
Programadas
GWh
Limitación de
Suministro
GWh
TOTAL
GWh
sep-2012 1.0 2.0 - 3.0
sep-2013 1.1 1.2 - 2.4
Demanda No Atendida
En septiembre de 2013 la demanda no atendida fue de 2.4GWh, de la
cual el 50.2% correspondió a causas no programadas.
FechaDemanda
Maxima - MWCrec
sep-2012 9280 1.1%
sep-2013 9274 -0.1%
La demanda máxima de potencia para
septiembre de 2013 fue de 9274 MW, se
registro en el período 19 del día Miércoles
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Anexo-A cálculo por tipos de día demanda Mensual
11
Seguimiento Últimos doce meses
Seguimiento Acumulado del Año
Seguimiento Mensual
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 3.471,8 20 173,6 3.678,7 21 175,2 0,9%
Sábados 821,8 5 164,4 663,5 4 165,9 0,9%
Dom. - Festivos 731,0 5 146,2 742,4 5 148,5 1,6%
Total Mes 5024,6 30 167,5 5.084,6 30 169,5 1,0%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 30.747 183 168,0 31.587 183 172,6 2,7%
Sábados 6.196 39 158,9 6.198 38 163,1 2,7%
Dom. - Festivos 7.344 52 141,2 7.593 52 146,0 3,4%
Total Mes 44.286 274 161,6 45.379 273 166,2 2,9%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio DíaCrecimiento
Comerciales 40.765 244 167,1 42.135 245 172,0 2,9%
Sábados 8.357 53 157,7 8.129 50 162,6 3,1%
Dom. - Festivos 9.714 69 140,8 10.198 70 145,7 3,5%
Total Mes 58.837 366 160,8 60.463 365 165,7 3,1%
Oct 2011 - Sep 2012 Oct 2012 - Sep 2013
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Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado.
12
Mercado Regulado
Mercado No Regulado
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 1.189,1 20 59,45 1.239,0 21 59,00 -0,8%
Sábados 279,3 5 55,87 223,9 4 55,98 0,2%
Dom. - Festivos 233,5 5 46,70 234,7 5 46,94 0,5%
Total Mes 1.701,88 30 56,73 1.697,60 30 56,59 -0,4%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Crecimiento
2010/2009
Comerciales 2263.1 20 113.2 2418.7 21 115.2 1.8%
Sábados 537.6 5 107.5 435.4 4 108.9 1.2%
Dom. - Festivos 492.5 5 98.5 502.9 5 100.6 2.1%
Total Mes 3293.3 30 109.8 3357.0 30 111.9 1.8%
2012 2013
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Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado.
13
Industria Manufacturera
Minas y Canteras
Servicios Sociales
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 505,7 20 25,29 523,7 21 24,94 -1,4%
Sábados 116,0 5 23,20 92,5 4 23,13 -0,3%
Dom. - Festivos 84,1 5 16,83 83,4 5 16,68 -0,9%
Total Mes 705,9 30 23,53 699,66 30 23,32 -1,2%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 246,7 20 12,33 244,1 21 11,62 -5,8%
Sábados 61,8 5 12,36 47,6 4 11,91 -3,7%
Dom. - Festivos 60,0 5 12,01 58,7 5 11,74 -2,2%
Total Mes 368,52 30 12,28 350,39 30 11,68 -4,9%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 154,74 20 7,74 163,5 21 7,78 0,6%
Sábados 34,44 5 6,89 27,8 4 6,96 1,0%
Dom. - Festivos 29,21 5 5,84 30,0 5 6,01 2,8%
Total Mes 218,39 30 7,28 221,33 30 7,38 1,0%
20132012
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Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado.
14
Comercio
Electricidad
Transporte
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 98,18 20 4,91 111,6 21 5,31 8,2%
Sábados 24,31 5 4,86 21,0 4 5,26 8,2%
Dom. - Festivos 21,28 5 4,26 23,1 5 4,62 8,6%
Total Mes 143,77 30 4,79 155,72 30 5,19 8,3%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 79,58 20 3,98 81,6 21 3,89 -2,3%
Sábados 19,71 5 3,94 15,3 4 3,82 -3,1%
Dom. - Festivos 19,38 5 3,88 19,2 5 3,83 -1,2%
Total Mes 118,68 30 3,96 116,05 30 3,87 -2,2%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 37,89 20 1,89 41,7 21 1,99 4,9%
Sábados 8,73 5 1,75 7,5 4 1,87 6,8%
Dom. - Festivos 8,01 5 1,60 8,5 5 1,71 6,6%
Total Mes 54,62 30 1,82 57,72 30 1,92 5,4%
2012 2013
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Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado.
15
Agropecuario
Establecimientos Financieros
Construcción
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 32,70 20 1,64 35,7 21 1,70 4,0%
Sábados 7,53 5 1,51 6,2 4 1,56 3,7%
Dom. - Festivos 5,74 5 1,15 5,7 5 1,14 -0,4%
Total Mes 45,97 30 1,53 47,69 30 1,59 3,3%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 31,07 20 1,55 34,4 21 1,64 5,4%
Sábados 6,20 5 1,24 5,4 4 1,34 8,2%
Dom. - Festivos 5,27 5 1,05 5,6 5 1,11 5,5%
Total Mes 42,53 30 1,42 45,30 30 1,51 5,8%
2012 2013
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Crecimiento
2013/2012
Comerciales 2,51 20 0,13 2,7 21 0,13 4,4%
Sábados 0,57 5 0,11 0,5 4 0,12 8,2%
Dom. - Festivos 0,42 5 0,08 0,5 5 0,10 17,7%
Total Mes 3,50 30 0,12 3,74 30 0,12 7,1%
2012 2013
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Oferta y Generación Septiembre de 2013
Versión Liquidación TXR
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17
Evolución reservas del SIN a septiembre de 2013
Las reservas hídricas almacenadas en
los embalses del SIN a septiembre 30
de 2013 disminuyeron en 40.47 GWh
frente a las del mes anterior, lo que
equivale a un decrecimiento del 0.4%.
El desembalsamiento promedio diario
durante septiembre se ubicó en 1.34
GWh-día.
La capacidad útil del embalse aumentó
8.09 GWh pasando de 15,108.79 GWh
a 15,116.89 GWh, debido al aumento
de los factores de conversión de la
planta Miel I.
Mes GWh %
sep-2013 9,515.6 62.9
ago-2013 9,556.1 63.2
Volumen Util Diario
(a último día del mes)
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Reservas SIN por regiones septiembre de 2013 18
La tabla y figura muestran la distribución regional de las reservas
útiles del SIN (las magnitudes están expresadas como porcentaje
del volumen útil y como energía almacenada). Del total de reservas
al finalizar septiembre (9,515.6 GWh) su distribución fue: el 36% en
Oriente, el 32% en Antioquia, el 29% en Centro, y el 4% restante en
Valle y Caribe.
Energéticamente la región Antioquia fue la que más embalsó, con
una tasa de embalsamiento diaria de 5.36 GWh-día, y Centro la
región que mas desembalsó con una tasa de 3.70 GWh-día.
Nombre % GWh
MIEL I 61.1 148.7
MIRAFLORES 63.9 194.5
PENOL 50.9 2,092.3
PLAYAS 65.3 64.3
PORCE II 9.4 13.2
PORCE III 38.9 42.0
PUNCHINA 58.5 47.4
RIOGRANDE2 27.4 137.2
SAN LORENZO 60.8 270.6
TRONERAS 39.0 24.8
total Antioquia 49.8 3,035.0
URRA1 76.1 146.4
total Caribe 76.1 146.4
AGREGADO BOGOTA 65.3 2,608.8
BETANIA 56.2 78.8
MUNA 54.1 30.3
PRADO 34.7 20.6
total Centro 64.5 2,738.5
CHUZA 70.6 681.0
ESMERALDA 91.7 977.6
GUAVIO 83.6 1,751.3
total Oriente 82.6 3,410.0
ALTOANCHICAYA 24.1 8.5
CALIMA1 53.6 119.0
SALVAJINA 30.1 58.1
total Valle 41.2 185.7
Total -SIN- 62.9 9,515.6
VALLE
Volumen Util Diario
ANTIOQUIA
CARIBE
CENTRO
ORIENTE
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Vertimientos por regiones septiembre de 2013
Durante septiembre de 2013 los vertimientos totales en el SIN fueron de 36.1
GWh y se registraron en los embalses de Playas y Troneras en la región
Antioquia. En Playas los vertimientos han sido ocasionados por los aportes y
por la operación continua de las centrales de Guatapé y Jaguas, cuyas
descargas turbinadas llegan al embalse de Playas. Los vertimientos
presentados en Troneras han sido causados por los altos aportes hídricos que
han llegado a este embalse.
Región/Embalse Vertimiento en GWh
MIEL 1 0.0
MIRAFLORES 0.0
PENOL 0.0
PLAYAS 35.4
PORCE II 0.0
PORCE III 0.0
PUNCHINA 0.6
RIOGRANDE I I 0.0
SAN LORENZO 0.0
TRONERAS 0.1
total Antioquia 36.1
URRA1 0.0
Total Caribe 0.0
AGREGADO EEB 0.0
BETANIA 0.0
MUNA 0.0
PRADO 0.0
Total Centro 0.0
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 36.1
ANTIOQUIA
CARIBE
CENTRO
ORIENTAL
VALLE
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Aportes hídricos al SIN hasta septiembre de 2013
En la gráfica se muestra la evolución de los aportes energéticos mensuales al SIN. Como referencia se
presentan también los valores medios mensuales y críticos (correspondientes a un caudal 95PSS univariado).
Se puede observar el impacto de los recientes eventos El Niño (2009-2010), La Niña (2010-2012), así como la
actual disminución de aportes desde septiembre debido probablemente a la conjugación de fenómenos
climáticos de diferentes escalas espaciales que han afectado el clima colombiano y aún no han sido
identificados por las agencias climáticas.
En septiembre de 2013 ingresaron al SIN aportes por 4,339.2 GWh (91.0% de la media histórica), los cuales
fueron menores en 1,227.7 a los ocurridos en agosto de 2013 y mayores en 998.1 GWh a los ocurridos en
septiembre de 2012. Durante el mes de septiembre Valle y Caribe registraron aportes mayores que la media,
mientras Antioquia, Centro y Oriente estuvieron por debajo de la media.
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Aportes hídricos al SIN desde 2000 21
En la gráfica se muestra la evolución de los aportes hídricos mensuales al SIN desde enero de 2000. Para una
fácil lectura de dicha evolución, se han resaltado en rojo los aportes de septiembre en cada uno de los años
presentados. En este sentido, septiembre de 2013 estuvo por debajo de la media (91.0%).
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Composición de la generación del SIN
Tipo
Generación sep-12 sep-13
%
Crecimiento Hidráulica 3,544.3 3,728.8 5.2%
Térmica 1,337.6 1,128.4 -15.6%
Menor 232.8 241.4 3.7%
Cogenerador 31.1 33.0 6.1%
Total 5,145.8 5,131.6 -0.3%
Generación mensual energía SIN (GWh)
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Consumo de combustibles en el sector eléctrico
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Precios promedio oferta por tecnología
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Precios y Transacciones del Mercado Septiembre de 2013
Versión liquidación TXR
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Precio de bolsa y contratos por tipo de mercado Pesos constantes de septiembre de 2013
26
Datos hasta el 30 de septiembre
Precios promedios ponderados, en pesos constantes de septiembre de 2013
* Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras
realizadas por comercializadores
y generadores con un destino
diferente al mercado regulado.
Mes
Precio de
Bolsa
$/kWh
Precios
Mercado
Regulado
$/kWh
(Mc)
Precio
Contra tos
No
Regulados
$/kWh (*)
sep/2012 181.21 132.26 108.85
ago/2013 151.63 139.20 111.15
sep/2013 143.77 138.91 111.01
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Precios de bolsa promedio por hora
Datos hasta el 30 de septiembre
En el mes de septiembre de 2013, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 171.47$/kWh en el
periodo 20 y el valor mínimo fue 118.52$/kWh en el periodo 4.
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Precio promedio diario de bolsa y precios máximos y mínimos por día
Durante el mes de septiembre de 2013 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 8 con un valor
de 206.43$/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 16 con un valor de 43.6 $/kWh en el
periodo 2.
El precio de escasez para septiembre de 2013 fue de 454.02 $/kWh, mientras que para octubre de 2013 es 450.51
$/kWh.
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Volatilidad del precio de bolsa diario
La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en septiembre de 2013 fue 12.24% mientras que la del mes anterior fue
10.83%.
Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ ln (Pt / Pt-1) ] del precio de bolsa diario con
horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicado por otro factor.
Datos hasta el 30 de septiembre
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Contratos despachados con destino al mercado regulado por año de registro
30
Datos hasta el 30 de septiembre
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Contratos despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*)
31
Datos hasta el 30 de septiembre
* Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado.
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Contratos de compra de los comercializadores, despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*)
32
Datos hasta el 30 de septiembre
* Incluye sólo las
compras de
comercializadores
que atienden
demanda
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Agentes comercializadores expuestos en bolsa
La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición.
En septiembre de 2013 hubo 3 comercializadores del mercado mayorista expuestos en bolsa en más del 75%, los cuales
representaron compras en bolsa por 0.8 GWh-diarios.
Datos hasta el 30 de septiembre
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Evolución transacciones del mercado
pesos constantes de septiembre de 2013
34
*Pesos constantes de septiembre de 2013
Datos hasta el 30 de septiembre
Concepto sep-12 sep-13 Incremento
Contratos 709,123 745,183 5.1%
Compra en Bolsa 213,512 173,728 -18.6%
Valor a distribuir CxC 135,313 166,705 23.2%
Restricciones 36,397 33,163 -8.9%
Resp Comercial AGC 17,912 15,023 -16.1%
Servicios CND-SIC 6,467 6,138 -5.1%
Compras en Desviación 1,528 611 -60.0%
Rentas Congestión Col 0 27
Transacciones SIC Millones $
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Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) en 2013
En esta gráfica se muestra los cargos por uso del STN, expresados en $/kWh, mediante
los cuales se remuneran los activos de uso del STN.
-1
4
9
14
19
24
29
sep/12 oct/12 nov/12 dic/12 ene/13 feb/13 mar/13 abr/13 may/13 jun/13 jul/13 ago/13 sep/13
$ / k
Wh
Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) 2012-2013
Cargo Máxima T' ($/kWh) Cargo Media T' ($/kWh)
Cargo Mínima T' ($/kWh) Cargo Monomio T' ($/kWh)
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Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) a 2013
En esta gráfica se muestran los cargos por uso del STR, expresados en $/kWh, mediante
los cuales se remuneran los activos del Nivel de Tensión 4 de los Operadores de Red
0
5
10
15
20
25
sep/12 oct/12 nov/12 dic/12 ene/13 feb/13 mar/13 abr/13 may/13 jun/13 jul/13 ago/13 sep/13
Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STR) 2012-2013
Cargo Norte ($/kWh) Cargo Centro-Sur ($/kWh)
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Porcentaje contratado en el MEM de la demanda comercial regulada y no regulada
37 Ver Informe CREG 135-97
http://www.xm.com.co/Proyeccin Demanda Contratada/dda_contratada_2011-III.pdf
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Restricciones Septiembre de 2013
Versión liquidación TXR
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Generación fuera de mérito
Mantenimientos Caribe
Oct 22, 23 y 31
Atentado Porce III – Cerro
nov 20 - dic 11
Indispo. Cerro-Primavera
dic 26/12 – ene 02/13
Atentado Ocaña-
Copey feb 24-
mar24
Atentado Jamondino- San
Bernardino 1 y 2, marzo 3-12
Cerro-Porce abril 8-16
Mtto Barra 2 San Carlos
231kV, pruebas Chivor
230 kV – 27 abril
Mtto Bolivar -
Ternera 220 kV
23-27 mayo
Múltiples
mantenimientos en la
red de 500kV
Múltiples mantenimientos
en el STN, región Caribe
y Suroccidental
Mttos Nva
Barranquilla-
Sabanalarga
230 kV
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(1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones
Evolución del costo unitario de restricciones (1)
Datos hasta el 30 de septiembre
(2) Aplicación Resolución CREG 061/07: En la liquidación de septiembre se refleja un alivio de $25,000
millones en las restricciones como parte de pago de la garantía del Cargo por Confiabilidad (Termocol).
Mes
Demanda
Comercial
(GWh)
Valor
Restricciones
(Mill Pesos)
CU
Restricciones
($/kWh)
(2) Restr. con
alivio (Mill Pesos)
(2) CU Restri.
con alivio
($/kWh)
sep-12 5,096.6 36,883.7 7.2
ago-13 5,204.4 36,538.4 7.0
sep-13 5,098.6 33,162.8 6.5 8,162.8 1.6
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Comportamiento de generación fuera de mérito por regiones
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GW
h-d
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Comportamiento de reconciliaciones por regiones
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Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000
43
Datos hasta el 30 de sep
sep-12 sep-13
Millones $ Millones $
aGS solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y
calidad en la infraestructura de los STR's y/o SDL's
$ 0 $ 0
0%
b GS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN $ 25,523 $ 24,348 -5%
cGS asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de
Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas
$ 0 $ 0
0%
d GS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad $ 0 $ 0 0%
e GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN $ 1,146 $ 180 -84%
fGS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una
Importación de energía
$ 96 $ 0
-100%GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 2,774 $ 2,702 -3%
GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 332 $ 106 -68%GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 2,441 $ 2,596 6%
hGS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 84 $ 0
-100%
iGS originadas en modif icaciones al programa de generación solicitadas por el CND
durante la operación diferente a las anteriores causas
$ 5,045 $ 2,982
-41%
jGS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la
reglamentación vigente
$ 626 $ 661
6%
k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 1,589 $ 1,223 -23%
Lite ra l
CREG 063 Causa asociada a l generación de seguridad
Dife rencia
Porcentua l
g
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Conceptos asociados a restricciones en $/kWh
Las cantidades se encuentran expresadas en $/kWh dividiendo el total de los montos facturados entre la demanda comercial sin
incluir alivios o cargos adicionales. En Costos se agrupan los conceptos que generan costo operativo al mercado y por Recaudo
los conceptos a recaudar para saldar los costos operativos.
Datos hasta el 30 de septiembre
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Valor mensual del AGC
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El valor total del servicio de AGC para el mes de agosto de 2013 fue de $ 44,598.1 millones
Datos hasta el 30 de septiembre
Recomendaciones mediano y largo plazo levantamiento y mitigación de restricciones
46
En el archivo anexo “Tabla de restricciones”, se encuentra el detalle de las
recomendaciones identificadas en los informes de mediano y largo plazo para el
levantamiento y mitigación de restricciones, además, se clasifican según las
obras definidas:
Consulte archivo anexo: “Tabla de restricciones.pdf”
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Informe de Intercambios Internacionales Septiembre de 2013
Versión liquidación TXR
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En septiembre de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 16.85 GWh, con una diferencia de -77.8%
respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 32.58 GWh, con una
diferencia de -32.8% respecto al mismo mes del año anterior.
Exportaciones de electricidad
FechaA Ecuador
GWh
A Venezuela
GWh
sep-12 75.8 48.4
oct-12 24.2 39.0
nov-12 13.0 67.9
dic-12 10.5 42.9
ene-13 10.2 58.1
feb-13 119.4 48.7
mar-13 62.4 92.3
abr-13 38.4 94.2
may-13 129.9 95.5
jun-13 22.4 85.3
jul-13 34.2 90.3
ago-13 11.3 54.7
sep-13 16.9 32.6
Exportaciones de Colombia
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En septiembre de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.06 GWh, con una diferencia de -4.3%
respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en septiembre de 2013, no hubo importaciones de Colombia desde
Venezuela.
Importaciones de electricidad
Fecha
Desde
Ecuador
GWh
Desde
Venezuela
GWh
sep-12 0.06 0.00
oct-12 0.05 0.00
nov-12 0.07 0.00
dic-12 0.06 0.00
ene-13 0.09 0.00
feb-13 0.02 0.00
mar-13 0.07 0.00
abr-13 0.08 0.00
may-13 0.04 0.00
jun-13 8.04 0.00
jul-13 6.11 0.00
ago-13 13.72 0.00
sep-13 0.06 0.00
Importaciones de Colombia
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-13
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3
$/k
Wh
Exportación
Importación
50
Precios exportación liquidación TIE
El precio de exportación promedio diario de Colombia en septiembre de 2013 fue de 186.37 $/kWh.
Decreto 338
Expedido el 25
de julio e
Ecuador $
Combustibles
Res 148/09
Exportación con
Líquidos
Res 71/10
Finaliza Expor.
Líquidos
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Resumen transacciones TIE para Colombia y Ecuador
Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de
Congestión
sep-12 75,836.4 60.4 9,794.7 3.4 0.0
oct-12 24,205.1 45.9 3,243.6 4.1 0.4
nov-12 13,034.9 67.6 1,494.1 5.9 0.4
dic-12 10,452.0 59.6 1,333.4 5.2 0.2
ene-13 10,151.8 94.1 1,454.7 7.6 0.0
feb-13 119,437.1 18.4 15,662.8 1.7 0.0
mar-13 62,366.4 65.2 6,972.6 3.7 5.6
abr-13 38,394.8 75.4 6,511.7 7.5 0.0
may-13 129,909.9 42.9 14,223.5 2.9 273.3
jun-13 22,420.5 8,038.7 2,240.6 366.5 29.4
jul-13 34,209.5 6,110.1 5,392.4 505.6 0.0
ago-13 11,278.0 13,720.4 1,158.4 756.4 6.1
sep-13 16,852.1 57.8 1,621.9 4.0 27.6
Parcial 2013 445,020.1 28,223.0 55,238.6 1,655.9 341.9
Total 2012 236,034.5 6,510.2 24,148.3 243.2 290.6
Total 2011 1,294,591.8 8,218.5 92,995.8 231.3 10,380.4
Total 2010 797,690.0 9,745.0 73,825.1 565.3 7,493.0
Total 2009 1,076,725.6 20,764.1 107,751.0 1,118.5 12,625.3
Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,908.4 2,309.4 7,417.0
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 1,757,882.9 16,028.8 151,733.7 509.8 75,581.0
Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,817.2
Total 2003 1,144,521.6 67,202.7 80,309.2 2,334.7 44,347.7
Total Historia 11,428,567.9 268,662.8 950,393.1 11,092.0 312,557.9
Fecha
Energía (MWh) Valor (Miles de US$)