TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN DATOS PARA EL MES DE ENERO

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1 TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN DATOS PARA EL MES DE ENERO COSTO MARGINAL GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS ENERGÍA EN CONTRATO Y EN EL MERCADO OCASIONAL DISPONIBILIDAD A LA HORA DE DEMANDA MAXIMA CURVA DE CARGA DEL SISTEMA GENERACION OBLIGADA SERVICIOS AUXILIARES DE RESERVA DE LARGO PLAZO, COMPENSACION DE POTENCIA Y SERVICIOS AUXILIARES GENERALES Y ESPECIALES RESERVA COSTOS VARIABLES Y DE ARRANQUE POR MÁQUINA MERCADO SPOT DE POTENCIA INFORME DE COMUNICACIÓN DE LOS MEDIDORES DEL SMEC INFORME PARA LOS ULTIMOS 12 MESES PRECIO DEL COMBUSTIBLE COSTO MARGINAL DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA CONSUMO PROMEDIO DIARIO DEMANDA MAXIMA DEL SISTEMA PÉRDIDAS DE TRANSMISION FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA INDICADORES DE DISPONIBILIDAD ENERO DATOS HISTÓRICOS... 37

2 $/MWh Informe Mensual del Mercado de enero de INTRODUCCIÓN En el presente Informe Mensual del Mercado Mayorista se presentan los registros de los principales indicadores del Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al mes de enero de Igualmente, se incluye el comportamiento general del mercado eléctrico considerando el desarrollo de algunos indicadores para el último año transcurrido y algunos datos históricos. 2. DATOS PARA EL MES DE ENERO COSTO MARGINAL Costo Marginal Promedio Ponderado A continuación se muestra el comportamiento del costo marginal del sistema para el mes de enero del El costo marginal promedio ponderado para el referido mes fue de B/ MWh, alcanzando su máximo valor en B/ MWh ocurrido el día 23 de enero y el valor mínimo de B./0.00 MWh los días los días 1,2 y 15 de enero. CMS PROMEDIO PONDERADO DIARIO MENSUAL DÍAS A continuación se muestran gráficas y un cuadro resumen del comportamiento del costo marginal diario, hora a hora, para el mes de enero del

3 CMS (B/./MWh) Informe Mensual del Mercado de enero de 2017 Con relación al cuadro anterior podemos señalar que el valor máximo del costo marginal del sistema fue de B/ MWh y se presentó el día 23 de enero. El valor mínimo fue de B/ MWh y se presentó el 1 al 6 y del 8 al 19 de enero. Costo Marginal Diario La siguiente gráfica muestra los valores máximos, promedios y mínimos del costo marginal diario del sistema para cada uno de los días del mes de enero del año COSTO MARGINAL DIARIO Max Prom. Min. DIAS 2

4 00:15 01:30 02:45 04:00 05:15 06:30 07:45 09:00 10:15 11:30 12:45 14:00 15:15 16:30 17:45 19:00 20:15 21:30 22:45 24:00 Demanda MW CMS $/MWh CMS(B/./MWh) Informe Mensual del Mercado de enero de 2017 Costo Marginal Horario La siguiente gráfica muestra el comportamiento, para cada una de las 24 horas del día de los valores máximos, promedios y mínimos, correspondiente al mes de enero de COSTO MARGINAL HORARIO Max Prom. Min HORAS Costo Marginal vs Curva de Carga del Sistema La siguiente gráfica muestra la comparación del comportamiento del costo marginal del sistema y la curva de carga del sistema para el día 03 de enero el día de la demanda máxima de potencia del mes. Demanda vs Cms - Día de Demanda maxima consumo CMS Cuartos de Horas 3

5 MWh Informe Mensual del Mercado de enero de GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS Generación Para el mes de enero de 2017 la generación total fue de 858,868.37MWh, de la cual el 23.12% fue aportada por las plantas térmicas, el 61.71% correspondió a las plantas hidráulicas, el 12.04% fue aportada por las plantas eólicas, el 1.42% a la autogeneración, el 1.72% planta solar y 0.00 % aporte de Centroamérica. AUTOGENERACION 1.42% TERMICA 23.12% EOLICO 12.04% TIPO DE GENERACIÓN CENTRO-AMERICA 0.00% SOLAR 1.72% HIDRO 61.71% 2.2.2Porcentaje de Generación Mensual La gráfica muestra el comportamiento de la generación del sistema para el mes de enero de 2017, mostrando el porcentaje del aporte de las unidades hidráulicas, unidades térmicas, unidades eólicas, autogeneración, solar y la importación de Centroamérica. 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% TIPOS DE GENERACION HIDRO TERMICA AUTOGENERACIÓN EOLICO IMPORTACION solar DIAS 4

6 2.2.3 Consumo Consumo de Energía por Región La ciudad de Panamá representa el 58.44% del consumo del sistema; la gráfica muestra como consumo las exportaciones de energía del sistema panameño hacia Centroamérica. Colón 6.49% Consumo de Energía por Región Exportaciones 2.24% Bocas 1.46% Chiriquí 9.47% Prov. Centrales 12.59% Panamá Oeste 9.31% Panamá Centro 58.44% Generación, Consumo y demanda máxima por Empresa Los siguientes cuadros muestran la generación, el consumo y demanda máxima de cada Participante para el mes de enero de

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10 Generación vs Consumo A continuación se presenta la comparación de la energía generada vs la energía consumida por el sistema para el mes de enero de 2017, además de las pérdidas de transmisión del sistema producto del despacho de generación. Las pérdidas de transmisión del sistema, durante el mes de enero de 2017 fueron de 34, MWh, representando el 3.98% de la generación total neta del sistema. El cuadro muestra además, el consumo de energía en cada uno de los nodos de retiro que componen el sistema eléctrico. 9

11 MWh MWh MWh Informe Mensual del Mercado de enero de 2017 La gráfica a continuación muestra el comportamiento de la energía generada contra la energía consumida. Además presenta el comportamiento de las pérdidas de transmisión. GENERACION VS CONSUMO GENERACION CONSUMO DIAS Generación Hidráulica vs Pérdidas de Transmisión GENERACION HIDRO VS PERDIDAS PERDIDAS HIDRO DIAS 0 La gráfica anterior muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión comparadas con la generación hidráulica. 10

12 MWh Informe Mensual del Mercado de enero de Exportación e Importación de Energía Para el mes de enero de 2017 las exportaciones fueron por 18, MWh y la importación fue de 0.00 MWh. EXPORTACION VS IMPORTACION DE ENERGIA ENERO Importación Exportación Cobertura de la Demanda DIA La siguiente gráfica muestra la cobertura de los requerimientos del sistema para el día de demanda máxima del mes de enero. La entrada es como sigue: i) primeramente entra un bloque eólico por MWh, un bloque solar con MWh, después un bloque hidro con MWh, y por último un bloque térmico por MWh. Distribución de la Generación por Hora HIDRO TERMO1 EOLICO SOLAR EOR TOTAL

13 2.3. ENERGÍA EN CONTRATO Y EN EL MERCADO OCASIONAL En los siguientes cuadros y gráficas se muestra el comportamiento de las empresas generadoras y distribuidoras en el mercado Mayorista de electricidad para el mes de enero de Empresas de Generación La generación máxima del sistema, para el mes de enero del 2017, se dio el día martes 03 de enero con 29, MWh y la generación mínima se dio el día domingo 1 de enero con 23, MWh. 12

14 Para el mes de enero de 2017 la exportación de energía fue por 18, MWh, además se suministró energía por contrato por 815, MWh. En el mercado ocasional se compró 229, MWh y se vendió 217, MWh Empresas Consumidoras Para estas empresas el consumo máximo se dio el día 27 de enero con 27, MWh y el mínimo el día 01 de enero con 21, MWh. 13

15 MW Mw Informe Mensual del Mercado de enero de 2017 La energía suministrada por contrato fue de 815, MWh, la compra en el mercado ocasional fue de 12, MWh y la venta por 24, MWh. Las pérdidas de transmisión del sistema fueron el 4.23% de la energía consumida DISPONIBILIDAD A LA HORA DE DEMANDA MAXIMA A continuación se muestra el comportamiento diario de la disponibilidad de potencia vs la demanda máxima del sistema. Demanda Maxima vs Disponibilidad Demanda Max. Disponibilidad Fecha-Hora 2.5. CURVA DE CARGA DEL SISTEMA A continuación se muestra la curva de carga del sistema correspondiente al día que se presentó la demanda máxima de potencia del mes de enero del CURVA DE CARGA- DÍA DE DEMANDA MAXIMA :15 01:15 02:15 03:15 edemet edene edech cempa cemx Otros GC 04:15 05:15 06:15 07:15 08:15 09:15 10:15 11:15 12:15 13:15 14:15 15:15 16:15 17:15 18:15 19:15 20:15 21:15 22:15 23:15 CUARTO-HORA 14

16 2.6. GENERACION OBLIGADA La energía correspondiente a la generación obligada para el mes de enero 2017 fue de 118, MWh para un sobrecosto de B/.3,452, A continuación se muestra un cuadro resumen. 2.7 SERVICIOS AUXILIARES DE RESERVA DE LARGO PLAZO, COMPENSACION DE POTENCIA Y SERVICIOS AUXILIARES GENERALES Y ESPECIALES A continuación se muestra información sobre el monto comercializado, en el mercado Mayorista de electricidad para el mes de enero de 2017, con relación a las compensaciones de potencia, servicios auxiliares, reserva de largo plazo y seguimiento de demanda. 15

17 2.8. RESERVA A continuación se muestra la asignación de los servicios auxiliares generales del sistema. RESERVA SECUNDARIA FORTUNA AES HCAISAN AES-CHAN 1.95% 4.45% 16.18% 77.42% RESERVA RODANTE 1.46% 13.60% 3.66% 4.51% 0.68% 0.00% 0.83% 0.86% 11.33% 3.22% 0.00% 31.88% 2.97% 0.00% 8.88% 15.12% 0.10% 0.00% FORTUNA AES BLM Istmus AES-CHAN PANAM PEDREGAL EGESA gena HCASAN ACP CORPISTMO ideal cativa caldeco Valleyco Jinro Kanan FOUNTAIN 16

18 2.10. COSTOS VARIABLES Y DE ARRANQUE POR MÁQUINA El cuadro y la gráfica muestran los valores de los costos variables aplicables al despacho de las unidades térmicas, costo de oportunidad de las unidades hidráulicas y el precio ofertado para los 31 días del mes de enero de

19 $/MWh $/MWh $/MWh Informe Mensual del Mercado de enero de Comportamiento de Los Costos Variables Dias ACP3 ALGARROBOS BAITUN BAJO DE MINA BAYANO BLM CARBON BLM CICLO BLM G Comportamiento de Los Costos Variables Dias ACP1 ACP2 ALGARROBOS BAITUN CONCEPCION DOLEGA BUGABA 2 BUGABA 1 EL FRAILE El ALTO Comportamiento de Los Costos Variables DÍAS ACP1 ACP3 BLM G8 EL FRAILE CATIVA BONYIC BLM G9 CARBON CONCEPCION EL FRAILE El mayor costo de todas las unidades de generación del sistema, la tiene ACP con la unidad Miraflores G1 con $/MWh, como se muestra en la primera gráfica. El caso del costo variable más bajo, lo presenta el valor del agua para las plantas de filo de agua, Estrella y Los Valles, Concepción, Estí, La Yeguada, Macho de Monte, Dolega, Mendre, Los Planetas, Gualaca, Paso Ancho, Pedregalito, Macano, Changuinola, Río Chico y Los Algarrobos y otras con 0 $/MWh. 18

20 El cuadro muestra los costos de arranque por semana para cada una de las unidades que participan en el despacho. 19

21 El cuadro muestra la cantidad de arranques y paradas de cada una de las unidades de generación. 20

22 $/kw-mes Informe Mensual del Mercado de enero de MERCADO SPOT DE POTENCIA El cuadro muestra los precios que se pagaron en el mercado spot de potencia para cada uno de los días del mes de enero. El valor máximo fue de 0.49 $/KW-mes y el mínimo de 0.45 $/KW-mes. PRECIO DE LA POTENCIA SPOT DÍAS 21

23 2.12. INFORME DE COMUNICACIÓN DE LOS MEDIDORES DEL SMEC El cuadro muestra los problemas de comunicación que han presentado los medidores SMEC de cada empresa durante el mes de enero de

24 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 $/BARRIL Informe Mensual del Mercado de enero de INFORME PARA LOS ULTIMOS 12 MESES 3.1. PRECIO DEL COMBUSTIBLE A continuación se muestra la evolución en los precios de los combustibles, de acuerdo a información de la Secretaría Nacional de Energía, comúnmente utilizados para la generación de energía eléctrica en Panamá, desde el mes de febrero de 2016 al mes de enero del año La gráfica muestra que durante el mes de enero de 2017 los precios aumentaron con respecto al mes pasado. COMBUSTIBLE PARA GENERACION ELECTRICA d.liviano bunker FECHA 3.2. COSTO MARGINAL El costo marginal promedio ponderado aumentó con relación al mes pasado. 23

25 Gwh/DIA Informe Mensual del Mercado de enero de DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA La gráfica muestra que para este mes se presentó un consumo de energía de 858 GWh CONSUMO PROMEDIO DIARIO A continuación se presenta una gráfica que muestra el comportamiento del consumo promedio diario del sistema, para el período febrero 2016 enero CONSUMO PROMEDIO DIARIO FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE Gwh/dia MESES Para este mes el consumo promedio disminuyó con relación al mes pasado. 24

26 MW Informe Mensual del Mercado de enero de DEMANDA MAXIMA DEL SISTEMA En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento de la demanda máxima mensual del sistema, para el período transcurrido desde febrero 2016 a enero del DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE Mw Como ya se mencionó anteriormente, la demanda máxima del mes de enero 2017 fue de 1, MW, se presentó el día 03 a las 14:41 horas PÉRDIDAS DE TRANSMISION La siguiente gráfica muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión para los últimos 12 meses PERDIDAS DE TRANSMISION 0 mar.- feb.-16 abr.-16 may.- jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene PERDIDAS La gráfica muestra que para el mes de enero 2017, las pérdidas de transmisión disminuyeron con respecto al mes pasado. 25

27 3.7. FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA La siguiente gráfica muestra el factor de carga del sistema para los últimos 12 meses. FACTOR DE CARGA feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 F.Carga NIVELES DE LOS EMBALSES La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los embalses de Fortuna y Bayano, para el periodo comprendido de enero 2016 a enero NIVEL DE LOS EMBALSES BAYANO FORTUNA /01/ /12/ /12/ /11/ /10/ /10/ /09/ /08/ /08/ /07/ /06/ /06/ /05/16 30/04/16 10/04/16 21/03/16 01/03/16 10/02/16 21/01/16 01/01/16 26

28 4. INDICADORES DE DISPONIBILIDAD ENERO 2017 Cumpliendo los numerales y de las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, a continuación se presenta el seguimiento de la disponibilidad semanal de los compromisos de potencia en contratos de los Participantes Productores. Para el caso de los compromisos de potencia en reserva de largo plazo se consideró el numeral Dicho seguimiento se verificó utilizando como base la semana de despacho, que para el mes de junio del año 2017 corresponden a: Semana 01: del 07 de enero al 11 de enero de Semana 02: del 14 de enero al 20 de enero de Semana 03: del 21 de enero al 27 de enero de Semana 04: del 28 de enero al 03 de febrero de RESUMEN MES DE ENERO DE 2017 X: incumplimiento EMPRESA CELSIABLM Corp. CELSIAALT (CATIVÁ) GENA INCUMPLIMIENTOS CONTRATOS Semana 01 Semana 02 Semana 03 Semana 04 PASO ANCHO X X X X AES CHANGUINOLA CELSIALTERNEGY CEISA KANAN FOUNTAIN URBALIA ENERGYST HBTOTUMA X 27

29 EMPRESA CELSIABLM Corp. CELSIAALT (CATIVÁ) GENA PASO ANCHO AES CHANGUINOLA CELSIALTERNEGY CEISA KANAN FOUNTAIN URBALIA ENERGYST HBTOTUMA INCUMPLIMIENTOS RESERVA LARGO PLAZO Semana 01 Semana 02 Semana 03 Semana 04 EMPRESA CONTRATOS(últimos 12 meses) *CELSIABLM Corp. 16 *CELSIAALT (CATIVÁ) 9 *GENA 1 *PASO ANCHO 7 AES CHANGUINOLA 1 CELSIAALTERNEGY 1 CEISA 1 *KANAN 15 FOUNTAIN 5 URBALIA 10 ENERGYST 9 INCUMPLIMIENTOS Reserva Largo plazo (año calendario) HBTOTUMA 4 * Nota: Incluye incumplimientos utilizados en el recálculo de su potencia firme. 28

30 Semana Despacho N 01 29

31 Periodo: del 07 de enero al 13 de enero de Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: CELSIABLM: 5 MW a AES PANAMA, 5.75 MW a VALLEYCO y 9.37 MW a HTERIBE. AES: MW a AES CHANGUINOLA. AES CHANGUINOLA: 33 MW a AES PANAMA. LAS PERLAS NORTE: 2.45 MW a LPS, 1.35 MW a HTERIBE y 2.48 MW a ISTMUS. AES EDM: 33 MW a AES CHANGUINOLA. KANAN: 22 MW a VALLEYCO. EMNADESA: 7.33 MW a EISA. Resumen: los resultados indican: La empresa PASO ANCHO presentó incumplimiento a contratos. El resto de los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo. 30

32 Semana Despacho N 02 CUMPLIMIENTO A COMPROMISOS DE POTENCIA 2017 DE HASTA SEMANA 2 01/14/ /20/2017 CONTRATO RESERVA/ SAERLP CONTRATO SUMINISTRO CONTRATO RESERVA SAERLP POTENCIA TOTAL CUMPLE EMPRESA PMS COMPRA DISPONIBLE VENTA VENTA VENTA COMPROMISOS INCUMPLE (MW) INCUMPLE CONTRATOS CELSIA_BLM no no AES no no FORTUNA no no PANAM no no PEDREGAL no no ACP no no ACP_GEN no no ESEPSA no no HCANDELA no no HIDROPMA no no FRANCOLI no no CELSIA_ALT no no ISTMUS no no CELSIA_BON no no HBOQUERON no no PASO ANCHO si no CALDECO no no VALLEY RISE no no IDEAL no no CELSIA_ALT no no AES CHANGUINOLA no no PEDREGALITO no no RIO CHICO no no IBERICA no no ALTO VALLE no no HIDROPIEDRA no no EGISA no no LAS PERLAS SUR no no LAS PERLAS NORTE no no EMNADESA no no SAN LORENZO no no EISA no no HCAISAN no no HTERIBE no no AES EDM no no KANAN no no JINRO no no CEISA no no FOUNTAIN no no URBALIA no no ENERGYST no no BAJOS DE TOTUMA no no GENA no no INCUMPLE SAERLP 31

33 Periodo: del 14 de enero al 20 de enero de Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: CELSIABLM: 5 MW a AES PANAMA, 5.75 MW a VALLEYCO y 9.37 MW a HTERIBE. AES: MW a AES CHANGUINOLA. AES CHANGUINOLA: 33 MW a AES PANAMA. LAS PERLAS NORTE: 2.45 MW a LPS, 1.35 MW a HTERIBE y 2.48 MW a ISTMUS. AES EDM: 33 MW a AES CHANGUINOLA. KANAN: 22 MW a VALLEYCO. EMNADESA: 7.33 MW a EISA. Resumen: los resultados indican: La empresa PASO ANCHO presentó incumplimiento a contratos. El resto de los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo. 32

34 Semana Despacho N 03 33

35 Periodo: del 21 de enero al 27 de enero de Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: CELSIABLM: MW a HBOQUERON, 7.75 MW a VALLEYCO, 0.71 MW a CELSIA ALT y 9.37 MW a HTERIBE. AES: MW a AES CHANGUINOLA. CELSIA ALT2 (CATIVÁ): MW a CELSIA BONTEX. AES CHANGUINOLA: 33 MW a AES PANAMA. LAS PERLAS NORTE: 2.45 MW a LPS, 1.35 MW a HTERIBE y 2.48 MW a ISTMUS. AES EDM: 33 MW a AES CHANGUINOLA. KANAN: 20 MW a VALLEYCO. EMNADESA: 7.33 MW a EISA. Resumen: los resultados indican: La empresa PASO ANCHO presentó incumplimiento a contratos. El resto de los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo. 34

36 Semana Despacho N 04 35

37 Periodo: del 28 de enero al 03 de febrero de Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: CELSIABLM: 20 MW a VALLEYCO. AES: MW a AES CHANGUINOLA. PEDREGAL: 6 MW a PANAM y 4 MW a ENERGYST. CELSIA ALT2 (CATIVÁ): MW a CELSIA BONTEX. AES CHANGUINOLA: 33 MW a AES PANAMA. LAS PERLAS NORTE: 1.4 MW a LPS, MW a HTERIBE y MW a ISTMUS. AES EDM: 33 MW a AES CHANGUINOLA. KANAN: 15 MW a IDEAL y 6 MW A PEDREGAL. EMNADESA: 7.33 MW a EISA. Resumen: los resultados indican: Las empresas CELSIA ALT2 (CATIVÁ) y PASO ANCHO presentaron incumplimientos a contratos. El resto de los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo. 36

38 DATOS HISTÓRICOS El cuadro muestra el comportamiento del costo marginal, de la demanda máxima de generación, la generación, el consumo, las exportaciones y las pérdidas de transmisión desde enero de 1998, cuando se dio inicio el Mercado Mayorista de Electricidad. 37

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