Informe Consolidado del Mercado Diciembre de 2014 Versión Liquidación TXR. Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

Transcripción

1 Informe Consolidado del Mercado Diciembre de 2014 Versión Liquidación TXR

2 Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN Diciembre de 2014 Versión liquidación TXR

3 Seguimiento por tipos de demanda Diciembre 2014 en GWh Demanda Demanda Demanda Demanda Demanda Expor. Expor. Demanda no Demanda no Importac. Comercial Comercial Comercial Comercial Nacional + Nacional + atendida x atendida x de energía demanda demanda causas no causas coordinada Internacional del Total (1) Nacional (2) (3) (4) SIN (5) Venezuela Ecuador programadas programadas Ecuador ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic (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. 3

4 Demanda de energía del SIN - Diciembre

5 Demanda de energía vs PIB y escenarios UPME Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía 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. PIB Trimestre : 5.8 % Trimestre : 5.4 % Trimestre : 6.5 % Trimestre : 5.3 % Trimestre : 4.2 % Demanda Trimestre : 1.9% Trimestre : 2.7% Trimestre : 4.5% Trimestre : 4.1% Trimestre : 4.8% Trimestre : 4.0% actualizados por la UPME en Jul/2014 actualizados por la UPME en Nov/2014 5

6 Demanda de energía por operadores de red y región Diciembre 2014 Comportamiento por operadores de red - OR (**) dic-13 dic-14 Caribe(EDCD) 4.0% 5.3% dic-13 dic-14 Antioquia(EPMD) 1.9% 3.4% dic-13 dic-14 Chocó 3.7% 5.5% dic-13 dic-14 Caldas(CHCD) 4.8% 1.2% Quindío(EDQD) 3.6% 1.6% Pereira(EEPD) 0.7% 3.8% dic-13 dic-14 Cali(EMID) 3.8% 2.0% EPSA 3.5% 0.6% Tuluá(CETD) 4.3% 3.8% GUAVIARE dic-13 dic-14 Santander(ESSD) 1.6% 3.9% N.Santander(CNSD) 1.0% 7.5% Boyacá(EBSD) 1.8% -0.3% Arauca(ENID) 24.9% 9.3% Casanare(CASD) 4.9% 12.6% Ruitoque(RTQD) 5.1% 13.7% dic-13 dic-14 Codensa (CDSD) 3.1% 2.0% Cundi.(EECD) -0.1% 6.4% Meta(EMSD) 2.9% 4.2% dic-13 dic-14 Comportamiento por Región - GWh Región dic-13 Crec dic-14 Crec Centro % % Antioquia % % Costa Atlántica % % Valle % % Oriente % % CQR % % THC % % Sur % % Chocó % % Guaviare % % (**) El seguimiento de la demanda por OR se realiza a partir de la demanda comercial y por tipos de días. Guaviare 7.8% 2.5% dic-13 dic-14 Nariño(CDND) 0.0% 1.5% Cauca(CEOD) -0.5% 9.0% Putumayo(EPTD) 22.7% 9.4% BajoPutumayo(EBPD) -6.9% 28.0% Sibundoy(EVSD) 6.0% 6.2% Municipal(EMED) -1.5% 13.2% dic-13 dic-14 Tolima(CTSD) 4.4% -3.6% Huila(HLAD) 6.5% 6.4% Caquetá(CQTD) 5.5% 8.6%

7 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado Demanda de energía regulada y no regulada Diciembre 2014 Comportamiento de la demanda de energía regulada y no regulada - (GWh) Sistema Interconectado Nacional - SIN dic-13 dic-14 Crec. Participación Regulado 3, , % 68% No Regulado 1, , % 32% Industrias manufactureras % 43.6% Explotación de minas y canteras % 23.1% Servicios sociales, comunales y personales % 11.5% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % 8.6% Electricidad, gas de ciudad y agua % 4.3% Transporte, almacenamiento y comunicación % 3.2% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % 2.6% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas % 2.7% Construcción % 0.4% Número de fronteras del mercado regulado, no regulado y alumbrado público Sistema Interconectado Nacional Número de fronteras a diciembre de 2014 Reguladas 9,667 No Reguladas 5,544 Alumbrado Público 397 T O T A L 15,608

8 Número de fronteras y energía de fronteras por departamento Diciembre 2014 Me rca do No Re gula do + Alumbra do Me rca do Re gula do De pa rta me nto No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) DISTRITO CAPITAL VALLE ANTIOQUIA ATLANTICO CUNDINAMARCA BOLIVAR SANTANDER BOYACA HUILA NORTE DE SANTANDER TOLIMA MAGDALENA CORDOBA META CALDAS CAUCA RISARALDA CESAR QUINDIO SUCRE NARINO CASANARE LA GUAJIRA ARAUCA CAQUETA PUTUMAYO CHOCO T ota l , (*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC y no al total de la demanda regulada.

9 Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Diciembre 2014 Me rca do No Re gula do + Alumbra do Me rca do Re gula do Come rcia liza dor No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) ISAGEN EEPPM EMGESA S.A ELECTRICARIBE GECELCA S.A. E.S.P EMCALI EICE ESP VATIA S.A PROELECTRICA RESTRUC DICEL EPSA(PACIFICO) ENERTOTAL ENERGISOCIAL ENERCOSTA CODENSA CENS(N.SANTANDER) ENERTOLIMA E.M.S.A. E.S.P ELECTROHUILA EEP(PEREIRA) CHEC S.A. E.S.P RUITOQUE S.A. E.S.P EBSA (BOYACA) ENERGIA EFICIENTE ESSA(SANTANDER) ITALENER CETSA(TULUA) CEO S.A.S. ESP ENERGIA Y AGUA CEDENAR EEC - E.S.P T ota l (*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC y no al total de la demanda regulada. 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.

10 Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Diciembre 2014 Demanda máxima de potencia SIN Fecha Demanda Maxima - MW Crec dic % dic % La demanda máxima de potencia para diciembre de 2014 fue de 9407 MW, se registro en el período 19 del día Jueves 18. Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014 De ma nda No Ate ndida Fecha Causas Causas No Limitación de TOTAL Programadas Programadas Suministro GWh GWh GWh GWh dic dic En diciembre de 2014 la demanda no atendida fue de 3.6GWh, de la cual el 56.8% correspondió a causas no programadas. 10

11 Informe de Oferta y Generación Diciembre de 2014 Versión Liquidación TXR

12 Datos hasta el 31 de diciembre Evolución reservas del SIN a diciembre de 2014 Volumen Util Diario (a último día del mes) Mes GWh % dic , nov , Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de diciembre de 2014, aumentaron en GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un crecimiento del 1%. Esto se debe a la entrada del embalse de Sogamoso, que aumentó las reservas hídricas almacenadas en GWh. Durante diciembre se tuvo una tasa de desembalsamiento promedio diario de 18.9 GWh-día. La capacidad útil del embalse aumentó GWh, pasando de GWh en noviembre a GWh en diciembre, debido a la entrada del embalse de Sogamoso.

13 dic/09 mar/10 jun/10 sep/10 dic/10 mar/11 jun/11 sep/11 dic/11 mar/12 jun/12 sep/12 dic/12 mar/13 jun/13 sep/13 dic/13 mar/14 jun/14 sep/14 dic/14 Reservas SIN por regiones a diciembre de 2014 Volumen Util Diario Nombre % GWh GWh 16,000 ANTIOQUIA MIEL I MIRAFLORES PENOL ,570.0 PLAYAS PORCE II PORCE III PUNCHINA RIOGRANDE SAN LORENZO TRONERAS total Antioquia , ,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 CARIBE URRA total Caribe CENTRO AGREGADO BOGOTA ,407.2 BETANIA MUNA PRADO SOGAMOSO total Centro ,323.0 ORIENTE CHUZA ESMERALDA GUAVIO ,774.3 total Oriente ,315.2 VALLE ALTOANCHICAYA CALIMA SALVAJINA total Valle Total -SIN ,132.1 ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE 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 el mes de diciembre (12,132.1 GWh) se tuvo la siguiente distribución porcentual: 42% en Antioquia, 27% en Centro, 27% en Oriente, y 4% entre las regiones de Valle y Caribe. Energéticamente, durante el mes de diciembre las regiones hidrológicas del país embalsaron con una tasa promedio día de embalsamiento para cada región como sigue: -5.8 GWh-día en Antioquia, GWh-día en Oriente, 21.4 GWh-día en Centro, 1.3 GWh-día en Valle y -0.2 GWh-día en Caribe. Datos hasta el 31 de diciembre

14 dic/12 ene/13 feb/13 mar/13 abr/13 may/13 jun/13 jul/13 ago/13 sep/13 oct/13 nov/13 dic/13 ene/14 feb/14 mar/14 abr/14 may/14 jun/14 jul/14 ago/14 sep/14 oct/14 nov/14 dic/14 Vertimientos por regiones diciembre de 2014 Región/Embalse Vertimiento en GWh ANTIOQUIA MIEL I 0.0 MIRAFLORES 0.0 PENOL 0.0 PLAYAS 2.1 PORCE II 0.0 PORCE III 0.0 PUNCHINA 0.0 RIOGRANDE2 0.0 SAN LORENZO 0.0 TRONERAS 0.0 total Antioquia 2.1 CARIBE URRA1 0.0 Total Caribe 0.0 CENTRO AGREGADO BOGOTA 0.0 BETANIA 0.0 MUNA 0.0 PRADO 0.0 Total Centro 0.0 ORIENTAL CHUZA 0.0 ESMERALDA 0.0 GUAVIO 0.0 SOGAMOSO 0.0 Total Oriental 0.0 VALLE ALTOANCHICAYA 0.0 CALIMA1 0.0 SALVAJINA 0.0 Total Valle 0.0 Total SIN 2.1 GWh ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTAL VALLE Durante diciembre de 2014 los vertimientos totales en el SIN fueron de 2.1 GWh y se registraron en el embalse de Playas en la región Antioquia. Datos hasta el 31 de diciembre

15 dic/09 feb/10 abr/10 jun/10 ago/10 oct/10 dic/10 feb/11 abr/11 jun/11 ago/11 oct/11 dic/11 feb/12 abr/12 jun/12 ago/12 oct/12 dic/12 feb/13 abr/13 jun/13 ago/13 oct/13 dic/13 feb/14 abr/14 jun/14 ago/14 oct/14 dic/14 Aportes hídricos al SIN hasta diciembre de 2014 GWh 12,000 Aportes Totales del SIN 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Real Crítico Histórico La gráfica 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 ENSO (El Niño Oscilación del Sur),con El Niño ( ) y La Niña ( ). Igualmente, se observa un período de bajos aportes en el segundo semestre de 2012, con un año 2013 que estuvo alternando con aportes mensuales por debajo y por encima de la media histórica. En diciembre de 2014 ingresaron al SIN aportes por 3, GWh (85.14% de la media histórica), los cuales fueron menores en GWh a los ocurridos en noviembre de 2014 y menores en GWh a los ocurridos en diciembre de Durante el mes de diciembre de 2014 los aportes de todas las regiones estuvieron por debajo de la media: Antioquia con 81.16%, Centro con 94.73%, Oriente con 92.09%, Valle con 75.15% y Caribe con 90.67%. Datos hasta el 31 de diciembre

16 Datos hasta el 31 de diciembre Aportes hídricos al SIN desde 2000 En la gráfica se muestra la evolución de los aportes hídricos mensuales al SIN desde enero de Para una fácil lectura de dicha evolución, se han resaltado en rojo los aportes de diciembre en cada uno de los años presentados. De acuerdo con lo observado, el mes de diciembre de 2014 tuvo aportes por debajo de la media (85.14%).

17 Datos hasta el 31 de diciembre Composición de la generación del SIN Menor 5.6% Térmica 25.7% dic-13 Cogenerador 0.6% Hidráulica 68.0% Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo Generación dic-13 dic-14 % Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica 1, , % Menor % Cogenerador % Total 5, , %

18 Datos hasta el 31 de diciembre Consumo de combustibles en el sector eléctrico

19 Datos hasta el 31 de diciembre Precios promedio oferta por tecnología

20 Informe de Precios y Transacciones del Mercado Diciembre de 2014 Versión Liquidación TXR

21 $/kwh (constantes ) Datos hasta el 31 de diciembre Precio de bolsa y contratos por tipo de mercado Pesos constantes de diciembre de Precio de Bolsa Precio Mercado Regulado (MC) Precio Mercado No Regulado (*) * Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado. Me s Pre cio de Bolsa $/kw h Pre cios Me rca do R e gula do $/kw h (Mc) Pre cio Contra tos N o R e gula dos $/kw h (*) dic/ nov/ dic/ Precios promedios ponderados, en pesos constantes de diciembre de 2014

22 $/kwh Datos hasta el 31 de diciembre Precios de bolsa promedio por hora oct-2014 nov-2014 dic Periodo Horario En el mes de diciembre de 2014, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue $/kwh en el periodo 20 y el valor mínimo fue $/kwh en el periodo 4.

23 Datos hasta el 31 de diciembre Precio promedio diario de bolsa y precios máximos y mínimos por día a diciembre de 2014 Durante el mes de diciembre de 2014 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 6 con un valor de $/kwh durante el periodo 19 y el valor mínimo se presentó el día 20 con un valor de $/kwh en el periodo 1. El precio de escasez para diciembre de 2014 fue de $/kwh, mientras que para enero de 2015 es $/kwh.

24 Datos hasta el 31 de diciembre Volatilidad del precio de bolsa diario Bolsa % La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en diciembre de 2014 fue 9.98% mientras que la del mes anterior fue 9.19%. 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.

25 $/kwh Datos hasta el 31 de diciembre Contratos despachados con destino al mercado regulado por año de registro 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Registrados en 2014 Registrados en 2013 Registrados en 2012 Registrados antes de Mes de Despacho Registrados en 2014 Registrados en 2013 Registrados en 2012 Registrados antes de 2012 Mes de Despacho

26 $/kwh Datos hasta el 31 de diciembre Contratos despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Registrados en 2014 Registrados en 2013 Registrados en 2012 Registrados antes de Mes de Despacho Registrados en 2014 Registrados en 2013 Registrados en 2012 Registrados antes de 2012 Mes de Despacho * Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado.

27 Contratos de compra de los comercializadores, despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*) * Incluye sólo las compras de comercializadores que atienden demanda 27 Datos hasta el 30 de noviembre

28 Compras en bolsa - GWh Día 5.5 GWh.7 GWh.02 GWh 5.3 GWh.8 GWh.4 GWh 8.2 GWh 2.3 GWh.39 GWh # de agentes Datos hasta el 31 de diciembre Agentes comercializadores expuestos en bolsa 9 GWh 8 GWh 20 GWh > 25% 7 GWh 6 GWh 15 GWh > 50% 5 GWh GWh > 75% 4 GWh #Agentes > 75% 3 GWh 3 #Agentes > 50% 2 GWh 1 GWh #Agentes > 25% 0 GWh oct/2014 nov/2014 dic/ La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición. En diciembre de 2014 hubo 2 comercializadores del mercado mayorista expuestos en bolsa en más del 75%, los cuales representaron compras en bolsa por 0.39 GWh-diarios.

29 $ Millones (Constantes) dic/2010 feb/2011 abr/2011 jun/2011 ago/2011 oct/2011 dic/2011 feb/2012 abr/2012 jun/2012 ago/2012 oct/2012 dic/2012 feb/2013 abr/2013 jun/2013 ago/2013 oct/2013 dic/2013 feb/2014 abr/2014 jun/2014 ago/2014 oct/2014 dic/2014 Datos hasta el 31 de diciembre Evolución transacciones del mercado pesos contantes de diciembre de 2014 Transacciones SIC Millones $ $ 1,600,000 Concepto dic-13 dic-14 Incremento $ 1,400,000 Contratos 801, , % $ 1,200,000 Compra en Bolsa 224, , % Valor a distribuir CxC 158, , % $ 1,000,000 Restricciones 20,567 17, % $ 800,000 Resp Comercial AGC 17,269 13, % $ 600,000 Servicios CND-SIC 6,521 7, % $ 400,000 Compras en Desviación % $ 200,000 Rentas Congestión Col % $ 0 *Pesos constantes de diciembre de % 0.53% 0.06% 1.67% 0.02% 12.92% 1.35% 1.04% 0.62% 0.05% 0.02% 15.29% 18.23% 65.17% 19.83% 61.80% dic-13 dic-14 Compras en Bolsa Servicios CND-ASIC Rentas de Congestión Compras en Desviación RespCom AGC Valor a Distribuir CXC Restricciones Contratos

30 $ / kwh Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) oct/13 nov/13 dic/13 ene/14 feb/14 mar/14 abr/14 may/14 jun/14 jul/14 ago/14 sep/14 oct/14 nov/14 dic/14 Cargo Máximo Cargo Medio Cargo Mínimo Cargo Monomio

31 Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) oct/13 nov/13 dic/13 ene/14 feb/14 mar/14 abr/14 may/14 jun/14 jul/14 ago/14 sep/14 oct/14 nov/14 dic/14 STR Norte STR Centro - Sur

32 % Contratado de la Demanda para Comercializadores que Atienden Demanda abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 Datos hasta el 31 de diciembre PB Nacional Promedio Ponderado $/kwh Porcentaje contratado en el MEM de la demanda comercial regulada y no regulada 100% % % Información Facturada Información Proyectada % % % % PB Nacional Promedio Ponderado % Contratos Para Atender Demanda No Regulada % 100 Contratos Para Atender Demanda Regulada. 10% 50 0% 0 Ver informe CREG

33 Informe de Restricciones Diciembre de 2014 Versión liquidación TXR

34 Gen Fuera de mérito/gen total(%) 01-dic dic ene ene feb mar mar abr may may jun jun jul ago ago sep oct oct nov nov-14 Datos hasta el 31 de diciembre 16-dic-14 Generación fuera de mérito 30% 25% 20% 15% Mtto Malambo Baranoa 110 kv, Generación de seguridad en la costa Cambio en el precio de oferta de los hidráulicos dejando fuera de mérito generación de seguridad Cortes copados. Generación de seguridad en Bolivar. Atentado Porce- Cerromatoso 500 kv 10% 5% 0% Corte copado en la subárea atlántico que obliga generación de seguridad para su control

35 $/kwh (Pesos Corrientes) Datos hasta el 31 de diciembre Evolución del costo unitario de restricciones (1) Costo Unitario Diario Mes Costo Unitario Mes Demanda Comercial (GWh) Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) dic-13 5, , nov-14 5, , dic-14 5, , (1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones

36 GWh-día Datos hasta el 31 de diciembre Comportamiento de generación fuera de mérito por regiones oct/2014 nov/2014 dic/2014 Nordeste Antioquia Caribe Sur Oriental

37 $ Millones Datos hasta el 31 de diciembre Comportamiento de reconciliaciones por regiones oct/2014 nov/2014 dic/2014 Nordeste Antioquia Caribe Sur Oriental

38 GWh-Mes Datos hasta el 31 de diciembre Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de (k) (j) (i) (h) (g) (f) (e) (d) (c) (b) (a) Lite ra l CREG 063 Ca usa a socia da a l ge ne ra ción de se gurida d dic-13 dic-14 Millone s $ Millone s $ $ 0 $ 64 Dife re ncia Porce ntua l a GS 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% b GS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN $ 12,742 $ 10,102-21% c GS asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de $ 0 $ 0 Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas 0% d GS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad $ 0 $ 0 0% e GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN $ 305 $ 80-74% f GS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una $ 0 $ 0 Importación de energía 0% GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 867 $ % g GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 867 $ % GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 0 $ 0-100% h GS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 0 $ 0 0% i GS originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND $ 3,910 $ 3,385 durante la operación diferente a las anteriores causas -13% j GS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la $ 350 $ 284 reglamentación vigente -19% k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 1,038 $ 2, %

39 $/kwh Datos hasta el 31 de diciembre Conceptos asociados a restricciones en $/kwh RECON_POS Serv_AGC Restricciones RECON_NEG Aumento_RNEG_X_AGC Resp_Com_AGC Costos oct-2014 Recaudo oct-2014 Costos nov-2014 Recaudo nov-2014 Costos dic-2014 Recaudo dic-2014 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.

40 Millones Datos hasta el 31 de diciembre Valor mensual del AGC 160, , , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0 El valor total del servicio de AGC para el mes de diciembre de 2014 fue de $60,126.9 millones.

41 Recomendaciones mediano y largo plazo levantamiento y mitigación de restricciones 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 41

42 Informe de Intercambios Internacionales Diciembre de 2014 Versión liquidación TXR

43 GWh dic/08 mar/09 jun/09 sep/09 dic/09 mar/10 jun/10 sep/10 dic/10 mar/11 jun/11 sep/11 dic/11 mar/12 jun/12 sep/12 dic/12 mar/13 jun/13 sep/13 dic/13 Datos hasta el 31 de diciembre mar/14 jun/14 sep/14 dic/14 Exportaciones de electricidad En diciembre de 2014, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de GWh, con una diferencia de -8.2% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.07 GWh, con una diferencia de % respecto al mismo mes del año anterior. Fecha Exportaciones de Colombia A Ecuador GWh A Venezuela GWh Exportaciones de electricidad Exporta Venezuela Exporta Ecuador dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

44 GWh dic/08 mar/09 jun/09 sep/09 dic/09 mar/10 jun/10 sep/10 dic/10 mar/11 jun/11 sep/11 dic/11 mar/12 jun/12 sep/12 dic/12 mar/13 jun/13 sep/13 Datos hasta el 31 de diciembre dic/13 mar/14 jun/14 sep/14 dic/14 Importaciones de electricidad En diciembre de 2014, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.04 GWh, con una diferencia de 228.8% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en diciembre de 2014, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Importaciones de Colombia Importaciones de electricidad desde Ecuador y Venezuela Fecha Desde Ecuador GWh Desde Venezuela GWh dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Importa Venezuela Importa Ecuador

45 $/kwh ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12 jul-12 oct-12 ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 ene-14 abr-14 jul-14 oct-14 Datos hasta el 31 de diciembre Precios exportación liquidación TIE Exportación Decreto 338 Expedido el 25 de julio e Ecuador $ Combustibles Importación Res 148/09 Exportación con Líquidos Res 71/10 Finaliza Expor. Líquidos El precio de exportación promedio diario de Colombia en diciembre de 2014 fue de $/kwh.

46 Datos hasta el 31 de diciembre Resumen transacciones TIE para Colombia y Ecuador Fecha Energía (MWh) Valor (Miles de US$) Exportación Importación Exportación Importación Rentas de Congestión dic , , ene , feb-14 81, , mar-14 60, , abr-14 28, may-14 21, jun-14 22, , jul-14 22, , ago-14 16, , sep-14 84, oct-14 63, , nov , dic , Total , , , Total , , , Total ,294, , , ,380.4 Total , , , ,493.0 Total ,076, , , , ,625.3 Total , , , , ,417.0 Total , , , , ,398.6 Total ,608, , , ,865.0 Total ,757, , , ,581.0 Total ,681, , , ,817.2 Total ,144, , , , ,347.7 Total Historia 11,807, , , , ,723.1

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