Informe Consolidado del Mercado Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

Transcripción

1 Informe Consolidado del Mercado Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

2 Informe de de energía y Fronteras - SIN Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

3 Seguimiento por tipos de demanda Septiembre 2013 en Expor. Expor. no no Importac. Comercial Comercial Comercial Comercial Nacional + Nacional + atendida x atendida x de energía demanda demanda causas no causas coordinada Internacional Total (1) Nacional (2) (3) (4) SIN (5) Venezuela Ecuador programadas programadas del Ecuador ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep (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 de energía del SIN - Septiembre 2013 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. 4

5 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 : 4.8 % Trimestre : 2.9 % Trimestre : 3.3 % Trimestre : 2.7 % Trimestre : 4.2 % Trimestre : 3.6 % Trimestre : 3.6% Trimestre : 3.7 % Trimestre : 3.0% Trimestre : 3.5% Trimestre : 1.9% actualizados por la UPME en Nov/2012 actualizados por la UPME en Mar/2013 actualizados por la UPME en Jul/2013 5

6 de energía por operadores de red y región Septiembre 2013 Comportamiento por operadores de red - OR (**) sep-12 sep-13 Chocó 3.5% 1.9% 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 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 Caribe(EDCD) 8.6% 0.8% sep-12 sep-13 Antioquia(EPMD) 2.7% 0.6% GUAVIARE sep-12 sep-13 Santander(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% Comportamiento por Región - 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% * Ca rga s ST N 271,2 24,5% 253,6-4,5% (*) Corresponden a cargas conectadas directamente al STN y no tienen asociado un OR. No se incluyen las exportaciones a Ecuador y los consumos propios. 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 Tolima(CTSD) 2.9% 3.1% Huila(HLAD) 8.6% 3.1% Caquetá(CQTD) 5.6% 4.6% (**) El seguimiento de la demanda por OR se realiza a partir de la demanda comercial y por tipos de días.

7 de energía regulada y no regulada Septiembre 2013 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas - () Sistema Interconectado Nacional - SIN (Ver cálculos Anexo B) sep-12 sep-13 Crec. Acumulado a septiembre de 2012 Acumulado a septiembre de 2013 Crec. Participación Regulado 3, , % 29, , % 66% No Regulado 1, , % 14, , % 34% Industrias manufactureras % % 41.2% % % 20.6% % % 13.0% % % 9.2% % % 6.8% % % 3.4% % % 2.8% % % 2.7% Construcción % % 0.2% Número de fronteras del mercado regulado, no regulado y alumbrado público Sistema Interconectado Nacional Número de fronteras a septiembre de 2013 Reguladas 8,113 No Reguladas 5,621 Alumbrado Público 409 T O T A L 14,143

8 Número de fronteras y energía de fronteras por departamento Septiembre 2013 Mercado Regulado Mercado No Regulado + Alumbrado Departamento No. Fronteras a Energía Fronteras No. Fronteras a Energía Fronteras final de mes () final de mes () DISTRITO CAPITAL VALLE ANTIOQUIA ATLANTICO CUNDINAMARCA BOLIVAR SANTANDER BOYACA NORTE DE SANTANDER HUILA TOLIMA MAGDALENA META CORDOBA CALDAS CAUCA RISARALDA CESAR QUINDIO SUCRE NARINO CASANARE LA GUAJIRA ARAUCA CAQUETA PUTUMAYO CHOCO Total , (*) 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- Septiembre 2013 Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado Comercializador No. Fronteras a final de mes Energía Fronteras () No. Fronteras a final de mes Energía Fronteras () ISAGEN EEPPM EMGESA S.A ENERCOSTA GECELCA S.A. E.S.P EMCALI EICE ESP EPSA(PACIFICO) DICEL VATIA S.A ENERTOTAL ENERMONT E.S.P ENERGISOCIAL CODENSA ELECTRICARIBE CENS(N.SANTANDER) EEP(PEREIRA) ENERTOLIMA E.M.S.A. E.S.P ESSA(SANTANDER) ELECTROHUILA CHEC S.A. E.S.P ENERGIA EFICIENTE EBSA (BOYACA) RUITOQUE S.A. E.S.P ITALENER CETSA(TULUA) CEDENAR CEO S.A.S. ESP RUITOQUE ENERGIA ENERCA S.A. E.S.P Total (*) 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 máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Septiembre 2013 máxima de potencia SIN Fecha Maxima - MW Crec sep % sep % La demanda máxima de potencia para septiembre de 2013 fue de 9274 MW, se registro en el período 19 del día Miércoles 25. Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012 No Atendida Fecha Causas Causas No Limitación de TOTAL Programadas Programadas Suministro sep sep En septiembre de 2013 la demanda no atendida fue de 2.4, de la cual el 50.2% correspondió a causas no programadas. 10

11 Anexo-A cálculo por tipos de día demanda Mensual Seguimiento Mensual Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 3.471, , , ,2 0,9% Sábados 821, ,4 663, ,9 0,9% Dom. - Festivos 731, ,2 742, ,5 1,6% Total Mes 5024, , , ,5 1,0% Seguimiento Acumulado del Año Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales , ,6 2,7% Sábados , ,1 2,7% Dom. - Festivos , ,0 3,4% Total Mes , ,2 2,9% Seguimiento Últimos doce meses Oct Sep 2012 Oct Sep 2013 Promedio Día Promedio Día Crecimiento Comerciales , ,0 2,9% Sábados , ,6 3,1% Dom. - Festivos , ,7 3,5% Total Mes , ,7 3,1% 11

12 Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado. Mercado Regulado Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2010/2009 Comerciales % Sábados % Dom. - Festivos % Total Mes % Mercado No Regulado Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 1.189, , , ,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, , , ,59-0,4% 12

13 Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado. Industria Manufacturera Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 505, ,29 523, ,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, ,53 699, ,32-1,2% Minas y Canteras Promedio Día Servicios Sociales Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 246, ,33 244, ,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, ,28 350, ,68-4,9% 2012 Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 154, ,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, ,28 221, ,38 1,0%

14 Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado. Comercio Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 98, ,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, ,79 155, ,19 8,3% Electricidad Promedio Día Transporte Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 79, ,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, ,96 116, ,87-2,2% Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 37, ,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, ,82 57, ,92 5,4% 14

15 Anexo-B cálculo por tipos de día Regulado y No Regulado. Agropecuario Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 32, ,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, ,53 47, ,59 3,3% Establecimientos Financieros Promedio Día Construcción Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 31, ,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, ,42 45, ,51 5,8% Promedio Día Promedio Día Crecimiento 2013/2012 Comerciales 2, ,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, ,12 3, ,12 7,1% 15

16 Informe de Oferta y Generación Septiembre de 2013 Versión Liquidación TXR

17 Evolución reservas del SIN a septiembre de 2013 Volumen Util Diario (a último día del mes) Mes % sep , ago , Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a septiembre 30 de 2013 disminuyeron en frente a las del mes anterior, lo que equivale a un decrecimiento del 0.4%. El desembalsamiento promedio diario durante septiembre se ubicó en día. La capacidad útil del embalse aumentó 8.09 pasando de 15, a 15,116.89, debido al aumento de los factores de conversión de la planta Miel I.

18 Reservas SIN por regiones septiembre de 2013 Volumen Util Diario Nombre % ANTIOQUIA MIEL I MIRAFLORES PENOL ,092.3 PLAYAS PORCE II PORCE III PUNCHINA RIOGRANDE SAN LORENZO TRONERAS total Antioquia , CARIBE URRA total Caribe CENTRO AGREGADO BOGOTA ,608.8 BETANIA MUNA PRADO total Centro ,738.5 ORIENTE CHUZA ESMERALDA GUAVIO ,751.3 total Oriente ,410.0 VALLE ALTOANCHICAYA CALIMA SALVAJINA total 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 septiembre (9,515.6 ) 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 día, y Centro la región que mas desembalsó con una tasa de día. Total -SIN ,515.6

19 Vertimientos por regiones septiembre de Durante septiembre de 2013 los vertimientos totales en el SIN fueron de 36.1 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 ANTIOQUIA MIEL 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 CARIBE URRA1 0.0 Total Caribe 0.0 CENTRO AGREGADO EEB 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 Total Oriental 0.0 VALLE ALTO ANCHICAYA 0.0 CALIMA 0.0 SALVAJINA 0.0 Total Valle 0.0 Total SIN 36.1

20 Aportes hídricos al SIN hasta septiembre de 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 ( ), La Niña ( ), 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 (91.0% de la media histórica), los cuales fueron menores en 1,227.7 a los ocurridos en agosto de 2013 y mayores en a los ocurridos en septiembre de 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.

21 Aportes hídricos al SIN desde 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 septiembre en cada uno de los años presentados. En este sentido, septiembre de 2013 estuvo por debajo de la media (91.0%).

22 Composición de la generación del SIN 22 Generación mensual energía SIN () Tipo Generación sep-12 sep-13 % Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica 1, , % Menor % Cogenerador % Total 5, , %

23 A Consumo de combustibles en el sector eléctrico 23

24 Precios promedio oferta por tecnología 24

25 Informe de Precios y Transacciones del Mercado Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

26 Precio de bolsa y contratos por tipo de mercado Pesos constantes de septiembre de 2013 Me s Pre cio de Bolsa $/kw h Pre cios Me rca do Re gula do $/kw h (Mc) Pre cio Contra tos No Re gula dos $/kw h (*) sep/ ago/ se p/ 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. 26 Datos hasta el 30 de septiembre

27 Datos hasta el 30 de septiembre Precios de bolsa promedio por hora En el mes de septiembre de 2013, 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.

28 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 $/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 $/kwh, mientras que para octubre de 2013 es $/kwh.

29 Volatilidad del precio de bolsa diario Datos hasta el 30 de septiembre 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.

30 Contratos despachados con destino al mercado regulado por año de registro 30 Datos hasta el 30 de septiembre

31 Contratos despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*) * Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado 31 regulado. Datos hasta el 30 de septiembre

32 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 32 Datos hasta el 30 de septiembre

33 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 -diarios. Datos hasta el 30 de septiembre

34 Evolución transacciones del mercado pesos constantes de septiembre de 2013 Transacciones SIC Millones $ Concepto sep-12 sep-13 Incremento Contratos 709, , % Compra en Bolsa 213, , % Valor a distribuir CxC 135, , % Restricciones 36,397 33, % Resp Comercial AGC 17,912 15, % Servicios CND-SIC 6,467 6, % Compras en Desviación 1, % Rentas Congestión Col 0 27 *Pesos constantes de septiembre de Datos hasta el 30 de septiembre

35 $ / kwh Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) en 2013 Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) 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 Cargo Máxima T' ($/kwh) Cargo Mínima T' ($/kwh) Cargo Media T' ($/kwh) Cargo Monomio T' ($/kwh) 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.

36 Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional (STR) a 2013 Evolución de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STR) 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 Cargo Norte ($/kwh) Cargo Centro-Sur ($/kwh) 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

37 Porcentaje contratado en el MEM de la demanda comercial regulada y no regulada Ver Informe CREG

38 Informe de Restricciones Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

39 Generación fuera de mérito Mantenimientos Caribe Oct 22, 23 y 31 Atentado Porce III Cerro nov 20 - dic 11 Atentado Ocaña- Copey feb 24- mar24 Mtto Barra 2 San Carlos 231kV, pruebas Chivor 230 kv 27 abril Múltiples mantenimientos en la red de 500kV Mttos Nva Barranquilla- Sabanalarga 230 kv Indispo. Cerro-Primavera dic 26/12 ene 02/13 Atentado Jamondino- San Bernardino 1 y 2, marzo 3-12 Cerro-Porce abril 8-16 Mtto Bolivar - Ternera 220 kv mayo Múltiples mantenimientos en el STN, región Caribe y Suroccidental

40 Evolución del costo unitario de restricciones (1) Mes Comercial () Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) (2) Restr. con alivio (Mill Pesos) (1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones (2) CU Restri. con alivio ($/kwh) sep-12 5, , ago-13 5, , sep-13 5, , , (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). Datos hasta el 30 de septiembre

41 -día Comportamiento de generación fuera de mérito por regiones 41

42 $ Millones Comportamiento de reconciliaciones por regiones 42

43 Generación fuera de mérito por causas CREG 063 de 2000 Lite ra l CREG 063 Ca usa a socia da a l ge ne ra ción de se gurida d se p-12 se p-13 Millone s $ Millone s $ $ 0 $ 0 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 $ 25,523 $ 24,348-5% 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 $ 1,146 $ % f GS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una $ 96 $ 0 Importación de energía -100% GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 2,774 $ 2,702-3% g GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 332 $ % GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 2,441 $ 2,596 6% h GS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 84 $ 0-100% i GS originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND $ 5,045 $ 2,982 durante la operación diferente a las anteriores causas -41% GS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la $ 626 $ 661 j reglamentación vigente 6% k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 1,589 $ 1, % Datos hasta el 30 de sep

44 Conceptos asociados a restricciones en $/kwh Datos hasta el 30 de septiembre 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.

45 Valor mensual del AGC El valor total del servicio de AGC para el mes de agosto de 2013 fue de $ 44,598.1 millones 45 Datos hasta el 30 de septiembre

46 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 46

47 Informe de Intercambios Internacionales Septiembre de 2013 Versión liquidación TXR

48 Exportaciones de electricidad En septiembre de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 16.85, 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, con una diferencia de -32.8% respecto al mismo mes del año anterior. Fecha Exportaciones de Colombia A Ecuador A Venezuela sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep

49 Importaciones de electricidad En septiembre de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.06, 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. Fecha Importaciones de Colombia Desde Ecuador Desde Venezuela sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep

50 mar-03 jun-03 sep-03 dic-03 mar-04 jun-04 sep-04 dic-04 mar-05 jun-05 sep-05 dic-05 mar-06 jun-06 sep-06 dic-06 mar-07 jun-07 sep-07 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 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 $/kwh Precios exportación liquidación TIE Decreto 338 Expedido el 25 de julio e Ecuador $ Combustibles Exportación Importación Res 148/09 Exportación con Líquidos Res 71/10 Finaliza Expor. Líquidos El precio de exportación promedio diario de Colombia en septiembre de 2013 fue de $/kwh.

51 51 Resumen transacciones TIE para Colombia y Ecuador Fecha Energía (MWh) Valor (Miles de US$) Exportación Importación Exportación Importación Rentas de Congestión sep-12 75, , oct-12 24, , nov-12 13, , dic-12 10, , ene-13 10, , feb , , mar-13 62, , abr-13 38, , may , , jun-13 22, , , jul-13 34, , , ago-13 11, , , sep-13 16, , Parcial , , , , 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 11,428, , , , ,557.9

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