ANEXO I. CONDICIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO 1. Aportes Hidrológicos En la siguiente gráfica se presenta la evolución de la hidrología agregada al sistema eléctrico. En el mes de abril de 29 la hidrología finalizó con un valor promedio de 132.3 GWh/día, cifra que está alrededor del 9.13% por encima de la histórica. Hasta el día 17 de mayo de 29 los aportes se encuentran alrededor del 7.75% por debajo del promedio histórico de ese mes. GWh/mes 8 7 6 5 4 3 2 1 APORTES HIDRICOS Proyección feb/26 may/26 ago/26 nov/26 feb/27 may/27 ago/27 nov/27 feb/28 may/28 ago/28 nov/28 feb/29 may/29 Real Histórico Mínimos hídricos 2. Niveles de embalse Al finalizar el mes de abril de 29 el embalse agregado alcanzó los 1,93.29 GWh llegando al 61.54% de la capacidad máxima embalsable. En la tabla a continuación se puede observar el nivel de embalse agregado por regiones. Región Capacidad Máx. GWh abr-8 abr-9 Volumen Volumen Volumen Volumen GWh % GWh % Región Antioquia 6,262.8 4,951.3 79.6% 5,72.7 81.% Región Caribe 26.2 84.8 41.12% 74.8 36.26% Región Centro 4,867.5 2,638.9 54.21% 2,697.6 55.42% Región Oriente 4,56.9 1,78.6 23.65% 1,885.3 41.34% Región Valle 54.5 384.4 76.2% 362.9 71.93% Total 16,42.1 9,138.5 55.71% 1,93.29 61.54% En la siguiente gráfica se presenta el nivel porcentual de los embalses con respecto a su capacidad máxima para el período 21-29. Al finalizar el mes de abril de 29 el nivel de los embalses presenta un aumento del 5.82% con respecto a lo presentado en el 28 de la capacidad total embalsable. La capacidad máxima total del SIN registrada en el mes de abril de 29 fue de 16,42.1 GWh.
1% NIVEL DEL EMBALSE AGREGADO 9% 8% Mayo 17/9 62.1% 7% 6% 5% 4% Ene Feb Mar Abril May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3. Demanda Eléctrica El crecimiento de la demanda del año 28 con respecto al 27 fue del 1.64%. La siguiente gráfica muestra el comportamiento y proyección de la demanda para el escenario medio en el año 29, realizada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Demanda Anual De Electricidad 6 Datos 29 Proyección Escenario de demanda UPME 5 4 GWh 3 2 1
CRECIMIENTO DEMANDA TOTAL DEL SISTEMA AÑO CORRIDO PERIODO ANTERIOR DEMANDA GWh PERIODO ACTUAL DEMANDA GWh CRECIMIENTO % ene-6 - dic-6 5,811 ene-7 - dic-7 52,853 4.2% feb-6 - ene-7 51,24 feb-7 - ene-8 52,962 3.8% mar-6 - feb-7 51,21 mar-7 - feb-8 53,21 3.62% abr-6 - mar-7 51,453 abr-7 - mar-8 53,62 2.85% may-6 - abr-7 51,656 may-7 - abr-8 53,29 2.88% jun-6 - may-7 51,843 jun-7 - may-8 53,328 2.58% jul-6 - jun-7 52,6 jul-7 - jun-8 53,392 2.38% ago-6 - jul-7 52,15 ago-7 - jul-8 53,518 2.34% sep-6 - ago-7 52,288 sep-7 - ago-8 53,557 2.15% oct-6 - sep-7 52,421 oct-7 - sep-8 53,686 2.13% nov-6 - oct-7 52,535 nov-7 - oct-8 53,827 2.18% dic-6 - nov-7 52,719 dic-7 - nov-8 53,833 1.83% ene-7 - dic-7 52,853 ene-8 - dic-8 53,87 1.64% feb-7 - ene-8 52,962 feb-8 - ene-9 53,916 1.52% mar-7 - feb-8 53,21 mar-8 - feb-9 53,778 1.34% abr-7 - mar-8 53,62 abr-8 - mar-9 53,974 1.72% may-7 - abr-8 53,29 may-8 - abr-9 53,97 1.16% 4,5% 4,% 3,5% 3,% 2,5% 2,% 1,5% 1,%,5%,% CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGIA AÑO CORRIDO abr-8 mar-8 feb-8 ene-8 dic-7 nov-7 oct-7 sep-7 ago-7 jul-7 jun-7 may-7 abr-7 mar-7 feb-7 ene-7 dic-6 PERIODO - AÑO CORRIDO CRECIMIENTO DEMANDA REGULADA Y NO REGULADA AÑO CORRIDO 7 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA AÑO CORRIDO NO REGULADA 6 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA AÑO CORRIDO REGULADA % 6 5 4 3 % 5 4 3 2 2 1 1 ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 ene-8 abr-8 jul-8 oct-8 ene-9 abr-9 ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 ene-8 abr-8 jul-8 oct-8 ene-9 abr-9 Con respecto a los últimos 12 meses -Año corrido Con respecto a los últimos 12 meses -Año corrido
4. Precios del Mercado. En las gráficas siguientes se muestra la evolución del precio promedio horario y diario de bolsa, desde abril 28 hasta abril 29. Evolución Precios de Bolsa Horarios 5 Abr/8 Jun/8 Ago/8 Oct/8 Dic/8 Feb/9 Abr9 45 4 35 3 25 2 15 1 5 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 3 9 Promedio Max Min Evolución Precios de Bolsa Diario 4 PRECIOS DE BOLSA DIARIOS 36 32 28 24 $/kwh 2 16 12 8 4 may-8 abr-8 Promedio Max Min Promedio Mes En abril de 29 el promedio de los precios de bolsa disminuyó un 18% con respecto a los del mes inmediatamente anterior. El precio máximo de bolsa fue de 193.6 $/kwh y el mínimo fue de 67.15 $/kwh. El precio promedio de bolsa para el mes de abril terminó en 88.95 $/kwh. En la gráfica siguiente se presenta la evolución promedio de los precios de bolsa y de contratos entre comercializadores del último año.
$/kwh (Corrientes) 14 13 12 11 1 9 8 7 6 5 Evolución Precios de Generación abr-9 mar-9 feb-9 ene-9 dic-8 nov-8 oct-8 sep-8 ago-8 jul-8 jun-8 may-8 abr-8 P. Bolsa P. Contrato 5. Evolución de las restricciones. Las restricciones totales en abril alcanzaron un promedio de 7.9 $/kwh. $/kwh 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, abr-8 EVOLUCIÓN DE RESTRICCIONES may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 6. Precio de escasez A través de la resolución 71 de 26, la CREG presenta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. En la citada resolución entre otros aspectos, la Comisión define que el sistema se encontrará en condición crítica, cuando el precio de bolsa sea mayor al precio de escasez. Para el mes de abril de 29, el precio de escasez actualizado por XM fue de 25.33 $/kwh. $/kwh 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 EVOLUCIÓN DEL PRECIO ESCASEZ abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9
La aplicación de la entrega de energía a precio de escasez por parte de las plantas que le otorgan firmeza al sistema se ha presentado en informes anteriores. 7. Proyecciones del Clima Según el departamento Bureau of Metereology (Australian Government) y de acuerdo con los modelos de predicción examinados, 5 pronostican condiciones de neutrales y el otro condiciones de calidas en el Pacífico Ecuatorial para un horizonte de 2 a 4 meses (Jun 9 Ago 9). Nótese también que 3 de los modelos disponibles pronostican condiciones iguales a neutralidad y 3 condiciones cálidas para un horizonte de 5-7 meses (Sep 9 Nov 9). may-9 MODELO 2-4 meses 5-7 meses (Jun 9 - Ago 9) (Sep 9 - Nov 9) Bureau of Met (POAMA) Neutrales Calidas ECMWF Neutrales Neutrales UKMO Neutrales Neutrales NCEP Neutrales Calidas GMAO/NASA Calidas Calidas JMA Neutrales Neutrales II. NOVEDADES REGULATORIAS SECTOR ELÉCTRICO. Resoluciones CREG 58, 68 y 7 de 28: Por la cual se establecen las Áreas de Distribución de Energía Eléctrica -ADD-. Con base en dichas resoluciones, XM S.A. ESP publica la información correspondiente a cada mes. Para el mes de marzo de 29 se presentan a continuación: CARGOS DE DISTRIBUCIÓN ADD - MES DE ABRIL - $/kwh ADD - CENTRO OPERADOR DE RED NT1 NT2 NT3 COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE TULUÁ S.A. E.S.P. CETSA Res. CREG 82/2 Res. CREG 82/2 47.96 EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO S.A. E.S.P. EPSA 166.2 111.51 47.78 EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI EICE E.S.P. EMCALI 89.96 55.73 4.91 EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO S.A. E.S.P. EMCARTAGO 19.87 Res. CREG 82/2 44.7 CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. CHEC CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. CEDENAR CENTRALES ELÉCTRICAS DEL CAUCA S.A. E.S.P. CEDELCA EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P. EEP EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDÍO S.A. E.S.P. EDEQ Res. CREG 82/2 EMPRESAS MUNICIPALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. E.S.P. EMEE EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. EPM MUNICIPIO DE CAMPAMENTO S. A. E.S.P. CAMPAMENTO ADD - ORIENTE OPERADOR DE RED NT1 NT2 NT3 CODENSA S.A. E.S.P. CODENSA 113.6 71.52 Res. CREG 82/2 EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. EEC 135.77 78.39 EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL ARAUCA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACA S.A. E.S.P. EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS ELECTRIFICADORA DEL CAQUETÁ S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGÍA DE CASANARE S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE S.A. E.S.P. ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGÍA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGÍA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. EMPRESA DE ENERGÍA DEL VALLE DE SIBUNDOY S.A. ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. RUITOQUE E.S.P. COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. OPERADOR DE RED ENELAR EBSA ELECTROCAQUETA CASANARE ENERGUAVIARE ELECTROHUILA EMSA CENS BAJO PUTUMAYO PUTUMAYO EMEVASI ESSA RUITOQUE ENERTOLIMA ADD - NORTE ELECTRIFICADORA DE LA COSTA ATLÁNTICA S. A. E.S.P. - ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S. A. E.S.P. - ADD - OCCIDENTE OPERADOR DE RED DISTRIBUIDORA DEL PACÍFICO S.A. E.S.P. - Res. CREG 82/2 NT1 NT2 NT3 Res. CREG 82/2 NT1 NT2 NT3 Res. CREG 82/2
III. CONDICIONES DEL MERCADO DE GAS 1. El Entorno Internacional del mercado del petróleo: 1.1 Evolución de los precios del Crudo La siguiente gráfica presenta la evolución de los precios del crudo WTI hasta la fecha, de acuerdo a la información de la EIA - Cushing, OK WTI Spot Price. Para el mes de abril de 29, el precio del WTI alcanzó un valor promedio de 49.65 USD/BBL. 16 PRECIOS DEL CRUDO WTI USD/BBL 14 12 1 8 6 4 2 abr-7 may-7 jun-7 jul-7 ago-7 sep-7 oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 La gráfica que se presenta a continuación muestra en detalle la evolución de los precios del crudo WTI durante los meses de abril y marzo 29. En la gráfica del NYMEX (New York Mercantile Exchange), mostrada anteriormente indica que durante el mes de marzo de 29 el promedio del WTI estuvo en 48.15 USD/BBL mientras que en abril del 29 fue de 5.48 USD/BBL, lo cual representa un aumento del 4.8%.
1.2 Proyecciones de los precios del Crudo El precio promedio del West Texas Intermediate (WTI) de petróleo crudo se espera que se mantenga relativamente plano para el resto de 29, alrededor de US$ 55 por barril durante la segunda mitad de 29. Considerando una modesta mejora económica para el próximo año, los precios de WTI se esperan tengan un promedio de 58 dólares por barril en el 21. 2. Precios de Gas Natural en Colombia 2.1 Precio Gas Guajira: Según Resolución CREG 119 del 25, los parámetros para la modificación del precio de Gas Natural Libre producido en los campos de la Guajira, que cambian el 1 de Febrero y el 1 de Agosto de cada año como se describe a continuación: Donde: PMR (t)= Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU). PMR (t-1)= Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1). INDICE (t-1)= Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1). INDICE (t-2)= Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2). INDICE = New York Harbor Residual Fuel Oil 1. % Sulfur LP Spot Price, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration www.eia.doe.gov).
El precio vigente para el período comprendido entre el 1 de febrero de 29 y el 31 de julio de 29, para el gas procedente de la Guajira es de 3.3164 USD/Mbtu. Este valor representó una reducción de 1.6586 USD/MBtu (33% menos) respecto al semestre anterior. Con base en los datos del fuel oil New York Harbor Residual vigentes al 7 de abril de 29 (presentados en la siguiente gráfica) se estima que el precio para el periodo Agosto 9 Enero 1 tendría una fuerte tendencia a la baja. Al aplicar la fórmula para hallar el Precio Máximo Regulado teniendo en cuenta los datos disponibles del Fuel Oil de referencia y si se considera una proyección de datos para el resto del semestre de acuerdo al comportamiento reciente de los precios de Fuel Oil, el precio del gas Guajira para el siguiente periodo estaría por debajo de 2.55 Usd/Mbtu. C$US/gal 35 Evolución Precio de Fuel Oil NY Harbor 3 25 Precio Promedio Sem 28 I Precio Promedio Sem 28 II 2 15 Precio Prom. Proyección Sem 29 I 1 5 Precio Prom. Datos Actuales Sem 29 I Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Relación Precio Gas Guajira 29 II: (1) Únicamente con datos actuales publicados hasta el 12/May/9. El valor correspondiente daría el 7.2% del Precio Vigente, es decir:.72* 3.3164 Usd/Mbtu = 2.328 Usd/Mbtu para el siguiente periodo. (2) Con proyección de datos para el resto del semestre de acuerdo al comportamiento reciente. El valor correspondiente daría el 76.2% del Precio Vigente, es decir:.762*3.3164 Usd/Mbtu = 2.5284 Usd/Mbtu para el siguiente periodo. 2.2 Precio Gas Cusiana: Como se conoce de informes anteriores, tras la entrada en operación comercial de la planta de tratamiento del gas de Cusiana y Cupiagua, el precio del gas proveniente de estos campos dejó de ser regulado (sin fijación de tope máximo), gracias al cumplimiento de la condición impuesta por la CREG en la Resolución 18 de 22, numeral 2.b. Dicha condición fue cumplida a partir del 1 de julio de 26, fecha desde la cual el gas proveniente de Cusiana y Cupiagua goza de un régimen de libertad de precios. En la actualidad no hay gas disponible primario proveniente de Cusiana y la oferta del secundario en el corto plazo se encuentra del orden de 4.8 Usd/Mbtu, como se observa en la siguiente gráfica.
USD/MBtu 6, 5, EVOLUCION PRECIOS DE GAS EN BOCA DE POZO (USD/MBTU) Proyecciónes 4, 3, 2, 1,, feb-3 ago-3 feb-4 ago-4 feb-5 ago-5 feb-6 ago-6 feb-7 ago-7 feb-8 ago-8 feb-9 ago-9 GAS GUAJIRA GAS CUSIANA Fecha IV. NOVEDADES REGULATORIAS DEL SECTOR GAS Concepto CREG a Ecopetrol (S-29-11398): Respuesta a la Dra. Claudia Castellanos a una comunicación enviada por Ecopetrol a la CREG solicitando les indicaran la forma de Comercializar la planta Cusiana LTO-II. En el comunicado radicado CREG E-29-2234 Ecopetrol notifica que la oferta de Gas en firme de la planta Cusiana LTO-II no fue incluida en la declaración de producción del 3/ene/9 puesto que para esa fecha no se contaba con las facilidades de producción disponible. Asimismo, expresa que la regulación vigente no es clara en el procedimiento de comercialización que se debe seguir para la oferta de gas en firme que tenga disponible un Productor en campos que no tienen facilidad de producción disponible al momento de realizar la Declaración, por lo que solicita la forma de comercializar dicha oferta. En el presente Concepto la CREG responde claramente que la Declaración de Producción como se definió en el Decreto 2687 de 28, es un pronóstico y no exige que las facilidades estén disponibles en el momento de declarar la firmeza sino al momento en que se deben cumplir las obligaciones de los contratos de suministro en firme que resulten de la asignación de acuerdo con el Procedimiento definido en la Resolución CREG 95 DE 28. Por lo anterior, el Potencial Disponible para Ofertar en Firme (PDOF) de la planta Cusiana 2 debe considerarse a partir de de 21. Resolución 45 de 29: Por la cual se modifica la Resolución CREG 95 de 28 (En la que se establece el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 28). Mediante esta resolución se modifica el plazo para seleccionar el subastador único, entre los productores que tengan potencial de producción para ofertar en firme, estipulado en el artículo 13, el cual quedó así: ARTÍCULO 13. SUBASTADOR ÚNICO. Los productores que tengan PDOF para subastar seleccionarán de común acuerdo un Subastador Único, del cual se informará a la CREG dentro de los veinte (2) días hábiles siguientes a la publicación del Reglamento de la Subasta. Si vencido este plazo no se ha designado al Subastador Único o no se ha informado a la CREG su designación, ésta lo seleccionará.
Parágrafo. El Subastador Único no podrá tener vinculación económica con los Agentes Operacionales en los términos del Artículo Primero del Decreto 2687 de 28. Adicionalmente, el cronograma para las subastas se modificó el tiempo de precalificación y la fecha de realización de las subastas que anteriormente se establecía para el 1 día hábil del mes de Mayo. El artículo quedó así: ARTÍCULO 16. CRONOGRAMA PARA LAS SUBASTAS. Para la comercialización del gas natural correspondiente a la Declaración de Producción, de que trata el Artículo 9 del Decreto 2687 de 28, los plazos aplicables al desarrollo del Procedimiento para Comercialización de la PDOF de gas natural de los campos con precios libres, serán los siguientes: Plazo para Presentación de Solicitudes de Compra: Diez (1) días hábiles contados a partir de la fecha de Divulgación de la PDOF. Plazo para publicación del resultado de la comparación entre la PDOF y las Solicitudes de Compra: Cinco (5) días hábiles contados a partir del vencimiento del plazo para Presentación de Solicitudes Compra. Plazo para publicación del Reglamento de la Subasta: Diez (1) días hábiles contados a partir del vencimiento del plazo para Presentación de las Solicitudes Compra. Período de Precalificación: Veinticinco (25) días hábiles. Fecha de realización de las Subastas: El día cuarenta y cinco (45) hábil siguiente a la fecha en que quede en firme el acto administrativo de que trata el parágrafo del Artículo 9 del Decreto 2687 de 28 o la norma que lo modifique o sustituya. V. NOVEDADES DEL SECTOR CARBON 1. Consumo de carbón plantas térmicas zona Cundiboyacense. Al finalizar el 27 el consumo de carbón fue de 694,913 Ton para TERMOPAIPA y 183,424 Ton para TERMOZIPA. Para el año 28, el acumulado final fue de 554,819 Ton para TERMOPAIPA y 167,144 Ton para TERMOZIPA. Consumo Carbón Ton/mes MES ZIPA 2 ZIPA 3 ZIPA 4 ZIPA 5 ZIPA Enero 2,664 3,11 4,224 9,999 Febrero 1,184 5,361 7,377 13,922 Marzo Abril TOTAL 3,848 8,471 11,61 23,921 Consumo Carbón Ton/mes MES PAIPA 1 PAIPA 2 PAIPA 3 PAIPA 4 PAIPA Enero 8,916 1,91 5,916 25,742 Febrero 11,66 1,32 19,543 4,912 Marzo Abril TOTAL 19,982 21,212 25,46 66,654 De acuerdo con la Resolución CREG 15 de 29, la generación real de energía es confidencial a partir del 2 de marzo de 29 y será publicada en julio de 29, transcurridos tres meses después, tal y como lo establece el artículo 1 de dicha resolución.
2. Evolución precios internacionales del Carbón. A continuación se presenta la grafica de evolución de precios internacionales de carbón. En el mes de abril siguió con una tendencia a la baja llegando a 43.1 Usd/Ton sin embargo finalizó el mes al alza con un promedio final para abril de 45.3Usd/Ton. VI. PRECIOS DE OTROS COMBUSTIBLES En la gráfica que se muestra a continuación se presenta un comparativo de precios para diferentes combustibles considerados como sustitutos del Gas Natural a corto plazo, tales como ACPM Industrial, Fuel Oil, Propano y Crudo Rubiales a nivel de Mercado Mayorista, con respecto al precio promedio del Gas Natural en puerta de ciudad del interior del País. USD/MBTU 22,5 21, 19,5 18, 16,5 15, 13,5 12, 1,5 9, 7,5 6, 4,5 3, may-7 jun-7 jul-7 ago-7 sep-7 oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 ACPM INDUSTRIAL FUEL OIL PROPANO CRUDO RUBIALES ACEITE DE PETROLEO NOTA: Crudo Rubiales en Bogotá, la tarifa final depende de los costos de transporte
La comparación de los precios de combustibles líquidos suministrados por Ecopetrol, para el mes de abril de 29, con respecto al mes de marzo del mismo año es la siguiente: El precio del ACPM aumentó un 1.5%, pasando de 15.53 USD/Mbtu a 15.77 USD/Mbtu. Por otro lado, el precio del Fuel Oil bajó pasando de 7.84 USD/Mbtu a 7.83 USD/Mbtu, lo que porcentualmente equivale a.1%. El precio del propano se incrementó a 7.15 USD/Mbtu. Finalmente, el precio del crudo Rubiales pasó de 6.66 USD/Mbtu a 7.45 USD/MBtu, lo que implica un aumento de 11.85 %, esto debido a revaluación de nuestra moneda. Proyección Precio del GLP (Ingreso al Productor) De acuerdo a la resolución CREG 66 de 27 y modificada por la 59 de 28, el precio para el mes de Mayo de éste año del GLP sería de 626.95 $/kg, el cual equivale a 1.333,47 $/gal, valor que corresponde para el ingreso al productor. El precio vigente para este mes, muestra una reducción del 16% con respecto al ingreso al productor del mes de Abril el cual estuvo en 1.589,4 $/gal. US/gal 2,5 EVOLUCION PRECIOS DE PROPANO, BUTANO y GLP Proyección $/gal 3. 2, 1,5 1,,5 2.5 2. 1.5 1. 5, ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 Butano (US/gal) Propano (US/gal) GLP ($/kg)