Informe GENERAL DEL MERCADO Octubre 2017 Mensuales de Anlisis del Mercado...Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 81.57 69.90 (11.67) Volumen Útil diario (GWh) 11,326.48 12,122.49

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Informe

GENERAL DEL MERCADO

Octubre 2017


Resumen de cifras

2016 2017

OCTUBRE OCTUBREAportes Hídricos (GWh) 5,246.32 4,588.74 (657.58)

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 81.57 69.90 (11.67)

Volumen Útil diario (GWh) 11,326.48 12,122.49 796.01

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 65.71 70.56 4.85

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 12,861.41 13,695.10 833.68

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 68.51 73.03 4.52

Vertimientos (GWh) 19.39 154.20 134.81

Autogenerador 8.16 13.61 5.45

Cogenerador 57.09 60.63 3.53

Hidráulica 4,037.14 4,460.00 422.87

Menores 323.84 397.54 73.70

Térmica 1,154.95 802.06 (352.89)

Total 5,581.19 5,733.84 152.66

Exportaciones 2.07 0.07 (2.00)

Importaciones 2.55 2.14 (0.41)

Demanda Atendida (Doméstica) 5,581.67 5,735.92 154.25

Demanda Energía 5,587.35 5,739.43 152.08

Demanda No Atendida 5.68 3.51 (2.17)

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,693.00 9,991.00 298.00

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) - 3.07 3.07

Autogenerador 32.40 35.90 3.50

Cogenerador 93.70 119.50 25.80

Hidráulica 10,892.00 10,939.00 47.00

Menores 784.44 916.72 132.28

Térmica 4,727.00 4,727.00 0.00

Total 16,529.54 16,738.12 208.58

Hidráulica (%) 75.70 77.46 1.76

Hidráulica (MW) 8,746.20 9,078.96 332.77

Térmica (%) 72.54 87.96 15.42

Térmica (MW) 3,528.41 4,293.58 765.17

Total disponibilidad del -SIN- (%) 74.26 79.83 5.57

Total disponibilidad del -SIN- (MW) 12,274.61 13,372.55 1,097.94

DISPONIBILIDAD

PROMEDIO

DEMANDA DE POTENCIA

INTERCONEXIONES

INTERNACIONALES (GWh)

DEMANDA DE ENERGÍA

(GWh)

GENERACIÓN (GWh)

CAPACIDAD EFECTIVA

NETA PROMEDIO (MW)

DIFERENCIA

ESTADO EMBALSES Y

APORTES

GRUPO MÉTRICAS

MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA Y

FRONTERAS

Octubre de 2017

Informe

DEMANDA DE ENERGÍA


Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]

Octubre 2017Demanda

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-15 5393 5308 5393 5308 5310 0.1 84.3 0.5 0.9 0.1

feb-15 5101 5047 5101 5047 5048 0.1 54.4 1.2 0.3 0.0

mar-15 5659 5531 5659 5531 5533 0.1 127.7 1.1 1.4 0.0

abr-15 5323 5276 5323 5276 5278 0.2 46.5 1.1 0.8 0.0

may-15 5648 5621 5648 5621 5623 0.4 26.9 1.3 0.8 9.0

jun-15 5419 5406 5418 5407 5414 0.4 12.0 3.6 4.0 6.5

jul-15 5687 5664 5686 5664 5669 0.6 22.3 2.2 3.2 13.4

ago-15 5726 5687 5725 5687 5691 0.4 38.4 3.1 1.2 5.0

sep-15 5730 5697 5730 5698 5701 0.1 32.7 1.8 2.0 3.6

oct-15 5761 5759 5761 5759 5763 0.1 1.6 1.4 2.1 2.6

nov-15 5440 5436 5439 5436 5441 0.1 3.9 1.7 3.9 0.8

dic-15 5708 5701 5708 5701 5703 0.1 6.6 0.7 0.7 4.1

ene-16 5593 5582 5593 5583 5584 0.1 10.9 0.8 0.4 0.1

feb-16 5480 5461 5480 5461 5465 0.1 18.8 2.5 1.6 13.4

mar-16 5563 5563 5563 5563 5567 0.1 0.1 1.9 2.2 142.1

abr-16 5392 5391 5392 5391 5397 0.2 1.0 1.7 4.3 66.4

may-16 5547 5547 5547 5547 5549 0.1 0.8 1.2 1.8 63.6

jun-16 5399 5398 5398 5398 5401 0.1 0.3 1.4 1.1 40.3

jul-16 5487 5487 5487 5487 5488 0.1 0.1 1.4 0.4 16.0

ago-16 5761 5757 5761 5757 5762 0.1 3.2 2.3 2.0 23.6

sep-16 5543 5537 5543 5537 5542 0.0 5.7 2.8 2.1 6.3

oct-16 5584 5582 5584 5582 5587 0.0 2.0 2.3 3.4 2.6

nov-16 5426 5425 5426 5425 5428 0.0 0.8 1.7 1.6 2.3

dic-16 5546 5546 5546 5546 5548 0.0 0.1 1.0 0.9 1.5

ene-17 5427 5427 5427 5427 5428 0.0 0.1 0.8 0.7 1.8

feb-17 5184 5184 5184 5184 5189 0.0 0.1 1.9 2.4 1.5

mar-17 5604 5604 5604 5604 5608 0.0 0.0 1.5 2.1 91.3

abr-17 5443 5443 5443 5443 5451 0.0 0.1 4.2 4.0 37.6

may-17 5678 5678 5678 5678 5682 0.0 0.2 2.1 1.7 18.1

jun-17 5488 5488 5488 5488 5493 0.0 0.2 2.8 2.7 1.7

jul-17 5662 5661 5662 5661 5665 0.0 0.3 1.9 1.7 10.7

ago-17 5773 5765 5773 5765 5769 0.0 8.5 1.7 2.5 7.3

sep-17 5619 5619 5619 5619 5624 0.0 0.1 3.0 1.7 1.8

oct-17 5736 5736 5736 5736 5740 0.0 0.0 1.3 2.2 2.1


Demanda de energía del SIN

Octubre 2017


Demanda de energía del SIN Vs PIB

Demanda

Trimestre 4 2014: 4%

Trimestre 1 2015: 3.3%





Trimestre 2 2016: -0.5%

Trimestre 3 2016: -1.6%

Trimestre 4 2016: -2.1%

Trimestre 1 2017:-1.8%

Trimestre 2 2017:2.2%

Trimestre 3 2017:1.8%

PIB














Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios UPME

Octubre 2017


Demanda de energía por operadores de red y región

Octubre 2017

Comportamiento por Región - GWh

El seguimiento de la demanda por OR se realizaa partir de la demanda comercial y por tipos dedías.sep-16 sep-17

Cali(EMID) -3.5% -2.5%

EPSA -5.6% 3.4%

Tuluá(CETD) -3.3% 3.3%

Cartago(CTGD) -7.1% 10.3%

Región oct-16 Crec oct-17 Crec

Centro 1392.3 -2.0% 1416.2 1.5%

Antioquia 775.8 -4.0% 789.6 1.6%

Costa Atlántica 1273.6 -3.2% 1378.0 8.2%

Valle 589.8 -2.9% 589.3 -0.3%

Oriente 590.3 -1.6% 598.7 1.3%

CQR 227.9 -1.0% 229.8 0.7%

THC 231.1 -2.3% 238.1 2.9%

Sur 161.8 1.0% 163.1 0.7%

Chocó 19.7 -0.4% 20.7 4.6%

Guaviare 4.6 0.6% 4.8 4.5%

oct-16 oct-17

Santander(ESSD) -5.5% -1.5%

N.Santander(CNSD) -1.8% -0.1%

Boyacá(EBSD) 5.2% 7.0%

Arauca(ENID) 1.4% 2.2%

Casanare(CASD) -4.7% 2.4%

Ruitoque(RTQD) 121.8% -21.1%

oct-16 oct-17

Codensa (CDSD) -2.8% 7.6%

Meta(EMSD) 5.4% 6.0%

oct-16 oct-17

Guaviare 0.6% 4.5%

oct-16 oct-17

Tolima(CTSD) -2.5% 1.8%

Huila(HLAD) -2.7% 4.2%

Caquetá(CQTD) 0.3% 4.2%

oct-16 oct-17

Nariño(CDND) 0.3% 1.4%

Cauca(CEOD) 0.7% 1.2%

Putumayo(EPTD) 8.3% -10.0%

BajoPutumayo(EBPD) 0.5% 5.5%

Sibundoy(EVSD) -4.0% 4.6%

Municipal(EMED) -5.8% -0.9%

oct-16 oct-17

Caldas(CHCD) 0.1% 0.1%

Quindío(EDQD) -1.2% -0.3%

Pereira(EEPD) -1.9% 1.2%

oct-16 oct-17

Chocó -0.4% 4.6%

oct-16 oct-17

Antioquia(EPMD) -4.0% 1.6%

oct-16 oct-17

Caribe(EDCD) -3.2% 8.2%


Demanda de energía por operadores de red y región

Agregado Enero - Octubre 2017

Comportamiento por Región - GWh

El seguimiento de la demanda por OR se realizaa partir de la demanda comercial y por tipos dedías.

oct-16 oct-17

Santander(ESSD) -1.2% -2.4%

N.Santander(CNSD) 2.2% -1.7%

Boyacá(EBSD) 2.2% 8.2%

Arauca(ENID) 4.2% 2.6%

Casanare(CASD) 0.1% -0.9%

Ruitoque(RTQD) 101.3% -12.8%

oct-16 oct-17

Codensa (CDSD) -2.3% 7.6%

Meta(EMSD) 4.4% 8.0%

oct-16 oct-17

Guaviare 7.8% 1.3%

oct-16 oct-17

Tolima(CTSD) 0.8% 1.5%

Huila(HLAD) 3.0% 1.8%

Caquetá(CQTD) 3.7% 3.9%

oct-16 oct-17

Nariño(CDND) 0.6% 2.3%

Cauca(CEOD) 1.5% 3.6%

Putumayo(EPTD) -0.1% -2.8%

BajoPutumayo(EBPD) 6.8% 1.1%

Sibundoy(EVSD) -2.0% 1.1%

Municipal(EMED) 0.1% -5.0%

oct-16 oct-17

Cali(EMID) -1.0% -4.6%

EPSA -0.7% 1.5%

Tuluá(CETD) 1.5% -0.4%

Cartago(CTGD) 2.0% -0.8%

oct-16 oct-17

Caldas(CHCD) 0.7% 0.3%

Quindío(EDQD) 0.8% -1.1%

Pereira(EEPD) -0.6% -0.5%

oct-16 oct-17

Chocó 6.7% 0.5%

oct-16 oct-17

Antioquia(EPMD) -0.3% -1.0%

oct-16 oct-17

Caribe(EDCD) 2.6% 3.4%

Región oct-16 Crec oct-17 Crec

Centro 13528.4 -1.6% 13721.4 1.8%

Antioquia 7767.1 -0.3% 7659.0 -1.0%

Costa Atlántica 12751.9 2.6% 13140.3 3.4%

Valle 6119.3 1.9% 5801.4 -4.8%

Oriente 5779.4 0.8% 5792.7 0.6%

CQR 2235.0 0.4% 2224.0 -0.1%

THC 2272.0 1.9% 2305.6 1.8%

Sur 1570.0 1.2% 1604.7 2.6%

Chocó 202.2 6.7% 202.5 0.5%

Guaviare 45.7 7.8% 46.2 1.3%


Demanda de energía regulada y no regulada

Octubre 2017

oct-16 oct-17 Crec. Participación

Regulado 3,797.6 3,937.2 3.6% 69%

No Regulado 1,757.7 1,776.8 0.9% 31%

Industrias manufactureras 797.8 788.0 -1.5% 44.3%

393.3 404.9 2.9% 22.8%

146.2 150.5 2.6% 8.5%

114.3 114.6 0.2% 6.4%

30.5 31.2 2.3% 1.8%

32.6 34.0 4.2% 1.9%

49.0 54.3 10.4% 3.1%

90.1 93.5 3.4% 5.3%

Construcción 104.0 105.9 1.9% 6.0%

Consum

o d

e E

nerg

íaA

CTIV

IDA

DES

EC

ON

ÓM

ICA

SM

erc

ado N

o R

egula

do


Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN

Octubre 2017

FechaDemanda

Maxima - MWCrec

oct-2016 9693 -3.4%

oct-2017 9991 3.1%La demanda máxima de potencia para

octubre de 2017 fue de 9991 MW, se

registró en el período 19 del día jueves

19.

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas

GWh

Limitación de

Suministro

GWh

TOTAL

GWh

oct-2016 3.4 2.3 - 5.7

oct-2017 2.2 1.3 - 3.5

Demanda No Atendida

En octubre de 2017 la demanda no atendida fue de 3.5GWh, de la

cual el 37.3% correspondió a causas no programadas.

Informe

FRONTERAS


Número de fronteras y energía de fronteras por departamento

Octubre 2017

DepartamentoNo. Fronte ras a

fina l de mes

Energía

Fronte ras (GWh)

No. Fronte ras

a fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

DISTRITO CAPITAL 960 224.6 1208 28.40

VALLE 928 227.7 3891 25.50

ANTIOQUIA 860 227.2 810 14.65

ATLANTICO 509 103.0 956 12.12

CUNDINAMARCA 382 151.5 416 8.60

BOLIVAR 281 94.2 120 2.76

SANTANDER 211 75.0 552 11.99

BOYACA 183 163.4 214 3.04

HUILA 170 25.4 137 1.90

TOLIMA 149 34.6 122 1.90

MAGDALENA 140 25.8 45 0.83

META 128 80.9 171 2.01

RISARALDA 121 21.0 94 1.28

NORTE DE SANTANDER 116 19.6 206 3.49

CORDOBA 112 111.1 256 1.28

CALDAS 112 42.2 140 1.29

CAUCA 102 36.1 260 1.08

CESAR 78 22.8 45 0.67

QUINDIO 61 4.2 65 1.22

SUCRE 57 11.4 49 0.78

NARINO 43 2.9 348 3.35

CASANARE 30 9.6 30 1.62

LA GUAJIRA 24 27.6 13 0.13

ARAUCA 10 25.0 6 0.08

CAQUETA 4 0.3 2 0.06

PUTUMAYO 4 4.6 2 0.04

CHOCO 2 1.3 0 -

T ota l 5777 1,772.9 10158 130.1

Mercado No Regulado +

Alumbrado

Mercado Regulado


Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador

Octubre 2017

Comercia lizadorNo. Fronte ras a

fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

No. Fronte ras a

fina l de mes

Energía Fronte ras

(GWh)

ISAGEN 262 417.3 0 -

EEPPM 1386 386.3 1 1.64

EMGESA S.A. 981 338.8 0 -

ELECTRICARIBE. 971 164.3 11 0.60

AES CHIVOR 11 93.7 0 -

EPSA(PACIFICO) 562 82.0 239 0.36

VATIA S.A. 84 17.2 3824 64.50

EMCALI EICE ESP 285 71.0 13 0.54

DICEL 144 16.1 3678 32.46

E.M.S.A. E.S.P. 84 26.5 2 0.08

ENERTOTAL 28 2.4 2035 21.20

CODENSA 2 20.3 0 -

ENERTOLIMA 111 17.9 1 -

ENERCOSTA 10 16.0 0 -

ELECTROHUILA 150 11.8 0 -

CEMEX ENERGY 8 11.2 0 -

GECELCA S.A. E.S.P 8 10.9 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 55 6.9 117 3.51

EEP(PEREIRA) 62 9.0 20 0.47

PROELECTRICA 3 7.7 0 -

EBSA (BOYACA) 132 7.7 0 -

CEO S.A.S. ESP 45 6.5 0 -

ITALENER 20 6.1 0 -

CETSA(TULUA) 30 5.2 1 0.16

TERPEL ENERGÍA 190 4.7 0 -

RENOVATIO TRADING 35 4.2 4 0.07

ENERGIA Y AGUA 26 2.5 0 -

PEESA 20 2.0 15 0.12

ASC 2 - 128 1.90

EMEE(POPAYAN) 9 1.8 9 0.10

T ota l 5777 1772.9 10158 130.1

Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado


1,002

3,329

2

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

oct-2016 nov-2016 dic-2016 ene-2017 feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Hurto

Información actualizada el: 2017-11-14

Evolución falla-hurto

Información hasta el: 2017-10-31


13 109

20

1047 10

3

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

oct/2016 nov/2016 dic/2016 ene/2017 feb/2017 mar/2017 abr/2017 may/2017 jun/2017 jul/2017 ago/2017 sep/2017 oct/2017

Cantid

ad de e

vento

s

Falla Transformador de Corriente (TC) Falla Contador Principal Falla Sistema de Transmisión de Datos

Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Contador Respaldo


Fallas técnicas



963

3,282

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000C

antid

ad de e

vento

s


Fallas por no envío de lectura



16.16 16.26 16.34 16.28 16.36 16.53 16.56 16.60 16.81 16.96 17.03 17.14 17.20

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Núm

ero

de

fro

nte

ras

Mile

s

Núm

ero

de

fro

nte

ras

Mile

s

Regulado No regulado Otros Generación Alumbrado público DDV Distribución

Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar


Evolución de fronteras por tipo


Distribución de fronteras por tipo


No regulado5,408

31.6%

Generación304

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución313

1.8%

Alumbrado público

3542.1% Regulado

10,087

58.8%

Otros672

3.9%

No regulado5,402

31.4%

Generación305

1.8%

DDV3

0.0%

Distribución337

2.0%

Alumbrado público

3552.1% Regulado

10,127

58.9%

Otros673

3.9%

Fronteras registradas al 30 de septiembre de 2017

Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo

propio y auxiliar

Fronteras registradas al 31 de octubre de 2017

Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo

propio y auxiliar




Informe

OFERTA Y GENERACION

Octubre 2017

Hidrología del SIN


74.18%

70.56%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Reservas hídricas

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

86.74%

69.89%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

GW

h

Mm

3

Vertimientos

Vertimiento (Mm3) Vertimiento (GWh)

-300

-200

-100

0

100

200

300

GW

h

Tasa de embalsamiento


Año finalización El Niño y siguienteInformación hasta el: 2017-10-31

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2017-11-14

Hidrología por regiones


Aportes por regiones


94.76%

67.37%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

67.36%

75.92%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

79.64%

65.70%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017

97.63%

77.70%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 Media 2016-2017




Aportes hídricos


Evolución de principales embalses


90.93%

87.94%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Peñol

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

42.95%

41.16%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

88.58%

82.17%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017

89.83%

80.75%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2003-2004 2005-2006 2007-2008 2010-2011 2016-2017




Estado de los embalses


Tasa de embalsamiento de principales embalses


-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Peñol

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Agregado Bogotá

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Guavio

-70

-50

-30

-10

10

30

50

70

GW

h

Esmeralda - Chivor




0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

GW

h

Antioquia Caribe Centro Oriente Valle Capacidad útil


Reservas hídricas por regiones hidrológicas


Vertimientos por regiones


0

10

20

30

40

50

60

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GW

h

Mm

3

Antioquia


0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0Amani

Miraflores

Peñol

Playas

Porce II

Porce III

Punchiná

Riogrande II

San Lorenzo

Troneras

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Antioquia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

20

40

60

80

100

120

140

160

GW

h

Mm

3

Centro


0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Agregado Bogotá

Betania

El Quimbo

Muña

Prado

Topocoro

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Centro



Vertimientos por regiones


0

5

10

15

20

25

30

35

0

2

4

6

8

10

12

14

GW

h

Mm

3

Oriente


0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Chuza

Esmeralda

Guavio

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Oriente

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

GW

h

Mm

3

Valle


0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Alto Anchicayá

Calima

Salvajina

GWh

Vertimiento acumulado últimos 30 días - Valle




Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable156.884.8%

No renovable

28.115.2%

Biomasa, 1.9, 1.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Hidraulica, 154.9, 83.7%

Solar, 0.0, 0.0%

Combustible fosil, 28.1, 15.2%

Bagazo, 1.9, 1.0%

Biogas, 0.0, 0.0%

Eolica, 0.0, 0.0%

Embalse, 134.9,

72.9%Filo de agua, 20.0,

10.8%Fotovoltaica, 0.0,

0.0%Carbón, 12.1, 6.5%

Gas, 15.9, 8.6%

Líquidos, 0.1, 0.1%

Mezcla, 0.0, 0.0%


La generación por combustible se clasifica según el registro

correspondiente al combustible principal de la planta de

generación. Se considera la generación desde el 1 hasta el 31

de octubre de 2017

Total 185.0

GWh-día


Generación promedio por tipo de recurso natural en GWh-día


Renovable

Detalle de fuente de energía por subtipo

No renovable




Generación promedio por tipo de despacho en GWh-día


Despachado centralmente -DC-


No despachado centralmente -ND-





0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

GW

h

Biogas Fotovoltaica Eolica Bagazo Mezcla Líquidos Gas Filo de agua Carbón Embalse


Generación diaria


Cambios de capacidad efectiva neta -CEN- por tipo de recurso

natural


Renovable


No renovable




Cambios de capacidad efectiva neta -CEN- por tipo de

despacho


Despachado centralmente -DC-


No despachado centralmente -ND-





Se considera los cambios de capacidad efectiva neta desde el 30 de septiembre hasta el 31 de octubre de 2017


Causas de los cambios de la capacidad efectiva neta en el SIN



Informe

PRECIOS Y TRANSACCIONES

Octubre 2017


Precios de oferta categorías de combustible



Resumen conceptos liquidados en el MEM



Precios mercados regulado y no regulado



121.98 119.29 117.60 116.63 117.92125.24 125.86

132.66136.64

141.52149.93 151.71

146.68 146.28 149.06 147.95141.97 143.80

154.50 152.84 149.44141.04

135.55130.07

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

P01 P02 P03 P04 P05 P06 P07 P08 P09 P10 P11 P12 P13 P14 P15 P16 P17 P18 P19 P20 P21 P22 P23 P24

CO

P/k

Wh

NACIONAL 2017-may NACIONAL 2017-jun NACIONAL 2017-jul NACIONAL 2017-ago NACIONAL 2017-sep NACIONAL 2017-oct


Precio de bolsa por tiempo de uso



-

1

-

50

100

150

200

250

300


Vola

tilid

ad

-C

OP

/kW

h

Pre

cio

-C

OP

/kW

h

PPP_BOLSA_NAL VOL_PPP_BOLSA_NAL


Volatilidad diaria móvil del precio de bolsa promedio ponderado

por demanda



Índice de liquidez


Todos los derechos reservados para XM. S.A. E.S.P

Cobertura demanda

Información a 12 noviembre de 2017

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

% C

on

trata

do

de la D

em

an

da p

ara

Co

merc

ializad

ore

s q

ue A

tien

den

D

em

an

da

PB

Nacio

nal

Pro

med

io P

on

dera

do

[$

/kW

h]

PB Nacional Promedio Ponderado

Contratos Para Atender Demanda No Regulada.

Contratos Para Atender Demanda Regulada.

InformaciónProyectada

Información Facturada


2.65 2.60

2.80

2.43

0.88

2.36

0.61 0.610.71

8 8

10

7

6

7

5

4

6

0

2

4

6

8

10

12

0

1

1

2

2

3

3

ago-2017 sep-2017 oct-2017

Núm

ero

de

ag

ente

s c

om

erc

ializ

ad

ore

s

Co

mp

ras e

n b

ols

a (

GW

h-d

ía)

GWh > 25% GWh > 50% GWh > 75%

Nro. agentes > 25% Nro. agentes > 50% Nro. agentes > 75%


Agentes comercializadores expuestos en bolsa



158.23174.64155.15149.90

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

sep-2016 oct-2016 nov-2016 dic-2016 ene-2017 feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]

Participación Registrado en 2017 Participación Registrado en 2016 Participación Registrado en 2015 Participación Registrado antes de 2015

PPP Registrado en 2017 PPP Registrado en 2016 PPP Registrado en 2015 PPP Registrado antes de 2015


Precio y participación por año de registro - Contratos de

Intermediación


Precio promedio ponderado (PPP) y participación de mercado de los contratos despachados con destino al mercado de Intermediación según el año de registro


198.75148.37169.02155.63

0

50

100

150

200

250


0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]




Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

No Regulado


Precio promedio ponderado (PPP) y participación de mercado de los contratos despachados con destino al mercado No Regulado según el año de registro


181.80188.11200.02164.89

0

50

100

150

200

250


0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

Pre

cio

Pro

me

dio

Po

nde

rado

(P

PP

) [C

OP

/kW

h]

Pa

rtic

ipa

ció

n [

%]




Precio y participación por año de registro - Contratos mercado

Regulado


Precio promedio ponderado (PPP) y participación de mercado de los contratos despachados con destino al mercado Regulado según el año de registro


24.3429.4332.8829.52

0

5

10

15

20

25

30

35

may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017

CO

P/k

Wh

CARGO_MINIMO CARGO_MEDIO CARGO_MAXIMO CARGO_MONOMIO


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional



18.1720.17

16.0

16.5

17.0

17.5

18.0

18.5

19.0

19.5

20.0

20.5

21.0

may-2017 jul-2017 sep-2017

CO

P/k

Wh

STR_NORTE STR_CENTRO_SUR


Cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional



Informe

RESTRICCIONES

Octubre 2017


26.91 27.80 27.8329.44 29.43 29.23

6.696.75 6.70

7.41 8.49 8.74

19.89 21.21 21.08 19.8017.05 15.79

6.496.04 6.12 9.08

11.95 13.15

2.342.16 2.25

3.02 4.02 4.344.895.14 5.07

4.954.90 4.69

0

5

10

15

20

25

30

35

40

C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O C O STO R EC AUD O

MAY-2017 MAY-2017 JUN-2017 JUN-2017 JUL-2017 JUL-2017 AGO -2017 AGO -2017 SEP-2017 SEP-2017 O C T-2017 O C T-2017

CO

P/K

WH

RECONCILIACION_POS SERVICIO_AGC RESTRICCIONES

RECONCILIACION_NEG INCREMENTO_RNEG_X_AGC RESPONSABILIDAD_COMERCIAL_AGC


Balance de restricciones sin alivios



Costo unitario de restricciones



0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%


RECONCILIACION_P


Porcentaje de generación en reconciliación



-30

-20

-10

0

10

20

30

GW

h

NORDESTE NORDESTE_NEG ANTIOQUIA ANTIOQUIA_NEG CARIBE

CARIBE_NEG SUROCCIDENTAL SUROCCIDENTAL_NEG ORIENTAL ORIENTAL_NEG


Reconciliación por regiones (en energía)



-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

CO

P

Mill

one

s

NORDESTE NORDESTE_NEG ANTIOQUIA ANTIOQUIA_NEG CARIBE

CARIBE_NEG SUROCCIDENTAL SUROCCIDENTAL_NEG ORIENTAL ORIENTAL_NEG


Reconciliación por regiones (en monto)



23,203

25,78927,533

25,977

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2016-oct 2016-dic 2017-feb 2017-abr 2017-jun 2017-ago 2017-oct

CO

P

Mill

one

s


Costo servicio AGC



Informe

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Octubre 2017


-100.00

-80.00

-60.00

-40.00

-20.00

0.00

20.00E

nerg

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU EXPORTACION_VEN IMPORTACION_VEN


Importaciones y exportaciones de energía



0

100

200

300

400

500

600

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

Pre

cio

-C

OP

/kW

h

Energ

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU PPP_COP_EXP_ECU PPP_COP_IMP_ECU


Cantidades y precios esquema Transacciones Internacionales

de Electricidad (TIE)


Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2

PBX (57 4) 317 2244

FAX (57 4) 317 0989

@XM_filial_ISA

Medellín - Colombia


Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2

PBX (57 4) 317 2244 - FAX (57 4) 317 0989

@XM_filial_ISA

Medellín - Colombia


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Informe GENERAL DEL MERCADO Octubre 2017 Mensuales de Anlisis del Mercado...Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 81.57 69.90 (11.67) Volumen Útil diario (GWh) 11,326.48 12,122.49