EVOLUCIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDADINTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Diciembre 2009
Gerencia CND
Documento XM- CND-2010 – 011
Enero 20 de 2010
CONTENIDO
Objetivos
Evolución de las TIE
2
OBJETIVOS
Presentar la evolución de los principales aspectos comerciales de las TIE durante el mes analizado en
este informe
Dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 7º de la Resolución CREG 004 de 2003, modificado por
el artículo 2º de la resolución CREG 014 de 2004, según el cual el ASIC debe informar a la CREG, el
3
día 20 calendario, los valores estimados y reales de cada una de las variables involucradas en el
cálculo para la programación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –
TIE.
Nota: La información presentada en el siguiente informe, no incluye la implementación de la Resolución
CREG 160 de 2009, la cual será tenida mediante ajuste a la facturación del mes de Diciembre de 2009.
•4
Evolución de las TIE
5
RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADOR
Exportación Importación Exportación ImportaciónRentas de
Congestión
Dic-08 117,308.2 294.7 7,566.3 26.1 1,484.7
Ene-09 99,728.5 591.7 8,145.8 28.6 478.1
Feb-09 74,447.3 142.7 5,108.2 8.5 414.0
Mar-09 178,247.0 835.5 14,705.8 66.3 4,130.0
Abr-09 119,010.6 4,561.8 9,385.5 417.0 2,989.6
May-09 124,274.2 4,555.6 9,992.8 152.9 2,023.9
Jun-09 65,953.2 3,219.5 5,629.3 107.3 505.2
Jul-09 34,289.8 4,384.6 2,959.7 162.7 160.1
Ago-09 100,234.0 1,526.0 8,713.8 71.5 1,004.0
Sep-09 152,974.2 106.4 17,042.0 12.1 397.0
Oct-09 53,102.4 93.7 6,377.2 11.6 233.6
Fecha
Energía (MWh) Valor (Miles de US$)
En Diciembre de 2009, Colombia exportó a Ecuador 24,361.8 MWh, lo que representó un total de US$ 11,957,297.Por su parte Ecuador exportó a Colombia 525.2 MWh por un total de US$ 54,930. Las rentas de congestión en estemes llegaron a US$ 2,761 de las cuales se asignaron US$ 2,753 a la Demanda Doméstica Colombiana (FOES,ajustes Res CREG 043/09 y Alivio de Restricciones) y US$ 8 a la Demanda Internacional del Despacho EconómicoCoordinado (Ecuador).
Oct-09 53,102.4 93.7 6,377.2 11.6 233.6
Nov-09 50,102.5 221.2 11,531.6 25.0 250.8
Dic-09 24,361.8 525.2 11,957.3 54.9 2.8
Total 2009 1,076,725.6 20,764.1 111,549.1 1,118.3 12,589.0
Total 2008 509,782.2 37,533.3 35,908.4 2,309.4 7,417.1
Total 2007 876,602.3 38,392.6 66,269.4 1,336.0 20,398.6
Total 2006 1,608,628.9 1,070.4 127,104.5 50.0 56,865.0
Total 2005 1,757,881.4 16,028.7 151,733.7 509.8 75,581.0
Total 2004 1,681,088.1 34,974.3 135,109.1 738.0 76,825.7
Total 2003 1,129,263.5 67,202.7 80,307.7 2,476.0 44,347.7
Total Historia 8,639,971.9 215,966.1 707,981.9 8,537.5 294,024.2
6
INTERCAMBIO TIE COLOMBIA Y ECUADOR MWh
150,000
200,000
250,000
300,000
MW
h
Colombia a Ecuador (fuera de mérito)Colombia a Ecuador (en mérito)Ecuador a Colombia (fuera de mérito)Ecuador a Colombia (en mérito)
Detalle 01 de diciembre a 15 de enero de 2010
-500
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
01
-Dic
-09
04
-Dic
-09
07
-Dic
-09
10
-Dic
-09
13
-Dic
-09
16
-Dic
-09
19
-Dic
-09
22
-Dic
-09
25
-Dic
-09
28
-Dic
-09
31
-Dic
-09
03
-En
e-1
0
06
-En
e-1
0
09
-En
e-1
0
12
-En
e-1
0
15
-En
e-1
0
MW
h
Info
rmació
n p
relim
inar d
e e
nero
de 2
010
-50,000
0
50,000
100,000
Ma
r-0
3M
ay
-03
Ju
l-0
3S
ep
-03
No
v-0
3E
ne
-04
Ma
r-0
4M
ay
-04
Ju
l-0
4S
ep
-04
No
v-0
4E
ne
-05
Ma
r-0
5M
ay
-05
Ju
l-0
5S
ep
-05
No
v-0
5E
ne
-06
Ma
r-0
6M
ay
-06
Ju
l-0
6S
ep
-06
No
v-0
6E
ne
-07
Ma
r-0
7M
ay
-07
Ju
l-0
7S
ep
-07
No
v-0
7E
ne
-08
Ma
r-0
8M
ay
-08
Ju
l-0
8S
ep
-08
No
v-0
8E
ne
-09
Ma
r-0
9M
ay
-09
Ju
l-0
9S
ep
-09
No
v-0
9
20
0.6
En Mérito (%)
525.280Ecuador a Colombia
24,361.899.4Colombia a Ecuador
Total (MWh)Fuera de Mérito (%)Diciembre de 2009
Info
rmació
n p
relim
inar d
e e
nero
de 2
010
7PRECIOS EXPORTACIÓN LIQUIDACIÓN TIE
600
700
800
900
1000
PONE col ex-post (138 kV)
PONE col ex-post (230 kV)
PIL
Info
rmació
n p
relim
inar e
nero
de 2
010
Decreto 338 Ecuador $
0500
1000150020002500300035004000
01
-Dic
03
-Dic
05
-Dic
07
-Dic
09
-Dic
11
-Dic
13
-Dic
15
-Dic
17
-Dic
19
-Dic
21
-Dic
23
-Dic
25
-Dic
27
-Dic
29
-Dic
31
-Dic
02
-En
e
04
-En
e
06
-En
e
08
-En
e
10
-En
e
12
-En
e
$/k
Wh
Detalle 1 de diciembre a 15 de enero de 2010
0
100
200
300
400
500
600
01
-Ma
r-0
33
0-A
br-
03
29
-Ju
n-0
32
8-A
go
-03
27
-Oc
t-0
32
6-D
ic-0
32
4-F
eb
-04
24
-Ab
r-0
42
3-J
un
-04
22
-Ag
o-0
42
1-O
ct-
04
20
-Dic
-04
18
-Fe
b-0
51
9-A
br-
05
18
-Ju
n-0
51
7-A
go
-05
16
-Oc
t-0
51
5-D
ic-0
51
3-F
eb
-06
14
-Ab
r-0
61
3-J
un
-06
12
-Ag
o-0
61
1-O
ct-
06
10
-Dic
-06
08
-Fe
b-0
70
9-A
br-
07
08
-Ju
n-0
70
7-A
go
-07
06
-Oc
t-0
70
5-D
ic-0
70
3-F
eb
-08
03
-Ab
r-0
80
2-J
un
-08
01
-Ag
o-0
83
0-S
ep
-08
29
-No
v-0
82
8-E
ne
-09
29
-Ma
r-0
92
8-M
ay
-09
27
-Ju
l-0
92
5-S
ep
-09
24
-No
v-0
9
$/k
Wh
Info
rmació
n p
relim
inar e
nero
de 2
010
Los precios de exportación (PONE230 kv) promedios diarios de Colombia fluctuaron en diciembre entre 3,543.70 $/kWh y154.19 $/kWh, y los precios de importación (PIL) ecuatorianos fluctuaron entre 203.19 $/kWh y 165.39$/kWh
Ecuador $ Combustibles
8
RENTAS DE CONGESTIÓN
3,000
6,000
9,000
12,000
15,000
18,000
21,000
24,000
27,000
30,000
33,000
36,000
39,000
.
Mill
ones $
de d
icie
mbre
2009
Rentas de Congestión Totales
Rentas a la Demanda Internacional de TIE
Rentas para cubrir restricciones y Ajustes CREG 043 de 2009
0
3,000
Mar-
03
May-0
3
Jul-03
Sep-0
3
Nov-0
3
Ene-0
4
Mar-
04
May-0
4
Jul-04
Sep-0
4
Nov-0
4
Ene-0
5
Mar-
05
May-0
5
Jul-05
Sep-0
5
Nov-0
5
Ene-0
6
Mar-
06
May-0
6
Jul-06
Sep-0
6
Nov-0
6
Ene-0
7
Mar-
07
May-0
7
Jul-07
Sep-0
7
Nov-0
7
Ene-0
8
Mar-
08
May-0
8
Jul-08
Sep-0
8
Nov-0
8
Ene-0
9
Mar-
09
May-0
9
Jul-09
Sep-0
9
Nov-0
9
• En Diciembre de 2009 las rentas de congestión alcanzaron $5,60 millones, estas fueron asignadas tanto a la
Demanda Doméstica Colombiana $5.58 millones como a la Demanda Internacional del Despacho Económico
Coordinado (Resolución CREG 060 de 2004) $0.02 millones.
• El 80% de las rentas de congestión asignables a la Demanda Doméstica Colombiana, se destinaron para
alimentar el Fondo de Energía Social –FOES– $4.47 millones y el restante 20% ($1.12 millones) se repartió en
cantidades iguales para cubrir restricciones asignables a la demanda y para los ajustes a emitir por parte del ASIC
y que se encuentran referenciados en la Resolución CREG 043 de 2009.
9
5,000
7,000
9,000
Mile
s d
e U
S
Colombia Ecuador
MONTOS ANTICIPADOS POR CONCEPTO DE IMPORTACIONES
-1,000
1,000
3,000
6-E
ne
-07
3-F
eb
-07
3-M
ar-
07
31
-Ma
r-0
7
28
-Ab
r-0
7
26
-Ma
y-0
7
23
-Ju
n-0
7
21
-Ju
l-0
7
18
-Ag
o-0
7
15
-Se
p-0
7
13
-Oct-
07
10
-No
v-0
7
8-D
ic-0
7
5-E
ne
-08
2-F
eb
-08
1-M
ar-
08
29
-Ma
r-0
8
26
-Ab
r-0
8
24
-Ma
y-0
8
21
-Ju
n-0
8
19
-Ju
l-0
8
16
-Ag
o-0
8
13
-Se
p-0
8
11
-Oct-
08
8-N
ov-0
8
6-D
ic-0
8
3-E
ne
-09
31
-En
e-0
9
28
-Fe
b-0
9
28
-Ma
r-0
9
25
-Ab
r-0
9
23
-Ma
y-0
9
20
-Ju
n-0
9
18
-Ju
l-0
9
15
-Ag
o-0
9
12
-Se
p-0
9
10
-Oct-
09
7-N
ov-0
9
5-D
ic-0
9
2-E
ne
-10
Mile
s d
e U
S
•10
Evolución Componentes Umbral
La resolución CREG 004 de 2003 establece, una TIE se activa si se cumple lasiguiente expresión:
RESOLUCIÓN CREG 004 DE 2003
Pi k - (PONE QXE + Cargos G + CEE)
PONE QXEi + Cargos G + CEE
100x Umbral>
• Donde:
11
• Donde:
• Pi k = Precio máximo de importación Colombiano para la hora k, equivale al precio deBolsa Colombiano.
• PONE QXE: Precio de Oferta Ecuatoriano en el Nodo Frontera para Exportación delEnlace internacional, en el segmento QXE.
• CargosG: Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a laGeneración de Colombia, correspondientes a CND, SIC, AGC y FAZNI.
• Umbral: Porcentaje para determinar la máxima desviación aceptada entre los preciosde oferta en los nodos fronteras para exportación y el Precio Máximo de Importación,que se utilizará para decidir una importación a través de las TIE.
• CEE: Costo Equivalente de la Energía para el Cargo por Confiabilidad. (En la liquidación
ExPost se convierte en CERE: Costo Equivalente Real de la Energía)
Consideraciones:
En la actualidad sólo se cuenta con transacciones TIE con Ecuador, y los cargospor conexión correspondientes son equivalentes a cero
El valor del umbral definido actualmente es equivalente al 8%
En consecuencia la expresión a evaluar es la siguiente:
RESOLUCIÓN CREG 004 DE 2003
Precio Bolsa TIE - (PONE Ecu + Cargos G + CEE ) 8%>
12
En adelante, por facilidad en la presentación, nos referiremos al lado izquierdo de ladesigualdad anterior como la expresión de activación TIE -ATIE-
En esta parte del informe se relaciona la información correspondiente a los datos para las
horas en que se presentaron importaciones
ATIE
Precio Bolsa TIE - (PONE Ecu + Cargos G + CEE )
PONE Ecu + Cargos G + CEE
100x 8%>
Para el mes de diciembre de 2009, Colombia importó por el Enlace de 230 kV, 525 MWh durante 303períodos de los cuales 24 se pagaron al precio del Mercado Colombiano.
A continuación se muestra el PONEECU para el enlace de 230 kV y el Precio del Mercado Colombiano(PB-CG-CERE).
RESUMEN DE LAS IMPORTACIONES DE ENERGÍA DESDE ECUADOR
Para los períodos donde hubo lugar a importación de Energía desde Ecuador por el enlace 230 kV el precio promedio del Mercado Ecuatoriano fue de 216.9 $/kWh y el del Mercado Colombiano
13
del Mercado Colombiano
155.3 $/kWh.
Para el mes de diciembre no hubo importaciones de energía por el enlace de 138 kV.
Para el mes de diciembre de 2009, el total de la Importación de Energía de Colombia para el enlace de230 kV presentó desviación con respecto a la programación realizada por el CND ya que el valorprogramado fue nulo para todo el mes. El valor más alto de importación fue de 15,6 MWh el cual seregistró el P04 del 18-Dic. A continuación se muestra la Importación programada y la Importación real parael Enlace de 230 kV.
RESUMEN DE LAS IMPORTACIONES DE ENERGÍA DESDE ECUADOR14
13.0
18.0
MWh
IMPORTACION PROGRAMADA vs. IMPORTACION REAL (Enlace 230 kV)
Importación Programada Enlace 230 kV Importación Real Enlace 230 kV
-2.0
3.0
8.0
13.0
Dic
01 H
01
Dic
02 H
02
Dic
02 H
12
Dic
03 H
13
Dic
08 H
03
Dic
08 H
16
Dic
09 H
04
Dic
09 H
17
Dic
10 H
05
Dic
10 H
19
Dic
11 H
05
Dic
11 H
22
Dic
12 H
08
Dic
13 H
23
Dic
14 H
10
Dic
14 H
24
Dic
18 H
07
Dic
18 H
17
Dic
19 H
12
Dic
20 H
01
Dic
20 H
15
Dic
21 H
02
Dic
22 H
01
Dic
24 H
03
Dic
25 H
06
Dic
25 H
18
Dic
26 H
06
Dic
30 H
04
Dic
30 H
17
Dic
31 H
07
Dic
31 H
22
-10
10
30
[%]
Expresión ATIE ExAnte vs ATIE Expost para los Períodos de Importación por el Enlace de 230 kV
15
EVALUACIÓN ACTIVACIÓN TIEEn la gráfica se muestra la evaluación de la expresión ATIE, con la información de las ofertas Ex Ante y de laliquidación Ex Post para la línea de 230 kV, durante los 303 períodos en que hubo importación desde Ecuadorpor este enlace. Se observa que en 293 períodos la expresión ATIE EXANTE estuvo por debajo del umbral(8%) y en 11 periodos por encima del umbral. La expresión ATIE EXPOST estuvo por debajo del umbral 297periodos y 6 por encima del umbral.
8%
-110
-90
-70
-50
-30
Dic
01 H
01
Dic
02 H
02
Dic
02 H
12
Dic
03 H
13
Dic
08 H
03
Dic
08 H
16
Dic
09 H
04
Dic
09 H
17
Dic
10 H
05
Dic
10 H
19
Dic
11 H
05
Dic
11 H
22
Dic
12 H
08
Dic
13 H
23
Dic
14 H
10
Dic
14 H
24
Dic
18 H
07
Dic
18 H
17
Dic
19 H
12
Dic
20 H
01
Dic
20 H
15
Dic
21 H
02
Dic
22 H
01
Dic
24 H
03
Dic
25 H
06
Dic
25 H
18
Dic
26 H
06
Dic
30 H
04
Dic
30 H
17
Dic
31 H
07
Dic
31 H
22
ATIE EXPOST ATIE EXANTE Nivel de Activación de TIE
Ex
pre
sió
n A
TIE
59.0
69.0
79.0
10
20
30MWh[%]
Cambios entre la Expresión ATIE ExAnte y ATIE Expost para el Enlace de 230 kV
16
EVALUACIÓN ACTIVACIÓN TIEEn la gráfica se muestra la evaluación de la expresión ATIE; con la información de las ofertasEx Ante y de la liquidación Ex Post para la línea de 230 kV, hubo cambio de sentido en laexpresión ATIE para 13 de los 303 períodos; en cuatro períodos la expresión ATIE paso de sermenor al 8% a mayor al 8%. Los períodos de cambio están caracterizados por una bajaimportación de energía.
8%
-1.0
9.0
19.0
29.0
39.0
49.0
-70
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
Dic
12 H
02
Dic
12 H
03
Dic
12 H
04
Dic
12 H
05
Dic
12 H
07
Dic
13 H
15
Dic
13 H
24
Dic
14 H
24
Dic
15 H
01
Dic
15 H
02
Dic
19 H
03
Dic
19 H
05
Dic
19 H
07
ATIE EXANTE
ATIE EXPOST
Nivel de Activación de TIE
Importación Programada Enlace 230 kV
Importación Real Enlace 230 kV
Ex
pre
sió
n A
TIE
Imp
ort
ac
ión
20
30[%]
Sensibilidad al PONE de Ecuador del cambio entre la Expresión ATIE ExAnte y ATIE Expost para el Enlace de 230 kV
17
EVALUACIÓN ACTIVACIÓN TIE - SENSIBILIDAD PONELa gráfica muestra el resultado de la sensibilidad de la Expresión ATIE con respecto a los Precios de Oferta delpaís vecino (PONE). La expresión ATIE Sensibilidad se calcula así:
PBolsa ColExAnte - (PONE Ecu ExPost + Cargos G EXANTE + CEE )
PONE Ecu ExPost + Cargos G EXANTE + CEE
100x 8%>
La curva ATIE Sensibilidad
sigue el comportamiento de la curva ATIE ExPost para casi todos los períodos del mes de
8%
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Dic
12 H
02
Dic
12 H
03
Dic
12 H
04
Dic
12 H
05
Dic
12 H
07
Dic
13 H
15
Dic
13 H
24
Dic
14 H
24
Dic
15 H
01
Dic
15 H
02
Dic
19 H
03
Dic
19 H
05
Dic
19 H
07
ATIE EXANTE
ATIE EXPOST
Nivel de Activación de TIE
Sensibilidad al PONE Ecu
Ex
pre
sió
n A
TIE
todos los períodos del mes de diciembre excepto los períodos P1 y P2 de Dic-15 y el P3 de Dic-19. Esto indica que el cambio de sentido en la expresión ATIE obedece principalmente al cambio del PONE de Ecuador.
Debido a estos cambios en el PONE de Ecuador, la liquidación TIE ExPost fue $100 mil mayor a la liquidación TIE ExAnte.
20
30[%]
Sensibilidad al Precio de Bolsa del cambio entre la Expresión ATIE ExAnte y ATIE Expost para el Enlace de 230 kV
18
EVALUACIÓN ACTIVACIÓN TIE - SENSIBILIDAD Precio de BolsaLa gráfica muestra el resultado de la sensibilidad de la Expresión ATIE con respecto al Precio de Bolsa. Laexpresión ATIE Sensibilidad se calcula así:
PBolsa ColExPost - (PONE Ecu ExAnte + Cargos G EXANTE + CEE )
PONE Ecu ExAnte + Cargos G EXANTE + CEE
100x 8%>
La curva ATIE Sensibilidad
sigue el comportamiento de la curva ATIE ExPost, sólo para los períodos la mayoría de los períodos P1 y P2 de
8%
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Dic
12 H
02
Dic
12 H
03
Dic
12 H
04
Dic
12 H
05
Dic
12 H
07
Dic
13 H
15
Dic
13 H
24
Dic
14 H
24
Dic
15 H
01
Dic
15 H
02
Dic
19 H
03
Dic
19 H
05
Dic
19 H
07
ATIE EXANTE
ATIE EXPOST
Nivel de Activación de TIE
Sensibilidad al PB
Ex
pre
sió
n A
TIE
de los períodos P1 y P2 de Dic-15 y el P3 de Dic-19, lo que indica que los cambios de la expresión ATIE obedecen al cambios entre los PbExAnte y los PbExPost.
Debido a estos cambios en el precio de bolsa, la liquidación TIE ExPost fue $105 mil menor a la liquidación TIE ExAnte.
.
20
[%]
Sensibilidad a los Cargos a los Generadores (CG) del cambio entre la Expresión ATIE ExAnte y ATIE Expost para el Enlace de 230 kV
19
EVALUACIÓN ACTIVACIÓN TIE - SENSIBILIDAD Cargos GLa gráfica muestra el resultado de la sensibilidad de la Expresión ATIE con respecto a los cambios de losCargos G. La expresión ATIE Sensibilidad se calcula así:
PBolsa ColExAnte - (PONE Ecu ExAnte + Cargos G ExPost + CEE )
PONE Ecu ExAnte + Cargos G ExPost + CEE
100x 8%>
La curva ATIE Sensibilidad
-80
-60
-40
-20
0
Dic
12 H
02
Dic
12 H
03
Dic
12 H
04
Dic
12 H
05
Dic
12 H
07
Dic
13 H
15
Dic
13 H
24
Dic
14 H
24
Dic
15 H
01
Dic
15 H
02
Dic
19 H
03
Dic
19 H
05
Dic
19 H
07
ATIE EXANTE
ATIE EXPOST
Nivel de Activación de TIE
Sensibilidad a los CG
Ex
pre
sió
n A
TIE
La curva ATIE Sensibilidad
sigue el comportamiento de la curva ATIE Exante, lo que indica que los cambios no obedecen al Cambio de los Cargos G.
8%
20
[%]
Sensibilidad al Costo Real de la Energía (CERE) del cambio entre la Expresión ATIE ExAnte y ATIE Expost para el Enlace de 230 kV
20
EVALUACIÓN ACTIVACIÓN TIE - SENSIBILIDAD CEELa gráfica muestra el resultado de la sensibilidad de la Expresión ATIE con respecto a los cambios del CostoEquivalente Real de la Energía (CERE). La expresión ATIE Sensibilidad se calcula así:
PBolsa ColExAnte - (PONE Ecu ExAnte + Cargos G ExAnte + CERE )
PONE Ecu ExAnte + Cargos G ExAnte + CERE
100x 8%>
La curva ATIE Sensibilidad
sigue el comportamiento de la curva ATIE Exante, lo
-80
-60
-40
-20
0
Dic
12 H
02
Dic
12 H
03
Dic
12 H
04
Dic
12 H
05
Dic
12 H
07
Dic
13 H
15
Dic
13 H
24
Dic
14 H
24
Dic
15 H
01
Dic
15 H
02
Dic
19 H
03
Dic
19 H
05
Dic
19 H
07
ATIE EXANTE ATIE EXPOST Nivel de Activación de TIE Sensibilidad al CEE
Ex
pre
sió
n A
TIE
la curva ATIE Exante, lo que indica que los cambios no obedecen al Cambio del CEE a CERE
8%
EVOLUCIÓN DE LAS RENTAS DE CONGESTIÓN21
En el cuadro siguiente se puede ver la evolución de las rentas de congestión; el pasado mes de Marzo se registró el valor más alto del 2009 y el mes de diciembre se registró el valor más bajo. En el mes de diciembre la renta alcanzó un valor ligeramente menor a los $ 6 millones.
6,000
8,000
10,000
3,369
10,212
7,202
4,519
Millones de $ RIMPI
REINT
RENAL
FOES
RETOR
RETOR: Total de las
Rentas Asignadas a Colombia por la Exportación hacia Ecuador
REINT: Renta asignada a la Demanda de Ecuador.
FOES: Renta Asignada al FOES
-
2,000
4,000
Dic
-08
En
e-0
9
Fe
b-0
9
Ma
r-0
9
Ab
r-0
9
Ma
y-0
9
Ju
n-0
9
Ju
l-0
9
Ag
o-0
9
Se
p-0
9
Oct-
09
No
v-0
9
Dic
-09
1,063 1,037
1,081
320
2,026
804
448 495 6
Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09
RIMPI 98 436 757,546 17,372,24 11,659,02 18,850,09 5,944,596 361 1,503
REINT 166,881,2 52,256,93 37,179,52 557,151,9 362,973,4 238,952,9 62,465,24 12,875,03 94,108,26 37,166,68 10,494,03 9,483,538 17,043
RENAL 640,470,2 202,211,4 199,922,7 1,930,957 684,243,2 436,723,5 107,654,8 40,163,56 196,211,0 76,702,99 43,785,96 48,596,21 559,460
FOES 2,561,880 808,845,9 799,688,9 7,723,829 6,154,401 3,843,650 910,598,2 267,221,6 1,736,176 690,326,9 394,071,8 437,365,9 5,027,625
RETOR 3,369,232 1,063,314 1,036,791 10,211,93 7,201,617 4,519,327 1,080,718 320,260,2 2,026,495 804,196,5 448,351,8 495,445,6 5,604,128
VALOR DE LAS RENTAS EN MILLONES DE PESOS
RENAL: Renta
asignada para aliviar Restricciones.
RIMPI: Renta Asignada por Ecuador
a Colombia proveniente de las Exportaciones de Energía de Ecuador.
EVOLUCIÓN DE LAS RENTAS DE CONGESTIÓN (Enlace 230 kV)22
Promedio
Aritmético del
PONE de
Colombia para
los períodos
donde la
Exportación dio
lugar a Renta
Promedio
Aritmético del
Costo Marginal
de Ecuador
para los
períodos donde
la Exportación
dio lugar a
Renta
Rentas Totales de
Exportación
Exportación Total
del Mes
Porcentaje de la
Exportación que
dio lugar a
Rentas
Promedio Aritmético
de la Renta de
Exportación para los
períodos en los que la
transacción dio lugar a
Renta
Promedio
Ponderado de
la Renta
Unitaria de
Exportación
Exportación
Promedio para
los períodos en
los que hubo
Renta
$ / kWh $ / kWh $ kWh % $ $ / kWh kWh
Dic 09 152.83 191.11 $ 5,604,128 24,361,834 0.56% $ 164,827 40.99 4,021
Nov 09 167.46 191.80 $ 495,445,699 50,102,534 38.21% $ 1,927,804 25.88 74,491
Oct 09 170.46 191.28 $ 448,351,833 53,102,374 37.51% $ 2,001,571 22.51 88,915
Sep 09 154.38 172.71 $ 804,196,576 152,974,205 30.94% $ 3,866,330 16.99 227,520
Ago 09 152.86 179.27 $ 2,026,495,874 100,234,028 73.13% $ 5,536,874 27.65 200,267
Jul 09 154.74 169.64 $ 320,260,217 34,289,797 87.27% $ 1,386,408 10.70 129,541
MES
Jul 09 154.74 169.64 $ 320,260,217 34,289,797 87.27% $ 1,386,408 10.70 129,541
Jun 09 163.06 183.74 $ 1,080,718,268 65,953,187 74.24% $ 4,846,270 22.07 219,572
May 09 146.74 179.87 $ 4,519,327,251 124,274,234 99.24% $ 9,574,846 36.64 261,295
Abr 09 127.14 190.60 $ 7,201,503,675 119,008,454 91.44% $ 14,317,105 66.17 216,355
Mar 09 143.46 198.74 $ 10,211,938,273 178,246,953 96.80% $ 16,550,953 59.19 279,645
Feb 09 156.79 184.29 $ 1,036,791,314 74,447,313 51.28% $ 4,670,231 27.16 171,962
Ene 09 167.58 189.79 $ 1,063,313,714 99,728,407 50.26% $ 4,811,374 21.21 226,811
En el cuadro anterior se observa que la reducción en las rentas del mes de diciembre obedece a que menosdel 1% de la energía exportada dio lugar a renta; por otra parte, las exportaciones se redujeron en casi un50% con respecto al mes anterior.
Liquidación TIE del 7 de Diciembre de 200923
A continuación se presenta el análisis de la liquidación TIE para el día 7 de Diciembre de 2009, ya que paraeste día en particular, debido a la aplicación de la resolución CREG 149 de 2009, el precio de exportacióncon recursos líquidos para los periodos 3 y 4, fue del orden de 18 USD/kWh, cuando normalmente equivale a0.4 USD/kWh. Por lo cual, la liquidación de la exportación a Ecuador para estos dos periodos ascendió a 3.5millones de dólares, correspondientes al 32% del total facturado a CENACE para el mes de Diciembre.
Demanda Comercial CENACE
Generación de seguridadasociada a TIE por líquidos
Generación de seguridadasignada al recurso marginaldel redespacho.
líquidos
La gráfica anterior muestra la situación presentada en los periodos 3 y 4 del día 7 de Diciembre de 2009.Debido a que la generación de seguridad asociada a TIE, correspondiente al recurso que cubrió laexportación con líquidos (Termoemcali) fue menor que la demanda comercial, la generación deseguridad para igualar la demanda comercial de CENACE es asignada al recurso marginal delredespacho. Para dicho día, el recurso marginal arrancó; adicionalmente, como está clasificado comogeneración de seguridad TIE, este recurso entra al cálculo del precio de oferta de la resolución CREG149 de 2009.
Por tanto, el precio unitario del precio de arranque (USD/kWh), será la relación entre el valor delarranque reportado por el agente y la generación de seguridad asociada a TIE del recurso que arrancó,debido a que para el caso en estudio, la generación de seguridad asociada a TIE del recurso marginales muy pequeña y adicionalmente el recurso arrancó, la componente de arranque es muy grande y paralos periodos en mención, la totalidad de la lectura cruda será liquidada a este precio.
CONCLUSIONES
• Durante el mes de diciembre del 2009 se importaron desde Ecuador 525 MWh por el
enlace de 230 kV, presentando un aumento del 137% con respecto al mes de
noviembre.
• Los cambios entre la expresiones ATIE Ex-Ante y Ex-Post fueron debidos a los
cambios entre el Pone Ecuador ExAnte y Expost y al Precio de Bolsa ExAnte y Expost;
estos no dieron lugar a un cambio significativo en la liquidación de las importaciones
de Colombia.
24
de Colombia.
• La exportaciones de energía por el enlace de 230 kV registraron un total de 24,361
MWh, presentando una disminución del 52% con respecto al mes anterior.
• Las rentas originadas en la exportación de energía de Colombia hacia Ecuador
registraron el valor más bajo en el último año ($ 5’604,128) y su reducción obedece a
que el 0.56% de la energía exportada dio lugar a rentas.
•25
Top Related