Demanda máxima de potencia SIN

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Demanda máxima de potencia SIN

Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN

Marzo de 2012

Versión liquidación TXR

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Seguimiento por tipos de demanda en GWh - Marzo 2012

Demanda Demanda Demanda Demanda Demanda Expor. Expor. Demanda no Demanda no Importac.

Comercial Comercial

Comercial Comercial

Nacional + Nacional +

atendida x atendida x

de energía

demanda demanda

causas no causas

coordinada Internacional

del

Total (1) Nacional (2) (3)

(4) SIN (5) Venezuela Ecuador programadas programadas Ecuador

ene-11 4842.6 4662.7 4842.6 4662.7 4666.6 0.0 179.9 3.4 0.5 0.1

feb-11 4480.3 4354.1 4480.3 4354.1 4359.0 0.0 126.2 3.3 1.6 0.0

mar-11 5052.5 4795.3 5052.5 4795.3 4801.2 0.0 257.2 4.9 1.0 0.0

abr-11 4681.1 4577.7 4675.6 4583.2 4587.5 5.5 97.9 8.2 1.6 0.1

may-11 4922.2 4852.0 4903.2 4871.0 4855.5 19.0 51.2 2.9 0.7 0.1

jun-11 4747.7 4689.1 4708.8 4728.0 4693.7 38.9 19.7 3.5 1.2 0.1

jul-11 4860.8 4814.4 4827.9 4847.4 4817.0 33.0 13.4 1.6 1.0 0.1

ago-11 5033.3 4966.6 4995.9 5004.0 4978.7 37.5 29.3 11.1 1.1 0.2

sep-11 4955.4 4836.0 4913.2 4878.2 4840.6 42.2 77.3 3.5 1.2 5.2

oct-11 5034.7 4879.7 5002.5 4911.9 4883.2 32.2 122.8 2.5 1.1 2.2

nov-11 5009.3 4786.7 4973.3 4822.7 4790.8 36.0 186.6 2.6 1.5 0.0

dic-11 5008.6 4871.1 5004.1 4875.6 4876.4 4.5 133.0 3.6 1.6 0.1

ene-12 4829.6 4795.8 4822.6 4802.8 4806.9 7.0 26.8 7.8 3.3 0.1

feb-12 4659.6 4627.2 4635.4 4651.4 4631.4 24.2 8.3 2.5 1.8 0.1

mar-12 5069.8 5029.9 5039.2 5060.5 5033.2 30.6 9.3 2.4 0.9 5.8

(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.

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Demanda de energía del SIN - Marzo 2012

Seguimiento mensual - Marzo 2012 vs. Marzo 2011

En marzo del 2012 la demanda

de energía creció 4.8%, este

repunte se debió principalmente a

que

Acumulado anual - (Enero a Marzo 2012)

• El consumo de la Mina de

Cerromatoso se recuperó en

marzo de 2012, ya que en

marzo de 2011 el consumo se

redujo debido al mantenimiento

de uno de los hornos de la

mina. Esta recuperación

impacta el crecimiento del SIN

en 0.9 %.

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Demanda de energía del SIN - Marzo 2012

Últimos doce meses - Abril 2011 a Marzo 2012

Crecimientos Esperados UPME vs. Real (*)

Escenarios actualizados por la

UPME en noviembre de 2011

Escenarios actualizados por

la UPME en marzo de 2012

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Demanda de energía del SIN con variables de interés -

Marzo 2012 Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía

PIB

Demanda

Trimestre 4 2010: 4.7 % Trimestre 4 2010: 0.4 %

Trimestre 1 2011: 5.0 % Trimestre 1 2011: -0.4 %

Trimestre 2 2011: 5.1 % Trimestre 2 2011: 1.1 %

Trimestre 3 2011: 7.5 % Trimestre 3 2011: 3.5%

Trimestre 4 2011: 6.1 % Trimestre 4 2011: 2.9%

Trimestre 1 2012: 4.7%

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.

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Demanda de energía por operadores de red y región - Marzo 2012

Comportamiento por operadores de red - OR

mar-11 mar-12

Chocó 2.4% 4.9%

mar-11 mar-12

Caldas(CHCD) -1.5% -0.7%

Quindío(EDQD) -4.3% 0.1%

Pereira(EEPD) -4.4% 1.4%

mar-11 mar-12

Cali(EMID) -3.4% 7.8%

EPSA -14.0% 3.3%

Tuluá(CETD) -6.4% 1.8%

Cartago(CTGD) -2.0% 5.1%

mar-11 mar-12

Caribe(EDCD) -3.9% 5.9%

mar-11 mar-12

Antioquia(EPMD) -1.3% 2.0%

mar-11 mar-12

Nariño(CDND) 2.2% -4.3%

Cauca(CDLD) 4.5% 1.2%

Putumayo(EPTD) 15.4% 34.7%

BajoPutumayo(EBPD) -6.6% 8.1%

Sibundoy(EVSD) -1.5% 4.0%

Municipal(EMED) 23.3% 117.2%

GUAVIARE

mar-11 mar-12

Santander(ESSD) -1.5% 3.5%

N.Santander(CNSD) -11.5% 7.0%

Boyacá(EBSA) 9.4% 4.6%

Arauca(ENID) -3.4% 5.7%

Casanare(CASD) 11.8% 12.7%

Ruitoque(RTQD) 0.6% 7.8%

mar-11 mar-12

Codensa 3.4% 1.1%

Cundi.(EECD) -1.1% 6.0%

Meta(EMSD) 3.0% 38.2%

mar-11 mar-12

Guaviare -2.0% -2.0%

mar-11 mar-12

Tolima(CTSD) -1.5% 1.3%

Huila(HLAD) -3.3% 1.8%

Caquetá(CQTD) 1.8% 0.1%

Comportamiento por región

Región mar-11 Crec mar-12 Crec

Centro 1270.1 3.1% 1315.6 3.6%

Antioquia 711.0 -1.3% 725.3 2.0%

Costa Atlántica 949.9 -3.9% 1006.4 5.9%

Valle 520.5 -7.1% 552.3 6.1%

Oriente 478.6 -0.7% 503.6 5.2%

CQR 201.7 -2.7% 201.7 0.0%

THC 187.5 -1.9% 190.1 1.4%

Sur 146.8 3.4% 147.0 0.1%

Chocó 15.5 2.6% 16.3 5.2%

Guaviare 3.6 -2.7% 3.5 -2.8%

* Carga s ST N 213.6 -21.5% 313.7 46.9%

(*) Corresponden a cargas conectadas

directamente al STN y no tienen asociado

un OR. No se incluyen las exportaciones a

Ecuador.

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Demanda de energía regulada y no regulada – Marzo 2012

Consumo de Energía

ACTIVIDADES ECONÓMICAS

Mercado No Regulada

Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas - (GWh)

Sistema Interconectado Nacional - SIN

mar-11 mar-12 Crec.

Acumulado a marzo

de 2011

Acumulado a marzo

de 2012

Número de fronteras del mercado regulado, no regulado y alumbrado público

Sistema Interconectado Nacional

Crec.

Participación

Regulado 3,210.9 3,281.9 2.2% 9,279.3 9,510.0 2.5% 66%

No Regulado 1,552.8 1,717.2 10.6% 23,376 4,840 -79.3% 34%

Industrias manufactureras 696.1 710.8 2.1% 10007.5 2017.3 -79.8% 41%

Explotación de minas y canteras 265.3 367.1 38.4% 4456.8 1014.8 -77.2% 21%

Servicios sociales, comunales y personales 221.4 221.6 0.1% 3305.2 647.3 -80.4% 13%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 126.9 140.6 10.8% 1962.5 403.1 -79.5% 8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 118.7 122.7 3.3% 1726 356.5 -79.3% 7%

Transporte, almacenamiento y comunicación 49.3 54.0 9.5% 753.7 159.3 -78.9% 3%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 38.4 40.8 6.2% 589.9 122.3 -79.3% 2%

Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas 33.9 39.1 15.3% 534.1 110.4 -79.3% 2%

Construcción 2.6 20.6 681.8% 40.5 9.1 -77.5% 1.2%

Número de fronteras a marzo de 2012

Reguladas 6,216

No Reguladas 5,124

Alumbrado Público 405

T O T A L 11,745

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Número de fronteras y energía de fronteras por departamento – Marzo 2012

Me rcado No Re gulado +

Alumbra do

Merca do Re gulado

De parta me nto

No. Frontera s a

final de mes

Energía

Fronteras (GWh)

No. Frontera s

a final de mes

Ene rgía Frontera s

(GWh)

DISTRITO CAPITAL 988 252.1 825 27.74

ANTIOQUIA 890 241.8 489 14.47

VALLE 851 221.0 1054 17.09

ATLANTICO 490 101.3 1018 12.51

CUNDINAMARCA 332 144.4 162 3.93

BOLIVAR 267 87.9 155 3.55

SANTANDER 206 68.0 683 11.90

BOYACA 164 102.7 127 2.08

NORTE DE SANTANDER 147 22.9 340 2.25

HUILA 136 14.9 11 0.30

MAGDALENA 131 22.8 419 9.70

TOLIMA 130 34.2 66 1.11

META 119 48.8 25 0.55

CORDOBA 113 137.5 146 1.96

CALDAS 102 34.4 14 0.34

RISARALDA 101 18.1 64 0.90

CAUCA 92 33.2 78 0.71

CESAR 73 18.2 113 2.08

QUINDIO 54 5.3 12 0.24

SUCRE 49 10.3 84 1.21

CASANARE 30 3.2 14 0.39

NARINO 28 2.0 238 3.42

LA GUAJIRA 17 27.2 77 1.38

ARAUCA 8 60.7 2 -

PUTUMAYO 4 3.1 0 -

CAQUETA 4 0.7 0 -

CHOCO 3 0.5 0 -

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T otal 5529 1,717.2 6216 119.8

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Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Marzo 2012

Merca do No Regulado + Alumbrado

Me rcado Re gulado

Come rcia lizador

No. Frontera s a

final de me s

Energía Fronte ras

(GW h)

No. Frontera s a

fina l de me s

Ene rgía Frontera s

(GWh)

ISAGEN 266 379.6 0 -

EEPPM 1092 353.0 3 1.07

EMGESA S.A. 763 258.8 0 -

ENERCOSTA 980 213.4 0 -

GECELCA S.A. E.S.P 14 154.3 0 -

VATIA S.A. 227 35.0 1989 29.49

EMCALI INTERVENIDA 239 58.5 13 0.59

DICEL 278 39.3 577 13.00

EPSA(PACIFICO) 378 49.1 204 0.27

ENERTOTAL 24 8.4 1328 32.39

ENERMONT E.S.P. 93 13.3 282 11.08

ENERGISOCIAL 0 - 1037 21.93

CENS(N.SANTANDER) 131 20.4 223 0.29

CODENSA 2 20.2 59 0.07

ELECTRICARIBE 77 16.7 18 1.05

ENERTOLIMA 69 14.0 0 -

ESSA(SANTANDER) 53 10.6 202 2.33

CHEC S.A. E.S.P. 70 10.2 1 0.08

EEP(PEREIRA) 49 8.9 12 0.12

E.M.S.A. E.S.P. 69 8.4 0 -

ELECTROHUILA 124 8.3 0 -

RUITOQUE S.A. E.S.P. 29 2.7 129 3.92

ENERGIA EFICIENTE 200 6.1 0 -

EBSA (BOYACA) 118 5.3 0 -

ITALENER 17 4.4 0 -

CETSA(TULUA) 26 2.8 1 0.19

EEC - E.S.P. 8 2.1 0 -

CEO S.A.S. ESP 27 2.1 1 -

CES(SINU) 7 2.0 0 -

PEESA 23 2.0 0 -

T ota l 5529 1717.2 6216 119.8

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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.

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Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Marzo 2012

Demanda máxima de potencia SIN

Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010 y 2011

Demanda No Atendida

Fecha

Causas Causas No Limitación de

TOTAL

Programadas Programadas Suministro

GWh

GWh GWh GWh

mar-2011 1.0 4.9 - 5.9

mar-2012 0.9 2.4 - 3.3

En marzo de 2012 la demanda no atendida fue de 3.3GWh, de la

cual el 73.1% correspondió a causas no programadas.

Fecha

Demanda

Maxima - MW

Crec

mar-2011 8828 -3.0%

mar-2012 9040 2.4%

La demanda máxima de potencia para

marzo de 2012 fue de 9040 MW, se

registro en el período 20 del día

Jueves 1.

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