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

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-09

31

-Dic

-09

03

-En

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-En

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0

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-En

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0

12

-En

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0

15

-En

e-1

0

MW

h

Info

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010

-50,000

0

50,000

100,000

Ma

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-03

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-03

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-04

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ay

-04

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-05

Ma

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-05

Ju

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-06

Ma

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-06

Ju

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-06

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-07

Ma

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-07

Ju

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-07

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ne

-08

Ma

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-08

Ju

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-08

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-09

Ma

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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

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010

7PRECIOS EXPORTACIÓN LIQUIDACIÓN TIE

600

700

800

900

1000

PONE col ex-post (138 kV)

PONE col ex-post (230 kV)

PIL

Info

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de 2

010

Decreto 338 Ecuador $

0500

1000150020002500300035004000

01

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03

-Dic

05

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09

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11

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13

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15

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17

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19

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21

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23

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25

-Dic

27

-Dic

29

-Dic

31

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02

-En

e

04

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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

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0-A

br-

03

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n-0

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27

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4-F

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-04

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-04

22

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20

-Dic

-04

18

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b-0

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05

18

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16

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14

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1-O

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06

10

-Dic

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08

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07

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70

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03

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-08

01

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83

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ep

-08

29

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29

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5-S

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-09

24

-No

v-0

9

$/k

Wh

Info

rmació

n p

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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

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04

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4

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4

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4

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5

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5

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5

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6

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7

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7

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7

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8

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8

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8

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8

Ene-0

9

Mar-

09

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9

Jul-09

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9

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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

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3-F

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-07

3-M

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07

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y-0

7

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n-0

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21

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15

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p-0

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13

-Oct-

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-No

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7

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-08

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-08

1-M

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08

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8

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8

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8

21

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8

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8

13

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8

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-Oct-

08

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8

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-09

31

-En

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9

28

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9

28

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9

25

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9

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9

20

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9

18

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9

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10

-Oct-

09

7-N

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9

5-D

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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

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08

Dic

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23

Dic

14 H

10

Dic

14 H

24

Dic

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07

Dic

18 H

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12

Dic

20 H

01

Dic

20 H

15

Dic

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02

Dic

22 H

01

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24 H

03

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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

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10 H

05

Dic

10 H

19

Dic

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05

Dic

11 H

22

Dic

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08

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10

Dic

14 H

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07

Dic

18 H

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Dic

20 H

01

Dic

20 H

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01

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Dic

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Dic

25 H

18

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26 H

06

Dic

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Dic

30 H

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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

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Dic

12 H

02

Dic

12 H

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Dic

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Dic

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24

Dic

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24

Dic

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01

Dic

15 H

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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