TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN DATOS PARA EL MES DE DICIEMBRE

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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ... 1

2. DATOS PARA EL MES DE DICIEMBRE 2014 ... 1

2.1. COSTOMARGINAL ... 1

2.2. GENERACIÓN,CONSUMOYPÉRDIDAS ... 4

2.3. ENERGÍAENCONTRATOYENELMERCADOOCASIONAL ... 11

2.4. DISPONIBILIDADALAHORADEDEMANDAMAXIMA ... 13

2.5. CURVADECARGADELSISTEMA ... 14

2.6. GENERACIONOBLIGADA ... 14

2.7 SERVICIOSAUXILIARESDERESERVADELARGOPLAZO,COMPENSACIONDEPOTENCIAYSERVICIOS AUXILIARESGENERALESYESPECIALES ... 15

2.8. RESERVA ... 15

2.10. COSTOSVARIABLESYDEARRANQUEPORMÁQUINA ... 16

2.11. MERCADOSPOTDEPOTENCIA ... 19

2.12. INFORMEDECOMUNICACIÓNDELOSMEDIDORESDELSMEC ... 20

3. INFORME PARA LOS ULTIMOS 12 MESES ... 21

3.1. PRECIODELCOMBUSTIBLE ... 21

3.2. COSTOMARGINAL ... 21

3.3. DEMANDAMAXIMADEENERGIA ... 22

3.4. CONSUMOPROMEDIODIARIO ... 22

3.5. DEMANDAMAXIMADELSISTEMA ... 23

3.6. PÉRDIDASDETRANSMISION ... 23

3.7. FACTORDECARGADELSISTEMA ... 24

3.8. NIVELESDELOSEMBALSES ... 24

4. INDICADORES DE DISPONIBILIDAD DICIEMBRE 2014 ... 25

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Informe Mensual del Mercado de diciembre de 2014

1. INTRODUCCIÓN

En el presente Informe Mensual del Mercado Mayorista se presentan los registros de los principales indicadores del Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al mes de diciembre de 2014. Igualmente, se incluye el comportamiento general del mercado eléctrico considerando el desarrollo de algunos indicadores para el último año transcurrido y algunos datos históricos.

2. DATOS PARA EL MES DE DICIEMBRE 2014

2.1. COSTO MARGINAL

Costo Marginal Promedio Ponderado

A continuación se muestra el comportamiento del costo marginal del sistema para el mes de diciembre del 2014. El costo marginal promedio ponderado para el referido mes fue de 127.51 B/. /MWh, alcanzando su máximo valor en 202.05 B/. /MWh ocurrido el día 2 de diciembre y el valor mínimo de 51.51 B/. /MWh el día 14 de diciembre

.

A continuación se muestran gráficas y un cuadro resumen del comportamiento del costo marginal diario, hora a hora, para el mes de diciembre del 2014.

0 50 100 150 200 250 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 $ /M W h DÍAS CMS PROMEDIO PONDERADO DIARIO MENSUAL

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Con relación al cuadro anterior podemos señalar que el valor máximo del costo marginal del sistema fue de 255.31 B/. /MWh se presentó el día 5 de diciembre. El valor mínimo fue de 0.00 B/. /MWh y se presentó entre los días 7 al 19 de diciembre.

Costo Marginal Diario

La siguiente gráfica muestra los valores máximos, promedios y mínimos del costo marginal diario del sistema para cada uno de los días del mes de diciembre del año 2014.

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 C M S (B /. /M W h ) DIAS

COSTO MARGINAL DIARIO

Max Prom. Min.

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Costo Marginal Horario

La siguiente gráfica muestra el comportamiento, para cada una de las 24 horas del día de los valores máximos, promedios y mínimos, correspondiente al mes de diciembre de 2014.

Costo Marginal vs Curva de Carga del Sistema

La siguiente gráfica muestra la comparación del comportamiento del costo marginal del sistema y la curva de carga del sistema para el día 2 de diciembre día de la demanda máxima de potencia del mes.

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 C M S (B /. /M W h ) HORAS

COSTO MARGINAL HORARIO

Max Prom. Min 0 50 100 150 200 250 300 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 0 0 :1 5 0 1 :3 0 0 2 :4 5 0 4 :0 0 0 5 :1 5 0 6 :3 0 0 7 :4 5 0 9 :0 0 1 0 :1 5 1 1 :3 0 1 2 :4 5 1 4 :0 0 1 5 :1 5 1 6 :3 0 1 7 :4 5 1 9 :0 0 2 0 :1 5 2 1 :3 0 2 2 :4 5 2 4 :0 0 CM S $ /M W h D e m an d a M W Cuartos de Horas

Demanda vs Cms - Día de Demanda maxima

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2.2.

GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS

2.2.1 Generación

Para el mes de diciembre de 2014 la generación total fue de 778,522.27 MWh, de la cual el 23.40% fue aportada por las plantas térmicas, el 72.09% correspondió a las plantas hidráulicas, el 0.88% fue aportada por las plantas eólicas, el 3.64% a la autogeneración, el 0.00 % planta solar y 0.00% aporte de Centroamérica.

2.2.2 Porcentaje de Generación Mensual

La gráfica muestra el comportamiento de la generación del sistema para el mes de diciembre de 2014, mostrando el porcentaje del aporte de las unidades hidráulicas, unidades térmicas, unidades eólicas, autogeneración, solar y la importación de Centroamérica.

HIDRO 72.09% TERMICA 23.40% AUTOGENERACION 3.64% EOLICO 0.88% SOLAR 0.00% CENTRO-AMERICA 0.00% TIPO DE GENERACIÓN 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 M W h DIAS TIPOS DE GENERACION

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2.2.3 Consumo

Consumo de Energía por Región

La ciudad de Panamá representa el 61.15% del consumo del sistema; la gráfica muestra como consumo las exportaciones de energía del sistema panameño hacia Centroamérica.

Generación, Consumo y demanda máxima por Empresa

Los siguientes cuadros muestran la generación, el consumo y demanda máxima de cada Participante para el mes de diciembre de 2014.

Chiriquí y Bocas 9.07% Prov. Centrales 12.10% Panamá Oeste 9.18% Panamá Centro 61.15% Colón 7.22% Exportaciones 1.28%

Consumo de Energía por Región

CONSUMO DISTRIBUIDORAS MWh EDECH 60,876.08 EDEMET 359,491.73 ENSA 283,308.75 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 400,000

EDECH EDEMET ENSA

M W h EMPRESAS CONSUMO-DISTRIBUIDORAS DEMANDA MAXIMA DISTRIBUIDORAS MW EDEMET 722.17 ELEKTRA 524.53 200 300 400 500 600 700 800 MW Demanda Máxima-Distribuidoras

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GRANDES DEMANDA MAXIMA

CLIENTES MW cemex 23.74 CEMPA 8.42 OER 13.25 S99_MDEPOT 0.68 S99_RMAR 1.04 dorado_e 0.38 cabima_e 0.44 ptoesc_e 0.35 andes_e 0.43 pueblo_e 0.39 cdorey_e 0.28 sanmgto_e 0.29 vhermo_e 0.15 pedgal_e 0.24 betha_e 0.20 chanis_e 0.21 colmar_e 0.21 balboa_e 0.16 coronad_e 0.29 msona_e 0.22 arraij_e 0.36 cencal_e 0.15 vacamon_e 0.35 albro 0.38 bgolf 0.31 col2k 0.31 chitre 0.33 costae 0.34 faro 0.23 dona 0.34 penon 0.33 pzait 0.32 porto 0.30 ptapac 0.38 pzacar 0.27 pzatoc 0.35 sanfco 0.31 santi 0.31 tmuer 0.36 vporr 0.34 contral 1.12 sunstar 0.75 gmills 1.01 avipac 0.16 ceminter 1.03 eeua 1.07 css 3.01 vh_fab 0.21 vh_cia 0.26 0 5 10 15 20 25 ce m e x O ER S99_{_} R M A R ca b im a_ e an d e s_ e cd o re y_ e vh e rm o _ e b e th a_ e co lm ar _ e co ro n ad _ e ar ra ij_ e va ca m o n _ e b go lf chitr_e fa ro pe_n o n p o rto pzaca_r sanfc o tm u e r co n tr al gm ills cemin_te r cs s vh_ cia MW EMPRESAS

DEMANDA-MAXIMA GRANDES CLIENTES

GRANDES CONSUMO CLIENTES MWh VPORRAS 192.87 PTAPAC 215.76 PZATOC 175.44 FARO 111.30 COSTAE 187.65 BGOLF 183.04 ALBROOK 237.92 SANFCO 141.88 LADONA 193.16 PZACARO 143.31 PORTOB 188.58 TBAMTO 212.12 MDEPOT 310.32 RICAMAR 379.54 ANDES 251.44 CABIMA 254.50 DORADO 219.67 PUEBLOS 213.10 VHERMO 78.11 CDOREY 155.71 SANMGTO 166.99 PEDGAL 118.17 BETHA 109.45 CHANIS 115.10 BALBOA 87.61 CENCAL 71.56 C2000 166.60 CHITRE99 153.88 STGO 151.97 PENOME 140.39 PITALIA 162.55 PTOESC 184.94 COLMAR 85.50 MSONA 84.13 CORONAD 143.05 ARRAIJ 190.95 VACAMON 170.76 OER 7,151.62 CONTRAL 228.34 CEMEX 12,364.82 CEMPA 4,006.63 sunstar 396.56 gmill 434.14 CEMINTER 258.62 AVIPAC 86.98 eeua 606.24 css 1,649.63 VH_FAB 51.09 VH_CIA 60.28

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Informe Mensual del Mercado de diciembre de 2014 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 V PO RR A S PZ A TO C C O S T A E A LB RO O K LA D O N A PO RT O B M D E P O T A N D E S D O R A D O V H ER M O SA N M G TO B E T H A B A LB O A C2 00 0 S T G O P IT A LIA C O LM A R C O R O N A D V A CA M O N CE M EX su n st a r CE M IN TE R ee ua VH_F A B M W H EMPRESAS CONSUMO-GRANDES CLIENTES EMPRESA GENERACION ACP_GEN 37,335.02 ACP_PACIFI 28,210.89 AES * 207,031.88 AGGREKO 18,266.05 ALTERNEGY 35,158.52 ALTOVALLE 2,767.25 BONTEX 8,014.55 CALDECO 6,061.35 CANOPO 110.40 EGEBLM 2,971.40 EGEF 173,443.62 EGEISTMO 2,477.60 EGESA 0.00 EISA 25,739.19 EMNADESA 1,650.59 ESEPAL 0.00 ESEPSA 7,916.98 GENA 94.80 HBOQUERON 2,287.64 HCAISAN 15,791.66 HCANDELA 35.03 HIDROPMA 1,477.86 HNORTH 0.00 HPIEDRA 6,382.71 IBERICA 3,024.62 EOR 0.00 IDB 35,865.50 IDEAL 35,602.04 ISTMUS 5,011.25 PAN_AM 43,328.80 PASOAN 2,559.21 PEDREGAL 31,451.09 PEDREITO 5,739.88 PERLANOR 5,074.75 PERLAsur 5,205.93 RCHICO 3,904.25 SFRAN 1,705.59 SLORENZO 3,943.39 SOENERGY 2,431.15 TCARIBE 0.00 UEPP 55.86 VALLEYCO 10,393.96 EMPRESA CONSUMO ACP_GEN 0.00 ACP_PACIFI 0.00 AES 132.47 AGGREKO 104.99 ALTERNEGY 5.61 ALTOVALLE 9.26 BONTEX 1.80 CALDECO 0.06 CANOPO 0.00 EGEBLM 3,256.48 EGEF 0.00 EGEISTMO 0.04 EGESA 48.81 EISA 0.00 EMNADESA 0.00 ESEPAL 0.00 ESEPSA 0.10 GENA 16.33 HBOQUERON 0.01 HCAISAN 18.29 HCANDELA 0.00 HIDROPMA 0.00 HNORTH 0.00 HPIEDRA 0.01 IBERICA 0.00 EOR 0.00 IDB 59.42 IDEAL 42.91 ISTMUS 0.07 PAN_AM 2.66 PASOAN 0.00 PEDREGAL 8.96 PEDREITO 6.70 PERLANOR 0.25 PERLAsur 0.19 RCHICO 0.45 SFRAN 0.00 slorenzao 0.00 SOENERGY 221.40 TCARIBE 0.00 UEPP 43.01

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Generación vs Consumo

A continuación se presenta la comparación de la energía generada vs la energía consumida por el sistema para el mes de diciembre de 2014, además de las pérdidas de transmisión del sistema producto del despacho de generación. Las pérdidas de transmisión del sistema, durante el mes de diciembre de 2014 fueron de 27,557.37 MWh, representando el 3.64% de la generación total neta del sistema. El cuadro muestra además, el consumo de energía en cada uno de los nodos de retiro que componen el sistema eléctrico.

EMPRESA DESCRPCIÓN

ACP Autoridad del Canal de Panamá

AES AES Panamá

EGEBLM Bahía las Minas Corporation BONTEX Bontex, S. A.

CALDECO Caldera Energy Corp.

COPESA Corporación Panameña de Energía, S.A. EGESA Empresa de Generación Eléctrica, S. A. EGESA Empresa de Generación Eléctrica, S. A. EGESA Empresa de Generación Eléctrica, S. A. ESEPSA Empresa de Energía y Servicios de Panamá, S.A. ESEPSA Empresa de Energía y Servicios de Panamá, S.A. EGEF Enel Fortuna

GENA Generadora del Atlántico, S. A. HBOQUERON Hidro Boquerón, S. A. HIDRO Hidro Panamá

HCANDELA Empresa de Generación Eléctrica Hidro Candela ISTMUS Istmus Hidropower Corporation

IDB Inversiones y Desarrollo Balboa CANOPO Empresas Melo, S.A.

PAN_AM Panam Generating PASOAN Paso Ancho Hydro Power PEDREGAL Pedregal Power SFRAN Saltos del Francolí, S.A. TCARIBE Térmica del Caribe

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La gráfica a continuación muestra el comportamiento de la energía generada contra la energía consumida. Además presenta el comportamiento de las pérdidas de transmisión

.

Generación Consumo Pérdidas

DIA Total Total Progreso Mata de Nance Llano Sanchez Chorrera Panamá Colón Bocas Total

1 23,951.12 22,814.02 279.77 1,392.07 2,833.16 2,278.30 14,183.61 1,594.52 252.59 1,137.11 2 27,278.52 26,100.18 297.16 1,614.66 3,105.61 2,321.08 16,515.64 1,957.76 288.28 1,178.34 3 27,021.40 25,779.12 285.53 1,573.91 3,028.36 2,265.08 16,162.28 1,885.37 578.59 1,242.27 4 26,212.25 24,981.32 271.77 1,559.99 2,933.99 2,194.76 15,645.63 1,846.37 528.81 1,230.92 5 26,443.24 25,254.20 286.35 1,581.34 2,962.81 2,205.75 15,815.40 1,869.87 532.69 1,189.04 6 23,888.57 22,818.29 272.05 1,485.88 2,772.26 2,163.61 13,835.94 1,433.34 855.21 1,070.28 7 21,585.71 20,592.56 239.45 1,379.65 2,594.31 2,051.65 12,318.27 1,380.52 628.69 993.15 8 21,303.32 20,143.38 293.19 1,317.42 2,479.09 2,006.37 12,390.36 1,355.91 301.04 1,159.94 9 26,780.71 25,530.56 802.24 1,582.00 2,872.00 2,211.28 15,700.88 1,885.29 476.88 1,250.15 10 26,379.48 25,274.91 351.11 1,570.14 2,912.41 2,217.26 15,897.89 2,061.46 264.63 1,104.57 11 25,738.33 24,636.78 342.10 1,556.19 2,928.38 2,141.67 15,585.51 1,807.57 275.36 1,101.55 12 25,836.10 24,893.20 313.81 1,527.53 2,983.28 2,212.59 15,914.24 1,675.02 266.73 942.90 13 23,765.70 22,791.53 464.17 1,434.95 2,726.23 2,140.67 14,531.93 1,342.75 150.82 974.17 14 21,101.95 20,246.77 430.76 1,325.20 2,420.83 2,037.35 12,628.37 1,168.10 236.16 855.18 15 25,276.75 24,317.19 1,081.30 1,506.69 2,809.91 2,103.86 14,994.04 1,572.77 248.61 959.56 16 26,407.19 25,424.48 1,221.38 1,544.65 2,925.99 2,166.63 15,672.72 1,626.01 267.10 982.71 17 27,498.80 26,504.51 1,762.73 1,547.61 2,957.84 2,256.88 15,951.11 1,758.93 269.41 994.29 18 27,201.39 26,226.98 1,482.41 1,552.94 3,019.88 2,255.95 15,841.55 1,784.24 290.00 974.41 19 28,036.10 27,154.76 2,039.51 1,562.77 3,067.84 2,288.54 15,991.24 1,743.33 461.53 881.34 20 23,906.16 23,391.60 342.08 1,473.71 2,880.78 2,226.14 14,569.87 1,383.48 515.53 514.57 21 22,271.21 21,566.22 268.65 1,357.89 2,626.31 2,165.95 13,079.25 1,568.79 499.36 704.98 22 25,557.43 25,026.51 448.52 1,561.40 3,002.86 2,231.57 15,443.20 2,075.96 263.00 530.92 23 25,803.19 25,005.77 312.02 1,597.56 3,069.84 2,264.17 15,278.53 2,146.67 336.98 797.42 24 25,133.78 24,440.29 718.66 1,540.20 3,011.60 2,326.75 14,358.59 1,994.18 490.31 693.50 25 21,262.74 21,027.18 252.98 1,296.55 2,700.98 2,192.37 12,085.28 2,016.21 482.81 235.56 26 26,929.59 26,388.88 1,573.50 1,557.57 3,177.03 2,323.32 15,253.18 2,248.46 255.83 540.71 27 24,837.81 24,117.84 484.00 1,509.57 3,121.60 2,312.14 14,301.56 1,684.69 704.28 719.97 28 22,876.93 22,387.41 409.76 1,392.32 2,923.54 2,271.57 13,078.25 1,599.44 712.52 489.52 29 26,659.67 26,050.58 342.99 1,614.94 3,260.36 2,351.46 15,887.81 2,005.75 587.28 609.08 30 26,546.78 25,778.45 294.09 1,590.49 3,360.21 2,355.34 15,839.01 1,964.09 375.21 768.33 31 25,030.35 24,299.42 281.61 1,534.81 3,403.57 2,378.93 14,475.70 1,766.98 457.82 730.93 Total 778,522.28 750,964.89 18,245.66 46,642.61 90,872.86 68,919.01 459,226.84 54,203.86 12,854.05 27,557.37 Maximo 28,036.10 27,154.76 2,039.51 1,614.94 3,403.57 2,378.93 16,515.64 2,248.46 855.21 1,250.15 Promedio 25,113.62 24,224.67 588.57 1,504.60 2,931.38 2,223.19 14,813.77 1,748.51 414.65 888.95 Mínimo 21,101.95 20,143.38 239.45 1,296.55 2,420.83 2,006.37 12,085.28 1,168.10 150.82 235.56

Consumo Por Nodo GENERACION Y CONSUMO POR NODO

dic-14 MWh 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 M W h DIAS GENERACION VS CONSUMO GENERACION CONSUMO

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Generación Hidráulica vs Pérdidas de Transmisión

La gráfica anterior muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión comparadas con la generación hidráulica.

2.2.4 Exportación e Importación de Energía

Para el mes de diciembre de 2014 las exportaciones fueron por 9,600.67 MWh y la importación fue de 0.00 MWh. 0 5000 10000 15000 20000 25000 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 M W h M W h DIAS

GENERACION HIDRO VS PERDIDAS PERDIDAS HIDRO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Importación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Exportación 0 0 0 0 0 0 0 61 532 72 54 39 199 225 839 951 149 119 175 63 0 156 6.5 419 0 125 177 114 3.2 0 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 M W h DIA

EXPORTACION VS IMPORTACION DE ENERGIA DICIEMBRE 2014

(12)

Cobertura de la Demanda

La siguiente gráfica muestra la cobertura de los requerimientos del sistema para el día de demanda máxima del mes de diciembre. La entrada es como sigue: i) primeramente entra un bloque hidro con 514 MW, junto con 1 MW eólico ii) después entra el primer bloque térmico por 122 MW y la primera oferta de ACP por 20 MW , iii) posteriormente entra el segundo bloque térmico por 70 MW y el segundo bloque hidro por 291 MW, iv) después el tercer bloque térmico por 127 MW y el tercer bloque hidro por 230 MW, v) y por último el cuarto bloque térmico por 80 MW.

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Distribución de la Generación por Hora

TOTAL EOR

ACP TERMO

HIDRO SOLAR EOLICO

2.3. ENERGÍA EN CONTRATO Y EN EL MERCADO OCASIONAL

En los siguientes cuadros y gráficas se muestra el comportamiento de las empresas generadoras y distribuidoras en el mercado mayorista de electricidad para el mes de diciembre de 2014.

2.3.1 Empresas de Generación

La generación máxima del sistema, para el mes de diciembre del 2014, se dio el día viernes 19 de diciembre con 28,036.10 MWh y la generación mínima se dio el día 14 de diciembre con 21,101.95 MWh.

(13)

Para el mes de diciembre de 2014 la exportación de energía fue por 9,600.67 MWh, además se suministró energía por contrato por 711,814.54 MWh. En el mercado ocasional se compró 187,913.81 MWh y se vendió 213,419.77 MWh.

2.3.2 Empresas Consumidoras

Para estas empresas el consumo máximo se dio el día 2 de diciembre con 26,069.57 MWh y el mínimo el día 14 de diciembre con 19,865.31 MWh. La energía suministrada por contrato fue de 711,814.54 MWh, la compra en el mercado ocasional fue de 25,505.35 MWh. Las pérdidas de transmisión del sistema fueron el 3.72 % de la energía consumida.

Dia Generacion Consumo Perdidas Contrato compra-MWh Venta-MWh Debito $ Credito $ 1 23,951.12 35.83 1.96 21,640.21 5,249.44 6,387.42 863,907.84 1,053,488.93 2 27,278.52 30.61 1.51 24,518.48 5,507.56 7,058.65 1,057,703.89 1,386,667.51 3 27,021.40 34.55 1.92 24,528.99 5,102.72 6,318.31 888,586.63 1,113,106.87 4 26,212.25 44.47 2.26 24,002.27 4,846.87 5,781.45 884,915.68 1,056,099.82 5 26,443.24 41.05 2.04 24,206.10 5,480.07 6,487.12 965,507.25 1,146,284.62 6 23,888.57 51.10 2.69 22,229.70 5,488.00 6,025.49 636,350.13 698,677.47 7 21,585.71 57.49 3.29 20,355.32 5,416.75 5,596.50 543,802.91 558,851.69 8 21,303.32 118.70 4.38 19,932.35 5,227.92 5,320.24 336,160.38 340,574.13 9 26,780.71 594.42 5.53 24,091.37 5,470.60 6,315.37 636,111.84 740,742.33 10 26,379.48 223.17 7.32 23,965.88 5,900.13 6,985.98 536,255.76 640,000.54 11 25,738.33 223.04 8.79 23,559.56 5,433.32 6,287.50 619,507.76 716,326.55 12 25,836.10 220.48 8.57 24,479.58 6,400.51 6,593.65 777,547.34 805,792.87 13 23,765.70 352.25 9.60 22,432.93 5,772.18 5,778.53 416,219.27 416,816.07 14 21,101.95 381.46 10.05 19,865.31 5,720.56 5,720.56 286,649.16 286,649.16 15 25,276.75 979.22 9.20 23,194.35 6,244.61 6,388.24 334,945.29 338,230.79 16 26,407.19 1,080.22 9.14 24,230.74 6,053.53 6,167.06 674,309.14 694,020.25 17 27,498.80 1,639.83 9.93 24,463.50 7,904.84 8,306.03 637,244.81 676,421.43 18 27,201.39 1,341.46 9.57 24,501.72 6,373.94 6,757.73 490,302.18 519,817.03 19 28,036.10 1,901.61 8.83 24,747.70 6,590.70 7,096.16 849,813.65 915,661.26 20 23,906.16 209.70 4.53 22,971.69 7,510.39 7,720.61 1,206,035.22 1,239,997.74 21 22,271.21 169.33 6.32 20,877.42 7,274.21 7,793.69 829,081.69 890,913.78 22 25,557.43 360.44 4.45 23,385.97 7,036.67 8,316.78 1,179,543.31 1,400,242.58 23 25,803.19 183.88 4.93 23,323.79 6,602.28 8,100.38 1,019,535.68 1,254,344.64 24 25,133.78 635.36 6.73 22,398.88 7,284.05 8,690.10 1,164,385.40 1,392,698.83 25 21,262.74 468.72 4.65 19,500.85 7,665.66 8,723.27 958,224.72 1,096,341.06 26 26,929.59 1,688.31 9.76 23,101.93 6,267.04 7,865.68 926,080.49 1,174,807.20 27 24,837.81 259.98 2.33 22,513.64 6,215.80 7,560.03 789,572.12 958,326.79 28 22,876.93 141.60 0.86 21,175.91 6,038.72 7,108.63 666,036.64 782,885.64 29 26,659.67 125.85 2.42 24,173.85 4,831.64 6,582.52 654,480.00 895,705.66 30 26,546.78 23.95 0.68 24,161.12 5,567.91 7,161.29 726,899.32 944,042.94 31 25,030.35 26.31 0.80 23,283.48 5,435.19 6,424.81 563,789.00 668,578.34 TOTAL 778,522.28 13,644.40 165.02 711,814.54 187,913.81 213,419.77 23,119,504.50 26,803,114.53 Max 28,036.10 1,901.61 10.05 24,747.70 7,904.84 8,723.27 1,206,035.22 1,400,242.58 Min 21,101.95 23.95 0.68 19,500.85 4,831.64 5,320.24 286,649.16 286,649.16

COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS GENERADORAS dic-14

(14)

2.4. DISPONIBILIDAD A LA HORA DE DEMANDA MAXIMA

A continuación se muestra el comportamiento diario de la disponibilidad de potencia vs la demanda máxima del sistema.

Dia Consumo Perdidas Contrato Compra-MWh Venta-MWh Debito $. Credito $ 1 22,778.19 1,135.15 21,640.21 1,137.98 0.00 189,581.09 0.00 2 26,069.57 1,176.83 24,518.48 1,551.09 0.00 328,963.62 0.00 3 25,744.58 1,240.35 24,528.99 1,215.59 0.00 224,520.24 0.00 4 24,936.85 1,228.67 24,002.27 934.58 0.00 171,184.13 0.00 5 25,213.15 1,187.00 24,206.10 1,007.05 0.00 180,777.37 0.00 6 22,767.19 1,067.59 22,229.70 537.50 0.00 62,327.34 0.00 7 20,535.07 989.86 20,355.32 179.75 0.00 15,048.78 0.00 8 20,024.67 1,155.56 19,932.35 92.32 0.00 4,413.75 0.00 9 24,936.14 1,244.62 24,091.37 844.77 0.00 104,630.49 0.00 10 25,051.73 1,097.25 23,965.88 1,085.86 0.00 103,744.79 0.00 11 24,413.74 1,092.76 23,559.56 854.18 0.00 96,818.79 0.00 12 24,672.72 934.33 24,479.58 193.14 0.00 28,245.53 0.00 13 22,439.28 964.57 22,432.93 6.35 0.00 596.80 0.00 14 19,865.31 845.13 19,865.31 0.00 0.00 0.00 0.00 15 23,337.97 950.36 23,194.35 143.63 0.00 3,285.51 0.00 16 24,344.26 973.57 24,230.74 113.53 0.00 19,711.12 0.00 17 24,864.69 984.36 24,463.50 401.19 0.00 39,176.61 0.00 18 24,885.52 964.85 24,501.72 383.80 0.00 29,514.85 0.00 19 25,253.16 872.51 24,747.70 505.46 0.00 65,847.60 0.00 20 23,181.90 510.04 22,971.69 210.22 0.00 33,962.51 0.00 21 21,396.89 698.66 20,877.42 519.47 0.00 61,832.10 0.00 22 24,666.07 526.47 23,385.97 1,280.11 0.00 220,699.27 0.00 23 24,821.89 792.49 23,323.79 1,498.10 0.00 234,808.96 0.00 24 23,804.93 686.77 22,398.88 1,406.05 0.00 228,313.43 0.00 25 20,558.46 230.92 19,500.85 1,057.61 0.00 138,116.34 0.00 26 24,700.57 530.95 23,101.93 1,598.64 0.00 248,726.71 0.00 27 23,857.86 717.64 22,513.64 1,344.23 0.00 168,754.67 0.00 28 22,245.81 488.66 21,175.91 1,069.90 0.00 116,849.00 0.00 29 25,924.74 606.66 24,173.85 1,750.89 0.00 241,225.66 0.00 30 25,754.50 767.65 24,161.12 1,593.38 0.00 217,143.62 0.00 31 24,273.10 730.14 23,283.48 989.62 0.00 104,789.34 0.00 Total 737,320.51 27,392.35 711,814.55 25,505.96 0.00 3,683,610.00 0.00 Max 26,069.57 1,244.62 24,747.70 1,750.89 0.00 328,963.62 0.00 Min 19,865.31 230.92 19,500.85 0.00 0.00 0.00 0.00 MWh

COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS dic-14 0 500 1000 1500 2000 2500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031 Mw

Demanda Maxima vs Disponibilidad

(15)

2.5. CURVA DE CARGA DEL SISTEMA

A continuación se muestra la curva de carga del sistema correspondiente al día que se presentó la demanda máxima de potencia del mes de diciembre del 2014.

2.6. GENERACION OBLIGADA

La energía correspondiente a la generación obligada para el mes de diciembre 2014 fue de 68,059.92 MWh para un sobrecosto de B/.2,562,866.58. A continuación se muestra un cuadro resumen

.

PARAMETRO ENERGÍA [MWh] COSTO $

Generación Obligada por Seguridad (B) _23,545.35 _B/._203,109.07 Generación Obligada por Calidad del Servicio (C) _38,586.48 _B/._1,839,623.29 Compensación por Generación Desplazada debido a Trabajos de Mantenimiento ó Libranza(K) _5,796.67 _B/._512,009.17

Generación Obligada por violación de Restricción Técnica del Participante Productor(R)

131.43 B/. 8,125.05 total 68,059.92 2,562,866.58 0 100 200 300 400 500 600 700 800 0 0 :1 5 0 1 :1 5 0 2 :1 5 0 3 :1 5 0 4 :1 5 0 5 :1 5 0 6 :1 5 0 7 :1 5 0 8 :1 5 0 9 :1 5 1 0 :1 5 1 1 :1 5 1 2 :1 5 1 3 :1 5 1 4 :1 5 1 5 :1 5 1 6 :1 5 1 7 :1 5 1 8 :1 5 1 9 :1 5 2 0 :1 5 2 1 :1 5 2 2 :1 5 2 3 :1 5 MW CUARTO-HORA CURVA DE CARGA-DÍA DE DEMANDA MAXIMA

(16)

2.7 SERVICIOS

AUXILIARES

DE

RESERVA

DE

LARGO

PLAZO,

COMPENSACION DE POTENCIA Y SERVICIOS AUXILIARES GENERALES

Y ESPECIALES

A continuación se muestra información sobre el monto comercializado, en el mercado mayorista de electricidad para el mes de diciembre de 2014, con relación a las compensaciones de potencia, servicios auxiliares, reserva de largo plazo y seguimiento de demanda.

2.8. RESERVA

A continuación se muestra la asignación de los servicios auxiliares generales del sistema.

SERVICIOS COMERCIALIZADOS MONTO ($)

Servicios Auxiliares de Reserva de Largo Plazo 211,216.00

Compensación de potencia 32,936.80

Servicios Auxiliar Seguimiento a la Demanda 61,673.62

Servicios Auxiliares 919,455.17

68% 27%

5%

RESERVA SECUNDARIA

FORTUNA AES AES-CHAN

12.63% 49.88% 20.26% 9.91% 1.22% 1.44% 0.02% 0.16% 1.15% 1.31% 2.00% RESERVA RODANTE

FORTUNA AES BLM AES-CHAN PANAM PEDREGAL EGESA gena acp ideal cativa caldeco

(17)

2.10. COSTOS VARIABLES Y DE ARRANQUE POR MÁQUINA

El cuadro y la gráfica muestran los valores de los costos variables aplicables al despacho de las unidades térmicas, costo de oportunidad de las unidades hidráulicas y el precio ofertado para los 31 días del mes de diciembre de 2014.

(18)

Informe Mensual del Mercado de diciembre de 2014 0 50 100 150 200 250 300 350 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 $ /M W h Dias

Comportamiento de Los Costos Variables

BLM CARBON BLM CICLO DOLEGA FORTUNA BAJO DE MINA EL FRAILE EL GIRAL II J. BROWN G5 150 200 250 300 350 400 W h

ACP1 ACP3 ALGARROBOS BAITUN COCHEA CHANGUINOL A 1 GUALACA

(19)

El mayor costo de todas las unidades de generación del sistema, la tiene ACP con la unidad Miraflores G2 con 438 $/MWh, como se muestra en la segunda gráfica. El caso del costo variable más bajo, lo presenta el valor del agua para las plantas de filo de agua, Estrella y Los Valles, Concepción, Estí, La Yeguada, Macho de Monte, Dolega, Mendre, Los Planetas, Gualaca, Paso Ancho, Pedregalito, Macano, Changuinola, Río Chico y Los Algarrobos y otras con 0 $/MWh.

El cuadro muestra los costos de arranque por semana para cada una de las unidades que participan en el despacho. 0 50 100 150 200 250 300 350 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 $ /M W h DÍAS

ACP2 AGGREKO CERRO AZUL BLM G8 CONCEPCIO N CHITRE BONYIC El ALTO

UNIDADES Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente BLMG5 1,761.28 1,761.28 1,761.35 1,761.35 1,742.45 1,742.45 1,742.52 1,742.52 BLMG6 1,764.05 1,764.05 1,764.12 1,764.12 1,745.03 1,745.03 1,745.10 1,745.10 BLMG8 1,759.78 1,759.78 1,759.85 1,759.85 1,741.06 1,741.06 1,741.13 1,741.13 BLMCC1+1 9,880.17 5,559.05 9,882.67 5,560.30 9,187.32 5,215.48 9,189.82 5,216.72 BLMCC1+2 17,836.02 7,850.91 17,840.35 7,852.35 16,641.70 7,452.03 16,646.00 7,453.47 BLMCC1+3 24,220.62 9,393.93 24,226.29 9,395.38 22,654.62 8,990.76 22,660.27 8,992.22 EL GIRAL I 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 PANG1 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 PANG2 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 PANAM 20.43 20.43 18.84 18.84 18.23 18.23 15.72 15.72 PACORA 46.02 46.02 43.34 43.34 39.97 39.97 35.38 35.38 CATIVA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.15 0.00 TCOG1 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 TCOG2 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 1,019.57 TCOCC1+1 16,536.16 4,037.64 16,536.16 4,037.64 16,536.16 4,037.64 16,536.16 4,037.64 TCOCC1+2 23,676.73 5,318.47 23,676.73 5,318.47 23,676.73 5,318.47 23,676.73 5,318.47 EL GIRAL II 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 CAPG8 76.42 76.42 76.42 76.42 76.42 76.42 76.42 76.42 CAPG6 45.85 45.85 45.85 45.85 45.85 45.85 45.85 45.85 CHIG3 77.72 77.72 77.72 77.72 77.72 77.72 77.72 77.72 MIRG1 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 MIRG2 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 MIRG3 3,584.93 3,584.93 3,584.93 3,584.93 3,584.93 3,584.93 3,584.93 3,584.93 MIRG4 5,157.01 5,157.01 5,157.01 5,157.01 5,157.01 5,157.01 5,157.01 5,157.01 MIRG5 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92

COSTOS DE ARRANQUES POR MAQUINA

(20)

El cuadro muestra la cantidad de arranques y paradas de cada una de las unidades de generación.

2.11. MERCADO SPOT DE POTENCIA

El cuadro muestra los precios que se pagaron en el mercado spot de potencia para cada uno de los días del mes de diciembre. El valor máximo fue de 0.75 $/KW-mes y el mínimo de 0.48 $/KW-mes. Plantas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 total B.L.M 1 3 4 Ciclo Comb. 3+1 0 Ciclo Comb. 2+1 0 Ciclo Comb. 1+1 0 Pan Am 2 3 1 4 10 Pedregal 4 4 6 14 GENA 2 2 Ciclo Gena 1-1 0 Ciclo Gena 2-1 0 Tcaribe 25 7 25 26 26 1 24 134 Capira 2 2 2 6 Chitre 1 3 4 Santiago 0 EGESA 0 soenergy 4 7 11 ACP 4 4 ACA 0 IDB 12 10 9 6 9 7 8 6 9 7 83

Cantidad de arranques por unidad

Plantas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 total B.L.M 0 Ciclo Comb. 3+1 0 Ciclo Comb. 2+1 0 Ciclo Comb. 1+1 0 Pan Am 0 Pedregal 0 GENA 0 Tcaribe 0 Capira 0 Chitre 0 EGESA 0 ACP 0 idb 12 10 12 9 10 9 11 8 11 11 103

Cantidad de Paradas por unidad

0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 $ /k w -m e s PRECIO DE LA POTENCIA SPOT

(21)

2.12. INFORME DE COMUNICACIÓN DE LOS MEDIDORES DEL SMEC

El cuadro muestra los problemas de comunicación que han presentado los medidores SMEC de cada empresa durante el mes de diciembre de 2014.

FechaInicio Descripcion FechaResolucion MedidasAdoptadas Responsable Medidor

10-jul-12

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Ricamar.

Utilización de data estimada hasta que se resuelva el problema de

comunicación. Ricamar Ricamar

20-dic-13

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Portobelo.

comunicación. Ricamar Portobelo

23-ene-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Brisas del Golf.

comunicación. Ricamar Brisas del Golf

11-feb-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Plaza Carolina.

comunicación. Ricamar Plaza Carolina

08-feb-14

Sin comunicación con el medidor principal de Panamá II por averías en el medidor.

Utilización del medidor secundario hasta que se resuelva el problema

de comunicación. Ensa 115-32 P

25-may-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Puerto Escondido.

comunicación. Ricamar Puerto Escondido

10-sep-14

Sin comunicación con el medidor de El Fraile por porblemas en el equipo de comunicación.

Utilización de data scada hasta que se resuelva el problema de comunicación.

Hidro Ibérica El Fraile

22-sep-14

Sin comunicación con el medidor principal del T8 por averías en el medidor.

Utilización del medidor secundario hasta que se resuelva el problema

de comunicación. Bahía Las Minas T8 P

27-oct-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Colon

2000. 24-dic-14

Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de

comunicación. Ricamar Colon 2000

25-nov-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de

Matadero de Soná. 22-dic-14

comunicación. Ricamar Matadero de Soná

08-nov-14

Sin comunicación con los medidores de Sarigua por problemas en el cuarto de control donde están los equipos de comunicación. 25-nov-14

comunicación. Industrias Básicas, S. A.

Cemento Interoceánico

28-nov-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de

Colmar. 24-dic-14

comunicación. Ricamar Colmar

12-dic-14

Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de El

Dorado. 19-dic-14

comunicación. Ricamar El Dorado

09-dic-14

Sin comunicación con los medidores de Bahía Las Minas por problemas con el modem.

12-dic-14

Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación.

Bahia Las Minas

115-1 P, 115-1 S, 115-2 P, 115-2 S, 115-3 P, 115-3 S, 115-4 P, 115-4 S, 115-30 P, 115-30 S, 115-31 P, 115-31 S, T8 S, T9 P, T9S 15-dic-14

Sin comunicación con los medidores de Chilibre por daño en la subestación de Chilibre ha afectado la comunicación. 23-dic-14

Ensa

115-3A P, 115-3A S, 115-3B P, 115-3B S

15-dic-14

Sin comunicación con los medidores de Bahía Las Minas por problemas con el modem.

23-dic-14

Bahia Las Minas

115-1 P, 115-1 S, 115-2 P, 115-2 S, 115-3 P, 115-3 S, 115-4 P, 115-4 S, 115-30 P, 115-30 S, 115-31 P, 115-31 S, T8 S, T9 P, T9S 17-dic-14

Sin comunicación con los medidores de Cemex por daño en la subestación de Chilibre ha

23-dic-14

(22)

3. INFORME PARA LOS ULTIMOS 12 MESES

3.1. PRECIO DEL COMBUSTIBLE

A continuación se muestra la evolución en los precios de los combustibles, de acuerdo a información de la Secretaría Nacional de Energía, comúnmente utilizados para la generación de energía eléctrica en Panamá, desde el mes de enero 2014 al mes de diciembre del año 2014.

La gráfica muestra que durante el mes de diciembre de 2014 los precios disminuyeron con respecto al mes pasado.

3.2. COSTO MARGINAL

El costo marginal promedio ponderado aumentó con relación al mes pasado

.

0 20 40 60 80 100 120 140 en e-14 fe b -14 m ar -14 ab r-14 m ay -14 ju n -14 ju l-14 ago -14 se p -14 o ct -14 n o v-14 d ic -14 $ /B A R R IL FECHA

COMBUSTIBLE PARA GENERACION ELECTRICA d.liviano bunker 50 100 150 200 250 300 350 B /. /M W h

(23)

3.3. DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA

La gráfica muestra que para este mes se presentó un consumo de energía de 778.52 GWh.

3.4. CONSUMO PROMEDIO DIARIO

A continuación se presenta una gráfica que muestra el comportamiento del consumo promedio diario del sistema, para el período enero 2014 – diciembre 2014.

Para este mes el consumo promedio disminuyó con relación al mes pasado. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Gwh 731 680 747 723 728 729 791 768 749 824 773 779 0 200 400 600 800 1000 G W h DEMANDA DE ENERGIA

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Gwh/dia 23.59 24.29 24.09 24.09 23.47 24.31 25.51 24.79 24.97 26.57 25.77 25.11 21.50 22.00 22.50 23.00 23.50 24.00 24.50 25.00 25.50 26.00 26.50 27.00 G w h /D IA MESES CONSUMO PROMEDIO DIARIO

(24)

3.5. DEMANDA MAXIMA DEL SISTEMA

En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento de la demanda máxima mensual del sistema, para el período transcurrido desde enero 2014 a diciembre del 2014

.

Como ya se mencionó anteriormente, la demanda máxima del mes de diciembre 2014 fue de 1,462.68 MW, se presentó el día 2 a las 13:58 horas

.

3.6. PÉRDIDAS DE TRANSMISION

La siguiente gráfica muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión para los últimos 12 meses.

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Mw 1408 1435 1466 1429 1387 1455 1503 1445 1486 1486 1435 1463 1300 1350 1400 1450 1500 1550 MW

DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000

ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 PERDIDAS 11777 12229 13539 10628 11246 19947 22543 24738 31290 37390 34251 27557

(25)

La gráfica muestra que para el mes de diciembre 2014, las pérdidas de transmisión disminuyeron con respecto al mes pasado.

3.7. FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA

La siguiente gráfica muestra el factor de carga del sistema para los últimos 12 meses.

3.8. NIVELES DE LOS EMBALSES

La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los embalses de Fortuna y Bayano, para el periodo comprendido de enero 2014 a diciembre 2014.

0.650 0.660 0.670 0.680 0.690 0.700 0.710 0.720 0.730 0.740 0.750 0.760

ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 F.Carga 0.697 0.704 0.685 0.702 0.704 0.695 0.706 0.714 0.700 0.744 0.747 0.710 FACTOR DE CARGA 980 990 1000 1010 1020 1030 1040 1050 1060 48 50 52 54 56 58 60 62 0 1 /0 1 /1 4 2 1 /0 1 /1 4 1 0 /0 2 /1 4 0 2 /0 3 /1 4 2 2 /0 3 /1 4 1 1 /0 4 /1 4 0 1 /0 5 /1 4 2 1 /0 5 /1 4 1 0 /0 6 /1 4 3 0 /0 6 /1 4 2 0 /0 7 /1 4 0 9 /0 8 /1 4 2 9 /0 8 /1 4 1 8 /0 9 /1 4 0 8 /1 0 /1 4 2 8 /1 0 /1 4 1 7 /1 1 /1 4 0 7 /1 2 /1 4 2 7 /1 2 /1 4

NIVEL DE LOS EMBALSES

(26)

4. INDICADORES DE DISPONIBILIDAD DICIEMBRE 2014

Cumpliendo los numerales 5.3.1.8 y 5.3.1.9 de las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, a continuación se presenta el seguimiento de la disponibilidad semanal de los compromisos de potencia en contratos de los Participantes Productores. Para el caso de los compromisos de potencia en reserva de largo plazo se consideró el numeral 5.5.8.3. Dicho seguimiento se verificó utilizando como base la semana de despacho, que para el mes de diciembre del año 2014 corresponden a:

Semana 48: del 29 de noviembre al 5 de diciembre de 2014. Semana 49: del 6 de diciembre al 12 de diciembre de 2014. Semana 50: del 13 de diciembre al 19 de diciembre de 2014. Semana 51: del 20 de diciembre al 26 de diciembre de 2014.

RESUMEN MES DE DICIEMBRE DE 2014

X: incumplimiento

Semana 48 Semana 49 Semana 50 Semana 51

CELSIABLM Corp. X PAN-AM AES PEDREGAL FORTUNA ACP ESEPSA ALGARROBOS (ESEPAL) HIDROPMA HCANDELA X X X EGESA CELSIAALT (CATIVÁ) GENA X X VALLEY RISE S. FRANCOLÍ PASO ANCHO AES CHANGUINOLA CELSIALTERNEGY CELSIABONTEX SOENERGY AGGREKKO IDEAL PANAMÁ IBERICA INCUMPLIMIENTOS CONTRATOS EMPRESA

(27)

Semana 48 Semana 49 Semana 50 Semana 51 CELSIABLM Corp. PAN-AM AES PEDREGAL FORTUNA ACP ESEPSA ALGARROBOS (ESEPAL) HIDROPMA HCANDELA EGESA CELSIAALT (CATIVÁ) GENA VALLEY RISE S. FRANCOLÍ PASO ANCHO AES CHANGUINOLA CELSIALTERNEGY CELSIABONTEX SOENERGY AGGREKKO IDEAL PANAMÁ IBERICA

EMPRESA INCUMPLIMIENTOS RESERVA LARGO PLAZO

Resultados Acumulados

CONTRATOS(últimos 12 meses) Reserva Largo plazo (año calendario)

* CELSIABLM Corp. 13 PAN-AM AES PEDREGAL FORTUNA 4 ACP ESEPSA ALGARROBOS (ESEPAL) HIDROPMA * HCANDELA 12 EGESA * CELSIAALT (CATIVÁ) 11 GENA 6 * VALLEY RISE 10 S. FRANCOLÍ PASO ANCHO 3 AES CHANGUINOLA 1 CELSIAALTERNEGY 4 CELSIABONTEX 2 SOENERGY 2 AGGREKKO 2 IDEAL PANAMÁ IBERICA

* Nota: Incluye incumplimientos utilizados en el recálculo de su potencia firme.

(28)

 Semana Despacho N° 48

0 100 200 300 400 500 600 700 P O TE N C IA (M W ) EMPRESAS SEMANA DESPACHO N°48

Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. CompromisosPot. Disponible Pot. Compromisos

Periodo: del 29 de noviembre al 5 de diciembre de 2014.

Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos

(29)

CELSIABLM: 106.4285 MW a CELSIAALT (CATIVÁ), 35 MW a AES, 2.8 MW a CELSIA BON y

5 MW a IDEAL.

AES: 175.33 MW a AES CHANGUINOLA.

CELSIAALT (CATIVÁ): 69.48 MW a CELSIABLM y 2.7897 MW a CELSIABON. CELSIABON: 7.4257 MW a CELSIAALT (CATIVÁ)

EGESA: 20 MW a SOENERGY.

GENA: 8.67 MW a AES, 31.9887 MW a EGESA y 20 MW a IDEAL. Resumen: los resultados indican:

La empresa HIDRO CANDELA presentó incumplimiento a contratos.

El resto de los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo.

 Semana Despacho N° 49

SEMANA 49 06/12/2014 12/12/2014

CONTRATO RESERVA/ SAERLP CONTRATO SUMINISTRO CONTRATO RESERVA SAERLP POTENCIA TOTAL CUMPLE

EMPRESA PMS COMPRA DISPONIBLE VENTA VENTA VENTA COMPROMISOS INCUMPLE

CELSIA_BLM 91.0082 165.8000 256.8082 179.5000 69.4800 0.0000 248.9800 7.83 AES 473.7899 175.3300 649.1199 438.2070 43.6700 0.0000 481.8770 167.24 FORTUNA 300.0000 0.0000 300.0000 288.6450 0.0000 0.0000 288.6450 11.36 PANAM 64.1084 0.0000 64.1084 27.1429 0.0000 0.0000 27.1429 36.97 PEDREGAL 48.4598 0.0000 48.4598 32.9100 12.0000 0.0000 44.9100 3.55 ACP 34.1200 0.0000 34.1200 34.1200 0.0000 0.0000 34.1200 0.00 ACP_GEN 71.9059 0.0000 71.9059 47.7900 0.0000 0.0000 47.7900 24.12 ESEPAL 8.2400 0.0000 8.2400 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 8.24 ESEPSA 20.9300 0.0000 20.9300 14.9000 0.0000 2.4000 17.3000 3.63 HCANDELA 0.0000 0.0000 0.0000 0.0584 0.0000 0.0000 0.0584 -0.06 HIDROPMA 4.3 0.0000 4.3000 0.7400 0.0000 0.0000 0.7400 3.56 FRANCOLI 4.7400 0.0000 4.7400 0.7125 0.0000 0.0000 0.7125 4.03 EGESA 36.0000 20.0000 56.0000 0.0000 31.9887 0.0000 31.9887 24.01 CELSIA_ALT2 73.14 72.8074 145.9474 0.8160 130.7640 0.0000 131.5800 14.37 ISTMUS 9.9172 0.0000 9.9172 2.4900 0.0000 0.0000 2.4900 7.43 CELSIA_BON 25.6 7.7640 33.3640 20.0000 6.1274 0.0000 26.1274 7.24 HBOQUERON 3.4200 0.0000 3.4200 0.8980 0.0000 0.0000 0.8980 2.52 PASO ANCHO 5.9634 0.0000 5.9634 4.0000 0.0000 0.0000 4.0000 1.96 CALDECO 19.7600 0.0000 19.7600 3.9200 0.0000 0.0000 3.9200 15.84 VALLEY RISE 30.3870 0.0000 30.3870 20.0000 0.0000 0.0000 20.0000 10.39 IDEAL 141.5591 0.0000 141.5591 21.0000 30.0000 0.1600 51.1600 90.40 CELSIA_ALT 95.69 0.0000 95.6900 80.0000 0.0000 0.0000 80.0000 15.69 AES CHANGUINOLA 219.4700 0.0000 219.4700 0.0000 175.3300 0.0000 175.3300 44.14 PEDREGALITO 17.4020 0.0000 17.4020 5.2501 0.0000 0.0000 5.2501 12.15 RIO CHICO 10.9452 0.0000 10.9452 3.2200 0.0000 0.0000 3.2200 7.73 IBERICA 5.3600 0.0000 5.3600 1.4980 0.0000 0.0000 1.4980 3.86 ALTO VALLE 15.5000 0.0000 15.5000 3.0640 0.0000 0.0000 3.0640 12.44 HIDROPIEDRA 11.7573 0.0000 11.7573 1.7861 0.0000 0.0000 1.7861 9.97 EGISA 7.8000 0.0000 7.8000 1.5560 0.0000 0.0000 1.5560 6.24 LAS PERLAS SUR 9.5266 0.0000 9.5266 2.4613 0.0000 0.0000 2.4613 7.07 LAS PERLAS NORTE 10.0000 0.0000 10.0000 2.4613 0.0000 0.0000 2.4613 7.54 EMNADESA 5.1361 0.0000 5.1361 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 5.14 AGGREKO 95.7600 44.0000 139.7600 0.0000 3.5714 0.0000 3.5714 136.19 SOENERGY 73.6052 0.0000 73.6052 0.0000 20.0000 0.0000 20.0000 53.61 SAN LORENZO 8.0987 0.0000 8.0987 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 8.10 EISA 46.8423 0.0000 46.8423 25.0000 5.0000 0.0000 30.0000 16.84 HCAISAN 72.84 0.0000 72.8400 0.0000 22.0000 0.0000 22.0000 50.84 GENA 69.8655 64.2301 134.0956 130.0000 0.0000 0.0000 130.0000 4.10 (MW)

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Informe Mensual del Mercado de diciembre de 2014 0 100 200 300 400 500 600 700 P O TE N C IA (M W ) EMPRESAS SEMANA DESPACHO N°49

Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. CompromisosPot. Disponible Pot. Compromisos

Periodo: del 6 de diciembre al 12 de diciembre de 2014.

de la siguiente manera:

CELSIABLM: 123 MW a CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ), 35 MW a AES, 2.8 MW a CELSIA BON

y 5 MW a IDEAL.

GENA: 8.67 MW a AES, 31.9887 MW a EGESA, 3.5714 MW a AGGREKO y 20 MW a IDEAL. CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ): 69.48 MW a CELSIABLM y 3.3274 MW a CELSIABON.

EGESA: 20 MW a SOENERGY.

AGGREKO: 5 MW a IDEAL, 12 MW a PEDREGAL, 5 MW a EISA y 22 MW a HCAISAN. CELSIABON: 7.764 MW a CELSIAALT (CATIVÁ)

Resumen: los resultados indican:

La empresa HIDRO CANDELA presentó incumplimiento a contratos.

(31)

 Semana Despacho N° 50

Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. Compromisos_{Pot. Disponible Pot. Compromisos}

(32)

y 5 MW a IDEAL.

AES: 175.33 MW a AES CHANGUINOLA. PEDREGAL: 17 MW a IDEAL.

GENA: 8.67 MW a AES, 31.9887 MW a EGESA, 3.5485 MW a HCAISAN. ACP: 25 MW a IDEAL.

CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ): 69.48 MW a CELSIABLM y 4.4365 MW a CELSIABON. EGESA: 20 MW a SOENERGY.

AGGREKO: 12 MW a PEDREGAL, 7 MW a EISA y 15.4285 MW a HCAISAN. CELSIABON: 7.764 MW a CELSIAALT (CATIVÁ).

Las empresas HIDRO CANDELA, CELSIBLM Y GENA presentaron incumplimientos a contratos.

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 Semana Despacho N° 51

Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. Compromisos Pot. Disponible Pot. Compromisos_{Pot. Disponible Pot. Compromisos}

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y 5 MW a IDEAL.

CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ): 69.48 MW a Suez-BLM y 4.4365 CELSIABON. CELSIABON: 7.764 MW a CELSIAALT (CATIVÁ).

GENA: 8.67 MW a AES, 25 MW a IDEAL, 7 MW a EISA y 6.2857 MW a HCAISAN. EGESA: 20 MW a SOENERGY.

La empresa GENA presentó incumplimientos a contratos.

5. DATOS HISTÓRICOS

El cuadro muestra el comportamiento del costo marginal, de la demanda máxima de generación, la generación, el consumo, las exportaciones y las pérdidas de transmisión desde julio de 1998, cuando se dio inicio el Mercado Mayorista de Electricidad.

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