TABLA DE CONTENIDO 2. DATOS PARA EL MES DE JUNIO

(1)

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ... 1

2. DATOS PARA EL MES DE JUNIO 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. COSTOSVARIABLES YDEARRANQUEPORMÁQUINA ... 16

2.11. MERCADOSPOTDEPOTENCIA ... 19

2.12. INFORMEDECOMUNICACIÓNDELOSMEDIDORESDELSMEC ... 19

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 ... 22

3.6. PÉRDIDASDETRANSMISION ... 23

3.7. FACTORDECARGADELSISTEMA ... 24

3.8. NIVELESDELOSEMBALSES ... 24

4. INDICADORES DE DISPONIBILIDAD JUNIO 2014

..

¡Error! Marcador no definido.

5. DATOS HISTÓRICOS

... 32

(2)

Informe Mensual del Mercado de junio 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 junio 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 JUNIO 2014

2.1. COSTO MARGINAL

Costo Marginal Promedio Ponderado

A continuación se muestra el comportamiento del costo marginal del sistema para el mes de junio del 2014. El costo marginal promedio ponderado para el referido mes fue de 227.32 B/. /MWh, alcanzando su máximo valor en 264.35 B/. /MWh ocurrido el día 4 de junio y el valor mínimo de 180.57 B/. /MWh el día 25 de junio

.

0 50 100 150 200 250 300 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 $/ M Wh DÍAS CMS PROMEDIO PONDERADO DIARIO MENSUAL

(3)

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

Con relación al cuadro anterior podemos señalar que el valor máximo del costo marginal del sistema fue de 273.20 B/. /MWh se presentó entre los días 14 al 19 de junio. El valor mínimo fue de 146.18 B/. /MWh y se presentó el día 24 de junio.

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 junio 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 C M S ( B /./M Wh) DIAS

COSTO MARGINAL DIARIO

Max Prom. Min.

(4)

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 junio 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 19 de junio 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 00 :1 5 01 :3 0 02 :4 5 04 :0 0 05 :1 5 06 :3 0 07 :4 5 09 :0 0 10 :1 5 11 :3 0 12 :4 5 14 :0 0 15 :1 5 16 :3 0 17 :4 5 19 :0 0 20 :1 5 21 :3 0 22 :4 5 24 :0 0 CMS $ /MW h D em an da M W Cuartos de Horas

Demanda vs Cms - Día de Demanda maxima consumo CMS

(5)

2.2.

GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS

2.2.1 Generación

Para el mes de junio de 2014 la generación total fue de 729,152.51 MWh, de la cual el 39.10% fue aportada por las plantas térmicas, el 52.58% correspondió a las plantas hidráulicas, el 0.95% fue aportada por las plantas eólicas, el 3.32% a la autogeneración, el 0.03 % planta solar y 4.02% aporte de Centroamérica.

2.2.2 Porcentaje de Generación Mensual

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

HIDRO 52.58% TERMICA 39.10% AUTOGENERACION 3.32% EOLICO 0.95% SOLAR 0.03% CENTRO-AMERICA 4.02% TIPO DE GENERACIÓN 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 M Wh DIAS TIPOS DE GENERACION

(6)

2.2.3 Consumo

Consumo de Energía por Región

La ciudad de Panamá representa el 62.81% 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 junio de

2014. Chiriquí y Bocas 8.84% Prov. Centrales 12.56% Panamá Oeste 8.93% Panamá Centro 62.81% Colón 6.86% Exportaciones 0.00%

Consumo de Energía por Región

CONSUMO DISTRIBUIDORAS MWh EDECH 55,299.30 EDEMET 345,019.32 ENSA 272,979.24 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 400,000

EDECH EDEMET ENSA

M Wh EMPRESAS CONSUMO-DISTRIBUIDORAS DEMANDA MAXIMA DISTRIBUIDORAS MW EDEMET 694.22 ELEKTRA 508.84 EDECHI 114.90 0 100 200 300 400 500 600 700 800

EDEMET ELEKTRA EDECHI

MW

Empresas

(7)

GRANDES DEMANDA MAXIMA

CLIENTES MW cemex 24.22 CEMPA 8.38 BPARK 2.46 OER 13.97 S99_MDEPOT 0.61 S99_RMAR 0.97 dorado_e 0.34 cabima_e 0.47 ptoesc_e 0.30 andes_e 0.40 pueblo_e 0.36 cdorey_e 0.28 sanmgto_e 0.25 vhermo_e 0.15 pedgal_e 0.23 betha_e 0.21 chanis_e 0.21 colmar_e 0.20 balboa_e 0.13 coronad_e 0.31 msona_e 0.22 arraij_e 0.33 cencal_e 0.10 vacamon_e 0.31 albro 0.40 bgolf 0.29 col2k 0.28 chitre 0.25 costae 0.33 faro 0.24 dona 0.35 penon 0.26 pzait 0.27 porto 0.27 ptapac 0.39 pzacar 0.25 pzatoc 0.35 sanfco 0.30 santi 0.33 tmuer 0.38 vporr 0.30 contral 1.16 sunstar 0.80 gmills 0.99 avipac 0.16 ceminter 1.07 eeua 1.27 css 3.00 vh_fab 0.24 vh_cia 0.26 0 5 10 15 20 25 30 ce m ex BPARK S99_M DE PO T dor ad o_ e pto es c_ e pue bl o_ e sa nmg to _e pe dg al_ e cha ni s_ e ba lb oa _e ms on a_ e ce nc al_ e alb ro col2k costa_e do na pz_ait ptap ac pz ato c sa nti vpor_r sunst ar av ip ac eeua vh_fab MW EMPRESAS

DEMANDA-MAXIMA GRANDES CLIENTES

GRANDES CONSUMO CLIENTES MWh VPORRAS 184.61 PTAPAC 189.11 PZATOC 167.71 FARO 103.97 COSTAE 179.50 BGOLF 160.23 ALBROOK 214.40 SANFCO 137.91 LADONA 180.08 PZACARO 141.08 PORTOB 165.26 TBAMTO 195.27 MDEPOT 274.75 RICAMAR 397.58 ANDES 223.40 CABIMA 246.49 DORADO 194.70 PUEBLOS 185.82 VHERMO 72.84 CDOREY 147.70 SANMGTO 146.21 PEDGAL 115.28 BETHA 92.93 CHANIS 102.90 BALBOA 72.41 CENCAL 51.05 C2000 146.74 CHITRE99 130.37 STGO 111.57 PENOME 116.19 PITALIA 122.19 PTOESC 176.86 COLMAR 72.57 MSONA 76.39 CORONAD 126.29 ARRAIJ 152.37 VACAMON 140.84 OER 7,096.26 BPARK 927.46 CONTRAL 201.60 CEMEX 12,797.28 CEMPA 4,535.27 sunstar 371.24 gmill 390.32 CEMINTER 550.23 AVIPAC 73.81 eeua 579.69 css 1,633.04 VH_FAB 44.84 VH_CIA 53.55

(8)

Informe Mensual del Mercado de junio de 2014 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 VP O RRA S PZ AT O C CO ST AE AL BR OOK LA DO NA POR TOB M DE PO T AN DE S DO RA DO VH ERM O SA NM GT O BE TH A BA LBO A C2000 ST_GO PIT AL IA CO LM AR COR ON AD VAC AM O N BP AR K CEM EX M WH EMPRESAS CONSUMO-GRANDES CLIENTES EMPRESA GENERACION ACP_GEN 69,835.53 ACP_PACIFI 24,198.45 AES 174,904.35 AES_CHAN 0.00 AGGREKO 45,580.43 ALTERNEGY 18,519.70 ALTOVALLE 2,676.11 BONTEX 4,821.15 CALDECO 3,542.55 CANOPO 0.21 EGEBLM 63,324.08 EGEF 55,760.10 EGEISTMO 1,528.88 EGESA 2,248.08 EISA 2,605.14 EMNADESA 2,309.86 ESEPAL 1,132.43 ESEPSA 6,555.17 GENA 5,281.87 HBOQUERON 2,413.87 HCANDELA 35.77 HIDROPMA 1,014.50 HPIEDRA 7,964.50 IBERICA 1,441.21 EOR 29,293.50 IDB 38,062.13 IDEAL 58,018.44 ISTMUS 6,220.44 PAN_AM 0.00 PASOAN 1,852.47 PEDREGAL 35,061.02 PEDREITO 8,834.50 PERLANOR 6,292.31 PERLAsur 6,350.21 RCHICO 5,895.05 SFRAN 2,236.67 SLORENZO 440.86 SOENERGY 23,850.07 TCARIBE 0.00 UEPP 6,947.86 VALLEYCO 2,103.05 EMPRESA CONSUMO ACP_GEN 0.00 ACP_PACIFI 0.00 AES 116.28 AGGREKO 14.73 AES_CHAN 38.49 ALTERNEGY 54.58 ALTOVALLE 7.24 BONTEX 20.98 CALDECO 1.22 CANOPO 0.00 EGEBLM 15.46 EGEF 121.35 EGEISTMO 2.90 EGESA 62.12 EISA 1.90 EMNADESA 0.00 ESEPAL 0.00 ESEPSA 0.00 GENA 353.51 HBOQUERON 0.02 HCANDELA 0.00 HIDROPMA 0.00 HPIEDRA 0.00 IBERICA 0.00 EOR 0.00 IDB 17.65 IDEAL 0.95 ISTMUS 0.45 PAN_AM 0.00 PASOAN 0.00 PEDREGAL 0.38 PEDREITO 0.51 PERLANOR 0.26 PERLAsur 0.31 RCHICO 0.10 SFRAN 0.00 slorenzao 0.00 SOENERGY 1.24 TCARIBE 0.00 UEPP 81.13 VALLEYCO 24.11

(9)

Generación vs Consumo

A continuación se presenta la comparación de la energía generada vs la energía consumida por el sistema para el mes de junio 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 junio de 2014 fueron de 19,946.61 MWh, representando el 3.04 % 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

(10)

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 21,382.87 20,763.05 247.84 1,337.04 2,670.52 2,090.69 12,882.50 1,290.38 244.07 619.82 2 23,557.07 23,035.36 250.08 1,537.19 2,799.78 2,014.17 14,553.93 1,554.63 325.58 521.71 3 24,304.99 23,840.57 264.10 1,549.06 2,942.97 2,063.09 14,776.27 1,734.22 510.86 464.42 4 24,506.09 24,031.94 253.58 1,515.65 2,942.12 2,085.34 15,065.25 1,752.15 417.85 474.15 5 24,450.34 23,954.49 239.49 1,485.36 2,996.02 2,074.21 15,094.11 1,806.10 259.20 495.85 6 25,002.64 24,541.39 229.85 1,490.83 3,156.17 2,050.31 15,473.33 1,878.27 262.63 461.26 7 22,126.28 21,698.10 221.54 1,449.63 2,819.32 1,946.05 13,696.99 1,318.38 246.20 428.18 8 20,212.48 19,876.00 213.69 1,365.79 2,560.34 1,873.22 12,402.30 1,207.01 253.64 336.48 9 24,097.36 23,408.43 249.48 1,502.40 2,802.64 2,035.09 14,775.37 1,555.13 488.31 688.93 10 24,661.83 23,908.02 245.87 1,541.63 2,898.10 2,045.41 14,906.36 1,738.36 532.30 753.80 11 25,365.27 24,686.24 259.58 1,615.13 3,072.96 2,166.00 15,354.57 1,785.10 432.89 679.03 12 26,035.60 25,316.98 252.88 1,593.19 3,239.02 2,217.52 15,890.85 1,832.53 290.99 718.62 13 25,303.75 24,632.75 247.02 1,540.29 3,064.68 2,162.73 15,526.98 1,798.61 292.43 671.00 14 21,522.45 21,156.01 189.95 1,467.95 2,722.17 1,977.86 13,249.91 1,290.87 257.29 366.45 15 20,343.91 20,074.97 198.81 1,332.89 2,644.99 1,962.74 12,320.32 1,281.51 333.71 268.93 16 24,918.89 24,471.39 248.57 1,573.10 3,104.64 2,119.39 15,400.60 1,636.59 388.51 447.50 17 25,779.66 25,111.35 242.21 1,605.59 3,118.11 2,191.06 15,975.45 1,706.96 271.95 668.31 18 26,335.71 25,630.95 246.96 1,627.79 3,198.95 2,239.29 16,108.42 1,807.44 402.10 704.76 19 26,864.02 26,271.13 271.05 1,638.59 3,292.34 2,272.25 16,568.97 1,790.64 437.29 592.89 20 26,468.70 25,939.64 277.66 1,643.54 3,291.61 2,201.41 16,365.14 1,839.36 320.92 529.06 21 24,329.15 23,535.94 278.06 1,540.88 3,050.45 2,202.17 14,647.67 1,416.92 399.79 793.21 22 22,658.05 21,889.46 276.22 1,402.68 2,831.82 2,222.87 13,496.86 1,385.02 273.99 768.58 23 25,383.25 24,628.62 271.24 1,561.06 3,121.36 2,211.36 15,454.49 1,752.30 256.81 754.63 24 24,664.99 23,722.11 224.16 1,493.83 2,859.47 2,118.23 15,085.68 1,699.92 240.83 942.88 25 25,059.35 24,059.91 230.80 1,543.37 2,981.75 2,117.76 15,224.84 1,719.05 242.34 999.44 26 25,653.49 24,636.90 231.37 1,523.49 2,963.89 2,185.79 15,692.59 1,784.24 255.51 1,016.60 27 25,428.23 24,378.81 224.34 1,511.68 3,018.98 2,037.32 15,567.64 1,755.75 263.12 1,049.42 28 23,676.54 22,715.03 222.81 1,485.36 2,972.27 2,052.20 14,212.56 1,451.35 318.48 961.51 29 22,778.02 21,957.84 228.72 1,431.95 2,793.39 2,183.48 13,536.45 1,393.45 390.41 820.18 30 26,281.54 25,332.52 267.10 1,606.95 3,112.92 2,188.44 16,177.00 1,719.93 260.19 949.02 Total 729153 709206 7305 45514 89044 63307 445483 48682 9870 19947 Maximo 26864 26271 278 1644 3292 2272 16569 1878 532 1049 Promedio 24305 23640 244 1517 2968 2110 14849 1623 329 665 Mínimo 20212 19876 190 1333 2560 1873 12320 1207 241 269

Consumo Por Nodo GENERACION Y CONSUMO POR NODO

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

(11)

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 junio de 2014 las exportaciones fueron por 0.00 MWh y la importación fue de 29,293.50 MWh. 0 5000 10000 15000 20000 0 200 400 600 800 1000 1200 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 M Wh M Wh 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 Importación 161 151 145 774 130 793 146 147 58 0 0 0 468 75 0 170 175 171 183 193 176 184 102 119 117 115 112 65 0 0 Exportación 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 0 500 1000 1500 2000 2500 M Wh DIA

EXPORTACION VS IMPORTACION DE ENERGIA JUNIO 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 junio. La entrada es como sigue: i) primeramente entra un bloque hidro con 500 MW, junto con 13 MW de bloque eólico y 1.5 MW de solar ii) después entra la primera oferta del MER con 80 MW, la primera oferta de ACP por 3 MW, el primer bloque térmico por 230 MW, iii) posteriormente entra la segunda oferta de ACP por 26 MW y el segundo bloque termo por 191 MW, iv) después el segundo bloque hidro por 90 MW, el tercer bloque termo por 64 MW, v) y por último el tercer bloque hidro por 190 MW y el cuarto bloque termo por 26 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 junio de 2014.

2.3.1 Empresas de Generación

La generación máxima del sistema, para el mes de junio del 2014, se dio el día jueves 19 de junio con 26,864.02 MWh y la generación mínima se dio el día 8 de junio con 20,212.48 MWh.

(13)

Para el mes de junio de 2014 la exportación de energía fue por 0.00 MWh, además se suministró energía por contrato por 604,001.11 MWh. En el mercado ocasional se compró 191,733.04 MWh y se vendió 295,999.94 MWh.

2.3.2 Empresas Consumidoras

Para estas empresas el consumo máximo se dio el día 19 de junio con 26,248.74 MWh y el mínimo el día 8 de junio con 19,835.11 MWh. La energía suministrada por contrato fue de 604,001.11 MWh, la compra en el mercado ocasional fue de 104,266.91 MWh. Las pérdidas de transmisión del sistema fueron el 2.81 % de la energía consumida.

Dia Generacion Consumo Perdidas Contrato compra-MWh Venta-MWh Debito $ Credito $

1 21,382.87 56.87 1.64 17,772.45 6,074.99 9,008.72 1,182,332.90 1,757,925.38 2 23,557.07 36.72 0.68 19,569.08 7,019.26 10,448.82 1,688,260.09 2,520,513.44 3 24,304.99 31.61 0.41 20,180.30 6,959.97 10,588.64 1,761,661.35 2,683,949.41 4 24,506.09 18.49 0.15 20,307.94 7,049.73 10,755.25 1,852,802.81 2,833,719.53 5 24,450.34 27.04 0.40 20,308.28 7,428.76 11,047.94 1,876,056.18 2,800,805.14 6 25,002.64 20.80 0.18 20,864.66 7,445.15 11,101.07 1,949,801.47 2,912,878.65 7 22,126.28 35.64 0.80 18,756.17 8,611.81 11,518.10 1,828,384.94 2,447,712.02 8 20,212.48 40.89 0.70 17,267.51 8,546.30 11,113.91 1,940,399.26 2,529,166.31 9 24,097.36 30.33 0.94 20,047.85 7,053.85 10,384.09 1,641,919.30 2,433,026.39 10 24,661.83 48.09 1.44 20,519.78 6,363.72 9,703.87 1,452,524.80 2,225,561.96 11 25,365.27 32.93 0.80 21,019.76 6,600.75 10,234.28 1,472,276.62 2,290,022.72 12 26,035.60 29.71 0.73 21,332.31 6,086.42 10,041.37 1,299,208.53 2,151,727.79 13 25,303.75 32.86 0.76 20,820.36 6,640.89 10,420.42 1,459,630.75 2,315,003.05 14 21,522.45 45.46 0.70 18,438.14 6,828.93 9,501.34 1,641,789.25 2,291,207.51 15 20,343.91 38.15 0.44 17,394.43 6,697.44 9,339.83 1,685,591.69 2,350,620.49 16 24,918.89 37.15 0.55 20,722.80 6,889.06 10,600.51 1,781,201.17 2,752,222.12 17 25,779.66 47.07 1.05 21,278.99 6,992.44 10,777.72 1,667,022.83 2,580,544.44 18 26,335.71 41.42 0.97 21,731.04 7,264.62 11,123.11 1,655,376.39 2,570,779.37 19 26,864.02 22.39 0.31 22,228.76 6,760.76 10,780.74 1,652,270.13 2,659,768.05 20 26,468.70 17.70 0.16 21,799.81 7,252.20 11,374.34 1,820,245.08 2,856,627.08 21 24,329.15 11.54 0.18 19,624.58 5,497.21 9,397.04 1,142,270.15 1,953,520.13 22 22,658.05 11.91 0.30 18,297.58 4,232.58 7,812.55 860,326.20 1,588,001.66 23 25,383.25 14.43 0.31 20,669.09 6,287.36 10,232.45 1,385,432.18 2,289,379.66 24 24,664.99 28.49 0.81 20,081.79 5,930.49 9,542.32 1,092,984.96 1,778,582.97 25 25,059.35 31.98 1.01 20,435.62 5,671.67 9,263.98 1,021,263.83 1,699,847.59 26 25,653.49 31.77 1.09 20,925.86 5,234.19 8,913.45 1,005,741.91 1,758,042.06 27 25,428.23 34.25 1.19 20,837.30 5,705.34 9,212.60 1,013,084.94 1,665,996.72 28 23,676.54 28.24 1.09 19,842.30 4,634.52 7,478.99 932,078.22 1,511,119.24 29 22,778.02 33.53 1.23 19,149.56 4,413.01 7,187.76 920,116.79 1,498,654.65 30 26,281.54 20.41 0.77 21,776.99 3,559.62 7,094.75 798,164.80 1,611,883.94 TOTAL 729,152.52 937.88 21.78 604,001.11 191,733.04 295,999.94 43,480,219.51 67,318,809.48 Max 26,864.02 56.87 1.64 22,228.76 8,611.81 11,518.10 1,949,801.47 2,912,878.65 Min 20,212.48 11.54 0.15 17,267.51 3,559.62 7,094.75 798,164.80 1,498,654.65

COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS GENERADORAS jun-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 20,706.18 618.19 17,772.45 2,933.72 0.00 575,592.47 0.00 2 22,998.64 521.04 19,569.08 3,429.56 0.00 832,253.35 0.00 3 23,808.96 464.01 20,180.30 3,628.67 0.00 922,288.06 0.00 4 24,013.45 474.01 20,307.94 3,705.52 0.00 980,916.73 0.00 5 23,927.45 495.45 20,308.28 3,619.18 0.00 924,748.97 0.00 6 24,520.59 461.07 20,864.66 3,655.92 0.00 963,077.18 0.00 7 21,662.46 427.38 18,756.17 2,906.30 0.00 619,327.07 0.00 8 19,835.11 335.78 17,267.51 2,567.60 0.00 588,767.05 0.00 9 23,378.10 687.99 20,047.85 3,330.25 0.00 791,107.09 0.00 10 23,859.93 752.36 20,519.78 3,340.15 0.00 773,037.16 0.00 11 24,653.30 678.23 21,019.76 3,633.54 0.00 817,746.10 0.00 12 25,287.27 717.88 21,332.31 3,954.95 0.00 852,519.26 0.00 13 24,599.89 670.24 20,820.36 3,779.53 0.00 855,372.30 0.00 14 21,110.54 365.75 18,438.14 2,672.40 0.00 649,418.26 0.00 15 20,036.82 268.49 17,394.43 2,642.39 0.00 665,028.80 0.00 16 24,434.25 446.94 20,722.80 3,711.45 0.00 971,020.95 0.00 17 25,064.28 667.26 21,278.99 3,785.28 0.00 913,521.61 0.00 18 25,589.53 703.79 21,731.04 3,858.49 0.00 915,402.98 0.00 19 26,248.74 592.58 22,228.76 4,019.98 0.00 1,007,498.00 0.00 20 25,921.94 528.90 21,799.81 4,122.14 0.00 1,036,382.00 0.00 21 23,524.40 793.03 19,624.58 3,899.83 0.00 811,249.97 0.00 22 21,877.55 768.28 18,297.58 3,579.97 0.00 727,675.45 0.00 23 24,614.19 754.32 20,669.09 3,945.10 0.00 903,947.49 0.00 24 23,693.62 942.07 20,081.79 3,611.83 0.00 685,598.01 0.00 25 24,027.93 998.43 20,435.62 3,592.31 0.00 678,583.76 0.00 26 24,605.13 1,015.50 20,925.86 3,679.26 0.00 752,300.14 0.00 27 24,344.56 1,048.23 20,837.30 3,507.26 0.00 652,911.79 0.00 28 22,686.78 960.42 19,842.30 2,844.48 0.00 579,041.01 0.00 29 21,924.31 818.96 19,149.56 2,774.75 0.00 578,537.86 0.00 30 25,312.11 948.24 21,776.99 3,535.13 0.00 813,719.13 0.00 Total 708,268.02 19,924.83 604,001.12 104,266.91 0.00 23,838,590.00 0.00 Max 26,248.74 1,048.23 22,228.76 4,122.14 0.00 1,036,382.00 0.00 Min 19,835.11 268.49 17,267.51 2,567.60 0.00 575,592.47 0.00 MWh

COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS jun-14 0 500 1000 1500 2000 2500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324252627282930 Mw Fecha-Hora 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 junio del 2014.

2.6. GENERACION OBLIGADA

La energía correspondiente a la generación obligada para el mes de junio 2014 fue de 83,260.93 MWh para un sobrecosto de B/.3,677,079.26. A continuación se muestra un cuadro resumen

.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 00 :1 5 01 :1 5 02 :1 5 03 :1 5 04 :1 5 05 :1 5 06 :1 5 07 :1 5 08 :1 5 09 :1 5 10 :1 5 11 :1 5 12 :1 5 13 :1 5 14 :1 5 15 :1 5 16 :1 5 17 :1 5 18 :1 5 19 :1 5 20 :1 5 21 :1 5 22 :1 5 23 :1 5 MW CUARTO-HORA CURVA DE CARGA-DÍA DE DEMANDA MAXIMA

edemet edene edech cempa

BPARK cemx OER Otros GC

PARAMETRO ENERGÍA [MWh] COSTO $

Generación Obligada por Seguridad (B) _17,605.97 _B/._558,825.84 Generación Obligada por Calidad del Servicio (C) _6,536.46 _B/._343,853.65 Generación Obligada por Trabajos de Mantenimiento, Libranza o Fallas del Sistema Interconectado (D)

130.11 B/. 9,219.15 Generación Obligada por restricciones para mantener un nivel de operación mínimo en los embalses de

las centrales hidráulicas(H) 58,249.21 B/. 2,756,604.93 Compensación por Generación Desplazada debido a Trabajos de Mantenimiento ó Libranza(K) _608.50

5,056.34 B/. Generación Obligada por violación de Restricción Técnica del Participante Productor(R) _130.68 _B/._3,519.35

(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 junio 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 12,295.53

Compensación de potencia 26,627.63

Servicios Auxiliar Seguimiento a la Demanda 120,766.19

Servicios Auxiliares 1,541,633.24

57% 27%

16%

RESERVA SECUNDARIA FORTUNA AES AES-CHAN

16.29% 28.04% 18.79% 8.19% 0.00% 1.60% 0.27% 0.53% 3.31% 21.10% 1.89% 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 30 días del mes de junio de 2014.

(18)

El mayor costo de todas las unidades de generación del sistema, la tiene ACP con la unidad Miraflores G2 con 439.2 $/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 con 0 $/MWh.

El cuadro muestra los costos de arranque por semana para cada una de las unidades que participan en el despacho. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 $/ M Wh Dias

Comportamiento de Los Costos Variables

BAJO DE MINA BAYANO BLM CICLO DOLEGA GUALACA ALGARROBOS BLM G9 CARBON EL GIRAL I ESTÖ J. BROWN G6 0 50 100 150 200 250 300 350 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 $/ M Wh Dias

ACP1 ACP3 ACP5 AGGREKO CERRO AZUL COCHEA CHANGUINOLA 1 J. BROWN G5 CAPIRA 2 BUGABA 1 J. BROWN G6 EL GIRAL II LA ESTRELLA LA YEGUADA 0 50 100 150 200 250 300 350 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 $/ M Wh DÍAS

ACP2 ACP4 BLM CARBON CONCEPCI ON CHITRE BLM G8 EL FRAILE CATIVA CAPIRA 1 FORTUNA LA YEGUADA

(19)

El cuadro muestra la cantidad de arranques y paradas de cada una de las unidades de generación. Plantas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 total B.L.M 10 10 Ciclo Comb. 3+1 0 Ciclo Comb. 2+1 0 Ciclo Comb. 1+1 0 Pan Am 0 Pedregal 1 1 3 5 GENA 2 2 4 Ciclo Gena 1-1 0 Ciclo Gena 2-1 0 Tcaribe 2 2 4 Capira 18 12 16 46 Chitre 6 7 13 Santiago 0 EGESA 5 2 7 EGESA 2 0 ACP 1 1 2

Cantidad de arranques por unidad

UNIDADES Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente

B.L.M. #5 - JB 1,775.31 1,775.31 1,772.76 1,772.76 1,776.56 1,776.56 1,776.56 1,776.56 B.L.M. #6 - JB 1,778.22 1,778.22 1,775.64 1,775.64 1,779.48 1,779.48 1,779.48 1,779.48 B.L.M. #8 - TG 1,773.74 1,773.74 1,771.20 1,771.20 1,774.98 1,774.98 1,774.98 1,774.98 Ciclo Comb. 3+1 25,387.83 9,694.42 25,175.02 9,639.63 25,491.60 9,721.14 25,491.60 9,721.14 Ciclo Comb. 2+1 18,726.22 8,148.21 18,563.92 8,094.00 18,805.37 8,174.64 18,805.37 8,174.64 Ciclo Comb. 1+1 10,396.58 5,815.14 10,302.42 5,768.45 10,442.49 5,837.91 10,442.49 5,837.91 CC 1+1 a CC 2+1 5,791.12 4,355.08 5,744.62 4,324.08 5,813.80 4,370.20 5,813.80 4,370.20 El Giral 1 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Panamá #1 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 Panamá #2 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 1,594.78 Pan Am 29.30 29.30 29.33 29.33 29.22 29.22 29.22 29.22 Pedregal 64.03 64.03 64.22 64.22 63.62 63.62 63.62 63.62 Cativa 0.00 0.00 6.19 0.00 6.19 0.00 6.19 0.00 Termo-Colón #1 1,137.74 1,137.74 1,129.52 1,129.52 1,141.09 1,141.09 1,141.09 1,141.09 Termo-Colón #2 1,137.74 1,137.74 1,129.52 1,129.52 1,141.09 1,141.09 1,141.09 1,141.09 CC TCO 1+1 18,852.21 4,718.64 18,691.13 4,671.27 18,917.76 4,737.91 18,917.76 4,737.91 CC TCO 2+1 27,002.66 6,261.53 26,771.34 6,195.94 27,096.81 6,288.23 27,096.81 6,288.23 El Giral 2 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Capira 78.78 78.78 78.67 78.67 78.68 78.68 78.68 78.68 Capira#6 47.27 47.27 47.20 47.20 47.21 47.21 47.21 47.21 Chitre 79.65 79.65 79.82 79.82 79.82 79.82 79.82 79.82 Miraflores G1 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 Miraflores G2 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 714.81 Miraflores G3 3,600.09 3,600.09 3,581.02 3,581.02 3,563.61 3,563.61 3,563.61 3,563.61 Miraflores G4 5,180.53 5,180.53 5,150.94 5,150.94 5,123.92 5,123.92 5,123.92 5,123.92 Miraflores G5 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 285.92 Miraflores G6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

COSTOS DE ARRANQUES POR MAQUINA

(20)

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 junio. El valor máximo fue de 0.75 $/KW-mes y el mínimo de 0.49 $/KW-mes.

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 junio de 2014.

Plantas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 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 6 6 5 4 6 5 2 6 7 5 52

Cantidad de Paradas por unidad

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 $/k w -me s DÍAS PRECIO DE LA POTENCIA SPOT

(21)

(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 julio 2013 al mes de junio del año 2014.

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

3.2. COSTO MARGINAL

El costo marginal promedio ponderado disminuyó con relación al mes pasado

.

JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN CMS 210.4 175.3 161.4 143.6 157.5 212.6 286 284.8 291.9 283.4 261.5 227.3 0 50 100 150 200 250 300 350 B/. /M W h

COSTO MARGINAL DEL SISTEMA

0 20 40 60 80 100 120 140 160 ju l-1 3 ag o-13 se p-13 oct -1 3 nov -1 3 di c-13 en e-14 feb -1 4 m ar -1 4 ab r-14 m ay -1 4 ju n-14 $/B AR RI L FECHA

COMBUSTIBLE PARA GENERACION ELECTRICA

(23)

3.3. DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA

La gráfica muestra que para este mes se presentó un consumo de energía de 729.15 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 julio 2013 – junio 2014.

Para este mes el consumo promedio aumentó con relación al mes pasado.

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 julio 2013 a junio del 2014

.

JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN Gwh 719 720 707 745 711 732 731 680 747 723 728 729 640 660 680 700 720 740 760 G Wh DEMANDA DE ENERGIA

JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN Gwh/dia 23.19 23.23 23.58 24.03 23.7 23.62 23.59 24.29 24.09 24.09 23.47 24.31 22.6 22.823 23.2 23.4 23.6 23.824 24.2 24.4 G w h/D IA MESES

(24)

Como ya se mencionó anteriormente, la demanda máxima del mes de junio 2014 fue de 1,454.88 MW, se presentó el día 19 a las 14:17 horas

.

3.6. PÉRDIDAS DE TRANSMISION

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

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

JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN Mw 1382 1389 1406 1391 1401 1426 1408 1435 1466 1429 1387 1455 1320 1340 1360 1380 1400 1420 1440 1460 1480 MW

DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 PERDIDAS 16688 19871 22155 28244 23805 20301 11777 12229 13539 10628 11246 19947

(25)

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 julio 2013 a junio 2014.

0.660 0.670 0.680 0.690 0.700 0.710 0.720 0.730

jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14

F.Carga 0.699 0.697 0.698 0.718 0.704 0.690 0.697 0.704 0.685 0.702 0.704 0.695 FACTOR DE CARGA 980 990 1000 1010 1020 1030 1040 1050 46 48 50 52 54 56 58 60 01 /0 7/ 13 21 /0 7/ 13 10 /0 8/ 13 30 /0 8/ 13 19 /0 9/ 13 09 /1 0/ 13 29 /1 0/ 13 18 /1 1/ 13 08 /1 2/ 13 28 /1 2/ 13 17 /0 1/ 14 06 /0 2/ 14 26 /0 2/ 14 18 /0 3/ 14 07 /0 4/ 14 27 /0 4/ 14 17 /0 5/ 14 06 /0 6/ 14 26 /0 6/ 14

NIVEL DE LOS EMBALSES

(26)

4. INDICADORES DE DISPONIBILIDAD JUNIO 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 junio del año 2014 corresponden a:

Semana 22: del 31 de mayo al 6 de junio de 2013 Semana 23: del 7 de junio al 13 de junio de 2013 Semana 24: del 14 de junio al 20 de junio de 2013 Semana 25: del 21 de junio al 27 de junio de 2013

RESUMEN MES DE JUNIO DE 2014

X: incumplimiento

Semana 22 Semana 23 Semana 24 Semana 25

BLM Corp. X PAN-AM AES PEDREGAL FORTUNA ACP ESEPSA ALGARROBOS (ESEPAL) HIDROPMA HCANDELA EGESA SUEZ-ALT (CATIVÁ) X GENA X T. CARIBE S. FRANCOLÍ PASO ANCHO AES CHANGUINOLA SUEZ-ALTERNEGY SUEZ-BONTEX AGGREKKO IDEAL PANAMÁ IBERICA INCUMPLIMIENTOS CONTRATOS EMPRESA

(27)

Resultados Acumulados

EMPRESA ENTOS RESERVA LARGO PLAZO

Semana 22 Semana 23 Semana 24 Semana 25 BLM Corp. PAN-AM AES PEDREGAL FORTUNA ACP ESEPSA ALGARROBOS (ESEPAL) HIDROPMA HCANDELA EGESA SUEZ-ALT (CATIVÁ) GENA T. CARIBE S. FRANCOLÍ PASO ANCHO AES CHANGUINOLA SUEZ-ALTERNEGY SUEZ-BONTEX AGGREKKO IDEAL PANAMÁ IBERICA

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

* BLM Corp. 14 PAN-AM ₁ AES PEDREGAL 1 FORTUNA 2 1 ACP 1 ESEPSA 3 ALGARROBOS HIDROPMA HCANDELA 6 EGESA SUEZ-ALT (CATIVÁ) 22 GENA ₆ * T. CARIBE 13 S. FRANCOLÍ PASO ANCHO 1 * AES CHANGUINOLA 1 SUEZ-ALTERNEGY 3 SUEZ-BONTEX 3 AGGREKKO 2 IDEAL PANAMÁ IBERICA

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

(28)



_{Semana Despacho N° 22}

0 100 200 300 400 500 600 700 PO TE N CI A( M W ) EMPRESAS SEMANA DESPACHO N°22

Pot. Disponible Pot. Compromisos

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

Periodo: del 31 de mayo al 6 de junio de 2014.

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

(29)

SUEZ-BLM: 70 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ), 4.2857 MW a ACP y 40 MW a AES. AES: 175.33 MW a AES CHANGUINOLA.

SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): 73.7657 MW a Suez-BLM y 1.08 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 15.7142 MW a ACP y 30.16 MW a IDEAL.

Resumen: los resultados indican:

La empresa GENA presentó incumplimientos a contratos.

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

(30)

Informe Mensual del Mercado de junio de 2014 0 100 200 300 400 500 600 700 PO TE N CI A( M W ) EMPRESAS SEMANA DESPACHO N°23

Pot. Disponible Pot. CompromisosPot. Disponible Pot. Compromisos

Periodo: del 7 de junio al 13 de junio de 2014.

SUEZ-BLM: 70 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ), 12.8571 MW a ACP, 31.4285 a AES y

0.7371 MW a SUEZ-BONTEX.

AES: 175.33 MW a AES CHANGUINOLA.

SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): 69.48 MW a Suez-BLM y 1.08 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 6 MW a EGESA y 30.16 MW a IDEAL.

Las empresas SUEZ-BLM y SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ) presentaron un incumplimiento a contratos.

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

(31)



_{Semana Despacho N°24}

0 100 200 300 400 500 600 700 PO TE N CI A( M W ) EMPRESAS SEMANA DESPACHO N°24

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

(32)

SUEZ-BLM: 70 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ), 40 MW a AES. AES: 175.33 MW a AES CHANGUINOLA.

SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): 69.48 MW a Suez-BLM y 1.08 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 6 MW a EGESA y 30.16 MW a IDEAL

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

(33)

Informe Mensual del Mercado de junio de 2014 0 100 200 300 400 500 600 PO TE N CI A( M W ) EMPRESAS SEMANA DESPACHO N°25

Pot. Disponible Pot. CompromisosPot. Disponible Pot. Compromisos

SUEZ-BLM: 70 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ). 20 MW a AES. AES: 175.33 MW a AES CHANGUINOLA.

SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): 69.48 MW a Suez-BLM y 1.08 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 6 MW a EGESA y 30.16 MW a IDEAL.

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

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.

(34)

(35)