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

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1 TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN DATOS PARA EL MES DE DICIEMBRE COSTO MARGINAL GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS ENERGÍA EN CONTRATO Y EN EL MERCADO OCASIONAL DISPONIBILIDAD A LA HORA DE DEMANDA MAXIMA CURVA DE CARGA DEL SISTEMA GENERACION OBLIGADA SERVICIOS AUXILIARES DE RESERVA DE LARGO PLAZO, COMPENSACION DE POTENCIA Y SERVICIOS AUXILIARES GENERALES Y ESPECIALES RESERVA COSTOS VARIABLES Y DE ARRANQUE POR MÁQUINA MERCADO SPOT DE POTENCIA INFORME DE COMUNICACIÓN DE LOS MEDIDORES DEL SMEC INFORME PARA LOS ULTIMOS 12 MESES PRECIO DEL COMBUSTIBLE COSTO MARGINAL DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA CONSUMO PROMEDIO DIARIO DEMANDA MAXIMA DEL SISTEMA PÉRDIDAS DE TRANSMISION FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA NIVELES DE LOS EMBALSES INDICADORES DE DISPONIBILIDAD DICIEMBRE DATOS HISTÓRICOS... 33

2 $/MWh Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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 214. 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 COSTO MARGINAL Costo Marginal Promedio Ponderado A continuación se muestra el comportamiento del costo marginal del sistema para el mes de diciembre del 214. El costo marginal promedio ponderado para el referido mes fue de B/. /MWh, alcanzando su máximo valor en 22.5 B/. /MWh ocurrido el día 2 de diciembre y el valor mínimo de B/. /MWh el día 14 de diciembre. CMS PROMEDIO PONDERADO DIARIO MENSUAL DÍAS A continuación se muestran gráficas y un cuadro resumen del comportamiento del costo marginal diario, hora a hora, para el mes de diciembre del

3 CMS (B/./MWh) Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Con relación al cuadro anterior podemos señalar que el valor máximo del costo marginal del sistema fue de B/. /MWh se presentó el día 5 de diciembre. El valor mínimo fue de. 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 214. COSTO MARGINAL DIARIO Max Prom. Min DIAS 2

4 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Costo Marginal Horario :15 1:3 2:45 4: 5:15 6:3 7:45 9: 1:15 11:3 12:45 14: 15:15 16:3 17:45 19: 2:15 21:3 22:45 24: Demanda MW CMS $/MWh 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 214. COSTO MARGINAL HORARIO CMS(B/./MWh) Max Prom. Min HORAS 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. Demanda vs Cms - Día de Demanda maxima consumo CMS Cuartos de Horas 3

5 MWh Informe Mensual del Mercado de diciembre de GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS Generación Para el mes de diciembre de 214 la generación total fue de 778, MWh, de la cual el 23.4% fue aportada por las plantas térmicas, el 72.9% correspondió a las plantas hidráulicas, el.88% fue aportada por las plantas eólicas, el 3.64% a la autogeneración, el. % planta solar y.% aporte de Centroamérica. TIPO DE GENERACIÓN AUTOGENERACION 3.64% EOLICO.88% CENTRO-AMERICA.% SOLAR.% TERMICA 23.4% HIDRO 72.9% Porcentaje de Generación Mensual La gráfica muestra el comportamiento de la generación del sistema para el mes de diciembre de 214, mostrando el porcentaje del aporte de las unidades hidráulicas, unidades térmicas, unidades eólicas, autogeneración, solar y la importación de Centroamérica. 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % TIPOS DE GENERACION HIDRO TERMICA AUTOGENERACIÓN EOLICO IMPORTACION solar DIAS 4

6 MW MWh Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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. Consumo de Energía por Región Colón 7.22% Exportaciones 1.28% Chiriquí y Bocas 9.7% Prov. Centrales 12.1% Panamá Oeste 9.18% Panamá Centro 61.15% 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 214. CONSUMO-DISTRIBUIDORAS CONSUMO DISTRIBUIDORAS MWh EDECH 6,876.8 EDEMET 359, ENSA 283, , 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, EDECH EDEMET ENSA EMPRESAS Demanda Máxima-Distribuidoras 8 7 DEMANDA MAXIMA 6 5 DISTRIBUIDORAS MW 4 EDEMET ELEKTRA EDECHI EDEMET ELEKTRA EDECHI Empresas 5

7 MW Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 GRANDES DEMANDA MAXIMA CLIENTES MW cemex CEMPA 8.42 OER S99_MDEPOT.68 S99_RMAR 1.4 dorado_e.38 cabima_e.44 ptoesc_e.35 andes_e.43 pueblo_e.39 cdorey_e.28 sanmgto_e.29 vhermo_e.15 pedgal_e.24 betha_e.2 chanis_e.21 colmar_e.21 balboa_e.16 coronad_e.29 msona_e.22 arraij_e.36 cencal_e.15 vacamon_e.35 albro.38 bgolf.31 col2k.31 chitre.33 costae.34 faro.23 dona.34 penon.33 pzait.32 porto.3 ptapac.38 pzacar.27 pzatoc.35 sanfco.31 santi.31 tmuer.36 vporr.34 contral 1.12 sunstar.75 gmills 1.1 avipac.16 ceminter 1.3 eeua 1.7 css 3.1 vh_fab.21 vh_cia.26 GRANDES CONSUMO CLIENTES MWh VPORRAS PTAPAC PZATOC FARO COSTAE BGOLF ALBROOK SANFCO LADONA PZACARO PORTOB TBAMTO MDEPOT RICAMAR ANDES CABIMA DORADO PUEBLOS VHERMO CDOREY SANMGTO PEDGAL BETHA CHANIS BALBOA CENCAL C CHITRE STGO PENOME PITALIA PTOESC COLMAR 85.5 MSONA CORONAD ARRAIJ VACAMON OER 7, CONTRAL CEMEX 12, CEMPA 4,6.63 sunstar gmill CEMINTER AVIPAC eeua css 1, VH_FAB 51.9 VH_CIA 6.28 DEMANDA-MAXIMA GRANDES CLIENTES vh_cia css ceminter gmills contral tmuer sanfco pzacar porto penon faro chitre bgolf vacamon_e arraij_e coronad_e colmar_e betha_e vhermo_e cdorey_e andes_e cabima_e S99_RMAR OER cemex EMPRESAS 6

8 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 CONSUMO-GRANDES CLIENTES MWH VPORRAS PZATOC COSTAE ALBROOK LADONA PORTOB MDEPOT ANDES DORADO VHERMO SANMGTO BETHA BALBOA C2 STGO PITALIA COLMAR CORONAD VACAMON CEMEX sunstar CEMINTER eeua VH_FAB EMPRESAS EMPRESA GENERACION ACP_GEN 37,335.2 ACP_PACIFI 28,21.89 AES * 27,31.88 AGGREKO 18,266.5 ALTERNEGY 35, ALTOVALLE 2, BONTEX 8,14.55 CALDECO 6,61.35 CANOPO 11.4 EGEBLM 2,971.4 EGEF 173, EGEISTMO 2,477.6 EGESA. EISA 25, EMNADESA 1,65.59 ESEPAL. ESEPSA 7, GENA 94.8 HBOQUERON 2, HCAISAN 15, HCANDELA 35.3 HIDROPMA 1, HNORTH. HPIEDRA 6, IBERICA 3,24.62 EOR. IDB 35,865.5 IDEAL 35,62.4 ISTMUS 5,11.25 PAN_AM 43,328.8 PASOAN 2, PEDREGAL 31,451.9 PEDREITO 5, PERLANOR 5,74.75 PERLAsur 5,25.93 RCHICO 3,94.25 SFRAN 1,75.59 SLORENZO 3, SOENERGY 2, TCARIBE. UEPP VALLEYCO 1, * incluye AES_CHAN 778, EMPRESA CONSUMO ACP_GEN. ACP_PACIFI. AES AGGREKO ALTERNEGY 5.61 ALTOVALLE 9.26 BONTEX 1.8 CALDECO.6 CANOPO. EGEBLM 3, EGEF. EGEISTMO.4 EGESA EISA. EMNADESA. ESEPAL. ESEPSA.1 GENA HBOQUERON.1 HCAISAN HCANDELA. HIDROPMA. HNORTH. HPIEDRA.1 IBERICA. EOR. IDB IDEAL ISTMUS.7 PAN_AM 2.66 PASOAN. PEDREGAL 8.96 PEDREITO 6.7 PERLANOR.25 PERLAsur.19 RCHICO.45 SFRAN. slorenzao. SOENERGY TCARIBE. UEPP 43.1 VALLEYCO

9 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 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 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 214, 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 214 fueron de 27, 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. 8

10 MWh Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 GENERACION Y CONSUMO POR NODO dic-14 MWh Generación Consumo Consumo Por Nodo Pérdidas DIA Total Total Progreso Mata de Nance Llano Sanchez Chorrera Panamá Colón Bocas Total 1 23, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,582. 2,872. 2, ,7.88 1, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,81.3 1, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,2.86 2, , , , , , , , , , , , ,54.2 3,11.6 2, , , , , , ,7.98 2, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Total 778, , , , , , , , , , Maximo 28, , , , , , , , ,25.15 Promedio 25, , ,54.6 2, , , , Mínimo 21, , , , , , , La gráfica a continuación muestra el comportamiento de la energía generada contra la energía consumida. Además presenta el comportamiento de las pérdidas de transmisión. GENERACION VS CONSUMO GENERACION CONSUMO DIAS 9

11 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Generación Hidráulica vs Pérdidas de Transmisión MWh MWh GENERACION HIDRO VS PERDIDAS PERDIDAS HIDRO DIAS MWh La gráfica anterior muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión comparadas con la generación hidráulica Exportación e Importación de Energía Para el mes de diciembre de 214 las exportaciones fueron por 9,6.67 MWh y la importación fue de. MWh. EXPORTACION VS IMPORTACION DE ENERGIA DICIEMBRE Importación Exportación DIA 1

12 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 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 2 MW, iii) posteriormente entra el segundo bloque térmico por 7 MW y el segundo bloque hidro por 291 MW, iv) después el tercer bloque térmico por 127 MW y el tercer bloque hidro por 23 MW, v) y por último el cuarto bloque térmico por 8 MW. Distribución de la Generación por Hora TERMO HIDRO SOLAR EOLICO ACP EOR TOTAL 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 Empresas de Generación La generación máxima del sistema, para el mes de diciembre del 214, se dio el día viernes 19 de diciembre con 28,36.1 MWh y la generación mínima se dio el día 14 de diciembre con 21,11.95 MWh. 11

13 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS GENERADORAS dic-14 MWh Dia Generacion Consumo Perdidas Contrato compra-mwh Venta-MWh Debito $ Credito $ 1 23, , , , , ,53, , , , , ,57, ,386, , , , , , ,113, , ,2.27 4, , , ,56, , ,26.1 5,48.7 6, , ,146, , , ,488. 6, , , , , , , , , , , , , , , , , ,47.6 6, , , , , ,9.13 6, , , , , , , , , , , ,4.51 6, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,36.1 1, , ,59.7 7, , , , , , , ,26, ,239, , , , , , , , , , , ,179, ,4, , , , ,1.38 1,19, ,254, , , , ,69.1 1,164, ,392, , ,5.85 7, , , ,96, , , , , , ,8.49 1,174, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , TOTAL 778, , , , , ,119, ,83, Max 28,36.1 1, , , , ,26, ,4, Min 21, ,5.85 4, , , , Para el mes de diciembre de 214 la exportación de energía fue por 9,6.67 MWh, además se suministró energía por contrato por 711, MWh. En el mercado ocasional se compró 187, MWh y se vendió 213, MWh Empresas Consumidoras Para estas empresas el consumo máximo se dio el día 2 de diciembre con 26,69.57 MWh y el mínimo el día 14 de diciembre con 19, MWh. La energía suministrada por contrato fue de 711, MWh, la compra en el mercado ocasional fue de 25,55.35 MWh. Las pérdidas de transmisión del sistema fueron el 3.72 % de la energía consumida. 12

14 Mw Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS dic-14 MWh Dia Consumo Perdidas Contrato Compra-MWh Venta-MWh Debito $. Credito $ 1 22, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,26.1 1, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,5.85 1, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Total 737, , , , ,683,61.. Max 26, , , , , Min 19, , 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. Demanda Maxima vs Disponibilidad 25 2 Demanda Max. Disponibilidad Fecha-Hora 13

15 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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 214. MW CURVA DE CARGA- DÍA DE DEMANDA MAXIMA edemet edene edech cempa cemx OER Otros GC 23:15 22:15 21:15 2:15 19:15 18:15 17:15 16:15 15:15 14:15 13:15 12:15 11:15 1:15 9:15 8:15 7:15 6:15 5:15 4:15 3:15 2:15 1:15 :15 CUARTO-HORA 2.6. GENERACION OBLIGADA La energía correspondiente a la generación obligada para el mes de diciembre 214 fue de 68,59.92 MWh para un sobrecosto de B/.2,562, A continuación se muestra un cuadro resumen. PARAMETRO ENERGÍA [MWh] COSTO $ Generación Obligada por Seguridad (B) 23, B/. 23,19.7 Generación Obligada por Calidad del Servicio (C) 38, B/. 1,839, Compensación por Generación Desplazada debido a Trabajos de Mantenimiento ó Libranza(K) 5, B/. 512,9.17 Generación Obligada por violación de Restricción Técnica del Participante Productor(R) B/. 8,125.5 total 68, ,562,

16 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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 214, con relación a las compensaciones de potencia, servicios auxiliares, reserva de largo plazo y seguimiento de demanda RESERVA SERVICIOS COMERCIALIZADOS MONTO ($) Servicios Auxiliares de Reserva de Largo Plazo 211,216. Compensación de potencia 32,936.8 Servicios Auxiliar Seguimiento a la Demanda 61, Servicios Auxiliares 919, A continuación se muestra la asignación de los servicios auxiliares generales del sistema. RESERVA SECUNDARIA FORTUNA AES AES-CHAN 5% 27% 68% RESERVA RODANTE 1.22% 1.15% 1.31% 2.%.16% 12.63%.2% 9.91% 1.44% 49.88% 2.26% FORTUNA AES BLM AES-CHAN PANAM PEDREGAL EGESA gena acp ideal cativa caldeco 15

17 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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

18 $/MWh $/MWh Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Comportamiento de Los Costos Variables Dias BLM CARBON BLM CICLO DOLEGA FORTUNA BAJO DE MINA EL FRAILE EL GIRAL II J. BROWN G Comportamiento de Los Costos Variables Dias ACP1 ACP3 ALGARROBOS BAITUN COCHEA CHANGUINOL A 1 GUALACA CAPIRA 2 BUGABA 1 J. BROWN G6 EL GIRAL I J. BROWN G6 LA ESTRELLA 17

19 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 $/MWh Comportamiento de Los Costos Variables DÍAS 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 $/MWh. El cuadro muestra los costos de arranque por semana para cada una de las unidades que participan en el despacho. ACP2 AGGREKO CERRO AZUL BLM G8 CONCEPCIO N CHITRE BONYIC El ALTO COSTOS DE ARRANQUES POR MAQUINA Semana 48 Semana 49 Semana 5 Semana 51 UNIDADES Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente BLMG5 1, , , , , , , , BLMG6 1, , , , , , , ,745.1 BLMG8 1, , , , , , , , BLMCC1+1 9, , , ,56.3 9, , , , BLMCC1+2 17, , , , , , ,646. 7, BLMCC1+3 24, , , , , , , , EL GIRAL I PANG1 1, , , , , , , , PANG2 1, , , , , , , , PANAM PACORA CATIVA TCOG1 1, , , , , , , ,19.57 TCOG2 1, , , , , , , ,19.57 TCOCC1+1 16, , , , , , , ,37.64 TCOCC1+2 23, , , , , , , , EL GIRAL II CAPG CAPG CHIG MIRG MIRG MIRG3 3, , , , , , , , MIRG4 5, , , , , , , ,157.1 MIRG AGGREKO CERRO AZUL

20 $/kw-mes Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 El cuadro muestra la cantidad de arranques y paradas de cada una de las unidades de generación. Cantidad de arranques por unidad Plantas total B.L.M Ciclo Comb. 3+1 Ciclo Comb. 2+1 Ciclo Comb. 1+1 Pan Am Pedregal GENA 2 2 Ciclo Gena 1-1 Ciclo Gena 2-1 Tcaribe Capira Chitre Santiago EGESA soenergy ACP 4 4 ACA IDB Cantidad de Paradas por unidad Plantas total B.L.M Ciclo Comb. 3+1 Ciclo Comb. 2+1 Ciclo Comb. 1+1 Pan Am Pedregal GENA Tcaribe Capira Chitre EGESA ACP idb 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.75 $/KW-mes y el mínimo de.48 $/KW-mes. PRECIO DE LA POTENCIA SPOT DÍAS 19

21 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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 214. FechaInicio Descripcion FechaResolucion MedidasAdoptadas Responsable Medidor 1-jul-12 2-dic ene feb-14 8-feb may-14 1-sep sep oct nov-14 8-nov nov dic-14 9-dic dic dic dic-14 3-dic-14 Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Ricamar. Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Portobelo. Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Brisas del Golf. Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Plaza Carolina. Sin comunicación con el medidor principal de Panamá II por averías en el medidor. Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Puerto Escondido. Sin comunicación con el medidor de El Fraile por porblemas en el equipo de comunicación. Sin comunicación con el medidor principal del T8 por averías en el medidor. Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Colon dic-14 Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Matadero de Soná. 22-dic-14 Sin comunicación con los medidores de Sarigua por problemas en el cuarto de control donde están los equipos de comunicación. 25-nov-14 Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de Colmar. 24-dic-14 Sin comunicación con el medidor del Súper 99 de El Dorado. 19-dic-14 Sin comunicación con los medidores de Bahía Las Minas por problemas con el modem. 12-dic-14 Sin comunicación con los medidores de Chilibre por daño en la subestación de Chilibre ha afectado la comunicación. 23-dic-14 Sin comunicación con los medidores de Bahía Las Minas por problemas con el modem. 23-dic-14 Sin comunicación con los medidores de Cemex por daño en la subestación de Chilibre ha afectado la comunicación. 23-dic-14 Sin comunicación con el medidor de Varela Hermanos. 5-ene-15 Utilización de data estimada hasta que se resuelva el problema de comunicación. Ricamar Ricamar Utilización de data estimada hasta que se resuelva el problema de comunicación. Ricamar Portobelo Utilización de data estimada hasta que se resuelva el problema de comunicación. Ricamar Brisas del Golf Utilización de data estimada hasta que se resuelva el problema de comunicación. Ricamar Plaza Carolina Utilización del medidor secundario hasta que se resuelva el problema de comunicación. Ensa P Utilización de data estimada hasta que se resuelva el problema de comunicación. Ricamar Puerto Escondido Utilización de data scada hasta que se resuelva el problema de comunicación. Hidro Ibérica El Fraile Utilización del medidor secundario hasta que se resuelva el problema de comunicación. Bahía Las Minas T8 P Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Ricamar Colon 2 Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Ricamar Matadero de Soná Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Industrias Básicas, S. A. Cemento Interoceánico Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Ricamar Colmar Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Ricamar El Dorado Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Utilización de data estimada hasta que se resolvio el problema de comunicación. Bahia Las Minas P, S, P, S, P, S, P, S, P, S, P, S, T8 S, T9 P, T9S 115-3A P, 115-3A S, Ensa 115-3B P, 115-3B S P, S, P, S, P, S, P, S, P, S, P, S, Bahia Las Minas T8 S, T9 P, T9S Ensa Varela Hermanos T1, T2, T3 Compañía Panameña de Licores, S.A. 2

22 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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 214 al mes de diciembre del año 214. La gráfica muestra que durante el mes de diciembre de 214 los precios disminuyeron con respecto al mes pasado. COMBUSTIBLE PARA GENERACION ELECTRICA d.liviano bunker ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 $/BARRIL B/./MWh FECHA 3.2. COSTO MARGINAL El costo marginal promedio ponderado aumentó con relación al mes pasado. COSTO MARGINAL DEL SISTEMA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC CMS

23 Gwh/DIA GWh Informe Mensual del Mercado de diciembre de DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA 1 8 DEMANDA DE ENERGIA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Gwh La gráfica muestra que para este mes se presentó un consumo de energía de GWh CONSUMO PROMEDIO DIARIO A continuación se presenta una gráfica que muestra el comportamiento del consumo promedio diario del sistema, para el período enero 214 diciembre 214. CONSUMO PROMEDIO DIARIO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Gwh/dia MESES Para este mes el consumo promedio disminuyó con relación al mes pasado. 22

24 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 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 214 a diciembre del 214. MW DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Mw Como ya se mencionó anteriormente, la demanda máxima del mes de diciembre 214 fue de 1, MW, se presentó el día 2 a las 13:58 horas PÉRDIDAS DE TRANSMISION La siguiente gráfica muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión para los últimos 12 meses PERDIDAS DE TRANSMISION 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

25 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 La gráfica muestra que para el mes de diciembre 214, las pérdidas de transmisión disminuyeron con respecto al mes pasado FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA La siguiente gráfica muestra el factor de carga del sistema para los últimos 12 meses. FACTOR DE CARGA 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 NIVELES DE LOS EMBALSES La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los embalses de Fortuna y Bayano, para el periodo comprendido de enero 214 a diciembre 214. NIVEL DE LOS EMBALSES BAYANO FORTUNA /12/14 7/12/14 17/11/14 28/1/14 8/1/14 18/9/14 29/8/14 9/8/14 2/7/14 3/6/14 1/6/14 21/5/14 1/5/14 11/4/14 22/3/14 2/3/14 1/2/14 21/1/14 1/1/14 24

26 Informe Mensual del Mercado de diciembre de INDICADORES DE DISPONIBILIDAD DICIEMBRE 214 Cumpliendo los numerales y 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 Dicho seguimiento se verificó utilizando como base la semana de despacho, que para el mes de diciembre del año 214 corresponden a: Semana 48: del 29 de noviembre al 5 de diciembre de 214. Semana 49: del 6 de diciembre al 12 de diciembre de 214. Semana 5: del 13 de diciembre al 19 de diciembre de 214. Semana 51: del 2 de diciembre al 26 de diciembre de 214. RESUMEN MES DE DICIEMBRE DE 214 X: incumplimiento INCUMPLIMIENTOS CONTRATOS EMPRESA Semana 48 Semana 49 Semana 5 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 25

27 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 EMPRESA 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 INCUMPLIMIENTOS RESERVA LARGO PLAZO Semana 48 Semana 49 Semana 5 Semana 51 Resultados Acumulados CONTRATOS(últimos 12 meses) * CELSIABLM Corp. 13 PAN-AM AES PEDREGAL FORTUNA 4 ACP ESEPSA ALGARROBOS HIDROPMA * HCANDELA 12 EGESA * CELSIAALT (CATIVÁ) 11 GENA 6 * VALLEY RISE 1 S. FRANCOLÍ PASO ANCHO 3 AES CHANGUINOLA 1 CELSIAALTERNEGY 4 CELSIABONTEX 2 SOENERGY 2 AGGREKKO 2 IDEAL PANAMÁ IBERICA EMPRESA INCUMPLIMIENTOS Reserva Largo plazo (año calendario) * Nota: Incluye incumplimientos utilizados en el recálculo de su potencia firme. 26

28 POTENCIA(MW) Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Semana Despacho N 48 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N EMPRESAS Periodo: del 29 de noviembre al 5 de diciembre de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: 27

29 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 CELSIABLM: MW a CELSIAALT (CATIVÁ), 35 MW a AES, 2.8 MW a CELSIA BON y 5 MW a IDEAL. AES: MW a AES CHANGUINOLA. CELSIAALT (CATIVÁ): MW a CELSIABLM y MW a CELSIABON. CELSIABON: MW a CELSIAALT (CATIVÁ) EGESA: 2 MW a SOENERGY. GENA: 8.67 MW a AES, MW a EGESA y 2 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 6/12/214 12/12/214 CONTRATO RESERVA/ SAERLP CONTRATO SUMINISTRO CONTRATO RESERVA SAERLP POTENCIA TOTAL CUMPLE EMPRESA PMS COMPRA DISPONIBLE VENTA VENTA VENTA COMPROMISOS INCUMPLE (MW) CELSIA_BLM AES FORTUNA PANAM PEDREGAL ACP ACP_GEN ESEPAL ESEPSA HCANDELA HIDROPMA FRANCOLI EGESA CELSIA_ALT ISTMUS CELSIA_BON HBOQUERON PASO ANCHO CALDECO VALLEY RISE IDEAL CELSIA_ALT AES CHANGUINOLA PEDREGALITO RIO CHICO IBERICA ALTO VALLE HIDROPIEDRA EGISA LAS PERLAS SUR LAS PERLAS NORTE EMNADESA AGGREKO SOENERGY SAN LORENZO EISA HCAISAN GENA

30 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N POTENCIA(MW) EMPRESAS Periodo: del 6 de diciembre al 12 de diciembre de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos 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. AES: MW a AES CHANGUINOLA. GENA: 8.67 MW a AES, MW a EGESA, MW a AGGREKO y 2 MW a IDEAL. CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ): MW a CELSIABLM y MW a CELSIABON. EGESA: 2 MW a SOENERGY. AGGREKO: 5 MW a IDEAL, 12 MW a PEDREGAL, 5 MW a EISA y 22 MW a HCAISAN. CELSIABON: MW a CELSIAALT (CATIVÁ) 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. 29

31 POTENCIA(MW) Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Semana Despacho N 5 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N EMPRESAS Periodo: del 13 de diciembre al 19 de diciembre de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: 3

32 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 CELSIABLM: 123 MW a CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ), 35 MW a AES, 2.8 MW a CELSIA BON y 5 MW a IDEAL. AES: MW a AES CHANGUINOLA. PEDREGAL: 17 MW a IDEAL. GENA: 8.67 MW a AES, MW a EGESA, MW a HCAISAN. ACP: 25 MW a IDEAL. CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ): MW a CELSIABLM y MW a CELSIABON. EGESA: 2 MW a SOENERGY. AGGREKO: 12 MW a PEDREGAL, 7 MW a EISA y MW a HCAISAN. CELSIABON: MW a CELSIAALT (CATIVÁ). Resumen: los resultados indican: Las empresas HIDRO CANDELA, CELSIBLM Y GENA presentaron incumplimientos a contratos. El resto de los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo. 31

33 POTENCIA(MW) Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 Semana Despacho N 51 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N EMPRESAS Periodo: del 2 de diciembre al 26 de diciembre de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: 32

34 Informe Mensual del Mercado de diciembre de 214 CELSIABLM: 123 MW a CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ), 35 MW a AES, 2.8 MW a CELSIA BON y 5 MW a IDEAL. AES: MW a AES CHANGUINOLA. CELSIAALTERNEGY (CATIVÁ): MW a Suez-BLM y CELSIABON. CELSIABON: MW a CELSIAALT (CATIVÁ). GENA: 8.67 MW a AES, 25 MW a IDEAL, 7 MW a EISA y MW a HCAISAN. EGESA: 2 MW a SOENERGY. 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. 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. 33

35 Informe Mensual del Mercado de diciembre de

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