TABLA DE CONTENIDO 2. DATOS PARA EL MES DE JUNIO

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1 TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN DATOS PARA EL MES DE JUNIO 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 JUNIO Error! Marcador no definido. 5. DATOS HISTÓRICOS... 32

2 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 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 JUNIO COSTO MARGINAL Costo Marginal Promedio Ponderado A continuación se muestra el comportamiento del costo marginal del sistema para el mes de junio del 214. El costo marginal promedio ponderado para el referido mes fue de B/. /MWh, alcanzando su máximo valor en B/. /MWh ocurrido el día 4 de junio y el valor mínimo de B/. /MWh el día 25 de junio. CMS PROMEDIO PONDERADO DIARIO MENSUAL $/MWh DÍAS 1

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 214. Con relación al cuadro anterior podemos señalar que el valor máximo del costo marginal del sistema fue de B/. /MWh se presentó entre los días 14 al 19 de junio. El valor mínimo fue de 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 214. COSTO MARGINAL DIARIO CMS (B/./MWh) Max Prom. Min DIAS 2

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 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 19 de junio día de la demanda máxima de potencia del mes. Demanda vs Cms - Día de Demanda maxima consumo CMS Demanda MW :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: Cuartos de Horas CMS $/MWh 3

5 2.2. GENERACIÓN, CONSUMO Y PÉRDIDAS Generación Para el mes de junio de 214 la generación total fue de 729, MWh, de la cual el 39.1% fue aportada por las plantas térmicas, el 52.58% correspondió a las plantas hidráulicas, el.95% fue aportada por las plantas eólicas, el 3.32% a la autogeneración, el.3 % planta solar y 4.2% aporte de Centroamérica. TIPO DE GENERACIÓN AUTOGENERACION 3.32% EOLICO.95% CENTRO-AMERICA 4.2% SOLAR.3% HIDRO 52.58% TERMICA 39.1% Porcentaje de Generación Mensual La gráfica muestra el comportamiento de la generación del sistema para el mes de junio de 214, mostrando el porcentaje del aporte de las unidades hidráulicas, unidades térmicas, unidades eólicas, autogeneración, solar y la importación de Centroamérica. TIPOS DE GENERACION HIDRO TERMICA AUTOGENERACIÓN EOLICO IMPORTACION solar MWh 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % DIAS 4

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. Consumo de Energía por Región Colón 6.86% Exportaciones.% Chiriquí y Bocas 8.84% Prov. Centrales 12.56% Panamá Oeste 8.93% Panamá Centro 62.81% 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 214. CONSUMO-DISTRIBUIDORAS 4, CONSUMO DISTRIBUIDORAS MWh EDECH 55,299.3 EDEMET 345, , 3, 25, 2, 15, 1, 5, ENSA 272, MWh EDECH EDEMET ENSA EMPRESAS Demanda Máxima-Distribuidoras DEMANDA MAXIMA DISTRIBUIDORAS MW EDEMET ELEKTRA EDECHI MW EDEMET ELEKTRA EDECHI Empresas 5

7 GRANDES DEMANDA MAXIMA CLIENTES MW cemex CEMPA 8.38 BPARK 2.46 OER S99_MDEPOT.61 S99_RMAR.97 dorado_e.34 cabima_e.47 ptoesc_e.3 andes_e.4 pueblo_e.36 cdorey_e.28 sanmgto_e.25 vhermo_e.15 pedgal_e.23 betha_e.21 chanis_e.21 colmar_e.2 balboa_e.13 coronad_e.31 msona_e.22 arraij_e.33 cencal_e.1 vacamon_e.31 albro.4 bgolf.29 col2k.28 chitre.25 costae.33 faro.24 dona.35 penon.26 pzait.27 porto.27 ptapac.39 pzacar.25 pzatoc.35 sanfco.3 santi.33 tmuer.38 vporr.3 contral 1.16 sunstar.8 gmills.99 avipac.16 ceminter 1.7 eeua 1.27 css 3. vh_fab.24 vh_cia.26 GRANDES CONSUMO CLIENTES MWh VPORRAS PTAPAC PZATOC FARO COSTAE BGOLF ALBROOK SANFCO LADONA 18.8 PZACARO PORTOB TBAMTO MDEPOT RICAMAR ANDES CABIMA DORADO PUEBLOS VHERMO CDOREY SANMGTO PEDGAL BETHA CHANIS 12.9 BALBOA CENCAL 51.5 C CHITRE STGO PENOME PITALIA PTOESC COLMAR MSONA CORONAD ARRAIJ VACAMON OER 7,96.26 BPARK CONTRAL 21.6 CEMEX 12, CEMPA 4, sunstar gmill CEMINTER AVIPAC eeua css 1,633.4 VH_FAB VH_CIA DEMANDA-MAXIMA GRANDES CLIENTES MW vh_fab eeua avipac sunstar vporr santi pzatoc ptapac pzait dona costae col2k albro cencal_e msona_e balboa_e chanis_e pedgal_e sanmgto_e pueblo_e ptoesc_e dorado_e S99_MDEPOT BPARK cemex EMPRESAS 6

8 CONSUMO-GRANDES CLIENTES MWH VPORRAS PZATOC COSTAE ALBROOK LADONA PORTOB MDEPOT ANDES DORADO VHERMO SANMGTO BETHA BALBOA C2 STGO PITALIA COLMAR CORONAD VACAMON BPARK CEMEX EMPRESAS EMPRESA GENERACION ACP_GEN 69, ACP_PACIFI 24, AES 174,94.35 AES_CHAN. AGGREKO 45,58.43 ALTERNEGY 18,519.7 ALTOVALLE 2, BONTEX 4, CALDECO 3, CANOPO.21 EGEBLM 63,324.8 EGEF 55,76.1 EGEISTMO 1, EGESA 2,248.8 EISA 2,65.14 EMNADESA 2,39.86 ESEPAL 1, ESEPSA 6, GENA 5, HBOQUERON 2, HCANDELA HIDROPMA 1,14.5 HPIEDRA 7,964.5 IBERICA 1, EOR 29,293.5 IDB 38,62.13 IDEAL 58,18.44 ISTMUS 6,22.44 PAN_AM. PASOAN 1, PEDREGAL 35,61.2 PEDREITO 8,834.5 PERLANOR 6, PERLAsur 6,35.21 RCHICO 5,895.5 SFRAN 2, SLORENZO SOENERGY 23,85.7 TCARIBE. UEPP 6, VALLEYCO 2,13.5 EMPRESA CONSUMO ACP_GEN. ACP_PACIFI. AES AGGREKO AES_CHAN ALTERNEGY ALTOVALLE 7.24 BONTEX 2.98 CALDECO 1.22 CANOPO. EGEBLM EGEF EGEISTMO 2.9 EGESA EISA 1.9 EMNADESA. ESEPAL. ESEPSA. GENA HBOQUERON.2 HCANDELA. HIDROPMA. HPIEDRA. IBERICA. EOR. IDB IDEAL.95 ISTMUS.45 PAN_AM. PASOAN. PEDREGAL.38 PEDREITO.51 PERLANOR.26 PERLAsur.31 RCHICO.1 SFRAN. slorenzao. SOENERGY 1.24 TCARIBE. UEPP VALLEYCO

9 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 junio 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 junio de 214 fueron de 19, MWh, representando el 3.4 % 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 GENERACION Y CONSUMO POR NODO jun-14 MWh Generación Consumo Consumo Por Nodo Pérdidas DIA Total Total Progreso Mata de Nance Llano Sanchez Chorrera Panamá Colón Bocas Total 1 21, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,42.3 1, , , ,52.4 2, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,4.6 1, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,5.45 2, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,177. 1, Total Maximo Promedio Mínimo 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 MWh DIAS 9

11 Generación Hidráulica vs Pérdidas de Transmisión GENERACION HIDRO VS PERDIDAS PERDIDAS HIDRO MWh 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 junio de 214 las exportaciones fueron por. MWh y la importación fue de 29,293.5 MWh EXPORTACION VS IMPORTACION DE ENERGIA JUNIO 214 MWh Importación Exportación DIA 1

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 5 MW, junto con 13 MW de bloque eólico y 1.5 MW de solar ii) después entra la primera oferta del MER con 8 MW, la primera oferta de ACP por 3 MW, el primer bloque térmico por 23 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 9 MW, el tercer bloque termo por 64 MW, v) y por último el tercer bloque hidro por 19 MW y el cuarto bloque termo por 26 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 junio de Empresas de Generación La generación máxima del sistema, para el mes de junio del 214, se dio el día jueves 19 de junio con 26,864.2 MWh y la generación mínima se dio el día 8 de junio con 2, MWh. 11

13 COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS GENERADORAS jun-14 MWh Dia Generacion Consumo Perdidas Contrato compra-mwh Venta-MWh Debito $ Credito $ 1 21, , , ,8.72 1,182, ,757, , , , , ,688,26.9 2,52, , ,18.3 6, , ,761, ,683, , , , , ,852, ,833, , , , , ,876, ,8, , , , ,11.7 1,949, ,912, , , , , ,828, ,447, , , , , ,94, ,529, , , , , ,641, ,433, , , , , ,452, ,225, , , ,6.75 1, ,472, ,29, , , , , ,299, ,151, , , , , ,459, ,315, , , , , ,641, ,291, , , , , ,685, ,35, , , , ,6.51 1,781, ,752, , , , , ,667, ,58, , , , , ,655, ,57, , , , , ,652, ,659, , , , , ,82, ,856, , , , , ,142, ,953, , , , , , ,588, , , , , ,385, ,289, , , , , ,92, ,778, , , , , ,21, ,699, , , , , ,5, ,758, , , , , ,13, ,665, , , , , , ,511, , , , , , ,498, , , , , , ,611, TOTAL 729, , , , ,48, ,318,89.48 Max 26, , , , ,949, ,912, Min 2, , , , , ,498, Para el mes de junio de 214 la exportación de energía fue por. MWh, además se suministró energía por contrato por 64,1.11 MWh. En el mercado ocasional se compró 191,733.4 MWh y se vendió 295, MWh Empresas Consumidoras Para estas empresas el consumo máximo se dio el día 19 de junio con 26, MWh y el mínimo el día 8 de junio con 19, MWh. La energía suministrada por contrato fue de 64,1.11 MWh, la compra en el mercado ocasional fue de 14, MWh. Las pérdidas de transmisión del sistema fueron el 2.81 % de la energía consumida. 12

14 COMPORTAMIENTO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS jun-14 MWh Dia Consumo Perdidas Contrato Compra-MWh Venta-MWh Debito $. Credito $ 1 2, , , , , , , , , ,18.3 3, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7, , , , ,36, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,15.5 2, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Total 78, , , , ,838,59.. Max 26, , , , ,36,382.. 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 Mw Fecha-Hora 13

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 214. MW CURVA DE CARGA- DÍA DE DEMANDA MAXIMA edemet edene edech cempa BPARK 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 junio 214 fue de 83,26.93 MWh para un sobrecosto de B/.3,677, A continuación se muestra un cuadro resumen. PARAMETRO ENERGÍA [MWh] COSTO $ Generación Obligada por Seguridad (B) 17,65.97 B/. 558, Generación Obligada por Calidad del Servicio (C) 6, B/. 343, Generación Obligada por Trabajos de Mantenimiento, Libranza o Fallas del Sistema Interconectado (D) B/. 9, Generación Obligada por restricciones para mantener un nivel de operación mínimo en los embalses de las centrales hidráulicas(h) 58, B/. 2,756,64.93 Compensación por Generación Desplazada debido a Trabajos de Mantenimiento ó Libranza(K) 68.5 B/. 5,56.34 Generación Obligada por violación de Restricción Técnica del Participante Productor(R) B/. 3, total 83, ,677,

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 214, con relación a las compensaciones de potencia, servicios auxiliares, reserva de largo plazo y seguimiento de demanda. SERVICIOS COMERCIALIZADOS MONTO ($) Servicios Auxiliares de Reserva de Largo Plazo 12, Compensación de potencia 26, Servicios Auxiliar Seguimiento a la Demanda 12, Servicios Auxiliares 1,541, RESERVA A continuación se muestra la asignación de los servicios auxiliares generales del sistema. RESERVA SECUNDARIA FORTUNA AES AES-CHAN 27% 16% 57% RESERVA RODANTE 3.31% 21.1% 1.89% 16.29%.53%.27% 28.4% 1.6%.% 8.19% 18.79% FORTUNA AES BLM AES-CHAN PANAM PEDREGAL EGESA gena acp ideal cativa caldeco 15

17 2.1. 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 3 días del mes de junio de

18 Comportamiento de Los Costos Variables $/MWh BAJO DE MINA BAYANO BLM CICLO DOLEGA GUALACA ALGARROBOS BLM G9 CARBON EL GIRAL I ESTÖ J. BROWN G6 Dias $/MWh Comportamiento de Los Costos Variables ACP1 ACP3 ACP5 AGGREKO CERRO AZUL COCHEA CHANGUINOLA 1 J. BROWN G5 CAPIRA 2 BUGABA 1 J. BROWN G6 EL GIRAL II Dias LA ESTRELLA LA YEGUADA Comportamiento de Los Costos Variables $/MWh ACP2 ACP4 BLM CARBON CONCEPCI ON CHITRE BLM G8 1 EL FRAILE DÍAS CATIVA CAPIRA 1 FORTUNA LA YEGUADA El mayor costo de todas las unidades de generación del sistema, la tiene ACP con la unidad Miraflores G2 con $/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 $/MWh. El cuadro muestra los costos de arranque por semana para cada una de las unidades que participan en el despacho. 17

19 COSTOS DE ARRANQUES POR MAQUINA Semana 22 Semana 23 Semana 24 Semana 25 UNIDADES Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente Frío Caliente B.L.M. #5 - JB 1, , , , , , , , B.L.M. #6 - JB 1, , , , , , , , B.L.M. #8 - TG 1, , , , , , , , Ciclo Comb , , , , , , , , Ciclo Comb , , , ,94. 18, , , , Ciclo Comb , , , , , , , , CC 1+1 a CC 2+1 5, , , , , ,37.2 5, ,37.2 El Giral Panamá #1 1, , , , , , , , Panamá #2 1, , , , , , , , Pan Am Pedregal Cativa Termo-Colón #1 1, , , , , , , ,141.9 Termo-Colón #2 1, , , , , , , ,141.9 CC TCO , , , , , , , , CC TCO ,2.66 6, , , , , , , El Giral Capira Capira# Chitre Miraflores G Miraflores G Miraflores G3 3,6.9 3,6.9 3, , , , , , Miraflores G4 5, , , , , , , , Miraflores G Miraflores G 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 1 1 Ciclo Comb. 3+1 Ciclo Comb. 2+1 Ciclo Comb. 1+1 Pan Am Pedregal GENA Ciclo Gena 1-1 Ciclo Gena 2-1 Tcaribe Capira Chitre Santiago EGESA EGESA 2 ACP ACA IDB

20 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 junio. El valor máximo fue de.75 $/KW-mes y el mínimo de.49 $/KW-mes. PRECIO DE LA POTENCIA SPOT $/kw-mes DÍAS 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

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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 213 al mes de junio del año 214. La gráfica muestra que durante el mes de junio de 214 los precios aumentaron con respecto al mes pasado. COMBUSTIBLE PARA GENERACION ELECTRICA d.liviano d. Marino bunker $/BARRIL jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 FECHA 3.2. COSTO MARGINAL El costo marginal promedio ponderado disminuyó con relación al mes pasado. COSTO MARGINAL DEL SISTEMA B/./MWh JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN CMS

23 3.3. DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA DEMANDA DE ENERGIA GWh JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN 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 julio 213 junio 214. CONSUMO PROMEDIO DIARIO Gwh/DIA JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN Gwh/dia MESES Para este mes el consumo promedio aumentó con relación al mes pasado 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 213 a junio del

24 MW DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN Mw Como ya se mencionó anteriormente, la demanda máxima del mes de junio 214 fue de 1, MW, se presentó el día 19 a las 14:17 horas PÉRDIDAS DE TRANSMISION La siguiente gráfica muestra el comportamiento de las pérdidas de transmisión para los últimos 12 meses PERDIDAS DE TRANSMISION 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 La gráfica muestra que para el mes de junio 214, las pérdidas de transmisión aumentaron con respecto al mes pasado. 23

25 3.7. FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA La siguiente gráfica muestra el factor de carga del sistema para los últimos 12 meses. FACTOR DE CARGA 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 NIVELES DE LOS EMBALSES La siguiente gráfica muestra el comportamiento de los embalses de Fortuna y Bayano, para el periodo comprendido de julio 213 a junio 214. NIVEL DE LOS EMBALSES BAYANO FORTUNA /6/14 6/6/14 17/5/14 27/4/14 7/4/14 18/3/14 26/2/14 6/2/14 17/1/14 28/12/13 8/12/13 18/11/13 29/1/13 9/1/13 19/9/13 3/8/13 1/8/13 21/7/13 1/7/13 24

26 4. INDICADORES DE DISPONIBILIDAD JUNIO 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 junio del año 214 corresponden a: Semana 22: del 31 de mayo al 6 de junio de 213 Semana 23: del 7 de junio al 13 de junio de 213 Semana 24: del 14 de junio al 2 de junio de 213 Semana 25: del 21 de junio al 27 de junio de 213 RESUMEN MES DE JUNIO DE 214 X: incumplimiento EMPRESA 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 INCUMPLIMIENTOS CONTRATOS Semana 22 Semana 23 Semana 24 Semana 25 X X X 25

27 EMPRESA 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 ENTOS RESERVA LARGO PLAZO Semana 22 Semana 23 Semana 24 Semana 25 Resultados Acumulados INCUMPLIMIENTOS EMPRESA 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. 26

28 Semana Despacho N 22 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N POTENCIA(MW) EMPRESAS Periodo: del 31 de mayo al 6 de junio de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: 27

29 SUEZ-BLM: 7 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ), MW a ACP y 4 MW a AES. AES: MW a AES CHANGUINOLA. SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): MW a Suez-BLM y 1.8 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: MW a ACP y 3.16 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. Semana Despacho N 23 28

30 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N POTENCIA(MW) EMPRESAS Periodo: del 7 de junio al 13 de junio de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: SUEZ-BLM: 7 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ), MW a ACP, a AES y.7371 MW a SUEZ-BONTEX. AES: MW a AES CHANGUINOLA. SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): MW a Suez-BLM y 1.8 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 6 MW a EGESA y 3.16 MW a IDEAL. Resumen: los resultados indican: 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. 29

31 Semana Despacho N 24 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N POTENCIA(MW) EMPRESAS Periodo: del 14 de junio al 2 de junio de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: 3

32 SUEZ-BLM: 7 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ), 4 MW a AES. AES: MW a AES CHANGUINOLA. SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): MW a Suez-BLM y 1.8 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 6 MW a EGESA y 3.16 MW a IDEAL Resumen: los resultados indican: Todos los Productores cubrieron sus compromisos tanto en contratos como en reserva de largo plazo. Semana Despacho N 25 31

33 Pot. Pot. Disponible Pot. Pot. Compromisos SEMANA DESPACHO N POTENCIA(MW) EMPRESAS Periodo: del 21 de junio al 27 de junio de 214. Detalle: se dieron compras de potencia en contratos de reserva para cubrir compromisos de la siguiente manera: SUEZ-BLM: 7 MW a SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ). 2 MW a AES. AES: MW a AES CHANGUINOLA. SUEZ-ALTERNEGY (CATIVÁ): MW a Suez-BLM y 1.8 MW a SUEZ-BONTEX. GENA: 6 MW a EGESA y 3.16 MW a IDEAL. Resumen: los resultados indican: 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. 32

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