Informe Consolidado del Mercado Junio de 2012 Versión liquidación TXR

Transcripción

1 Informe Consolidado del Mercado Junio de 2012 Versión liquidación TXR

2 Informe de de energía y Fronteras - SIN Junio de 2012 Versión liquidación TXR

3 Seguimiento por tipos de demanda en GWh Expor. Expor. no no Importac. Comercial Comercial Comercial Comercial Nacional + Nacional + atendida x atendida x de energía demanda demanda causas no causas coordinada Internacional del Total (1) Nacional (2) (3) (4) SIN (5) Venezuela Ecuador programadas programadas Ecuador ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun (1) Incluye demanda nacional(que incluye importaciones del Ecuador), las pérdidas del STN, las exportaciones al Ecuador y Venezuela. (2) A la demanda comercial total se le resta las exportaciones a Ecuador y Venezuela. (3) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda de despacho económico coordinado (exportaciones al Ecuador). (4) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda internacional (exportaciones a Venezuela). (5) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda no atendida por causas programadas y no programadas. 3

4 Cálculo crecimiento de la de energía A partir del informe del mes pasado, el crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se calculará como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados y domingos-festivos) con relación al número de días correspondiente a estos tipos de días del año actual. Este tipo de cálculo disminuye la variabilidad de las fluctuaciones de los crecimientos que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía con relación al número de días comerciales, sábados y domingos-festivos presentados en el mes de análisis. Así, para el mes de junio, el crecimiento fue del 3.5%, que corresponde a: Crecimiento = (3.3% * 19 días + 3.2% * 5 días + 4.5% * 6 días)/30 días = 3.5% Los crecimientos por tipo de día son el resultado de comparar el promedio día del mes actual con respecto al mismo mes del año anterior. Así, el crecimiento para días comerciales fue 3.3%, que corresponde a Crecimiento tipo día comercial = (166.3 GWh/161.0 GWh 1)*100 = 3.3% Seguimiento Mensual GWh No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día Crecimiento 2012/2011 Comerciales 3, , % Sábados % Dom. - Festivos % Total Mes 4, , % 4

5 de energía del SIN - Junio 2012 Del cálculo del crecimiento se excluye el consumo de la Mina de Cerromatoso, debido al mantenimiento de uno de sus hornos entre febrero y agosto de GWh No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día Seguimiento Acumulado del Año- Sin Cerro Crecimiento 2012/2011 Comerciales 3, , % Sábados % Dom. - Festivos % Total Mes 4, , % GWh Seguimiento Mensual Sin Cerro No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día Crecimiento 2012/2011 Comerciales 19, , % Sábados 3, , % Dom. - Festivos 4, , % Total Mes 27, , % Incluye los consumos de la Mina de Cerromatoso. Seguimiento Mensual Con Cerro GWh No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día Crecimiento 2012/2011 Comerciales 3, , % Sábados % Dom. - Festivos % Total Mes , % Seguimiento Acumulado del Año- Con Cerro GWh No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día Crecimiento 2012/2011 Comerciales 19, , % Sábados 3, , % Dom. - Festivos 4, , % Total Mes 27, , % Seguimiento Últimos doce meses - Sin Cerro GWh Julio Junio 2011 Julio Junio 2012 No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día Crecimiento Comerciales 38, , % Sábados 7, , % Dom. - Festivos 8, , % Total Mes 55, , % Seguimiento Últimos doce meses Con Cerro GWh Julio Junio 2011 Julio Junio 2012 No. Días Promedio Día GWh No. Días Promedio Día 5 Crecimiento Comerciales 39, , % Sábados 7, , % Dom. - Festivos 9, , % Total Mes 56, , %

6 de energía vs PIB y escenarios UPME Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía PIB Trimestre : 5.0 % Trimestre : 5.1 % Trimestre : 7.5 % Trimestre : 6.1 % Trimestre : 4.7 % Trimestre : -0.4 % Trimestre : 1.1 % Trimestre : 3.5% Trimestre : 2.9% Trimestre : 4.7% Trimestre : 3.6 % Fuente: PIB DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del año anterior. Escenarios actualizados por la UPME en noviembre de 2011 Crecimientos Esperados UPME vs. Real (*) Escenarios actualizados por la UPME en marzo de

7 de energía por operadores de red y región Junio 2012 Comportamiento por operadores de red - OR (**) jun-11 jun-12 Antioquia(EPMD) 2.1% 2.2% jun-11 jun-12 Chocó 7.2% -0.5% jun-11 jun-12 Caldas(CHCD) 2.4% -0.5% Quindío(EDQD) 0.3% -0.3% Pereira(EEPD) 2.7% -0.9% jun-11 jun-12 Cali(EMID) 2.2% 5.2% EPSA 1.2% 5.7% Tuluá(CETD) -2.4% 4.0% Cartago(CTGD) 4.0% 4.4% jun-11 jun-12 Caribe(EDCD) 3.7% 5.1% jun-11 jun-12 Nariño(CDND) 3.7% -4.1% Cauca(CDLD) 1.5% 1.7% Putumayo(EPTD) 1.6% 24.2% BajoPutumayo(EBPD) 25.0% -12.7% Sibundoy(EVSD) -0.4% 0.5% Municipal(EMED) 4.3% 393.7% GUAVIARE jun-11 jun-12 Santander(ESSD) 4.6% 2.4% N.Santander(CNSD) -0.8% 4.4% Boyacá(EBSA) 12.1% -0.8% Arauca(ENID) 6.0% -7.6% Casanare(CASD) 11.1% 12.9% Ruitoque(RTQD) 9.6% 5.2% jun-11 jun-12 Codensa 3.8% -0.1% Cundi.(EECD) 4.3% 11.4% Meta(EMSD) 6.2% 14.6% jun-11 jun-12 Guaviare 1.9% -6.6% jun-11 jun-12 Tolima(CTSD) 8.9% 1.6% Huila(HLAD) 9.2% -0.1% Caquetá(CQTD) 6.8% 3.6% Comportamiento por región Región jun-11 Crec jun-12 Crec Centro % % Antioquia % % Costa Atlántica % % Valle % % Oriente % % CQR % % THC % % Sur % % Chocó % % Guaviare % % * Ca rga s ST N % % (*) Corresponden a cargas conectadas directamente al STN y no tienen asociado un OR. No se incluyen las exportaciones a Ecuador. (**) El seguimiento de la demanda por OR se realiza a partir de la demanda comercial. 7

8 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulada de energía regulada y no regulada Junio 2012 Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas - (GWh) Sistema Interconectado Nacional - SIN jun-11 jun-12 Crec. Acumulado a junio de 2011 Acumulado a junio de 2012 Crec. Participación Regulado 3, , % 18, , % 66% No Regulado 1, , % 8,999 9, % 34% Industrias manufactureras % % 42.4% Explotación de minas y canteras % % 20.0% Servicios sociales, comunales y personales % % 13.0% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % % 8.8% Electricidad, gas de ciudad y agua % % 7.1% Transporte, almacenamiento y comunicación % % 3.3% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % % 2.6% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios % % 2.5% Construcción % % 0.2% Número de fronteras del mercado regulado, no regulado y alumbrado público Sistema Interconectado Nacional Número de fronteras a junio de 2012 Reguladas 6,407 No Reguladas 5,238 Alumbrado Público 403 T O T A L 12,048

9 Número de fronteras y energía de fronteras por departamento Junio 2012 Me rca do No Re gula do + Alumbra do Me rca do Re gula do De pa rta me nto No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) DISTRITO CAPITAL ANTIOQUIA VALLE ATLANTICO CUNDINAMARCA BOLIVAR SANTANDER BOYACA NORTE DE SANTANDER HUILA MAGDALENA TOLIMA META CORDOBA CALDAS RISARALDA CAUCA CESAR QUINDIO SUCRE CASANARE NARINO LA GUAJIRA ARAUCA PUTUMAYO CAQUETA CHOCO T ota l ,

10 Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Junio 2012 Me rca do No Re gula do + Alumbra do Me rca do Re gula do Come rcia liza dor No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) No. Fronte ra s a fina l de me s Ene rgía Fronte ra s (GW h) ISAGEN EEPPM EMGESA S.A ENERCOSTA GECELCA S.A. E.S.P VATIA S.A EMCALI INTERVENIDA DICEL EPSA(PACIFICO) ENERTOTAL ENERMONT E.S.P ENERGISOCIAL CENS(N.SANTANDER) CODENSA ELECTRICARIBE ENERTOLIMA ESSA(SANTANDER) EEP(PEREIRA) ELECTROHUILA CHEC S.A. E.S.P E.M.S.A. E.S.P RUITOQUE S.A. E.S.P ENERGIA EFICIENTE EBSA (BOYACA) ITALENER CETSA(TULUA) CEO S.A.S. ESP EEC - E.S.P ASC ENERCA S.A. E.S.P T ota l Nota: Se muestran los primeros 30 comercializadores más representativos en el mercado en cuanto a el número de fronteras y su respectiva demanda de energía. Para el orden se tuvo en cuenta la suma de la demanda de energía del mercado regulado y no regulado.

11 máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Junio 2012 Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010 y 2011 máxima de potencia SIN Fecha Maxima - MW Crec jun % jun % La demanda máxima de potencia para junio de 2012 fue de 9226 MW, se registro en el período 20 del día Jueves 7. Fecha Causas Programadas De ma nda No Ate ndida Causas No Programadas Limitación de Suministro GWh TOTAL GWh GWh GWh jun jun En junio de 2012 la demanda no atendida fue de 20.7GWh, de la cual el 93.4% correspondió a causas no programadas. 11

12 Informe de Oferta y Generación Junio de 2012 Versión Liquidación TXR

13 Evolución Reservas del SIN a Junio de Volume n útil dia rio (a último día de l me s) Me s GWh % may , jun , Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a junio 30 de 2012 aumentaron en 22.0 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un crecimiento relativo de 0.2%. Por otro lado, en comparación con junio de 2011, las reservas en junio de 2012 fueron inferiores en GWh.

14 Reservas SIN por Regiones Junio de 2012 Volumen Util Diario Nombre % GWh ANTIOQUIA MIEL I MIRAFLORES PENOL ,052.2 PLAYAS PORCE II PORCE III PUNCHINA RIOGRANDE SAN LORENZO TRONERAS total Antioquia , CARIBE URRA total Caribe CENTRO AGREGADO BOGOTA ,103.9 BETANIA MUNA PRADO total Centro ,301.0 ORIENTE CHUZA ESMERALDA GUAVIO ,982.1 total Oriente ,700.2 VALLE ALTOANCHICAYA CALIMA SALVAJINA total Valle La tabla y figura muestran la distribución regional de las reservas útiles del SIN (las magnitudes están expresadas como porcentaje del volumen útil y como energía almacenada). Total -SIN ,794.9

15 Vertimientos por Regiones Junio de Durante junio de 2012 los vertimientos totales en el SIN fueron de GWh. Sólo se vertió en cuatro embalses, correspondientes a tres áreas: Oriente (115.2 GWh), Antioquia (27.3 GWh) y Centro (5.3 GWh). El embalse que reportó mayores vertimientos fue nuevamente Guavio, con GWh (equivalente al 78.0% del total nacional), seguido de Playas con 26.4 GWh, Betania con 5.3 GWh y el Peñol, con 0.9 GWh. Región/Embalse Vertimiento en GWh ANTIOQUIA MIEL MIRAFLORES 0.0 PENOL 0.9 PLAYAS 26.4 PORCE II 0.0 PORCE III 0.0 PUNCHINA 0.0 RIOGRANDE I I 0.0 SAN LORENZO 0.0 TRONERAS 0.0 total Antioquia 27.3 CARIBE URRA1 0.0 Total Caribe 0.0 CENTRO AGREGADO EEB 0.0 BETANIA 5.3 MUNA 0.0 PRADO 0.0 Total Centro 5.3 ORIENTAL CHUZA 0.0 ESMERALDA 0.0 GUAVIO Total Oriental VALLE ALTO ANCHICAYA 0.0 CALIMA 0.0 SALVAJINA 0.0 Total Valle 0.0 Total SIN 147.7

16 Aportes Hídricos al SIN hasta Junio de Aportes al SIN frente a promedios históricos jun % may % En la gráfica se muestra la evolución de los aportes energéticos mensuales al SIN. Como referencia se presentan también los valores medios mensuales y críticos (correspondientes a un caudal 95PSS univariado). Obsérvese el impacto de los recientes eventos El Niño ( ) y La Niña ( ) en los aportes. En junio de 2012 ingresaron al SIN aportes por 4,922.6 GWh (82.7% de la media histórica), los cuales fueron inferiores en 1,951.3 GWh a los registrados en el mismo mes del año pasado (6,873.9 GWh).

17 Aportes Hídricos al SIN desde En la gráfica se muestra la evolución de los aportes energéticos mensuales al SIN, en su componente hidráulica, desde enero de Para una fácil lectura de dicha evolución, se han resaltado en rojo los aportes de junio en cada uno de los años presentados. En este sentido, junio de 2012 ha sido el primer mes deficitario, después de ocho meses consecutivos con aportes arriba de la media histórica.

18 Composición de la Generación del SIN 18 Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo Generación jun-11 jun-12 % Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica % Menor % Cogenerador % Total 4, , %

19 A 19 Consumo de combustibles en el Sector Eléctrico

20 Precios medios de Oferta por Tecnología 20

21 Informe de Precios y Transacciones del Mercado Junio de 2012 Versión liquidación TXR

22 Precio de Bolsa y Contratos por tipo de Mercado Pesos constantes de junio de 2012 Me s Pre cio de Bolsa $/kw h Pre cios Me rca do Re gula do $/kw h (Mc) Pre cio Contra tos No Re gula dos $/kw h (*) jun/ may/ jun/ Precios promedios ponderados, en pesos constantes de junio de 2012 * Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado. 22 Datos hasta el 30 de junio

23 Precios de Bolsa promedio por hora Datos hasta el 30 de junio En el mes de junio de 2012, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue $/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 71.99$/kWh en el periodo 4.

24 Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y Mínimos por día Datos hasta el 30 de junio Durante el mes de junio de 2012 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 6 con un valor de $/kwh durante el periodo 12 y el valor mínimo se presentó el día 4 con un valor de 36.43$/kWh en el periodo 2. El precio de escasez para junio de 2012 fue de $/kwh, mientras que para julio de 2012 es $/kwh.

25 Volatilidad del precio de Bolsa diario Datos hasta el 30 de junio La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en junio de 2012 fue 18.22% mientras que la del mes anterior fue 16.15%. Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ ln (Pt / Pt-1) ] del precio de bolsa diario con horizonte temporal de 30 días. No se anualiza multiplicado por otro factor.

26 Contratos despachados con destino al mercado regulado por año de registro 26 Datos hasta el 30 de junio

27 Contratos despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*) * Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado 27 regulado. Datos hasta el 30 de junio

28 Contratos de compra de los comercializadores, despachados con destino diferente al mercado regulado por año de registro (*) * Incluye sólo las compras de comercializadores que atienden demanda 28 Datos hasta el 30 de junio

29 Agentes Comercializadores Expuestos en Bolsa La gráfica presenta el número de agentes comercializadores expuestos en bolsa por niveles de exposición. En junio de 2012 hubo 6 comercializadores del mercado mayorista expuestos en bolsa en más del 75%, los cuales representaron compras en bolsa por 0.28 GWh-diarios. Datos hasta el 30 de junio

30 Evolución Transacciones del Mercado pesos constantes de junio de 2012 Transacciones SIC Millones $ Concepto jun-11 jun-12 Incremento Contratos 625, , % Compra en Bolsa 77, , % Valor a distribuir CxC 126, , % Restricciones 54,517 55, % Resp Comercial AGC 10,392 11, % Servicios CND-SIC 5,440 4, % Compras en Desviación % Rentas Congestión Col % *Pesos constantes de junio de Datos hasta el 30 de junio

31 Porcentaje contratado en el MEM de la demanda comercial regulada y no regulada Ver Informe CREG

32 Informe de Restricciones Junio de 2012 Versión liquidación TXR

33 Datos hasta el 30 de junio Generación Fuera de Mérito Porce III Cerromatoso 500 kv ene17-feb4, mar14-abr18, jun27-ago 8, ago 14-31, sep3- ene 7 Porce III San Carlos 500 kv mar23-abr18, may23-jun7, jun27-jul26, oct10-oct24 CAOP elecciones Restricción suministro de gas en Caribe ene 15 feb 26 Aplicación Acuerdo CNO 570 feb 11 mar 3 Primavera Cerro jun 20- Cerro Primavera 500 kv ene Bacatá Primavera 500 kv ene Porce III Cerro abr 2-19 CAOP Cumbre abr 13-15

34 Evolución del Costo Unitario de Restricciones (1) Datos hasta el 30 de junio Mes Comercial (GWh) Valor Restricciones (Mill Pesos) CU Restricciones ($/kwh) jun-11 4, , may-12 5, , jun-12 4, , (1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones

35 GWh-Día Comportamiento de Generación fuera de mérito por regiones 35 Datos hasta el 30 de junio

36 $ Millones Comportamiento de reconciliaciones por regiones 36 Datos hasta el 30 de junio

37 Generación fuera de mérito GWh por causas CREG 063 de 2000 Lite ra l CREG 063 Ca usa a socia da a l ge ne ra ción de se gurida d jun-11 jun-12 Millone s $ Millone s $ $ 0 $ 0 Dife re ncia Porce ntua l a GS solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR's y/o SDL's 0% b GS asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN $ 31,390 $ 34,927 11% c GS asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de $ 0 $ 0 Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas 0% d GS asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad $ 16,018 $ 9,406-41% e GS atribuible a consideraciones de estabilidad del STN $ 1,382 $ 2,217 60% f GS originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una $ 0 $ 0 Importación de energía 0% GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones de energía $ 1,190 $ 3, % g GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Ecuador $ 14 $ 6-55% GS asociada con Restricciones originadas en exportaciones a Venezuela $ 1,176 $ 3, % h GS con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) $ 0 $ 0 0% i GS originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND $ 1,362 $ 1,692 durante la operación diferente a las anteriores causas 24% j GS asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la $ 885 $ 736 reglamentación vigente -17% k GS no asociada con las causas establecidas en los literales anteriores $ 1,736 $ 1,014-42% 37 Datos hasta el 30 de junio

38 Conceptos asociados a restricciones en $/kwh Datos hasta el 30 de junio Las cantidades se encuentran expresadas en $/kwh dividiendo el total de los montos facturados entre la demanda comercial sin incluir alivios o cargos adicionales. En Costos se agrupan los conceptos que generan costo operativo al mercado y por Recaudo los conceptos a recaudar para saldar los costos operativos.

39 Valor Mensual del AGC El valor total del servicio de AGC para el mes de junio de 2012 fue de $ 24,943.2 millones 39 Datos hasta el 30 de junio

40 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Obras recomendadas Antioquia Sobrecarga de los transformadores de Bello 220/110 kv ante contingencia del otro. Sobrecarga del circuito Envigado - Guayabal 110 kv en estado normal de operación y contingencia sencilla. Limita la generación del norte de Antioquia. Balance de generación entre el norte y el suroriente de Antioquia. Nueva S/E Guayabal 220 kv y corredor de línea Bello Guayabal Ancón 220 kv. Proyecto aprobado en el Plan de Expansión UPME (Resolución MME ) Fecha de entrada 30 de septiembre de 2015 Bajas tensiones en Vasconia 110 kv ante contingencias. Condiciones operativas fuera de rangos regulatorios y posible desatención de demanda. Instalación de un banco de condensadores de 25 MVAr. Instalación de compensación capacitiva y/o nuevo punto de conexión al STN Fecha recomendada de entrada

41 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Agotamiento en la capacidad de transformación en Sabanalarga. Desatención de demanda en estado estacionario y ante contingencia. Desatención de demanda y/o colapso de la subárea ante contingencia. Segundo transformador de Sabanalarga 220/110 kv Mantener vigentes los ESPS implementados Obras recomendadas Instalación segundo Transformador 220/110 kv en Sabanalarga Fecha de entrada 2013 Proyecto Caracolí y obras asociadas. Doble circuito Flores Centro 110 kv Atlántico Agotamiento en la red de 110 kv de Atlántico Desoptimización despacho. Proyecto aprobado en el Balancear generación Plan de Expansión UPME entre Tebsa y Flores (Resolución del MME ) Operar la subestación Flores desacoplada. Fecha de entrada 30 de septiembre de 2015 Atrapamiento de la generación de Atlántico en demanda mínima Desoptimización despacho. del Reconfigurar en 220 kv circuitos Alcance de los niveles de corto circuito a los valores de diseño en las subestaciones Tebsa y Flores 110 kv Daño de equipos en la subestación Tebsa Daño de equipos en la subestación Flores Limitar generación. Repotenciar Subestaciones. Operar Termoflores 110 kv desacoplada. 41

42 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Obras recomendadas Proyecto Bosque Convocatoria UPME 02 de 2008, Fecha de entrada Mayo de 2011 Actualmente construcción. en Agotamiento en la capacidad de transformación 220/66 kv Riesgo de desatención de demanda Fecha de entrada Programar generación marzo de 2013 en Proeléctrica. Segundo transformador 220/66 kv en la S/E El Bosque Bolívar Proyecto viabilizado por al UPME en el plan de expansión Bajas tensiones en El Carmen 110 kv y Zambrano 66 kv. Fecha de entrada 2013 Transformador 220/66 kv en la S/E Bolívar y Mantener vigentes los ESPS implementados circuito Instalación de Operar Ternera compensación 110 kv por encima de Condiciones capacitiva en el Carmen la tensión nominal operativas fuera de o Zambrano rangos regulatorios y posible desatención Instalación de de demanda compensación Fecha recomendada de capacitiva en el área entrada de influencia

43 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Obras recomendadas Bolívar Agotamiento en la red de 66 kv de Cartagena. Riesgo de desatención de demanda. Operar Ternera 66 kv y Cartagena 66 kv a Actualmente en estudio tensiones mayores por parte de la UPME que la nominal. Mantener operativos los ESPS instalados sobre las líneas Ternera Zaragocilla 66 kv y Cartagena Chambacú 66 kv Fecha recomendada de entrada 2013 Límite de importación de la subárea Bolívar. Posible desoptimización despacho Programar del generación en el interior de Bolívar Segundo circuito Bolívar Cartagena 220 kv Plan de Expansión UPME Año de entrada Córdoba Sucre. Agotamiento en la capacidad de transformación 500\110 kv en Chinu. Desatención demanda contingencias posible colapso del área. Tercer transformador de Chinú 500/110 kv Actualmente en construcción Año de entrada 2013 de Corredor Chinú ante Mantener operativos Montería Urabá y los ESPS instalados. 220 kv. Proyecto aprobado en el Plan de Expansión UPME (Resolución MME ) 43 Fecha de entrada 30 de septiembre de 2015

44 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Cerro Agotamiento en la capacidad de transformación 500/115 kv en Cerromatoso Agotamiento de la capacidad de trasformación 220\110 kv en Santa Marta y Fundación. Desatención demanda contingencias posible colapso del área. Desatención demanda contingencias. Obras recomendadas de Tercer transformador ante Cerro 500/110 kv Mantener operativos y Actualmente en los ESPS instalados. construcción Año de entrada 2013 Segundo transformador Segundo transformador Fundación 220/110 kv de Actualmente en Fundación construcción 220/110 kv. Fecha de entrada julio de ante de Tercer transformador Cerrar anillo de Río Santa Marta 220/110 kv Córdoba 110 kv Santa Marta Río acompañado de Córdoba 110 kv modificación de ESPS. Fecha recomendada de entrada GCM Agotamiento de la capacidad de trasformación en Cuestecitas. Bajas tensiones ante contingencia en el transformador de Copey 500/220 kv. Alta cargabilidad del enlace Santa Marta Termocol 220 kv con la entrada de Termocol. Tercer Transformador de Cuestecita 220/110 kv Desatención de demanda ante Instalación de ESPS contingencias. Fecha recomendada de entrada 2013 Condiciones Segundo Transformador Programar generación operativas fuera de en Copey 500/220 kv. para el soporte de rangos regulatorios y Fecha recomendada de tensiones posible desatención entrada 2014 Repotenciar la línea Atrapamiento de Santa Marta Termocol generación 220 kv y segundo especialmente en Controlar cortes. circuito Cuestecitas escenarios de Valledupar 220 kv despacho alto. térmico 44 Fecha recomendada de entrada 2013

45 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Agotamiento en la capacidad Riesgo de desatención Instalar esquemas de transformación 230\115 de demanda suplementarios. kv ESSA Agotamiento en la red de 115 kv. Riesgo de desatención de demanda Instalar esquemas suplementarios. Obras recomendadas Nuevo punto de conexión al STN y/o refuerzo de los puntos actuales Fecha recomendada de entrada 2013 CENS Enmallamiento de toda la red a 115 kv e de Agotamiento en la capacidad Riesgo de desatención de transformación 230\115 instalación de demanda kv. esquemas suplementarios. Nuevo punto de conexión al STN y/o refuerzo de los puntos actuales Fecha recomendada de entrada 2013 EBSA - ENERCA Sobrecarga de ATRs de Paipa Riesgo de desatención 230/115kV ante salida de de demanda otro paralelo Programar generación para el Control de cortes Aumento capacidad de transformación Chivor Nuevo punto de conexión al STN y/o refuerzo de los puntos actuales Fecha recomendada de entrada 2013 Proyecto Nueva Esperanza y obras asociadas Bogotá Sobrecargas de los transformadores de conexión Posible desoptimización Cubrir cortes. al STN ante contingencia del despacho. ATR Bacatá 500/115 kv. Actualmente en construcción Convocatoria UPME 01 de 2008, Fecha de entrada Agosto de 2012 Nueva 45 fecha por definir.

46 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Obras recomendadas Tercer transformador Reforma 230/115kV. Fecha de entrada Plan de expansión UPME Meta Agotamiento en la capacidad de transformación en Reforma 230/115 kv. Riesgo de desatención de demanda ante contingencias. Instalación esquemas suplementarios. de Proyecto Suria 230/115kV y obras asociadas en 220 y 115kV Proyecto aprobado en el Plan de Expansión UPME (Resolución MME ) Fecha de entrada 30 de septiembre de 2015 Valle Sobrecargas en estado estacionario del anillo Yumbo - Atrapamiento La Campiña - Chipichape 115 generación kv ante alta generación térmica. de Acoplar barras en Termoyumbo 115 kv cuando se presente el escenario. Repotenciación de los circuitos Yumbo - La Campiña - Chipichape 115 kv En revisión por parte de la UPME Fecha recomendada de entrada 2013 Sobrecarga de La Rosa - Dosquebradas 115 kv ante contingencia del ATR Cartago 230/115 kv.. Generación seguridad Posible desoptimización instalación del despacho. esquemas suplementarios. de e de Segundo transformador de Cartago 230/115 kv 46 Fecha de entrada en operación 2013.

47 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo Instalación Cauca - Nariño Agotamiento en la capacidad Riesgo de desatención de transformación en de demanda Jamondino 230/115 kv. Tensiones por debajo del límite regulatorio. Posible desoptimización del despacho. Obras recomendadas de Segundo transformador de esquemas Jamondino 230/115 kv suplementarios. Nuevo punto de Fecha de entrada en conexión al STN. Operación 2013 Generación de Betania Sur 115 kv seguridad en Prado. Implementación de Fecha de entrada ESPS. Conexión redes de Huila y Tolima. Brisas Mirolindo 110 kv Huila - Tolima Bajas tensiones ante contingencia sencillas en la red de 115 kv y transformadores de conexión. Riesgo de desatención de demanda. Fecha de entrada 2012 Refuerzo en circuitos a nivel de 115kV y/o compensación capacitiva Fecha recomendada de entrada 2013 Nuevo punto de conexión en la red del Huila Sobrecarga en la red de 115 kv ante contingencias sencillas. Fecha recomendada de entrada

48 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Obras recomendadas Mediano Plazo Proyecto Armenia 230/115 kv Generación de Convocatoria UPME 02 de Sobrecarga del seguridad en Ínsula, 2009, Fecha de entrada Agotamiento de transformador en San Francisco y Noviembre de 2013 transformación Esmeralda paralelo. Riesgo de Esmeralda. Tercer transformador 230/115 kv. desatención de Esmeralda 230/115 kv CQR demanda. Fecha de entrada Mantener operativos Plan de expansión UPME los ESPS instalados Proyecto Purnio 230/115 kv Bajas tensiones ante Operar con tensiones Tensiones por debajo Fecha de entrada contingencia del ATR de San por encima del valor del límite regulatorio. Felipe 230/115 kv. nominal. Concepto aprobatorio de la UPME Proyecto Nueva Esperanza y obras asociadas Actualmente en construcción STN - Oriental Bajas tensiones en el área ante salida de Bacatá - Primavera 500 kv. Tensiones por debajo del límite regulatorio. Convocatoria UPME 01 de 2008, Fecha de entrada Agosto de 2012 Nueva fecha por definir. generación Proyecto Chivor Chivor II Norte Bacatá 230 kv, y doble transformación 230/110kV Convocatoria UPME 03 de 2010 Fecha de entrada Noviembre de 2013 Programar para el soporte de tensiones Proyecto Norte 500 kv 48 Fecha recomendada de entrada 2016

49 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea Restricciones identificadas Impacto Recomendaciones Mediano Plazo STN - Nordeste Bajas tensiones en el área Riesgo de desatención ante salida de ATR de Ocaña de demanda 500/230kV Programar generación para el soporte de tensiones Obras recomendadas Nueva S/E Sogamoso 500/230 kv reconfigurando la línea Primavera Ocaña 500 kv y obras asociadas en 220 kv Actualmente en construcción Convocatoria UPME 04 de 2009, Fecha de entrada junio de 2013 STN- CARIBE El límite de importación del área obliga generación de seguridad en Caribe. Posible La indisponibilidad del Circuito operativo Porce III Cerromatoso o Primavera Cerro 500kV limita el corte Caribe. sobrecosto Cubrir cortes. Cubrir cortes. Doble circuito Ituango - Cerromatoso, Cerromatoso - Chinu, Chinu - Copey 500 kv Fecha recomendada de entrada 2017 STN- ORIENTAL Agotamiento de la infraestructura actual para atender la creciente importación de energía desde el SIN requerida por el área Oriental en el Largo Plazo. (2017) Problemas operativos por bajas tensiones y sobrecargas ante contingencias. Elevados N A requerimientos de soporte de tensión de los recursos del área Nueva subestación a 500 kv en el Área Oriental con desarrollo de nuevos circuitos a 500 kv y 230 kv. 49 Fecha recomendada de entrada 2017

50 Recomendaciones Mediano y Largo Plazo Levantamiento y Mitigación de Restricciones Área o Subárea STN- Surocciental Restricciones identificadas El límite de importación obliga generación de seguridad en el área Suroccidental Posible operativo Impacto Recomendaciones Mediano Plazo sobrecosto Cubrir cortes. Obras recomendadas Circuito Medellín - Virginia 500kV + líneas Virginia Alférez y San Marcos Alférez 500kV + doble transformación en Alférez 500/230kV + Reconfiguración del circuito Juanchito Pance 230kV entrando a Alférez 230kV. Fecha recomendada de entrada 2017 Altas tensiones en las subestaciones del área en demanda mínima, lo que obliga unidades para absorción de potencia reactiva. (2017) Posible operativo. sobrecosto N A Instalación de un SVC en Suroccidente. STN Alto nivel de cortocircuito en las subestaciones Riesgo de daño en los Sabanalarga y La Mesa 220 equipos de las S/E kv en el año Fecha recomendada de entrada 2017 Repotenciar estas subestaciones antes de la entrada de la segunda fase de Ituango. Fecha estimada

51 Informe de Intercambios Internacionales Junio de 2012 Versión liquidación TXR

52 Exportaciones de electricidad En junio de 2012, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de GWh, con una diferencia de -13.7% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de GWh, con una diferencia de 0.5% respecto al mismo mes del año anterior. Fecha Exportaciones de Colombia A Ecuador GWh A Venezuela GWh jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun

53 Importaciones de electricidad En junio de 2012, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.01 GWh, con una diferencia de -93.2% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en junio de 2012, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Fecha Importaciones de Colombia Desde Ecuador GWh Desde Venezuela GWh jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun

54 mar-03 may-03 jul-03 sep-03 nov-03 ene-04 mar-04 may-04 jul-04 sep-04 nov-04 ene-05 mar-05 may-05 jul-05 sep-05 nov-05 ene-06 mar-06 may-06 jul-06 sep-06 nov-06 ene-07 mar-07 may-07 jul-07 sep-07 nov-07 ene-08 mar-08 may-08 jul-08 sep-08 nov-08 ene-09 mar-09 may-09 jul-09 sep-09 nov-09 ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 may-12 $/kwh Precios exportación liquidación TIE Decreto 338 Expedido el 25 de Julio Ecuador $ Combustibles Res 148/09 Exportación con Líquidos Res 71/10 Finaliza Expor. Líquidos El precio de exportación promedio diario de Colombia en junio de 2012 fue de $/kwh.

55 Resumen transacciones TIE para Colombia y Ecuador 55 Fecha Energía (MWh) Valor (Miles de US$) Exportación Importación Exportación Importación Rentas de Congestión jun-11 19, , jul-11 13, ago-11 29, , sep-11 77, , , oct , , , ,842.0 nov , , ,903.1 dic , , ,031.9 ene-12 26, , feb-12 8, mar-12 9, , abr-12 18, , may-12 10, jun-12 17, , Parcial , , , Total ,294, , , ,380.4 Total , , , ,493.0 Total ,076, , , , ,625.3 Total , , , , ,417.0 Total , , , , ,398.6 Total ,608, , , ,865.0 Total ,757, , , ,581.0 Total ,681, , , ,817.2 Total ,144, , , , ,347.7 Total Historia 10,838, , , , ,243.9

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