Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA Febrero de 2018

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1 Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA Febrero de 2018

2 Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes] febrero 2018 Demanda Demanda Demanda Demanda Demanda Expor. Expor. Demanda no Demanda 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 jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb

3 Demanda de energía del SIN febrero 2018 Cálculo de crecimiento demanda Demanda GWh No. Días Demanda Promedio Día Demanda GWh No. Días Demanda Promedio Día Crecimiento Comerciales 3, , % Sábados % Dom. - Festivos % Total Mes , %

4 Ejemplo de cálculo de crecimiento demanda El crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se calcula 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 del siguiente ejemplo, el crecimiento fue del 3.1%, que corresponde a: Crecimiento = (3.0% * 22 días + 2.8% * 4 días + 3.6% * 5 días)/31 días = 3.1% 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 3.0%, que corresponde a Crecimiento tipo día comercial = (169.0 GWh/164.0 GWh 1)*100 = 3.0% Seguimiento Mensual Demanda Demanda Demanda Demanda Crecimiento No. Días Promedio No. Días GWh GWh Promedio Día 2012/2011 Día Comerciales 3, , % Sábados % Dom. - Festivos % Total Mes 4, , %

5 Demanda de energía del SIN Vs PIB PIB Trimestre : 3.5% Trimestre : 2.8% Trimestre : 3% Trimestre : 3.2% Trimestre : 3.3% Trimestre : 2.5% Trimestre : 2% Trimestre : 1.2% Trimestre : 1.6% Trimestre : 1.1% Trimestre : 1.3% Trimestre : 2% Demanda Trimestre : 4% Trimestre : 3.3% Trimestre : 3.4% Trimestre : 5% Trimestre : 4.9% Trimestre : 3.7% Trimestre : -0.5% Trimestre : -1.6% Trimestre : -2.1% Trimestre :-1.8% Trimestre :2.2% Trimestre :1.8% Trimestre :2.8%

6 Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios UPME Febrero 2018

7 Demanda de energía por operadores de red y región Febrero 2018 Antioquia(EPMD) -4.1% 1.6% Chocó 5.2% -2.1% Caldas(CHCD) 0.0% 0.0% Quindío(EDQD) -3.6% 0.2% Pereira(EEPD) -4.0% 0.5% Cali(EMID) -8.1% 1.6% EPSA 1.3% -1.9% Tuluá(CETD) -2.4% 0.7% Cartago(CTGD) -3.6% 1.7% Caribe(EDCD) 0.5% 2.7% Santander(ESSD) -4.4% -1.1% N.Santander(CNSD) -6.0% -0.9% Boyacá(EBSD) 13.8% -8.2% Arauca(ENID) -4.4% 1.6% Casanare(CASD) -11.5% 7.2% Ruitoque(RTQD) 4.1% 11.0% Codensa (CDSD) 4.7% 1.5% Meta(EMSD) -2.0% 7.5% Guaviare -0.2% 3.7% Comportamiento por Región - GWh Región feb-17 Crec feb-18 Crec Centro % % Antioquia % % Costa Atlántica % % Valle % % Oriente % % CQR % % THC % % Sur % % Chocó % % Guaviare % % El seguimiento de la demanda por OR se realiza a partir de la demanda comercial y por tipos de días. Nariño(CDND) 0.7% 1.8% Cauca(CEOD) 8.3% -4.1% Putumayo(EPTD) -0.6% -11.2% BajoPutumayo(EBPD) 4.9% 17.0% Sibundoy(EVSD) -4.2% 3.2% Municipal(EMED) -4.8% -2.9% Tolima(CTSD) -0.1% -0.1% Huila(HLAD) -6.9% 10.3% Caquetá(CQTD) 1.7% 11.6%

8 Demanda de energía por operadores de red y región Agregado Enero - Febrero 2018 Antioquia(EPMD) -4.4% 1.9% Chocó 2.6% -0.1% Caldas(CHCD) -1.1% -0.1% Quindío(EDQD) -4.5% 0.0% Pereira(EEPD) -4.5% 0.3% Cali(EMID) -8.7% 0.5% EPSA -1.8% 0.0% Tuluá(CETD) -5.3% 1.1% Cartago(CTGD) -5.3% 2.7% Caribe(EDCD) -0.7% 6.0% Santander(ESSD) -6.2% -0.2% N.Santander(CNSD) -7.7% 3.1% Boyacá(EBSD) 9.1% -0.8% Arauca(ENID) -3.9% 1.7% Casanare(CASD) -12.2% 7.4% Ruitoque(RTQD) 2.5% 10.8% Codensa (CDSD) 3.3% 2.8% Meta(EMSD) -2.7% 9.9% Guaviare -4.1% 5.1% Comportamiento por Región - GWh Región feb-17 Crec feb-18 Crec Centro % % Antioquia % % Costa Atlántica % % Valle % % Oriente % % CQR % % THC % % Sur % % Chocó % % Guaviare % % El seguimiento de la demanda por OR se realiza a partir de la demanda comercial y por tipos de días. Nariño(CDND) 0.9% 1.8% Cauca(CEOD) 4.3% -3.3% Putumayo(EPTD) -3.1% -8.7% BajoPutumayo(EBPD) -5.0% 13.6% Sibundoy(EVSD) -3.9% 3.8% Municipal(EMED) -5.1% -5.8% Tolima(CTSD) -2.8% -2.0% Huila(HLAD) -7.3% 8.4% Caquetá(CQTD) -4.0% 7.8%

9 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado Demanda de energía regulada y no regulada Febrero 2018 Crec. Participación Regulado 3, , % 68% No Regulado 1, , % 32% Industrias manufactureras % 44.3% % 22.8% % 8.5% % 6.2% % 1.8% % 1.8% % 3.2% % 5.0% Construcción % 6.3%

10 Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN Febrero 2018 Fecha Demanda Maxima - MW Crec feb % feb % La demanda máxima de potencia para febrero de 2018 fue de 9822 MW, se registró en el período 20 del día jueves 8. Fecha De ma nda No Ate ndida Causas Programadas GWh Causas No Programadas GWh Limitación de Suministro GWh TOTAL GWh feb feb En febrero de 2018 la demanda no atendida fue de 3.3GWh, de la cual el 30.5% correspondió a causas no programadas.

11 Informe FRONTERAS Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.

12 Número de fronteras y energía de fronteras por departamento Febrero 2018 Me rca do No Regula do + Alumbra do Me rca do Regula do Depa 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 VALLE ANTIOQUIA ATLANTICO CUNDINAMARCA BOLIVAR SANTANDER BOYACA HUILA TOLIMA MAGDALENA META RISARALDA NORTE DE SANTANDER CORDOBA CALDAS CAUCA CESAR QUINDIO SUCRE CASANARE NARINO LA GUAJIRA ARAUCA CAQUETA PUTUMAYO CHOCO Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. T ota l ,

13 Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador Febrero 2018 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) EEPPM EMGESA S.A ISAGEN ELECTRICARIBE SOEN S.A. E.S.P EPSA(PACIFICO) VATIA S.A EMCALI EICE ESP DICEL AES CHIVOR E.M.S.A. E.S.P ENERTOTAL CODENSA ENERTOLIMA CEMEX ENERGY ELECTROHUILA GECELCA S.A. E.S.P RUITOQUE S.A. E.S.P ENERCOSTA EEP(PEREIRA) EBSA (BOYACA) PROELECTRICA CEO S.A.S. ESP ITALENER RENOVATIO CETSA(TULUA) PEESA TERPEL ENERGÍA ENERGIA Y AGUA ASC T ota l Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.

14 Cantidad de eventos Evolución falla-hurto 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, ,516 1,180 0 feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018 Falla Hurto Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información hasta el: Información actualizada el:

15 Cantidad de eventos Fallas técnicas feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018 Falla Contador Principal Falla Sistema de Transmisión de Datos Falla Transformador de Corriente (TC) Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Contador Respaldo Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información hasta el: Información actualizada el:

16 Fallas por no envío de lectura 3,500 3,000 Cantidad de eventos 2,500 2,000 1,500 1,000 1,487 1, Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información hasta el: Información actualizada el:

17 Número de fronteras Número de fronteras Miles Miles Evolución de fronteras por tipo feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018 Regulado No regulado Otros Generación Alumbrado público DDV Distribución 0 Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información hasta el: Información actualizada el:

18 Distribución de fronteras por tipo Alumbrado público % Regulado 10, % Distribución % DDV 3 0.0% Alumbrado público % Regulado 10, % Distribución % DDV 4 0.0% Generación % No regulado 5, % Otros % Generación % No regulado 5, % Otros % Fronteras registradas al 31 de enero de 2018 Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar Fronteras registradas al 28 de febrero de 2018 Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información hasta el: Información actualizada el:

19 Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Calle 12 sur Bloque 2 PBX (57 4) FAX (57 4) 317 Medellín - Colombia