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

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1 INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA Mayo de 2018

2 Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes] Mayo 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 mar abr may

3 Demanda de energía del SIN Mayo 2018 GWh 80,000 Mes Acumulado Doce Meses 7.0% 70,000 60,000 66, % 67, % 6.0% 5.0% 50, % 40,000 30,000 20,000 10, ,682 5, % 2.1% 27,358 28, % 2.6% 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 , % 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% -1.0% -2.0%

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% Trimestre : 1.6% Trimestre : 2.2% 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% Trimestre :3.0%

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

7 Demanda de energía por operadores de red y región Mayo 2018 Antioquia(EPMD) -0.7% 1.5% may-17 abr-17 may-18 abr-18 Chocó 2.1% 8.5% 6.1% 2.6% Caldas(CHCD) 0.7% -0.1% Quindío(EDQD) -0.5% 1.0% Pereira(EEPD) 0.1% -0.8% Caribe(EDCD) 4.1% 2.2% Santander(ESSD) 1.2% -0.4% N.Santander(CNSD) -0.3% 2.2% Boyacá(EBSD) 9.2% 4.8% Arauca(ENID) 7.7% 0.5% Casanare(CASD) 4.2% 8.0% Ruitoque(RTQD) -7.1% 5.5% Codensa (CDSD) 9.7% 0.4% Meta(EMSD) 12.1% 17.2% Comportamiento por Región - GWh Región may-17 Crec may-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. Cali(EMID) -4.7% 0.6% EPSA 3.0% 2.4% Tuluá(CETD) 1.3% 0.1% Cartago(CTGD) 0.4% 0.2% may-17 may-18 Guaviare 7.3% 5.1% Nariño(CDND) 3.7% 0.5% Cauca(CEOD) 3.6% -0.2% Putumayo(EPTD) -1.3% -2.0% BajoPutumayo(EBPD) 5.1% -0.1% Sibundoy(EVSD) 5.8% -0.8% Municipal(EMED) -3.3% -1.1% Tolima(CTSD) 3.5% -5.3% Huila(HLAD) 2.7% 6.7% Caquetá(CQTD) 4.1% 2.4%

8 Demanda de energía por operadores de red y región Agregado Enero - Mayo 2018 Antioquia(EPMD) -2.8% 2.2% Chocó 3.7% 2.7% Caldas(CHCD) -0.1% 0.8% Quindío(EDQD) -2.7% 0.9% Pereira(EEPD) -2.3% 0.5% Caribe(EDCD) 2.5% 4.6% Santander(ESSD) -3.9% 0.5% N.Santander(CNSD) -4.9% 2.7% Boyacá(EBSD) 12.4% 0.2% Arauca(ENID) 0.2% 1.4% Casanare(CASD) -5.6% 7.1% Ruitoque(RTQD) -1.1% 9.5% Codensa (CDSD) 6.7% 1.6% Meta(EMSD) 5.9% 9.7% Comportamiento por Región - GWh Región may-17 Crec may-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. Cali(EMID) -6.5% 1.4% EPSA 0.6% 1.9% Tuluá(CETD) -2.4% 1.4% Cartago(CTGD) -4.3% 2.8% may-17 may-18 Guaviare 0.0% 4.3% Nariño(CDND) 2.1% 0.1% Cauca(CEOD) 4.6% -2.1% Putumayo(EPTD) -4.3% 0.9% BajoPutumayo(EBPD) -5.1% 12.9% Sibundoy(EVSD) -0.4% 1.3% Municipal(EMED) -2.9% -4.3% Tolima(CTSD) 0.8% -1.4% Huila(HLAD) -2.9% 8.6% Caquetá(CQTD) 0.8% 5.3%

9 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado Demanda de energía regulada y no regulada Mayo 2018 Crec Participación Regulado 3,905 3, % 68% No Regulado 1,748 1, % 32% Industrias manufactureras % 43.0% Explotación de minas y canteras % 24.8% Servicios sociales, comunales y personales % 8.4% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % 6.2% Construcción % 5.8% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas % 5.2% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % 3.1% Transporte, almacenamiento y comunicación % 2.0% Electricidad, gas de ciudad y agua % 1.5%

10 Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN Mayo Fecha Demanda Maxima - MW Crec may % may % La demanda máxima de potencia para mayo de 2018 fue de 9802 MW, se registró en el período 20 del día jueves 31. Fecha De ma nda No Ate ndida Causas Causas No Limitación de Programadas Suministro TOTAL GWh Programadas GWh GWh GWh may may En mayo de 2018 la demanda no atendida fue de 3.9GWh, de la cual el 56.8% correspondió a causas no programadas.

11 Informe FRONTERAS

12 Número de fronteras y energía de fronteras por departamento Mayo 2018 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 VALLE ANTIOQUIA ATLANTICO CUNDINAMARCA BOLIVAR SANTANDER BOYACA HUILA TOLIMA MAGDALENA META RISARALDA NORTE DE SANTANDER CALDAS CORDOBA CAUCA CESAR QUINDIO SUCRE CASANARE NARINO LA GUAJIRA ARAUCA CAQUETA PUTUMAYO CHOCO T ota l ,

13 Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador Mayo 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) EMCALI EICE ESP VATIA S.A DICEL AES CHIVOR E.M.S.A. E.S.P ENERTOTAL ENERCOSTA CODENSA ENERTOLIMA ELECTROHUILA RUITOQUE S.A. E.S.P GECELCA S.A. E.S.P EEP(PEREIRA) PROELECTRICA PEESA EBSA (BOYACA) CEMEX ENERGY CEO S.A.S. ESP ITALENER RENOVATIO CETSA(TULUA) TERPEL ENERGÍA ENERGIA Y AGUA ASC T ota l

14 Cantidad de eventos Evolución falla-hurto 3,500 3,000 2,500 2, ,500 1,000 1,676 1, may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018 mar-2018 abr-2018 may-2018 Falla Hurto Información hasta el: Información actualizada el:

15 Cantidad de eventos Fallas técnicas may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018 mar-2018 abr-2018 may-2018 Falla Contador Principal Falla Contador Respaldo Falla Sistema de Transmisión de Datos Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Transformador de Corriente (TC) Información hasta el: Información actualizada el:

16 Cantidad de eventos Fallas por no envío de lectura 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,568 1,635 1, Información hasta el: Información actualizada el:

17 Número de fronteras Número de fronteras Miles Miles Evolución de fronteras por tipo Regulado No regulado Otros Generación Alumbrado público DDV Distribución Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar Información hasta el: Información actualizada el:

18 Distribución de fronteras por tipo Alumbrado público % Regulado 10, % Distribución % DDV % Alumbrado público % Regulado 10, % Distribución % DDV % Generación % No regulado 5, % Otros % Generación % No regulado 5, % Otros % Fronteras registradas al 30 de abril de 2018 Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar Fronteras registradas al 31 de mayo de 2018 Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar Información hasta el: Información actualizada el:

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