Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN Diciembre de Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

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1 Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN Diciembre de 2015 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

2 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Seguimiento por tipos de demanda Diciembre 2015 en GWh 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 (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). 2 (5) A la demanda comercial nacional se le suma la demanda no atendida por causas programadas y no programadas.

3 Demanda de energía del SIN - Diciembre 2015 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. 3

4 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Demanda de energía vs PIB y escenarios UPME Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía PIB Trimestre : 4.1% Trimestre : 4.2% Trimestre : 3.5% Trimestre : 2.8% Trimestre : 3% Trimestre : 3.2% 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. Demanda Trimestre : 4.1% Trimestre : 4.8% Trimestre : 4% Trimestre : 3.3% Trimestre : 3.4% Trimestre : 5% Trimestre : 4.9% actualizados por la UPME en Nov/2014 actualizados por la UPME en Mar/2015 actualizados por la UPME en Jul/2015 actualizados por la UPME en Oct/2015 4

5 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Demanda de energía por operadores de red y región Diciembre 2015 Comportamiento por operadores de red - OR (**) Antioquia(EPMD) 3.3% 4.3% Chocó 5.5% 12.0% Caldas(CHCD) 2.9% 4.4% Quindío(EDQD) 1.6% 7.7% Pereira(EEPD) 3.6% 3.0% Cali(EMID) 1.9% 4.5% EPSA 2.1% 10.2% Tuluá(CETD) 3.7% 7.6% Cartago(CTGD) 4.6% 5.4% Caribe(EDCD) 5.3% 11.0% GUAVIARE Santander(ESSD) 3.9% 7.0% N.Santander(CNSD) 7.4% 6.7% Boyacá(EBSD) -0.3% 1.8% Arauca(ENID) 9.3% 3.3% Casanare(CASD) 12.5% 4.0% Ruitoque(RTQD) 13.9% 62.0% Codensa (CDSD) 1.9% 1.2% Cundi.(EECD) 6.4% 5.7% Meta(EMSD) 4.1% 11.6% Guaviare 2.6% 7.7% Comportamiento por Región - GWh Región dic-14 Crec dic-15 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) 1.5% 0.7% Cauca(CEOD) 9.0% 3.0% Putumayo(EPTD) 9.1% 12.0% BajoPutumayo(EBPD) 27.6% 6.4% Sibundoy(EVSD) 6.1% -3.8% Municipal(EMED) 12.5% 1.2% Tolima(CTSD) -3.5% 15.4% Huila(HLAD) 6.4% 11.4% Caquetá(CQTD) 8.6% 4.8%

6 Demanda de energía por operadores de red y región Agregado Enero - Diciembre 2014 y 2015 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Comportamiento por operadores de red - OR (**) Antioquia(EPMD) 3.0% 3.2% Chocó 7.2% 7.5% Caldas(CHCD) 4.9% 5.1% Quindío(EDQD) 3.8% 5.1% Pereira(EEPD) 2.1% 3.9% Cali(EMID) 1.7% 2.1% EPSA 3.1% 6.3% Tuluá(CETD) 2.4% 5.9% Cartago(CTGD) 3.3% 4.7% Caribe(EDCD) 6.1% 6.5% GUAVIARE Santander(ESSD) 4.7% 4.3% N.Santander(CNSD) 5.6% 5.1% Boyacá(EBSD) -1.6% 3.4% Arauca(ENID) 9.8% 6.4% Casanare(CASD) 9.8% 7.4% Ruitoque(RTQD) 9.3% 19.3% Codensa (CDSD) 2.5% 1.9% Cundi.(EECD) 4.5% 4.8% Meta(EMSD) 5.1% 6.1% Guaviare 3.9% 5.8% Comportamiento por Región - GWh Región dic-14 Crec dic-15 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) 2.2% 0.9% Cauca(CEOD) 4.3% 5.1% Putumayo(EPTD) 13.4% 7.9% BajoPutumayo(EBPD) 5.1% 11.9% Sibundoy(EVSD) 6.3% 0.5% Municipal(EMED) -7.5% 9.8% Tolima(CTSD) 3.5% 5.0% Huila(HLAD) 6.0% 9.1% Caquetá(CQTD) 7.1% 6.3%

7 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Demanda de energía regulada y no regulada Diciembre 2015 Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y actividades económicas - (GWh) Sistema Interconectado Nacional - SIN Crec. Enero a diciembre de 2014 Enero a diciembre de 2015 Crec. Participación Regulado 3, , % 42, , % 69% No Regulado 1, , % 20, , % 31% Industrias manufactureras % % 43.6% Explotación de minas y canteras % % 22.6% Servicios sociales, comunales y personales % % 8.2% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % % 7.0% Electricidad, gas de ciudad y agua % % 2.4% Transporte, almacenamiento y comunicación % % 1.8% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % % 2.8% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas % % 5.4% Construcción % % 6.1%

8 Número de fronteras y energía de fronteras por departamento Diciembre 2015 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. 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 NORTE DE SANTANDER META CORDOBA CALDAS RISARALDA CAUCA CESAR QUINDIO SUCRE NARINO CASANARE LA GUAJIRA ARAUCA CAQUETA PUTUMAYO CHOCO T ota l , (*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC y no al total de la demanda regulada.

9 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador- Diciembre 2015 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 ISAGEN EMGESA S.A ELECTRICARIBE AES CHIVOR EPSA(PACIFICO) EMCALI EICE ESP PROELECTRICA RESTRUC VATIA S.A GECELCA S.A. E.S.P DICEL ENERTOTAL ENERCOSTA CODENSA E.M.S.A. E.S.P ENERTOLIMA CEMEX ENERGY ELECTROHUILA EEP(PEREIRA) RUITOQUE S.A. E.S.P EBSA (BOYACA) ENERGIA EFICIENTE ITALENER CETSA(TULUA) CEO S.A.S. ESP CEDENAR EEC - E.S.P ENERGIA Y AGUA ESSA(SANTANDER) ENERCA S.A. E.S.P T ota l (*) La información del mercado regulado corresponde a las fronteras registradas ante el ASIC y no al total de la demanda regulada. 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.

10 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN - Diciembre 2015 Demanda máxima de potencia SIN Fecha Demanda Maxima - MW Crec dic % dic % La demanda máxima de potencia para diciembre de 2015 fue de MW, se registro en el período 19 del día Miercoles 02 (Demanda de potencia maxima del año 2015). Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013, 2014 y 2015 Fecha De ma nda No Ate ndida Causas Causas No Limitación de Programadas Suministro TOTAL GWh Programadas GWh GWh GWh dic dic En diciembre de 2015 la demanda no atendida fue de 1.5GWh, de la cual el 47.4% correspondió a causas no programadas. 10

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