PLANEACION DE LA OPERACION CORTO PLAZO Centro Nacional de Despacho Medellín, COLOMBIA

PLANEACION DE LA OPERACION CORTO PLAZO Centro Nacional de Despacho Medellín, COLOMBIA

2 CONTENIDO 1. Introducción planeación de la Operación 2. Coordinación semanal de mantenimientos 3. Pronóstico de la demanda 4. Limitación de suministro 5. Racionamiento programado 6. Estudios de Corto Plazo

3 1 INTRODUCCION A LA PLANEACION DE LA OPERACION SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL 4

5 ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL Dir. Planeación de la Operación Equipo Planeamiento Largo Plazo Equipo Planeamiento Mediano Plazo Equipo Corto plazo

DESPACHO RECURSOS DEL SIN PLANEAMIENTO ENERGÉTICO Y ELÉCTRICO 6 Planeación Planeación Energética Planeación Eléctrica Desconexión Semanal de Equipos Corto Plazo Transacciones Pronóstico Semanal Demanda Realizar Programación Diaria Análisis Post operativo otras Coordinación Redespacho Supervisión y control en tiempo real

7 2 COORDINACION SEMANAL DE MANTENIMIENTOS SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA

8 COORDINACION SEMANAL DE MANTENIMIENTOS ASPECTOS REGULATORIOS

ASPECTOS REGULATORIOS 9 Coordinación Operativa - Res. CREG 080/99 Definiciones - Res. CREG 061/00 El CND coordina la programación de mantenimientos Consignación. Nacional- Es preventivos el procedimiento Cod. Operación y correctivos mediante el cual de las se solicita, se estudia y se autoriza la intervención de un equipo, plantas y/o unidades de generación despachadas de Coordinación Es una el instalación nombre de o que de mantenimientos parte se da de al ella. mantenimiento - Cód. Operación los centralmente, equipos del de SIN, las cuya Unidades indisponibilidad Constructivas afecta del Para los equipos de generación, el programa de mantenimientos para STN, Consignación los de siguientes límites los Activos veinticuatro de de Emergencia. intercambio de (24) Conexión meses será Es aquel de al que STN, procedimiento las se encuentre áreas de las Interconexiones mediante consignado el cual en el se sistema Internacionales autoriza, de información previa declaración descrito nivel en del el agente Numeral operativas, las generaciones mínimas IV de o 2.1.1.3. superior responsable, seguridad y de de la los las demás realización plantas activos térmicas del que mantenimiento a e su hidráulicas, criterio y/o se consideren desconexión Para disminuye equipos Consignación de del la un STN, confiabilidad equipo, las Interconexiones de Nacional. una instalación de Internacionales operación o de parte de Nivel del de IV ella, o superior, SIN, cuando los o su Activos cuando estado de Conexión ponga limitan en al STN la peligro y los equipos atención la seguridad de los STR s de la de y/o SDL s que sean considerados como Consignación Nacional, el personas, de equipos o de instalaciones, no pudiéndose demanda. programa mantenimientos para los siguientes veinticuatro (24) cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento información descrito respectivo. en el Numeral 2.1.1.4". meses será aquel que se encuentre consignado en el sistema de (Cód. Op. Num. 2.1.1.1 - Mod. Res. CREG 065/00, Art. 2 )

COORDINACIÓN MANTENIMIENTOS 10 Se actualizan los planes cada seis (6) meses: 01- abril y 01- octubre El agente debe reporta al SNC el plan 15 días antes de las fechas anteriores. Generador: Obligatorio 12 meses, opcional los 12 meses siguientes: total del plan 24 meses Transportador: Obligatorio 6 meses, opcional los 18 meses siguientes: total del plan 24 meses.

ASPECTOS REGULATORIOS 11 Se considerada como Consignación Nacional, cualquier intervención sobre los siguientes equipos: Generadores despachados centralmente Las líneas de Interconexión Internacionales de nivel de tensión igual o superior al IV. Los reactores de línea, barras y terciarios asociados a la red del STN Los sistemas de recierres de líneas del STN Las protecciones y sistemas de control y disparo asociados a generadores despachados centralmente. Los equipos de STR s y/o SDL s que a criterio del CND se requieran. Los sistemas de telecomunicaciones del CND Los componentes del sistema de Supervisión y Control del CND Los sistemas de telecomunicaciones que afectan el recibo de datos operativos en el CND o teleprotecciones de circuitos de la red del STN. Numeral 5.5.1 - Código de Operación (Mod. Res. CREG 083 de 1999, Art. 5 )

DEFINICIONES 12 Activos de Conexión Son aquellos Activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional, o a un Sistema de Distribución Local. Siempre que estos Activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el transportador que se conecta, o exclusivamente por un grupo de usuarios no regulados o transportadores que se conecten, no se considerarán parte del Sistema respectivo. Activos de Uso del STN Son aquellos Activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kv, son de uso común, se clasifican en Unidades Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN. Res. CREG 061 de 2000

ASPECTOS REGULATORIOS 13 Res. CREG 061 de 2000 ARTÍCULO 5o. Medición de la Calidad del Servicio en el STN. La calidad del Servicio de Conexión al STN y del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, se medirá con base en indicadores de Disponibilidad y/o Indisponibilidad aplicables a los siguientes Activos: Activos Activos de Conexión al STN Bahías de Línea Bahías de Transformación Auto transformador Bahías y Módulos de Compensación Circuitos de 500 kv Circuitos de 220 o 230 kv Longitud 100 Km. Circuitos de 220 o 230 kv Longitud > 100 Km.

14 COORDINACION SEMANAL DE MANTENIMIENTOS PROCESO DE CONSIGNACIONES

COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS EQUIPOS DE TRANSPORTE Y CONEXIÓN 15

COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS 16 Acceso para consignar : Equipos de transporte y conexión Equipos de generación

PROCEDIMIENTO SEMANAL DE CONSIGNACIONES 17 El proceso central de la semana t es la programación de la semana t + 1 Semana t Semana t + 1 Lunes 8 a.m. 4 p.m. 0:00 hrs. 24:00 hrs. Martes Jueves Lunes Domingo Se toman las consignacione s solicitadas CND Realiza los análisis eléctricos necesarios Las consignaciones se EJECUTAN REPROGRAMA CND TOMA APRUEBA CND APRUEBA las consignaciones antes de las 4:00 PM.

TRAMITE CONSIGNACIONES 18 CANCELADA Propietarios y Operadores INGRESADA Propietarios y Operadores CANCELADA Operador Transp / CND Operador SOLICITADA CND Operador CND REPROGRAMADA CANCELADA CND a solicitud del agente APROBADA CND CND REPROGRAMADA EN EJECUCIÓN Estados OFF CND EJECUTADA

PRODUCTOS 19 PROGMANSS.XLS MANGENSS.XLS RECELESS.XLS Contiene los mantenimientos de equipos de transporte y conexión del SIN www.xm.com.co SS :semana de estudio

PUBLICACIÓN MANTENIMIENTOS 20

PUBLICACIÓN MANTENIMIENTOS 21 Presentación de los archivos publicados Al abrir cada grupo anual, se despliegan las diferentes semanas del año en el formato correspondiente

PROGMAN.XLS 22

MANGEN.XLS 23

RECELE.XLS 24

25 3 PRONOSTICO DE DEMANDA DE CORTO PLAZO SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA

26 PRONOSTICO DE DEMANDA DE CORTO PLAZO ASPECTOS REGULATORIOS CREG

MARCO REGULATORIO 27 Las responsabilidades de las empresas en lo referente al flujo de información relacionada con diversas variables que de alguna manera impactan la demanda, están claramente expresadas en las siguientes normas: Ley 143, artículo 38 Resolución 25 de 1995 Resolución 116/98 Reglamenta la limitación de suministro -LS Resolución 119/98 Reglamenta el racionamiento programado -RP Resolución 112/98 Reglamenta una causal de redespacho Resolución 80/99 Modificaciones a los CRD s Resolución 069/2000 LS en periodos de elecciones

MARCO REGULATORIO 28 LEY 143, Artículo 38. Las empresas generadoras de electricidad, las distribuidoras y las que operen redes de interconexión y transmisión tendrán la obligación de suministrar y el derecho a recibir en forma oportuna y fiel la información requerida para el planeamiento y la operación del Sistema Interconectado Nacional y para la comercialización de la electricidad. La información será canalizada a través del Centro Nacional de Despacho y los Centros Regionales de Despacho según corresponda. Nota: la Resolución 80 de 1999 modificó las funciones de los CRD Una de las variables objeto de ese intercambio es lo relacionado con los datos históricos y el pronóstico de la demanda

MARCO REGULATORIO 29 3.1. Información Básica Demanda: La Resolución 025/95 establece: La predicción horaria de la demanda para el Despacho Económico se efectúa por áreas operativas y para cada una de las 24 horas de cada día de la semana. Esta predicción de demanda de potencia la efectúa el CND y la envía a las empresas semanalmente el día miércoles y recibe comentarios o modificaciones hasta el día viernes a las 13:00 horas...las empresas generadoras y distribuidoras deben suministrar diariamente al CND la curva de carga diaria con resolución horaria y cada 15 minutos en los periodos de punta.

MARCO REGULATORIO 30 Como se aprecia en la descripción regulatoria anterior, Por un lado, se define la responsabilidad del OR en el suministro de la información hacia el CND. Por el otro, responsabiliza tanto el CND como al OR de participar conjuntamente en la elaboración del pronóstico. Se estipula que el CND envíe semanalmente una propuesta del pronóstico a los agentes y posteriormente recibe de ellos los comentarios o modificaciones. En este texto se plantea que cualquier agente puede presentar comentarios a las diferentes propuestas de pronóstico. Se entiende que el no plantear comentarios a la propuesta corresponde a una aprobación tácita de la misma. Nota: luego veremos donde y como se publica

MARCO REGULATORIO 31 Áreas Operativas: Un área operativa comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que presentan alguna restricción eléctrica que limitan los intercambios con el resto del sistema.. El CND recomienda, para aprobación del CNO, las modificaciones a las áreas operativas cuando sea necesario de acuerdo con cambios en la configuración del SIN. En tiempo real puede haber cambio transitorios de las áreas operativas por efecto de cambios en la topología de la red.

REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. GUAJIRA CESAR MAGDALENA 32 CARIBE NORDESTE ANTIOQUIA SAN CARLOS ORIENTAL SUROCCIDENTE

MARCO REGULATORIO 33 La Resolución 122/98 : Por la cual se modifican las causas de redespacho del Reglamento de Operación y se dictan otras disposiciones. En lo relacionado con la demanda establece: Cambios topológicos que impliquen cambios en los límites de transferencias de las áreas operativas. Cambios en los valores de la demanda mayores de 20 MW ocasionados por eventos fortuitos.

MARCO REGULATORIO 34 La Resolución 80/99 Por la cual se reglamentan las funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho y los agentes del SIN Modificó la responsabilidad de los CRD s ante la demanda. Operador de Red de STR s y/o SDL s (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR s y/o SDL s aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos.

35 PRONOSTICO DE DEMANDA DE CORTO PLAZO ASPECTOS REGULATORIOS CNO

MARCO REGULATORIO 36 Las responsabilidades de las empresas en lo referente al flujo de información relacionada con diversas variables que de alguna manera impactan la demanda, están claramente expresadas en las siguientes normas: Acuerdo 20 del CNO define las UCP derogado Acuerdo 126 del CNO Factores de desagregación derogado Acuerdo 116 define el procedimiento de LS Acuerdo 349 modifica las definiciones en torno de la UCP. Acuerdo 350 factores de distribución de activa y factores de potencia Acuerdos 366-370 pronóstico, cambios diarios.

DEFINICION DE LA UCP 37 CONCEPTO DE UCP (Unidad de Control de Pronóstico) Cualquier conjunto de demanda que cumpla las siguientes condiciones: Espacialmente contigua. Un solo propietario o un delegado Uno o varios OR que de común acuerdo delegan en otro Racionalidad de tamaño. Caso de las muy pequeñas Caso de las muy grandes Es una carga especial que requiere trato especial.

38 REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. Acuerdo 349 del CNO modifica el Acuerdo 20 para operación de las UCP s Objetivos: Definir la unidad de control de pronóstico UCP. Crear ecuaciones. Precisar responsabilidades de los administradores. Definir plazos de entrega de información. Responsabilidades del administrador de la UCP: Entregar información de demanda no atendida y potencia. Entregar información de pronóstico definitivo de demanda de energía y potencia semanal y diaria. Entregar información de limitación de suministro y de racionamiento programado. Actualizar las ecuaciones de las ucp s cada que se presente un cambio en la topología. Enviar la información que el CND considere pertinente para el proceso de demanda. Responsabilidad de XM: Leer la demanda no atendida directamente del MEM (con base en ecuaciones recibidas) Presentar una propuesta de pronóstico Entregar el día 10 hábil la evaluación de los indicadores de calidad del pronóstico de la demanda de todas las UCP s.

REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. 39 Acuerdo 349 C.N.O. Plazos para la entrega de la información de demanda por parte del OR Variables: Demanda no atendida y potencia - Cuatro (4) días después del día de operación Demanda atendida - Tres (3) días después del día de operación está en el ASIC Factores para la desagregación de la demanda activa y factores de potencia para el cálculo de la potencia reactiva 1 semestre: Enero, marzo, mayo 2 semestre: Julio, septiembre, noviembre Ante solicitud del CND: 5 días hábiles

40 REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. Acuerdo 350 C.N.O. Factores de distribución de activa y factores de potencia El pronóstico se definió para la UCP. Para poder adelantar los estudios eléctricos es necesario traducirlo, convertirlo a la entidad que se modela en las herramientas de simulación eléctrica. Además es necesario ponerlo en la unidades que manejan estos estudios: energía activa (P) y reactiva (Q). Adicionalmente se deben separar las pérdidas Entidad objeto de modelado eléctrico: unidad básica NODO o barra, correspondiente a la demanda referida a una parte de los mismos. Se debe elegir como mínimo, nodo de nivel de tensión IV, nodos de otros niveles de tensión cuando se requiere representar generación. Otros nodos a criterio conjunto del CND y del agente involucrado.

41 REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. Acuerdo 350 C.N.O. Factores de distribución de activa y factores de potencia Factores de distribución de activa: es el factor de participación de la demanda (220kV) de cada barra en el pronóstico de la UCP a la que pertenece. Factores de potencia: fp = MW MW 2 + MVAr 2 Plazos de entrega: a más tardar el último día hábil de los meses: enero, marzo, mayo, julio, septiembre, noviembre. O con mayor periodicidad si lo considera necesario. Cuando en la operación del SIN se presenten situaciones que demuestren la no concordancia entre la realidad y lo esperado con el uso de los factores aquí descritos. El CND solicitará al agente la actualización de los factores que considera desviados acordando un plazo máximo de 5 días hábiles para ello.

42 OTRAS RESOLUCIONES ESPACIALES DEL PRONOSTICO El pronóstico se definió para la UCP. Mediante los factores se obtuvo la representación correspondiente por nodo eléctrico. Si se agregan los nodos de cada área operativa se obtiene el pronóstico correspondiente al área operativa Lenguaje del Despacho. Sumando las área se obtiene el pronóstico nacional

REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. 43 De manera similar al proceso de mantenimiento, el proceso tiene un ciclo semanal Semana t Semana t + 1 Lunes Martes El CND presenta una propuesta de pronóstico Viernes el OR (UCP presenta el pronóstico OFICIAL Lunes Domingo Se ejecuta el pronóstico publicado el viernes. El agente (OR) puede cambiar diariamente este pronóstico con el objeto de evitar desviaciones El pronóstico que se recibe los viernes, esperamos recibirlo muy temprano en la mañana para poder analizarlo y comentarlo. Cuando el agente actualiza diariamente su pronóstico lo puede hacer para los días del periodo restante

44 REGLAMENTACIÓN CREG - CNO. Cambio diario del pronóstico - Acuerdos 366-370 C.N.O. antes 7:30am Día ejecución despacho Pron_agte Nombre cambiado Página XM Administrador UCP Pronóstico Agente mod Revisa existencia archivo GID Cambia nombre archivos agte y pron ofi BD GID Pronóstico OFI Modif Acepta pronóstico Compara y valida Pasa propuesta Desagrega Agrega publica Público Programación Diaria

45 GID - APLICATIVO PARA EL MANEJO INTEGRAL DE LA DEMANDA Flujo de información Contadores comerciales Control de calidad Base de datos DEMANDA Pronósticos propios Tiempo Real - SCADA Archivos especiales Pronósticos externos Archivos planos Reportes, estadísticas, gráficos, etc. Resultados

46 PRONOSTICO DE DEMANDA DE CORTO PLAZO PUBLICACION

FORMATO DEL PRONOSTICO 47 Propuesta: CND Propuesta: OFI UCENTRO LUNES MARTES MIÉRCOLES JUEVES VIERNES SÁBADO DOMINGO UCENTRO 1 EN 976 1062 1070 1073 1080 1119 1048 973 1051 1074 1067 1075 1092 1054 2 EN 937 1016 1021 1025 1040 1060 985 929 1008 1021 1022 1033 1050 988 3 EN 921 999 999 1004 1010 1029 953 914 988 999 1006 1020 1028 954 4 EN 931 1007 1007 1010 1016 1027 939 923 997 1007 1009 1021 1025 941 5 EN 1060 1128 1131 1126 1125 1070 946 1036 1118 1134 1127 1131 1067 946 6 EN 1405 1476 1486 1458 1440 1153 960 1348 1465 1484 1466 1460 1152 956 7 EN 1499 1560 1568 1539 1538 1250 953 1464 1546 1570 1544 1570 1254 944 8 EN 1529 1569 1573 1558 1557 1410 1053 1514 1569 1578 1559 1577 1416 1043 9 EN 1633 1660 1656 1657 1665 1562 1194 1632 1664 1674 1663 1680 1575 1179 10 EN 1695 1702 1705 1710 1714 1648 1296 1707 1709 1731 1725 1724 1657 1284 11 EN 1735 1736 1735 1751 1750 1692 1342 1754 1744 1762 1765 1762 1705 1333 12 EN 1764 1768 1770 1780 1781 1709 1358 1784 1773 1802 1789 1784 1713 1350 13 EN 1706 1707 1710 1723 1724 1680 1345 1704 1715 1740 1741 1745 1693 1340 14 EN 1673 1678 1669 1685 1677 1592 1300 1674 1676 1696 1716 1712 1611 1297 15 EN 1677 1684 1673 1689 1683 1503 1235 1691 1681 1694 1710 1697 1529 1232 16 EN 1671 1689 1688 1690 1685 1460 1194 1693 1688 1694 1704 1692 1476 1186 17 EN 1668 1681 1702 1686 1680 1425 1182 1677 1685 1705 1693 1688 1441 1170 18 EN 1681 1684 1700 1689 1659 1439 1220 1665 1700 1687 1692 1667 1453 1209 19 EN 1946 1940 1939 1941 1877 1735 1533 1935 1944 1959 1949 1884 1757 1522 20 EN 2024 2032 2018 2025 1949 1833 1690 2039 2034 2038 2022 1982 1859 1708 21 EN 1953 1981 1961 1961 1893 1794 1678 1957 1967 1946 1944 1897 1793 1677 22 EN 1727 1744 1733 1741 1697 1621 1503 1731 1744 1730 1735 1708 1612 1506 23 EN 1421 1445 1435 1446 1438 1380 1257 1413 1422 1431 1438 1438 1382 1257 24 EN 1185 1203 1197 1213 1238 1181 1073 1169 1192 1194 1207 1236 1175 1066 19 PO 1970 1964 1963 1965 1899 1753 1544 2001 2018 2036 2039 1977 1884 1634 20 PO 2044 2052 2039 2045 1969 1852 1707 2049 2047 2053 2038 1988 1887 1709 21 PO 1977 1986 1985 1966 1915 1795 1681 2010 2009 2012 1995 1946 1856 1687 TOTAL EN 36417 37151 37146 37180 36916 34372 29237 36326 37080 37350 37293 37183 34515 29142 TOTAL PO 36485 37200 37215 37229 36980 34410 29268 36455 37209 37508 37450 37331 34733 29265 LUNES MARTES MIÉRCOLES JUEVES VIERNES SÁBADO DOMINGO

FORMATOS PLANOS PARA LA PUBLICACIOND EL PRONOSTICO 48

PUBLICACIÓN DEMANDA 49

50 4 LIMITACION DEL SUMINISTRO SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVA

MARCO REGULATORIO 51 La Resolución 116/98 : Fija las reglas para la aplicación de la limitación de suministro Por la cual se reglamenta la limitación del suministro a comercializadores y/o distribuidores morosos, y se dictan disposiciones sobre garantías de los participantes en el mercado mayorista, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. La LS es una sanción similar al corte en la prestación de servicios que las empresas distribuidoras aplican a sus usuarios finales por el no pago de sus obligaciones.

MARCO REGULATORIO 52 La Resolución 069/2000 : Suspende la aplicación de la limitación de suministro en periodos de elecciones. En condiciones diferentes a elecciones, y si no es por la intervención de la SSPD, no hay ninguna reglamentación para la levantar la limitación. En la práctica solo las tutelas lo lograron temporalmente.

LIMITACION DE SUMINISTRO 53 Consiste en la suspensión del servicio a los clientes de un comercializador. La L.S. se incrementa gradualmente según la antigüedad de la deuda: Primer mes: 1 hora de 10:00 a 11:0 Segundo mes: 2 horas de 9:00 a 11:00 Tercer mes: 3 horas de 9:00 a 12:00 Cuarto mes: 4 horas de 9:00 a 13:00

LIMITACION DE SUMINISTRO 54 Las causales para su aplicación son: No pago de algunos de los conceptos ante el ASIC. No presentación de alguna garantía Mandato de otro agente. Las acciones operativas que se desprenden, solo se puede cancelar por parte del ASIC Fechas clave: día 10 aviso de proceso en curso día 20 aviso de inicio de acciones operativas día 23 requerimiento de envío de demanda a limitar día 28 publicación del pronóstico afectado día 30 inicia la aplicación con desconexión La intervención de la empresa por la SSPD puede detener la aplicación de una L.S.

55 LIMITACION DE SUMINISTRO DETALLE DEL PROCESO EN CASO DE EJECUTARSE

MARCO REGULATORIO El Acuerdo CNO 116 establece: Por el cual se aprueban los mecanismos para la ejecución de programas de limitación de suministro 56 ACUERDA: PRIMERO: Aprobar los mecanismos para la ejecución de programas de limitación de suministro los cuales se incorporan en el anexo No.1 del presente Acuerdo y que forma parte de él. SEGUNDO: Este procedimiento se aplicará a partir del 31 de agosto de 2001 y deroga el acuerdo 132 y demás disposiciones del CNO. que le sean contrarias. TERCERO: El presente Acuerdo rige a partir de la fecha. EN ESTE ACUERDO SE DETALLA PASO A PASO LAS ACCIONES A EJECUTAR POR CADA UNO DE LOS ENTES QUE INTERVIENEN EN EL PROCESO

REGLAMENTACIÓN CREG - C.N.O. Resolución 116/98. Acuerdo 166 C.N.O. - Limitación de Suministro solicitud de datos para ajustar el pronóstico 57 20d 22d 24d 26d 28d 29d 30d corte Memo MEM a CND CND pide datos Agentes envían datos Administrador UCP CND avisa programación Entidades gubernamental Comercializador moroso Transportador OR Archivos Excel Comercializador moroso Transportador OR Carta solicitud datos Administrador UCP Carta aviso ejecución Administrador UCP

REGLAMENTACIÓN CREG- C.N.O. 58 Resolución 116/98. Acuerdo 166 C.N.O. - Limitación de Suministro ejecución de la LS 29d Se programa en el Despacho Se indica iniciar 30d corte Si no se cancela Se ejecuta el corte MEM MEM Transportador OR Administrador UCP Transportador OR Centro control Cliente Programación Diaria Centro control Administrador UCP

59 REGLAMENTACIÓN CREG - C.N.O. Resolución 116/98. Acuerdo 166 C.N.O. - Limitación de Suministro - cancelaciones Después de emitida la carta aviso ejecución 20d 22d 28d 30d Memo MEM a CND corte Memo MEM a CND Entidades gubernamental La cancelación puede darse en cualquier momento Comercializador moroso Administrador UCP Transportador OR Transportador OR Carta cancelación Administrador UCP

60 5 RACIONAMIENTO PROGRAMADO SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVA

61 RACIONAMIENTO PROGRAMADO ASPECTOS REGULATORIOS

MARCO REGULATORIO 62 La Resolución 119/98 : Reglamenta la aplicación de un racionamiento programado Define el racionamiento programado: Déficit originado en una limitación técnica identificada (incluyendo la falta de recursos energéticos) o en una catástrofe natural, que implican que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional. Define los tipos cobertura del racionamiento programado: Racionamiento Programado con Cobertura Nacional. Déficit originado en una limitación técnica identificada o en una catástrofe natural, que implica que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional y es técnicamente posible distribuir el déficit a nivel nacional. Racionamiento Programado con Cobertura Regional. Déficit originado en una limitación técnica identificada o en una catástrofe natural, que implica que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional y no es técnicamente posible distribuir el déficit a nivel nacional. Racionamiento de emergencia. Condiciones imprevisibles

RACIONAMIENTO PROGRAMADO 63 Un principio fundamental en el manejo de cualquier RP, es que se tratará de repartirlo siempre que sea posible de acuerdo con un principio de solidaridad y de eficiencia. En casos de racionamiento de emergencia (que suele ser local), el OR debe informar al CND: Características del evento. Cobertura del evento - municipios involucrados Estimativo horario y por día de las cargas no atendidas Asignación de las cantidades a racionar refiriéndolas en las barras acordadas en el procedo de pronóstico y Despacho. Información relacionada con manejo operativo que se le da para aliviar la desconexión Posibilidades de conexiones alternas (otros niveles de tensión). Requerimientos del CND - según el caso

64 RACIONAMIENTO PROGRAMADO Para poder implementarlo (programarlo), se considera el concepto de tipo de circuito (residencial, comercial, industrial, etc.) el cual es básico para la aplicación de la norma. Para disponer de la información pertinente, cada seis meses el OR debe actualizar la base de datos de circuitos: Incluyendo TODA la demanda del OR no como comercializador. Clasificar la carga por cada comercializador de su red. Clasificar cada circuito según el tipo de consumo. Clasificar cada circuito según sea desconectable o no. Es deseable conocer la relación entre circuitos y barras. Esta demanda debe ser consistente con la demanda de pronóstico, pérdidas

RACIONAMIENTO PROGRAMADO 65 Cuando se declara un racionamiento de tipo regional ó nacional El Ministerio de MINAS define la cuota total a racionar (MR) y la cobertura del mismo. El CND determina la cantidad a racionar por cada Comercializador. Los Comercializadores elaboran su propio programa semanal. Los OR (administradores de las UCP) integran la información de los comercializadores de su red. El CND valida la factibilidad general de la programación. Se hace seguimiento al cumplimiento según los contadores del MEM

66 RACIONAMIENTO PROGRAMADO REPORTE DE INFORMACION

67 RESOLUCION 116 RACIONAMIENTO PROGRAMADO INFORMACIÓN SOLICITADA Procedimiento de actualización XM enviará plantilla para el reporte de información a cada OR. El OR reportará la información al menos una vez por semestre. En caso de inconsistencias, se tomara el ultimo reporte válido, si no existe, se tomará la información del MEM. Si se presenta un cambio topológico o comercial, el OR deberá enviar nuevamente toda la información actualizando dichos circuitos.

68 INFORMACIÓN SOLICITADA Obligatoria Código OR. Código Comercializador. Identificación del circuito dependiendo del tipo de usuario que atienda. Residencial Comercial Industrial Oficial No regulado eléctricamente aislable. Clasificación de desconectable o no (T134). Demanda semanal. Informativa Nombre del circuito Nivel de tensión del circuito Municipio

69 CARACTERÍSTICAS INFORMACIÓN Campos obligatorios PLANILLA DE RACIONAMIENTO OPERADORES DE RED CÓDIGO OPERADOR CÓDIGO CIRCUITO NIVEL DE TENSIÓN (KV) TIPO CIRCUITO MUNICIPIO CÓDIGO COMERCIALIZADOR DEMANDA SEMANAL (MWh) DESCONECTABLE Campos Informativos

70 CARACTERÍSTICAS INFORMACIÓN REPORTE INICIAL No se reporta información Se toma la información histórica del MEM En la información enviada no se reporta el código del operador de red En la información enviada no se reporta el código del comercializador En la información enviada no se reporta la demanda semanal En la información enviada no se reporta si el circuito es desconectable En la información enviada se reporta un tipo de carga diferente a los predefinidos Se toma la información histórica del MEM Se toma la información histórica del MEM Se toma la información histórica del MEM Se toma la información histórica del MEM Se supone Residencial No se especifica el tipo de carga Se supone Residencial

71 RACIONAMIENTO PROGRAMADO DETALLE DEL PROCESO EN CASO DE EJECUTARSE

REGLAMENTACIÓN 72 Resolución 119/98. Racionamiento Programado Causales: Bolsa de Energía El ASIC vigila el precio de Bolsa e informa a Planeación de la Operación cuando ocurra la siguiente situación: Días Calendario 1 2 3 4 5 6 7 8 TX2 TX2 Promedio Aritmético Precio Bolsa Nacional (P10 al P12 y P19 al P21) del Día 1 Promedio Aritmético Precio Bolsa Nacional (P10 al P12 y P19 al P21) del Día 2. Promedio Aritmético Precio Bolsa Nacional (P10 al P12 y P19 al P21) del Día 7 TX2 Promedio Aritmético de un día TX1 TX1 Precio Umbral >= (CR1) usado en Despacho y Liquidación TX1 Si esto ocurre para 5 días consecutivos de los últimos 7 días calendario se avisa a Planeación de la Operación TX1 Mirando Hacia Atrás Día Actual

REGLAMENTACIÓN Resolución 119/98. Racionamiento Programado Causales: situación corto, mediano, largo plazo 73 Índice de valor esperado de racionamiento (VERE) e índice de valor esperado de racionamiento condicionado (VEREC). Planeación Operación Indices de confiabilidad para el Mediano Plazo Estocástico (20 semanas) Alerta en el Mediano Plazo Estocástico Planeación Operación Semana VERE > 1.5% VEREC > 3% No. de Casos Demanda VERDE AMARILLA NARANJA ROJA % GWh/semana % GWh/semana No. de Casos GWh/semana VERDE 18-Jul-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1022.0 VERDE 25-Jul-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1043.0 VERDE 01-Ago-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1030.4 VERDE 08-Ago-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1052.1 VERDE 15-Ago-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1026.9 VERDE 22-Ago-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1052.1 VERDE 29-Ago-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1059.8 VERDE 05-Sep-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1062.6 VERDE 12-Sep-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1062.6 VERDE 19-Sep-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1062.6 VERDE 26-Sep-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1060.5 VERDE 03-Oct-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1059.8 VERDE 10-Oct-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1035.3 VERDE 17-Oct-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1059.8 VERDE 24-Oct-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1059.8 VERDE 31-Oct-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1043.7 VERDE 07-Nov-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1043.7 VERDE 14-Nov-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1074.5 VERDE 21-Nov-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1074.5 VERDE 28-Nov-07 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1088.5 VERDE Estudios de confiabilidad Programación Operación CND-CNO Ministerio Mas de 3 violaciones Se da señales y/o se solicita declarar racionamiento Declaración MR

REGLAMENTACIÓN 74 Resolución 119/98. Racionamiento Programado Causales: Racionamiento de emergencia Racionamiento de Emergencia el cual se prevé que durará más de 15 días: Día 0 Día 5 15 días CND-CNO Centro control Revisión continuidad emergencia Programación Racionamiento Programado Base de datos de circuitos actualizada permanentemente Transportador OR Plantilla Excel Planeación Operación BD circuitos consolidada

REGLAMENTACIÓN 75 Resolución 119/98. Declaración del valor MR y cálculo ETA 1año 6meses 15días antes Racionamiento Seguimiento MR declarado 5días antes Racionamiento Entidades gubernamental Transportador OR Ministerio Comercializador Envío bd de circuitos Transportador OR Plantilla Excel Planeación Operación BD circuitos consolidada Calcular ETA Envío cartas con % a racionar Administrador UCP

76 REGLAMENTACIÓN CREG - C.N.O. Resolución 119/98. Racionamiento Programado - programación Racionamiento Programado 4días antes Racionamiento 4días antes Racionamiento 1día antes Racionamiento Página XM Comercializador Transportador OR Administrador UCP Programa Racionamiento 7 x 24 Carga racionamiento programado Desagrega en barras, agrega en Sub-áreas GID BD GID Análisis Eléctrico Aprobación programa racionamiento DRP Programación diaria

REGLAMENTACIÓN CREG - C.N.O. Resolución 119/98. Ejecución de un Racionamiento Programado. Después de la tercera semana se ajustan las desviaciones 77 día Racionamiento Semana a racionar Inicio segunda semana Inicio Tercera semana Transportador OR Centro control Calcular desviaciones Cliente Programar Nuevo ETA

78 REGLAMENTACIÓN Resolución 119/98. Finalización Racionamiento Programado Implica una liquidación económica de las desviaciones Última semana Semana a racionar Fin Racionamiento MEM Ministerio Transportador OR Centro control Calcular desviaciones Liquidación racionamiento Cliente

79 6 PROCESO Y DOCUMENTO DE CORTO PLAZO SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVA

HORIZONTES - RESOLUCIÓN PRODUCTOS PLANEAMIENTO ENERGÉTICO Y ELÉCTRICO Largo Largo Plazo Plazo Horizonte Horizonte 5 5 años años Resolución Resolución anual anual 80 Mediano Plazo Mediano Plazo Horizonte 1 año (Ele) 2años (Ene) Horizonte 1 año (Ele) 2años (Ene) Resolución trimestral - semanal Resolución trimestral - semanal Corto Plazo Horizonte de mínimo 1 semana visión de un mes y posible resolución horaria Programación Programación Diaria Diaria Horizonte Horizonte 1 1 día día Resolución Resolución horaria horaria Redespacho Redespacho Resolución Resolución horaria horaria

OBJETIVO DEL CORTO PLAZO 81 El objetivo del corto plazo es: Elaborar un análisis de todas las variables que puedan afectar la programación diaria y la coordinación de la operación: Inicialmente su alcance era establecer la mejor comunicación posible entre la planeación de mediano plazo y sus usuarios directos: la programación diaria (Despacho) y la Operación. Dada su característica, se extendió su difusión a todos los agentes del mercado. Entre los alcances que pretende alcanzar, están: Prever la operación de días especiales CAOP, análisis de los atentados, comportamiento de la punta anual de carga, mínima demanda, limitaciones en la red de gas, etc. Analizar posibles límites operativos por clima, por precios, por reservas, ó cualquier otra variable que afecte la operación. Identificar la necesidad de coordinar mantenimientos dentro del sector eléctrico y conjuntamente con el sector gas. Dar recomendaciones tan detalladas como sea necesario.

82 TEMAS INCLUIDOS OPCIONALMENTE EN EL ESTUDIO Evolución reservas hídricas Evolución de aportes Pronóstico hidrológico Novedades en la red de gas Evolución de la demanda Comportamiento de la generación Tiempo para invocar reserva en la costa Cambios topológicos Análisis de mantenimientos Otros CADA SEMANA ES UN CASO PARTICULAR Por lo tanto el análisis y la solución también lo es.

83 CARACTERISTICAS FUNCIONALES DEL PROCESO Inicio del proceso: Se efectúan los diversos estudios dependiendo, Del entorno del sistema en el periodo bajo estudio, usualmente es semanal. De las necesidades expresadas por algún usuario. Desarrollo del producto: Se efectúa una reunión semanal con todas las dependencias involucradas en el CND (Direcciones de Planeación, Equipo de Programación diaria y Dirección Coordinación), usualmente se lleva a cabo los viernes. Se presentan los estudios adelantados. Se presentan los mantenimientos de la semana con alto grado de detalle Se proponen soluciones a problemas o situaciones operativas identificadas como especiales. Se escuchan necesidades complementarias de los usuarios. Si es necesario se invita a otras áreas de la empresa, por ejemplo tecnología. Se tiene un foro de análisis y aprendizaje. Publicación del producto: Se ajusta el documento según lo analizado colectivamente. Se elabora un documento que queda disponible para los agentes. De difunde el documento en el CND.

ANÁLISIS SEMANAL DEL DESPACHO 84 ANÁLISIS SEMANA S +1 PROGRAMACIÓN DIARIA Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Lunes Domingo ANÁLISIS VARIABLES CORRIDAS DE ESCENARIOS ANÁLISIS RESULTADOS ANALISIS CONJUNTO Y ENTREGA DE INFORME CALIDAD SEGURIDAD CONFIABILIDAD ANÁLISIS EMBALSES Y RÍOS LÍMITES OPERATIVOS MANTENIMIENTOS COORDINADOS ESCENARIOS DE RED SEÑALES DE RESERVA CONSUMO ESTIMADO DE COMBUSTIBLES RECOMENDACIONES ESPECIALES

85 CORTO PLAZO EJEMPLOS DE TEMAS Y VARIABLES ANALIZADOS

EVOLUCIÓN DE APORTES HIDROLOGICOS 86 CAUCA SALVAJINA FLORIDA II CALIMA DIGUA ALTOANCHICAYA APORTES POR RIO A FEB 15/2007 0 20 40 60 80 100 % media GWh 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 01 Ene APORTES DIARIOS Y PRONOSTICO ANTIOQUIA Histórico 08 Ene 15 Ene ACUMULADO % MEDIA 22 Ene 29 Ene 122 05 Feb 12 Feb 121 Esperado 19 Feb 26 Feb 200 150 % 100 50 0 GWh 400 APORTES DIARIOS SIN % 350 300 250 200 150 100 50 133 95 200 150 100 50 Análisis nacional, regional o de un elemento hídrico específico según la necesidad de la semana. 0 01 Jul ACUMULADO % MEDIA 08 Jul 15 Jul 22 Jul 29 Jul 05 Ago 0

EVOLUCION DE EMBALSES GWh 250 200 150 100 50 0 APORTES DIARIOS Y PRONOSTICO ANTIOQUIA 165 122 50 0 % 400 350 300 250 200 150 100 GWh 400 350 300 250 200 150 100 50 0 VOLUMEN UTIL SAN LORENZO 92 % VOLUMEN UTIL PENOL 100 % VOLUMEN UTIL MIRAFLORES 91 % 4000 3500 3000 2500 GWh 2000 1500 1000 500 0 100 90 80 70 60 50 % 40 30 20 10 0 GWh 250 200 150 100 50 0 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 % % 87 01 May 08 May 15 May 22 May 29 May 05 Jun 12 Jun 19 Jun 26 Jun 03 Jul 10 Jul 17 Jul 24 Jul 31 Jul 01 May 08 May 15 May 22 May 29 May 05 Jun 12 Jun 19 Jun 26 Jun 03 Jul 10 Jul 17 Jul 24 Jul 31 Jul 01 Jul 08 Jul 15 Jul 22 Jul 29 Jul 05 Ago 12 Ago 01 May 08 May 15 May 22 May 29 May 05 Jun 12 Jun 19 Jun 26 Jun 03 Jul 10 Jul 17 Jul 24 Jul 31 Jul ACUMULADO % MEDIA Análisis cruzado de diferentes variables con su interpretación correspondiente

ESTUDIOS ESPECIALES A MEDIDA- Caso de escenarios para la evolución de un embalse 88 ESCENARIOS DE EVOLUCION DEL EMBALSE DE BETANIA 200.00 150.00 100.00 50.00 0.00 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 GWh 67 70-50.00 Escenario Hidrología Crítica (43% Media) Escenario hidrologia media Escenario Hidrología Contingencia (72% Media) Escenario Pronóstico Planeación & Gen CAOP Escenario pronostico agente hidrologia (87% Media) Escenario hidrologia media & Gen CAOP Escenario Hidrología Contingencia (72% Media) Escenario Pronóstico Planeación & Gen CAOP ALGUNOS DE LOS ESCENARIOS IMPLICAN AGOTAMIENTO A CORTO PLAZO

CASO: SEGUIMIENTO RECUSOS HIDRICOS DEL ORIENTE POR RIESGO DE VERTIMIENTO GWh ESMERALDA - CHIVOR 120 100 80 60 40 20 0 Se identifica que de continuar con los caudales actuales es prácticamente un hecho los vertimientos en Guavio y Esmeralda. Por lo tanto, se recomienda a los propietarios de estos proyectos las medidas de precaución pertinentes. 89 01/05/2008 15/05/2008 29/05/2008 12/06/2008 26/06/2008 10/07/2008 24/07/2008 07/08/2008 21/08/2008 04/09/2008 18/09/2008 02/10/2008 16/10/2008 30/10/2008 13/11/2008 27/11/2008 CAUDAL GWh VOLUMEN UTIL % CHIVOR GENERADOR GWh GUAVIO 120.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0 0.0 01/05/2008 15/05/2008 29/05/2008 12/06/2008 26/06/2008 10/07/2008 24/07/2008 07/08/2008 21/08/2008 04/09/2008 18/09/2008 02/10/2008 16/10/2008 30/10/2008 13/11/2008 27/11/2008 CAUDAL GWh VOLUMEN UTIL % GUAVIO GENERADOR

SEGUIMIENTO A LA EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA - SIN GWh Demanda de energía del SIN Pasadas tres semanas con posterioridad a vacaciones de mediados de año, se observa que efectivamente hubo una recuperación moderada de la demanda. 90 145 145 144 144 147 149 150 150 150 150 150 152 153 152 151 152 153 152 150 152 153 153 152 154 155 154 155 154 153 156 156 155 160 158 156 154 152 150 148 146 144 142 140 01-Jul 03-Jul 05-Jul 07-Jul 09-Jul 11-Jul 13-Jul 15-Jul 17-Jul 19-Jul 21-Jul 23-Jul 25-Jul 27-Jul 29-Jul 31-Jul 02-Ago 04-Ago 06-Ago 9000 Mw Demanda de potencia del SIN 7581 7772 7778 7706 7733 7888 8143 8029 8124 8202 8199 8159 8409 8303 8266 8303 8153 8151 8205 8315 8406 8479 8512 8476 8272 8263 8429 8517 8420 8510 8527 8500 8000 7500 01-Jul 03-Jul 05-Jul 07-Jul 09-Jul 11-Jul 13-Jul 15-Jul 17-Jul 19-Jul 21-Jul 23-Jul 25-Jul 27-Jul 29-Jul 31-Jul 02-Ago 04-Ago 06-Ago

SEGUIMIENTO A LA COMPOSICIÓN DE LA GENERACION Gwh 140 TIPO DE GENERACION EMPLEADO El análisis de la generación, puede hacerse global, por tipo de combustible o por unidad si se requiere para algún detalle particular 91 9 16 16 20 21 19 12 18 18 18 19 17 12 20 19 17 18 15 13 11 20 19 17 17 24 15 11 18 16 17 19 20 16 8 11 12 16 12 123 124 121 122 115 106 122 125 125 123 128 123 109 121 125 124 122 127 121 107 122 125 127 129 122 121 109 124 128 127 126 124 120 113 134 136 127 113 120 100 80 60 40 20 0 01-Jul 03-Jul 05-Jul 07-Jul 09-Jul 11-Jul 13-Jul 15-Jul 17-Jul 19-Jul 21-Jul 23-Jul 25-Jul 27-Jul 29-Jul 31-Jul 02-Ago 04-Ago 06-Ago Generación Hidráulica Generación Térmica Cog - menores -Otros

TIEMPO PARA INVOCAR RESERVA EN LA COSTA 92 GCM SABANA ATLANTICO BOLIVAR BOLIVAR 10 TIEMPO VS PROBABILIDAD CHINU CERRO SAN CARLOS 1.89357 0.0708% 3.740 0.03586% COPEY 1.893524 0.07081% PRIMAVERA OCAÑA BACATA TIEMPO (h) 8 y = -16.667x + 8 6 4 y = -1.7857x + 3.5357 2 y = 0.5 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 PROBABILIDAD Probabilidad de falla de esa línea Probabilidad de falla conjunta (del área) si esa línea en particular falla AREA PROBABILIDAD TOTAL DE AISLAMIENTO % TIEMPO Hrs PLANTAS ELEGIBLES PARA RESERVA ANTIOQUIACHOCO 2.62501E-10 8.0 SE ATIENDE CON RECURSOS HIDRAULICOS CARIBE 0.001340836 8.0 FLORES 1, FLORES 2, FLORES 3, TEBSAB, PROELECTRICA 1, PROELECTRICA 2, TERMOCANDELARIA 1, TERMOCANDELARIA 2, NORDESTE 4.60944E-09 8.0 MERILECTRICA 1, PALENQUE 3, ORIENTAL 1.12206E-17 8.0 SE ATIENDE CON RECURSOS HIDRAULICOS SUROCCIDENTE 5.92567E-16 8.0 TERMODORADA 1, TERMOEMCALI 1, TERMOVALLE 1, La probabilidad es la misma que la semana anterior, no se modifica el tiempo de llamado de unidades

ANALISIS ENERGETICO CONSUMO DE GAS COSTA ATLÁNTICA Caso 1 93 MWh GENERACIÓN TÉRMICA COSTA y CONSUMO GAS RED NORMAL MPCD 1314 1264 1214 1164 1114 1064 1014 964 914 864 814 764 714 664 614 564 514 464 414 364 314 264 PROMEDIO: 211 MPCD MÁXIMO: 259 MPCD MÍNIMO: 85 MPCD 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 265 255 245 235 225 215 205 195 185 175 165 155 145 135 125 115 105 95 85 75 65 55 45 35 Balance de Gas Costa Gas desde Guajira(610 163) 447 MPCD 173 MPCD Guepajé 5 MPCD 279 MPCD Períodos GEN TERMICA CONSUMO GAS Consumo Otros Generación Térmica Costa CONSUMO PROMEDIO 211 MPCD DISPONIBILIDAD PARA GENERACIÓN TÉRMICA 279 MPCD

ANALISIS ENERGETICO CONSUMO DE GAS INTERIOR Caso 1 94 MWh 410 380 350 320 290 260 230 200 170 140 110 80 50 20-10 GENERACIÓN TÉRMICA INTERIOR y CONSUMO GAS RED NORMAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Períodos PROMEDIO: 34 MPCD MÁXIMO: 54 MPCD MÍNIMO: 0 MPCD MPCD 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0-10 -20 Balance de Gas Interior Cali Sur País Chuchupa 163 MPCD Cusiana 73 MPCD Provincia Payoa Opón 34 MPCD Bucaramanga 12 MPCD Refinería Barranca 76 MPCD 72 MPCD Otros 85 MPCD 25 MPCD * Generación Tvalle TEmcali GEN TERMICA CONSUMO GAS CONSUMO PROMEDIO 34 MPCD DISPONIBILIDAD PARA GENERACIÓN TÉRMICA 85 MPCD

95 CORTO PLAZO EN LOS ESTUDIOS PRESENTADOS EL TEMA DE MANTENIMIENTOS OCUPA UN CAPITULO ESPECIAL Y DE GRAN DETALLE se usan diferentes grados de detalle, diferentes representaciones de área, de subestación ó de elemento según las necesidades

ANALISIS DE MANTENIMIENTOS EN FORMATO DE AREA BL1 NOROESTE A LA MESA 230 kv 96 Bacatá Torca 4 * 168 MVA Chivor Jueves P09 al 16 Noroeste 2 * 168 MVA Guavio 40 MVA 10 MVA ZIPAS 1150 MW Circo 3 * 168 MVA 4 BOGOTÁ Balsillas La Reforma Tunal 2 * 168 MVA San Mateo Paraíso MENORES La Mesa La Guaca 168 MVA ZONA ORIENTAL San Felipe Este grupo se requiere si la generación de Chivor + Guavio es mayor de 1900 MW.

CASO: ANALISIS DE MANTENIMIENTOS PRIMAVERA - COMUNEROS 2 230 kv 97 Importación Nordeste: P01 10 y P23 P24 = 550 MW P11 17 = 510 MW P18 22 = 430 MW Primavera 220 kv Chivor 220 kv Merieléctrica 220 kv Comuneros 220 kv Barranca 220 kv Guatiguará 220 kv Barranca 115 kv Bmanga 220 kv San Silvestre 115 kv Palenque 115 kv Lizama 115 kv Bucaramanga 115 kv Viernes P07 al Domingo P18 Realminas 115 kv Florida ESSA 15 kv San Gil 15 kv Palos 115 kv Tasajero 220 kv Palos 220 kv Requiere generación interna Sochagota 220 kv Paipa 220 kv

ANALISIS DE MANTENIMIENTOS MODIFICACIÓN ADICIONAL SAN CARLOS 230 kv 98 Esmeralda 2 Esmeralda 1 Ancon Sur 2 Guatapé 2 Ancon Sur 1 Guatapé 1 Sierra Atraf 12 Atraf 3 Barra 1 Barra 2 Purnio 1 Purnio 2 Gen 7-8 Gen 5-6 Gen 3-4 Gen 1-2 Atraf 4

MANTENIMIENTOS SAN CARLOS CONFIGURACIÓN SAN CARLOS Cuando se realice apertura del circuito Casa de Maquinas 2, el CND deshabilitara el DAG de San Carlos coordinando con el CSM de ISA e informará a ISAGEN San Carlos, con el objetivo de evitar inconvenientes en los auxiliares de la central. ANTES: SAB 26/JULIO P19 al P24 AHORA: DOM 27/JULIO P19 al P24 99 Esm 2 Esm 1 Anc sur 2 Guatapé 2 Anc sur 1 Guatapé 1 Sierra Atraf12 Atraf3 C50642 AP-P01-P24 C50641 RD-P19-P24 Barra 1 C50642 RD-P19-P24 2L140 2A120 C50642 RD-P01-P24 C50641 2M080 AP-P19-P24 C50643 AP-P19-P24 C50641 C50643 RD-P19-P24 Barra 2 2M040 2U240 2M020 2U220 San Carlos 220 kv Purnio 1 Purnio 2 Gen 7 y 8 Gen 6 y 5 Gen 4 y 3 Gen 2 y 1 Atraf4

Repotenciado MANTENIMIENTOS TORCA SABADO 26 a DOMINGO 27 de JULIO DE 2008 100 C53413 AP: P07-P15 RD: P16-P18 C53414 AP: P07-P13 C50915 AP: P07-P17

MANTENIMIENTOS JULIO 28 A AGOSTO 03 DE 2008 101 Consignación Fecha Inicio Fecha Fin C0050932 2008/07/25 08:30 2008/07/28 17:30 Elemento: Descripción: Cambio de mecanismo de los interruptores M020 y L220. BL1 LA REFORMA A TUNAL 230 kv: Desde el 25 de Julio P09 hasta el 26 de Julio P18 DesenergizadaParcial - Apertura L220-Bahía Energizada por M020. Desde el 27 de Julio P09 hasta el 28 de Julio P18 DesenergizadaParcial - Apertura M020-Bahía Energizada por L220. RD BL1 LA REFORMA A TUNAL 230 kv: BL1 LA REFORMA A TUNAL 230 kv (Aprobada) Desde el 25 de Julio P09 hasta el 26 de Julio P18. Desde el 27 de Julio P09 hasta el 28 de Julio P18. No se trabajará en períodos de máxima demanda P18, P19, P20, P21 y P22. Recomendaciones y/o observaciones: Se recomienda operar con el el circuito Caqueza - La Reforma 115 kv cerrado.

MANTENIMIENTOS DE GENERADORES 102 CONSIGN UNIDAD Lunes28 Martes29 Miércoles30 Jueves31 Viernes01 Sábado02 Domingo03 HASTA C0046932 CARTAGENA 1 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 15 de Agosto de 2008 C0052630 ZIPAEMG 5 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 1 de Octubre de 2008 C0045560 SAN CARLOS 6 17:00 17:00 17:00 17:00 17:00 17:00 17:00 18 de Agosto de 2008 C0047680 LA TASAJERA 1 17:00 C0053452 PAIPA 1 23:59 23:59 23:59 23:59 23:59 23:59 23:59 14 de Diciembre de 2008 C0047039 GUAVIO 5 18:00 18:00 18:00 18:00 C0046304 SAN CARLOS 8 17:00 17:00 17:00 C0046349 MIEL I 1 18:00 C0047673 GUADALUPE 42 00:00 00:00 00:00 00:00 19 de Agosto de 2008 C0048429 GUADALUPE 34 00:00 00:00 00:00 00:00 12 de Agosto de 2008 C0048089 TEBSAB 00:00 00:00 00:00 11 de Agosto de 2008 C0053250 ZIPAEMG 3 00:00 00:00 00:00 13 de Agosto de 2008 C0046967 PARAISO 3 17:00 17:00 17:00 C0046992 LA GUACA 2 17:00 17:00 17:00 Total MW indisponibles P19 MW indisponibles 655 707 842 827 860 860 860 552 707 707 432 860 860 660

ANALISIS DE RESERVA - RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN 103 RESERVA FRIA DE GENERACIÓN - PERIODO 12 14,000 12,000 10,000 4,232 4,123 4,153 2,856 3,256 4,859 6,028 MW 8,000 6,000 4,000 2,000 0 LUNES MARTES MIERCOLES JUEVES VIERNES SABADO DOMINGO PRONÓSTICO DEMANDA (MW) PRONÓSTICO GENERACIÓN (MW) INDISPONIBLE POR MTTO (MW) LIMITACIONES POR TECHOS (MW) AGC (MW) RESERVA FRIA (MW) RESERVA FRIA DE GENERACIÓN - PERIODO 20 14,000 12,000 10,000 2,783 2,724 2,786 2,734 3,043 3,634 4,219 MW 8,000 6,000 4,000 2,000 0 LUNES MARTES MIERCOLES JUEVES VIERNES SABADO DOMINGO PRONÓSTICO DEMANDA (MW) PRONÓSTICO GENERACIÓN (MW) INDISPONIBLE POR MTTO (MW) LIMITACIONES POR TECHOS (MW) AGC (MW) RESERVA FRIA (MW)

104 SEGUIMIENTO A LOS MANTENIMIENTOS DE LAS SUBESTACIONES CHIVOR Y SAN CARLOS Riesgo de disparo declarado en las consignaciones Subestación Fecha Horario Dia Consignación Chivor 25-Ene 07:00 a 17:00 Viernes 46905 Chivor 31-Ene 07:00 a 17:00 Jueves 46905 Chivor 02-Feb CANCELADA Sabado 46896 Chivor 03-Feb CANCELADA Domingo 46896 Chivor 09-Feb CANCELADA Sabado 46896 Chivor 09-Feb CANCELADA Sabado 46898 Chivor 25-Feb CANCELADA Lunes 46898 Chivor 29-Feb CANCELADA Viernes 46898 Aperturas de la barra 1 a 230 kv declarado en las consignaciones San Carlos 14-Feb REPROGRAMADA Jueves 47391 San Carlos 18-Feb 07:00 a 18:00 Lunes 47391

Ejemplo de las CONCLUSIONES de un estudio característico Para efectos de la programación de mantenimientos tanto en la red eléctricos como del sector gas, tuvo en cuenta la necesidad de incrementar las medidas de seguridad para el 7 de agosto, por este motivo se coordinó que los trabajos en esa fecha fueran aplazados o suspendidos. Los mantenimientos más destacados son: Subestaciones en repotenciación: Repotenciación de la subestación San Carlos 230 kv. En la semana se terminarán los trabajos sobre la línea Esmeralda 2 y luego del 7 de agosto se inician sobre la línea Esmeralda 1, aún se presentan riesgos de disparo sobre la barra 1. A la fecha están cambiados los equipos de 4 diámetros completos y parcialmente en otros dos. Repotenciación de la subestación Chivor 230 kv. Los trabajos que se adelantan en la semana analizada, son sobre la línea Torca 2 y sus equipos asociados, se montará un puente para permitir conectar la línea por By pass. No se activa el corte que limita las transferencias porque estando activo el RAG, éste controla con generación la pérdida de algún elemento. La barra opera seccionada. Repotenciación de la subestación Torca 115 kv. Al finalizar la próxima semana se terminan los trabajos de cambio de los interruptores de 115 kv por parte de CODENSA y paralelamente también los adelantados por ISA sobre el Transformador 4. Con esto se alivian significativamente las restricciones de la subestación. Es importante anotar que los trabajos no han terminado y que faltan tareas importantes como la conexión de barrajes, protecciones y otros, a la fecha no se tiene la programación de lo faltante. 105

PUBLICACIÓN ESTUDIOS CORTO PLAZO 106

PUBLICACIÓN ESTUDIOS CORTO PLAZO 107 Estudio Corto plazo Gas - electricidad

108 6.1 COORDINACION GAS - ELECTRICIDAD SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVA