Análisis Energéticos CNO Resolución CREG 026 de 2014 Octubre 24 de 2014

Objeto Por solicitud del Consejo, se presentan los resultados del Análisis Energético – AE – y de potencia del CNO, aplicando la metodología, supuestos y procedimientos establecidos en el Acuerdo CNO 695.

Supuestos Análisis Energéticos (1) Parámetros Generales Horizonte 2 años con resolución semanal. Con período de análisis a 12 meses. Condición terminal Año adicional Tipo de estudio Coordinado (Colombia y sistema Ecuatoriano simplificado) Mínimos operativos No se modelan mínimos operativos se utilizará el NEP para cada embalse. Condición inicial volumen de los embalses A 23 de octubre Demanda Colombia y exportaciones Escenario Alto UPME de octubre 2014 a abril 2015 y Escenario medio UPME resto del horizonte. Rev. (Jun/2014) Ecuador se consideran 2 GWh-día constantes Parámetros Plantas de generación existentes Parámetros declarados en PARATEC a 23 de octubre Mantenimientos de generación en estado solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM) a 23 de octubre Índices de disponibilidad: 1.    Térmicas IHF en vez de ICP reportado por las empresas para el Cargo por Confiabilidad y el IH con el procedimiento regulado. 2.   Hidráulicas ICP e IH con el procedimiento regulado. Sistema hidráulico Colombiano Modelos de embalse reportados para el Cargo por Confiabilidad, ajustados con las demandas de acueducto y filtración que realicen los agentes con la mejor información disponible. Red de transmisión Se considera la red de transmisión del STN. Los parámetros de la red de transmisión del STN a 23 de octubre y topología de la red actualizados al momento de las simulaciones. No se consideraron indisponibilidades. Se consideran las restricciones del STN indicadas en el segundo informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2014

Supuestos Análisis Energéticos (2) Proyectos de expansión Proyectos de expansión de generación   Parámetros de los proyectos de generación futuros Heat Rate - HR de las plantas térmicas de gas, informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis y afectado en 15% de acuerdo con la recomendación del SPT. HR de las plantas térmicas con combustibles diferentes a gas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis. Factor de conversión medio para las plantas hidráulicas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis. Índices de disponibilidad según lo establecido en la regulación vigente Condición inicial de embalses futuros Se considero el embalse de Sogamoso en 30 % de su embalse útil al momento de su entrada en operación y Quimbo al 100 %. Nombre Capacidad Efectiva Neta [MW] Fecha esperada de entrada en operación Laguneta 18 7 de noviembre de 2014 PCH La Naveta 5.2 18 de noviembre de 2014 PCH Coello 3.6 30 de diciembre de 2014 Tuluá Bajo 19.9 Gecelca 3 150 14 de febrero de 2015 Cucuana 55 1 de marzo de 2015 Sogamoso 800 3° unidad 30 de diciembre de 2014 2° unidad 14 de enero de 2015 1° unidad 29 de enero de 2015 Quimbo 396 1° unidad 30 de abril de 2015 2° unidad 30 de junio de 2015 PCH Tunjita 19.8 30 de junio de 2015 Nombre Capacidad Efectiva Neta [MW] Fecha esperada de entrada en operación Gecelca 32 250 16 de diciembre de 2015 Tasajero II 160 01 de diciembre de 2015 Carlos Lleras Restrepo 78.1 San Miguel 42 Awarala 19.9 Diciembre de 2015 Rio Mulatos 8.32 PCH Alejandría 15 PCH Cantayús 4.32 PCH Morro Azúl 20 Fecha de entrada de proyectos informada por agente promotores al CND y/o a través de conceptos UPME.

Supuestos Análisis Energéticos (3) Proyectos de expansión Proyectos de expansión transmisión del STN Parámetros de Proyectos de expansión transmisión del STN Los publicados en la base de datos del segundo informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2014 Proyecto Fecha esperada de entrada en operación Subestación Tesalia* Líneas Betania – Tesalia 230 kV, Tesalia– Jamondino 230 kV y Altamira – Tesalia 230 kV Proyecto Tesalia completo 30 de noviembre de 2014 10 de septiembre de 2015 Subestación Armenia* 9 de marzo de 2015 Subestación Norte* 31 de octubre de 2015 Transformador Copey 450 MVA 500/220 kV 30 de noviembre de 2015 Mejora interconectividad Reforma Subestación Nueva Esperanza Diciembre de 2015 Fecha de entrada de proyectos informada por agente promotores al CND a 09 de octubre y/o fechas establecidas en las convocatorias UPME. * Fechas informadas por EEB al CNO 22/10/2014

Supuestos Análisis Energéticos (4) Costos De transporte y suministro de combustible Precios UPME (Febrero de 2014) + Gas OCG a 11. 28 US$/MBTU De racionamiento TRM 30 de septiembre $ 2028.48 Costos de racionamiento para octubre http://www.upme.gov.co/CostosEnergia.asp Segmento 1 (5%) = 815.41 USD/MWh Segmento 2 (95%) = 3186.8 USD/MWh Otros costos variables Gas: 4.67 UD/MWh Carbón: 9.58 UD/MWh Otros: 7.13 UD/MWh Otros costos variables: 8.23 UD/MWh Combustibles Disponibilidad de combustible Otros Curva de administración de Riesgo (CAR) Desbalance hídrico Se considerarán 14 GWh/día Menores y cogeneradores Serán modelados como térmicas determinísticas con los siguientes valores: Diciembre a abril 7,5 GWh/día Mayo a noviembre 10 GWh/día* Agente Fecha actualización Gecelca Febrero 2014 Isagen Celsia EPM Termocandelaria Termovalle Emgesa Termoemcali Proelectrica Octubre 2014 Chec Se utiliza en política y simulación. Penalidad Fija igual al precio de escasez de octubre de 2014

Escenarios hidrológicos Supuestos Análisis Energéticos (5) Hidrología Escenarios hidrológicos Caso 1. Octubre 1986 – Octubre 1988 Caso 2. Octubre 2001 - Octubre 2003 Caso 3. Octubre 2002 - Octubre 2004 Caso 4. Octubre 1994 - Octubre 1996 Caso 5. Octubre 1990 - Octubre 1992 Caso 6. Escenario esperado SH&PH Caso 7. Escenario Contingencia Caso 8. Octubre 2009 - abril de 2010 + Esperado del SH&PH a partir de mayo de 2015 Caso 9. Octubre 1997 – abril 1998 + Esperado del SH&PH a partir de mayo de 2015 NOTA: Para la hidrología de la próxima semana todas las empresas realizaron el reporte completo.

Aporte Hidrológicos Caso 2. Desde 2001 Caso 4. Desde 1994 Caso 6. Esperado SHyPH Caso 1. Desde 1986 Caso 3. Desde 2002 Caso 7. Contingencia SHyPH Caso 8. Desde 2009 a abril de 2010 + Esperado Caso 9. Desde 1997 a abril de 2010 + Esperado

Resumen resultados

Resumen resultados Detalle de la evolución de los embalses Caso 2. Desde 2001 Caso 4. Desde 1994 Caso 5. Desde 1990 Caso 6. Esperado SHyPH Caso 1. Desde 1986 Caso 3. Desde 2002 Caso 7. Contingencia SHyPH Caso 8. Desde 2009 a abril de 2010 + Esperado Caso 9. Desde 1997 a abril de 2010 + Esperado Detalle de la evolución de los embalses

Resumen resultados Déficit Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 Caso 9 Índice AE: Si en el análisis energético el Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado (VEREC) es mayor que 0% para alguno de los meses de análisis, el nivel de alerta será roja. Si el VEREC es igual a 0% en todos los meses de análisis, el nivel de alerta será verde. No se presenta déficit en ninguno de las simulaciones, durante los primeros 12 meses.