Análisis Energéticos CNO Resolución CREG 026 de 2014 Julio 02 de 2015

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 La del momento de la corrida. Demanda Colombia y exportaciones Escenario medio UPME todo el horizonte. (Rev. mar/2015) Ecuador se considera el perfil enviado por CENACE y ajustado máximo 4 GWh/día hasta diciembre y máximo 5 GWh/día en el verano. Parámetros Plantas de generación existentes Parámetros declarados en PARATEC al momento de la corrida. Mantenimientos de generación en estado solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM) al momento de la corrida. 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 al momento de la corrida y topología de la red actualizados al momento de las simulaciones. No se consideraron indisponibilidades menores a la resolución del modelo. Se consideran las restricciones del STN indicadas en el primer informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2015.

Exportación Ecuador *Información suministrada por CENACE. Reunión bilateral CENACE - XM 25/02/15

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 Quimbo en 50% de su embalse útil al momento de su entrada en operación. Nombre Capacidad Efectiva Neta [MW] Fecha esperada de entrada en operación Gecelca 3 150 31 de julio de 2015 Planta Tequendama 2.25 30 de agosto de 2015 Cucuana 55 U1 15 de agosto de 2015 U2 26 de octubre de 2015 PCH Tunjita 19.8 15 de juio de 2016 Cog. ingenio Risaralda 15 30 de enero de 2016 Planta Providencia 4.9 30 de julio de 2015 Quimbo 396 02 de septiembre de 2015 Tasajero II 160 30 de noviembre 2015 San Miguel 42 Nombre Capacidad Efectiva Neta [MW] Fecha esperada de entrada en operación Carlos Lleras Restrepo 78.1 U1 20 de julio 2015 U2 15 de agosto 2015 PCH Coello 3.6 31 de diciembre de 2015 Awarala 19.9 Diciembre de 2015 Rio Mulatos 8.32 PCH Alejandría 15 Planta Bioenergy PCH El Edén 20 1 de enero de 2016 PCH Morro Azul 30 de junio de 2016 Gecelca 32 250 28 de julio de 2016 PCH Cantayús 4.32 31 de diciembre de 2016 Fecha de entrada de proyectos informada por los auditores de curva “S” o agentes promotores al CND o CNO 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 primer informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2015 Proyecto Fecha esperada de entrada en operación Subestación Armenia 2 de agosto de 2015 Subestación Tesalia Proyecto Tesalia completo 28 de noviembre de 2015 Transformador Copey 450 MVA 500/220 kV 30 de noviembre de 2015 Mejora interconectividad Reforma Subestación Nueva Esperanza 26 de enero de 2016 Segundo circuito Betania – Mirolindo 230 kV 31 de agosto de 2016 Subestación Tuluní 230 kV Subestación Norte 230 kV 31 enero de 2017 (fecha prevista por el ejecutor) FPO Oficial: 31 de octubre de 2015 Conexión Cartago 230 kV al circuito La Virginia - San Marcos 230 kV 30 de noviembre de 2016 Subestación Montería 230 kV Subestación Caracolí Subestación Suria 230 kV Subestación Río Córdoba Subestación Guayabal 220 kV Fecha de entrada de proyectos informada por agente promotores al CND al momento de la corrida y/o fechas establecidas en las convocatorias UPME.

Supuestos Análisis Energéticos (4) Costos De transporte y suministro de combustible Precios UPME (Diciembre de 2014) + Gas OCG a 11. 28 US$/MBTU De racionamiento TRM 30 de junio $2585.11 Costos de racionamiento que se encuentren públicos en la pagina de la UPME al momento de la corrida. http://www.upme.gov.co/CostosEnergia.asp Segmento 1 (5%) = 656.56 USD/MWh Segmento 2 (95%) = 2565.97 USD/MWh Otros costos variables Gas: 3.87 USD/MWh Carbón: 7.94 USD/MWh Otros diferentes a Gas y Carbón: 5.91 USD/MWh Otros costos variables: 5.13 USD/MWh Combustibles Disponibilidad de combustible A partir de enero de 2017 se considera la entrada de la planta de Regasificación. 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 2015 Isagen Junio 2015 Celsia Enero 2015 EPM Termocandelaria Noviembre 2014 Termovalle Emgesa Termoemcali Proelectrica Chec Octubre 2014 Se utiliza en política y simulación. Penalidad Fija igual al precio de escasez de junio de 2015

Escenarios hidrológicos Supuestos Análisis Energéticos (5) Escenarios hidrológicos Reunión N°273 del SH (Junio 11 de 2015) Caso 1. Desde 2002 Caso 2. Desde 1983 Caso 3. Desde 1990 Caso 4. Desde 1995 Caso 5. Esperado SH Caso 6. Contingencia SH Caso 7. CND 1 Caso 8. CND 2

Resumen resultados La generación térmica de los últimos 7 días fue aprox. 40.17 GWh/día

Resumen resultados Caso 1. Desde 2002 Caso 2. Desde 1983 Caso 5. Escenario esperado SH Caso 6. Escenario contingencia SH Caso 7. CND 1 Caso 8. CND 2

Resumen resultados Déficit Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 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.

Anexo-Información Combustibles Actualmente de acuerdo con la información reportada se tienen cantidades de combustibles modeladas hasta las fechas indicadas. Mes/año Tebsa Termosierra Termoflores Termoemcali Termocentro Termovalle Proelectrica Merilectrica Termocandelaria Termodorada Barranquilla Cartagena ene-15   feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17   Gas Liquidos Gas y Líquidos