SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirigido a: CNO Gas Reunión Diciembre-2007

Contenido Experiencias Operativas Situación Actual Situación de Mediano Plazo Situación de Largo Plazo

1. Experiencias Operativas

Atentados sobre la infraestructura eléctrica y su impacto Demanda no atendida Restricciones en el STN Pérdida de confiabilidad San Bernardino – Santander 1 y 2 a115 kV Sale 12-mar-06 hasta la fecha. Sale 02-may-05 hasta la fecha. San Bernardino - Jamondino 1 y 2 a 230 kV Cto 1 Sale 22-nov-07 se recuperó 25-nov-07. Cto 2 Sale 22-nov-07 se recuperó 30-nov-07. Cto 1 Sale 09-dic-07 se recuperó 13-dic-07. Cto 2 Sale 09-dic-07 se recuperó 18-dic-07 Jamondino – Junín – Tumaco a 115 kV Sale 30-nov-07 se recuperó 03-dic-07.

Atentados sobre la infraestructura eléctrica y su impacto Estado Actual Demanda no atendida Restricciones en el STN Pérdida de confiabilidad San Bernardino – Santander 1 y 2 115 kV Sale 12-Mar-06 hasta la fecha. Sale 02-May-05 hasta la fecha

Atentados sobre la infraestructura eléctrica Área Caribe: 1 Atentado desde marzo de 2007 Área Antioquia: 2 Atentado desde marzo de 2007 Área Nordeste: 1 Atentado desde marzo de 2007 Área Sur: 17 Atentados desde marzo de 2007 Área Oriental: 1 Atentado desde marzo de 2007 San Marcos Yumbo Alto Juanchito Ibagué Pance Betania 6 Atentados desde marzo de 2007 Páez Salvajina 8 Atentados desde marzo de 2007 1 Atentados desde marzo de 2007 San Bernardino 2 Atentados desde marzo de 2007 Jamondino Mocoa Altamira Pomasqui

26 de noviembre al 16 de diciembre Cargabilidad de transformadores 26 de noviembre al 16 de diciembre Transformador 90 MVA de la S/E Sabana a 220/110 kV: Se han venido presentando altos niveles de carga, se procedió a trasladar la carga de CONCRECEN a TEBSA y se tiene previsto, en caso de ser necesario, transferir adicionalmente parte de la carga de Baranoa. El día 13 de diciembre quedó en explotación comercial el transformador de 50 MVA a 230/115 kV de Mocoa.

Entraron nuevas líneas en el área de Bogotá Primavera 500 kV 230 kV 115 kV Bacatá Equipos 115 kV Proyecto 3x150 MVA Chia Torca Techo Tenjo Tibabuyes Noroeste Salitre Nuevas líneas CODENSA: Bacatá – Chía 115 kV Bacatá – Suba 115 kV Bacatá – El Sol 115 kV Bacatá – Salitre 115 kV Noroeste – Techo 115 kV Noroeste – Tenjo 115 kV (Regreso a configuración original) Suba El Sol

Entró el proyecto UPME 01 de 2005 75 km 295 km 136 km Betania 25 Mvar (Nuevo) Altamira Jamondino Mocoa Frontera Colombia - Ecuador 83 km Mirolindo San Bernardino STR Huila Transformador Altamira 150 MVA 230/115 kV Diciembre 01 de 2007 Electrohuila Transformador de Mocoa 50 MVA 230/115 KV Diciembre 02 de 2007 EE-Putumayo STR Putumayo UPME 01 / 2005 Líneas Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino y Betania - Jamondino Noviembre 27 de 2007 EEB 230 kV 115 kV

2. Situación Actual

Seguimiento a Parámetros del SIN

Balance del SIN (Nov 01 – Dic 16) GWh/dia

Generación Termicas a Gas (Nov 01 – Dic 18) GWh/dia

La demanda de Potencia del Sistema Eléctrico colombiano superó los 9 La demanda de Potencia del Sistema Eléctrico colombiano superó los 9.000 MW 12 diciembre de 2007: 9.093 MW

Las reservas hidráulicas se ubican en el 78% de su capacidad total

Comportamiento de la Demanda

Evolución de la Demanda de Energía En cinco años (2012), se espera atender una demanda de Energía de 65 TWh (200 GWh/día)

Evolución de la Demanda de Potencia En cinco años (2012), se espera atender una demanda de Potencia Superior a 11.000 MW

3. Situación de Mediano Plazo

Situación eléctrica Demanda mínima de diciembre

Consideraciones Generales Objetivo Recomendaciones para control de tensiones del Sistema el 25 de diciembre de 2007 y 01 de enero de 2008. Consideraciones Generales Referencia: Generaciones de seguridad y los límites de Importación/Exportación actuales para día festivo. Se analizan condiciones extremas de cada subárea y se determinan los requerimientos de generación de seguridad adicionales para control de tensiones Se consideran todas las líneas que actualmente operan como condensadores, abiertas en ambos extremos. Se considera la entrada del proyecto UPME 01 de 2005 No se consideran intercambios de potencia entre Colombia y Ecuador (“worst case”)

Demanda Total SIN

Mínimo número de unidades – Recomendaciones PERIODOS 8 A 17 4 unidades Equiv. [Tebsa/Flores/Ctgena/Proelectrica/Candelaria/Guajira] VENEZUELA Caribe PERIODOS 4 A 10 Nordeste 0 unidades PERIODOS 4 A 10 SAN CARLOS PERIODOS 4 A 10 2 Unidades [S.Carlos/Guatapé/ Playas/Jaguas/Tsierra] Oriental 3 unidades [Guavio/Chivor/Pagua/Miel] PERIODOS 4 A 10 1 Betania + 5 adicionales ó 2 Betania Suroccidental Abriendo San Marcos – Virginia 500 kV 1 Betania ECUADOR

Cambio de equipos San Carlos y Chivor

Cambio de Equipos en Chivor 230 kV Conexión Generación Etapa 2 Etapa 1 Seccionamiento Fuente ISA Los trabajos inician a partir del 18 enero de 2008 Se cambiarán el 60% de los equipos de patio El mayor impacto para el sistema desde el punto de vista de riesgos se dará durante los seis primeros meses del 2008 al cambiar las Barras de 230 kV

Cambio de Equipos en San Carlos 230 kV Conexión Generación Los trabajos inician a partir de febrero de 2008 Se cambiarán el 95% de los equipos de patio El mayor impacto para el sistema desde el punto de vista de riesgos se dará durante el cambio de los equipos asociados al diámetro 1, el cual saca de servicio dos transformadores 500/230 kV Una vez finalizados los trabajos se reconectarán a San Carlos los circuitos a La Sierra y Guatapé, los cuales operan como Guatapé-La Sierra para aliviar los problemas del nivel de corto circuito.

Conclusiones Para el caso de Chivor, en la mayoría de los casos se requiere generación a nivel de 115 kV para el control de tensiones y adicionalmente se limita la máxima generación de la central. Para el caso de San Carlos, es posible que se presenten limitaciones en la generación de Antioquia y San Carlos, así como en las transferencias hacia la Costa Atlántica. Por la importancia que representan estos mantenimientos requieren atención especial en la coordinación Gas – Electricidad durante el 2008.

Mantenimiento Cusiana

Mantenimeinto en la Red de Gas Para el periodo del 29 de diciembre al 1 de enero (incluido) se espera adelantar un mantenimiento en el yacimiento de producción de Cusiana. Esto implicará una parada operativa completa en el suministro del pozo durante estos días; las entregas en estos días serán: 29 de diciembre 140 MPCD; el 30 y 31 cero (0) MPCD; el 1 de enero 80 MPCD

4. Situación de Largo Plazo

Proyectos de expansión reportados para la ENFICC 2007-2008 Prado 4 y Riogrande pasaron a ser no despachadas centralmente 2010-2011 Bugalagrande no obtuvo asignación de OEF porque no presentó garantías Termocol no obtuvo asignación de OEF por haber declarado ENFICC extemporáneamente 2011-2012 Porce III se consideró como especial (2011-2021) Amoyá se consideró como nueva (2011-2012)

Resultados Cargo por Confiabilidad 2007-2008 2010-2011 2011-2012 Total ENFICC: 62 TWh/año Demanda: 57 TWh/año Total ENFICC: 65 TWh/año Demanda: 66 TWh/año Total ENFICC: 71 TWh/año Demanda: 69 TWh/año

ENFICC Plantas Térmicas 2007-2008 2010-2011 2011-2012 Mezcla: 1% Gas 19% Fuel Oil Mezcla: 2% Gas 20% Fuel Oil ACPM 1% 25% 53% 54% Diesel 8% Mezcla 22% Mezcla 20% Gas 26% Gas 30% Fuel Oil 16% Diesel 12% Jet A1 8% Gas 59% Carbón 16% Carbón 20% Carbón 16% Fuel Oil 21% Fuel Oil 24% ENFICC Térmicas: 31 TWh/año (84 GWh/día) Gas 18, Carbón 5, Otros 8 TWh/año ENFICC Térmicas: 30 TWh/año (84 GWh/día) Gas 9, Carbón 5, Otros 16 TWh/año ENFICC Térmicas: 27 TWh/año (74 GWh/día) Gas 7, Carbón 5, Otros 15 TWh/año

ENFICC Por Plantas y Combustible Utilizado 2007 - 2008 Fuel Oil Carbón Gas Diesel ACPM

Costos de Combustibles. Información suministrada por UPME

El periodo Dic/06 – Nov/07 creció 4.1% respecto a Dic/05 – Nov/06 Demanda de Energía. Escenario medio de UPME. Rev Nov/07 El periodo Dic/06 – Nov/07 creció 4.1% respecto a Dic/05 – Nov/06

IH´s Plantas Térmicas Calculados con información hasta octubre de 2007. 792

IH´s Plantas Hidráulicas IH´s Plantas Hidráulicas. Calculados con información hasta octubre de 2007. 797

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2007 – 2012) 39 Modo de operación Simulación “Coordinada” entre Colombia, Ecuador, Panamá, Costa Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador, Guatemala y México. Fuente Bases de datos: XM, ETESA y CENACE Horizonte 5 años / Resolución mensual Demanda Escenario medio UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Noviembre 2007 (www.upme.gov.co) Interconexiones eléctricas internacionales 1. Refuerzo COL – ECU: Febrero de 2008 465 MW en punta y 500 MW en media 400 MW en mínima 2. México – Guatemala: Octubre de 2008 200 MW 3. SIEPAC: Abril de 2009 300 MW 4. Colombia – Panamá: Enero de 2011 300 MW Contratos de Combustibles Se supone que los contratos de combustibles declarados para el cálculo de la ENFICC en las nuevas vigencia 2007-2008, 2010-2011 y 2011 – 2012 Límites de Intercambios Internacionales (Actuales) De Ecuador a Colombia: 195 MW en punta 235 MW en media 235 MW en mínima Entre Colombia y Venezuela: 0 MW Precios Combustibles Carbón: UPME: “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006 – 2020”, noviembre de 2006 Gas Natural: UPME “Proyecciones de precios de gas natural para el sector termoeléctrico”, febrero de 2007 Combustibles Alternos: . Proyección de precios enviada por la UPME, mayo de 2007

Balance Energético Sistema Colombiano

Evolución del embalse agregado

Consumo de Gas 2007-2012 Consumo Gas en la Costa Contratos ENFICC 180 GBTUD Consumo Gas en la Costa Contratos ENFICC 80 GBTUD 185 GBTU Consumo Gas en el Interior Contratos ENFICC 148 GBTUD

Costos marginales promedio Sistemas Coordinados

Conclusiones La generación térmica basada en combustibles líquidos reportada para el cálculo de la ENFICC pasa del 25% al 54%, mientras que la respaldada con gas pasa del 59% al 26%. La demanda máxima de potencia superó los 9.093 MW en diciembre de 2007, mientras que la de energía superó los 160 GWh/día. La reserva actual de potencia se encuentra en el 32% ( Oferta: 13.405 MW y Demanda: 9.093 MW). Para mantener este nivel de reserva en el año 2012 (Demanda 11.177 MW) se requiere capacidad adicional a la reportada para el cálculo de la ENFICC. Es conveniente también realizar acciones del lado de la demanda.

Exportaciones de Colombia a Ecuador

Importaciones de Colombia desde Ecuador

Intercambios Colombia - Panamá