SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

1. SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirigido a: CNO Gas Reunión Diciembre-2007

2. Contenido • Experiencias Operativas • Situación Actual • Situación de Mediano Plazo • Situación de Largo Plazo

3. 1. Experiencias Operativas

4. 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.

5. 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

6. Atentados sobre la infraestructura eléctrica Área Caribe: 1 Atentado desde marzo de 2007 Área Nordeste: 1 Atentado desde marzo de 2007 Área Antioquia: 2 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 8 Atentados desde marzo de 2007 Salvajina 1 Atentados desde marzo de 2007 San Bernardino 2 Atentados desde marzo de 2007 Jamondino Mocoa Altamira Pomasqui

7. 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.

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

9. Mirolindo San Bernardino Betania STR Huila 83 km 25 Mvar (Nuevo) Altamira 295 km 136 km Mocoa 25 Mvar (Nuevo) 25 Mvar (Nuevo) Jamondino 75 km Frontera Colombia - Ecuador Entró el proyecto UPME 01 de 2005 Transformador Altamira 150 MVA 230/115 kVDiciembre 01 de 2007Electrohuila Transformador de Mocoa50 MVA 230/115 KVDiciembre 02 de 2007 EE-Putumayo UPME 01 / 2005Líneas Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino y Betania - Jamondino Noviembre 27 de 2007EEB STR Putumayo 230 kV 115 kV

10. 2. Situación Actual

11. Seguimiento a Parámetros del SIN

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

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

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

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

16. Comportamiento de la Demanda

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

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

19. 3. Situación de Mediano Plazo

20. Situación eléctrica Demanda mínima de diciembre

21. 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”)

22. Demanda Total SIN

23. Mínimo número de unidades – Recomendaciones PERIODOS 8 A 17 4 unidades Equiv. [Tebsa/Flores/Ctgena/Proelectrica/Candelaria/Guajira] VENEZUELA Caribe PERIODOS 4 A 10 0 unidades Nordeste PERIODOS 4 A 10 SAN CARLOS PERIODOS 4 A 10 Oriental 2 Unidades[S.Carlos/Guatapé/ Playas/Jaguas/Tsierra] 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

24. Cambio de equipos San Carlos y Chivor

25. Conexión Generación Etapa 2 Etapa 1 Seccionamiento Cambio de Equipos en Chivor 230 kV 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

26. Conexión Generación S/E 500 S/E 230 Cambio de Equipos en San Carlos 230 kV • 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.

27. 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.

28. Mantenimiento Cusiana

29. 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

30. 4. Situación de Largo Plazo

31. 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)

32. 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

33. 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

34. Costos de Combustibles. Información suministradapor UPME

35. 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

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

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

38. 39 Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2007 – 2012)

39. Balance Energético Sistema Colombiano

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

41. Costos marginales promedio Sistemas Coordinados

42. 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.