CNO - Acuerdo 46 de 1999

CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN

CNO

ACUERDO No. 46

Noviembre 17 de 1999 Por el cual se aprueban los Niveles Mínimos Operativos para la estación de verano 1999-2000 El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, la Resolución 8-0103 del 2 de febrero de 1995 del Ministerio de Minas y Energía, el Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995 y según lo aprobado en su reunión No 112 del 17 de Noviembre de 1999

ACUERDA: PRIMERO: Aprobar los niveles mínimos operativos para el período comprendido entre el 01 de diciembre de 1999 y el 30 de abril del 2000, según el documento "Niveles Mínimos Operativos horizonte mayo 01 /99-abril 30/00" ISA -UEN-CND-99-200

SEGUNDO: El presente Acuerdo rige a partir de la fecha

El Presidente, ALB o/f-/ TO CÍLAfiTEA El Se ário fi é 9 J) GERMAN, CORREDOR A.Consejo Nacional de Operación CNO Operación de Mercados de Energía f nforrna_ción EMctrica )' Energética Niveles Mínimos Operativos Horizonte Mayo 01/99 - abril 30/00 DIRECCIÓN PLANEACIÓN ENERGÉTICA GERENCIA CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Documento ISA UENCND 99 - 200Consejo Nacional de Operación CNO Medellín, abril 23 de 1999 l. OBJETIVO Presentar los niveles mínimos operativos para el periodo mayo/99 fi abril/00

Documento ISA UENCND 99 - 200Consejo Nacional de Operación CNO Medellín, abril 23 de 1999 l. OBJETIVO Presentar los niveles mínimos operativos para el periodo mayo/99 fi abril/00 resultantes de la 1·evísión por cambios en los supuestos de cálculo en dichos niveles según lo establecido en las resoluciones de la Comisión de la Regulación de Energía y Gas (CREG) números 025 de 1995, 100 de 1997, 056 y 113 de 1998.

2. ANTECEDENTES En noviembre de L998. ISA publicó, en el documento lSA-CND-98-5 lO. los niveles de los núuiu10s operativos para el periodo diciembre 01/98 a abril 30/99. En el periodo uoviembre/98 a marzo/99 se han presentado cambios en los supuestos de cálculo de los niveles empicados en el documento ISA­ CND-98-51 O y que se resumen a continuación: • Revaluación de los escenarios de crecimiento de demanda por parte de la UPME. • Modificaciones en el plan de expansión de generación. • Retiros temporales o definitivos de unidades de generación. • Actualización de índices de indispouibilidad históricos (IH) con información histórica hasta mar1.o 31 de 1998 y aplicación de la resolución 113 de 1998 de acuerdo con el número de meses de operación comercial de las plantas.

En consecuencia de lo mencionado anteriormente el CND procede a actualizar los niveles núnimos operativos para el periodo mayo O 1/99 a abril 30/00 basándose en las facultades legales que le otorga la Comisión de Regulación de Energía y que están soportadas por los siguientes apartes de las resoluciones de la CREG.

operativos para el periodo mayo O 1/99 a abril 30/00 basándose en las facultades legales que le otorga la Comisión de Regulación de Energía y que están soportadas por los siguientes apartes de las resoluciones de la CREG. Ji Resolución. CREG 100/97, articulo lo. Último inciso: '·Et CND podrá ajusiar los niveles operativos en la medida en que cambien los supuestos sobre los cuales se calculan". Ji Resolución 056/98 En el articulo 60. "Niveles Mínimos operativos": ·'De acuerdo con lo dispuesro en el último inciso el articulo I de la resolución CREG 100/97, el CJ,lD podrá ejercer las.facultades que allí se establecen, cuando se produzcan retiro de unidades ylo plantas de generación".

J. METODOLOGÍAConsejo Nacional de Operación CNO La metodología utili7..ada para estimar las proyecciones de los niveles mínimos operativos en el período mayo O 1/99 - abril 30/00, corresponde a la descrita por la CREG en la Resolución 025 de

1995 Capitulo Código de Operación.

4. SUPUESTOS 4.1 Demanda de energía Para el presente estudio se tuvo en cuenta el escenario medio de demanda neta de energía revaluado por la UPME en marzo de 1999. Actualmente el sector ha venido trabajando con la demanda bruta y se están adelantando acciones para considerar la demanda neta en los diferentes procesos. Por lo tanto, a partir de escenario medio de demanda neta producido por UPME, el Centro Nacional de Despacho (CND) ha estimado los consumos auxiliares de las unidades de generación para obtener el escenario de medio demanda bruta del SIN. La Tabla l contiene la información de

demanda neta producido por UPME, el Centro Nacional de Despacho (CND) ha estimado los consumos auxiliares de las unidades de generación para obtener el escenario de medio demanda bruta del SIN. La Tabla l contiene la información de demanda anual de energía neta para el escenario medio y su correspondiente valor en energía bruta. Tabla 1 DEMANDA ANUAL DEL SIN (GWh-año) Año NETA Cons Auxiliares BRUTA GWh/año % % GWh/año GWh/año % 1998 43283 1.7 741 44024 1999 43778 1.1 1.5 660 44438 0.9 2000 44753 2.2 1.6 719 45472 2.3 2001 46590 4.1 1.7 780 47370 4.2 2002 48466 4.0 1.6 779 49245 4.0 2003 50429 4.1 1.4 719 51148 3.9 2004 52417 3.9 1.4 722 53139 3.9 () El año 1998 es real La tabla 2 presenta la comparación entre la demanda anual de energía bruta del SIN actual y la utilizada en la anterior revisión. Tabla2

COMPARACIÓN ESCENARIOS MEDIOS DE DEMANDA (GWh-año)r

Consejo Nacional de Operación CNO AÑO Escenario Medio Escenario Medio Diferencia Doc 98 51 O (tJ Actual (2> 1999 46320 44438 1882 2000 47779 45472 2307 2001 49612 47370 2242 2002 52105 49245 2860 2003 54842 51148 3694 Diferencia entre escenario medio anterior y actual

2000 47779 45472 2307 2001 49612 47370 2242 2002 52105 49245 2860 2003 54842 51148 3694 Diferencia entre escenario medio anterior y actual Crecimientos promedios respecto de 1998 (44024 GWh) (1) 5.2% (2) 0.9% La tabla 3 contiene los valores mensuales de demanda del SIN para el período mayo 1999 - abril 2000 en el escenario medio. La demanda para el período mayo 1999Abril 2000 disminuyó en 460 GWh/año con respecto a la demanda del periodo mayo J 998 - abril 1999 considerada en el cálculo de los mínimos operativos del documento 510 de 1998. Mes May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Die Ene Feb Mar Abr TOTAL Tabla3 Demanda de Energía mensual (GWb) Real Esperada (1) Esperada(1) Oilerencla Ma 98 -Abr 99 Ma 98 - Abr 99 Ma 99 -Abr 00 Es erados 3771 3766 3720 -46 3570 3656 3639 -17 3742 3801 3695 -106 3690 3806 3797 -9 3621 3784 3693 -91 3733 3866 3848 -18 3562 3778 3709 --69 3607 3876 3843 -33 3482 3709 3669 -40 3264 3528 3592 64 3597 3899 3848 -51 3475 3766 3722 -44 431141 452351 447751 -4601 (1) Documento 98 - 51 O

3482 3709 3669 -40 3264 3528 3592 64 3597 3899 3848 -51 3475 3766 3722 -44 431141 452351 447751 -4601 (1) Documento 98 - 51 O (2) Escenario medio de la UPME (marzo/98) El valor real para abril es estimadoConsejo Nacional de Operación CNO 4.2 Plan de Expansión El plan de expansión empleado en esle estudio corresponde al reportado por UPME el 15 de marzo de 1999, el cual es descrito en la siguiente tabla Tabla 4

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO I". Planta:' l:Gfipacídaq {MW)'i .. ! • • , FAM.f> " .• 1

Urra 1 85 Diciembre de 1999 85 Febrero de 2000 85 Abril de 2000 85 Junio de 2000 Pajarito 4.5 Mayo 5 de 1999

T. Emcali 233.8 Mayo 15 de 1999

Dolores 8.5 Mayo 31 de 1999 Rio Piedras • 19.4 Junio 1 de 1999 Porce 11 131 Abril de 2000 131 Junio de 2000 131 Agosto de 2000 Miel 1 125 Abril de 2002 125 Julio de 2002 125 Octubre de 2000

T. Centró e.e 100 Septiembre de 2001

Los cambios fundamentales de este plan con relación al usado en documento lSA - UENCND 98 5 JO corresponden al atraso de Tenno Emcali, que en noviembre/98 se esperaba w1a entrada en operación en marzo/99 y en el presente estudio se considera pru-a mayo/99. Por otra parte se encuentra

5 JO corresponden al atraso de Tenno Emcali, que en noviembre/98 se esperaba w1a entrada en operación en marzo/99 y en el presente estudio se considera pru-a mayo/99. Por otra parte se encuentra el atraso de TermoCentro CC que en el anterior estudio tenia una fecha para análisis energético eu septiembre de 2000 y en la actualidad aparece m1 afio después (Septiembre/O I) Las nuevas plantas menores se modelaron con sus similares ex:ístenles del SIN como plantas deterministicas con lUl factor de utilización promedio propio de estas plantas en hidrología crítica. 4.3 Retiro de Unidades de gencl'ación La tabla 5 muestra las LUlidades generadores que han rep01tado su retiro definitivo o temporal del SIN , acompai1ado del mes a partir del cual se modeló su retiro. Tabla 5 Retil'O de unidades de GeneraciónConsejo Nacional de Operación CNO Unidad MW Comentarios Opon 208 Retirada desde julio 1/98 Yumbo3 30 Retirada a partir de octubre 1998 Barranquilla 1 50 Retirada a partir de 27 de nov de 1998 Tibu 1,2,3 15 Retirada a partir de die de 1998 Calderas 26 Retirada a partir de 16 sept 1998 La Union 1,2,3,4 47 Retirada a partir de dic/98 Riomar 10 Se retira a partir de dic/98 Cospique 1,2,3,4,5 36 Solicita retiro pero el CND objeta Chinu 4,5,6,7,8 132 Retirada a partir de 23 de marzo de 1999 Ballenas 1,2 26 Retirada a partir de 23 de marzo de 1999

Chinu 4,5,6,7,8 132 Retirada a partir de 23 de marzo de 1999 Ballenas 1,2 26 Retirada a partir de 23 de marzo de 1999 La planta de calderas se estima que ingrese nuevamente en operación en septiembre de 1999 después de w1 al1o de inactividad 4.4 Disponibilid,td Térmica La resolución 113 de 1998 modifica el anexo CO - 1 (Cálculo de índices de indisponibilidad de generación) de la rcsolució.n CREG - 025 de J 995. y tambíén modifica la resolución 100 de 1997 estableciendo que pani el cálculo de los njveles mínimos operativos se debe utilizar indices de indisponibilidad de las plantas de generación descritos en dicho anexo. En forma general Ja nueva metodología de indices de indisponibilidad clasifica a las unidades y plm11as de generación en tres gmpos según el número de meses que lleva en operación: • Plantas con 36 meses o más • Plantas con menos de 36 meses (Nuevas) • Plantas Futuras Parn cada uno de estos gn1pos se deftne un LH a usar: • Para plantas con 36 meses o más se empleará, para todo el horizonte, el índice calculado con la información de los últimos 36 meses. El periodo utilizado es abril 01/96 - marzo 31/99. • Para plantas futuras o con menos de 36 meses de operación la resolución 113 de 1998 establece: "Toda unidad que tenga menos de 36 meses de operación con la misma configuración con La que se está evaluando, ,)'erá considerada una unidad nueva. Cuando por decisión del agente, se configuren diferentes unidades como una sola planta, la historia de la misma se tomará a partir de la.fecha de

está evaluando, ,)'erá considerada una unidad nueva. Cuando por decisión del agente, se configuren diferentes unidades como una sola planta, la historia de la misma se tomará a partir de la.fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo. El IH de una unidad nueva, se determina de acuerdo con s11 tiempo de operación, consultando directamente la siguiente tabla:Consejo Nacional de Operación

CNO TABLAS

INDICES DE INDISPONIBILIDAD RESOLUCIÓN 113/98

Tipo Planta Jer. Atio 2llo. Año 3er.Año (lera. Co/11m11a) (2da. columna) (3ra. Col11m11a) Gas 0.2 El menor valor entre 0.1 5 y el El indice histórico del Indice histórico del primer segundo año completo de año completo de operación operación Carbón 0.3 El menor valor entre O. 2 y el El índice histórico del índice histórico del primer segundo año completo de año completo de operación operación B idrá11liclls 0.15 El menor valor en/re 0.1 y el El índice hit;tórico del índice histórico del primer segundo afio completo de afio completo de operación operación La cual se aplicará para efectos de .c:u uso de la siguiente forma: • Si una unidad aú11 no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, los ll /'s a utilizar son: a) primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna, b) segundo aiio de operación de la unidad e11 adelante, los valores de O./ 5 para unidades térmicas a gas, O. 2 para unidades térmicas a carbón y O. J para unidades hidráulicas.

columna, b) segundo aiio de operación de la unidad e11 adelante, los valores de O./ 5 para unidades térmicas a gas, O. 2 para unidades térmicas a carbón y O. J para unidades hidráulicas. • Si una unidad e.fitá en operación y tieni-menos de / 2 meses de operación, los índices a utilizar son: a) Durante el primer año de operación de la unidad, el valor de la primera columna; desde el segundo aFlo de operacíón de fa unidad en adelanle, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gaJ, 0.2 para unidades térmicas a carhón y O. / para unidades hidráulicas. • Si una unidad está en operación y tiene mas de 12 meses de operación pero menos de 24 111Jdses de operación, los indices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la segunda columna. • Si una unidad está en operación y tiene más de 24 meses pero menos de 36, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la lercera columna. Estos indices se adaptarán a los modelos de planeamiento indicativo energético. '' El modelo AS empleado para el cálculo de los niveles mínimos operativos requiere de un índice para plantas en eJ primer año de estudio (01 de mayo de 1999 - 30 de abril de 2000) y otro para el resto del horizonte de estudio (01 de mayo de 2000 - 30 de abril de 2003). Para el caso de unidades co11 12 meses o más. esta condición no tiene ninguna dificultad dado que la nueva metodología de índices les define un único valor para todo el horizonte. Eu el caso de unidades con menos de 12 meses y

meses o más. esta condición no tiene ninguna dificultad dado que la nueva metodología de índices les define un único valor para todo el horizonte. Eu el caso de unidades con menos de 12 meses y unidades futuras, el cambio de indice después del primer año de operación se produce durante el horizonte de estudio y es necesario promediar (para obtener un equivalente energético) los valores delConsejo Nacional de Operación CNO índices de estas plantas en el primer afto y resto del horizonte de simulación. El siguiente cuadro muestra los promedios obtenidos de esta consideración. Nuevas Futuras Valle Palpa4 FloresJ TEBSA Emcalf May-99 0.2 03 O 15 02 0.2 Jun-99 02 03 O 15 0.2 02 Júl..o9 0.2 0,3' OJ5 0 2 0 2 Afi_g-at 02 03 0.15 02 o fi S<1>-H 02 03 0.15 02 02 Oct-9t 02 0.3 015 02 02

No,,H 0.2 03 O 15 0.15 02

De<.ff 0.2 03 0.15 O 15 02 .¡.,¡,-40 O 15 04 0. 15 .; O 15. 02 teb.00 0,15 M 0.15 o.1!i· 0.2 Mw.00 0,15 02 0.15 0,15 02 Aor-40 015 02 01 5 O 15 02

May-40 01 5 02 O 15 O 15 015 """'" O 15 02 O 15 O 15 O 15

Jul.00 O 15 02 O 15 0,15 O 15

May-40 01 5 02 O 15 O 15 015 """'" O 15 02 O 15 O 15 O 15

Jul.00 O 15 02 O 15 0,15 O 15

Au.Q-00 015 02 O 15 O 15 O 15

Sop,40 015 02 O 15 O 15 0.15 O<t-40 O 15 02 O 15 O 15 O 15 ..... fi O 15 02 01 5 01 5 01 5 0..-40 015 02 01 5 01 5 01 5

Jan<M O 15 02 O 15 O 15 O 15

Feib-01 0.15 02 O 15 O 15 01 5 Mar--01 O 15 02 0.15 O 15 O 15

Apr--01 O 15 02 O 15 O 15 O 15

Rollo hlto 1•""> 01 5 02 O 15 015 015 Prhner Afta 0.183333 0.266667 0.15 0.175 fi fi-R""' ast -"o•H;,;;.o;_; rl ,;;. zo;,;;.n_te-.¡..:.:.0:.:: .1.:;;50:.;:;0,=..,_;:=o.:;,;2.;;.;.+---,0.;.; .1.;;.5.....¡......;.0.-'15,,,,....¡ D}LJ La siguiente gn\fica muestr<1 la eYolución de la disponibilidad de térmica del sistema considerando los supuestos de disponibilidad. plan de c,pru1Sión y retiro de unidades descritos con antenoridad. Evolución de la disponibilidad Térmica (MW)Consejo Nacional de Operación CNO MW 3200 3000 77 - - - - - 75

Evolución de la disponibilidad Térmica (MW)Consejo Nacional de Operación CNO MW 3200 3000 77 - - - - - 75 2•00 -- - - - - - - - - - - - -- - - - 73 2200 72 2000 -1----+----+-----+- -- ◄ -------- ---+ 71 _...,_1>.ctu11 fi--ooc 98 • 610 Se puede observar como en abril de 1999 en la revisión anterior se esperaba una clisponibiüdad témtica promedio mes de 3074 MW, mientras que en la actualix..ación para mayo/99 se tiene una disponibilidad media de 30 11 MW es decir 63 MW inferior. producto de la aclualii.ación de los indices de indisponibilidad histórica aplicando la resolución l l3/98, y del retiro de wúdades. Mayor detalle de la disponibilidad de cada unidad se presenta en el Anexo .1. 4.5 Dis¡>ooibilidad hidráulica En el Anexo l se presenta la disponibilidad de las unidades de generación hidráulica para el período mayo 1999 - abril 2000. Para el primer año de simulación, se emplearon los índices de indisponibilidad histórica de corto plazo (lCP) calculados por el CND con información hasta marzo 31 de 1999. Para el resto del horizonte se emplearon los índices de indisponibilidad histórica (ffi) resultantes de la aplicación de la resolución CR EG 113 de 1998. La siguiente gráfica ilustra disponibilidad hidráulica del SIN del presente documento y su comparación con el anterior. Disponibilidad Hidráulica (MW) 8000 7500 • •· • • •••• • 7000 -- . -6500 -- ····-·· ······-··· •••• ---------­

comparación con el anterior. Disponibilidad Hidráulica (MW) 8000 7500 • •· • • •••• • 7000 -- . -6500 -- ····-·· ······-··· •••• ---------­

-----6000 .. .. ··•• • 5500 5000 __...__A ct.ual -11-Dac:. 98510 4500 ••• ·· ····-········· ······ ··· ·······--·· • ••••••• ···-··········· ···••- 4000 ...¡.._---fi----+---+-- t-------,.--+---+--4--fiConsejo Nacional de Operación CNO 4.6. Datos básicos de embalses Los parámetros de los embalses del Sistema Interconectado Nacional utilizados en el presente estudio fueron los siguientes: Embalse PENOL

SAN LORENZO

PLAYAS

PUNCHINA

MIRAFLORES

TRONERAS

RIOGRANOE2

ESMERALDA

AL TOANCHICA YA

MAORONAL

SALVAJINA

PRADO

BETANIA

GUAVIO

MUNA

TOMINE

SISGA NEUSA CHUZA URRA !Total Datos básicos de embalses Máximo Técnico Mm3 1168 94 148 85 56 13 49.04 101.04 2618 152 14 624 82 30 10 437.50 731.32 500.00

1019. 74

787 32 41 40 690.00 96.50 99.90

227. 00

1209.00 Mlnlmo Técnico

437.50 731.32 500.00

1019. 74

787 32 41 40 690.00 96.50 99.90

227. 00

1209.00 Mlnlmo Técnico Mm3 70 13 O.DO 5.43 000 5.72 4.25 13.50 O.DO 0.00 080 0.00 82.50 000 000 16.52 10.00 2000 5000 000 0.00 Factor de conversión promedio MW/m3/s GWh/Mm3 13. 532 3.759 8,839 2.455 6610 1.836 5.023 1,395 8.561 2.378 8.561 2 378 7 720 2 144 6369 1 769 41 60 11 56 1780 O 494 0.923 0.256 0.414 0.115 0.586 0.163 9940 2 761 15.084 4 190 15 084 4 190 15 084 4.190 15.084 4 190 15.084 41 90 0.466 O 129 Total Sin Urra, S1sga, Neusa, Tomlné. Chuza y Salvajma VolOmen Bruto Neto GWh GWh 4394 4130 365 365 103 93 68 68 240 227 62 52 326 297 1105 1105 35 35 216 216 168 188 57 48 166 166 2174 2174 173 104 2891 2849 404 321 419 209

62 52 326 297 1105 1105 35 35 216 216 168 188 57 48 166 166 2174 2174 173 104 2891 2849 404 321 419 209 951 951 156 156 14339. 6! 13755.6! 9486 9 9081 .5 Como novedad en el presente estudio se encuentra el cambio en el nivel mi111mo técnico del embalse de Pw1chiná que pasó de 11 . l Hm3 a O Hm3 lo que representa 15.4 GWh más de reserva útil. Por otra parte, se encuentra la entrada en operación del embalse de Urrá en diciembre de 1999 con tma capacidad de 1209 Hm3 es decir 156.5 GWh. Sin embargo. según el informe de avance del plan de expansión de gencrnción expedido por UPME en marzo 15, establece como observación que se encuentra detenida la fase de llenado del embalse. Por tal motivo, para el embalse de Urrá no es posible asignar niveles mínimos operativos en la presente revisión ya que no se puede garantizar que dicho embalse aJcance un nivel determinado para el momento de entrada en operación, por la razón expresada ant.erionnente. De acuerdo con las Resoluciones 025 y 058 de 1995. los embales de Sisga, Neusa, Tominé, Clmza y Salvajina no se incluyen dentro de los embalses entre los cuales se almacene agua para cubrir contrn contingencias hidrológicas al SIN debido a que son embalses con prioridad de utilización diferente de la energética. (Art. 2 Res CREG 058 de 1995). Por lo tanto, la reserva máxima del embalse que

contingencias hidrológicas al SIN debido a que son embalses con prioridad de utilización diferente de la energética. (Art. 2 Res CREG 058 de 1995). Por lo tanto, la reserva máxima del embalse que resulta de agregar el nivel máximo de los embales con mínimos operativos es de 9081 GWh o sea un 67% del total (9081/13599)

5. Resultados de la simulación Mediante el modelo de optimización por aprmd.maciones sucesivas (AS) se calculó la política de costos en el horizonte mayo de 1999 - abril del 2003, para cien series sintéticas. Se procedió a realizar la simulación con horizonte de 12 meses (mayo 01 de 19 99 - abril 30 de 2000) tomando escenariosConsejo Nacional de Operación CNO hidrológicos con diferentes PSS, y detenninando las series hidrológicas para las cuales el sistema no presenta racionamientos. De acuerdo con la metodología vigente y escrita en la resolución CREG-.025 de 1997. esta bidrología define la curva de Mínimos Operativos Inferior.

Acorde con la Resolución CREG-l 00 de 1997. scgúnJa cual , "El Sistema Interconectado Nacional deberá protegerse contra una contingencia hidrológica hasta del 95% de PSS (Probabilidad de Ser Superada), o en su defecto la máxima.fa ctible, ... ", se obtuvo los racionamientos presentado en el SlN con una hidrología del 95% de PSS para el caso simulado. y que definen la curva de niveles mínimos operativos superiores. La siguiente tabla y gráfica muestra la generación térmica mensual del sistema para la disponibilidad asumida. Generación Ténnica Mensual (GWh)

operativos superiores. La siguiente tabla y gráfica muestra la generación térmica mensual del sistema para la disponibilidad asumida. Generación Ténnica Mensual (GWh) Ooc 98 • 610 Actual Diferencia Ma o/98 ·Abril/99 Ma o/99 -Abril/00 2400 Mayo 2034 2178 144 2300 Junio 1849 2168 319 12200 Julio 1943 2241 298 2100 Agosto 1931 2241 310 2000 Septiembre 1869 2168 300 1900 Octubre 2051 2241 189 1800 Noviembre 1910 2168 258 1700 Diciembre 1940 2241 301 1600 Enero 2010 2241 231 1500 Febrero 1941 2096 155 fi _g _g J ! ! e e e e fi 1!! 1 e fi D D ,e .Q " 1 fi Marzo fi l 8 E E ¡jj i 2266 2241 -46 ¡ JI Abril 2214 2166 -45 cll o Total! 23977 26390 2413 l_ □Actual OOo,;98 -510 Para el periodo mayo/99 - abril/00 se obtiene un aumento de 2413 GWh respecto del estudio anterior. Lo anterior tiene un efecto aditivo a la reducción de la demanda de energía (459 GWh) logrando una disminución del déficit del sistema ante contingencias hidrológicas. Los cuadros que se muestran a continuación resumen los resultados obtenidos en el proceso descrito anteriormente. Los resultados del cálculo de los niveles mínimos operativos actuales (documento ISACND 98 -144) se muestran igualmente a modo de comparación. 80 75 70 6fi 60 65

proceso descrito anteriormente. Los resultados del cálculo de los niveles mínimos operativos actuales (documento ISACND 98 -144) se muestran igualmente a modo de comparación. 80 75 70 6fi 60 65 50Consejo Nacional de Operación CNO VIGENTE REVISIÓN 98 - 51 O 1 19 99 - 2000 Dem Media MOi 80 pss 95 pss Descarga Déficit

M. Técnico

1585 663 421 MOS en nov de 1998 2669.2

Valores en GWh MOi : Mínimo operativo inferior MOS : Mínimo operativo superior MOi 85 pss 95 pss

Descarga Déficit

M. Técnico MOS en nov de 1999

Diferencia 1227.8 238.6 405 1871.3 798 Para las condiciones del sistema modeladas en el estudio anterior. el déficit presentado en el periodo mayo/99 - abril/00. ante una hidrología del 95 PSS era de 663 GWh. Para la misma hidrología y la condiciones de expuestas en este documento, el déficit se reduce a 238.6 GWlt Por ol.T'cl parte la hidrología más crítica que el sistema considerado en el documci1to 98 - 51 O podía sobrellevar sin presentar déficit, corrcspoodla al 80 PSS y se requedan desembalsamientos en lodo el verano de 1585 GWh. pam las nuevas condiciones. el sistema puede soportar una hidrología más critica (85 PSS) sin presentar déficit requiriendo descargas en el verano de 1227.8 GWll

verano de 1585 GWh. pam las nuevas condiciones. el sistema puede soportar una hidrología más critica (85 PSS) sin presentar déficit requiriendo descargas en el verano de 1227.8 GWll Con los valores expuestos anteriom1entc y con el nivel mfaúmo técnico del embalse agregado (sin agregado Bogotá, ni Chuza ni Salvajina), encontramos que para el final de noviembre de 1999 (pw1to má>dmo del MOS) se obtiene una disminución del nivel superior de 798 GWh. En la figura siguiente se prescnla la evolución mensual de las reservas agregadas para el nivel de contingencia (hidrología del 95% de PSS). reserva mínima, máximo operativo y ml.nimo técnico desde mayo/98 l1asta abril/99. lgualmente se presenum los valores de los niveles vigentes resultantes de la presente revisión para el periodo mayo/99 - abril/00100 90 80 70 60 fi 50 40 30 20 10 Consejo Nacional de Operación CNO Agregado (Sin Bogotá, ni Chuza ni Salvajina) . Revisión Ahril/99 fifi .. fi CX) fi % fi fi fi fi fi 8l 8l 8l 8l a, fi fi i O> 8l fi fi a, a, a, e: :5 o.. fi fi fi e .h ¿ ¿ >- e: o, fi fi fi -;:, 7 -;:, ., <!I Q/ "' Q. .,,. ::, 7 ::, ., "' fi e¡: fi z 7 u. fi <( fi -,

e .h ¿ ¿ >- e: o, fi fi fi -;:, 7 -;:, ., <!I Q/ "' Q. .,,. ::, 7 ::, ., "' fi e¡: fi z 7 u. fi <( fi -, e¡: (/) z 7 ¡;; ¡;; ¡;; g ¡;; ,... d, ¡;; g ¡;; g ¡;; ¡;; g ... g ,.... ¡;; "' N "' "' fi fi Q/ "' u. fi d, ¡;; N [_-.- MAX TEC -M OS MOi fiM INT EC ] fi a. <( ¿, "' En el Anexo 2 se presentan los niveles mínimos operativos para cada tmo de los embalses del SIN que, de acuerdo con la Resolución CREG 058 de 1995, deben poseer curvas de miJúmos operativos (se excluyen los siguientes embalses con prioridad de utilización diferente de la energética: Sisga, Tominé, Neusa. Chu,..a y Salvajina).Consejo Nacional de Operación

CNO ANEXO l

Información utilizadaConsejo Nacional de Operación CNO

DISPONIBILIDAD TÉRMICA MENSUAL (MW)

May-99 Jun-99 Jul-99 Aug-99 Sep-99 Oct-99 Nov-99 Dec-99 Jan-00 Feb-00

PAIPA1 19.9 19.9 19.9 19.9 19.9 19.9 19.9 19.9 19.9 19.9

PAIPA2 46.5 46.5 46.5 46.5 46.5 46.5 46.5 46.5 46.5 46.5

PAIPA3 61.2 61 .2 61.2 61.2 61.2 61.2 61.2 61.2 61.2 61.2

PAIPA4 123.2 123.2 123.2 123.2 123.2 123.2 123.2 123.2 123.2 123.2

PALENQ3 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0

BARRANC1 8.8 8.8 8.8 8.8 8.8 8.8 8.8 8.8 8.8 8.8

BARRANC2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2

BARRANC3 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7

BARRANC4 13.0 13.0 13.0 1 3.0 13.0 13.0 13.0 13.0 13.0 13.0

BARRANC5 14.9 14.9 14,9 14 .9 14,9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9

TASAJERO 89.1 89,1 89.1 89.1 89.1 89.1 89.1 89.1 89.1 89,1

SIERRA1 127.5 127.5 127,5 127.5 127.5 127.5 127.5 1 27.5 127.5 127.5

SIERRA2 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5

ZIPAEMG3 40.9 40.9 40.9 40,9 40,9 40.9 40.9 40.9 40.9 40.9

ZIPAEMG2 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4

ZIPAEMG4 44,1 44.1 44.1 44, 1 44.1 44.1 44.1 44.1 44.1 44.1

ZIPAEMG5 29.7 29.7 29,7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7

8ARRANQ3 53.9 53.9 53.9 53.9 53.9 53.9 53,9 53.9 53,9 53.9

BARRANQ4 50.1 50.1 50.1 50.1 50. 1 50.1 50.1 50.1 50.1 50.1

CARTAGE1 27.1 27.1 27.1 27.1 27.1 27.1 27,1 27.1 27.1 27.1

CARTAGE2 43.7 43.7 43.7 43.7 43.7 43.7 43.7 43.7 43.7 43.7

CARTAGE3 45.3 45.3 45.3 45.3 45.3 45.3 45.3 45,3 45.3 45.3

COSPIQ3 o.o O.O o.o o.o o.o o.o o.o o.o o.o O.O COSPIQ4 5.9 5. 9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9

COSPIQ5 0.6 0.6 0.6 0.6 0,6 0.6 0.6 0.6 0,6 0.6

GUAJIR11 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7

GUAJIR21 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7 127.7

DORADA 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9

TCENTRO1 19.8 19.8 1 9.8 19.8 19.8 19.8 1 9.8 19.8 19.8 19.8

TCENTRO2 77.9 77.9 77.9 77.9 77.9 77.9 77.9 77.9 77.9 77.9

FLORES1 137.7 137.7 137.7 137.7 137.7 137.7 137.7 137.7 137.7 137.7

FLORES2 78.2 78.2 78.2 78.2 78.2 78.2 78.2 78.2 78.2 78.2

FLORES3 121 ,6 121.6 121.6 121. 6 1 21 .6 1 21 .6 121 .6 121 .6 121 ,6 121 .6

PROELEC1 36,8 36.8 36.8 36.8 36.8 36.8 36.8 36.8 36.8 36.8

PROELEC2 35,7 35.7 35.7 35.7 35.7 35,7 35.7 35.7 35,7 35,7

TEBSA24 632.3 632.3 632.3 632.3 632.3 632.3 632.3 632.3 632.3 632.3

GUALANDA 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3

OCOA 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7

TV2 174.8 174.8 174.8 174.8 174.8 174.8 174.8 1 74.8 174.8 174.8

MERRIL 133.1 133,1 133.1 133.1 133.1 133.1 133.1 133.1 133.1 133.1

TEMCALI 102.0 186.1 186.1 186.1 186.1 186.1 186.1 186.1 186.1 186.1

Total 2927.4 3011.4 3011.4 3011.4 3011.4 3011.4 3011.4 3011,4 3011.4 3011.4 Mar-00 Apr-00 19.9 19.9 46.5 46.5 6U 61.2 123.2 123.2 6.0 6.0 8.8 8.8 5.2 5.2 46.7 46.7 13.0 13.0 14.9 14.9 89.1 89.1 127.5 1 27.5 127.5 127.5 40.9 40.9 29.4 29.4 44,1 44.1 29.7 29.7 53,9 53.9 50.1 50.1 27.1 27.1 43.7 43.7 45.3 45.3 o.o O.O 5.9 5.9 0.6 0.6 127.7 127.7 127.7 127.7 36.9 36.9 19.8 19,8 77.9 77.9 137.7 137.7 78.2 78.2 121 ,6 121. 6 36.8 36.8 35.7 35.7 632.3 632.3 4.3 4.3 20.7 20.7

137.7 137.7 78.2 78.2 121 ,6 121. 6 36.8 36.8 35.7 35.7 632.3 632.3 4.3 4.3 20.7 20.7 174.8 174.8 133.1 133. 1 186.1 186.1 3011.4 3011.4Consejo Nacional de Operación CNO

DISPONIBILIDAD HIDRÁULICA MENSUAL (MW)

May-99 Jun-99 Jul-99 Aug-99 Sep-99 Oct-99 Nov-99 Dec-99 Jan-00 Feb-00

GUATAPE 466.4 460.9 470.5 460.3 460.9 460.3 458.7 507.4 507.4 507.4

JAGUAS 144.9 144.9 121 .5 72.5 72.5 130.9 144.9 144.9 144.9 144.9

PLAYAS 185.3 164.8 141 .5 173.4 185.3 185.3 185.3 185.3 185.3 185.3

SANCARLOS 994.4 931.8 931.2 969.1 1045.0 956.5 918.7 1032.3 1045.0 1017.9

CALDERAS o.o o.o O.O o.o 18.0 18.0 18,0 18.0 18.0 18.0

TRONERAS 37.7 37.7 37.7 29.2 37,7 37.7 37.7 37.7 37,7 37,7

GUADALUPE3 235.1 245.7 247.4 255.7 252.8 222.7 251.4 255.7 255.7 255.7

GUADALUPE4 163.2 99.7 138.6 138.6 163.2 163.2 163.2 163.2 163,2 163,2

RIOGRANDE1 25.4 24.6 35.3 36.9 36,9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9

LATASAJERA 255.2 253.8 255.2 296.7 296.7 296.7 296.7 296.7 296.7 296.7

CHIVOR 783.7 839.7 819.9 704.3 794.9 812.6 806.1 884.9 895.7 895,7

ALTOANCHICAYA 307.2 307.2 291.6 270.7 279.1 307,2 307.2 307.2 291.3 281.8

BAJOANCHICAYA 68,0 68.0 64.4 51,6 63.2 68.0 68,0 68.0 55.3 60.7

CALIMA1 83.8 116 .8 116.8 11 6.8 116 .8 116,8 11 6.8 116.