CNO - Acuerdo 65 de 2000

CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN

CNO

ACUERDO No. 65

Abril 28 de 2000 Por el cual se aprueban los Niveles Mínimos Operativos de los embalses para el período mayo 01 - noviembre 30 de 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 definido en la reunión No. 126 del 27 de abril de 2000

ACUERDA: PRIMERO.- Para la estación de invierno del año 2000, de mayo 01 a noviembre 30 de 2000, los Niveles Mínimos Operativos de los embalses son los definidos en el Documento ISA UENCND 00-85 del 12 de abril de 2000, correspondiente al cálculo del nivel mínimo operativo inferior con la hidrología del 95% de probabilidad de ser superada (PSS) y considerando la entrada de dos unidades de Termo Candelaria tal como está publicado en el Plan de expansión de la UPME de marzo 15 de 2000.

SEGUNDO: El presente Acuerdo rige a partir de la fecha

La Presidente,Or,eración ,de Energía Inform,ación Ellctrica y Energética Niveles Mínimos Operativos Horizonte Mayo 01/00 - abril 30/01 (Documento preliminar para discusión)

DIRECCIÓN PLANEACIÓN ENERGÉTICA GERENCIA CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Documento ISA UENCND 00 - 85

Horizonte Mayo 01/00 - abril 30/01 (Documento preliminar para discusión)

DIRECCIÓN PLANEACIÓN ENERGÉTICA GERENCIA CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Documento ISA UENCND 00 - 85

Medellín, abril 12 del 2000Minimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág.2

1. OBJETIVO Presentar los niveles mínimos operativos para el periodo mayo/00 - abril/01 resultantes de la actualización estacional prevista en las resoluciones de la Comisión de la Regulación de Energía y Gas (CREG) relativas a mínimos operativos: números 025 de 1995, 100 de 1997, 056 y 113 de 1998. 2.ANTECEDENTES • En abril de 1999, ISA publicó, en el documento ISA-CND-99-200, los niveles de los mlnimos operativos para el periodo mayo/99 a abril 30/00. • En noviembre/99 se ratificaron los mínimos calculados en abril/99, para la estación de verano/99-00. • Resolución 25/95. Articulo 2.1.1.1 del Código de Operación: "Los Niveles Mínimos Operativos son calculados por el CND estacionalmente o cuando las condiciones del sistema interconectado así lo ameriten".

3. METODOLOGiA La metodología utilizada para estimar las proyecciones de los niveles mínimos operativos en el periodo mayo 01/00 - abril 30/01, corresponde a la descrita por la CREG en la Resolución 025 de

1995, Capitulo Código de Operación.

4. SUPUESTOS 4.1 Demanda de energía De acuerdo con la reglamentación vigente, para el presente estudio se tuvo en cuenta el

1995, Capitulo Código de Operación.

4. SUPUESTOS 4.1 Demanda de energía De acuerdo con la reglamentación vigente, para el presente estudio se tuvo en cuenta el escenario medio de demanda neta de energía revaluado por la UPME en abril del 2000.

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 del escenario medio de demanda neta producido por la UPME, el Centro Nacional de Despacho (CND) ha estimado los consumos auxiliares de las unidades de generación para obtener el escenario medio de demanda bruta del SIN. La Tabla 1 contiene la información de demanda anual de energla neta para el escenario medio y su correspondiente valor en energía bruta.Minimos Operativos Mayo 2000 • Abril 2001 Pág.3 Tabla 1 DEMANDA ANUAL DEL SIN (GWh-año) AÑO DEMANDA NETA DEMANDA BRUTA GWh/año % incr. GWh/año % incr. 2000 42946 43414 2001 44724 4.14 45264 4.26 2002 47144 5.41 47684 5.34 2003 49237 4.43 49777 4.38 2004 51378 4.34 51918 4.30 2005 53551 4.22 54091 4.18 La tabla 2 presenta la comparación entre la demanda anual de energía bruta del SIN actual y la utilizada en la anterior revisión. Tabla 2

COMPARACIÓN ESCENARIOS MEDIOS DE DEMANDA (GWh-año) AÑO ESCENARIO MEDIO ESCENARIO MEDIO DOC 98 200 (1) ACTUAL (2) 1999 41871 41871

utilizada en la anterior revisión. Tabla 2 COMPARACIÓN ESCENARIOS MEDIOS DE DEMANDA (GWh-año) AÑO ESCENARIO MEDIO ESCENARIO MEDIO DOC 98 200 (1) ACTUAL (2) 1999 41871 41871 2000 45472 43414 2001 47370 45264 2002 49245 47684 2003 51148 49777 2004 53139 51918 (1) Crecimiento anual equivalente (base: real de 1999) 4.88% (2) Crecimiento anual equivalente: (base: real de 1999) 4.39%

DIFERENCIA

(2)- (1) -2058 -2106 -1561 -1371 -1221 La tabla 3 contiene los valores mensuales de demanda del SIN para el periodo mayo 2000 - abril 2001 en el escenario medio. La demanda para el periodo mayo 2000 - abril 2001 disminuyó en 648 GWh/año con respecto a la demanda del período mayo 1999 - abril 2000 considerada en el cálculo de los mlnimos operativos del documento 200 de 1999.Mlnimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág.4 Tabla 3 Demanda de Energía mensual (GWh)

REAL ESPERADA (1) ESPERADA DIFERENCIA MAYO/99-ABR/00 MA YO/99-ABR/00 MAYO/00-ABR/01 ESPERADAS MAYO 3536.5 3720 3648 -72

JUNIO 3407.6 3639 3569 -70

JULIO 3524.7 3695 3624 -71

AGOSTO 3547.6 3797 3722 -75

MAYO 3536.5 3720 3648 -72

JUNIO 3407.6 3639 3569 -70

JULIO 3524.7 3695 3624 -71

AGOSTO 3547.6 3797 3722 -75

SEPTIEMBRE 3476.8 3693 3621 -72

OCTUBRE 3556.8 3848 3772 -76

NOVIEMBRE 3476.9 3709 3637 -72

DICIEMBRE 3582.0 3843 3767 -76

ENERO 3464.6 3669 3654 -15

FEBRERO 3373.9 3592 3578 -14

MARZO 3608.8 3848 3829 -19

ABRIL 3706() 3722 3706 -16

TOTAL 42262.2 44775 44127 -648 (1) Documento 99 - 200 () Demanda esperada en el escenario medio UPME 4.2 Plan de Expansión El Plan de Expansión empleado en este estudio corresponde al reportado por UPME el 15 de marzo del 2000, el cual es descrito en la siguiente tabla. Tabla 4

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

PROYECTO MW FECHA OPERACION FECHAANALISIS Total COMERCIAL ENERG8'1CO Año(MW) Candelaria 150 abril 25 2000 mayo25 2000

Candelaria 150 junio 10 2000 julio 10 2000 Urrá 85 mayo 15 2000 junio 2000 Urrá 85 julio 2000 lullo15 2000 470 Sonsón 2 9.8 marzo 2001 enero 2001 T errnocentro CC 100 octubre 31 2000 enero 2001

Urrá 85 julio 2000 lullo15 2000 470 Sonsón 2 9.8 marzo 2001 enero 2001 T errnocentro CC 100 octubre 31 2000 enero 2001 TerrnoSierra ce 179 noviembre 2000 enero 2001 Porce 2 131 mayo? agosto 7 2001 Porce2 131 mayo31 agosto31 2001 Porce 2 131 junio 24 septiem24 2001 681.8 Miel 125 Enero 2002 julio 2002 Miel 125 Abril 2002 octubre 2002 250 Miel 125 Julio 2002 enero 2003 125 Los cambios fundamentales de este plan con relación al usado en el documento ISA - UENCND 99 - 200 corresponden a la entrada de Candelaria y Sierra Ciclo Combinado, el adelanto deMinimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág. 5 Centro Ciclo Combinado (de septiembre/01 a enero/01) y el atraso de Porce2 (de abril/00 a agosto 7/01 ). Las nuevas plantas menores se modelaron con sus similares existentes del SIN como plantas determinlsticas con un factor de utilización promedio propio de estas plantas en higrologla crítica. 4.3 Disponibilidad Térmica La Resolución 113 de 1998 modifica el anexo CO - 1 (Cálculo de índices de indisponibilidad de generación) de la resolución CREG - 025 de 1995, y también modifica la resolución 100 de 1997 estableciendo que para el cálculo de los niveles mlnimos operativos se debe utilizar Indices de indisponibilidad de las plantas de generación descritos en dicho anexo. En forma general la nueva metodología de Indices de indisponibilidad clasifica a las unidades y

estableciendo que para el cálculo de los niveles mlnimos operativos se debe utilizar Indices de indisponibilidad de las plantas de generación descritos en dicho anexo. En forma general la nueva metodología de Indices de indisponibilidad clasifica a las unidades y plantas de generación en tres grupos según el número de meses que lleva en operación: • Plantas con 36 meses o más • Plantas con menos de 36 meses (Nuevas) • Plantas Futuras Para cada uno de estos grupos se define un IH 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 febrero 01/97 - enero 31/00. • 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, será 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 su tiempo de operación, consultando directamente la siguiente tabla:Mínimos Operativos Mayo 2000 • Abril 2001 Pág.6

TABLA6

INDICES DE INDISPONIBILIDAD RESOLUCIÓN 113198

Tipo Planta 1er. Año 2do. Año 3er. Año (1era. Columna) (2da. columna) (3ra. Columna) Gas 0.2 El menor valor entre O. 15 y El Indice histórico del el Indice histórico del primer segundo año completo ario completo de operación de operación

(1era. Columna) (2da. columna) (3ra. Columna) Gas 0.2 El menor valor entre O. 15 y El Indice histórico del el Indice histórico del primer segundo año completo ario completo de operación de operación Carbón 0.3 El menor valor entre 0.2 y el El índice histórico del fndice histórico del primer segundo año completo ario completo de operación de operación Hidráulicas 0.15 El menor valor entre O. 1 y el El Indice histórico del Indice histórico del primer segundo ario completo ario completo de operación de operación La cual se aplicará para efectos de su uso de la siguiente forma: • Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, los IH's a utilizar son: a) primer ario de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna, b) segundo ario de operación de la unidad en adelante, los valores de O. 15 para unidades térmicas a gas, O. 2 para unidades térmicas a carbón y O. 1 para unidades hidráulicas. • Sí una unidad está en operación y tiene menos de 12 meses de operación, los fndices a utilizar son: a) Durante el primer año de operación de la unidad, el valor de la primera columna; desde el segundo a/10 de operación de la unidad en adelante, los valores de O. 15 para unidades térmicas a gas, O. 2 para unidades térmicas a carbón y O. 1 para unidades hidráulicas. • Si una unidad está en operación y tiene más de 12 meses de operación pero menos de 24 meses de operación, /os Indices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la segunda columna.

hidráulicas. • Si una unidad está en operación y tiene más de 12 meses de operación pero menos de 24 meses de operación, /os 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 fndices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la tercera columna. Estos fndices se adaptarán a los modelos de planeamiento indicativo energético." El modelo AS empleado para el cálculo de los niveles mínimos operativos requiere de un indice para plantas en el primer ano de estudio (01 de mayo del 2000 - 30 de abril del 2001) y otro para el resto del horizonte de estudio (01 de mayo del 2001 - 30 de abril del 2004). Para el caso de unidades con 12 meses o más, esta condición no tiene ninguna dificultad dado que la nueva metodología de indices les define un único valor para todo el horizonte. En el caso de unidades con menos de 12 meses y unidades futuras, el cambio de indice después del primer ano de operación se produce durante el horizonte de estudio y es necesario promediar (para obtener un equivalente energético) los valores del índices de estas plantas en el primer ano y resto del horizonte de simulación. El siguiente cuadro muestra los promedios obtenidos de esta consideración:Minlmos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 RESTO

HORIZONTE INDICES DE INDISPOBILIDAD DE UNIDADES NUEVAS 0.1500 0.2000 0.1000 0.1500 0.1527 0.1611 0.1611

P.!ig. 7

RESTO

HORIZONTE INDICES DE INDISPOBILIDAD DE UNIDADES NUEVAS 0.1500 0.2000 0.1000 0.1500 0.1527 0.1611 0.1611

P.!ig. 7 La siguiente gráfica muestra la evolución de la disponibilidad térmica del sistema considerando los supuestos de disponibilidad, plan de expansión y retiro de unidades descritos con anterioridad.Mlnimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág.8 MW GWh/dia 3B00.0 J - - - - - - - - -=fi--:=--. ... -=-..... 3&00.0,------ -- B0.0 76.0 3400,0 72.0 3200.0 B8.0 3000 O t:::;;;::X::-------==----=-------=--==,t 2B00.0 2600 O 2400.0 2200.0 2000 O . --5 fi :z fi . _. f ! § l [--Aclu11 ...:..:::"oec 99 •200 J . 1 1 Evolución de la disponibilidad Térmica (MW) 64.0 60.0 56,0 52.0 ,l. t_i] Se puede observar cómo en mayo/99 se tenla una disponibilidad de térmica de 3011 MW y en la actualidad (mayo /00) ésta es de 3062 MW, es decir 51 MW superior. 4.4 Disponibilidad hidráulica En el Anexo 1 se presenta la disponibilidad de las unidades de generación hidráulica para el periodo mayo 2000 - abril 2001. Para el primer al'lo de simulación, se emplearon los Indices de indisponibilidad histórica de corto plazo (ICP) calculados por el CND con información hasta

periodo mayo 2000 - abril 2001. Para el primer al'lo de simulación, se emplearon los Indices de indisponibilidad histórica de corto plazo (ICP) calculados por el CND con información hasta marzo 31 del 2000. Para el resto del horizonte se emplearon los Indices de indisponibilidad histórica (IH) resultantes de la aplicación de la resolución CREG 113 de 1998. La siguiente gráfica ilustra disponibilidad hidráulica del SIN del presente documento y su comparación con el anterior. soool !----Actual ¡ -Doc. 99 - 200 __j 4000 -e: 3 o a. tí > .!.! (1) .o lii fi IU ::, fi o '? e: (1) fi 7 7 fi 9 fi ll¡l u, :iffe ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... Disponibilidad Hidráulica (MW)Mínimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág.9 4.5. Datos básicos de embalses Los parámetros de los embalses del Sistema Interconectado Nacional utilizados en el presente estudio fueron los siguientes: Datos básicos de emba lses Embalse Máximo Mínimo Factor de conversión Volúmen Técnico Técnico promedio Bruto Neto Mm3 Mm3 MW/m3/s I GWh/Mm3 GWh 1 GWh PENOL 1168 .94 70.13 13.532 3.759 4394 4130

SAN LORENZO 148.85 0.00 8.839 2.455 365 365

PLAYAS 56.13 5.43 6.610 1. 836 103 93

PUNCHINA 49.04 0.00 5.023 1.395 68 68

PLAYAS 56.13 5.43 6.610 1. 836 103 93

PUNCHINA 49.04 0.00 5.023 1.395 68 68

MIRAFLORES 101 .04 5.72 8.561 2.378 240 227

TRONERAS 26.18 4.25 8.561 2.378 62 52

RIOGRANDE2 152.14 13.50 7.720 2.144 326 297

ESMERALDA 624.82 0.00 6.369 1. 769 11 05 110 5

ALTOANCHICAYA 30.10 0.00 4.160 1.156 35 35

MADRONAL 437.50 0.80 1. 780 0.494 216 216

SALVAJINA 731 .32 0.00 0.923 0.256 188 188

PRADO 500.00 82.50 0.414 0.115 57 48

BETANIA 1019 .74 0.00 0.586 0.163 166 166

GUAVIO 787.32 0.00 9.940 2.761 2174 2174

MUNA 41.40 16.52 15.084 4.190 173 104

TOMINE 690.00 10.00 15.084 4.190 2891 2849

SISGA 96.50 20.00 15. 084 4.190 404 321

NEUSA 99.90 50.00 15. 084 4.190 419 209

CHUZA 227.00 0.00 15 .084 4.190 951 951

URRA 1632.50 420.50 0.445 0.124 202 150 !Total 14541 .4! 13748.9!

CHUZA 227.00 0.00 15 .084 4.190 951 951

URRA 1632.50 420.50 0.445 0.124 202 150 !Total 14541 .4! 13748.9! Total sin Sisga, Neusa, Tominé, Chuza, Salvajina y Urrá 9486.9 9081 . 5 Ya se encuentra en operación el embalse de Urrá con una capacidad de 1212 Hm3 ; es decir, 150 GWh. De acuerdo con las Resoluciones 025 y 058 de 1995, y 066 de 1999, los embalses de Sisga, Neusa, Tominé, Chuza, Salvajina y Urrá no se incluyen dentro de los embalses entre los cuales se almacene agua para cubrir contra 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 66% del total (9081/1 3748).Mínimos Operativos Mayo 2000 -Abril 2001 Pág. 10

5. Resultados de la Simulación Mediante el modelo de optimización por aproximaciones sucesivas (AS) se calculó la política de costos en el horizonte mayo del 2000 - abril del 2005.

Se procedió a realizar la simulación con horizonte de 12 meses (mayo 01 del 2000 - abril 30 del 2001) tomando escenarios hidrológicos con diferentes PSS (probabilidad de ser superada), y determinando las series hidrológicas para las cuales el sistema no presenta racionamientos.

1. tomando escenarios hidrológicos con diferentes PSS (probabilidad de ser superada), y determinando las series hidrológicas para las cuales el sistema no presenta racionamientos.

De acuerdo con la metodologia vigente y escrita en la resolución CREG-025 de 1997, la hidrologla para las cuales el sistema no presenta racionamientos define la curva de Mínimos Operativos Inferior. Para la evaluación que supone a Candelaria entrando con 300MW, la hidrologla del 98%PSS es la más baja hidrologla con la cual el SIN no presenta racionamiento. No obstante el resultado anterior, y teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 100 de 1997, según la 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 factible, ... se presentan también los resultados de los niveles mlnimos operativos calculando el nivel mlnimo operativo inferior con una hidrologla del 95% PSS la cual produce un déficit de cero en el SIN. Para la evaluación que supone a Candelaria entrando con 150MW, la hidrologla del 95%PSS es la más baja hidrología con la cual el SIN no presenta racionamiento. Los resultados de las simulaciones de las tres alternativas mencionadas se presentan a continuación y se comparan con la evaluación efectuada en abril del ano 1999 (documento ISACND 99 -200): MOi 85 pss 95 pss VIGENTE 19 99 - 2000 Descarga Déficit

M. Técnico

1227.8 238.6 405.3 MOS en nov de 1999 1871 .6 Valores en GWh

95 pss VIGENTE 19 99 - 2000

Descarga Déficit

M. Técnico

1227.8 238.6 405.3 MOS en nov de 1999 1871 .6

Valores en GWh MOi : Mínimo operativo inferior MOS : Mínimo operativo superior

ALTERNATIVA 98PSS-300MW 2000-2001 Dem Media MOi 98 pss Descarga 1909.1 95 pss Déficit o.o M. Técnico 405.3 MOS en nov del 2000 2314.4 Diferencia 443Minimos Operativos Mayo 2000 • Abril 2001 MOi 85 pss 95 pss VIGENTE 1999 - 2000 Descarga Déficit

M. Técnico

1227.8 238.6 405.3 MOS en nov de 1999 1871.6

Valores en GWh MOi : Mínimo operativo inferior MOS : Mínimo operativo superior MOi 85 pss 95 pss VIGENTE 19 99 - 2000

Descarga Déficit

M. Técnico

1227.8 238.6 405.3 MOS en nov de 1999 1871 .6

Valores en GWh MOi : Mínimo operativo inferior MOS : Mínimo operativo superior

Pág. 11

ALTERNATIVA 95PSS-300MW 2000-2001 Dem Media • 1

MOi 95 pss 95 pss Descarga Déficit

M. Técnico MOS en nov del 2000

Diferenc ia 1328.83 O.O 405.3 17 34.1 -138

MOi 95 pss 95 pss Descarga Déficit

M. Técnico MOS en nov del 2000

Diferenc ia 1328.83 O.O 405.3 17 34.1 -138 ALTERNATIVA 95PSS-150MW 2000-2001 Dem Media MOi 95 pss 95 pss Descarga Déficit

M. Técnico MOS en nov del 2000

Diferencia 1364.19 O.O 405.3 1769.5 -102 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 238.6 GWh. Para la misma hidrología y las condiciones expuestas en este documento, el déficit se reduce a O.O GWh en el período mayo/00-abril/0 1. Esto sucede en las 3 alternativas estudiadas y es la razón por la cual el mínimo operativo inferior es igual al superior. Por otra parte la hidrología más critica que el sistema considerado en el documento 99 - 200 podla sobrellevar sin presentar déficit, correspondía al 85 PSS y se requerían desembalsamientos en todo el verano de 1227.8 GWh. Para las nuevas condiciones, el sistema puede soportar una hidrología del 98 PSS (Candelaria 300MW) o 95%PSS (Candelaria 150MW) sin presentar déficit requiriendo descargas en el verano de 1909.11 GWh (Candelaria 300MW98%PSS) , de 1328.83 GWh (Candelaria 300MW - 95%PSS) o de 1364.19 GWh (Candelaria

150MW - 95%PSS).

98%PSS) , de 1328.83 GWh (Candelaria 300MW - 95%PSS) o de 1364.19 GWh (Candelaria

150MW - 95%PSS).

Con los valores expuestos anteriormente y con el nivel mínimo técnico del embalse agregado (sin: agregado Bogotá, Chuza, Salvajina y Urrá), encontramos que para el final de noviembre del 2000 (punto máximo del MOS) se obtiene un aumento del nivel superior de 443 GWhMínimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág. 12 (Candelaria 300MW, 98%PSS), disminución de 135 GWh (Candelaria 300MW, 95%PSS) o disminución de 102 GWh (Candelaria 150MW, 95%PSS). La siguiente tabla y gráfica muestra la generación térmica mensual del sistema para la disponibilidad asumida. 0oc99200 Actual Mayo 2178.01 2241.1 Junio 2168.29 2116 .02 Julio 2240.53 2208.86 Agosto 2240.53 2208.86 Seotiembre 2168.29 2137.62 Octubre 2240.53 2272.09 Noviembre 2168.29 21 37.62 Diciembre 2240.53 2285.58 Enero 2240.53 2442.95 Febrero 2095.96 2208.07 Marzo 2240.53 2441 .97 Abril 2168.29 2342.65 Total 26390.31 27043.39 Generación Térmica Mensual (GWh) Diferencia 63.09 -52.27 -31.67 -31 .67 -30.67 31 .56 -30.67 45.05

Generación Térmica Mensual (GWh) Diferencia 63.09 -52.27 -31.67 -31 .67 -30.67 31 .56 -30.67 45.05 202.42 112.11 201.44 174.36 653.08 2500 2300 2100 1900 1700 1500 l_ fi -:a - - - - 80 75 70 65 80 55 50 => - -fi ,_ ::, -D :a ODoc00-100 □ Actual :J _ ____ _. Para el periodo mayo/00 - abril/01 se obtiene un aumento de 653 GWh respecto del estudio anterior. En los Anexos 2, 3 y 4 se presentan los niveles mínimos operativos para cada.uno de los embalses del SIN que, de acuerdo con la Resolución CREG 058 de 1995, deben poseer curvas de mlnimos operativos (se excluyen los siguientes embalses con prioridad de utilización diferente de la energética: Sisga, Tominé, Neusa, Chuza, Salvajina y Urrá). En la figura siguiente se presenta la evolución mensual de las reservas agregadas para el nivel de contingencia (hidrología del 95% de PSS), reserva mínima, máximo operativo y mfnimo técnico desde mayo/99 hasta abril/00. Igualmente se presentan los valores de los niveles vigentes resultantes de la presente actualización para el periodo mayo/00 - abril/01. Como se explicó anteriormente, las curvas de mínimos operativos inferior y superior son iguales, en vista de que el VERE es O.O GWh, en cada una de las 3 alternativas para el periodo mayo/0O-abril/01.r

explicó anteriormente, las curvas de mínimos operativos inferior y superior son iguales, en vista de que el VERE es O.O GWh, en cada una de las 3 alternativas para el periodo mayo/0O-abril/01.r Mínimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág. 13 10000 9000 8000 7000 6000 Minimos Operativos 1999 - 2001 - -- MAX TEC 7----- MIN TEC 1 -+- MOS(figente) I ........ MOl(v1gente) - fi 5000 C> --- MOi (98-300) [ -- MOl(95-300) 4000 3000 - -+- MOi (95-150) J 2000 - - - - - __✓,; - - fi

• -fi 1000 __ _, - fi -
• - -- r:- · . O r -r1 -r r - -,-- -,-- a, a, O) o o o o ,-a, a, a, o o o o o 1 1 1 1 e: a. 1 1 >, o > .o u O) o Q) :J a, i5 fi <( z u. ""') (/) 1 fi 1 1 1 1 1 1 ,- 1 a, ,... lO fi N N ,-..- N ,- (")Mínimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001

ANEXO 1

Información utilizada Pág. 14Mínimos Operativos Mayo 2000 • Abril 2001 Pág. 15 DISPONIBILIDAD TÉRMICA MENSUAL (MW) May-00I Jun-001 Jul-00I Aao-00I Sep-00I Oct-001Nov-00I Dic-00I Ene-01 I Feb-01I Mar-01 I Abr-01

DISPONIBILIDAD TÉRMICA MENSUAL (MW) May-00I Jun-001 Jul-00I Aao-00I Sep-00I Oct-001Nov-00I Dic-00I Ene-01 I Feb-01I Mar-01 I Abr-01

PAIPA1 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6 24.6

PAIPA2 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8

PAIPA3 66.2 66.2 66,2 66.2 66.2 66.2 66.2 66.2 66.2 66.2 66.2 66.2

PAIPA4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4 134.4

PALENQ3 6.0 6.0 6.0 6,0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6,0

BARRANC1 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9

BARRANC2 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8

BARRANC3 42.0 42.0 42.0 42.0 42,0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0

BARRANC4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4 10.4

BARRANC5 14.2 14.2 14.2 14,2 14.2 14.2 14,2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2

TASAJERO 117 ,8 117 .8 117.8 117.8 117.8 1 17,8 117 .8 117 .8 117 .8 117.8 11 7.8 117 .8

TSIERRA1 7.8 7.8 7.8 7.8 7,8 7.8 7.8 7.8 o.o O.O o.o o.o TSIERRA2 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 127.5 o.o o.o o.o o.o TSIERRACC o.o o.o o.o O.O o.o o.o o.o O.O 383.2 383.2 383.2 383.2

ZIPAEMG3 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46,7 46.7 46.7 46.7

ZIPAEMG2 28.9 28.9 28.9 28.9 28.9 28.9 28.9 28,9 28.9 28.9 28.9 28.9

ZIPAEMG4 41.5 41.5 41.5 41 .5 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 41 .5 41.5

ZIPAEMG5 47,8 47.8 47,8 47.8 47.8 47.8 47.8 47.8 47.8 47.8 47.8 47.8

BARRANQ3 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6

BARRANQ4 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40.6 40,6

CARTAGE1 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5 35.5

CARTAGE2 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5 43.5

CARTAGE3 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6 53.6

GUAJIRA 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8 254.8

CANDELARIA 120.0 120.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0

TDORADA 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7 29.7

CENTROCC o.o o.o o.o o.o o.o o.o o.o o.o 236.0 236.0 236.0 236.0

FLORES1 134.7 134,7 134.7 134.7 134.7 134.7 134.7 134.7 134.7 134.7 134.7 134,7

FLORES2 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5 80.5

FLORES3 129,2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2 129.2

PROELEC 74.0 74.0 74,0 74.0 74.0 74.0 74.0 74.0 74.0 74.0 74.0 74.0

TEBSA 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2 676.2

TVALLE 181.9 181 .9 181.9 181 .9 181 .9 181.9 181.9 181 .9 181 .9 181 .9 181.9 181 .9

MERRIL 143.4 143.4 143.4 143.4 143.4 143.4 143,4 143.4 143.4 143.4 143.4 143.4

YUMBO3 22.3 22.3 22.3 22,3 22.3 22.3 22.3 22.3 2.2.3 22.3 22.3 22.3

TEMCALI 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8 196.8

Total 3062.81 3062.813182.81 3182.81 3182.813182.81 3182.81 3182.81 3666.61 3666.61 3666.61 3666.6Minimos Operativos Mayo 2000 - Abril 2001 Pág. 16 DISPONIBILIDAD HIDRÁULICA MENSUAL (MW) May-00I Jun-001 Jul-001 Ago-00I Sep-00I Oct-001 Nov-00I Dlc-001Ene-011 Feb-01I Mar-01I Abr-01

GUATAPE 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2 512.2

JAGUAS 164.6 164.6 164.6 154.0 142.6 164.6 164.6 164.6 164.6 164.6 164.6 164.6

PLAYAS 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6 179.6

SANCARLOS 1060.8 1076.9 1139.9 1153.8 1153.8 1149.2 1081.7 1144.5 1112 .0 1122.9 1139.9 1153.8

CALDERAS o.o O.O o.o o.o o.o O.O o.o o.o O.O o.o o.o o.o TRONERAS 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1

GUADALUPE3 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2 253.2

GUADALUPE4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4 187.4

RIOGRANDE1 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9 47.9

LATASAJERA 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4 295.4

CHIVOR 462.6 462.6 634.1 693.8 693.8 693.8 693.8 693.8 693.8 693.8 693.8 693.8

ALTOANCHICAYA 336.8 294.5 301.4 301.4 313.8 336.8 336.8 336.8 336.8 336.8 336.8 336.8

BAJOANCHICAYA 71.9 71.9 25.5 25.5 71.9 71.9 71.9 71.9 71.9 71.9 71.9 71.9

CALIMA1 101.2 116.4 118.4 118.4 118.4 118.4 118.4 118.4 118.4 118.4 118.4 118.4

SALVAJINA 228.6 227.1 254.9 272.5 272.5 272.5 272.5 272.5 272.5 272.5 272.5 272.5

URRA1 146.6 219.9 293.3 293.3 293.3 293.3 293.3 293.3 293.3 293.3 293.3 293.3

ESMERALDA 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2

SAN FRANCISCO 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0 106.0

INSULA 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3

PRADO 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0

PRAD04 o.o o.o 4.2 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3

BETANIA 489.3 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1 529.1

FLORIDA2 o.o o.o 20.3 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9

RJOMAYO 9.6 9.6 14.3 14.4 14.4 14.4 14.4 14.4 14.4 14.4 14.4 14.4

GUAVIO 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1 1073.1

PARAISO 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1 244.1

LAGUACA 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6 291.6

CANOAS 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5

SALTO 102.7 99.3 102.7 102.7 102.7 102.7 102.7 102.7 102.7 102.7 102.7 102.7

LAGUNETA 55.6 48.7 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6 55.6

COLEGIO 155.6 177.7 190.4 190.4 190.4 190.4 190.4 190.4 190.4 190.4 190.4 190.4

Total 6569.81 6660.21 6997.81 7079.31 7126.81 7167.11 7099.71 7162.51 7129.91 7140.91 7157.81 7171.8Mlnimos Operativos Mayo 2000 -Abril 2001

ANEX0 2: RESU LTADOS

NIVELES MI NIMOS OPE RATIVOS POR EMBALSE

ANEX0 2: RESU LTADOS NIVELES MI NIMOS OPE RATIVOS POR EMBALSE Contingencia: 95% de PSS Candelaria con 300 MW Pág. 17Mínimos Operativos Mayo 2000 • Abril 2001 Pág.18 GENERACIÓN TERMICA MENSUAL (GWh) May.O0 Jun-00 Jul.00 A9o.O0 Sep.00 Oct-00 Nov-00 Dlc-00 Ene.01 Feb.01 Mar.01 Abr-01 Total PAIPA1 18. 3 17,7 18.3 18. 3 17,7 18,3 17. 7 18. 3 18. 3 16.6 18.3 17.7 216.7

PAIPA2 44.5 43,1 44.5 44.5 43,1 44.5 43.1 44,5 44.5 40,2 44.5 43.1 524.0

PAIPA3 49. 3 47,7 49, 3 49,3 47.7 49.3 47.7 49.3 49. 3 44,5 49.3 47,7 580.2

PAIPA4 100.0 96,8 100,0 100.0 96.8 100,0 96.8 100.0 100.0 90,3 100.0 96,8 1177.3

PALENQ3 4,5 4,3 4,5 4.5 4.3 4.5 4.3 4.5 4.5 4.0 4.5 4.3 52.5

BARRANC1 6,7 6,4 8,7 6.7 6.4 6.7 6.4 6.7 6.7 6.0 6.7 6.4 78.4

BARRANC2 4.3 4,2 4,3 4.3 4.2 4.3 4,2 4.3 4.3 3.9 4,3 4.2 50.9

BARRANC3 31,3 30.3 31,3 31.3 30.3 31.3 30.3 31,