SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Gerencia Centro Nacional de Despacho
Dirigido a : Consejo Nacional de Operación de Gas CNO-Gas
Diciembre de 2008
Situación Energética Actual
3
Seguimiento a los principales parámetros del SIN
14-Dic-07 31-Ago-08 30-Sep-08 31-Oct-08 30-Nov-08 14-Dic-08
(GWh) 1,441 5,546 4,637 5,396 6,879 2,136(GWh/día) 103 179 155 174 229 153
(% de media) 98 114 109 112 149 140 (GWh) 11,992 12,994 12,643 12,356 13,388 13,034
(%) 78 85 82 80 87 85
TASA DE EMBALSAMIENTO (GWh/día) -32 4 -12 -9 25 -25 (GWh) 1,705 3,883 3,839 3,983 3,757 1,906 (GWh/día) 122 125 128 128 125 136
(GWh) 334 432 515 514 489 168 (GWh/día) 24 14 17 17 16 12
(GWh) 120 295 262 275 266 128 (GWh/día) 9 10 9 9 9 9 (GWh) 48 69 93 101 51 54(GWh/día) 3 2 3 3 2 4
(GWh) 0 0 1 1 1 0(GWh/día) 0 0 0 0 0 0
(GWh) 3 4 4 7 4 1(GWh/día) 0 0 0 0 0 0
(GWh) 2,111 4,542 4,537 4,673 4,461 2,148(GWh/día) 151 147 151 151 149 153
MÁXIMO DEL MES (GWh/día) 160 156 160 160 159 163 (2)
(1) Porcentaje referido al volumen útil [Volumen útil = 15,335 GWh](2) El valor máximo corresponde al 11 de diciembre de 2008
REAL
GENERACIÓN HIDRÁULICA
EXPORTACIONES INTERNACIONALES
RESERVAS (1)
APORTES HÍDRICOS
DEMANDA DOMÉSTICA
GENERACIÓN TÉRMICA
DEMANDA NO ATENDIDA
IMPORTACIONES INTERNACIONALES
GEN. MENORES COGENERADORES
4
Balance del SIN Enero – Noviembre 2008 - GWh
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08
Cogeneradores Menores Carbón Gas
Hidráulica Importación Demanda
79%
10% 5%6%
0%
Hidráulica
T. a Gas
T. a Carbón
Menores
Cogeneradores
Fecha Generación Generación Generación Generación Generación Interconexiones Internacionales
Interconexiones Internacionales
Demanda Total
Hidráulica T.Carbón T. Gas Menores Cogeneradores Importación Exportación No Atendida Demanda
Ene/08 3,437.93 309.82 515.80 217.69 4.19 1.32 72.52 4.23 4,418.50Feb/08 3,395.11 357.98 368.84 198.40 4.44 6.31 19.75 3.46 4,314.84Mar/08 3,356.02 290.86 474.79 237.55 4.89 2.99 7.15 3.55 4,363.51Abr/08 3,335.19 344.97 559.01 224.86 3.72 11.71 12.63 3.47 4,470.30May/08 3,319.56 300.16 633.96 251.45 2.24 5.76 5.05 5.25 4,513.14J un/08 3,511.82 189.29 402.26 285.33 4.38 5.33 23.42 2.90 4,377.90J ul/08 3,771.45 137.44 383.71 295.56 6.73 1.47 5.95 4.96 4,595.37
Ago/08 3,882.82 99.74 332.90 288.89 6.84 0.38 68.57 3.61 4,546.62Sep/08 3,836.82 89.95 433.77 268.48 3.96 0.23 93.30 4.09 4,543.97Oct/08 3,982.20 106.85 407.25 276.71 1.57 1.14 100.49 7.27 4,682.51Nov/08 3,757.43 125.84 362.01 264.36 4.14 0.63 58.50 3.62 4,459.54
Total 39,586.35 2,352.90 4,874.31 2,809.28 47.11 37.27 467.33 46.42 49,286.20
Balance del SIN Enero - Noviembre de 2008
5
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
%Útil
2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Evolución del embalse agregado. Período 2003-2008
*Datos a 14 de diciembre de 2008
A fines de noviembre las reservas útiles actuales (línea verde) han alcanzado el valor máximo registrado desde 2003, aunque iguales a las observadas en 2006 y en lo que va corrido de diciembre, continúan siendo las más altas para el mismo período.
2003 2004 2005 2006 2007 2008*Ene 61.6 70.8 72.5 69.0 74.1 70.9Feb 50.4 58.9 62.7 57.0 60.6 62.7Mar 42.0 50.8 50.6 54.3 51.0 56.5Abr 44.3 51.2 48.3 61.3 52.1 52.6May 55.4 64.0 57.2 73.5 59.6 60.7Jun 64.2 76.3 63.4 77.7 70.0 73.2Jul 69.6 81.5 62.6 82.2 69.2 83.8Ago 72.5 81.4 65.3 80.3 73.5 84.6Sep 72.7 83.6 70.3 77.7 73.6 82.3Oct 77.7 85.3 75.0 83.4 81.4 80.5Nov 80.0 86.6 83.1 87.2 81.1 87.2Dic 80.0 81.3 78.2 83.9 78.5 85.0
mesVolumen en %útil
6
Volumen de los embalses a 14 de diciembre de 2008
Nombre %
ORIENTECHUZA 81.4ESMERALDA 97.7GUAVIO 93.6total Oriente 91.5
VALLEALTOANCHICAYA 27.4CALIMA1 98.3SALVAJINA 79.5total Valle 83.7
Total -SIN- 85.0
Embalses Agregado BogotáNEUSA 75.5SISGA 85.1TOMINE 55.5
Volumen Util Diario
Nombre %
ANTIOQUIAMIEL I 97.8MIRAFLORES 91.6PENOL 100.0PLAYAS 100.0PORCE II 65.0PUNCHINA 90.3RIOGRANDE2 96.5SAN LORENZO 89.9TRONERAS 27.4total Antioquia 97.7
CARIBEURRA1 90.0total Caribe 90.0
CENTROAGREGADO BOGOTA 61.2BETANIA 95.5MUNA 100.0PRADO 100.0total Centro 63.6
7
Evolución de la reserva útil de algunos embalses
Datos a 14 de diciembre de 2008
El embalse El Peñol se encuentra a fines de cada mes – desde junio de 2008-, arriba de su capacidad útil.Por su parte, otros embalses importantes como Guavio y Chivor, finalizaron noviembre en niveles cercanos al rebose y en lo que va corrido de diciembre, continúan en niveles muy altos.
Evolución de reserva útil embalse El Peñol
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
Jul-0
4
Sep
-04
Nov
-04
Ene
-05
Mar
-05
May
-05
Jul-0
5
Sep
-05
Nov
-05
Ene
-06
Mar
-06
May
-06
Jul-0
6
Sep
-06
Nov
-06
Ene
-07
Mar
-07
May
-07
Jul-0
7
Sep
-07
Nov
-07
Ene
-08
Mar
-08
May
-08
Jul-0
8
Sep
-08
Nov
-08
E, GWh
Vol diario (útil) GWh Vol Útil GWh
Evolución de reserva útil embalse GUAVIO
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Jul-0
4
Sep
-04
Nov
-04
Ene
-05
Mar
-05
May
-05
Jul-0
5
Sep
-05
Nov
-05
Ene
-06
Mar
-06
May
-06
Jul-0
6
Sep
-06
Nov
-06
Ene
-07
Mar
-07
May
-07
Jul-0
7
Sep
-07
Nov
-07
Ene
-08
Mar
-08
May
-08
Jul-0
8
Sep
-08
Nov
-08
E, GWh
Vol diario (útil) GWh Vol Útil GWh
Evolución de reserva útil embalse CHIVOR
0
200
400
600
800
1,000
1,200
Jul-0
4
Sep
-04
Nov
-04
Ene
-05
Mar
-05
May
-05
Jul-0
5
Sep
-05
Nov
-05
Ene
-06
Mar
-06
May
-06
Jul-0
6
Sep
-06
Nov
-06
Ene
-07
Mar
-07
May
-07
Jul-0
7
Sep
-07
Nov
-07
Ene
-08
Mar
-08
May
-08
Jul-0
8
Sep
-08
Nov
-08
E, GWh
Vol diario (útil) GWh Vol Útil GWh
8
Aportes hidrológicos a 14 de diciembre de 2008
Q, m3/seg Q, %media
A. SAN LORENZO 27.2 88.7CONCEPCIÓN 6.2 91.5DESV. EEPPM (NEC,PAJ,DOL) 3.0 28.8GRANDE 38.4 117.4GUADALUPE 18.8 100.0GUATAPE 40.4 130.4MIEL I 168.7 155.0NARE 66.0 133.4PORCE II 109.4 152.2SAN CARLOS 20.8 78.1TENCHE 4.1 110.0
TOTAL REGIÓN 116.33
Q, m3/seg Q, %media
BATA 58.5 174.0BLANCO 0.0 0.0CHUZA 2.5 50.7GUAVIO 48.2 154.4
TOTAL REGIÓN 143.52
Valores acumulados
ANTIOQUIA
ORIENTE
SERIE
SERIEValores acumulados
Q, m3/seg Q, %media
BOGOTA N.R. 64.2 286.8MAGDALENA BETANIA 650.0 171.6PRADO 166.5 246.8
TOTAL REGIÓN 244.53
Q, m3/seg Q, %media
ALTOANCHICAYA 47.5 91.3CALIMA 30.6 191.0CAUCA SALVAJINA 284.0 132.3DIGUA 35.2 95.2FLORIDA II 17.7 194.4
TOTAL REGIÓN 116.23
Q, m3/seg Q, %media
SINU URRA 322.5 113.4
TOTAL REGIÓN 113.36
CENTRO
SERIEValores acumulados
SERIEValores acumulados
VALLE
SERIEValores acumulados
CARIBE
140.12TOTAL SIN (%MEDIA)
9
Evolución de aportes regionales durante 2008
Datos a 14 de diciembre de 2008
ANTIOQUIA
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
[E]=GWh mes
[E]med acum [E]2008 acum [E]min(1992) [E]max(1999)
VALLE
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
[E]=GWh mes
[E]acum [E]2008 acum [E]min(1992) [E]max(1976)
10
Evolución de aportes regionales durante 2008
Datos a 14 de diciembre de 2008
CENTRO
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
[E]=GWh mes
[E]acum [E]2008 acum [E]min(1992) [E]max(1976)
CHEC
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
[E]=GWh mes
[E]acum [E]2008 acum [E]min(2001) [E]max
11
Evolución de aportes regionales durante 2008
Datos a 14 de diciembre de 2008
ORIENTE
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
[E]=GWh mes
[E]acum [E]2008 acum [E]min(1995) [E]max(1994)
12
Anomalías de la temperatura superficial del mar (TSM)
Fuente imagen: CPC-NCEP-NOAA.
Las imágenes muestran la evolución del campo térmico superficial sobre el océano mundial, expresado en anomalías de la TSM, durante las últimas semanas. En resumen, continúan las condiciones neutrales, caracterizadas con anomalías alternantes en signo a lo largo del Pacífico ecuatorial.
13
Las imágenes de arriba corresponden a los resultados de dos corridas del sistema de modelación del NCEP (National Centers for Environmental Prediction, adscrito a la NOAA), CFS (Coupled Forecasting System Model), con resolución trimestral, y diez días de diferencia, siendo la de la derecha la más reciente. Según este modelo, continuarían esperándose condiciones ligeramente más frías de lo normal en el Pacífico tropical desde la línea de cambio de fecha en dirección a América del sur, durante todo el horizonte de pronóstico (ene-ago/2009).
Pronóstico NWS/NCEP (NOAA)
14
Resumen de pronósticos del Instituto IRI
La imagen de la izquierda muestra el análisis más reciente (19 de noviembre) de los resultados de los modelos de predicción climática más relevantes, realizado por el instituto IRI. La tabla de convenciones de dicha figura presenta en su parte superior los modelos dinámicos, y en la inferior los estadísticos. Las imágenes de la derecha permiten conocer la probabilidad de ocurrencia de eventos El Niño-La Niña para los próximos meses. En resumen, se podrían esperar condiciones neutrales durante todo el horizonte de pronóstico.
Fuente: The International Research Institute for Climate and Society
15
4,000
4,100
4,200
4,300
4,400
4,500
4,600
4,700
4,800
4,900
5,000
En
e-07
Mar
-07
May
-07
Jul-
07
Sep
-07
No
v-07
En
e-08
Mar
-08
May
-08
Jul-
08
Sep
-08
No
v-08
En
e-09
Mar
-09
May
-09
Jul-
09
Sep
-09
No
v-09
Real Esc. Medio Esc. Bajo Esc. Alto
GWh/mes
Demanda de Energía
•El período Dic/07-Nov/08 creció 1.8% respecto a Dic/06 – Nov/07
•Noviembre/08 creció 0.1 % respecto a Noviembre/07
Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto2008 53,882 54,086 54,290 2.00% 2.30% 2.70%2009 55,398 56,060 56,608 2.80% 3.60% 4.30%2010 57,435 58,567 59,247 3.70% 4.50% 4.70%2011 59,392 60,907 62,100 3.40% 4.00% 4.80%2012 61,261 63,313 65,027 3.10% 3.90% 4.70%
Demanda en GWh/año Crecimiento de la Demanda %
16
Demanda de PotenciaDEMANDA MENSUAL DE POTENCIA
8000
8200
8400
8600
8800
9000
9200
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
MW
2007 2008
Demanda Máxima 2007: 9093 MW
Demanda Máxima 2008: 9079* MW
*Valor Preliminar
17
Consumo de Gas en la CostaConsumo Gas Costa [GBTUD]
0
50
100
150
200
250
300
350
13-A
go
-05
12-S
ep-0
5
12-O
ct-0
5
11-N
ov-
05
11-D
ic-0
5
10-E
ne-
06
09-F
eb-0
6
11-M
ar-0
6
10-A
br-
06
10-M
ay-0
6
09-J
un
-06
09-J
ul-
06
08-A
go
-06
07-S
ep-0
6
07-O
ct-0
6
06-N
ov-
06
06-D
ic-0
6
05-E
ne-
07
04-F
eb-0
7
06-M
ar-0
7
05-A
br-
07
05-M
ay-0
7
04-J
un
-07
04-J
ul-
07
03-A
go
-07
02-S
ep-0
7
02-O
ct-0
7
01-N
ov-
07
01-D
ic-0
7
31-D
ic-0
7
30-E
ne-
08
29-F
eb-0
8
30-M
ar-0
8
29-A
br-
08
29-M
ay-0
8
28-J
un
-08
28-J
ul-
08
27-A
go
-08
26-S
ep-0
8
26-O
ct-0
8
25-N
ov-
08
25-D
ic-0
8
Gas Costa Pmvil Mensual
Disponibilidad Modelada 240 GBTUD
18
Consumo Gas Interior [GBTUD]
0
20
40
60
80
100
13-A
go
-05
12-S
ep-0
5
12-O
ct-0
5
11-N
ov-
05
11-D
ic-0
5
10-E
ne-
06
09-F
eb-0
6
11-M
ar-0
6
10-A
br-
06
10-M
ay-0
6
09-J
un
-06
09-J
ul-
06
08-A
go
-06
07-S
ep-0
6
07-O
ct-0
6
06-N
ov-
06
06-D
ic-0
6
05-E
ne-
07
04-F
eb-0
7
06-M
ar-0
7
05-A
br-
07
05-M
ay-0
7
04-J
un
-07
04-J
ul-
07
03-A
go
-07
02-S
ep-0
7
02-O
ct-0
7
01-N
ov-
07
01-D
ic-0
7
31-D
ic-0
7
30-E
ne-
08
29-F
eb-0
8
30-M
ar-0
8
29-A
br-
08
29-M
ay-0
8
28-J
un
-08
28-J
ul-
08
27-A
go
-08
26-S
ep-0
8
26-O
ct-0
8
25-N
ov-
08
25-D
ic-0
8
Gas Interior Pmvil Mensual 2
Consumo de Gas en el interior
Disponibilidad Modelada 85 GBTUD
Estudio energético de Mediano PlazoSupuestos
20
Principales Supuestos Simulaciones mediano plazo
Modelo optimización
SDDP versión 9.1.2b, modo “Coordinado”: Colombia, Ecuador. Hidrología
estocástica 100 series hidrológicas (Modelo ARP)
Horizonte 2 años / Resolución semanal
Demanda Escenario Bajo y Medio de UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”,Revisión Noviembre de 2008 (www.upme.gov.co )
Interconexiones eléctricas internacionales
1. Colombia > Venezuela hasta 30 abril de 2009 80 MW en máxima (1.5 GWh/día)
2. Ecuador > Colombia 120 MW en demanda mínima 0 MW en otros periodos
3. Refuerzo COL > ECU: 465 MW en dem. Max. 500 MW en dem. media
400 MW en dem. Mínima
Precios Combustibles
Carbón: Información reportada por la UPME - Diciembre 2008
Gas Natural: Precio base reportado por la UPME - Diciembre 2008
Combustibles Líquidos: Precio bajo y medio reportado por la UPME -
ECOPETROL
Diciembre de 2008 - Diciembre 2008
Con los escenarios considerados resulta una muestra de 200 Casos
21
Precios internacionales históricos
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Ene 31, 1993 Oct 28, 1995 Jul 24, 1998 Abr 19, 2001 Ene 14, 2004 Oct 10, 2006 Jul 06, 2009
New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % (Cents per Gallon) WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)New York Harbor Kerosene- Jet Fuel Spot Price FOB (Cents per Gallon)
22
Proyecciones de precios de Suministro de combustibles para distintas tecnologías (US$/MBTU)
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0
2008 2009 2010 2011 2012 2013
US
D$
/MB
TU
Fuel Oil, ACPM JET
Gas Natural
Carbón
23
Costos de Producción de recursos térmicos
Costo de producción recursos Térmicos (US$/MWH)
0
20
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160
180
200
Gas No Interconectado Carbón Gas Costa Gas Interior FO
24
Franja de variación de los Aportes Hídricos
Aporte Hídricos (GWh/dia)
0
50
100
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9
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9
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0
05-O
ct-1
0
26-O
ct-1
0
16-N
ov-
10
P95 P5
Estudio energético de Mediano PlazoResultados
26
Resultados. Balance Energetico medio GWh/día
Balance Energetico del SIN [GWh/dia]
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05-O
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26-O
ct-1
0
16-N
ov-1
0
Menores Cogen GasCasnare carbonDeficit GasCosta TerInt Comsusco:Hydro Demanda Energia afluente Demanda sin export
27
Resultados. Generación térmica media GWh/día
Térmica del SIN [GWh/dia]
0
10
20
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40
50
60
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-Oct
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-No
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05
-Oct
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26
-Oct
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-No
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0
Cogen GasCasnare carbon GasCosta TerInt Comsus
28
Resultados. Franja de Variación de la Generación Hidráulica [GWh/día]
Generacion Hidro(GWh/dia)
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Hid P95 Hid P5 Hid P50
29
Resultados. Franja de Variación de la Generación térmica [GWh/día]
CARBON [GWh/Día]
0
2
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Franja de variación de la evolución del embalse agregado
EMBALSE SIN (%)
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Franja de variación del consumo de gas [GBTUD]GAS COSTA(GBTUD)
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P95 P5 PROMEDIO
TERMICAS INTERIOR(GBTUD)
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P95 P5 PROMEDIO
32
Indices de confiabilidad
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
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1
2
3
4
5
NUMERO DE CASOS VERE VEREC
Vere,VereC %
Numero de casos
Estudio energético de Mediano PlazoConclusiones y Recomendaciones
34
Conclusiones• El estudio de mediano plazo estocástico muestra que en el verano 2008/2009, se
atiende satisfactoriamente la demanda del SIN más la exportaciones a Ecuador y Venezuela, registrando niveles de generación térmica que en promedio pueden superar entre 40 GWh/día en algunas semanas del presente verano. Para el verano 2009/2010 estos niveles son similares y se sitúan entre 40 y 50 GWh/día por varias semanas.
• Las reservas agregadas del SIN se espera desciendan entre 40-45% de total útil en ambos veranos.
• En términos promedio, no se observan altos consumos de combustibles líquidos. Sin embargo, en los escenarios extremos en el verano 2009/2010 se aprecian valores diferentes de cero y cuya magnitud real dependerá de la disponibilidad de los recursos con gas y carbón.
• Se observa que para el percentil 95 de los consumos gas en la costa y el interior, en ambos veranos, se alcanzan los niveles máximos de disponibilidad considerados (240 y 85 GBTU respectivamente en cada Zona)
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Recomendaciones• Ante escenarios similares a los modelados, la variable hidrológica y la
disponibilidad de gas, jugarán un papel determinante en la atención de la demanda en el verano 2009 - 2010, por lo anterior se recomienda hacer un seguimiento constante a estas variables.
• Contar con la ampliación contemplada (total o parcial) del gasoducto Ballenas - Barranca de 190 a 260 MPCD para el verano 2009-2010 (Diciembre 2009), reduce la vulnerabilidad en la atención de la demanda del SIN ante eventos hidrológicos extremos. De igual forma, se requiere que las obras programadas en el mediano plazo para aumento en producción (Gibraltar, Cusiana y otros) se ejecuten en los tiempos previstos.
• Dado el cambio de tendencia que se ha dado en el comportamiento de la economía mundial y nacional y los precios de los combustibles fósiles, es conveniente seguir monitoreando tanto la demanda como el precio de los combustibles.
• Aunque no observan problemas para atender la demanda del SIN más exportaciones en el mediano plazo, es recomendable realizar un seguimiento continuo a las variables energéticas en caso presentarse un aumento considerable y prolongado de las exportaciones internacionales.
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