Colombia Productos 1 y 2 Esp 02

AGOSTO 2011
Observatorio de
Energías Renovables
en América Latina y el Caribe
COLOMBIA
Informe Final
Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas
Producto 2: Estado del Arte
C honeyweenow.files.wordpressr.com
C www.purelysolarpower.com
El presente documento fue elaborado por el consultor:
HUMBERTO RODRIGUEZ
Los criterios expresados en el documento son de responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones auspiciantes, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
y Organización de las Naciones Unidas para Desarrollo Industrial (ONUDI).
Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición
de que se cite la fuente.
Colombia‐
Productos
I
y
II
CASO
COLOMBIA
Informe
Final
Producto
1
y
2
Colombia‐
Productos
I
y
II
TABLA
DE
CONTENIDO
1.
RESUMEN
EJECUTIVO........................................................................................................................ 9
2.
LÍNEA
BASE
DE
LAS
TECNOLOGÍAS
ENERGÉTICAS ..........................................................11
2.1
INTRODUCCIÓN..............................................................................................................................11
2.2.
METODOLOGÍA ..............................................................................................................................12
2.3
INFORMACION
ENERGÉTICA
GENERAL
DE
COLOMBIA ..............................................12
2.3.1
OFERTA
DE
ENERGÍA ..........................................................................................................13
2.3.2
DEMANDA
DE
ENERGÍA.....................................................................................................13
2.3.4
CONSUMO
FINAL
DE
ENERGÍA ............................................................................................14
2.3.5
PRECIOS
DE
LA
ENERGÍA ..................................................................................................17
2.3.6
SECTOR
ELÉCTRICO.............................................................................................................17
2.3.7
REGISTRO
DE
NUEVOS
PROYECTOS ...........................................................................20
2.3.8
PROYECTOS
DE
GENERACIÓN
EN
DESARROLLO ...................................................21
2.3.9
FUENTES
DE
ENERGÍA
RENOVABLE............................................................................22
2.3.10
ZONAS
NO
INTERCONECTADAS ..................................................................................23
2.4
MARCO
LEGAL
E
INSTITUCIONAL
DE
LAS
ENERGÍAS
RENOVABLES
EN
EL
PAÍS
.......................................................................................................................................................................24
2.4.1
MARCO
LEGAL
Y
REGULATORIO
DE
LAS
ENERGÍAS
RENOVABLES ..............25
2.4.2
PLAN
DE
ACCIÓN
PROURE
2010....................................................................................29
2.4.3
LAS
FUENTES
DE
ENERGÍA
RENOVABLES
Y
LOS
PLANES
ENERGÉTICOS
NACIONALES ......................................................................................................................................30
2.4.4
MARCO
INSTITUCIONAL....................................................................................................30
2.4.5
MARCO
LEGAL
Y
REGULATORIO
DE
LOS
BIOCOMBUSTIBLES
EN
COLOMBIA ...........................................................................................................................................33
2
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.4.6
ESTIMULOS
TRIBUTARIOS ...............................................................................................33
2.4.7
OTROS
ESTÍMULOS
TRIBUTARIOS
A
LOS
BIOCOMBUSTIBLES........................34
2.5
EMISIONES
DE
GASES
DE
EFECTO
INVERNADERO
Y
MECANISMOS
DE
DESARROLLO
LIMPIO .........................................................................................................................37
2.5.1
EMISIONES
DE
GASES
DE
EFECTO
INVERNADERO
DEL
SECTOR
ENERGÍA
...................................................................................................................................................................37
2.5.2
PROYECTOS
MDL
EN
COLOMBIA ...................................................................................38
2.5.3
COEFICIENTE
DE
EMISIONES
PARA
PROYECTOS
DE
GENERACIÓN
CONECTADOS
AL
SIN......................................................................................................................39
2.6
INFORMACIÓN
SOBRE
LAS
INSTALACIONES
MÁS
RELEVANTES
DE
ENERGÍA
RENOVABE
POR
TIPO
DE
TECNOLOGÍA. ....................................................................................40
2.7
CONCLUSIÓN....................................................................................................................................41
3.
ESTADO
DEL
ARTE ...............................................................................................................................42
3.1
INTRODUCCIÓN..............................................................................................................................42
3.2
METODOLOGÍA ...............................................................................................................................43
3.3
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN ...........................................................................................43
3.4
ESTUDIO
DE
CASO
1.
UTILIZACIÓN
MASIVA
DE
CALENTADORES
SOLARES.....43
3.4.1
DESCRIPCIÓN..........................................................................................................................43
3.4.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS ..............................................................................................44
3.4.3
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA..............................................................49
3.4.4
OTROS
DESARROLLOS ........................................................................................................50
3.4.5
LECCIONES
APRENDIDAS
Y
ENTREVISTA.................................................................51
3.5
ESTUDIO
DE
CASO
2.
PARQUE
EÓLICO
JEPIRACHI.........................................................52
3.5.1
DESCRIPCIÓN..........................................................................................................................52
3.5.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS ..............................................................................................56
3.5.3
MAGNITUD
DE
LAS
INSTALACIONES
Y
REDUCCIÓN
DE
EMISIONES
DE
CO2
...................................................................................................................................................................57
3
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.5.4
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA..............................................................58
3.5.5
OTROS
DESARROLLOS ........................................................................................................60
3.5.6
LECCIONES
APRENDIDAS..................................................................................................60
3.6
ESTUDIO
DE
CASO
3.
PROGRAMA
DE
BIOCOMBUSTIBLES .......................................62
3.6.1
DESCRIPCIÓN..........................................................................................................................62
3.6.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS ..............................................................................................65
3.6.3
MAGNITUD
DE
LAS
INSTALACIONES...........................................................................66
3.6.4
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA..............................................................71
3.6.5
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN...................................................................................73
3.6.6
ENTREVISTA
CON
EL
MINISTERIO
DE
MINAS
Y
ENERGÍA ................................73
3.6.7
LECCIONES
APRENDIDAS..................................................................................................73
3.7
LISTADO
DE
PROYECTOS
EN
DESARROLLO
POR
EL
IPSE ..........................................74
3.7.1
DESCRIPCIÓN..........................................................................................................................74
3.7.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS ..............................................................................................79
3.7.3
MAGNITUD
DE
LAS
INSTALACIONES...........................................................................79
3.7.4
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA..............................................................79
3.7.5
LECCIONES
APRENDIDAS..................................................................................................80
4.
ANEXOS......................................................................................................................................................81
FICHA
2.
PARQUE
EOLICO
JEPIRACHI..........................................................................................84
FICHA
2.
PROGRAMA
BIOETANOL ................................................................................................85
FICHA
2.
PROGRAMA
DE
BIODIESEL............................................................................................87
FICHA
3.
PROGRAMA
MASIVO
DE
CALENTADORES
SOLARES .........................................89
5.
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................90
4
Colombia‐
Productos
I
y
II
TABLAS
Tabla
1
Proyectos
de
generación
en
desarrollo…………………………………………..21
Tabla
2.
Metas
de
participación
de
las
FER
en
el
SIN
y
en
las
ZNI
………………...22
Tabla
3.
Decretos
reglamentarios
de
la
Ley
697
de
2001……………………………..26
Tabla
4.
Normatividad
existente
en
Colombia
sobre
biocombustibles………….36
Tabla
5.
Estado
de
los
Proyectos
MDL
en
Colombia……………………………………..38
Tabla
6.
Estado
actual
de
los
proyectos
MDL
de
Colombia
en
el
sector
energía……………………………………………………………………………………………………...39
Tabla
7.
Distribución
de
los
proyectos
MDL
del
sector
energía……………………39
Tabla
8.
Principales
proyectos
de
energías
renovables
en
Colombia…………....40
Tabla
9.
Magnitud
de
los
proyectos
del
Centro
Las
Gaviotas
e
impactos
energéticos
y
ambientales………………………………………………………………………….47
Tabla
10.
Eficiencias
y
coeficientes
de
emisiones…………………………………….......48
Tabla
11.
Algunas
características
del
parque
eólico
Jepírachi……………………...54
Tabla
12.
Resumen
de
características
de
los
aerogeneradores
Nordex
N60/1300
kW……………………………………………………………………………………………57
Tabla
13.
Generación
del
parque
eólico
Jepirachi
y
factor
de
carga………………58
Tabla
14.
Generación
de
energía
eléctrica
y
de
CERs
del
parque
Jepírachi……59
Tabla
15.
Coeficiente
de
emisiones
evitadas
del
parque
Jepirachi………………..59
Tabla
16.
Características
de
los
proyectos
de
producción
de
etanol
en
operación
en
Colombia……………………………………………………………………………....67
Tabla
17.
Proyectos
del
IPSE
en
desarrollo
con
FNCE
–PEZNI
2010……………..75
Tabla
18.
Valor
de
los
Proyectos
del
IPSE
en
desarrollo
con
FNCE
–PEZNI
2010
por
tecnología……………………………………………………………………………………………78
Tabla
19.
Fuente
de
los
recursos
de
los
Proyectos
del
IPSE
en
desarrollo
con
FNCE
–PEZNI
2010…………………………………………………………………………………….78
FIGURAS
Figura
1
Producción
de
energía
primaria
‐2009…………………………………………..13
Figura
2.
Demanda
interna
2009………………………………………………………………...14
Figura
3.
Consumo
final
2009……………………………………………………………………..14
Figura
4.
Evolución
del
consumo
final
de
energía
por
sectores
–
1999‐
2008………………………………………………………………………………………………………….15
Figura
5.
Consumo
final
de
energía
primaria
2009………………………………………16
Figura
6.
Participación
de
las
fuentes
de
energía
secundarias
en
el
consumo
final
de
energía
–
2009………………………………………………………………………………16
Figura
7.
Precio
relativos
de
la
energía……………………………………………………….17
Figura
8.
Capacidad
efectiva
neta
del
SIN
‐
2009………………………………………….18
Figura
9.
Capacidad
de
generación
por
tecnología
‐
2009…………………………….18
5
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
10.
Generación
eléctrica
‐
2009…………………………………………………….19
Figura
11.
Registro
de
proyectos
de
generación
a
2009…………………………….20
Figura
12.
Zonas
No
Interconectadas
de
Colombia…………………………………….24
Figura
13.
Esquema
institucional
del
Mercado
Eléctrico
de
Colombia………………………………………………………………………………………………....31
Figura
14.
Esquema
de
montaje
de
un
calentador
solar
del
Centro
Las
Gaviotas……………………………………………………………………………………………………44
Figura
15.
Calentador
solar
desarrollado
por
el
Centro
Las
Gaviotas
para
aplicación
masiva………………………………………………………………………………………44
Figura
16.
Urbanización
Ciudad
Salitre
(1065
calentadores)
instalados
en
1987
por
el
Centro
Las
Gaviotas………………………………………………………………………….45
Figura
17.
Urbanización
Ciudad
Tunal
(4540
calentadores)
instalados
en
entre
1984
y
1986
por
el
Centro
Las
Gaviotas……………………………………………………..45
Figura
18.
Calentador
solar
de
la
Empresa
de
Energía
de
Bogotá
(140
m2,
12
m3)
en
operación
desde
1982.
…………………………………………………………………..46
Figura
19.
Campo
de
colectores
solares
(240
m2
de
colectores,
tanque
de
20
m3
–no
visible)
del
Hospital
Pablo
Tobón
Uribe
(Medellín)…………………………51
Figura
20.
Localización
del
parque
eólico
de
Jepírachi.
…………………………….…53
Figura
21.
Vista
de
un
grupo
de
generadores
eólicos
del
parque
Jepirachi……………………………………………………………………………………………………53
Figura
22.
Esquema
del
arreglo
de
las
dos
filas
de
generadores
(vista
desde
el
nor‐oeste)….
……………………………………………………………………………………………..54
Figura
23.
Curva
de
potencia
del
aerogenerador
Nordex
N60/1300…………….56
Figura
24.
Distribución
porcentual
de
mezcla
de
etanol………………………………63
Figura
25.
Distribución
de
la
mezcla
porcentual
de
biodiesel
en
Colombia…………………………………………………………………………………………………...64
Figura
26.
Cuadro
comparativo
de
ventajas
y
oportunidades……………………….65
Figura
27.
Manejo
sostenible
de
la
producción
de
bioetanol
y
biodiesel……….66
Figura
28.
Producción
de
etanol
anhidro
durante
2009……………………………….67
Figura
29.
Producción
de
etanol
anhidro
durante
2010……………………………….68
Figura
30.
Planes
de
expansión
de
la
capacidad
de
producción
de
etanol
carburante…………………………………………..…………………………………………………….69
Figura
31.
Características
de
los
proyectos
de
biodiesel………………………………69
Figura
32.
Producción
de
biodiesel
de
palma
de
aceite
en
2009…………………...70
Figura
33.
Producción
de
biodiesel
de
palma
de
aceite
en
2010…………………...70
Figura
34.
Beneficios
ambientales
de
la
utilización
de
etanol
en
mezclas
E10…………………………………………………………..……………………………………………….72
Figura
35.
Beneficios
ambientales
de
la
utilización
del
biodiesel………………….72
6
Colombia‐
Productos
I
y
II
ABREVIATURAS
Y
ACRÓNIMOS
ACCEFYN
AIE
ASIC
BCH
CAC
CAPT
CER
CIURE
CMNUCC
CND
CON
COP3
CORELCA
CREG
EE
EE.PP.M.
ENSO
FAER
FAZNI
FC
FENR
FER
FNCE
FNR
GEI
GTZ
ICA
IDEAM
IPCC
IPSE
IVA
LAWEA
MAVDT
MDL
Academia
de
Ciencias
Exactas,
Físicas
y
Naturales
de
Colombia
Agencia
Internacional
de
Energía
Administrador
del
Sistema
de
Intercambios
Comerciales
Banco
Central
Hipotecario
Comité
Asesor
de
Comercialización
Comité
Asesor
de
Planeamiento
de
la
Transmisión
Certificados
de
Reducción
de
Emisiones
Comisión
Intersectorial
para
el
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía
y
Fuentes
No
Convencionales
de
Energía
Convención
Marco
de
Naciones
Unidas
para
el
Cambio
Climático
Centro
Nacional
de
Despacho
Consejo
Nacional
de
Operación
Tercera
conferencia
de
las
partes
Corporación
de
Energía
Eléctrica
de
la
Costa
Atlántica
Comisión
de
Regulación
de
Energía
y
Gas
Energía
Eléctrica
Empresas
Públicas
de
Medellín
El
Niño
Southern
Oscillation
Fondo
de
Apoyo
Financiero
para
la
Energización
de
las
Zonas
Rurales
Interconectadas
Fondo
de
Apoyo
Financiero
para
la
Energización
de
las
Zonas
no
Interconectadas
Fuentes
convencionales
Fuentes
de
Energía
Nuevas
y
Renovables
Fuentes
de
Energía
Renovables
Fuentes
No
Convencionales
de
Energía
Fondo
Nacional
de
Regalías
Gases
de
Efecto
Invernadero
Sociedad
Alemana
de
Cooperación
Técnica
Instituto
Colombiano
Agropecuario
Instituto
de
Estudios
Ambientales
Intergubernamental
Panel
on
Climate
Change
Instituto
para
la
Planeación
y
Promoción
de
Soluciones
Energéticas
para
las
Zonas
No
Interconectadas
Impuesto
al
Valor
Agregado
Latin
America
Wind
Energy
Association
Ministerio
de
Ambiente,
Vivienda
y
Desarrollo
Territorial
Mecanismo
de
Desarrollo
Limpio
7
Colombia‐
Productos
I
y
II
MIEM
MME
OLADE
ONUDI
PCF
PCH
PEN
PESENCA
PEZNI
PROURE
SEGIB
SIN
TELECOM
TER
UNFCCC
UPME
URE
ZNI
Ministerio
de
Minería,
Energía
e
Industria
del
Gobierno
de
Uruguay
Ministerio
de
Minas
y
Energía
Organización
Latinoamericana
de
Energía
Organización
de
las
Naciones
Unidas
para
el
Desarrollo
Industrial
Prototipe
Carbon
Fund:
Fondo
Prototipo
del
Carbono
del
Banco
Mundial
Pequeñas
Centrales
Hidroelectricas
Plan
energético
nacional
Programa
Especial
de
Energía
de
la
Costa
Atlántica
Plan
de
desarrollo
energético
de
las
ZNI
Programa
de
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía
(y
demás
formas
de
energía
no
convencionales)
Secretaría
General
para
la
Cumbre
Iberoamericana
Sistema
Interconectado
Nacional
Empresa
de
Telecomunicación
de
Colombia
(actualmente
Telefónica
Telecom)
Tecnologías
de
Energías
Renovables
United
Nations
Framework
Convention
on
Climate
Change
Unidad
de
Planeación
Minero
Energética
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía
Zonas
No
Interconectadas
UNIDADES
Y
TASA
DE
CAMBIO
kWh
kilovatio
hora
kW
kilovatio
Tasas
de
cambio:
1
US$
(Julio
2010)
=
Col
$1900
8
Colombia‐
Productos
I
y
II
1. RESUMEN
EJECUTIVO
Colombia
es
un
país
dotado
de
diversas
fuentes
de
energía.
Es
un
país
exportador
neto
de
energía,
donde
se
exporta
petróleo,
carbón
y
electricidad.
La
mayor
parte
de
la
generación
eléctrica
en
el
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN)
se
deriva
de
la
hidroelectricidad
(80%)
y
el
restante
20%,
prácticamente
de
centrales
térmicas,
con
una
participación
pequeña
de
las
Pequeñas
Centrales
Hidroeléctricas
(PCHs),
cogeneración
en
la
agroindustria
y
un
parque
eólico
(UPME,
2007).
Como
se
podrá
constatar
en
el
siguiente
informe,
es
claro
que
en
términos
de
generación
eléctrica,
Colombia
es
un
país
verde,
solamente
superado
en
la
participación
de
la
energía
renovable
por
algunos
países
del
continente
como
Brasil
y
Costa
Rica.
El
potencial
de
recursos
de
Fuentes
de
Energía
Renovable
(FER)
es
elevado.
El
país
dispone
de
recursos
en
prácticamente
todas
las
fuentes
renovables
(solar,
eólica,
biomasa,
pequeñas
centrales,
geotermia,
etc.)
y
con
potenciales
elevados.
Sin
embargo
el
desarrollo
de
estas
fuentes
es
limitado
en
el
país.
Entre
las
principales
barreras
que
hasta
ahora
limitan
su
desarrollo
no
solamente
se
tiene
el
elevado
costo
inicial
de
las
nuevas
Tecnologías
de
Energía
Renovable
(TER)
sino
barreras
de
diversa
índole
derivadas
de
un
marco
legal
y
regulatorio
para
la
generación
de
energía
eléctrica
con
FER
muy
poco
desarrollado,
la
fuerte
competencia
de
tecnologías
convencionales
muy
bien
establecidas
en
el
SIN,
la
falta
de
conocimiento
sobre
estas
fuentes,
una
inadecuada
evaluación
y
limitada
información
sobre
el
potencial
es
estos
recursos
de
FER,
entre
otros.
La
penetración
de
la
generación
eléctrica
de
las
TER
en
el
SIN
tiene
que
tener
en
cuenta
la
existencia
de
una
economía
de
mercado
en
la
prestación
de
este
servicio
y
por
lo
tanto
tiene
que
competir
con
las
tecnologías
convencionales
establecidas.
Hay
sin
embargo
otra
gran
extensa
región
del
país
que
son
las
denominadas
Zonas
No
Interconectadas
(ZNI)
en
donde
el
gobierno
actúa
directamente
para
la
prestación
del
servicio
de
energía
eléctrica
y
el
suministro
de
combustibles.
Estas
ZNI
que
cubren
cerca
de
2/3
del
área
del
país,
muy
distantes
de
los
centros
de
abastecimiento
de
combustibles
e
insumos,
adolecen
de
un
suministro
muy
costoso
de
combustibles
y
por
lo
tanto,
las
TER
forman
parte
de
la
estrategia
gubernamental
para
la
prestación
del
servicio
de
energía
eléctrica
y
el
suministro
de
combustibles
(XM,
2010).
El
gobierno
por
lo
tanto
está
adoptando
una
política
que
impulsa
la
TER
en
estas
regiones.
El
interés
por
la
utilización
de
las
TER
sin
embargo
ha
estado
presente
en
el
país
desde
hace
muchas
décadas.
Dentro
de
los
proyectos
realizados
por
su
visión
y
alcance
merecen
especial
atención
el
proyecto
de
utilización
masiva
de
calentadores
solares
realizados
por
la
Fundación
Las
Gaviotas
que
logró
instalar
durante
la
década
de
los
80
y
desde
entonces
instaló
cerca
de
62.000
m2
que
desplazaron
una
cantidad
importante
de
energía
eléctrica
desde
mediados
de
los
80.
Otros
actores
importantes
9
Colombia‐
Productos
I
y
II
han
sido
un
par
de
empresas
que
continúan
ofreciendo
sistemas
de
calentamiento
de
agua
y
que
han
instalado
desde
los
setenta
un
área
de
colectores
comparable
con
la
instalada
por
Las
Gaviotas.
(Rodríguez,
Programa
de
fuentes
de
Energía
Nuevas
y
Renovables
‐
Energía
Solar,
1992).
También
se
considera
notable
la
instalación
en
2004
del
parque
eólico
Jepirachi
de
19.5
MW
localizado
en
la
península
de
la
Guajira,
que
ha
resultado
una
fuente
invaluable
de
experiencias
y
conocimiento
para
la
empresa
desarrolladora
Empresas
Públicas
de
Medellín.
Como
tercer
proyecto,
uno
de
los
proyectos
más
exitosos
es
el
programa
colombiano
de
biocombustibles.
Este
proyecto
que
ha
contado
con
el
apoyo
tanto
del
gobierno
como
del
sector
privado
agroindustrial
del
país,
ha
logrado
en
muy
poco
tiempo
(en
cerca
de
5
años)
la
producción
de
aproximadamente
1.1
millones/día
de
etanol
de
caña
de
azúcar
para
producir
una
mezcla
de
E8
(8%
etanol,
92%
gasolina
corriente)
y
atender
en
la
actualidad
el
consumo
de
prácticamente
todo
el
país.
La
entrada
más
reciente
del
biodiesel
a
partir
de
aceite
de
palma
africana
ha
permitido
el
suministro
de
B7
a
B10
(B7:
7%
de
biodiesel,
93%
de
diesel
oil)
en
todo
el
país
(Federación
Nacional
de
Biocombustibles
de
Colombia,
2010).
Estos
desarrollos
agroindustriales
representan
una
posibilidad
muy
importante
para
el
desarrollo
de
puestos
de
trabajo
en
el
sector
rural
colombiano.
Muy
sobresaliente
de
este
proyecto
es
la
visión
global
de
desarrollar
estos
biocombustibles
no
solamente
para
atender
el
mercado
nacional
sino
el
mercado
internacional.
Importante
de
resaltar
es
que
el
marco
legal
y
regulatorio
para
los
biocombustibles
es
muy
desarrollado,
cosa
que
no
ocurre
con
las
FER.
Las
perspectivas
de
su
desarrollo
futuro
aparecen
muy
prometedoras
pues
el
país
dispone
de
grandes
extensiones
de
tierra
apropiadas
para
los
cultivos
necesarios
sin
poner
en
riesgo
la
seguridad
alimentaria
del
país.
Finalmente,
se
incluye
una
lista
de
proyectos
a
desarrollarse
por
el
IPSE.
El
Instituto
para
la
Planeación
y
Promoción
de
las
Soluciones
Energéticas
para
las
ZNI
(IPSE),
institución
gubernamental
adscrita
al
Ministerio
de
Minas
y
Energía,
se
encuentra
adelantando
un
ambicioso
programa
de
utilización
de
las
TER
en
las
zonas
aisladas
y
remotas
del
país
en
donde
emplea
diversas
tecnología
como
solar,
eólica,
biomasa,
biocombustibles,
sistemas
híbridos,
sistemas
de
poli‐generación,
entre
muchas
innovaciones.
Es
de
resaltar
la
visión
de
largo
plazo
del
programa
según
la
cual
estos
sistemas
deben
ser
auto‐sostenibles
y
dentro
de
lo
cual
las
comunidades
toman
el
reto
de
asumir
esta
responsabilidad.
Si
bien
la
mayoría
de
los
proyectos
se
encuentran
en
la
fase
de
desarrollo,
la
evaluación
de
los
mismos
después
de
varios
años
de
operación
será
una
fuente
enorme
de
lecciones
aprendidas.
La
incidencia
que
tiene
el
gobierno
nacional
en
el
desarrollo
de
las
FER
en
las
ZNI
es
clara,
debido
a
su
participación
en
la
promoción
de
soluciones.
El
futuro
del
10
Colombia‐
Productos
I
y
II
desarrollo
de
las
FER
en
el
país
depende
en
gran
parte
de
las
decisiones
que
adopte
el
gobierno
nacional
en
tal
sentido.
2. LÍNEA
BASE
DE
LAS
TECNOLOGÍAS
ENERGÉTICAS
2.1
INTRODUCCIÓN
Las
Fuentes
de
Energía
Renovable
(FER)
son
cada
vez
más
importantes
a
la
luz
de
los
riesgos
del
suministro
de
energía
y
del
cambio
climático.
Estas,
han
atraído
la
atención
de
los
gobiernos
en
los
países
en
desarrollo
y
han
recibido
un
impulso
decidido
en
los
países
de
la
Unión
Europea,
que
se
ha
puesto
como
meta
la
reducción
de
emisiones
de
Gases
de
Efecto
Invernadero
(GEI)
y
la
diversificación
de
la
canasta
energética
con
las
tecnologías
de
FER.
Colombia
es
un
país
con
amplia
dotación
de
recursos
energéticos,
tanto
renovables
como
no
renovables.
El
país
es
un
exportador
neto
de
energía
y
un
emisor
modesto
de
GEI.
Su
sistema
de
suministro
eléctrico
dispone
de
un
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN)
fundamentado
en
la
generación
hidroeléctrica
(80%
aproximadamente),
y
en
generación
basada
en
combustibles
fósiles,
principalmente
carbón
y
gas
natural.
Las
FER
en
Colombia
se
emplean
principalmente
para:
la
generación
de
energía
eléctrica
(hidroelectricidad
con
centrales
de
capacidad
mayor
de
20
MW),
la
producción
de
biocombustibles
(bioetanol
y
biodiesel),
la
generación
de
energía
eléctrica
con
centrales
hidroeléctricas
de
menor
capacidad
(plantas
menores
de
20
MW
y
Pequeñas
Centrales
Hidroeléctricas
menores
a
10
MW),
y
la
generación
con
residuos
agroindustriales
(cogeneración
de
bagazo
de
caña)
(UPME,
2007).
Adicionalmente
se
cuenta
con
la
introducción
reciente
de
una
central
eólica
de
19.5
MW
(XM,
2010).
El
SIN,
sin
embargo,
se
ve
afectado
por
la
variabilidad
climática
en
el
país,
especialmente
del
fenómeno
de
El
Niño,
y
durante
estos
periodos
se
incrementa
la
generación
con
combustibles
fósiles
para
complementar
la
generación
hidroeléctrica.
En
el
sector
rural,
en
las
denominadas
Zonas
No
Interconectadas
(ZNI),
la
generación
de
electricidad
se
fundamenta
en
la
actualidad
en
la
generación
con
plantas
diesel.
Estas
ZNI
constituyen
un
nicho
para
el
desarrollo
de
las
ER,
debido
a
los
elevados
costos
que
conlleva
la
generación
con
diesel,
principalmente
por
los
costos
de
transporte
del
combustible.
El
presente
informe
describe
la
línea
base
de
las
energías
renovables
en
Colombia,
pintando
una
visión
de
la
situación
general
de
la
energía
en
el
país.
Se
presentará
el
marco
legal
e
institucional
de
las
ER
con
sus
leyes
y
decretos
reglamentarios,
así
como
las
acciones
para
el
fomento
de
las
mismas
a
través
del
Plan
de
Acción
del
PROURE
y
el
marco
institucional
de
estas
energías.
Adicionalmente
se
presentará
el
marco
legal
y
regulatorio
de
los
biocombustibles,
se
han
impulsado
en
el
país,
como
11
Colombia‐
Productos
I
y
II
una
sólida
política
de
estado
y
son
un
factor
dinamizante
importante
en
el
sector
agroindustrial.
Posteriormente
se
hace
una
relación
de
los
principales
proyectos
de
ER
que
se
han
ejecutado
en
el
país,
recordando
que
en
el
caso
especial
de
la
hidroelectricidad,
se
considera
como
FER
a
las
PCHs
con
capacidad
menor
a
10
MW.
Es
importante
anotar
además,
que
el
país
tiene
una
dinámica
propia
para
la
generación
hidroeléctrica,
y
las
plantas
hidroeléctricas
que
se
desarrollan
tienen
generalmente
capacidades
mayores
a
los
20
MW,
por
lo
que
las
PCHs
se
excluyen
del
listado.
2.2.
METODOLOGÍA
La
metodología
empleada
se
fundamenta
en
la
recolección
de
información
secundaria
sobre
el
sector
energía
y
los
diferentes
proyectos
de
energía
renovable
que
se
han
ejecutado
en
el
país.1
Para
la
elaboración
del
presente
informe
se
recurrió
a
las
siguientes
fuentes
de
información:
•
•
•
•
•
•
•
Unidad
de
Planeación
Minero
Energética
(UPME).
Es
una
Unidad
Administrativa
Especial
del
orden
Nacional,
de
carácter
técnico,
adscrita
al
Ministerio
de
Minas
y
Energía.
Se
rige
por
la
Ley
143
de
1994
y
por
el
Decreto
número
255
de
enero
28
de
2004.
Este
organismo
está
adscrito
al
Ministerio
de
Minas
y
Energía,
y
tiene
a
disposición
de
los
usuarios
una
extensa
base
de
datos
principalmente
sobre
el
sector
energía
y
particularmente
sobre
FER
Ministerio
de
Ambiente,
Vivienda
y
Desarrollo
Territorial
(MAVDT).
Este
ministerio
se
ocupa
de
la
temática
ambiental
en
Colombia,
y
en
este
caso
en
especial,
con
los
aspectos
ambientales
para
el
sector
energía.
En
el
caso
particular
de
las
FER,
es
el
punto
focal
de
la
Convención
Marco
de
Naciones
Unidas
para
el
Cambio
Climático
(CMNUCC)
Comisión
Reguladora
de
Electricidad
y
Gas
(CREG).
Empresas
Públicas
de
Medellín
(EE.PP.M.).
Empresa
del
sector
eléctrico.
Agencias
internacionales
como
OLADE
y
Agencia
Internacional
de
Energía
(AIE).
Búsqueda
de
información
en
la
web.
Información
energética
general
de
Colombia
2.3
INFORMACION
ENERGÉTICA
GENERAL
DE
COLOMBIA
El
objetivo
de
esta
sección
es
presentar
la
información
energética
del
país.
Se
analizará
con
especial
atención
al
sector
eléctrico
que
abastece
al
país
a
través
del
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN).
También
se
considera
el
suministro
de
energía
eléctrica
en
las
Zonas
No
Interconectadas
(ZNI).
1
http://www1.upme.gov.co/
12
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.3.1
OFERTA
DE
ENERGÍA
Colombia
cuenta
con
una
gran
diversidad
de
fuentes
de
energía
primaria
lo
cual
le
permite
garantizar
el
suministro
de
la
demanda
interna.
Es
además
un
país
exportador
neto
de
energía,
incluyendo
carbón,
petróleo
y
electricidad.
La
producción
total
de
energía
primaria
durante
el
año
2009
fue
de
1.000.268
Tcal,
con
una
participación
del
carbón
mineral
del
47.3%,
seguido
del
petróleo,
el
gas
natural,
la
hidroenergía,
la
leña,
el
bagazo
y
recuperación
energética
Figura
1.
Las
exportaciones
de
energía
representaron
el
62.6%
de
la
energía
primaria
producida.
(UPME
b,
2010)
No
existió
importación
alguna,
constituyéndose
Colombia
en
un
exportador
neto
de
energía.
Las
FER
(con
la
hidroenergía,
la
leña
y
el
bagazo
de
caña
de
azúcar)
participaron
con
el
8.1
%
del
total
de
la
producción
de
energía
primaria
(UPME
b,
2010).
Figura
1.
Producción
de
energía
primaria
­2009
Producción
de
energía
primaria
2009
4%
2%
2%
0%
Carbón
mineral
Petróleo
11%
47%
34%
Gas
Natural
Hidroelectricidad
Leña
Bagazo
Recuperación
Fuente:
(UPME
b,
2010)
La
producción
de
energía
secundaria
durante
el
2009
fue
de
196.687
Tcal.
La
mayor
participación
corresponde
a
la
energía
eléctrica
con
24.9%
y
el
Diesel
Oíl
con
18,7%.
Los
derivados
del
petróleo
(Diesel
Oíl,
Gasolina
Motor,
Fuel
Oíl
y
GLP)
constituyeron
el
54.3%.
Es
entonces
claro
que
la
producción
de
energía
tanto
primaria
como
secundaria
en
Colombia
está
basada
en
los
combustibles
fósiles.(UPME
b,
2010)
2.3.2
DEMANDA
DE
ENERGÍA
La
demanda
de
energía
en
el
año
2009
fue
de
316.22
Tcal.
El
crudo
y
sus
derivados
representaron
el
56%
y
electricidad
el
19%
(UPME
b,
2010).
13
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
2.
Demanda
interna
2009
Fuente:
(UPME
b,
2010)
2.3.4
CONSUMO
FINAL
DE
ENERGÍA
El
consumo
final
efectivo
para
el
mismo
año,
fue
de
227.769
Tcal,
donde
el
sector
transporte
es
el
mayor
consumidor
de
energía
(37%),
seguido
por
los
sectores
industrial
(24%)
y
residencial
(22%).
Figura
3.
Consumo
final
2009
Consumo
Oinal
2009
6%
2%
2%
Transporte
7%
Industrial
37%
22%
Residencial
Agropecuario
y
Minero
24%
Comercial
y
Público
No
identiuicado
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(UPME
b,
2010)
14
Colombia‐
Productos
I
y
II
La
siguiente
figura
muestra
la
evolución
del
consumo
final
por
sectores
para
el
periodo
1999‐2008.
Figura
4.
Evolución
del
consumo
final
de
energía
por
sectores
–
1999­2008
Fuente:(Prias,
Omar
Fredy,
2010)
En
cuanto
a
la
participación
de
las
diferentes
fuentes
primarias
de
energía
en
el
consumo
final
para
el
año
2009,
el
gas
natural
representa
el
47%,
seguido
por
la
leña
con
22%,
el
carbón
mineral
con
14%
y
el
bagazo
11%
(Figura
5).
Así,
las
fuentes
primarias
renovables
bagazo
mas
leña
representan
33.0%,
destacándose
el
papel
de
la
biomasa
como
energético
renovable
(UPME
b,
2010).
15
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
5.
Consumo
final
de
energía
primaria
2009
Consumo
Oinal
energía
primaria
2009
11%
4%
2%
Gas
Natural
Leña
14%
47%
22%
Carbón
Bagazo
Recuperación
Petroleo
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(UPME
b,
2010)
En
cuanto
se
refiere
a
la
participación
de
las
diferentes
formas
de
energía
secundaria
en
el
consumo
final
durante
2009,
el
petróleo
y
sus
derivados
representan
el
energético
secundario
de
mayor
consumo
con
una
participación
de
43,2%,
seguido
de
la
energía
eléctrica
con
18.4%
(Figura
6).
Lo
anterior
muestra
la
alta
dependencia
del
uso
final
de
energía
de
combustibles
derivados
del
petróleo.
Es
importante
anotar
la
participación
de
los
biocombustibles
con
un
total
de
1.8%(UPME
b,
2010).
Figura
6.
Participación
de
las
fuentes
de
energía
secundarias
en
el
consumo
final
de
energía
–
2009
Fuente:
(UPME
b,
2010)
16
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.3.5
PRECIOS
DE
LA
ENERGÍA
La
fuente
de
energía
secundaria
de
más
alto
precio
es
la
Energía
Eléctrica
(EE),
seguido
de
la
Gasolina
Motor
(GM)
y
el
Kerosene
(KJ).
Luego
siguen
en
orden
descendente
de
precio,
el
diesel,
el
GLP,
el
Crudo
de
Castilla,
el
gas
natural,
el
fuel
Oil,
el
crudo
rubiales
y
el
Carbón
Mineral
(CM).
Este
último
es
el
energético
más
barato
de
la
canasta
de
energéticos.
Tomando
el
precio
del
carbón
como
referencia,
el
gas
natural
es
2.5
veces
más
costoso,
el
Diesel
Oil
5
veces,
la
gasolina
motor
7.5
y
la
energía
eléctrica
11
veces.
La
Figura
7
muestra
como
la
tendencia
de
aumento
de
precios
(para
los
actualmente
más
costosos)
ha
hecho
que
los
precios
relativos
en
la
actualidad
referidos
al
carbón
alcancen
en
el
caso
de
la
electricidad
un
factor
11.
Figura
7.
Precio
relativos
de
la
energía
Fuente:
Elaborado
a
partir
de
(Saucedo,
2010)
2.3.6
SECTOR
ELÉCTRICO
Esta
sección
describe
la
estructura
del
mercado
de
la
energía
eléctrica
en
Colombia
y
la
tendencia
que
hay
en
el
país
de
transformarse
en
una
economía
de
carbono
neutra,
pudiendo
beneficiarse
de
los
mercados
de
carbono
mediante
la
inclusión
de
proyectos
de
Mecanismo
de
Desarrollo
Limpio
(MDL).
A
diciembre
2009
la
capacidad
efectiva
neta
instalada
es
de
13.495.8
MW,
de
los
cuales
8.525
MW
(63.2%)
corresponden
a
centrales
hidroeléctricas,
4.362
MW
(32.3
%)
a
centrales
térmicas,
573.8
(4.3%)
a
la
generación
de
menores
(plantas
con
capacidad
inferior
a
20
MW:
hidráulica
472
MW,
térmica:
83.4
MW
y
eólica:
18.4
MW),
y
cogeneración
35.0
MW
(0.3%))
(XM,
2010).
17
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
8.
Capacidad
efectiva
neta
del
SIN
­
2009
Fuente:
(XM,
2010)
La
siguiente
figura
muestra
la
participación
de
cada
fuente
de
energía,
donde
se
destaca
la
altísima
participación
de
la
energía
hidráulica
en
la
capacidad
instalada
del
país,
seguido
de
la
generación
térmica.
Bajo
otros
(525.4
MW)
se
han
considerado
las
plantas
menores
de
20
MW,
dentro
de
la
cuales
están
las
PCHs,
la
cogeneración
y
la
energía
eólica.
Figura
9.
Capacidad
de
generación
por
tecnología
­
2009
Capacidad
Generación
en
MW
(2009)
Térmica
>20
Térmica
<
20
MW;
4,362.00
MW;
83.4
Hidráulica
<
20
MW;
472
Cogeneración;
35
Hidráulica
>20
MW;
8,525.00
Eólica;
18.4
Other;
525.4
Fuente:
Elaboración
a
partir
de
(XM,
2010)
Los
525.4
MW
de
capacidad
de
las
plantas
menores
de
20
MW
representan
3.9%
de
la
capacidad
instalada
del
SIN
y
en
términos
de
generación,
durante
el
2009
generaron
18
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.233
GWh
que
representan
3.99%
de
la
generación
total
de
2009
(generación
total:
55.986
GWh).
Ahora
si
se
consideran
dentro
de
las
“menores”
solamente
las
hidráulicas
de
menos
de
10
MW,
entonces
la
potencia
total
alcanzó
222.1
MW
durante
2009,
la
generación
con
FER
alcanzó
956.7
GWh
y
representó
1.7
%
de
la
generación
total.
Durante
el
año
2009,
la
generación
alcanzó
55.966
GWh,
comparado
con
55.395
GWh
en
el
2008.
Las
generación
total
se
divide
de
la
siguiente
manera:
•
•
•
•
•
•
plantas
hidroeléctricas
38.714
GWh
(69.2%)
plantas
térmicas
a
gas
natural
10.413
GWh
(18.6%)
plantas
térmicas
a
carbón
3695
GWh
(6.6%)
plantas
menores2
2.658
GWh
(4.7%)
generación
térmica
a
Fuel
Oil
377
GWh
(0.7%)
plantas
cogeneradoras
106
GWh
(0.2%)
En
el
mismo
año
el
país
importó
20.8
GWh
y
exportó
1358
GWh.
(XM,
2010)
Figura
10.
Generación
eléctrica
­
2009
Generación
eléctrica
2009
Plantas
Térmica
Fuel
Oil
Térmica
Menores
1%
Carbón
5%
6%
Térmica
Gas
Natural
19%
Hidráulica
69%
Fuente:
Elaboración
a
partir
de
(XM,
2010)
Las
diferencias
en
hidrología
y
clima
tienen
un
gran
impacto
sobre
la
capacidad
de
las
plantas
hidroeléctricas.
Fenómenos
como
El
Niño
Southern
Oscillation
(ENSO),
2
Incluye
hidráulicas
de
menos
de
20
MW
y
el
parque
eólico
de
Jepirachi
19
Colombia‐
Productos
I
y
II
afectan
la
generación
de
las
hidroeléctricas,
lo
cual
se
debe
considerar
al
comparar
la
generación
de
un
año
en
comparación
de
otro.
Durante
el
periodo
2003
–
2009,
la
demanda
de
energía
creció
en
un
3.31%
en
promedio
anual.
El
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN)
de
electricidad
sirve
a
aproximadamente
el
87%
de
la
población,
es
decir
se
cuenta
con
una
cobertura
de
electricidad
del
93%
en
áreas
urbanas
y
55
%
en
zonas
rurales.
A
pesar
de
los
avances
en
este
tema,
todavía
existen
aproximadamente
2.3
millones
de
personas
que
carecen
de
electricidad
de
red.
(XM,
2010)
2.3.7
REGISTRO
DE
NUEVOS
PROYECTOS
El
registro
de
nuevos
proyectos
de
generación
al
2009
tiene
una
capacidad
total
inscrita
de
13,530.9
MW.
Esta
se
compone
de
la
siguiente
manera
(Figura
11):
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
7,685.5
MW
(56.8%)
proyectos
hidráulicos
con
capacidad
mayor
o
igual
a
20
MW
2,884.6
MW
(21.3%)
proyectos
de
carbón
mineral
2,520.5
MW
(18.6%)
proyectos
a
gas
natural
305
MW
(2.3%)
proyectos
a
fuel
oil
70.4
MW
(0.5%)
proyectos
hidráulicos
con
capacidad
menor
a
20
MW
44.9
MW
(0.3%)
proyectos
de
cogeneración
20
MW
(0.1%)
proyectos
eólicos
Figura
11.
Registro
de
proyectos
de
generación
a
2009
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(UPME,
2009)
20
Colombia‐
Productos
I
y
II
Al
comparar
el
registro
actual
de
futuros
proyectos
con
registros
anteriores,
se
puede
observar
que
en
cuanto
a
proyectos
de
combustibles
derivados
del
petróleo,
existe
por
primera
vez
la
inscripción
de
proyectos
de
fuel
oil
y
un
aumento
en
el
registro
de
proyectos
a
carbón
mineral.
Sin
embargo,
los
proyectos
registrados
que
predominan
la
matriz
corresponde
a
los
Hidroeléctricos
de
capacidad
menor
a
20
MW.
2.3.8
PROYECTOS
DE
GENERACIÓN
EN
DESARROLLO
La
Tabla
1
muestra
los
proyectos
actualmente
en
construcción
los
cuales
adicionarán
un
total
de
4.3
GW
hasta
el
año
2017.
La
gran
mayoría
de
proyectos
son
hidroeléctricas,
y
solamente
dos
son
PCHs
de
9.9
MW
cada
una.
Es
importante
resaltar
que
se
espera
un
incremento
de
la
participación
de
las
energía
renovables
en
la
generación
y
una
futura
disminución
del
coeficiente
de
emisiones
de
GEI
a
un
nivel
menor
del
actual
de
0.2849
kgCO2/kWh
(Ver
sección
0).
Los
proyectos
previstos
para
entrar
en
operación,
se
relacionan
con
las
asignaciones
de
Energía
Firme
para
nuevos
proyectos
efectuados
mediante
dos
subastas
realizadas
en
el
año
2008
y
con
otros
proyectos
que
vienen
desarrollándose
de
manera
independiente.
(Tabla
1)
Tabla
1.
Proyectos
de
generación
en
desarrollo
Fuente:
UPME
en
(Universidad
Nacional
‐
Fundación
Bariloche,
2010)
21
Colombia‐
Productos
I
y
II
La
energía
firme
de
los
proyectos
existentes
y
los
nuevos,
adjudicados
mediante
subastas,
asegura
el
suministro
de
energía
de
la
siguiente
manera:
‐
‐
‐
iguala
la
demanda
en
el
año
2021
para
el
escenario
alto;
iguala
la
demanda
en
el
año
2025
para
el
escenario
medio,
y
y
va
algo
más
allá
del
año
2031
en
el
escenario
bajo.
Por
consiguiente,
las
oportunidades
para
la
FER
son
ciertamente
limitadas
en
el
SIN
en
el
horizonte
2011
hasta
el
2021
siempre
y
cuando
las
hipótesis
de
hidrología
no
se
vean
fuertemente
impactadas
por
el
fenómeno
del
Niño
y
las
obras
se
ejecuten
según
lo
previsto.
2.3.9
FUENTES
DE
ENERGÍA
RENOVABLE
La
participación
de
las
FER
alcanza
192.4
MW
interconectados
al
SIN
(1.4%
del
total
instalado),
de
los
cuales
146
MW
corresponde
a
pequeños
aprovechamientos
hidroeléctricos
menores
de
10MW
y
al
parque
eólico
de
Jepirachi
con
18
MW3
(Prias,
Omar
Fredy,
2010).
La
potencia
total
instalada
en
energía
solar
fotovoltaica
(celdas
solares)
no
tiene
información
confiable.
La
participación
de
las
FER
en
el
consumo
final
de
energía
en
el
2009
fue
de
6,5%
en
biocombustibles,
10,4%
en
bagazo
y
20,6%
en
la
utilización
de
leña,
con
base
en
las
estimaciones
preliminares
de
inventarios
y
potenciales
de
los
recursos
energéticos
renovables
y
su
participación
en
el
mix
nacional.
Para
el
2015
se
propone
como
meta
global,
un
incremento
del
5%
en
la
participación
de
las
FER
en
la
canasta
energética
total.
Este
incremento
se
compone
de
4%
en
el
uso
de
la
biomasa
y
biocombustibles
(para
aplicaciones
térmicas
y
transporte),
y
el
1%
restante
en
energía
eléctrica
(Prias,
Omar
Fredy,
2010).
La
participación
del
1%
en
energía
eléctrica,
corresponde
con
una
meta
del
3.5%
de
participación
en
el
SIN,
compuesta
por
el
1.5%
de
capacidad
actual
instalada
por
generación
eléctrica
con
residuos
de
biomasa,
plantas
hidroeléctricas
menores
de
10
MW
y
el
parque
eólico
de
Jepirachi
interconectados
al
SIN,
mas
el
2%
adicional,
de
acuerdo
con
escenarios
basados
en
los
resultados
de
estudios
de
empresas
del
sector
y
universidades(Cadena,
2009)4y
criterios
adicionales
relacionados
con
la
seguridad
energética,
competitividad
del
país
en
los
mercados
internacionales
por
la
variable
ambiental
y
curva
de
aprendizaje
de
las
tecnologías.
3
La
potencia
nominal
del
parque
es
de
19.5
pero
con
frecuencia
en
las
cifras
oficiales
aparece
declarado
como
de
18
MW.
4
El
estudio
soporte
del
Plan
de
Acción
señala
que
las
metas
resultan
del
estudio
de
Cadena,
A.
22
Colombia‐
Productos
I
y
II
Al
2020
se
espera
una
participación
de
la
capacidad
instalada
de
6,5%
del
total,
de
acuerdo
con
tendencia
en
la
disminución
de
costos
de
las
tecnologías,
las
estrategias
y
los
estudios
y
planes
de
los
actores
del
sector
energético,
específicamente
de
los
generadores
de
energía
eléctrica.
La
siguiente
tabla
muestra
las
metas
de
participación
de
tecnologías
de
FNCE
en
la
generación
de
energía
eléctrica
en
el
SIN
del
país
al
2015
y
2020.(Prias,
Omar
Fredy,
2010).
Tabla
2.
Metas
de
participación
de
las
FER
en
el
SIN
y
en
las
ZNI
Participación
de
las
FNCE
en
el
SIN5
Año
2015
3.5%
Año
2020
6.5%
Participación
de
las
FNCE
en
las
ZNI
Año
2015
20%
(*)
Año
2020
30%
(*)
El
20%
está
compuesto
por
8%
de
la
capacidad
actual
más
12%
provenientes
de
energía
eólica,
biomasa,
PCH´s
y
energía
solar.
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(Prias,
Omar
Fredy,
2010)
Como
podemos
observar
en
la
Tabla
2‐2,
a
pesar
de
contar
con
metas
específicas,
en
el
PROURE
no
hay
trazada
una
estrategia
para
alcanzar
estos
niveles
de
participación
de
las
FER.
2.3.10
ZONAS
NO
INTERCONECTADAS
Colombia
dispone
de
una
extensa
región
(66%
del
área
del
país)
fuera
del
alcance
del
SIN
(Sistema
Nacional
Interconectado),
denominada
Zonas
No
Interconectadas
(ZNI).
Aproximadamente
2.3
millones
de
personas
carecen
de
electricidad
de
red.
El
Sistema
Nacional
Interconectado
(SIN)
sirve
a
aproximadamente
el
87%
de
la
población.
Existe
cobertura
de
electricidad
de
93%
en
áreas
urbanas
y
55
%
en
zonas
rurales.
En
las
ZNI,
la
capacidad
instalada
para
generación
eléctrica
es
de
118
MW,
de
los
cuales
el
108,5
MW
instalados
corresponden
a
la
generación
con
plantas
Diesel,
y
el
restante
9.5
MW
corresponde
a
generación
con
PCH’s
y
sistemas
fotovoltaicos.
La
5
El
estudio
soporte
del
Plan
de
Acción
señala
que
las
metas
resultan
del
siguiente
estudio:
Cadena,
A.,
(2009).Diagnóstico,
perspectivas
y
lineamientos
para
definir
estrategias
posibles
ante
el
Cambio
Climático.
Emgesa,
Codensa,
Universidad
de
los
Andes.
Bogotá.
23
Colombia‐
Productos
I
y
II
meta
propuesta
al
2015
en
las
ZNI,
es
del
20%
compuesta
por
el
8%
de
capacidad
instalada
actualmente
más
el
12%
por
desarrollos
con
energía
eólica,
biomasa,
PCH´s
y
energía
solar.
A
2020
la
meta
de
participación
de
las
FNCE
en
las
ZNI
será
del
30%(Prias,
Omar
Fredy,
2010).
Figura
12.
Zonas
No
Interconectadas
de
Colombia
Fuente:
IPSE
(2009)
El
Instituto
para
la
Planeación
y
Promoción
de
las
Soluciones
Energéticas
de
las
ZNI
(IPSE),
se
encuentra
adelantando
una
serie
importante
de
proyectos
de
suministro
de
energía
eléctrica
y
biocombustibles,
así
como
proyectos
de
eficiencia
energética
(arquitectura
bioclimática).
(Ver
Sección
3.7)
2.4
MARCO
LEGAL
E
INSTITUCIONAL
DE
LAS
ENERGÍAS
RENOVABLES
EN
EL
PAÍS
Desde
el
año
1995,
Colombia
tiene
un
mercado
liberalizado
para
la
energía
eléctrica.
El
sector
de
energía
eléctrica
está
dividido
en
generación,
trasmisión,
distribución
y
comercialización.
La
estructura
del
mercado
de
energía
eléctrica
se
fundamenta
en
las
Leyes
142
(Ley
de
Servicios
Públicos)
y
Ley
143
(Ley
de
Electricidad)
de
1994,
las
cuales
establecen
al
ente
regulador
CREG
los
siguientes
principios:
promover
y
regular
la
competencia
para
desarrollar
un
mercado
competitivo
de
energía
eléctrica,
crear
un
mercado
eficiente
para
la
generación,
transmisión
y
distribución
con
la
participación
de
los
24
Colombia‐
Productos
I
y
II
sectores
público
y
privado,
y
establecer
criterios
de
eficiencia
económica,
normas
de
calidad
y
precios
de
energía.
La
Ley
142
establece
los
principios
directrices
de
la
CREG,
que
deben
garantizar
la
calidad
y
confiabilidad
del
servicio
público
de
energía
eléctrica
y
la
eficiencia
económica.
La
Ley
143
define
la
estructura
y
la
reglamentación
del
mercado
mayorista
de
energía
eléctrica.
A
continuación
se
describirán
las
leyes
más
pertinentes
en
cuanto
a
iniciativas
de
energía
renovable
en
país,
y
las
instituciones
existentes
para
apoyar
el
desarrollo
de
las
mismas.
2.4.1
MARCO
LEGAL
Y
REGULATORIO
DE
LAS
ENERGÍAS
RENOVABLES
Existe
un
vacío
en
el
marco
Legal
y
Regulatorio
para
las
Energías
Renovables
en
Colombia
y
requiere
de
un
mayor
desarrollo
que
deberá
responder
a
las
políticas
energéticas
de
este
subsector(ESMAP,
2007).
Ley
143
de
1994
El
punto
de
partida
del
marco
legal
para
las
energías
renovables
en
Colombia
está
en
la
Ley
143
de
1994.
La
ley
se
relaciona
con
el
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía,
donde
el
país
establece
el
ahorro
de
energía,
así
como
su
conservación
y
uso
eficiente,
como
uno
de
los
objetivos
prioritarios
en
el
desarrollo
de
las
actividades
del
sector
eléctrico.
Ley
164
de
1994
Mediante
la
Ley
164
de
1994,
el
Congreso
de
la
República
de
Colombia
aprobó
la
Convención
Marco
de
las
Naciones
Unidas
sobre
el
Cambio
Climático
(CMNUCC)
de
1992
y
por
lo
tanto,
de
conformidad
con
el
artículo
1o.
de
la
Ley
7
de
1944,
dicha
Convención
obliga
al
país
a
partir
de
la
fecha,
en
que
perfeccione
el
vínculo
internacional
respecto
de
la
misma.
La
CMNUCC
establece
la
importancia
de
desarrollar
una
política
de
alcance
global
para
enfrentar
los
retos
relacionados
a
las
emisiones
de
Gases
de
Efecto
Invernadero
(GEI).
Establece
claramente
las
obligaciones
comunes
para
todos
los
países,
pero
a
su
vez
las
diferencia.
En
particular
para
países
como
Colombia
(país
no
desarrollado
del
grupo
de
países
del
No
Anexo
1),
no
se
exige
ningún
compromiso
de
reducción
de
emisiones,
aunque
este
puede
adoptar
voluntariamente
reducción
de
las
mismas.
Hasta
ahora
Colombia
no
ha
asumido
compromisos
obligatorios
en
el
marco
de
la
Convención
Marco.
Colombia
suscribió
el
Convenio
el
13
de
Junio
de
1992,
lo
ratificó
el
22
de
Marzo
de
1995
y
entró
en
vigor
el
20
de
Junio
de
1995
(UNFCC,
2000).
Ley
629
de
2000
Mediante
esta
Ley
se
aprobó
el
"Protocolo
de
Kioto
de
la
Convención
Marco
de
las
Naciones
Unidas
sobre
el
Cambio
Climático",
protocolo
hecho
en
Kioto,
Japón,
el
11
de
diciembre
de
1997.
25
Colombia‐
Productos
I
y
II
El
protocolo
de
Kioto
fue
aceptado
el
30
de
Noviembre
del
2001
y
entró
en
vigor
el
16
de
Febrero
de
2005
(UNFCC,
2009).
Ley
697
de
2001
La
Ley
697
de
octubre
de
2001
es
la
pieza
fundamental
del
marco
legal
y
regulatorio
de
la
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía
(URE),
cobijando
a
las
energías
alternativas.
Mediante
esta
Ley
se
fomenta
el
uso
racional
y
eficiente
de
la
energía,
se
promueve
la
utilización
de
energías
alternativas
y
se
dictan
otras
disposiciones.
El
objetivo
fundamental
de
la
ley
antes
mencionada
y
de
su
Decreto
Reglamentario
3683
de
2003,
es
promover
el
uso
racional
y
eficiente
de
la
energía
y
demás
formas
de
energía
no
convencionales,
de
tal
manera
que
se
tenga
la
mayor
eficiencia
energética
para
asegurar
el
abastecimiento
energético
pleno
y
oportuno,
la
competitividad
de
la
economía
colombiana,
la
protección
al
consumidor
y
la
promoción
de
fuentes
de
energía
no
convencionales,
de
manera
sostenible
con
el
medio
ambiente
y
los
recursos
naturales.
El
artículo
4°
de
la
Ley,
decreta
que
el
Ministerio
de
Minas
y
Energía
será
la
entidad
responsable
de
promover,
organizar,
y
asegurar
el
desarrollo
y
el
seguimiento
de
los
programas
de
uso
racional
y
eficiente
de
la
energía
de
acuerdo
a
lo
dispuesto
por
dicha
Ley.
En
el
artículo
5°
se
decretó
la
creación
del
Programa
de
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía
y
demás
formas
de
energía
no
convencionales
(PROURE),
que
diseñará
el
Ministerio
de
Minas
y
Energía.
El
objeto
del
PROURE
es
aplicar
gradualmente
programas
para
que
toda
la
cadena
energética,
cumpla
permanentemente
con
los
niveles
mínimos
de
eficiencia
energética,
sin
perjuicio
de
lo
dispuesto
en
la
normatividad
vigente
sobre
medio
ambiente
y
los
recursos
naturales
renovables.
La
Tabla
3
relaciona
los
decretos
reglamentarios
de
la
Ley
697.
Tabla
3.
Decretos
reglamentarios
de
la
Ley
697
de
2001
1135
de
2009
Modifica
el
Decreto
2629
de
2007,
en
relación
con
el
uso
de
alcoholes
carburantes
en
el
país
y
con
las
medidas
aplicables
a
los
vehículos
automotores
que
utilicen
gasolinas
para
su
funcionamiento.
3450
de
2008
Por
el
cual
se
dictan
medidas
tendientes
al
uso
racional
y
eficiente
de
la
energía
eléctrica
–
bombillos
ahorradores
2688
de
2008
Modifica
el
Decreto
Reglamentario
3683
de
2003
en
conformación
de
la
CIURE
2629
de
2007
Se
dictan
disposiciones
para
promover
el
uso
de
biocombustibles
y
26
Colombia‐
Productos
I
y
II
medidas
aplicables
a
los
vehículos
y
demás
artefactos
a
motor
que
utilicen
combustibles
para
su
funcionamiento.
2501
de
2007
Se
dictan
disposiciones
para
promover
prácticas
con
fines
de
uso
racional
y
eficiente
de
energía
eléctrica
–
faculta
al
MME
y
de
Comercio
para
expedir
el
reglamento
técnico
de
diferentes
equipos
y
elementos
de
energía
(ej.
transformadores,
calentadores
de
agua,
iluminación,
etc.),
obligación
para
vivienda
de
interés
social
en
cumplir
con
reglamento.
1008
de
2006
Adiciona
el
Decreto
802
de
2004
–
ordena
a
la
CREG
introducir
incentivos
tarifarios
en
distribución
de
gas
natural
para
el
GNVC.
139
de
2005
Modifica
los
parágrafos
2°
y
3°
del
artículo
23
del
decreto
3683
de
2003.
802
de
2004
Establece
disposiciones
para
incentivar
el
GNVC.
3683
de
2003
Reglamenta
la
Ley
697
de
2001
y
crea
la
Comisión
Intersectorial
CIURE.
GNVC:
Gas
Natural
Vehicular;
MME:
Ministerio
de
Minas
y
Energía.
Como
puede
observarse
en
la
tabla
anterior,
las
disposiciones
reglamentarias
han
tocado
principalmente
la
eficiencia
energética
y
los
biocombustibles,
sin
embargo
hay
poco
énfasis
hasta
la
fecha
en
las
fuentes
de
energía
renovable.
Ley
788
de
2002
El
Decreto
3683
se
limita
a
señalar
que
el
MME,
la
CREG
y
la
UPME,
en
coordinación
con
las
entidades
públicas
pertinentes,
deben
identificar
e
implementar
los
modelos
y
fuentes
de
financiación
para
la
gestión
y
ejecución
del
PROURE.
Dentro
los
mecanismos
financieros
actualmente
vigentes
se
tiene
la
Ley
788
de
2002.
Esta
Ley
exime
durante
quince
años
del
impuesto
a
la
renta
las
ventas
de
energía
eléctrica
generada
a
partir
de
biomasa,
viento
y
residuos
agrícolas,
si
se
obtienen
los
certificados
de
reducción
de
emisiones
de
carbono
previstos
en
el
Protocolo
de
Kioto.
Para
gozar
de
la
exención
del
impuesto,
el
50%
de
los
ingresos
provenientes
de
la
certificación,
se
tienen
que
destinar
a
programas
de
beneficio
social.
También
se
exime
del
Impuesto
al
Valor
Agregado
(IVA)
la
importación
de
maquinaria
y
equipos
destinados
al
desarrollo
de
proyectos
o
actividades
que
sean
exportadores
de
certificados
de
reducción
de
emisiones
de
carbono
y
que
contribuyan
a
reducir
la
emisión
de
los
GEI
y,
por
lo
tanto,
al
desarrollo
sostenible.
27
Colombia‐
Productos
I
y
II
Estos
incentivos
constituyen
un
elemento
claro
de
política
para
promover
FNCE
que
resulten
competitivas
en
el
mercado
eléctrico,
aplicando
el
Mecanismo
de
Desarrollo
Limpio
(MDL).
Algunos
de
los
proyectos
de
PCH´s
y
generación
eólica
han
hecho
uso
de
estos
incentivos.
Decreto
3683
de
2003
El
Decreto
3683
de
diciembre
de
2003
reglamenta
la
Ley
697/2001
y
crea
la
Comisión
Intersectorial
para
el
Uso
Racional
y
Eficiente
de
la
Energía
y
Fuentes
No
Convencionales
de
Energía
(CIURE).
Decreto
139
de
2005
En
enero
de
2005,
mediante
el
Decreto
139,
se
modificó
parcialmente
el
Decreto
3683/03
y
en
junio
de
2006,
mediante
la
Resolución
18
0609
se
definieron
los
Subprogramas
que
hacían
parte
del
PROURE
y
se
adoptaron
otras
disposiciones.
A
partir
de
esta
última
Resolución,
el
PROURE
quedó
conformado
por
nuevos
Subprogramas:
1. Cultura,
investigación
y
promoción
del
URE
y
análisis
prospectivo
de
nuevas
tecnologías
de
transformación
energética
relacionadas
con
el
mismo;
2. Fomento
y
desarrollo
de
proyectos
con
fuentes
energéticas
no
convencionales
y
de
eficiencia
energética,
incluidos
los
proyectos
de
energías
limpias
o
renovables
con
prioridad
en
las
zonas
no
interconectadas;
3. Edificaciones
arquitectónicas
y
equipamiento
asociado
para
el
URE;
4. Control
de
pérdidas
de
energía;
5. Cambio
Climático
e
iniciativas
de
mercado
de
metano
y
secuestro
y
captura
de
carbono;
6. Estímulos
e
incentivos
a
tecnologías,
productos
y
proyectos
URE
o
al
uso
total
o
parcial
de
energías
no
convencionales;
7. Proyectos
o
actividades
de
producción
más
limpia
y
de
ahorro
y
de
eficiencia
energética,
que
requieran
equipos,
elementos
y
maquinaria
destinados
a
la
reducción
en
el
consumo
de
energía
y/o
eficiencia
energética;
8. Fomento
del
URE
en
los
sectores
oficial,
comercial,
transporte,
residencial
(incluido
vivienda
de
interés
social),
industrial
(Medianas
y
Pequeñas
Empresas
y
Empresas
de
Servicios
Energéticos
(ESCOs);
9. Sustitución
de
combustibles
tradicionales
por
otros
combustibles
potencialmente
más
limpios
y
específicamente
el
fomento
y
utilización
de
los
biocombustibles;
10. Actualización
y/o
reconversión
tecnológica
de
equipos
industriales
en
función
del
URE.
28
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.4.2
PLAN
DE
ACCIÓN
PROURE
2010
El
Plan
de
Acción
2010‐2015
del
PROURE,
incluye
un
subprograma
que
busca
promover
los
usos
y
la
participación
de
las
fuentes
no
convencionales
de
energía
en
la
canasta
energética
nacional.
Los
criterios
que
se
especifican
incluyen
diversificación,
complementariedad
y
seguridad;
en
consonancia
con
la
disponibilidad
y
factibilidad
de
explotación
de
los
recursos
y
la
utilización
de
tecnológicas
de
transformación
más
apropiadas
a
las
condiciones
económicas,
sociales,
productivas
y
ambiéntales
del
país.
(Prias,
Omar
Fredy,
2010)
Como
etapas
fundamentales
para
este
objetivo
se
han
considerado:
‐
‐
Inventarios
y
caracterización
de
los
recursos
renovables.
Esto
es
fundamental
para
definir
los
potenciales
energéticos
viables
y
factibles,
y
las
directrices
de
política
energética
para
impulsar
su
desarrollo
en
los
mercados
energéticos
y
los
esquemas
regulatorios
del
mercado
de
energía
eléctrica
en
el
país.
Proveer
información
a
los
actores
del
mercado
para
que
puedan
diseñar
sus
planes
de
negocios
e
inversiones
para
el
desarrollo
de
proyectos.
En
este
sentido
PROEXPORT
y
el
Ministerio
de
comercio
tienen
una
gran
oportunidad
en
la
promoción,
difusión
de
proyectos
y
en
la
inteligencia
de
mercados
en
un
contexto
global.
Para
la
conformación
e
implementación
de
estrategias,
hay
varias
instituciones
que
pueden
activamente
participar
con
información,
conocimiento,
y
prospectiva
tecnológica.
En
esta
última
actividad
juegan
un
papel
primordial
las
universidades.
Dentro
de
este
subprograma,
se
ha
esbozado
un
Plan
de
Promoción
del
uso
de
Fuentes
No
Convencionales
de
Energía.
La
mayor
parte
del
plan
contempla
la
evaluación
de
recursos
(solar,
eólico,
geotérmico,
hídrico
(PCH’s),
biomasa,
energía
de
los
mares,
etc),
en
base
a
formación
avanzada
en
universidades
y
proyectos
demostrativos.
La
participación
de
las
FNCE
es
importante
en
el
país.
En
el
consumo
final
de
energía
durante
2008,
la
contribución
de
los
energéticos
renovables
fue
de
6,5%
en
biocombustibles,
10,4%
en
bagazo
y
20,6%
en
la
utilización
de
leña,
con
base
en
las
estimaciones
preliminares
de
inventarios
y
potenciales
de
los
recursos
energéticos
renovables
y
su
participación
en
el
mix
nacional.
Para
el
2015
se
propone
como
meta
global,
un
incremento
en
la
participación
de
las
FNCE
en
la
canasta
energética
total
del
5%
de
los
cuales
4%
en
el
uso
de
la
biomasa
y
biocombustibles
para
aplicaciones
térmicas
y
transporte
y
el
1%
restante
en
energía
eléctrica
(Prias,
Omar
Fredy,
2010)
.
29
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.4.3
LAS
FUENTES
DE
ENERGÍA
RENOVABLES
Y
LOS
PLANES
ENERGÉTICOS
NACIONALES
Dentro
de
las
atribuciones
de
la
UPME
existe
la
realización
de
los
Planes
Energéticos
Nacionales
(PEN).
En
el
PEN
2006‐2025
se
mencionan
las
FNCE
como
fuentes
potenciales
para
un
desarrollo
futuro,
sin
embargo
se
considera
que
“los
resultados
concretos
en
lo
que
hace
al
desarrollo
de
proyectos
de
URE
y
a
la
inclusión
de
las
fuentes
no
convencionales
de
la
energía
en
la
matriz
energética,
son
poco
satisfactorios.
En
forma
similar
a
otros
países
en
desarrollo
y
en
el
ámbito
latinoamericano,
la
razón
es
atribuible
a
barreras
de
distinta
índole
como
un
marco
institucional
inadecuado,
poca
continuidad
en
la
implementación
de
políticas
públicas
y
las
políticas
de
precios
y
fiscales,
tanto
para
la
energía
eléctrica
como
para
los
combustibles,
que
impactan
de
distintas
formas
a
la
eficiencia
energética
y
la
penetración
de
fuente”
(pág.
200
en
(UPME,
2007)).
Actualmente
se
encuentra
en
desarrollo
un
proyecto
de
la
UPME
encaminado
a
desarrollar
las
bases
necesarias
para
proponer
un
plan
de
desarrollo
para
las
FNCE,
cuyos
resultados
estarán
a
comienzos
del
año
2011.
2.4.4
MARCO
INSTITUCIONAL
Esta
sección
describe
el
marco
institucional
de
la
energía
eléctrica
en
Colombia,
el
cual
se
encuentra
estrechamente
ligado
a
las
energías
renovables.
En
la
sección
2.5
se
describe
el
marco
legal
y
regulatorio
específicamente
para
los
biocombustibles,
los
cuales
son
mas
avanzados
en
comparación
a
las
restantes
energías
no
convencionales.
La
figura
2‐17
muestra
la
composición
del
mercado
eléctrico
colombiano.
Como
se
puede
ver
en
el
gráfico,
el
mercado
eléctrico
colombiano
cuenta
con
órganos
regulatorios,
de
control
y
planeación,
y
la
organización
del
mercado
identificando
a
sus
órganos
de
operación
y
control
así
como
los
de
consulta
y
asesoría(UPME,
2007).
La
política
sectorial
y
la
administración
de
las
empresas
estatales
del
sector
están
a
cargo
del
Ministerio
de
Minas
y
Energía
(MME),
el
Departamento
Nacional
de
Planeación
(DNP)
y
el
Ministerio
de
Hacienda
y
Crédito
Público
(MHCP).
30
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
13.
Esquema
institucional
del
Mercado
Eléctrico
de
Colombia
Fuente:
(UPME,
2007)
La
Comisión
de
Regulación
de
Energía
y
Gas
(CREG)
es
la
autoridad
regulatoria
del
sector
energético,
electricidad
y
gas.
El
objetivo
básico
de
la
comisión
es
asegurar
una
adecuada
prestación
del
servicio
mediante
el
aprovechamiento
eficiente
de
los
diferentes
recursos
energéticos,
en
beneficio
del
usuario
en
términos
de
calidad,
oportunidad
y
costo
del
servicio.
Para
lograr
este
objetivo,
la
CREG
está
dotada
de
facultades
para
expedir
reglas
orientadas
a
promover,
crear
y
preservar
la
competencia
en
la
generación,
regular
el
uso
de
las
redes
de
transporte,
garantizar
el
libre
acceso
de
los
agentes,
y
la
operación
del
sistema
interconectado
nacional
y
el
funcionamiento
del
mercado
mayorista
de
energía
y
gas
combustible.
Adicionalmente
establece
la
regulación
tarifaria
para
usuarios
regulados
y
a
las
actividades
que
son
monopolio
natural.
La
Superintendencia
de
Servicios
Públicos
Domiciliarios
(SSPD)
tiene
como
funciones
específicas
el
control
y
la
vigilancia
de
la
prestación
de
los
servicios
31
Colombia‐
Productos
I
y
II
públicos
domiciliarios,
con
independencia
de
las
Comisiones
de
Regulación
y
con
la
inmediata
colaboración
de
los
Superintendentes
delegados.
Entre
las
instituciones
de
planeación
se
encuentra
la
Unidad
de
Planeación
Minero
Energética
(UPME)
que
tiene
entre
sus
funciones
elaborar
y
actualizar
el
Plan
de
Expansión
de
Referencia
del
sector
eléctrico.
Las
actualizaciones
se
deben
realizar
de
tal
manera
que
los
planes
para
atender
la
demanda
sean
lo
suficientemente
flexibles
para
adaptarse
a
los
cambios
que
determinen
las
condiciones
técnicas,
económicas,
financieras
y
ambientales
que
se
presenten.
Estas
deben
a
su
vez
cumplir
con
los
requerimientos
de
calidad,
confiabilidad
y
seguridad
determinados
por
el
Ministerio
de
Minas
y
Energía.
Adicionalmente
la
UPME
debe
asegurar
que
los
proyectos
propuestos
sean
técnica,
ambiental
y
económicamente
viables
y
que
la
demanda
sea
satisfecha
atendiendo
a
criterios
de
uso
eficiente
de
los
recursos
energéticos.
Finalmente,
debe
elaborar
las
proyecciones
de
demanda
y
elaborar
y
actualizar
el
Plan
Energético
Nacional,
todo
en
concordancia
con
el
proyecto
del
Plan
Nacional
de
Desarrollo.
También
forman
parte
de
la
estructura
del
Mercado
Eléctrico
Colombiano,
los
siguientes
órganos
consultores
y
asesores:
1. El
Consejo
Nacional
de
Operación
(CNO)
tiene
como
función
principal
acordar
los
aspectos
técnicos
para
garantizar
que
la
operación
integrada
del
sistema
interconectado
nacional
sea
segura,
confiable
y
económica,
y
ser
el
órgano
ejecutor
del
reglamento
de
operación.
2. El
Comité
Asesor
de
Comercialización
(CAC)
tiene
como
función
asistir
a
la
CREG
en
el
seguimiento
y
la
revisión
de
los
aspectos
comerciales
del
mercado
mayorista
de
energía.
3. El
Comité
Asesor
de
Planeamiento
de
la
Transmisión
(CAPT)
tiene
como
fin
asesorar
a
la
UPME
en
la
compatibilización
de
criterios,
estrategias
y
metodologías
para
la
expansión
del
Sistema
de
Transmisión
Nacional
(STN)
Como
órganos
de
Operación
y
Administración,
que
se
encargan
de
la
supervisión
de
la
operación
del
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN),
y
de
la
administración
del
Mercado
de
Energía
Mayorista,
se
tienen
el
CND,
ASIC
y
LAC.
El
Centro
Nacional
de
Despacho
(CND),
es
una
dependencia
de
Interconexión
Eléctrica
S.A.
encargada
de
la
planeación,
supervisión
y
control
de
la
operación
integrada
de
los
recursos
de
generación,
interconexión
y
transmisión
del
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN).
Está
igualmente
encargado
de
preparar
el
despacho
de
generación
y
dar
las
instrucciones
de
coordinación
a
los
distintos
agentes
que
participan
en
la
operación
del
SIN,
con
el
fin
de
tener
una
operación
económica,
segura,
confiable
y
ceñida
al
reglamento
de
operación
y
a
todos
los
acuerdos
del
Consejo
Nacional
de
Operación
(UPME,
2007).
32
Colombia‐
Productos
I
y
II
El
Administrador
del
Sistema
de
Intercambios
Comerciales
(ASIC)
es
la
dependencia
de
Interconexión
Eléctrica
S.A.
encargada
del
registro
de
fronteras
comerciales
y
de
los
contratos
de
energía
a
largo
plazo.
Adicionalmente
es
responsable
de
la
liquidación,
facturación,
cobro
y
pago
del
valor
de
los
actos
o
contratos
de
energía
transados
en
la
Bolsa
por
generadores
y
comercializadores;
del
mantenimiento
de
los
sistemas
de
información
y
programas
de
computación
requeridos;
de
la
gestión
de
cartera
y
del
manejo
de
garantías;
y
del
cumplimiento
de
las
tareas
necesarias
para
el
funcionamiento
adecuado
del
Sistema
de
Intercambios
Comerciales
‐
SIC.
Para
realizar
estas
operaciones
el
ASIC
celebra
un
contrato
de
mandato
con
cada
agente
inscrito
en
el
mercado.
Y
finalmente,
el
Liquidador
y
Administrador
de
Cuentas
(LAC)
del
Sistema
de
Transmisión
Nacional
–
STN,
es
una
dependencia
de
Interconexión
Eléctrica
S.A.
E.S.P
‐
ISA,
que
participa
en
la
administración
del
MEM,
encargada
de
liquidar
y
facturar
los
cargos
de
uso
de
las
redes
del
Sistema
Interconectado
Nacional
que
le
sean
asignadas,
de
determinar
el
ingreso
regulado
a
los
transportadores
y
de
administrar
las
cuentas
que
por
concepto
del
uso
de
las
redes
se
causen
a
los
agentes
del
mercado
mayorista
(UPME,
2007).
En
cuanto
se
refiere
a
la
distribución
de
energía
eléctrica,
actualmente
hay
35
empresas
distribuidoras
en
todo
el
país.
2.4.5
MARCO
LEGAL
Y
REGULATORIO
DE
LOS
BIOCOMBUSTIBLES
EN
COLOMBIA
Los
biocombustibles,
productos
derivados
de
la
biomasa,
han
tenido
un
desarrollo
acelerado
en
Colombia
y
juegan
un
papel
muy
importante
en
el
desarrollo
sostenible
del
país.
Estos
contribuyen
a
la
generación
de
empleo
en
las
zonas
rurales
de
Colombia
y
tiene
numerosos
beneficios
ambientales.
El
desarrollo
del
marco
legal
y
los
estímulos
tributarios
para
los
biocombustibles
en
Colombia,
inició
en
el
año
2001
y
desde
entonces
ha
tenido
el
siguiente
desarrollo:
Ley
693
de
2001
–
sobre
el
uso
de
alcoholes
carburantes
en
Colombia
La
ley
dicta
que
las
gasolinas
que
se
utilicen
en
el
país,
tendrán
que
contener
compuestos
oxigenados
tales
como
alcoholes
carburantes.
2.4.6
ESTIMULOS
TRIBUTARIOS
Ley
939
de
2004
‐
Se
estimula
la
producción
y
comercialización
de
biocombustibles
para
uso
en
Motores
diesel
El
combustible
diesel
que
se
utilice
en
el
país
podrá
contener
biocombustibles
de
origen
vegetal
o
animal
para
uso
en
motores
diesel
en
las
calidades
que
establezcan
el
Ministerio
de
Minas
y
Energía
y
el
Ministerio
de
Ambiente,
Vivienda
y
Desarrollo
Territorial.
Ley
788
de
2002
­
Reforma
Tributaria
33
Colombia‐
Productos
I
y
II
Se
declaró
exento
del
IVA
al
alcohol
carburante
con
destino
a
la
mezcla
con
el
combustible
motor.
Se
exoneró
del
pago
del
impuesto
global
y
de
la
sobretasa
al
porcentaje
de
alcohol
carburante
que
se
mezcle
con
la
gasolina
motor.
Ley
939
de
2004
‐
Se
estimula
la
producción
y
comercialización
de
biocombustibles
para
uso
en
Motores
diesel
El
biocombustible
de
origen
vegetal
o
animal
para
uso
en
motores
diesel
de
producción
Nacional
con
destino
a
la
mezcla
con
ACPM
estará
exento
del
impuesto
a
las
ventas.
El
biocombustible
de
origen
vegetal
o
animal
para
uso
en
motores
diesel
de
producción
nacional
que
se
destine
a
la
mezcla
con
ACPM
estará
exento
del
impuesto
global
al
ACPM.
Artículo
1°.
Considerase
exenta
la
renta
líquida
generada
por
el
aprovechamiento
de
nuevos
cultivos
de
tardío
rendimiento
en
cacao,
caucho,
palma
de
aceite,
cítricos,
y
frutales,
los
cuales
serán
determinados
por
el
Ministerio
de
Agricultura
y
Desarrollo
Rural.
La
vigencia
de
la
exención
se
aplicará
dentro
de
los
diez
(10)
años
siguientes
a
la
promulgación
de
la
presente
ley.
Artículo
2°.
La
exención
descrita
en
el
artículo
anterior
será
para
la
palma
de
aceite,
cacao,
caucho,
cítricos
y
demás
frutales
por
un
término
de
diez
(10)
años
contados
a
partir
del
inicio
de
la
producción.
Decreto
383
de
2007­
Zonas
francas
Se
establecen
estímulos
para
la
implementación
de
zonas
francas
para
proyectos
agroindustriales
en
materia
de
biocombustibles.
Estos
incluyen
una
tasa
de
renta
diferencial
y
beneficios
en
materia
de
exenciones
de
aranceles
en
bienes
de
capital
(para
proyectos
con
potencial
exportador).
Adicionalmente,
se
establece
una
renta
de
15%
(vs.
37.5%)
a
proyectos
cuya
inversión
sea
superior
a
75.000
smmlv6
(US$18
millones)
o
que
generen
500
empleos.
2.4.7
OTROS
ESTÍMULOS
TRIBUTARIOS
A
LOS
BIOCOMBUSTIBLES.
En
la
ultima
reforma
tributaria
se
establecen
estímulos
a
la
inversión.
El
40%
de
la
inversión
se
puede
utilizar
como
un
crédito
tributario
en
el
año
o
años
siguientes.
6
smmlv:
Salario
mínimo
mensuales
vigente
equivale
que
corresponde
en
Septiembre
de
2010
a
aproximadamente
275
US$/mes.
34
Colombia‐
Productos
I
y
II
ICR
(Incentivo
a
la
Capitalización
Rural)
y
AIS
(Agro
Ingreso
Seguro).
Tasas
y
plazos
preferenciales,
además
de
aportes
por
cada
hectárea
sembrada.
La
siguiente
tabla
resume
la
normatividad
sobre
biocombustibles
existente
en
el
país.
35
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
4.
Normatividad
existente
en
Colombia
sobre
biocombustibles.
36
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.5
EMISIONES
DE
GASES
DE
EFECTO
INVERNADERO
Y
MECANISMOS
DE
DESARROLLO
LIMPIO
Colombia
suscribió
el
Convenio
Marco
de
Naciones
Unidas
para
el
Cambio
climático
(CMNUCC)
y
mediante
la
Ley
164
de
1994
esta
fue
aprobada.
Así,
el
país
adquiere
los
compromisos
asignados
a
países
en
desarrollo
en
cuanto
a
contar
con
inventarios
de
emisiones
y
formular
programas
con
medidas
orientadas
a
mitigar
el
Cambio
Climático.
En
desarrollo
de
la
aprobación
de
la
CMNUCC,
la
Ley
629
de
diciembre
de
2000
aprobó
el
Protocolo
de
Kioto,
permitiéndole
así
a
Colombia
hacer
uso
del
Mecanismo
de
Desarrollo
Limpio
(MDL).
2.5.1
EMISIONES
DE
GASES
DE
EFECTO
INVERNADERO
DEL
SECTOR
ENERGÍA
Colombia
reporta
una
emisión
de
4,15
toneladas
de
gases
efecto
invernadero
por
habitante,
comparado
con
el
promedio
latinoamericano
de
alrededor
de
7,5
toneladas
por
habitante,
el
europeo
que
se
estima
en
11
y
el
de
Estados
Unidos
y
Canadá
que
se
estima
en
26
toneladas
GEI
por
habitante.
De
acuerdo
a
la
Segunda
Comunicación
de
Cambio
Climático
del
país,
Colombia
es
uno
de
los
países
con
una
menor
huella
ecológica
en
relación
a
la
emisión
de
GEI.
Cada
uno
de
los
habitantes
genera
4,15
toneladas
de
GEI,
por
debajo
del
promedio
latinoamericano
que
se
encuentra
alrededor
de
8
toneladas
por
habitante.
Mientras
las
emisiones
mundiales
de
GEI
crecieron
un
13.95%
entre
los
años
2000
y
2004,
en
Colombia
solamente
se
incrementaron
en
0.44%
para
el
mismo
periodo.
El
sector
que
causa
mayores
emisiones
de
GEI
es
el
sector
Transporte
con
11,4
%
de
las
emisiones
totales
para
el
año
2000
y
12,4
%
para
el
2004,
debido
al
consumo
de
combustibles
fósiles
(MAVDT,
IDEAM,
PNUD,
2008).
Las
emisiones
nacionales
ascendieron
en
el
año
2004
a
180
Mt
CO2e,
de
las
cuales
66.0
Mt
CO2
e
(36.65%)
correspondieron
al
sector
energía
(este
incluye
la
quema
de
combustibles,
las
emisiones
fugitivas
y
la
quema
de
biomasa).
Para
el
año
2004
se
calculó
un
total
de
55.740
Gg
de
CO2
emitidos
por
quema
de
combustibles
fósiles.
De
estas
emisiones,
el
38,8%
corresponde
a
las
emisiones
generadas
por
el
sector
transporte,
seguidas
por
las
emisiones
generadas
por
el
sector
de
industrias
de
energía
con
una
participación
del
25,5%
y
las
generadas
por
el
sector
de
industrias
manufactureras
con
24,7%.
Las
emisiones
generadas
por
los
sectores
residencial,
agropecuario,
comercial,
y
construcción
tienen
una
participación
del
7,0%,
2,5%,
1,3
y
0,3%
respectivamente.
Las
emisiones
del
2004
disminuyeron
en
2,9%
(1.635
Gg)
respecto
a
las
generadas
en
el
año
2000.
Los
sectores
para
los
cuales
se
presentó
disminución
fueron;
industrias
de
la
energía
(tasa
de
decrecimiento
de
9,9%),
37
Colombia‐
Productos
I
y
II
industrias
manufactureras
(9,0%),
comercial
(40,8%),
agropecuario
(8,0%)
y
otros
(28,3%)
(MAVDT,
IDEAM,
PNUD,
2008).
Los
sectores
de
industrias
de
energía
e
industria
manufacturera,
de
acuerdo
a
su
participación
en
el
total
de
emisiones
(conjuntamente
53,8%
en
el
2000
y
50,2%
en
el
2004),
son
los
que
más
contribuyeron
en
la
disminución
de
las
emisiones
generadas
en
el
año
2004
respecto
a
las
generadas
en
el
2000.
La
disminución
del
sector
energía
se
debió
al
decreciente
consumo
de
gas
natural
gracias
al
comportamiento
hidrológico
que
entre
el
2000
y
el
2004
fue
favorable.
Esto
se
evidencia
en
el
aumento
de
la
energía
hidroeléctrica
que
pasó
del
76%
al
82%
de
participación
en
la
generación
eléctrica
total
(Ministerio
de
Minas
y
Energía,
2007).
2.5.2
PROYECTOS
MDL
EN
COLOMBIA
El
número
total
de
proyectos
MDL
en
el
portafolio
nacional
es
de
152
(a
noviembre
2010).
De
estos,
solamente
9
emiten
CERs,
24
están
registrados
ante
Naciones
Unidas
y
61
tienen
aprobación
nacional.
Los
ingresos
por
estos
certificados
alcanzaron
US$91.230.000
desde
enero
2007
a
noviembre
2010,
y
el
potencial
de
ingresos
de
todo
el
portafolio
ascendió
a
US$185.496.915
(a
noviembre
2010).(
Tabla
5)
Tabla
5.
Estado
de
los
Proyectos
MDL
en
Colombia
Total
Proyectos
MDL
portafolio
Nacional
152
Potencial
de
reducción
de
gases
Efecto
Invernadero
19.440.135
(t/año)
Proyectos
con
aprobación
nacional
61
Proyectos
registrados
ante
Naciones
Unidas
24
Proyectos
con
CERs
emitidos
9
Potencial
total
de
ingresos
por
CERs
de
proyectos
del
portafolio
US$185.496.915
al
año
Ingresos
por
venta
de
CERs
en
Colombia
de
2007
a
2010
US$
91.230.000
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(Ministerio
de
Ambiente,
Vivienda
y
Desarrollo
Territorial,
2010)
De
estos
proyectos,
39
corresponden
a
proyectos
del
sector
energía
(25.66%
de
todo
el
portafolio)
y
se
encentran
en
diferentes
etapas
de
desarrollo.
38
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
6.
Estado
actual
de
los
proyectos
MDL
de
Colombia
en
el
sector
energía
Concepto
Número
de
Potencial
anual
de
CERs
Proyectos
reducción
de
Emitidos
emisiones
GEI
Proyectos
MDL
Energía
39
2.256.352
Con
Aprobación
Nacional
15
580.184
Registrados
CMNUCC
6
166.827
Proyectos
con
CERs
5
346.599
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(Ministerio
de
Ambiente,
Vivienda
y
Desarrollo
Territorial,
2010)
La
mayoría
de
los
proyectos
(87%)
corresponde
a
energías
renovables
(Tabla
7).
Tabla
7.
Distribución
de
los
proyectos
MDL
del
sector
energía.
Sector
Número
de
Potencial
anual
de
reducción
de
proyectos
emisiones
tCO2
e/año
Energías
renovables
34
1.511.615
Generación
Eléctrica
1
43.881
Interconexión
Eléctrica
1
606.356
Transmisión
1
94.500
Cambio
de
Ciclo
1
En
estimación
Cierre
de
ciclo
1
En
estimación
Total
39
2.256.352
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(Ministerio
de
Ambiente,
Vivienda
y
Desarrollo
Territorial,
2010)
2.5.3
COEFICIENTE
DE
EMISIONES
PARA
PROYECTOS
DE
GENERACIÓN
CONECTADOS
AL
SIN
El
coeficiente
de
emisiones
para
proyectos
conectados
al
SIN
es
bajo
en
Colombia,
como
corresponde
a
su
alta
generación
con
energía
renovables.
Este
coeficiente
es
de
0,2849
kg
de
CO2
/kWh,
según
resolución
18.0947
de
junio
4
de
2010
del
Ministerio
de
Minas
y
Energía
MME
(MME
a,
2010).
39
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.6
INFORMACIÓN
SOBRE
LAS
INSTALACIONES
MÁS
RELEVANTES
DE
ENERGÍA
RENOVABE
POR
TIPO
DE
TECNOLOGÍA.
Durante
la
década
de
los
80,
en
el
país
se
iniciaron
desarrollos
importantes
en
cuanto
a
fuentes
de
energía
renovable.
Anteriormente
se
habían
empleado
en
el
país
PCHs
para
el
suministro
de
electricidad
en
zonas
apartadas.
Sin
embargo,
con
el
advenimiento
de
las
grandes
centrales
y
de
la
interconexión
eléctrica,
muchas
de
esas
PCH
fueron
quedando
fuera
de
servicio.
En
relación
al
desarrollo
de
las
energías
renovables
a
partir
de
los
ochenta,
la
siguiente
tabla
muestra
los
principales
desarrollos
que
se
han
llevado
a
cabo
en
los
últimos
30
años.
Tabla
8.
Principales
proyectos
de
energías
renovables
en
Colombia
Año/Periodo
Tecnología
/
Aplicación
Institución
Década
80
Energía
solar
para
el
calentamiento
de
agua
Centro
Las
Gaviotas
–
BCH
Década
80
Energía
solar
fotovoltaica
para
Telecom–
Univers.
Nacional
telecomunicaciones
rurales
y
estaciones
satelitales
terrenas
Segunda
mitad
Evaluación
de
Energías
Renovables
en
la
Programa
Especial
de
década
80
Costa
Atlántica,
desarrollo
de
proyectos
Energía
de
la
Costa
piloto.
Atlántica,
CORELCA,
ICA,
GTZ
Segunda
mitad
Proyectos
piloto
(calentadores
solares,
Diversas
instituciones
y
década
80
sistemas
solares
para
electrificación
rural,
empresas
plantas
de
biogás,
cultivos
energéticos,
PCHs.
2004
Entrada
en
Operación
del
Parque
Eólico
de
EE.PP.M.
con
apoyo
del
Jepirachi
programa
TERNA
administrado
por
la
GTZ
2006
Programa
de
Biocombustibles.
Bioetanol
Empresas
privadas
(Alcohol
carburante)
2009
Programa
de
Biocombustibles
‐
Biodiesel
2005‐2010
Proyectos
de
FENR.
El
IPSE
se
encuentra
IPSE
–
Actualmente
en
desarrollando
innovadores
proyectos
de
ER
ejecución
Empresas
privadas
Fuente:
Elaboración
propia
40
Colombia‐
Productos
I
y
II
2.7
CONCLUSIÓN
La
participación
de
fuentes
renovables
de
energía
en
Colombia,
ha
tenido
una
historia
de
creciente
importancia.
A
raíz
de
los
riesgos
de
suministros
de
energía
y
el
cambio
climático,
gobiernos
alrededor
del
mundo
han
puesto
su
atención
a
las
fuentes
renovables
de
energía,
creando
metas
de
reducciones
de
Gases
de
Efecto
Invernadero,
e
incentivos
para
la
generación
de
energía
más
limpia
y
autóctona.
Colombia
con
una
amplia
variedad
de
recursos
energéticos,
cuenta
con
un
importante
potencial
por
desarrollar
especialmente
en
el
ámbito
de
las
energías
renovables.
Al
contar
con
un
Sistema
Interconectado
Nacional
de
electricidad
que
cubre
a
aproximadamente
el
87%
de
la
población
(XM,
2010),
hay
un
inmenso
potencial
por
desarrollar
a
través
de
la
generación
con
fuentes
renovables
de
energía
y
generación
distribuída.
Adicionalmente,
en
lo
que
respecta
al
porcentaje
de
Zonas
No
Interconectadas,
estas
pueden
ser
desarrolladas
haciendo
uso
de
tecnologías
aisladas
de
energía
renovable,
considerando
que
al
momento
la
generación
de
electricidad
en
estas
zonas,
está
basada
en
plantas
a
diesel.
El
elevado
costo
de
este
tipo
de
combustible
y
la
contaminación
atmosférica,
son
razones
de
peso
para
explorar
alternativas
utilizando
tecnologías
que
permitan
un
desarrollo
energético
sostenible.
Según
se
expone
anteriormente,
en
el
Plan
Energético
Nacional
2006‐2025
se
mencionan
las
fuentes
no
convencionales
de
energía
como
fuentes
potenciales
para
un
óptimo
desarrollo
en
el
futuro.
Sin
embargo,
existen
todavía
áreas
de
trabajo
para
impulsar
dicho
desarrollo.
El
país
cuenta
con
diversas
barreras,
incluyendo
un
marco
institucional
débil,
poca
continuidad
en
la
implementación
de
políticas
públicas
para
la
energía
eléctrica
y
para
los
biocombustibles,
lo
cual
impacta
de
distintas
formas
en
la
eficiencia
energética
y
en
la
penetración
de
nuevas
tecnologías.
A
pesar
de
los
obstáculos
en
mención,
existe
un
creciente
interés
por
parte
de
entidades
gubernamentales
y
el
público
en
general,
por
lo
que
el
futuro
de
la
energías
renovable
en
Colombia
es
prometedor.
Como
resultado
de
la
información
analizada,
se
puede
deducir
que
durante
la
década
2010‐2020
el
país
incrementará
la
participación
de
la
hidroelectricidad
en
el
sistema
interconectado
nacional,
aumentará
la
generación
eléctrica
con
fuentes
de
energía
renovable
en
las
zonas
no
interconectadas
e
incrementará
la
utilización
de
los
biocombustibles
en
el
transporte.7
7
Mayor
información
sobre
los
tema
de
línea
base
de
las
tecnologías
energéticas,
estado
del
arte
y
mecanismos
financieros
se
pueden
encontrar
en
el
siguiente
informe
elaborado
por
la
UPME:
http://www.upme.gov.co/Sigic/Sigic_001.htm
41
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.
ESTADO
DEL
ARTE
3.1
INTRODUCCIÓN
Esta
sección
tiene
por
objeto
presentar
cuatro
proyectos
de
FER
desarrollados
en
el
país.
Los
proyectos
seleccionados
son:
Utilización
Masiva
de
Calentadores
Solares.
Este
proyecto
fue
realizado
principalmente
durante
la
década
de
los
ochenta.
Su
importancia
recae
principalmente,
en
que
el
proyecto
introdujo
masivamente
los
calentadores
solares
como
alternativa
de
suministro
de
agua
caliente
en
el
sector
residencial,
desplazando
a
la
energía
eléctrica
para
este
uso.
Sin
embargo,
a
principios
de
los
años
noventa,
la
utilización
de
calentadores
solares
fue
afectada
por
la
introducción
masiva
del
gas
natural
en
las
principales
ciudades
del
país.
Parque
Eólico
Jepirachi.
Este
proyecto,
desarrollado
por
las
Empresas
Públicas
de
Medellín,
tiene
una
capacidad
nominal
de
19.5
MW
y
entró
en
operación
en
el
año
2004.
Es
considerado
un
proyecto
experimental.
Programa
de
Biocombustibles
de
Colombia.
Es
un
programa
estratégico
del
gobierno
colombiano
y
ha
implementado
exitosamente
la
utilización
de
biocombustibles
(bioetanol
y
biodiesel)
en
el
país
en
el
lustro
2005‐2010.
Proyectos
Piloto
del
IPSE.
Se
trata
de
un
conjunto
de
proyectos
piloto
en
desarrollo
por
parte
del
IPSE
que
están
dirigidos
a
las
ZNI.
Como
criterios
de
selección
para
los
casos
de
estudio,
se
ha
considerado
la
antigüedad
del
primer
proyecto,
el
empleo
de
mano
de
obra
y
el
desarrollo
local
que
se
dio
en
los
calentadores
solares.
En
cuanto
al
segundo
y
al
cuarto,
se
ha
considerado
sobre
todo
la
novedad
de
la
tecnología
y
la
magnitud
no
solamente
del
proyecto
sino
del
desarrollo
que
podría
posibilitarse
con
el
parque
eólico
de
Jepírachi.
El
tercer
caso
es
un
proyecto
de
una
potencialidad
muy
alta
debido
a
los
impactos
ambientales,
el
empleo
generado,
la
reducción
de
emisiones
y
la
liberación
de
combustibles
derivados
del
petróleo
para
otros
fines.
En
todos
los
casos
la
disponibilidad
de
información
fue
un
factor
importante
de
selección,
ya
que
de
esta
manera
se
facilita
el
análisis
de
los
mismos.
Es
importante
anotar
que
durante
la
década
2010‐2020,
el
país
incrementará
la
generación
hidroeléctrica
en
el
SIN,
la
utilización
de
las
FER
en
las
ZNI
y
la
utilización
de
biocombustibles
en
el
transporte.
Por
esta
razón,
los
proyectos
que
utilizan
tecnologías
de
fuentes
renovables,
tendrán
una
creciente
importancia
en
la
coyuntura
del
país.
42
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.2
METODOLOGÍA
Siguiendo
los
lineamientos
metodológicos
del
estudio,
se
tienen
en
cuenta
los
siguientes
aspectos:
Económico
‐
sostenibilidad
económica,
auto‐financiamiento,
incremento
de
los
ingresos
locales,
aplicaciones
productivas,
impacto
a
otras
industrias,
valor
agregado,
entre
otros.
Social
‐
incremento
del
nivel
de
vida
local
y
bienestar,
capacitación/educación,
generación
de
empleo,
impacto
cultural/étnico,
cambio
de
uso
de
suelos,
entre
otros.
Ambiental
‐
emisiones
de
CO2
evitadas,
sustentabilidad
de
ecosistemas,
impacto
biótico
(flora,
fauna),
impacto
abióticos
(agua,
suelo,
aire),
impacto
visual,
impacto
auditivo,
manejo
de
residuos,
deforestación,
entre
otros.
3.3
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN
La
obtención
de
información
sobre
proyectos
de
FER
representa
retos
de
consideración.
Si
bien
el
número
de
proyectos
ejecutados
es
incipiente,
no
se
lleva
de
manera
sistemática
la
información
sobre
los
mismos
y
no
se
han
hecho
evaluaciones
sobre
el
comportamiento
de
los
proyectos
instalados.
Muchos
de
los
proyectos
han
sido
ejecutados
por
empresas
que
consideran
que
la
información
del
proyecto
es
estratégica
y
por
tanto
es
limitada
para
los
usuarios.
En
cuanto
a
aspectos
sociales,
ambientales
y
potencial
de
replicabilidad,
la
información
es
muy
poca
y
en
la
mayoría
de
los
casos,
inexistente.
Por
lo
tanto,
se
considera
de
vital
importancia
desarrollar
indicadores
que
ayuden
a
evaluar
el
impacto
de
los
proyectos,
indicadores
que
deben
ser
lo
menos
complejos
posibles
y
basados
en
información
que
de
alguna
manera
sea
sistemáticamente
recolectada
institucionalmente.
3.4
ESTUDIO
DE
CASO
1.
UTILIZACIÓN
MASIVA
DE
CALENTADORES
SOLARES
3.4.1
DESCRIPCIÓN
Durante
la
década
de
los
ochenta,
el
Banco
Central
Hipotecario8
(BCH)
adelantó
programas
masivos
de
calentadores
solares
en
los
apartamentos
que
construía.
Los
usuarios
adquirían
sus
apartamentos
ya
dotados
con
el
calentador
solar,
por
lo
que
el
costo
inicial
de
estos
equipos
se
encontraba
ya
dentro
del
valor
del
apartamento
y
la
financiación
de
estos
calentadores
era
a
la
misma
tasa
(15%
anual)
y
plazo
de
la
vivienda
(15
años)
(Lugari,
Director
Centro
Las
Gaviotas,
2010)
.
Este
mecanismo
8
Banco
estatal
que
fomentaba
la
construcción
de
vivienda.
43
Colombia‐
Productos
I
y
II
allanó
la
barrera
del
costo
inicial
del
uso
de
la
energía
solar,
vigente
aún
para
muchos
proyectos.
Una
ficha
con
la
información
detallada
del
proyecto
se
da
en
la
sección
0.
3.4.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS
La
Figura
14
muestra
esquemáticamente
un
modelo
de
calentador
solar
del
Centro
Las
Gaviotas.
Se
puede
observar
un
colector
de
placa
plana
y
un
tanque
de
almacenamiento
que
puede
ser
cilíndrico
o
esférico.
Tanto
la
lámina
absorbedora
como
la
tubería
son
de
cobre.
La
lámina
absorbedora
va
dentro
de
una
caja
metálica
que
tiene
una
cubierta
de
vidrio.
El
colector
es
modular
y
tiene
un
área
aproximada
de
2m2
de
superficie
de
captación.
El
tanque
se
encuentra
montado
sobre
un
estante
metálico
(Ver
productos
en
(Fundación
Centro
Experimental
Las
Gaviotas,
2010)).
Figura
14.
Esquema
de
montaje
de
un
calentador
solar
del
Centro
Las
Gaviotas
Fuente:
(Fundación
Centro
Experimental
Las
Gaviotas,
2010)
Para
la
aplicación
masiva
en
los
proyectos
se
empleó
un
colector
de
2m2
de
área
de
captación
y
se
desarrolló
un
tanque
esférico
con
una
capacidad
de
120
lt.
Figura
15.
Calentador
solar
desarrollado
por
el
Centro
Las
Gaviotas
para
aplicación
masiva
Fuente:
H.
Rodríguez
Las
tuberías
de
aguas
presurizadas
descienden
hasta
el
piso
respectivo
del
apartamento
desde
la
cubierta
del
5º
piso
donde
se
ubicaron
los
sistemas.
Los
44
Colombia‐
Productos
I
y
II
sistemas
se
integraron
al
diseño
arquitectónico.
Las
Figuras
16
y
17
muestran
los
sistemas
instalados
en
los
dos
mayores
proyectos
en
Bogotá,
Ciudad
Salitre
(1065
calentadores
solares
instalados
en
1987)
y
Ciudad
Tunal
(4540
calentadores
solares
instalados
entre
1984
y
1986).
Esta
última
urbanización
es
de
interés
social
para
los
ciudadanos
de
más
bajos
ingresos.
Figura
16.
Urbanización
Ciudad
Salitre
(1065
calentadores)
instalados
en
1987
por
el
Centro
Las
Gaviotas
Fuente
H.
Rodríguez
Figura
17.
Urbanización
Ciudad
Tunal
(4540
calentadores)
instalados
en
entre
1984
y
1986
por
el
Centro
Las
Gaviotas
Fuente:
H.
Rodríguez
Este
programa
no
ha
tenido
una
evaluación
ex‐post
a
pesar
de
haberse
realizado
hace
más
de
20
años.
45
Colombia‐
Productos
I
y
II
El
Centro
Las
Gaviotas
ha
instalado
sistemas
solares
de
mayor
capacidad
que
los
sistemas
residenciales
en
diversas
aplicaciones
(incluyendo
hospitales).
A
comienzos
de
los
ochenta,
la
firma
Tecsolar
Ltda.
diseñó
para
la
Empresa
de
Energía
de
Bogotá
calentadores
solares
para
la
cafetería
de
su
sede
en
Bogotá
y
de
los
campamentos
de
la
Central
Hidroeléctrica
del
Guavio.
Solamente
se
construyó
el
sistema
de
la
sede,
y
el
Centro
Las
Gaviotas
fue
el
contratista.
El
sistema
consta
de
140m2
de
área
y
un
tanque
de
12.000lt.
El
sistema
está
funcionando
desde
1982.9
Figura
18.
Calentador
solar
de
la
Empresa
de
Energía
de
Bogotá
(140
m2,
12
m3)
en
operación
desde
1982.
Fuente:
H.
Rodríguez
A
mediados
de
los
noventa
se
introdujo
el
gas
en
el
sector
residencial
y
la
industria
de
calentadores
solares
se
redujo
considerablemente.
Magnitud
de
las
instalaciones
y
estimado
de
reducciones
La
Tabla
6
muestra
el
nombre
de
los
proyectos
ejecutados,
lugar
(ciudad)
en
el
país,
año
de
entrada
en
operación,
número
de
colectores
de
2m2
instalados,
y
la
energía
eléctrica
y
las
emisiones
ahorradas.
9
Este
sistema
está
actualmente
abandonado,
la
Universidad
Libre
hizo
la
gestión
ante
la
EEB
para
repararlo
en
un
hogar
infantil
del
ICBF
sin
respuesta
positiva.
46
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
9.
Magnitud
de
los
proyectos
del
Centro
Las
Gaviotas
e
impactos
energéticos
y
ambientales
Fuente:
Información
de
proyectos
y
áreas
instaladas
por
el
Centro
Las
Gaviotas
(Rodríguez,
Programa
de
fuentes
de
Energía
Nuevas
y
Renovables
‐
Energía
Solar,
1992),
los
demás
cálculos
propios.
47
Colombia‐
Productos
I
y
II
Hasta
el
año
2009
se
instalaron
31.000
colectores
solares,
repartidos
en
proyectos
realizados
entre
1979
y
1994,
y
21.492
colectores
adicionales
en
proyectos
varios.
Puesto
que
el
colector
estándar
es
de
2m2
y
teniendo
en
cuenta
el
valor
de
la
radiación
solar
en
diferentes
ciudades
(Rodríguez
&
González,
Manual
de
Radiación
Solar
en
Colombia,
1992)10,
La
eficiencia
de
los
sistemas
de
calentamiento
de
agua
tipo
termosifón
con
colectores
de
placa
plana
de
40%
(Shitzer,
Kalmanovitz,
Zvirin,
&
Grossman,
1979),
la
energía
térmica
útil
entregada
a
los
usuarios
ha
sido
en
total
de
110973
kWht/año,
en
donde
kWht
significa
kWh
térmico.
La
Tabla
10
muestra
las
eficiencias
de
los
calentadores
solares
(de
solar
a
agua
caliente)
y
eléctricos,
las
pérdidas
de
transmisión
y
distribución
de
energía
eléctrica
en
el
periodo
1985‐2005,
y
el
coeficiente
de
emisiones
de
CO2
del
sector
energía
eléctrica.
El
coeficiente
de
emisiones
se
fundamenta
en
el
cálculo
de
la
línea
base
de
emisiones
para
proyectos
de
pequeña
escala
siguiendo
la
metodología
de
la
Convención
Marco
de
Cambio
Climático
para
el
periodo
1992‐2002
(Academia
de
Ciencias
Exactas,
Físicas
y
Naturales
de
Colombia,
2003).
Tabla
10.
Eficiencias
y
coeficientes
de
emisiones
Fuente:
Elaboración
propia
La
energía
eléctrica
no
generada,
se
calculó
durante
un
horizonte
de
20
años
para
algunos
proyectos
(aunque
aún
hoy
25
años
después,
muchos
calentadores
solares
en
esas
urbanizaciones
siguen
en
operación).
Para
los
demás
proyectos,
se
calculó
un
horizonte
de
10
años
por
haber
sido
desarrollados
hasta
el
año
2009.
Al
emplear
estos
coeficientes,
se
calcula
la
energía
eléctrica
no
generada
en
planta
en
776
GWh
,y
las
emisiones
de
CO2
evitadas11
en
290.585
tCO2.
10
Se
puede
encontrar
más
información
sobre
la
radiación
solar
en:
Atlas
de
Radiación
Solar
de
Colombia,‐
Ministerio
de
Minas
y
Energía,
INEA
e
HMAT
(1993);
y
en
el
Atlas
de
Radiación
Solar
de
Colombia
–
Ministerio
de
Minas
y
Energía,
UMPE,
Idem
(2005).
11
El
censo
de
sistemas
solares
térmicos
establece
un
estimativo
del
ahorro
de
energía
de
los
calentadores
solares
que
puede
servir
de
referencia,
documento
disponible:
48
Colombia‐
Productos
I
y
II
A
continuación
siguen
algunos
aspectos
de
índole
económica,
social,
ambiental
y
de
replicabilidad.
3.4.3
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA
ECONÓMICOS
Uno
de
los
aspectos
más
positivos
de
este
programa
es
que
el
costo
inicial
de
los
sistemas
solares
(más
alto
que
el
de
calentadores
eléctricos
o
a
gas)
se
encontraba
financiado
al
plazo
de
amortización
del
apartamento
por
ser
parte
del
equipamiento
inicial
del
sistema.
La
utilización
del
calentador
solar
vs
un
calentador
eléctrico
(sistema
que
se
empleaba
en
los
ochenta)
tenía
dos
impactos
económicos:
reducción
de
la
potencia
instalada
en
el
apartamento
y
reducción
en
el
consumo
de
electricidad
La
potencia
instalada
en
el
hogar
se
redujo
en
2kW,
lo
cual
redujo
los
costos
de
la
acometida
pagada
a
la
empresa
distribuidora
de
energía
y
disminuía
el
costo
de
los
apartamentos
(Lugari,
Director
Centro
Las
Gaviotas,
2010).
En
cuanto
se
refiere
a
la
energía,
la
energía
eléctrica
ahorrada
desplazada
es
de
1894
kWh/año
para
sistemas
domésticos
de
2m2
de
colector
(Lugari,
Director
Centro
Las
Gaviotas,
2010).
Por
tanto,
el
calentador
solar
no
aumentaba
los
ingresos
de
los
usuarios
pero
si
disminuía
los
egresos
por
servicios,
que
tiene
prácticamente
el
mismo
efecto.
En
cuanto
a
la
generación
de
empleo
local,
la
fabricación
de
un
sistema
(colector
de
2m2
mas
un
tanque
de
120
litros
aislado
en
poliuretano
y
forrado
en
lámina
de
aluminio)
y
su
instalación
conllevan
4.5
días‐hombre.
Si
se
considera
la
producción
anual
actual
de
4000m2
para
sistemas
como
los
descritos
anteriormente,
la
cantidad
de
empleo
generada
es
de
36
puestos
de
trabajo12(Lugari,
Director
Centro
Las
Gaviotas,
2010).
Para
la
manufactura
de
los
calentadores
se
siguen
empleando
materiales
nacionales,
exceptuando
las
láminas
y
la
tubería
de
cobre,
que
eran
y
siguen
siendo
importadas
para
los
sistemas
que
se
fabrican
hoy
en
día.
SOCIALES
Los
principales
beneficios
sociales
de
la
utilización
de
calentadores
solares
han
sido
la
generación
de
empleo
(mayormente
cuando
se
fabrican
en
el
país),
y
el
incremento
http://www.si3ea.gov.co/si3ea/documentos/documentacion/energias_alternativas/potencialidades/Censo_sistemas_solares_te
rmicos.pdf
12
4000
m2
corresponden
a
2000
sistemas
de
2
m2.
Considerando
año
laboral
de
50
semanas
y
5
días
hábiles
de
trabajo,
entonces
2000
sistemas*4.5
dias‐hombre/sistema*50
semanas/año*5
días/semana=
36
puestos
de
trabajo.
49
Colombia‐
Productos
I
y
II
del
nivel
de
vida
de
los
habitantes
debido
al
mejoramiento
de
las
condiciones
higiénicas
de
los
usuarios,
al
emplear
agua
caliente
para
las
duchas.
AMBIENTALES
La
utilización
de
los
calentadores
solares
tiene
los
siguientes
impactos:
Tras
la
introducción
de
los
calentadores
solares,
se
desplazaron
los
calentadores
eléctricos.
La
energía
eléctrica
desplazada
por
este
programa
es
de
752
GWh
y
las
emisiones
de
CO2
evitadas
desde
su
entrada
en
operación
son
de
281.776
tCO2
(Ver
Tabla
9).
Disminución
de
la
demanda
de
potencia
y
energía
eléctrica.
La
potencia
eléctrica
instalada
en
los
apartamentos
se
redujo
en
2
kW
por
apartamento
y
la
demanda
de
energía
eléctrica
en
1894
kWh/año.
Impacto
visual.
Los
calentadores
solares
cambiaron
la
apariencia
de
las
cubiertas
pero
este
impacto
se
considera
neutro.
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN
El
proyecto,
replicable
en
Colombia
y
la
región,
no
fue
continuado
en
la
década
de
los
noventa.
Hacia
el
año
1995,
se
introdujo
masivamente
el
gas,
desplazando
los
calentadores
a
gas
a
los
calentadores
solares.
Este
proyecto
fue
en
su
momento
enteramente
replicable
en
cualquiera
de
los
países
porque
es
una
tecnología
simple,
de
fácil
acceso
a
los
técnicos
e
intensiva
en
mano
de
obra.
3.4.4
OTROS
DESARROLLOS
Si
bien
el
Centro
Las
Gaviotas
ha
desarrollado
los
proyectos
más
imponentes,
otras
empresas
instalaron
numerosos
sistemas
solares
en
el
Occidente
del
país
en
ciudades
como
Cali,
Manizales
y
Medellín,
principalmente.
La
siguiente
figura
ilustra
un
sistema
de
calentamiento
solar
construido
por
ES
Energía
Solar
de
Medellín
(esta
firma
continua
fabricando
calentadores
solares)
y
actualmente
aún
están
en
operación
con
cerca
de
20
años
de
uso.
50
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
19.
Campo
de
colectores
solares
(240
m2
de
colectores,
tanque
de
20
m3
–no
visible)
del
Hospital
Pablo
Tobón
Uribe
(Medellín)
Fuente:
H.
Rodríguez
3.4.5
LECCIONES
APRENDIDAS
Y
ENTREVISTA
Como
resultado
y
tras
discutir
los
logros
del
proyecto
con
el
Sr.
Lugari
(Lugari,
Director
Centro
Las
Gaviotas,
2010),
se
puede
obtener
las
siguientes
conclusiones
y
lecciones
aprendidas:
Los
proyectos
con
el
BCH
lograron
eliminar
la
barrera
clásica
de
los
altos
costos
iniciales,
debido
a
que
los
costos
del
sistema
fueron
incluidos
en
el
costo
de
la
vivienda.
Los
calentadores
solares
se
vendieron
a
un
precio
de
US$800.
Si
la
demanda
fuera
mayor,
estos
podrían
fabricarse
a
un
precio
más
bajo.
Hasta
el
2010,
en
Cali,
la
empresa
IGT
–
INGENIERIA
ha
logrado
reducir
los
costos
en
un
25%
en
un
sistema
pequeño,
con
calidades
de
eficiencia
y
duración
de
la
Comunidad
Europea.
Los
calentadores
solares
domésticos
deberían
ser
de
carácter
obligatorio
en
las
nuevas
construcciones
en
ciertas
regiones.
Las
energías
renovales
no
convencionales,
no
reciben
el
apoyo
ni
los
subsidios
que
gozan
las
energías
convencionales.
La
intervención
del
gobierno
es
fundamental
para
su
desarrollo.
Las
empresas
de
energía
deberían
financiar
los
proyectos
de
energía
renovable.
A
fin
de
reducir
los
costos
de
los
equipos
empleados
con
fines
de
producir
energía
renovable,
las
materias
primas
para
la
construcción
de
los
mismos
no
deberían
tener
aranceles.
Es
muy
importante
tener
en
cuenta
que
la
implementación
de
cambios
generalmente
cuenta
con
una
resistencia
de
la
sociedad.
51
Colombia‐
Productos
I
y
II
Los
programas
masivos
ayudan
a
demostrar
la
tecnología
y
a
abaratar
los
costos
de
fabricación.
CONTACTO
Paolo
Lugari13
Centro
Las
Gaviotas
Dirección:
Paseo
Bolívar
(Av.
Circunvalar)
No
20‐90
Bogotá‐Colombia
Tels:
(00571)
2862876
‐
2867466
‐3419967
Fax:
2811803
–
3363632
A.A
18261
centrolasgaviotas@hotmail.com
http://www.centrolasgaviotas.org/index.html
3.5
ESTUDIO
DE
CASO
2.
PARQUE
EÓLICO
JEPIRACHI
3.5.1
DESCRIPCIÓN
El
Parque
Eólico
Jepírachi
se
encuentra
ubicado
sobre
la
costa
Caribe
en
el
nor‐
oriente
de
Colombia,
Departamento
de
La
Guajira
(Figura
20).
Durante
la
década
de
los
ochenta,
el
Programa
Especial
de
Energía
de
la
Costa
Atlántica
(PESENCA),
desarrolló
actividades
para
la
evaluación
del
potencial
de
energías
renovables
en
la
Costa
Caribe
de
Colombia.
Como
resultado,
se
hicieron
mediciones
de
velocidad
de
viento
en
Cabo
de
la
Vela,
sitio
ubicado
a
18
km
al
occidente
del
lugar
actual
de
parque
eólico
de
Jepírachi(Rodríguez,
Evaluación
del
Potencial
Eólico
de
la
Costa
Atlántica,
1989).
Se
consideró
que
este
lugar
ofrecía
un
régimen
de
velocidades
de
viento
favorables
para
el
desarrollo
de
un
parque
eólico.
Posteriormente,
en
Julio
de
1999
las
Empresas
Públicas
de
Medellín
(EE.PP.M.)
decidieron
emprender
los
estudios
de
viabilidad
técnicos,
económicos
y
ambientales
de
un
parque
eólico
en
la
Alta
Guajira,
con
el
fin
de
desarrollar
nuevas
tecnologías
de
generación
para
el
país.
El
proyecto
contó
desde
el
año
2000
con
el
apoyo
del
programa
TERNA
del
Gobierno
Alemán
para
el
fomento
de
la
energía
eólica(Loy
&
Gaube,
2002).
Este
programa
de
asistencia,
apoyó
a
las
EE.PP.M.
en
diversas
fases
del
proyecto
(incluyendo
torres
de
medición
de
vientos,
evaluación
de
información,
capacitación,
entre
otros).
A
través
de
las
EE.PP.M.
se
realizaron
los
estudios
de
diversa
índole
que
requirió
el
parque.
13
La
información
empleada
en
esta
sección
ha
sido
obtenida
por
el
consultor
de
diversas
fuentes
y
las
conclusiones
han
sido
discutidas
con
el
contacto
en
entrevista
personal.
52
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
20.
Localización
del
parque
eólico
de
Jepírachi.
Fuente:
(EE.PP.M.,
2004
a)
El
parque
entró
en
operación
durante
el
2004
y
ha
estado
generando
energía
desde
esa
época
(EE.PP.M.,
2004
b).
Las
Figuras
21
y
22
muestran
una
vista
parcial
del
parque
eólico.
Figura
21.
Vista
de
un
grupo
de
generadores
eólicos
del
parque
Jepirachi
Fuente:
(EE.PP.M.,
2004
a)
53
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
22.
Esquema
del
arreglo
de
las
dos
filas
de
generadores
(vista
desde
el
nor­oeste)
Fuente:
(EE.PP.M.,
2004
a)
La
siguiente
tabla
muestra
algunas
características
técnico‐económicas
del
parque
eólico.
El
parque
está
compuesto
por
15
aerogeneradores
Nordex
de
13.5
MW
para
una
potencia
total
nominal
de
19.5
MW.
El
costo
total
de
la
inversión
fue
de
US$
27.8
millones
(EE.PP.M.,
2004
a)
Tabla
11.
Algunas
características
del
parque
eólico
Jepírachi
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(EE.PP.M.,
2004
a)
El
parque
se
encuentra
ubicado
dentro
de
áreas
de
la
comunidad
indígena
Wayúu.
Para
el
desarrollo
del
parque,
fue
necesario
(según
conceptuó
la
Dirección
General
de
Asuntos
Indígenas
del
Ministerio
del
Interior
en
1999),
la
necesidad
de
realizar
un
proceso
de
Consulta
Previa.
Esta
se
llevó
a
cabo
durante
el
desarrollo
de
los
estudios
del
potencial
eólico
en
la
Alta
Guajira.
El
objetivo
de
la
consulta
previa
era
analizar
el
impacto
económico,
ambiental,
social
y
cultural
que
podría
ocasionar
a
las
comunidades
indígenas
Wayúu,
el
desarrollo
de
un
parque
eólico
en
territorio
54
Colombia‐
Productos
I
y
II
indígena.
Este
proceso,
que
comenzó
en
Julio
6
de
1999,
duró
3
años
hasta
la
protocolización
(Junio
20
de
2002).
Durante
este
proceso
se
adelantaron
con
la
comunidad
indígena
y
sus
autoridades,
así
como
con
autoridades
del
gobierno
colombiano,
reuniones,
talleres,
estudios
ambientales,
entrevistas
y
un
conversatorio.
Como
resultado
de
todo
este
proceso,
se
obtuvo
información,
se
hizo
una
caracterización
social
de
la
comunidad,
y
se
obtuvo
una
percepción
sobre
los
impactos
del
proyecto,
su
magnitud
y
medidas
de
manejo.
Finalmente
se
concertó
un
Plan
de
Manejo
Ambiental(EE.PP.M.,
2004
a).
El
Plan
de
Manejo
Ambiental
desarrollado
por
EE.PP.M.,
ha
servido
como
un
modelo
para
la
evaluación
ambiental
de
proyectos
eólicos.
Este
introduce
el
concepto
de
evaluación
de
impactos
de
este
tipo
de
proyectos,
y
ha
adoptado
opciones
de
medidas
para
mitigación
de
los
mismos.
El
Plan
incluye
inversiones
adicionales
a
las
derivadas
de
los
beneficios
pagados
por
el
PCF
(Prototipe
Carbon
Fund:
Fondo
Prototipo
del
Carbono
del
Banco
Mundial)(Prototype
Carbon
Fund,
2003).
Los
focos
de
atención
del
Plan
incluyeron
la
desalinización
de
agua,
el
suministro
de
electricidad
para
el
centro
de
salud
y
refrigeración,
y
un
programa
de
construcción
y
capacidad(EE.PP.M.,
2004
b).
Este
proyecto
también
entró
en
negociaciones
con
el
PCF
para
la
venta
de
las
emisiones
reducidas
de
CO2
y
ha
sido
efectivamente
un
proyecto
pionero
en
el
desarrollo
del
mercado
de
estos
certificados.
Ha
sido
también
el
primer
proyecto
del
Mecanismo
de
Desarrollo
Limpio
(MDL)
en
el
país.
El
acuerdo
comercial
con
el
PCF
fue
firmado
en
Diciembre
de
2002,
y
el
primer
pago
por
emisiones
reducidas
fue
recibido
en
Diciembre
de
2004
por
las
emisiones
reducidas
del
periodo
Enero‐Julio
2004.
Dentro
del
este
periodo
el
parque
entró
en
operación,
y
se
evitaron
418t
de
emisiones
de
CO2.
Las
emisiones
reducidas
fueron
estimadas
en
1.600.000
tCO2
y
se
negociaron
con
el
PCF
las
primeras
800.000tCO2,
a
un
precio
de
US$
4
por
tonelada
de
CO2,
de
los
cuales
US$3.50
serían
para
la
EE.PP.M.
y
US$
0.5
para
inversión
social
en
la
comunidad
indígena
Wayúu(EE.PP.M.,
2005).
El
proyecto
además
fue
considerado
por
Colciencias14
como
un
Proyecto
de
Innovación
en
Ciencia
y
Tecnología
(Diciembre
2001).
Este
carácter
le
permitió
al
proyecto
exenciones
de
impuestos,
principalmente
sobre
los
equipos
importados
(aerogeneradores
y
cimentaciones),
por
valor
de
Col
$
29.5000
millones
sobre
los
impuestos
gravables
del
año
2003(EE.PP.M.,
2004
b).
El
proyecto
también
ha
implicado
modificaciones
en
la
normatividad
colombiana
para
permitir
su
despacho
a
la
red,
por
tratarse
de
una
unidad
generadora
con
capacidad
inferior
a
los
20
MW,
y
por
tanto
siempre
despachable.
14
Colciencias
es
el
Departamento
Administrativo
de
Ciencia,
Tecnología
e
Innovación
de
Colombia.
55
Colombia‐
Productos
I
y
II
Una
ficha
con
la
información
del
proyecto
se
puede
encontrar
en
la
sección
de
anexos.
3.5.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS
El
aerogenerador
seleccionado
por
EE.PP.M.
fue
el
Nordex
N60/1300.
Las
principales
características
de
este
aerogenerador
se
dan
en
la
Tabla
1115.
La
curva
de
potencia
de
este
aerogenerador
se
puede
apreciar
en
la
figura
siguiente,
en
donde
se
puede
observar
que
la
potencia
nominal
de
1300
kW
se
alcanza
a
una
velocidad
de
15
m/s.
Figura
23.
Curva
de
potencia
del
aerogenerador
Nordex
N60/1300
Fuente:
(Kulak‐Energia,
1999)
Además
de
la
instalación
de
los
aerogeneradores,
fue
construida
una
subestación
con
una
capacidad
de
transformación
de
25
MVA.
Esta
recibe
la
energía
generada
a
nivel
de
tensión
de
13.8
kV
y
la
transforma
a
110
kV
para
ser
inyectada
a
las
líneas
de
transmisión
y
al
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN).
15
Una
versión
más
completa
de
estas
características
técnicas
se
encuentra
en
http://www.nordex‐
online.com/fileadmin/MEDIA/Produktinfos/EN/Nordex_N60_EN.pdf
56
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
12.
Resumen
de
características
de
los
aerogeneradores
Nordex
N60/1300
kW
Fuente:
(Prototype
Carbon
Fund,
2003)
3.5.3
MAGNITUD
DE
LAS
INSTALACIONES
Y
REDUCCIÓN
DE
EMISIONES
DE
CO2
El
parque
dispone
de
una
capacidad
de
generación
nominal
de
19.500
kW.
La
siguiente
tabla
muestra
la
energía
inyectada
a
la
red
durante
el
primer
año
completo
de
generación
(2005)
y
los
años
siguientes,
incluyendo
2009.
El
factor
de
carga
del
57
Colombia‐
Productos
I
y
II
parque
ha
variado
entre
29%
(2005)
y
36.9%
(2006),
con
un
promedio
sobre
estos
cuatro
años
de
32.3%.
Tabla
13.
Generación
del
parque
eólico
Jepirachi
y
factor
de
carga
Fuente:
Elaboración
a
partir
de
datos
de
(XM,
2010).
3.5.4
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA
ECONÓMICOS
El
proyecto
ha
generado
ingresos
tanto
para
el
desarrollador
(EE.PP.M.),
vía
venta
de
la
energía
generada,
e
ingresos
vía
venta
de
CERs.
La
comunidad
Wayúu
se
ha
beneficiado
económicamente
vía
venta
de
los
CERs,
empleo
local,
principalmente
durante
el
periodo
de
construcción
2004‐2005,
y
otros
colaterales
derivados
de
la
actual
operación
del
parque(EE.PP.M.,
2004
b).
SOCIALES
El
proyecto
fue
supremamente
cuidadoso
con
la
consideración
de
los
impactos
sociales
y
culturales
como
la
alteración
de
la
dinámica
comunitaria
local
por
la
construcción
y
operación
del
parque,
la
afectación
del
patrimonio
arqueológico
de
la
zona
por
las
obras
civiles
que
era
necesario
construir,
la
generación
de
empleo
y
el
aporte
al
conocimiento
tecnológico
nacional.
El
proyecto
ha
contribuido
al
beneficio
social
de
la
comunidad
Wayúu
con
las
medidas
adoptadas
relacionadas
en
el
Plan
de
Manejo
Ambiental(EE.PP.M.,
2004
a),
(EE.PP.M.,
2004
b).
Adicionalmente,
el
parque
se
ha
convertido
en
un
ícono
para
el
país,
mostrando
la
existencia
y
prueba
de
nuevas
tecnologías
de
generación,
en
una
zona
que
dispone
de
un
potencial
eólico
atractivo16.
16
http://www.viajesgeotours.com/?vp=1&ver=1&id=3402&micro2=geotours
58
Colombia‐
Productos
I
y
II
AMBIENTALES
Localmente,
EE.PP.M.
ha
considerado
los
impactos
físico‐bióticos
del
proyecto,
como
por
ejemplo
muerte
de
aves
por
choques,
deterioro
de
las
coberturas
vegetales
actuales
(principalmente
durante
la
fase
de
construcción),
el
impacto
sobre
el
paisaje
e
incremento
en
los
niveles
de
ruido
durante
las
fases
de
construcción
y
operación
del
parque,
al
igual
que
la
contaminación
de
suelo.
Sin
embargo,
uno
de
los
beneficios
ambientales
del
proyecto
es
la
reducción
de
emisiones
de
GEI.
La
Tabla
14
muestra
la
generación
real
del
parque
y
las
emisiones
reducidas
mes
a
mes.
En
total,
a
diciembre
2007
el
parque
ha
generado
193,885,394
de
kWh
y
61,109.5
de
CERs.
Tabla
14.
Generación
de
energía
eléctrica
y
de
CERs
del
parque
Jepírachi
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
informes
de
(EE.PP.M.
a,
2008)(EE.PP.M.
b,
2008)
El
estimado
inicial
de
la
reducción
de
emisiones
del
parque
para
un
periodo
de
operación
de
20
años
(2002‐2022)
fue
de
1.17
MtCO2
evitadas,
para
un
promedio
anual
de
58
ktCO2/año.
Esta
reducción
de
emisiones
se
estimó
sobre
la
base
de
una
generación
anual
de
68.320.000kWh,
lo
que
implicaba
un
Factor
de
carga
de
40%
(Prototype
Carbon
Fund,
2003).
Esta
cifra
no
se
ha
alcanzado
durante
ninguno
de
los
años
de
operación,
como
se
puede
observar
en
la
tabla
anterior.
La
reducción
de
emisiones
se
ve
afectada
no
solamente
por
la
disminución
de
la
generación
sino
porque
también
el
coeficiente
de
emisiones
de
Colombia
se
ha
reducido
debido
al
incremento
de
la
generación
hidráulica,
y
a
que
las
emisiones
de
varias
térmicas
han
pasado
a
la
base
del
cálculo
de
emisiones
del
país.
La
Tabla
15
muestra
como
ha
variado
ese
coeficiente
para
evaluar
las
emisiones
de
Jepirachi.
Tabla
15.
Coeficiente
de
emisiones
evitadas
del
parque
Jepirachi
Periodo
Coeficiente
emisiones
(ton
CO2/MWh)
2004
0.3590
1
Ago
2004‐31
Jul
2005
0.3870
1
Ago
2005‐31
Jul
2006
0.2802
59
Colombia‐
Productos
I
y
II
1
Ago
2006‐31
Dic
2006
0.3251
1
Enero
2006‐31
Dic
2007
0.2528
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
(EE.PP.M.
a,
2008),
(EE.PP.M.
b,
2008)
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN
Colciencias
consideró
que
este
proyecto
de
EE.PP.M,
cuenta
con
objetivos
involucrando
aspectos
de
innovación
tecnológica
para
ganar
experiencia
en
el
desarrollo
de
proyectos
de
esta
naturaleza.
Como
tal,
el
proyecto
es
objeto
de
seguimiento
y
evaluación
por
parte
de
EE.PP.M.
La
replicabilidad
del
proyecto
depende
de
los
resultados
de
estas
evaluaciones,
pero
también
de
la
implementación
de
mecanismos
y
estímulos
que
permitan
el
desarrollo
de
estos
parques
en
el
país.
Precisamente
por
tener
la
generación
de
energía
eléctrica
en
Colombia,
un
alto
componente
de
energía
hidráulica
(cera
del
80%
en
la
actualidad)
con
plantas
de
generación
que
ya
han
sido
amortizadas,
los
costos
de
generación
de
las
mismas
son
bajos
y
consecuentemente,
no
es
fácil
que
las
nuevas
tecnologías
como
la
eólica,
puedan
competir
en
precios
con
las
mismas.
3.5.5
OTROS
DESARROLLOS
Varias
empresas
han
mostrado
interés
en
desarrollar
nuevos
parques
eólicos
en
la
Guajira
colombiana.
EE.PP.M.
ha
manifestado
su
interés
en
realizar
desarrollos
mayores,
habiéndose
mencionado
en
foros
potencias
totales
a
instalar
de
hasta
200
MW
en
la
región.
Otras
empresas
se
encuentran
actualmente
considerando
desarrollar
parques
eólicos
en
la
región
y
han
comenzado
con
la
instalación
de
torres
de
medición
de
vientos
y
evaluaciones
del
recurso.
3.5.6
LECCIONES
APRENDIDAS
El
parque
ha
arrojado
una
serie
de
lecciones
a
saber:
La
participación
de
la
comunidad
en
donde
se
desarrolla
el
proyecto
es
fundamental
para
el
éxito
del
mismo.
Por
tratarse
de
un
desarrollo
dentro
de
las
áreas
de
una
comunidad
indígena,
fue
necesario
adelantar
negociaciones
y
llegar
a
acuerdos
sobre
los
beneficios
e
impactos
del
proyecto.
Las
mediciones
de
viento
durante
un
periodo
prologando
resultan
aconsejables
para
el
desarrollo
del
parque.
La
integración
de
la
generación
del
parque
al
sistema
interconectado
nacional
ha
constituido
un
reto
en
términos
de
marco
legal
y
regulatorio.
La
participación
de
las
Empresas
Públicas
de
Medellín
(E.E.P.P.M).
en
el
desarrollo
y
negociación
de
todas
las
etapas
requeridas
para
la
venta
de
las
emisiones
reducidas,
60
Colombia‐
Productos
I
y
II
ha
sido
invaluable
en
cuanto
a
los
esfuerzos
dedicados
a
este
proceso
y
al
impacto
que
estas
han
tenido
en
los
ingresos
del
proyecto.
El
apoyo
de
la
empresa
fue
vital
en
cuanto
a
los
recursos
necesarios
para
dar
cumplimiento
a
los
compromisos
adquiridos
con
la
comunidad
indígena.
El
parque
ha
resultado
ser
una
fuente
invaluable
de
información
para
la
empresa
en
términos
de
conocimiento,
aprendizaje
y
lecciones
aprendidas
en
el
desarrollo
y
operación
de
esta
nueva
tecnología
en
Colombia.
Contacto
Luis
Fernando
Rodríguez
luis.rodriguez.arbelaez@epm.com.co
Empresas
Públicas
de
Medellín
www.eeppm.com
Dirección:
Carrera
58
No
42‐125,
Teléfono:
(00574)
380
2040
Medellín‐Colombia
61
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.6
ESTUDIO
DE
CASO
3.
PROGRAMA
DE
BIOCOMBUSTIBLES
3.6.1
DESCRIPCIÓN
Colombia
se
encuentra
desarrollando
un
proyecto
de
biocombustibles
de
enorme
importancia,
tanto
para
el
sector
agroindustrial
como
para
el
sector
transporte,
con
importantes
beneficios
medioambientales
y
socio
económicos.
Una
ficha
con
la
información
del
programa
se
puede
encontrar
en
las
secciones
0
y
0.
El
programa
de
biocombustibles
del
país,
tiene
como
objetivos
propender
por
la
diversificación
de
la
canasta
energética
a
través
del
uso
de
biocombustibles,
con
criterios
de(Vera,
2010):
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
Abastecimiento
energético
Sostenibilidad
ambiental,
Mantenimiento
y
desarrollo
del
empleo
agrícola,
Desarrollo
agroindustrial,
y
Mejoramiento
de
la
calidad
de
los
combustibles
del
país,
como
resultado
de
la
mezcla
entre
los
biocombustibles
y
los
combustibles
de
origen
fósil.
Los
objetivos
a
mediano
y
largo
plazo
del
gobierno
colombiano
son:
Desarrollar
la
caña
de
azúcar,
remolacha
y
yuca
para
producir
alcohol
carburante,
pensando
en
un
proyecto
con
visión
global
y
no
solo
nacional.
Desarrollar
la
palma
africana,
jatropha
e
higuerilla
para
producir
biodiesel.
Desarrollar
3
millones
de
hectáreas
de
estos
cultivos
en
los
próximos
15
años.
Llegar
a
producir
400
MB/D
en
producción
de
biocombustibles.
Si
bien
se
espera
desarrollar
cultivos
con
diferentes
plantaciones,
los
principales
son
caña
de
azúcar
para
la
producción
de
etanol
carburante,
y
palma
africana
para
la
producción
de
biodiesel.
En
cuanto
a
los
beneficios
sociales
y
económicos,
se
generarían
1
millón
de
empleos
formales
y
de
3
a
4
millones
de
colombianos
que
tendrían
su
sustento
en
los
biocombustibles.
Existe
entonces
una
política
nacional
definida
para
promover
la
producción
sostenible
de
biocombustibles,
con
el
objetivo
de
expandir
los
cultivos
de
biomasa
en
el
país
y
de
diversificar
la
canasta
energética.
Dado
lo
anterior,
en
Colombia
se
tiene:
‐
‐
Producción
de
etanol,
el
cual
se
mezcla
con
las
gasolinas
motor
de
origen
fósil.
Producción
de
biodiesel,
el
cual
se
mezcla
con
el
ACPM
de
origen
fósil.
En
cuanto
a
la
disponibilidad
de
tierras,
el
país
cuenta
con
tierras
aptas
tanto
para
el
cultivo
de
la
caña
de
azúcar
(3.89
millones
de
hectáreas)
y
de
palma
africana
(3.5
millones
de
hectáreas),
sin
necesidad
de
comprometer
la
seguridad
alimentaria
del
país.
62
Colombia‐
Productos
I
y
II
En
el
año
2009,
Colombia
se
encontraba
en
la
posición
No.
11
de
los
mayores
productores
de
biocombustibles
a
nivel
mundial,
con
0.3
billones
de
lt/año
de
etanol
y
0.2
billones
lt/año
de
biodiesel.
Ocupará
a
finales
de
2010
una
posición
más
destacada
debido
al
aumento
de
la
producción
principalmente
de
biodiesel(REN
21
Secretariat,
2010).
Actualmente
se
emplea
en
el
país
E8
(mezcla
de
8%
de
Etanol
y
92%
gasolina),
cubriendo
26
departamentos
a
excepción
de
los
departamentos
fronterizos
con
Venezuela.
El
biodiesel
empleado
en
todo
el
país
actualmente
es
B10,
excepto
en
Bogotá
donde
se
emplea
B7
(Beltrán,
2010).
Figura
24.
Distribución
porcentual
de
mezcla
de
etanol
Fuente:
(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
63
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
25.
Distribución
de
la
mezcla
porcentual
de
biodiesel
en
Colombia
Fuente:
(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
El
programa
de
biocombustibles
presenta
ventajas
comparativas
y
de
tipo
competitivo
así
como
una
serie
de
oportunidades
para
el
sector.
64
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
26.
Cuadro
comparativo
de
ventajas
y
oportunidades
VENTAJAS
COMPARATIVAS
Posición
geográdica
preferencial
Disponibilidad
de
tierras
sin
condlicto
de
uso
Grandes
extensiones
de
tierras
por
recuperar
Enorme
biodiversidad
Canasta
energética
variada
Riqueza
hídrica
Benediciarios
de
proyectos
MDL
VENTAJAS
COMPETITIVAS
Marco
normativo
y
regulatorio
de
avanzada
Ingeniería
nacional
capacitada
Experiencia
agroindustrial
en
caña
y
palma
Tradición
en
investigación
relacionada
Capitales
disponibles
OPORTUNIDADES
Sodisticación
de
la
petroquímica
Posibilidades
de
Mercados
Sector
estratégico
Demandas
del
cambio
climático
Necesidad
de
certidicaciones
social
y
ambiental
Programa
diferencial
(Protección
de
Selvas
y
Bosques
–
Seguridad
Alimentaria)
Fuente:(Vera,
2010)
3.6.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS
La
producción
de
etanol
se
fundamente
en
la
fermentación
y
destilación
de
la
glucosa.
Como
producto
asociado
a
la
producción
de
etanol,
se
tienen
también
vinazas.
El
etanol
deshidratado
se
emplea
entonces
para
la
mezcla
de
bioetanol,
y
la
vinaza
se
emplea
para
la
fertilización
de
suelos.
El
compostaje
con
cachaza
se
emplea
como
fertilizante.
65
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
27.
Manejo
sostenible
de
la
producción
de
bioetanol
y
biodiesel
Fuente:
(Vera,
2010)
El
proceso
empleado
para
la
producción
de
biodiesel
es
la
trans‐esterificación
del
aceite
de
palma
africana
empleando
metanol
y
produciendo
también
glicerina.
3.6.3
MAGNITUD
DE
LAS
INSTALACIONES
La
producción
de
etanol
carburante
es
de
1.075.000
lt/día.
Estos
son
producidos
por
6
destilerías,
5
de
las
cuales
están
ubicadas
en
el
occidente
del
país
y
una
en
los
Llanos
Orientales.
Los
inversionistas
son
mayormente
de
la
industria
azucarera.
La
capacidad
media
de
las
plantas
es
superior
a
150.000
litros/día
(ver
Tabla
16).
66
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
16.
Características
de
los
proyectos
de
producción
de
etanol
en
operación
en
Colombia
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de(Vera,
2010)
Las
gráficas
siguientes
muestran
la
producción
efectiva
mensual
durante
los
años
2009
y
2010.
El
área
sembrada
corresponde
a
40.741
hectáreas
de
caña
de
azúcar
que
genera
7.429
empleos
directos
y
14.858
indirectos.
Figura
28.
Producción
de
etanol
anhidro
durante
2009
Fuente:
(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
67
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
29.
Producción
de
etanol
anhidro
durante
2010
Fuente:
(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
De
acuerdo
a
los
planes
de
expansión,
producción
de
etanol
se
incrementará
en
los
próximos
años.
La
siguiente
figura
muestra
seis
nuevos
proyectos
que
adicionaran
cerca
de
1.5
millones
de
litros/día
a
partir
de
2012.
Cinco
de
ellos
emplean
caña
de
azúcar
y
uno,
remolacha17.
Como
resultado
de
estos
proyectos
se
elevará
la
composición
de
la
mezcla
y
dejará
etanol
disponible
para
el
mercado
internacional.
17
Este
último
proyecto
ha
tenido
algunos
reajustes
en
la
programación
de
su
desarrollo
y
podría
no
entrar
en
2012.
68
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
30.
Planes
de
expansión
de
la
capacidad
de
producción
de
etanol
carburante
Fuente:(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
Las
plantas
de
biodiesel
entraron
en
operación
a
partir
de
2009
y
a
finales
del
año
2010
se
espera
una
capacidad
de
producción
de
516.000
t/año.
Las
plantas
han
tenido
una
inversión
total
de
US$170
millones.
Estas
plantas
se
encuentran
principalmente
en
la
región
de
la
costa
atlántica
y
en
el
Magdalena
medio.
Figura
31.
Características
de
los
proyectos
de
biodiesel
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de(Vera,
2010)
Nota:
Ecodiesel
entró
efectivamente
en
Julio
2010,
Aceites
Manuelita
en
Diciembre
2009
El
área
sembrada
de
palma
africana
destinada
a
este
propósito
es
de
115.000
hectáreas.
69
Colombia‐
Productos
I
y
II
Las
siguientes
figuras
muestran
la
producción
mensual
durante
de
2009
y
2010.
Figura
32.
Producción
de
biodiesel
de
palma
de
aceite
en
2009
Fuente:(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
Figura
33.
Producción
de
biodiesel
de
palma
de
aceite
en
2010
Fuente:
(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010)
70
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.6.4
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA
ECONÓMICOS
La
tecnología
empleada
en
las
plantas
de
etanol
en
Colombia
ha
sido
desarrollada
por
la
empresa
hindú
PRAJ18.
Los
costos
de
inversión
para
plantas
usando
jugos
o
molazas
de
caña
o
remolacha,
son
bastante
menores
que
aquellos
que
usan
como
materia
prima
caña
o
remolacha.
Las
plantas
de
etanol
que
usan
caña
o
remolacha
como
materia
prima
requieren
inversiones
mayores
en
el
equipo
de
molienda
y
vapor,
y
como
resultado
tienen
mayor
costo
de
capital.
Es
de
esperarse
que
la
inversión
sea
menor
por
la
adición
de
una
destilería
adyacente
a
un
ingenio
de
azúcar
que
para
una
que
solamente
produce
etanol.
Estimaciones
hechas
en
Colombia,
establecen
que
el
costo
de
inversión
con
tecnología
PRAJ
de
una
planta
de
300.000
lt/día
asociada
a
un
ingenio
asciende
a
US$15.000.000,
en
tanto
que
una
planta
independiente
asciende
a
US$40.000.000,
por
los
ahorros
en
la
molienda,
vapor
y
energía(Betancourt,
2010).
En
estas
condiciones
y
teniendo
en
cuenta
que
las
destilerías
están
asociadas
a
ingenios
azucareros,
el
monto
de
las
inversiones
para
producir
1’050.000
lt/día
asciende
al
orden
de
US$50
millones.
Los
beneficios
económicos
de
este
proyecto
son
los
ingresos
que
se
derivan
de
los
salarios
pagados
a
los
empleados
directos,
así
como
los
beneficios
no
cuantificados
de
los
industriales
desarrolladores
de
los
proyectos.
SOCIALES
Los
beneficios
sociales
derivados
de
la
actividad
agroindustrial
de
la
producción
de
etanol
se
traduce
en
7.429
empleos
directos
y
el
doble
(14.858)
empleos
indirectos.
En
la
producción
de
biodiesel
son
16.425
empleos
directos
y
32.842
empleos
indirectos
(Federación
nacional
de
biocombustibles
de
Colombia,
2010).
AMBIENTALES
Los
beneficios
ambientales
del
programa
de
alcohol
carburante,
se
reflejan
en
la
reducción
de
emisiones
de
los
vehículos
cuando
emplean
mezclas
como
la
E10.
La
siguiente
tabla
muestra
los
resultados
de
estudios
realizados
en
el
país
sobre
el
particular
en
donde
se
muestra
la
reducción
de
emisiones
de
dióxido
y
monóxido
de
carbono,
HC’s
y
óxidos
de
nitrógeno.
18
http://www.praj.net/
71
Colombia‐
Productos
I
y
II
Figura
34.
Beneficios
ambientales
de
la
utilización
de
etanol
en
mezclas
E10
Fuente:
(Vera,
2010)
La
siguiente
figura
muestra
los
beneficios
ambientales
en
las
emisiones
debidos
a
la
utilización
de
biodiesel
desde
B5
hasta
B100.
Para
todas
las
emisiones
consideradas
se
puede
observar
una
reducción
en
las
mismas
dependiendo
de
la
mezcla.
La
información
sobre
la
reducción
total
de
emisiones
es
limitada.
Figura
35.
Beneficios
ambientales
de
la
utilización
del
biodiesel
Fuente:
(Vera,
2010)
72
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.6.5
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN
Proyectos
de
esta
magnitud
son
replicables,
dependiendo
de
la
concordancia
de
una
serie
de
factores
propios
de
orden
agroindustrial
y
condiciones
de
mercado
propias
para
que
se
puedan
desarrollar.
3.6.6
ENTREVISTA
CON
EL
MINISTERIO
DE
MINAS
Y
ENERGÍA
Para
discutir
el
rol
de
las
energías
renovables
en
el
país,
se
solicitó
cita
al
Ministro
de
Minas
y
Energía,
Sr.
Carlos
Rodado
Noriega,
quien
delegó
en
el
Director
de
Energía
del
Ministerio
de
Minas
y
Energía,
Sr.
Andrés
Taboada
la
realización
de
la
entrevista.
El
planteamiento
en
relación
con
las
nuevas
fuentes
se
puede
sintetizar
en
las
siguientes
formulaciones(Taboada,
2010):
La
estrategia
para
las
nuevas
fuentes
es
diferenciada:
La
que
corresponde
al
Sistema
Interconectado
Nacional
(SIN)
y
la
que
corresponde
a
las
ZNI.
En
el
SIN
se
tiene
una
estructura
de
mercado
y
por
tanto
las
centrales
generadoras
entran
en
el
despacho
por
orden
de
mérito.
Allí
las
nuevas
fuentes
tienen
que
competir
con
la
generación
convencional
y
estas
difícilmente
pueden
competir
en
los
precios
de
las
ofertas
con
por
ejemplo
la
generación
hidroeléctrica.
Se
estimulará
la
cogeneración
de
la
agroindustria
para
la
generación
en
bloque
al
SIN.
En
las
ZNI,
en
donde
el
estado
puede
intervenir
directamente
a
través
de
agencias
del
gobierno
como
el
IPSE
y
con
recursos
de
diferentes
fondos,
la
estrategia
se
puede
resumir
en:
Los
costos
de
suministro
de
energía
en
la
actualidad
en
las
ZNI
son
muy
elevados
debido
a
los
altos
costos
de
transporte
de
los
combustibles.
Es
necesario
buscar
fuentes
de
energía
locales
y
entonces
este
es
el
espacio
para
las
nuevas
tecnologías.
Además,
es
necesaria
aumentar
la
eficiencia
energética
y
la
reducción
de
las
pérdidas
en
las
ZNI.
3.6.7
LECCIONES
APRENDIDAS
Las
principales
lecciones
aprendidas
de
estos
proyectos
se
resumen
en
las
siguientes:
La
participación
del
gobierno
es
esencial
para
el
éxito
de
un
proyectos
de
esta
naturaleza,
siempre
acompañada
de
una
visión
global
de
largo
plazo
y
considerando
los
beneficios
sociales
(mano
de
obra)
y
económicos
relacionados
con
el
empleo
en
el
sector
rural.
El
compromiso
de
los
gremios
y
los
industriales
ha
sido
esencial
para
la
realización
del
proyecto.
Contacto
73
Colombia‐
Productos
I
y
II
Ing.
Julio
César
Vera19
Ing.
Carlos
Beltrán
Sector
Hidrocarburos
/
Biocombustibles
Ministerio
de
Minas
y
Energía
de
Colombia
http://www.minminas.gov.co/minminas/
3.7
LISTADO
DE
PROYECTOS
EN
DESARROLLO
POR
EL
IPSE
3.7.1
DESCRIPCIÓN
El
Instituto
de
Planificación
y
Promoción
de
Soluciones
Energéticas
para
las
Zonas
No
Interconectadas
(IPSE)
es
una
entidad
adscrita
al
Ministerio
de
Minas
y
Energía.
Su
misión
mejorar
las
condiciones
de
vida
de
las
comunidades,
ofreciendo
una
solución
energética
estructural;
con
principios
de
conservación
ambiental
y
respeto
por
la
diversidad,
soportado
en
un
equipo
humano
en
constante
formación
y
crecimiento20.
La
visión
del
IPSE
es,
soportado
en
investigación,
con
criterios
de
calidad
y
eficiencia,
posicionarse
en
América
Latina
como
un
instituto
que
ofrece
soluciones
energéticas
estructurales
y
promueve
alternativas
de
energización
en
armonía
con
la
naturaleza.
El
IPSE,
en
sus
Planes
de
Desarrollo
Energético
para
las
ZNI
(PEZNI)
está
empleando
fuentes
de
energía
no
convencionales.
Dentro
del
PEZNI
2010,
están
en
desarrollo
los
proyectos
que
se
detallan
en
la
Tabla
3‐9.
En
total,
existen
23
proyectos
que
se
están
desarrollando
en
11
departamentos
del
país,
por
un
valor
de
US$151.8
millones,
y
que
comprenden
9
tecnologías.
Los
proyectos
se
encuentran
en
diferentes
fases
de
desarrollo:
reconocimiento,
evaluación
técnica,
evaluación
financiera,
contratación,
ejecución
y
alguno
ya
en
operación.
Cada
proyecto
cuenta
con
diferentes
capacidades:
desde
algunos
centenares
de
Wp
por
sistema
solar,
hasta
2
MW
como
es
el
caso
de
la
hidroeléctrica
de
Mitú.
19
La
información
empleada
en
esta
sección
ha
sido
obtenida
por
el
consultor
de
diversas
fuentes
mas
no
directamente
del
contacto.
20
http://www.ipse.gov.co/
74
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
17.
Proyectos
del
IPSE
en
desarrollo
con
FNCE
–PEZNI
2010
(Continúa)
75
Colombia‐
Productos
I
y
II
(Continuación)
(Continúa)
76
Colombia‐
Productos
I
y
II
(Continuación)
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
información
del
IPSE
(IPSE,
2010)
.
77
Colombia‐
Productos
I
y
II
Tabla
18.
Valor
de
los
Proyectos
del
IPSE
en
desarrollo
con
FNCE
–PEZNI
2010
por
tecnología
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
información
del
IPSE
(IPSE,
2010)
.
En
los
proyectos
se
emplean
diferentes
tecnologías.
En
la
tecnología
Solar
FV
se
cuenta
con
2
proyectos,
10
PCH,
1
proyecto
de
Gasificación
y
otro
de
Biocombustibles,
Adicionalmente
hay
2
programas
de
Poligeneración
(sistemas
que
combinan
FNCE
con
FCE),
1
proyecto
Hibrido
FV‐Diesel,
3
proyectos
Hibrido
FV‐Eólico,
1
de
Biomasa
y
otro
de
Biogás.
La
Tabla
18
muestra
el
valor
de
los
proyectos
agregados
por
tecnología.
La
mayoría
de
los
recursos
(85.6%)
estarán
invertidos
en
PCHs,
seguido
de
energía
solar
fotovoltaica
(6.9%),
un
sistema
híbrido
(2.4%)
y
biocombustibles
(2.1%).
Tabla
19.
Fuente
de
los
recursos
de
los
Proyectos
del
IPSE
en
desarrollo
con
FNCE
–PEZNI
2010
Fuente:
Elaboración
propia
a
partir
de
información
del
IPSE
(IPSE,
2010)
.
En
la
tabla
anterior,
el
campo
de
“otros”
corresponde
a
la
ejecución
de
un
proyecto
de
PCH
con
recursos
de
acuerdo
internacional.
El
resto
de
los
recursos
(49.2%)
son
del
estado
provenientes
fondos
del
FAZNI,
propios
de
la
institución
y
recursos
de
la
nación.
78
Colombia‐
Productos
I
y
II
3.7.2
ASPECTOS
TECNOLÓGICOS
Los
proyectos
se
encuentran
actualmente
en
desarrollo
y
solamente
a
finales
del
año
2010
o
a
comienzos
del
año
2011,
se
empezarán
a
conocer
las
características
de
su
operación.
3.7.3
MAGNITUD
DE
LAS
INSTALACIONES
La
capacidad
de
los
sistemas
varía
dependiendo
del
tipo
de
tecnología.
Existe
capacidad
desde
algunos
kW
para
sistemas
fotovoltaicos,
hasta
PCH’s
de
2
MW.
3.7.4
BENEFICIOS
E
IMPACTOS
DEL
PROGRAMA
Los
beneficios
e
impactos
del
programa
reales
se
determinarán
cuando
se
realice
una
evaluación
expost
de
los
mismos.
ECONÓMICOS
Actualmente
no
se
dispone
de
información
sobre
los
beneficios
económicos
para
los
usuarios
de
estos
sistemas
en
zonas
remotas
y
aisladas
de
Colombia.
SOCIALES
El
número
de
personas
beneficiadas
por
estos
proyectos
alcanza
cerca
de
300.000
(42.177
con
los
sistemas
de
energía
renovable,
255.464
con
los
proyectos
de
agro‐
energía‐biocombustibles),
según
estimaciones
del
IPSE
(IPSE,
2010).
Estos
sistemas
se
están
instalando
en
zonas
remotas
y
aisladas
del
país,
donde
el
suministro
de
electricidad
u
otro
servicio
energético
se
presta
con
un
alto
grado
de
irregularidad
y
a
unos
costos
elevados.
Uno
de
los
primero
beneficios
lo
reciben
los
niños
en
edad
escolar
al
disponer
de
luz
para
realizar
sus
deberes
escolares.
Los
beneficios
también
llegan
a
los
adultos
quienes
probablemente
aprovechen
la
energía
para
generar
ingresos.
AMBIENTALES
Estos
proyectos
emplean
energías
renovables
y
por
tanto
se
reducen
las
emisiones
de
gases
de
efecto
invernadero
que
la
utilización
de
combustibles
conlleva21.
Sin
embargo,
vale
la
pena
mencionar
que
dentro
de
los
planes
de
sostenibilidad
de
los
proyectos
especial
cuidado
debe
darse
a
la
disposición
final
de
las
baterías.
REPLICABILIDAD
EN
LA
REGIÓN
Por
tratarse
de
proyectos
piloto,
será
necesario
esperar
a
terminar
su
desarrollo
y
posteriormente
a
los
resultados
de
la
evaluación
del
comportamiento
de
estos
sistemas.
Es
indudable
el
gran
valor
que
puede
tener
para
el
país
la
posibilidad
de
que
21
No
hay
disponible
información
sobre
la
reducción
de
emisiones
de
estos
proyectos
79
Colombia‐
Productos
I
y
II
los
usuarios
remotos
dispongan
de
energía
en
lugares
plenos
de
energía
renovable
y
con
costos
de
combustible
con
frecuencia
tan
elevados
que
hacen
que
las
fuentes
nuevas
y
renovables
sean
una
alternativa
costo
eficiente.
3.7.5
LECCIONES
APRENDIDAS
De
proyectos
que
ha
realizado
el
IPSE
anteriormente
se
pueden
extraer
principalmente
las
siguientes
lecciones
aprendidas;
La
sostenibilidad
técnica
y
económica
de
los
proyectos
es
uno
de
los
problemas
fundamentales
que
hay
que
abordar
en
este
tipo
de
proyectos.
La
participación
de
la
comunidad
y
la
apropiación
del
proyecto
por
parte
la
misma
son
básicos
para
el
éxito
de
los
proyectos.
La
comunidad
debe
involucrarse
en
la
ejecución
y
la
sostenibilidad
de
los
proyectos
desde
el
comienzo
de
los
mismos.
Contacto
Ing.
Edigson
Pérez22,
Director.
Ing.
Jorge
Ramírez
IPSE
PBX:
57
(1)
621
0433
http://www.ipse.gov.co/
22
La
información
empleada
en
esta
sección
ha
sido
obtenida
por
el
consultor
de
diversas
fuentes
mas
no
directamente
del
contacto.
80
Colombia‐
Productos
I
y
II
4.
ANEXOS
81
Colombia‐
Productos
I
y
II
FICHA
1.
INFORMACIÓN
GENERAL
DEL
PAÍS
82
Colombia‐
Productos
I
y
II
FICHA
2.
PROGRAMA
MASIVO
DE
CALENTADORES
SOLARES
83
Colombia‐
Productos
I
y
II
FICHA
2.
PARQUE
EOLICO
JEPIRACHI
84
Colombia‐
Productos
I
y
II
FICHA
2.
PROGRAMA
BIOETANOL
Fuentes
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información:
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nacional
de
biocombustibles
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Colombia.
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85
Colombia‐
Productos
I
y
II
Federación
Nacional
de
Biocombustibles
de
Colombia.
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Plantas
productoras
de
Etanol
en
Funcionamiento.
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Política
Estatal
sobre
Biocombustibles.
Bogotá,
Colombia:
Ministerio
de
Minas
y
Energía.
Notas
0.
La
información
de
esta
sección
ha
sido
obtenida
de
diversas
fuentes
y
del
contacto.
1.
Si
se
utilizan
unidades
diferentes
a
las
que
han
sido
proporcionadas,
las
mismas
deberán
ser
especificadas
2.
Especificar
unidad
de
medida
3.
Especificar
año
de
referencia
para
dolares
constantes.
4.
Se
ha
calculado
la
energía
del
etanol
y
el
equivalente
de
emisiones
de
CO2
de
gasolina
evitadas
Para
estimar
se
emplearán
indicadores
cultivo
caña
de
azúcar
en
Valle:
120
t/ha‐año
y
80
lt
etanol/t
caña
azúcar.
86
Colombia‐
Productos
I
y
II
FICHA
2.
PROGRAMA
DE
BIODIESEL
87
Colombia‐
Productos
I
y
II
88
Colombia‐
Productos
I
y
II
FICHA
3.
PROGRAMA
MASIVO
DE
CALENTADORES
SOLARES
89
Colombia‐
Productos
I
y
II
5.
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