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ENERGÍA ELÉCTRICA
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
ENERGÍA ELÉCTRICA
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1.
PRINCIPALES CIFRAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL - SIN Y DE LA ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA
MAYORISTA – MEM
Durante el año 2012, la operación del SIN y la administración del MEM estuvieron impactadas por condiciones climáticas muy variables. El período 2012 inició con la fase final del Fenómeno de La Niña 20112012, acompañado de lluvias intensas en algunas regiones del país, mientras que el segundo semestre del
año 2012 se caracterizó por aportes hídricos deficitarios los cuales, a su vez, estuvieron influenciados por el
cambio en la tendencia de algunas variables climáticas del pacífico tropical. No obstante dichas condiciones,
de valores típicos del evento de un Fenómeno del Niño, a finales de 2012 no llegó a desarrollarse dicho
fenómeno ante la falta de un perfecto acoplamiento entre las variables oceánicas y atmosféricas.
Esta mezcla de condiciones hídricas en el año hizo que los aportes hidrológicos a los embalses del Sistema
Interconectado Nacional fueran cercanos a los de un año promedio, registrándose aportes por 56,446.1
GWh que equivalen a un 103,8% de la media histórica.
Lo anterior influyó en que al finalizar el año 2012, la generación de energía eléctrica en Colombia fuera de
59.989 GWh, un 2% más que la registrada en 2011 (58.620 GWh), que a su vez se dio ante el incremento, principalmente, de la demanda de energía.
TABLA 1. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA 2011 - 2012
RECURSOS
2011 (GWH)
2012 (GWH)
%
45.583
44.924
74,9%
-1,4%
Térmicos
9.384
11.506
19,2%
22,6%
Menores
3.337
3.213
5,4%
-3,7%
317
347
0,6%
9,4%
58.620
59.989
100%
2%
Hidráulicos
Cogeneradores
Total
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
114
VARIACIÓN (%)
Energía
Eléctrica
EE
GRÁFICO 1. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA 2011 - 2012
(GW/h)
2011
2012
0%
6%
1%
5%
16%
19%
Hidráulicos
Térmicos
Menores
Cogeneradores
78%
75%
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
A 31 de diciembre de 2012, el Sistema Interconectado Nacional contaba con una capacidad efectiva neta
instalada de 14.361 MW, para atender una demanda de energía de 59.370 GWh y de potencia del orden
de 9.504 MW. Esta capacidad efectiva del SIN, está compuesta por un 64,0% hidráulica, un 30,8% térmica
y un 4,8% restante, correspondiente a cogeneradores y plantas menores.
TABLA 2. CAPACIDAD EFECTIVA NETA DEL SIN 2012
MW
%
VARIACIÓN (%)
2012 - 2011
Hidráulicos
9.185
64,0%
0,0%
Térmicos
4.426
30,8%
-2,6%
Gas
2.122
Carbón
997
Fuel - Oil
0
Combustóleo
307
ACPM
678
JET1
46
GAS-JET A1
276
693
4,8%
Hidráulicos
591
Térmicos
83
Eólica
18
57
0,4%
4,6%
14.361
100%
-0,4%
RECURSOS
Menores
Cogeneradores
Total SIN
9,2%
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
115
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2012 - 2013
1.2.
DEMANDA DE ENERGÍA
La demanda de energía eléctrica en Colombia en 2012 alcanzó los 59.370.0 GWh, registrándose un
crecimiento del 3,8% con relación al año 2011, convirtiéndose así, en el mayor crecimiento de demanda en
los últimos cinco años. Por el tipo de día, la demanda de los domingos y festivos fue la que presentó un mayor
crecimiento (4,3%), seguido por los días sábados (3,9%) y los días ordinarios (3,6%). El crecimiento de 3,8%
en la demanda 2011-2012 fue, entre otras razones, producto del incremento en un 6,8% de la demanda
no regulada (industria y comercio) y de un 2,3% de la demanda regulada (consumo residencial y pequeños
negocios).
Por su parte en el año 2012, la demanda máxima de potencia se presentó el lunes 10 de diciembre, en el
período 19, comprendido entre 6 pm y 7pm, con un valor máximo de potencia de 9.504 MW, para este
año se registró un crecimiento del 2,2% con respecto a 2011.
GRÁFICO 2. VARIACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA
3,900%
4,00%
3,800%
Nov-12
Dic-12
Año 2012
3,100%
4,700%
4,300%
Jul-12
3,100%
4,500%
Jun-12
2,500%
Feb-12
4,200%
2,400%
Ene-12
1,600%
2,700%
1,800%
Año 2009
2%
1,600%
4%
Año 2008
Oct-12
Sep-12
Ago-12
May-12
Abr-12
Mar-12
- 2%
Año 2011
0%
Año 2010
porcentaje (%)
6%
3,400%
5,00%
Variación porcentual anual 2008 – 2012
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
1.3.
COMPORTAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO
Al finalizar el año 2012, el número de fronteras comerciales de usuarios regulados1 se ubicó en 7.189, clasificadas en 5.422 correspondientes a usuarios no regulados y 403 a fronteras de alumbrado público. Respecto al
año 2011, el número de fronteras registró un incremento
del 24%, debido principalmente al registro de 1.200
fronteras más de usuarios regulados ubicados en las zonas especiales, registro realizado por Energía Social de
la Costa.
En la siguiente tabla se indica el número de agentes
registrados en el mercado por tipo de actividad, así
como las fronteras registradas de usuarios regulados y
no regulados y de alumbrado público en el país.
1
116
Es el punto de medida que separa a un comercializador de otro comercializador que comparten el área geográfica
Energía
Eléctrica
EE
TABLA 3. NÚMERO DE AGENTES DEL MERCADO REGISTRADOS POR TIPO DE ACTIVIDAD
ACTIVIDAD
REGISTRADOS
TRANSAN.
Generadores
50
44
Transmisores
11
9*
Operadores de red
30
26*
Comercializadores
92
64
Fronteras usuarios regulados
7.189
Fronteras usuarios no regulados
5.422
Fronteras de alumbrado público
403
* Corresponde a los agentes a los que se les liquida Cargos por Uso STN, STR y ADD
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
El volumen total transado por compra y venta de energía en el MEM fue de $10.87 billones, cifra
superior en $1.344 millones a lo transado en 2011 ($9.52 billones).
En relación con el precio promedio aritmético2 de bolsa nacional, éste presentó en el 2012 un incremento anual del 54,5%, al pasar de un promedio anual en 2011 de 75.09 $/kWh a 116.00 $/
kWh en 2012. Por su parte, el precio promedio ponderado anual de contratos creció en un 2,3% al
incrementarse de 118,05 $/kWh en 2011 a 120,72 $/kWh en 2012.
En total, el monto de dinero recaudado por facturación ascendió a $3,12 billones correspondiente a
las cuentas que administra XM, por concepto del SIC y los cargos por uso del Sistema de Transmisión
Nacional –LAC STN, que se muestran en la siguiente tabla:
TABLA 4. RECAUDO POR FACTURACIÓN 2011 - 2012
Concepto
2011
2012
Compras en Bolsa de Energía
1.272
1.871
47,0%
Cargos por uso del STN
1.235
1.250
1,2%
TOTAL
2.508
3.121
24,4%
195
197
0,6%
Fondos FAER, FAZNI, FOES, PRONE
Variación
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
1.4.
INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Durante el período 2012, las exportaciones de energía hacia Ecuador totalizaron los 236 GWh, valor inferior al registrado en el 2011
(1.294,6 GWh), mientras que las exportaciones a Venezuela ascendieron a 478.4 GWh.
En relación con el esquema regulatorio vigente para exportaciones a
Ecuador (Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE), Colombia exportó a Ecuador, entre el 2003 y el 2012, un total de 10.983,6
GWh por valor de US$ 895,2 millones. Así mismo, se ha importado
desde Ecuador 240,4 GWh por un valor de US$ 9,4 millones.
2
Precio promedio normal
117
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2012 - 2013
TABLA 5. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON ECUADOR
2010 - 2012
AÑO
ENERGÍA (GWH)
EXPORTACIONES
VALOR (MILES USD)
IMPORTACIONES
EXPORTACIONES
IMPORTACIONES
2010
797,7
9,7
73.825,1
565,3
2011
1.294,6
8,2
92.995,8
231,3
2012
236,0
6,5
24.150,9
243,2
10.983,6
240,4
895.153,5
9.436,2
Total desde 2003
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
TABLA 6. RESUMEN OPERACIÓN DEL SIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MEM
VARIABLES DE LA OPERACIÓN DEL SIN
VARIABLES
2011
2012
VARIACIÓN
CREC.
OFERTA
Volumen útil diario (GWh)
13.967,9
11.180,6
-2.787,3
-20,0%
88,8%
73,4%
73.731,8
56.446,7
-17.285,1
-23,4%
Aportes respecto a la media histórica
134,9%
103,8%
Vertimientos (GWh)
5.910,8
2.434,1
-3.476,7
-58,8%
14.420
14.361
-58,7
-0,4%
45.583,1
44.923,6
-659,4
-1,4%
Térmica(GWh)
9.383,7
11.506,0
2.122,3
22,6%
Plantas Menores (GWh)
3.336,7
3.212,6
-124,1
-3,7%
316,9
346,7
29,9
9,4%
Volumen respecto a capacidad útil
Aportes hídricos (GWh)
Capacidad neta SIN (MW)
GENERACIÓN
Hidráulica(GWh)
Cogeneradores (GWh)
TOTAL(GWh)
58.620,4
59.988,9
1.368,5
2,3%
INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
Exportaciones a Ecuador(GWh)
Importaciones de Ecuador(GWh)
Exportaciones a Venezuela(GWh)
1.294,6
236,0
-1.058,6
-81,8%
8,2
6,5
-1,6
-20,2%
248,8
478,4
229,6
92,3%
DEMANDA
Comercial(GWh)
58.375,5
59.508,7
1.133,2
1,9%
Nacional del SIN(GWh)
57.150,3
59.370,0
2.219,7
3,8%
Regulada(GWh)
38.231,2
39.172,5
941,3
2,3%
No Regulada(GWh)
18.536,2
19.802,3
1.266,1
6,8%
No atendida(GWh)
65,0
89,0
23,9
36,8%
9.295,0
9.504,0
209,0
2,2%
Potencia(MW)
118
Energía
Eléctrica
EE
TABLA 6. RESUMEN OPERACIÓN DEL SIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MEM
Variables del mercado
VARIABLES
2011
2012
VARIACIÓN
CREC.
TRANSACCIONES
Energía transada en bolsa (GWh)
16.786
17.019
233
1,4%
Energía transada en contratos (GWh)
62.179
67.175
4.996
8,0%
Total energía transada (GWh)
78.965
84.195
5.229
6,6%
72,9
146,8
73,9
101,4%
Porcentaje de la demanda transada en bolsa (%)
28,8%
28,6%
-0,2%
-0,5%
Porcentaje de la demanda transada en contratos (%)
106,5%
112,9%
6,4%
6,0%
Valor transado en bolsa nacional (millones $)
1.272.305
1.870.735
598.430
47,0%
Valor transado en contratos (millones $)
7.340.697
8.109.520
768.822
10,5%
Precio promedio aritmético bolsa nacional ($/kWh)
75,09
116,00
40,91
54,5%
Precio promedio ponderado bolsa nacional
($/kWh)
75,80
109,92
34,12
45,0%
Precio promedio ponderado contratos ($/kWh)
118,06
120,72
2,66
2,3%
Restricciones (millones $)
692.067
642.523
-49.545
-7,2%
Responsabilidad comercial AGC (millones pesos)
136.293
154.789
18.496
13,6%
7.805
11.473
3.668
47,0%
67.609
72.189
4.580
6,8%
Total transacciones mercado sin contratos (millones $)
2.176.080
2.751.710
575.630
26,5%
Total transacciones del mercado (millones $)
9.516.777 10.861.229
1.344.452
14,1%
Desviaciones (GWh)
Desviaciones (millones $)
Cargos CND y ASIC (millones $)
Rentas de congestión (millones $)
Valor a distribuir cargo por confiabilidad (millones $)
9.714
264
-9.450
-97,3%
1.607.888
1.701.490
93.601
5,8%
LAC
FAZNI (1) (millones $)
61.956
66.944
4.988
8,1%
FOES (2) (millones $)
7.772
211
-7.560
-97,3%
FAER (3) (millones pesos)
73.747
76.650
2.903
3,9%
PRONE (4) (millones pesos)
51.898
52.817
920
1,8%
1.235.389
1.249.923
14.534
1,2%
936.071
953.422
17.352
1,9%
Cargos por uso (5) STN (millones $)
Cargos por uso STR (millones $)
Cargos por uso SDL (6) (millones $)
2.507.059
(1) FAZNI - Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas no interconectadas.
(2) FOES - Fondo de energía social
(3) FAER - Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas rurales interconectadas
(4) PRONE - Programa de normalización de redes eléctricas
(5) El valor de cargos por uso del STN incluye la contribución al FAER y la contribución PRONE
(6) Corresponde a los ingresos para las ADD (áreas de distribución) Oriente, Occidente, Sur y Centro desde enero a noviembre 2012
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
119
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
1.5.
ANÁLISIS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA LA DEFINICIÓN DE NUEVAS
OBRAS DE INFRAESTRUCTURA PARA LA EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA
EN COLOMBIA
La adecuada y oportuna expansión de la red eléctrica permite garantizar no sólo la continuidad del servicio
de energía eléctrica, sino también su prestación a un menor costo. Es así como XM durante 2012, en el marco
del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, CAPT, trabajó de manera coordinada con la Unidad
de Planeación Minero Energético, UPME, en los análisis técnicos y económicos requeridos para la definición
de nuevas obras de infraestructura necesarias para la expansión de la red eléctrica. Dentro de las obras recomendadas para los próximos años se identificó la instalación de condensadores, dispositivos de electrónica
de potencia (Sistemas de Control de Voltaje –SVC- y Compensadores Estáticos –STATCOM-), 1.850 km de
nuevas líneas de transmisión a 500 kV, seis transformadores 500/230kV de 450 MVA y tres nuevas subestaciones a 500kV requeridas en las cercanías de las ciudades de Bogotá, Medellín y Cali, obras que permitirán
la atención de nuevos usuarios y el crecimiento de la economía del país.
1.6.
ANÁLISIS ESPECIAL DE LAS RESTRICCIONES EN EL SISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL
En el 2012 se realizó un análisis especial de las restricciones en el Sistema Interconectado Nacional y se
desarrolló un taller de restricciones abierto a todos los interesados, en el cual se abordaron aspectos relevantes
relacionados con las causas que las originan y la identificación y clasificación de las mismas.
1.7.
COORDINACIÓN DEL “COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGO PARA LA
CUMBRE DE LAS AMÉRICAS”
El Centro Nacional de Despacho, CND, coordinó el Comité de Administración para la identificación de posibles escenarios que podían poner en riesgo la adecuada atención de la demanda durante la Sexta Cumbre
de las Américas, celebrada en la ciudad de Cartagena del 13 al 15 de abril. Por ello, se coordinaron tareas
con las empresas del sector, relacionadas con la prestación del servicio de energía eléctrica en la Costa Atlántica. Finalmente, se obtuvieron buenos resultados, evidenciados en la alta confiabilidad que mostró el servicio
de energía eléctrica en la ciudad de Cartagena durante el desarrollo del evento.
1.8.
ECUPERACIÓN DEL SISTEMA ANTE EVENTOS DE DESATENCIÓN DE LA
R
DEMANDA POR FALLAS TÉCNICAS O TERRORISMO
Durante el año 2012 se presentaron varias situaciones técnicas que conllevaron a la desatención de la demanda, como fue el caso de los apagones en las áreas de Bolívar y Meta. Dichas situaciones fueron resueltas
en tiempos, enmarcados dentro de los estándares internacionales, ante la coordinación realizada entre el
Centro Nacional de Despacho de XM y los demás centros de control del país.
Finalmente, durante los numerosos eventos de terrorismo, de los cuales fue objeto la infraestructura eléctrica,
como los ocurridos en el mes de agosto de 2012 en el área del sur del país, XM participó en la coordinación
junto con el Ministerio de Minas y Energía para la reparación de la infraestructura afectada, minimización de
impactos en los departamentos del sur del país y la normalización del servicio en Buenaventura y Tumaco.
1.9.
COORDINACIÓN GAS – ELECTRICIDAD
En relación con la coordinación de los subsectores gas y electricidad, aspecto clave en la confiabilidad del
suministro de energía eléctrica, se coordinó el suministro de gas natural para varias plantas térmicas. En particular, se resalta la situación ocurrida el pasado 14 de enero de 2012, en la cual se presentó la rotura del
120
EE
Energía
Eléctrica
gasoducto de 32 pulgadas de Promigas en el tramo Barranquilla - Cartagena, lo que generó la caída de
las presiones de operación y a su vez la reducción de suministro de gas a algunos generadores de la Costa
Atlántica. Dada esta situación, y considerando que uno de los circuitos vitales de interconexión nacional a 500
kV se encontraba indisponible a causa de un atentado a la infraestructura eléctrica, la atención completa de
la demanda del país se vio afectada. Con la coordinación intersectorial se logró minimizar el efecto de este
evento y los racionamientos parciales durante dos días.
1.10.
FORTALECER EL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO EN EL ANÁLISIS
DINÁMICO Y EL CONTROL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
De otra parte, durante el año 2012 se trabajó intensamente en el modelaje y sintonía de los controles de
generación, utilizados para mejorar la respuesta dinámica del sistema interconectado, preservando la integridad de los equipos conectados a la red. Lo anterior impacta la seguridad y calidad del servicio de energía
eléctrica, por lo que se realizaron acciones encaminadas a lo siguiente:
• Fortalecer el sector eléctrico colombiano en el análisis dinámico y el control de las unidades de
generación.
• Obtener los modelos de los controles reguladores de los generadores que permiten reflejar con mayor precisión su respuesta dentro del Sistema Interconectado Nacional, SIN, mejorando la precisión
de los estudios de planeamiento.
• Sensibilizar al sector eléctrico colombiano sobre la importancia del control de potencia reactiva para
garantizar la estabilidad del sistema eléctrico.
• Desarrollar una metodología para determinar los límites de potencia reactiva de los generadores que
permitirá maximizar el uso de los mismos con el fin de mejorar la estabilidad de voltaje del SIN.
• Elaborar el procedimiento de reajuste de los controles de generación para mejorar la estabilidad del
sistema eléctrico colombiano.
1.11.
EJECUCIÓN DE LA SUBASTA GPPS 2016-2022
En enero de 2012, se realizó la subasta GPPS, (períodos de construcción superior al período de planeación
de la subasta) o subasta de agentes con plantas y/o unidades de generación con períodos de construcción
superiores al período de planeación vigente, a efectos de asignar las obligaciones de energía firme correspondiente a los incrementos previstos en la demanda entre los años 2016 y 2022. Esta subasta fue previamente convocada por la CREG, mediante la Resolución 056 de 2011, en la cual participaron generadores
e inversionistas, representados en personas jurídicas interesadas en la construcción de nuevos proyectos de
generación.
Los agentes beneficiarios de esta subasta fueron dos promotores de nuevos proyectos de generación y otros
dos proyectos ya en construcción, los cuales incrementaron sus obligaciones asignadas. Los dos nuevos
proyectos, Termo Norte en el Magdalena y Porvenir II en Antioquia, aportarán una capacidad de generación
adicional de 440 MW, con una energía asignada de 2.000 GWh/año y deberán entrar en operación en
2017 y 2018, respectivamente.
Así mismo, los proyectos Sogamoso y Pescadero-Ituango, que ya están en construcción, y que habían comprometido parcialmente su energía firme en obligaciones asignadas en la subasta de 2008, incrementaron sus
obligaciones de energía firme. En el caso de Sogamoso, se asignaron 1.440 GWh/año a partir de 2016,
con lo cual el proyecto alcanza una obligación de energía total a la fecha de 3.790 GWh/año.
Por su parte, al proyecto Pescadero-Ituango se asignaron 3.482 GWh/año adicionales a partir de 2021,
que sumados a los adjudicados en la subasta del año 2008 llegan a 4.567 GWh/año asignados. Este
proyecto podrá además participar en futuras subastas, debido a que cuenta disponibilidad de energía firme
121
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
sin comprometer.
En contraprestación a las obligaciones de energía firme, los agentes que representan las plantas mencionadas
recibirán un ingreso prefijado hasta por 20 años, correspondiente al precio determinado para cada uno de
ellos en la subasta. Cabe anotar que la remuneración estará sujeta al cumplimiento de la fecha de entrada en
operación de los proyectos, y al mantenimiento de las condiciones de disponibilidad y suministro de combustible.
Las subastas realizadas aportan múltiples beneficios, entre los que se destacan las obligaciones de energía
firme asignadas (hasta 6.900 GWh/año), las cuales garantizan la confiabilidad del sistema en el largo
plazo; precios de confiabilidad inferiores al máximo definido en la subasta de diciembre (US$ 15,7/MWh);
contar con suficiente electricidad para cubrir las necesidades actuales y futuras, así como para atender condiciones climáticas críticas ante la ocurrencia del Fenómeno de el Niño; y la contribución de la energía a la
economía del país y de las zonas aledañas a los proyectos.
1.12.
SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA 2012-2013
Se realizaron dos subastas adicionales de reconfiguración de venta de obligaciones de energía firme (en julio
y noviembre de 2012), las cuales permitirán cubrir los ajustes en las proyecciones de la demanda total de
energía, para el período diciembre de 2012 y noviembre de 2013. En estas subastas participaron generadores con obligaciones de energía firme, ya vigentes en el período indicado, cuyos proyectos de construcción
tuvieron dificultades para entrar en operación antes del inicio del período de vigencia de la Obligación de
Energía Firme, OEF.
En esta ocasión, XM estuvo a cargo de la preparación de la formulación matemática y del modelo computacional con base en el proceso de optimización definido por la CREG en la Resolución 051 de 2012.
Asimismo, XM fue quien llevó a cabo la administración y ejecución de estas dos subastas, para lo cual debió
verificar los requisitos de los participantes, realizar los actos de recepción y apertura de sobres de oferta, y
ejecutar el proceso de asignación. Para reflejar adecuadamente los resultados de la subasta en la liquidación
diaria del Mercado Mayorista, en la facturación mensual y en el cálculo de las garantías de pago correspondientes, XM implementó los correspondientes cambios en los procedimientos y aplicativos del ASIC.
El total de OEF de venta asignada fue de 3.009 GWh/año. En la siguiente tabla se indican los resultados
de las subastas de venta de energía:
TABLA 7. RESULTADOS DE SUBASTAS DE ENERGÍA 2012 - 2013
EMPRESA
GRUPO POLIOBRAS S.
A. ESP
ISAGEN S.A. ESP
GENERADORA Y
COMERCIALIZADORA
DE ENERGÍA DEL CARIBE
S.A. ESP
NOMBRE PLANTA
OBLIGACIÓN DE
ENERGÍA FIRME DE
VENTA ASIGNADA
(KWH-DÍA)
TERMOCOL
4.596.475
01/12/2012 a
30/11/2013
0.6
AMOYÁ
587.031
01/12/2012 a
30/11/2013
0.6
GECELCA 3
3.060.000
01/12/2012 a
30/11/2013
0.7
Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP
122
PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN
MARGEN SOBRE
PRECIO MÁXIMO
DEL CXC (US$/
MWH)
EE
1.13.
Energía
Eléctrica
PREVENCIÓN DEL RIESGO SISTÉMICO EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA
XM realizó análisis y gestiones ante las autoridades y agentes del mercado para la prevención y mitigación
de los riesgos sistémicos en el Mercado de Energía Mayorista. Por lo cual, mediante la implementación del
proyecto de Resolución CREG 089 de 2012, se estimará un indicador mensual de la capacidad de respaldo
de las operaciones para cada agente del Mercado, ante un posible incumplimiento en las obligaciones contraídas por los agentes.
Este indicador, conocido como la Capacidad de Respaldo de las Operaciones, CRO, es utilizado para determinar el nivel de operaciones, en términos de cantidad de energía, que un agente puede respaldar en el Mercado Mayorista según su capacidad patrimonial. Particularmente, se previenen con esta medida los siguientes
aspectos: la propagación de eventuales incumplimientos en los contratos entre agentes, las altas exposiciones
en bolsa, el alto apalancamiento por parte de agentes que no cuenten con solidez financiera suficiente, y que
la prestación del servicio de energía eléctrica a los usuarios finales no se vea afectada, además de constituirse
en un instrumento significativo para la toma de decisiones, relacionadas con la adquisición de compromisos
contractuales registrados en el Mercado Mayorista.
2. PLANEACIÓN ENERGÉTICA
2.1.
PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA DE GENERACIÓN 2013- 2026
El ejercicio de planeación de la generación para la presente vigencia, inició en 2012 partiendo de los ejercicios realizados con anterioridad e incluyendo los proyectos resultantes de las subastas del
cargo por confiabilidad realizadas en diciembre de 2011 y enero
de 2012, situación que cambia sustancialmente el panorama y las
señales de expansión. Los resultados finales serán dados a conocer
en el tercer trimestre de 2013.
Entrando en materia, los análisis de requerimientos de generación
planteados en el corto, mediano y largo plazo para el sistema de
interconexión colombiano corresponden a la capacidad demandada por el sistema colombiano desde el punto de vista de energía.
El horizonte de análisis se divide en dos periodos: del 2012 al
2018 y 2018 al 2026.
El criterio bajo el cual se busca determinar la expansión y operación del sistema es minimizar los costos de
inversión y operación del sistema, considerando la diversidad y disponibilidad de recursos energéticos con
los cuales cuenta el país.
2.2.
COMPARACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y DEMANDA DE POTENCIA
Dentro del seguimiento que realiza la UPME, se revisaron los requerimientos que en capacidad exige el sistema para la atención de la demanda de potencia, utilizando la máxima potencia anual contra la capacidad
estimada disponible en el sistema, sin considerar las interconexiones.
Se consideró el pico de potencia proyectado para cada año, para compararlo con la capacidad disponible
instalada y futura. El resultado se presenta en el gráfico 3. Para los tres escenarios de demanda de potencia
obtenidos a partir de las proyecciones de demanda de energía y potencia en el mes de marzo de 2013.
123
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
21.500
20.500
19.500
18.500
17.500
16.500
15.500
14.500
13.500
12.500
11.500
10.500
9.500
8.500
Dic -12
Jun -13
Dic -13
Jun -14
Dic - 14
Jun -15
Dic - 15
Jun - 16
Dic - 16
Jun - 17
Dic - 17
Jun - 18
Dic - 18
Jun - 19
Dic - 19
Jun - 20
Dic - 20
Jun - 21
Dic - 21
Jun - 22
Dic - 22
Jun - 23
Dic - 23
Jun - 24
Dic - 24
Jun - 25
Dic - 25
Jun - 26
Dic -26
MW
GRÁFICO 3. CAPACIDAD DE ENERGÍA VS DEMANDA DE POTENCIA PROYECTADA
Capacidad instalada
Capacidad disponible
Demanda alta
Demanda media
Demanda baja
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
Se observa en la gráfica que ante la ocurrencia de escenarios de demanda alta, media y baja, el sistema
eléctrico colombiano podría atender los requerimientos de demanda de potencia que el sistema exige, con lo
que posee instalado y en construcción (proyectos que tienen el cargo por confiabilidad y segunda etapa de
Ituango).
GRÁFICO 4. ENERGÍA REQUERIDA VS ENERGÍA DISPONIBLE EN FIRME
105.000
95.000
GWh
85.000
75.000
ENFICC ANUAL
Esc Alto
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
124
Esc Medio
Esc Bajo
Demanda objetivo CREG
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
55.000
2012
65.000
EE
Energía
Eléctrica
En el gráfico se presenta la energía firme de las plantas existentes y las obligaciones de las plantas nuevas,
resultado de las subastas del cargo por confiabilidad del periodo 2012 hasta 2026; igualmente, se presenta
la demanda objetivo en cada uno de los periodos establecida por la CREG y la proyección de demanda de
la UPME en la revisión de marzo de 2013.
2.3.
REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN
Este trámite tiene por objeto, además de llevar un registro de los nuevos y posibles desarrollos en generación,
que la UPME pueda contar con información suficiente para formular los planes de expansión candidatos.
Adicionalmente, es requisito para trámites ante otras entidades.
En este sentido, con la entrada en vigencia de la Resolución UPME número 0520 del 9 de octubre de 2007,
modificada por la Resolución UPME número 0638 de diciembre de 2007, se formalizó el procedimiento de
registro de proyectos de generación a operar en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). A partir de ese
momento, la unidad ha recibido un gran número de solicitudes de registro de proyectos de generación el cual
se ha incrementado a través de los años.
En el siguiente gráfico se puede observar la evolución del volumen anual de registro de proyectos de generación, el cual se triplicó en el último año respecto a la cantidad de solicitudes del primer año de vigencia de la
resolución. También se puede observar cómo ha sido el comportamiento del volumen de solicitudes en función
de la fase en la que se solicita el registro; por ejemplo, se puede observar que en los años 2008 y 2011 se
registró un gran número de proyectos de generación en Fase 2, lo cual está relacionado con la realización
de las subastas de energía firme realizadas por la CREG.
GRÁFICO 5. PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS Y FASE DEL PROCESO DE REGISTRO
140
120
100
80
60
40
20
0
2008
Fase 1
2009
Fase 2
2010
2011
2012
Fase 3
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
De la misma forma se puede analizar el registro de proyectos de generación en función de la tecnología y la
capacidad instalada de los proyectos. El siguiente gráfico ilustra que existe una gran intención de los agentes
por desarrollar proyectos de generación hidroeléctrica. Así mismo, se puede observar que en los años 2008
y 2011 aparece una gran participación en la potencia registrada de proyectos de generación térmicos a
base de carbón y gas. Las solicitudes de registro de proyectos termoeléctricos en estos dos años, se pueden
relacionar con las subastas de energía de la CREG ya que el tiempo de ejecución de este tipo de tecnología
es menor, y los habilitaría para cumplir con los plazos establecidos en las obligaciones de energía firme.
125
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
GRÁFICO 6. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS
11.000
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
2008
2009
Hidroeléctrica
2010
2011
Termoeléctricas Carbón
2012
Termoeléctricas Gas
Otras
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
Finalmente, los siguientes gráficos ilustran la distribución geográfica de la capacidad de los proyectos registrados a través de los últimos dos años. En todos los casos se puede observar una gran intención de implementar
proyectos de generación de electricidad en el departamento de Antioquia.
GRÁFICO 7. DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS
2011
Atlántico
Córdoba
15,5%
22,70%
5,3%
6,0%
9,0%
Antioquia
2012
54,5%
9,7%
5,51%
Boyacá
39,59%
7,85%
8,16%
16,19%
Santander
Cauca
Risaralda
Tolima
Cundinamarca
Otros departamentos
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
De acuerdo con las funciones establecidas en el planeamiento energético y ambiental, en cuanto a propiciar el desarrollo de los recursos de manera sostenible y con carácter óptimo, se incorporó en el decreto de
licenciamiento ambiental algunos ajustes para proyectos hidroeléctricos, como aspecto importante y necesario. Mediante un trabajo conjunto de los sectores ambiental y energético, se analizaron las dificultades en
cuanto a la desarticulación de los procedimientos energéticos y ambientales, generando como resultado los
requerimientos de concepto energético dentro del estudio de la autoridad ambiental.
126
EE
2.4.
Energía
Eléctrica
AVANCE DE PROYECTOS DE GENERACIÓN
Los proyectos de generación eléctrica que se encuentran en desarrollo son objeto de seguimiento continuo por
parte de la UPME, a través de solicitudes de información a los promotores de proyectos y de los informes de
auditoría que periódicamente se reciben, los cuales sirven para generar un panorama de avance para cada
proyecto. Como se muestra en la tabla 8, recientemente se culminó el proyecto hídrico Amoyá y se encuentra
en operación, mientras que los demás proyectos, principalmente hidráulicos, se encuentran en diferentes fases
de desarrollo.
Entre los proyectos se destaca principalmente el de Sogamoso, que según informe de auditoría, con corte
octubre 31 de 2012, presenta un avance de 68,05% y se estima que empiece a operar en el primer semestre de 2014. En el Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo, la auditoría, basada en información entregada
por Emgesa, estima que el proyecto sólo estaría entrando en operación comercial a partir del 1 de febrero
de 2015, con un retraso de 62 días calendario, contados a partir de la fecha registrada ante la CREG. En
Ituango, de acuerdo con el último informe de auditoría, se indica que el avance de la curva S declarado a
la fecha ante la CREG es del 15%, y el avance real ejecutado es de 11,1%. El atraso general en el avance
de la curva S es de 4,4% al 30 de junio de 2012. Las actividades que tienen mayor repercusión en el atraso
son la adquisición de predios, la construcción de campamentos, la excavación de túneles de desviación y de
acceso, y las obras de generación.
De acuerdo con los informes de avance y el seguimiento que realiza la UPME, se destacan dos aspectos
relevantes relacionados con las dificultades y riesgos para la culminación oportuna de los proyectos, independiente de la etapa de desarrollo en que se encuentra: la seguridad en las zonas de influencia, y lo relacionado
con licenciamiento y restricciones ambientales, ya sea para el uso del recurso de generación como para la
construcción de vías de acceso. Estos dos aspectos generan los mayores retrasos, respecto a los cronogramas
establecidos inicialmente.
TABLA 8. AVANCE EN PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Proyecto
Capacidad Instalada
(Mw)
Amoyá
Quimbo
Gecelca 3
Ituango
Sogamoso
Termocol
Tasajero II
Gecelca 32
Carlos Lleras Restrepo
Alto Tuluá
Bajo Tuluá
Ambeima
Tunjita
San Miguel
Porvenir II
Termonorte
San Andrés
El Popal
Cucuana
Transvase Manso
78
400
164
2.400
820
202
160
250
78
20
20
45
19,8
42
352
88
20
19,9
55
---
Tecnología
Entrada Estimada en
Operación
Hídrica- Río Amoyá
EN OPERACIÓN -Mayo 2012
Hídrica - Río Magdalena
30-nov-14
Térmica - Carbón
15-jul-13
Hídrica - Río Cauca
Sep - 2018 (Unidad Nº 4)
Hídrica - Río Sogamoso
feb-14
Témica - Fuel Oil
01-dic-13
Térmica - Carbón
01-dic-15
Térmica - Carbón
01-dic-15
Hídirca - Río Medellín
01-dic-14
Hídrica-Río Tulua
Diciembre de 2013
Hídrica-Río Tulua
Tercer Trimestre 2014
Hídrica - Río Ambeima
Diciembre de 2013
Hídrica - Río Tunjita
01-jul-14
Hídrica - Río Calderas
Agosto de 2015
Hídrica - Río Samaná
Diciembre de 2017
Térmica - Gas/Fuel Oil
01-dic-17
Hídrica-Rio santa Ines
Segundo semestre 2015
Hidráulica - Río Cocorná
25-mar-14
Hidráulica - Río Cucuana
17-sep-13
Hídrica-Río Manso
---
OEF
(Obligación de
Energía Firme)
01-dic-13
01-dic-14
01-dic-13
01-dic-18
01-dic-14
30-nov-13
01-dic-15
01-dic-15
01-dic-15
NA
NA
01-dic-15
NA
01-dic-15
01-dic-18
01-dic-17
NA
NA
01-dic-14
---
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
127
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
Siguiendo lo establecido en el decreto 2820 de 2010, y a través de la Resolución UPME 0052 de 2012,
se encuentra implementado el procedimiento de concepto de Potencial Hidroenergético. A la fecha, se han
tramitado solicitudes de las autoridades ambientales relacionadas con 26 proyectos, de los cuales a 11 se les
emitió concepto técnico sobre el potencial, 12 se encuentran en requerimiento, dos en estudio y a uno se le determinó que no aplicaba lo dispuesto en el decreto 2820. Este último proyecto involucra tres grupos de obras :
i) la red que se necesita para la conexión de Hidroituango, ii) la red para incrementar el límite de importación
al área Caribe, y iii) la red que se necesita para incrementar el límite de importación al área suroccidental.
La UPME recomienda la ejecución de las siguientes obras:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Nueva subestación Ituango 500 kV.
Nueva subestación Medellín 500/230 kV – 900 MVA.
Doble circuito Ituango – Cerromatoso 500 kV.
Línea Ituango – Sogamoso 500 kV.
Línea Ituango – Medellín 500 kV.
Reconfiguración de la línea Occidente – Ancón 230 kV en Occidente – Medellín y Medellín – Occidente 230 kV.
Nueva circuito Medellín – Ancón 230 kV.
Línea Cerromatoso – Chinú 500 kV.
Línea Chinú – Copey 500 kV.
Segundo transformador 500/220 kV – 450 MVA en la subestación Copey.
Nueva subestación Alférez 500 kV.
Transformación Alférez 500/230 kV – 900 MVA.
Línea Medellín – Virginia 500 kV.
Línea Virginia – Alférez 500 kV.
Línea San Marcos – Alférez 500 kV.
Reconfiguración de la línea Pance – Juanchito 230 kV en Pance – Alférez y Alférez – Juanchito 230 kV.
Con respecto a la evaluación de estudios de solicitudes de conexión y actualización de cargos de nivel de
tensión 4, durante el periodo de julio 2012 a junio de 2013 se ha dado concepto aprobatorio a 22 solicitudes entre conexiones al Sistema de Transmisión Nacional, STN, y Sistema de Transmisión Regional, STR, y
proyectos para actualización de cargos por incorporación de nuevos activos de nivel de tensión 4.
TABLA 9. SOLICITUDES DE CONEXIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE CARGOS DE NIVEL DE
TENSIÓN 4
No
PROYECTO
FECHA EMISION
RESPUESTA UPME
1
Estudio de conexión Subestación Gran Sabana
13-sep-12
2
Estudio de conexión PCH San Francisco 520kW
25-sep-12
3
Proyecto Segundo circuito Chinú-Boston
19-oct-12
4
Estudio de conexión Subestación El Siete
13-nov-12
5
Estudio de conexión San Fernando al STN 30 MW
6
Compensación Capacitiva UBATE 115kV
11-dic-12
7
Estudio de conexión PCH Suba 2,6MW
21-dic-12
8
Estudio de conexión de la PCH Usaquén de 1.8 MW al SDL operado por Condensa
21-dic-12
9
Estudio de conexión Proyecto de cogeneración Ingenio Risaralda 15MW
9-ene-13
128
5-dic-12
EE
Energía
Eléctrica
TABLA 9. SOLICITUDES DE CONEXIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE CARGOS DE NIVEL DE
TENSIÓN 4
No
PROYECTO
FECHA EMISION
RESPUESTA UPME
10 Estudio de conexión de la PCH Mulatos 2 de 8.32 MW al SDL operado por Empresas Públicas de Medellín
9-ene-13
11 Estudio de conexión de la PCH Alejandría
9-ene-13
12 Compensación Capacitiva Bacatá, Tibabuyes, Usme 115kV
9-ene-13
13 Solicitud de Ampliación Subestación Caucasia
15-ene-13
14 Estudio de conexión Proyecto Generación Awarala Central Eléctrica 19.9MW
18-ene-13
15 Estudio de conexión Subestación Nueva Esperanza 500/120 kV - 450 MVA
12-mar-13
16 Estudio de conexión Subestación Caucheras 110KV
12-mar-13
17 Actualización cargos por uso activos Nivel IV Meta
15-mar-13
18 Conexión Proyecto Subestación Palmaseca 115 KV
4-abr-13
19 Conexión Tasajero II
15-abr-13
20 Conexión Proyecto Generación Hidráulica Carlos Lleras Restrepo
6-may-13
21 Actualización estudio subestación Alférez en el sur de Cali. Se solicita Modificación
para Alférez II de convencional a encapsulada
6-may-13
22 Conexión Proyecto Centrales Hidroeléctricas del Oriente Antioqueño Popal, SAN
Miguel, San Matías, Molino, Sirgua, Paloma I y II
28-may-13
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética
2.5.
CONVOCATORIAS PÚBLICAS DE OBRAS DE TRANSMISIÓN
UPME 01-2008 Nueva Esperanza – subestación 500/230 kV y líneas asociadas en 500 kV y 230 kV (en
área de influencia de Bogotá). Inversionista: Empresas Públicas de Medellín E.S.P: En la presente vigencia
se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de licenciamiento ambiental y al proceso de prospección arqueológica
UPME 02-2008 El Bosque – subestación 220 kV y líneas asociadas en 220 kV (en área de influencia de
Cartagena). Inversionista: Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de construcción, teniendo en cuenta
que en el primer semestre de 2012 le fue aprobada la licencia ambiental al proyecto.
UPME 02-2009 Armenia – subestación a 230 kV y línea doble circuito a 230 kV (Eje Cafetero, CRQ). Inversionista: Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al
proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de licenciamiento ambiental y el permiso de
intervención sobre el Paisaje Cultural Cafetero.
UPME 04-2009 Sogamoso – subestación 500/230 kV y líneas asociadas en 500 kV y en 230 kV. Inversionista: Interconexión Eléctrica S.A. – ISA E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con
apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de licenciamiento ambiental, el cual se dividió en dos, uno
para la subestación y otro para la línea. Dichos trámites han presentado atrasos, lo que ha afectado el inicio
de la construcción de las obras y la puesta en servicio del proyecto inicialmente prevista para junio de 2013.
UPME 05-2009 subestación Quimbo a 230 kV y líneas asociadas (influencia directa en los departamentos
del Huila, Putumayo y Valle del Cauca). Inversionista: Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso
129
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
de licenciamiento ambiental, el cual se dividió en dos, uno para la línea Quimbo – Altamira, la reconfiguración y la subestación, y otro para la línea Quimbo - Alférez.
Para el primer grupo, se radicó el Diagnostico Ambiental de Alternativas, DAA, en septiembre de 2012 y en
diciembre la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA, definió la alternativa sobre la cual elaborar
el Estudio de Impacto Ambiental, EIA, el cual se radicó en abril de 2013 y en mayo se expidió el Auto de
inicio de trámite.
Para el segundo grupo, en octubre de 2012 se radicó el DAA y en enero de 2013 se solicitó recalificar las
alternativas debido a problemas sociales con la alternativa inicialmente recomendada. A la fecha no hay
pronunciamiento al respecto, lo cual implica un atraso en esta línea.
UPME 02-2010 subestación Termocol a 230 kV y líneas asociadas (influencia directa en el departamento
del Magdalena, permite la conexión de la central de generación del mismo nombre): Durante los meses
de junio y julio de 2012 se llevó a cabo el proceso de selección de interventor e inversionista, en el cual se
seleccionó a la empresa GENIVAR CRA S.A.S. como interventor y se adjudicó el proyecto a Interconexión
Eléctrica S.A. E.S.P, ISA, al presentar la oferta con menor valor presente de los ingresos anuales esperados,
correspondiente a US$5.040.624,91.
UPME 03-2010 Proyecto Chivor – Chivor II – Norte - Bacatá a 230 kV (influencia directa en el departamento de Cundinamarca, especialmente en la ciudad de Bogotá): En enero de 2013 se dio apertura al
proceso de convocatoria, dentro del cual se seleccionó en el mes de marzo al interventor Consorcio – ACI
–SEDIC y en abril se adjudicó el proyecto a la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P, EEB, al presentar
la oferta con menor valor presente de los ingresos anuales esperados, correspondiente a US$44.842.310.
UPME 01-2010 Subestación Alférez a 230 kV y líneas asociadas (influencia directa en el departamento
del Valle del Cauca): En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría. La ruta crítica está definida por la licencia ambiental y la instalación de la subestación, la cual se definió
que fuese encapsulada.
En junio de 2012 se aceptó única alternativa dado que la línea es solo de 1.5 km y el lote de la subestación
ya estaba definido. En octubre de 2012 se radicó el EIA y en febrero de 2013 la ANLA solicitó información
adicional, la cual se entregó en marzo. A la fecha no hay pronunciamiento. La licencia debió estar en abril,
por lo que se registra un atraso en el inicio de construcción.
2.6.
ENERGIZACIÓN Y AMPLIACIÓN DE LA COBERTURA
2.6.1.
Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica- PIEC
La UPME, en cumplimiento de la normatividad vigente, elabora quinquenalmente un plan indicativo de expansión de la cobertura de energía eléctrica, PIEC, para estimar las inversiones públicas que deben ejecutarse y
las privadas que deben estimularse, en búsqueda de la universalización de este servicio.
En el proceso de planeamiento realizado para el periodo 2013-2017, se partió de la estimación de las
necesidades a diciembre de 2011, con datos provenientes de la aplicación de la metodología propuesta
por la entidad publicada en la web, y cuyos resultados fueron presentados en un taller realizado en la tercera
semana del mes de enero de 2013, con la participación de las empresas operadoras de red del Sistema
Interconectado Nacional, SIN. Una de las conclusiones de esta reunión fue la revisión, con cada una de las
empresas prestadoras del servicio de la información, del cálculo de este indicador para cada uno de los
municipios. Se concertaron reuniones de trabajo con cada operador, proceso que tomó aproximadamente
un mes, con la participación de 23 empresas. De esta forma, se obtuvieron unos datos de cobertura más
actualizados y ajustados a la realidad de la región, datos del año 2012, por lo que se cambió el año base
del planeamiento del PIEC.
130
Energía
Eléctrica
EE
Usuarios
Vichada
Valle
Vaupés
Sucre
Tolima
Santander
San Andrés
Quindío
Risaralda
Meta
Nariño
Norte de
Santander
Putumayo
Magdalena
Huila
La Guajira
Guanía
Usuarios
200.000
0%
Guaviare
10%
Córdoba
400.000
Cundinamarca
20%
Cesar
600.000
Chocó
800.000
30%
Cauca
40%
Casanare
1.000.000
Caldas
1.200.000
50%
Caquetá
60%
Bolívar
1.400.000
Boyacá
70%
Bogotá D.C.
1.600.000
Arauca
1.800.000
80%
Atlántico
2.000.000
90%
Antioquia
100%
Amazonas
ICEE(%)
GRÁFICO 8. ÍNDICE DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ICEE Y USUARIOS POR
DEPARTAMENTO 2012
-
ICEE(95,58%)
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética, UPME
En la gráfica se presenta la cobertura calculada por departamento y el número de viviendas con servicio. Se
observa que la cobertura alcanzó el 95,58% a nivel nacional. El total de viviendas que tienen servicio son
11.569.602, de las cuales 202.364 tienen la prestación con solución aislada.
De esta forma, se estimó que a diciembre de 2012, 535.613 viviendas no contaban con servicio de energía
eléctrica. Esta cifra es el objetivo del Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura de energía eléctrica, PIEC,
ya que a partir de esta herramienta se estima cómo estas necesidades pueden ser atendidas, si con interconexión a la red del SIN o con soluciones aisladas, y el valor de su inversión.
2.6.2.
Planes de expansión de operadores de red
El reglamento de los planes de expansión de los operadores de red fue aprobado el 27 de marzo de 2012
mediante la resolución MME 180465.
En cumplimiento de lo establecido en el numeral 3.4 de esta norma, “reglamento de las convocatorias para la
presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión de cobertura”, la UPME puso a disposición
de los operadores de red, OR, el 28 de febrero de 2013, la herramienta computacional para el cargue de
los planes de expansión de operadores de red junto con su respectivo instructivo.
Adicionalmente, y si bien se expidió la resolución 9006 de enero 2013 modificando la fecha de presentación
de los planes, la UPME ha adelantado el proceso de concertación de metas reuniéndose con 18 OR para
revisar los resultados preliminares del PIEC en cada municipio y departamento.
Es importante recordar que el proceso de presentación de los planes de expansión de los OR, inicia una vez
se publiquen los resultados del PIEC, es decir en el mes de junio. A partir de esta fecha se cuenta con tres
meses para la presentación de cada plan.
Como resultado final de este proceso se expedirá un acto administrativo presentando las metas concertadas
con los OR, por cada municipio y las inversiones requeridas para el cumplimiento de ellas.
131
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
2.6.3.
Planeamiento Zonas No Interconectadas - ZNI
La UPME, para continuar con el lineamiento de política del Plan Energético Nacional, PEN, de esquemas
de energización y aprovechando las sinergias que se han creado y/o fortalecido en torno al desarrollo de
diferentes estudios y proyectos por parte de instituciones, academia y/u organismos de cooperación internacional, tales como IPSE, CREG, Universidad de Nariño, TETRA TECH ES INC, a partir del segundo semestre
del año 2012 optó por iniciar, a través de convenios de asociación, la elaboración de una metodología
tipo para la formulación de planes de energización rural sostenible a nivel departamental y/o regional en un
horizonte promedio de quince años, que permitan dar lineamientos de política frente a la energización rural e
identificar proyectos integrales y sostenibles en el corto, mediano y largo plazo.
Se inició el proyecto piloto para Nariño con el alcance de llevar a cabo la caracterización del consumo energético, analizar la oferta disponible, identificar los proyectos energéticos y productivos disponibles, evaluar las
alternativas para los proyectos energéticos, asociar los proyectos productivos, conformar proyectos integrales
e incorporar los esquemas empresariales que permitan darle la sostenibilidad a los mismos.
Posteriormente la metodología desarrollada se aplicará para Cauca y Putumayo con base en información
secundaria; adicionalmente, se está gestionando su desarrollo en el Tolima, aprovechando las sinergias que
se han generado en torno a la ejecución del contrato plan en dicho departamento.
2.7.
DEMANDA DE ENERGÍA
Durante el período comprendido entre julio de 2012 y julio 2013, se han realizado diversas actividades en
el área de proyección de demanda de energía, entre las que se cuentan las siguientes:
2.7.1.
Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia 2012 – 2031
Durante los meses de julio y noviembre de 2012, así como en marzo de 2013, se realizaron revisiones
a las proyecciones de demanda en las cuales se incorporaron nuevos escenarios macroeconómicos suministrados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, y nuevas series poblacionales y de precios del
DANE. Estas revisiones tienen en cuenta las tendencias recientes en la demanda durante el año. Teniendo
en cuenta los ajustes, las nuevas proyecciones indican que en el escenario medio, se espera para los años
2013 un crecimiento de la demanda de 3,9%. Entre los años 2012 y 2020, una tasa media de crecimiento de 3,9% y de 3,0% para el periodo 2020 a 2030.
2.7.2.
Proyecciones de demanda de energía eléctrica por sectores 2012 – 2015
Se realizó la proyección preliminar de demanda regulada y no regulada para los años 2013 – 2015, en esta
se determina que persiste la tendencia a un aumento de la participación de los usuarios no regulados dentro
del consumo energético de 33,6% en el año 2012 a 35,4% en el 2015.
2.8.
USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA Y FUENTES NO
CONVENCIONALES DE ENERGÍA
El Plan de Acción Indicativo 2010-2015 del Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía (URE) y demás
Formas de Energía No Convencionales (FNCE), PROURE, se viene ejecutando con algunas acciones prioritarias.
Con la terminación del proyecto “desarrollo de un piloto para la aplicación de la metodología de incorporación de URE y FNCE en la educación formal, niveles preescolar, básica y escuela media, en Colombia“, se
espera obtener una propuesta metodológica y un plan institucional para avanzar posteriormente en su apropiación e implementación a nivel nacional.
132
EE
Energía
Eléctrica
Para la promoción y viabilización de proyectos URE y FNCE, la UPME realizó una publicación enfocada a
proponer esquemas financieros aplicables a este tipo de proyectos y, con el apoyo de la Superintendencia
de Servicios Públicos Domiciliarios, se avanzó en el diseño de una propuesta para la implementación de un
proyecto piloto en el sector de agua potable.
La Resolución 186 de 2012 fue expedida por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía, con el propósito de definir las
condiciones de acceso a los beneficios tributarios para
equipos, elementos y maquinaria destinados al desarrollo de planes y programas nacionales de producción
más limpia, ahorro y eficiencia energética y FNCE.
La UPME, mediante el proyecto de Eficiencia Energética en Edificaciones (EE), adelantó una consultoría cuyo
objetivo era evaluar el mejor arreglo institucional para
la promoción de proyectos de EE y FNCE, como respuesta al necesario fortalecimiento de las actividades
de coordinación y articulación entre actores públicos y
privados.
Se concluyó la consultoría para el diseño de un modelo
económico y financiero que permita el desarrollo de
un programa nacional de sustitución de refrigeradores
domésticos.
Un nuevo insumo para la elaboración del Reglamento Técnico de Eficiencia Energética para Viviendas de
Interés Social lo constituye la conclusión de un trabajo
orientado a determinar las características técnicas de
materiales.
El fortalecimiento institucional, mediante la asistencia
de profesionales del Ministerio de Minas y Energía y la UPME a entidades del Brasil para revisar aspectos
relacionados con la implementación del Programa de Conservación de la Energía Eléctrica, PROCEL, el
desarrollo del mercado de servicios energéticos ESCO´s y la ejecución del proyecto de disposición final de
refrigeradores.
La firma del Acuerdo de Entendimiento entre la UPME y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo
– PNUD, permitió iniciar la ejecución del proyecto de etiquetado en eficiencia energética, con aportes del
GEF (Global Environment Facility) que ascienden a US$2,5 millones y una contrapartida nacional de US$7,5
millones. El proyecto se enfocará al desarrollo de estrategias de fortalecimiento institucional, de mercado y
culturales.
Como parte de los procesos de innovación tecnológica en la industria, se continúa con la difusión, capacitación e implementación del sistema de gestión integral de la energía en diferentes regiones del país, con el
apoyo de Colciencias, 15 universidades y diversas empresas del sector eléctrico. Los resultados del programa
incluyen 200 gestores energéticos avanzados certificados; 31 líderes energéticos certificados; formación de
docentes universitarios en el área Sistema de Gestión Integral de Energía, SGIE; implementación de líneas
de investigación y especializaciones en la materia en las universidades participantes; 42 empresas del sector industrial caracterizadas energéticamente y el desarrollo de herramientas pedagógicas para difusión del
Sistema de Gestión Integral de Energía, GIE. Igualmente, se avanza en la elaboración de la Guía Técnica
Colombiana, GTC, de gestión integral de la energía.
El Ministerio de Minas y Energía y la UPME realizaron conferencias dirigidas principalmente a los sectores
133
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
residencial, industrial, hotelero y público, en temas de aplicación de reglamentación técnica, iluminación
eficiente, uso racional y eficiente de energía en refrigeración, auditorías energéticas, gestión integral de la
energía.
Para remover las barreras al desarrollo de las FNCE en Colombia, se avanzó en las actividades del componente 1 del proyecto “Catalytic Investments for Geothermal Power”. En el mismo sentido, se continuó brindando apoyo técnico en la formulación de las normas técnicas de energía eólica, solar y fotovoltaica en el
ICONTEC.
Se abrió la convocatoria 558 Colciencias – UPME, con el propósito de conformar un banco de proyectos
elegibles para investigación e innovación en problemáticas nacionales relacionadas con el potencial y aprovechamiento del recurso hidroenergético.
Finalmente, se iniciaron gestiones orientadas a la realización de una evaluación con detalle regional de los
recursos solar y eólico en la Costa Caribe.
Se realizó el acompañamiento técnico para la evaluación de más de 200 proyectos de investigación, exenciones tributarias o cofinanciación, como apoyo al Programa Nacional de Investigaciones de Energía y Minería de Colciencias.
La UPME ejerció la Secretaría Técnica de la Comisión Intersectorial de Uso Racional y Eficiente de Energía y
Fuentes No Convencionales de Energía (CIURE), espacio para la presentación de los avances en las temáticas
en URE y FNCE.
Se estableció una ruta eólica, siguiendo lineamientos del MME y de la CIURE, donde la UPME coordinó la
realizaron reuniones con los actores de proyectos de gran escala, identificándose problemáticas en aspectos
ambientales, sociales y económicos, así como barreras financieras, técnicas y regulatorias.
3. FONDOS DE INVERSIÓN
3.1.
PROGRAMA DE NORMALIZACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS - PRONE
El Programa de Normalización de Redes Eléctricas – PRONE fue creado por el Artículo 63 de la Ley 812 de 2003 y reglamentado por
el Decreto 1123 de 2008, con el cual se busca por la financiación
de proyectos elegibles de normalización de redes eléctricas, consistentes en la instalación o adecuación de las redes de distribución de
energía eléctrica y el acceso a la vivienda del usuario, incluyendo el
contador o sistema de medición del consumo.
La Ley 1117 de 2006 estableció que el término para la ejecución del
programa de normalización de redes eléctricas será igual a la vigencia definida para el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización
de Zonas Rurales Interconectadas – FAER. Este programa se ha venido
financiado hasta con un 20% del recaudo de los recursos del FAER.
A su vez, el artículo 104 de la Ley 1450 de 2011 (Plan Nacional
de Desarrollo), adicionó un peso ($1) por kilovatio hora transportado
para ser fuente de financiación del PRONE.
Durante 2012 se suscribieron seis contratos con cuatro operadores
de red por valor de $129.705 millones de pesos para la ejecución
de proyectos en los siguientes departamentos, los cuales beneficiarán
a 52.040 usuarios, indicados a continuación:
134
EE
Energía
Eléctrica
TOTAL RECURSOS
TOTAL
USUARIOS
TABLA 10. INVERSIONES CON RECURSOS PRONE
DEPARTAMENTO
PPTO 2012
VIGENCIA FUTURA 2013
Atlántico
$11.989.564.404,60
$7.993.042.936,40
$ 9.982.607.341,00
9.287
Bolívar
$11.720.410.310,40
$7.813.606.873,60
$ 9.534.017.184,00
6.836
Cauca
$2.290.298.937,00
$1.526.865.958,00
$ 3.817.164.895,00
2.020
$ 10.573.463.939,40
$ 7.048.975.959,60
$17.622.439.899,00
5.803
Córdoba
$ 3.104.921.379,00
$ 2.069.947.586,00
$ 5.174.868.965,00
1.891
Guajira
$ 2.953.039.012,80
$ 1.968.692.675,20
$ 4.921.731.688,00
1.995
Magdalena
$ 18.047.317.441,20 $ 12.031.544.960,80
$30.078.862.402,00
12.348
Nariño
$ 10.061.122.098,00
$ 6.707.414.732,00
$ 6.768.536.830,00
6.837
$ 6.147.837.578,40
$ 4.098.558.385,60
$10.246.395.964,00
3.916
$ 935.493.259,80
$ 623.662.173,20
$ 1.559.155.433,00
1.107
$ 77.823.468.360,60
$ 51.882.312.240,40
$129.705.780.601,00
52.040
Cesar
Sucre
Caquetá
TOTAL
Fuente: Dirección de Energía Eléctrica – Ministerio de Minas y Energía
3.2.
FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS
RURALES INTERCONECTADAS - FAER
El FAER fue creado mediante el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, y reglamentado por el Decreto 1122
de 2008. Su objeto es la financiación de los proyectos de electrificación rural que tengan asociado líneas
de interconexión de media tensión y subestaciones de distribución, que permitan incrementar la confiabilidad,
calidad y la ampliación de cobertura de las zonas interconectadas en las zonas de difícil gestión y zonas
rurales de menor desarrollo.
La Ley 1376 de 2010 extendió su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018 y amplió el objeto de inversión de los recursos del fondo. Al respecto, en el artículo 115 de la Ley 1450 de 2011 (Plan Nacional de
Desarrollo), se estableció que éste se conformará con los recursos económicos que recaude el Administrador
del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), correspondientes a $1,34 por kilovatio hora despachado
en la Bolsa de Energía Mayorista.
Durante el 2012, se suscribieron convenios por valor de $195.152,61 millones para ejecutar proyectos en
los departamentos que se relacionan a continuación:
TABLA 11. INVERSIONES CON RECURSOS FAER
Departamento
Total Aporte $ Aporte 2012 $ Aporte 2013 $
Total usuarios
Millones
Millones
Millones
Usuarios
2012
Usuarios
2013
1.115,27
669,16
446,11
123
74
49
Bolívar
16.255,68
9.753,41
6.502,27
18.205
10.925
7.280
Caquetá
12.570,16
7.542,09
5.028,06
1.045
627
418
7.656,53
4.593,92
3.062,61
651
391
260
79.541,56
47.724,94
31.816,62
8.964
5.379
3.585
3.225,39
1.935,23
1.290,16
210
125
85
11.000,00
6.600,00
4.400,00
2.300
1.380
920
Antioquia
Casanare
Cauca
Cesar
Chocó
135
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
TABLA 11. INVERSIONES CON RECURSOS FAER
Departamento
Total Aporte $ Aporte 2012 $ Aporte 2013 $
Total usuarios
Millones
Millones
Millones
Córdoba
Usuarios
2012
Usuarios
2013
12.633,37
7.580,02
5.053,35
19.540
11.724
7.816
Guajira
1.143,09
685,85
457,24
171
103
68
Guaviare
4.364,76
2.618,86
1.745,90
339
204
135
Magdalena
7.730,78
4.638,47
3.092,31
1.703
1.022
681
Meta
1.132,02
679,21
452,81
97
58
39
Nariño
6.423,52
3.854,11
2.569,41
1.049
630
419
Putumayo
2.612,19
1.567,31
1.044,88
216
130
86
Santander
12.463,30
7.477,98
4.985,32
1.521
913
608
Tolima
15.284,99
9.170,99
6.114,00
1.906
1,143
763
195.152,61 117.091,56
78.061,04
58.040
34.828
23.212
Total
Fuente: Dirección de Energía Eléctrica - Ministerio de Minas y Energía
Esta cifra corresponde a la suma de $117.091,56 millones de recursos de la vigencia 2012 y $78.061,04
millones de la vigencia 2013, los cuales beneficiarán a 58.040 familias localizadas en 16 departamentos
de las zonas rurales del Sistema Interconectado Nacional.
3.3.
F ONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS
NO INTERCONECTADAS - FAZNI
El FAZNI fue creado en los artículos 81 al 83 de la Ley 633 de 2001 con una vigencia a 31 de diciembre de
2007; posteriormente la Ley 1099 de 2006 prolonga su vigencia hasta 31 de diciembre de 2014. El objetivo
del FAZNI es financiar planes, programas y/o proyectos priorizados de inversión para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica y para la reposición o la rehabilitación de la existente, con el propósito
de ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía en las zonas no interconectadas.
En el período comprendido entre mayo de 2012 y mayo de 2013, se aprobaron recursos en reuniones del
Comité de Administración del FAZNI – CAFAZNI, por valor de $92.036 millones, para planes, programas o
proyectos en los departamentos de Guaviare, Guainía, Nariño, Vaupés y Vichada, incluidas vigencias futuras
por valor de $13.728 millones, los cuales beneficiarán a 9.237 usuarios:
TABLA 12. REGIONALIZACIÓN RECURSOS FAZNI
(En millones de pesos)
DEPARTAMENTO
MUNICIPIO
USUARIOS
VIGENCIA 2012
VIGENCIA 2013
5.473
$ 5.589
$ 3.726
Guainía
Inírida
Guaviare
Miraflores
421
$ 2.368
$ 1.579
Nariño
Iscuandé Bocas de Satinga / Charco/Tola/ Mosqueta/ SalaHonda
600
$ 54.661
$ 3.440
Vaupés
Mitú
1.516
$ 13.874
$ 3.772
Vichada
Primavera
1.227
$ 1.816
$ 1.210
9.237
$ 78.308
$ 13.728
TOTAL
Fuente: Dirección de Energía Eléctrica – Ministeio de Minas y Energía
136
Energía
Eléctrica
EE
3.4.
FONDO DE ENERGÍA SOCIAL – FOES
El artículo 118 de la Ley 812 de 2003, que contiene el Plan Nacional de Desarrollo para el período 2003
– 2006, definió como fondo especial del orden nacional, los recursos provenientes del 80% de las rentas
de congestión como producto de las exportaciones de energía eléctrica a los países vecinos dentro de los
Convenios de la Comunidad Andina de Naciones.
Dicho fondo fue prorrogado mediante el artículo 59 de la Ley 1151 de 2007, que contiene el Plan Nacional
de Desarrollo para el período 2006 – 2010, en el cual se estableció que el Ministerio de Minas y Energía
continuará administrando el FOES como un sistema especial de cuentas, para cubrir, a partir del 2007, hasta
$46 por kilovatio hora del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de los usuarios ubicados en
zonas de difícil gestión – ZDG, áreas rurales de menor desarrollo – ARD y en zonas subnormales urbanas –
ZSUB definidas por el Gobierno Nacional.
Con el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011(Plan de Nacional de Desarrollo para el periodo 2010 - 2014)
se dio continuidad a este fondo con el objeto de cubrir, a partir del 2011, $46 por kilovatio hora del valor de
la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 de las
ARD, ZDG y BSUB. Con el fin de reglamentar este artículo, se emitió el Decreto 0111 de 20 de enero de 2012.
En cumplimiento con la normatividad establecida, se distribuyeron recursos en el 2012, según información
reportada por los comercializadores, del orden de $107.624 millones y se benefició un promedio de
1.750.910 usuarios de estratos 1 y 2. Durante la vigencia del fondo de 2004 a 2012 se han girado recursos por valor de $961.934 millones así:
TABLA 13. DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS
AÑOS 2004 – 2012
AÑO
RECURSOS ASIGNADOS1/
1
RECURSOS EJECUTADOS2/
2
PORCENTAJE EJECUTADO
(2) / (1)
2004
70.000
70.000
100,00%
2005
120.000
120.000
100,00%
2006
162.949
161.100
99,00%
2007
104.080
87.677
84,00%
2008
100.000
87.677
88,00%
2009
132.600
132.600
100,00%
2010
120.289
120.289
100,00%
2011
75.000
74.969
99,96%
2012
107.625
107.624
99,99%
1/ Apropiación Vigente 2/ Compromisos
Fuente: DNP-DIFP y Dirección de Energía – MME
3.5.
FONDO DE SOLIDARIDAD PARA SUBSIDIOS Y REDISTRIBUCIÓN DE
INGRESOS – FSSRI
3.5.1.
Información básica
El Gobierno Nacional mediante las Leyes 142 de 1994 y 286 de 1996 creó el FSSRI como un fondo cuenta
para administrar y distribuir los recursos asignados en el presupuesto general de la nación y distribuir los excedentes del mismo fondo, a efectos de cubrir los subsidios de los usuarios de menores ingresos del servicio
público domiciliario de energía eléctrica.
137
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
La administración de este fondo se ha venido rigiendo por los Decretos 847 de mayo de 2001 y 201 de enero
de 2004, reglamentarios de las leyes antes mencionadas, y en los cuales se establecen los procedimientos
de liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia
del servicio público de energía eléctrica. En virtud de lo anterior, las empresas prestadoras deben efectuar y
reportar las conciliaciones de las cuentas de subsidios y contribuciones trimestralmente, haciendo uso de la
metodología establecida para tal efecto, con el fin de consolidar, validar y reconocer los déficits o superávits
en materia de subsidios y contribuciones.
3.5.2.
Información estadística
De acuerdo con las estadísticas determinadas con base en las validaciones efectuadas de la información reportada por las empresas, se observa que el sector eléctrico viene presentando un comportamiento deficitario, motivo
por el cual se ha requerido permanentemente de la apropiación de los recursos asignados en el Presupuesto
General de la Nación. Lo anterior implica que los aportes de los excedentes generados por la contribución de
solidaridad, recaudados por las empresas superavitarias, no han sido suficientes para cubrir la totalidad de los
faltantes de las empresas deficitarias en el balance de subsidios y contribuciones.
En el año 2012, el Gobierno Nacional, en cumplimiento de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios y de la
Ley 1428 de 2010, entregó $1.255.273 millones a través del presupuesto general de la nación y se redistribuyeron $50.347 millones de recursos, provenientes de los excedentes de las contribuciones del FSSRI. Con estos
recursos se cubrieron los subsidios de los usuarios de los estratos socioeconómicos con bajos ingresos del servicio
público domiciliario de energía eléctrica, incluyendo los del Sistema Interconectado Nacional – SIN como los de
las Zonas No Interconectadas – ZNI. En promedio, los usuarios del servicio de electricidad que se beneficiaron
con estos subsidios fueron del orden de 2.964.279 en el estrato 1, 4.033.479 en el estrato 2 y 2.369.891
en el estrato 3, para un total de 9.367.650 usuarios beneficiarios, tanto del SIN como de las ZNI.
3.5.3.
Perspectivas
Basándose en los esquemas previstos en las leyes 1428 y 1430 de 2010, en los cuales se elimina la contribución especial a los usuarios industriales, se han previsto ejecutar en la vigencia 2013 recursos del orden
de los $1,6 billones (correspondientes a $ 35.000 millones vía excedentes de la contribución de solidaridad
y 1,5 billones por el Presupuesto Nacional directamente). Lo anterior, con el fin de otorgar subsidios para los
usuarios de los estratos 1, 2 y 3 pertenecientes al SIN y a las ZNI hasta los topes máximos.
4. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA EN
ZONAS NO INTERCONECTADAS
El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para
las Zonas No Interconectadas, IPSE, tiene como objeto promover soluciones energéticas estructurales en las comunidades rurales que hacen
parte de las Zonas No Interconectadas – ZNI. Su objetivo está fundamentado en el mejoramiento continuo de sus procesos, con responsabilidad ambiental, y en condiciones de trabajo seguras y saludables
para las partes interesadas.
A continuación se describen los principales logros de la entidad:
Localidades zonas no interconectadas
Fuente: IPSE, Junio 2013
138
Energía
Eléctrica
EE
4.1.
PROYECTOS EJECUTADOS, EN PROCESO DE EJECUCIÓN Y PROGRAMADOS
2012-2014
TABLA 14. VIABILIZACIÓN RECURSOS FAZNI Y FNR 2011-2013
VIABILIZACION DE RECURSOS FAZNI Y FNR
2013 - 2012 -2011 IPSE POR DEPTO
CAQUETÁ
VALOR ASIGNACIÓN
%
USUARIO/DPTO
$ 12.445.689.319
13,46%
1.861
CAUCA
$ 470.284.615
0,51%
377
CHOCÓ
$ 10.089.949.654
10,91%
12.305
GUAINÍA
$ 9.671.761.992
10,46%
5.586
GUAVIARE
$ 31.974.047.163
34,57%
3.180
NARIÑO
$ 11.848.152.966
12,81%
7.187
PUTUMAYO
$ 3.419.644.588
3,70%
2.903
VAUPÉS
$ 6.746.927.535
7,30%
1.677
VICHADA
$ 5.815.695.863
6,29%
1.227
$ 92.482.153.695
100,00%
36.303
TOTAL
Fuente: Subdirección de Planificación Energética – IPSE
Durante el 2012 fueron evaluados 23 proyectos de energización rural y mejoramiento de la infraestructura
eléctrica en las ZNI, de los cuales 17 fueron calificados con concepto favorable (equivalentes a $44.713
millones) y seis fueron calificados como inviables, cumpliendo así con el 86% de los compromisos adquiridos.
La distribución por departamentos de dichos recursos fue la siguiente: Vaupés (2), Putumayo (1), Chocó (1),
Cauca (2), Guainía (2), Meta (1), Nariño (4), Guaviare (1), Cesar (1), Vichada (1) y Caquetá (1).
TABLA 15. ESTRUCTURACIÓN DE PROYECTOS
AÑO
2012
2013
TOTAL
FONDO AL
USUARIOS A
PROYECTOS TIPO DE PROYECTO
VALOR DEL PROYECTO
QUE APLICA
BENEFICIAR
ESTRUCTURADOS
HABITANTES
39
PRE INVERSIÓN
SGR
$5.596.677.208
64.622
323.039
15
INVERSIÓN
SGR
$10.421.862.374
1.069
5.300
5
INVERSIÓN
FAER
$3.091.025.249
213
1.065
3
INVERSIÓN
FAZNI
$3.149.040.226
672
3.360
9
PRE INVERSIÓN
SGR
$1.703.402.195
3.645
17.521
2
INVERSIÓN
SGR
$5.868.175.397
598
2.193
19
INVERSIÓN
FAER
$17.850.082.775
1.578
6.650
Fuente: Subdirección de Planificación Energética – IPSE
Dentro de los compromisos pactados con el Ministerio de Minas y Energía, se estableció para la vigencia
estructurar mínimo 30 proyectos de soluciones energéticas paras las ZNI, con el fin de que fueran presentados en el Sistema General de Regalías. Al cierre del 2012, partiendo de 30 proyectos comprometidos, se
estructuraron 62, duplicando así la meta.
139
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
TABLA 16. CABECERAS MUNICIPALES
DEPARTAMENTO
CABECERA
USUARIOS
HABITANTES
VALOR
PROYECTO
($ MILLONES)
AÑO
TIMBIQUÍ
CAUCA
1.413
3.942
494
2012
GUAPI
CAUCA
3.029
17.738
2.472
2012
MAPIRIPAN
META
658
1.373
800
2012
OLAYA HERRERA
NARIÑO
1.678
9.393
4.468
2012
PUERTO LEGUÍZAMO
PUTUMAYO
2.903
8.147
3.590
2012
LA MACARENA
META
858
4.421
15.400
2013
LÓPEZ DE MICAY
CAUCA
1.005
5.173
2.348
2013
MIRAFLORES
GUAVIARE
396
3.290
3.946
2013
EL CHARCO
NARIÑO
2.250
9.290
3.900
2013
FRANCISCO PIZARRO (SALAHONDA)
NARIÑO
1.341
6.890
2.839
2013
ISCUANDÉ
NARIÑO
561
2.809
2.991
2013
LA TOLA
NARIÑO
1.096
8.386
2.183
2013
MOSQUERA
NARIÑO
1.002
5.202
3.394
2013
CUMARIBO
VICHADA
544
6.029
7.500
2013
LA PRIMAVERA
VICHADA
1.227
7.479
2.500
2013
VIGÍA DEL FUERTE
ANTIOQUIA
905
2.101
1.800
2014
SOLANO
CAQUETÁ
571
1.998
2.000
2014
ACANDÍ
CHOCÓ
2.087
5.108
5.023
2014
ALTO BAUDÓ (PIE DE PATÓ)
CHOCÓ
410
8.669
800
2014
BAJO BAUDÓ (PIZARRO)
CHOCÓ
1.157
2.971
999
2014
BOJAYÁ
CHOCÓ
376
4.982
329
2014
JURADÓ
CHOCÓ
891
1.602
2.029
2014
(SANTA CHOCÓ
401
1.273
600
2014
MEDIO ATRATO
CHOCÓ
156
782
900
2014
NUQUÍ
CHOCÓ
380
3.598
800
2014
SIPI
CHOCÓ
216
1.080
800
2014
UNGUÍA
CHOCÓ
1.141
4.566
3.049
2014
CARURU
VAUPÉS
126
680
1.800
2014
TARAIRA
VAUPÉS
140
702
1.833
2014
SANTA ROSALÍA
VICHADA
582
2.433
2.790
2014
LITORAL DE SAN JUAN
GENOVEVA DE DOCORDÓ)
Fuente: Subdirección de Planificación Energética – IPSE
Igualmente, el IPSE tenía como meta para el 2012, de acuerdo con el Plan Nacional de Desarrollo, llevar 24
horas de energía a cinco cabeceras municipales, meta que se ha cumplido en un 100%., Por ejemplo, los
municipios de Mapiripán y Macarena en el departamento del Meta, Puerto Leguízamo en Putumayo, Guapi y
Timbiquí en el Cauca y Bocas de Satinga en Nariño, cuentan hoy día con 24 horas de servicio de energía,
140
EE
Energía
Eléctrica
completando así 14 municipios de los 39 en los cuales el IPSE se comprometió con esta meta del suministro
de 24 horas de energía.
4.2.
PROYECTOS EN EJECUCIÓN EN LAS ZNI
4.2.1.
Programas Luces para Aprender
El Ministerio de Minas y Energía, a través
del IPSE, aportó un total de $2.500 millones
para la energización de escuelas rurales en
el departamento del Chocó y Valle del Cauca, con cobertura en los municipios de
Acandí, Unguía, Riosucio, Carmen del
Darién, Bojayá, Medio Atrato, Quibdó,
Lloró, Bagadó, Cantón de San Pablo, Atrato, Nuquí, Alto, Medio y Bajo Baudó,
Tadó, Itsmina, Medio San Juan, Nóvita, Sipí,
Litoral de San Juan y Buenaventura.
Instalación en la zona rural de Quibdó (Chocó). Programa Luces para
Aprender
4.2.2.
Estas escuelas rurales se atenderán mediante
el uso de paneles solares fotovoltaicos. Ya
se encuentra firmado el contrato para su ejecución con un plazo de entrega inferior a
la finalización del 2013. Igualmente, en un
Convenio con el Ministerio de Tecnología
de la Información y las Comunicaciones se
pretende que estas escuelas tengan acceso
a internet.
Proyecto Nazareth y Puerto Estrella en la Guajira
El IPSE mediante un Convenio Interadministrativo presupuestó $6.000 millones para
implementar una solución de 24 horas, consistente en un sistema híbrido solar - diesel,
para atender las localidades de Nazareth y
Puerto Estrella (Guajira). Con este proyecto
se beneficiarían un total de aproximadamente 450 usuarios, el cual se espera desarrollar este año.
Paneles solares. Nazareth Guajira.
141
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
4.3.
FORTALECIMIENTO DEL SISTEMA HÍBRIDO SOLAR-DIESEL EN LA LOCALIDAD
DE TITUMATE
• Costo: 800 Millones de pesos
• Población beneficiada: 120 usuarios
• Capacidad instalada sistema híbrido:
240Kw
• Generación solar Fotovoltaico:105 KWp
• Generación Térmica: 135Kw
• Autonomía de Generación: 2 días
• Beneficios: disminución del impacto ambiental por reducción de gases contaminantes; implementación de uso racional
de energía y eficiencia energética en
sistema de alumbrado residencial. Conformación de Comité de Veeduría Ciudadana.
Banco de baterías Titumate
• Estimación de puesta en operación: I Semestre de 2013
4.4.
IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMA DE TRASIEGO, INTEGRACIÓN DE SISTEMA
HÍBRIDO SOLAR- DIESEL Y PROTOTIPO EXPERIMENTAL DESALINIZADOR DE
AGUA EN ISLA FUERTE
• Costo: 1.300 Millones de pesos
• Población beneficiada: 305 usuarios
• Capacidad Total instalada sistema híbrido para institución educativa y puesto de
salud con disponibilidad de 24 horas:
• Generación solar fotovoltaico: 25 KWp
• Dos (2) unidades de generación térmica: 135Kw
• Otros beneficios: centro de acopio para
el almacenamiento de pescado.
4.5.
Seguidores solares Isla Fuerte
IMPLEMENTACIÓN DE MICRO CENTRAL HIDROELÉCTRICA (MCH) DE 100 KW
EN AGUA CLARITA
A partir de este proyecto se interconectarían las poblaciones Arusí, Partadó y Termales. Incluye la instalación
de los componentes necesarios para el uso eficiente y sostenible de la energía, tales como mejoras en las
líneas eléctricas urbanas, instalación de líneas eléctricas domiciliarias, además de capacitación para las comunidades beneficiarias en materia del uso eficiente y racional de la energía.
142
Energía
Eléctrica
EE
Adicionalmente, el fortalecimiento de la cadena de frío (producción de
hielo en salmuera) podría apoyar a los pescadores locales y promover
el ecoturismo.
En la siguiente tabla se presenta un resumen de los otros proyectos que
se encuentra gestando y ejecutando el IPSE en las distintas localidades
de las ZNI:
TABLA 17. OTROS PROYECTOS EN EJECUCIÓN EN LAS ZNI
PROYECTO
Estudios previos
proyecto líneas de
interconexión El TigreUnguía- Acandí
MUNICIPIO
El Tigre- UnguíaAcandí
DEPARTAMENTO
USUARIO HABITANTES VALOR PROYECTO FECHA
Chocó
Por determinar
Por determinar
Implementación de
Santa Cruz del
proyectos FNCE Zona Islote, Múcura, Isla
Insular
Fuerte
Bolívar
811
4.055
Churumbelos, Paya,
Implementación de
soluciones energéticas Puinawai, Tuparro,
Parques Naturales
Utría
Caquetá,
Putumayo,
Guainía,
Vichada
11
Implementación de
proyectos energéticos
en zonas de fronteras
Por determinar
Putumayo,
Nariño
Manejo de crisis para
ZNI
Todos los municipios
de la ZNI
Levantamiento de
información de
inventarios en la ZNIFase I
Interconexión Inírida
- San Fernando de
Atabapo
FONDO
475.000.000
2013
Recursos
propios
IPSE
7.810.000.000
2013
Recursos
propios
IPSE
11
573.000.000
2013
Recursos
propios
IPSE
Por
determinar
Por
determinar
800.000.000
2013
Recursos
propios
IPSE
Todos los
dptos de la
ZNI
Por
determinar
Por
determinar
5.800.000.000
2013
Recursos
propios
IPSE
Todos los municipios
del Chocó
Chocó
Por
determinar
Por
determinar
4.500.000.000
2013 Recursos
propios
IPSE
Puerto Inírida y San
Fernando de Atabapo (Venezuela)
Inírida
Por
determinar
Por
determinar
8.000.000.000
2013 Recursos
propios
IPSE
Fuente: Subdirección de Planificación Energética – IPSE
4.6.
SEGUIMIENTO TÉCNICO DE PROYECTOS ENERGÉTICOS
4.6.1.
Interconexión Inírida-San Fernando de Atabapo
Este proyecto es el resultado de un acuerdo binacional entre Colombia y Venezuela que ofrece ventajas
comparativas a los dos gobiernos, al tener una mayor presencia en zona de frontera, mejorando así las condiciones de vida de los habitantes de estas dos importantes localidades. Con este proyecto se fortalecerá la
capacidad instalada para generación en Inírida a través de un novedoso modelo de negocios con Venezuela
143
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
para la compra – venta de energía, además de la unificación de los costos unitarios de la tarifa y la negociación del combustible en el marco del convenio con hidrocarburos suscrito entre los dos países.
Igualmente, es preciso mencionar que en la presente vigencia le fueron asignados del presupuesto nacional
al rubro de inversión del IPSE la suma de $8.000 millones para la construcción de este importante proyecto
fronterizo, recursos que deben ser ejecutados en el 2013. Estos recursos incluyen la revisión de los diseños,
los equipos técnicos, construcción de la línea de distribución, la ejecución del plan de manejo ambiental y los
compromisos suscritos con las comunidades de la zona de influencia del proyecto.
TABLA 18. PROYECTO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRINA INÍRIDA – SAN FERNANDO DE
ATABAPO
DEPARTAMENTO
GUAINIA
NOMBRE DEL
PROYECTO
Interconexión
Eléctrica Inírida
(Colombia)
San Fernando de
Atabapo (Venezuela)
LONGITUD EN KM
(REDES DE ALTA, VALOR DEL PROYECTO
MEDIA Y BAJA
(MILLONES)
TENSIÓN)
* 40 km/34.5 kv
8.000.000.000
*Subestación Eléctrica 34.5/13.2
kv-4 MVA
NOMBRE
POBLACIÓN
BENEFICIADA
Puerto Inírida
Coayare
Amanaven
Zona fornteriza con
Venezuela
FUENTE DE
FINANCIACIÓN
Recursos propios
Fuente: Subdirección de Contratos y Seguimiento – IPSE
4.6.2.
Acandí – Capurganá
El proyecto se ubica en la zona del golfo de Urabá, en el municipio de Acandí, corregimiento de Capurganá,
en una longitud de 20 km, a través del cual se transmite la energía que se genera en el municipio de Acandí,
hasta las localidades Capurganá, Sapzurro y la Miel.
Debido a la densa vegetación de la zona, ésta interfiere el normal funcionamiento de la línea, por lo que se requirió hacer el despeje del corredor de la línea y hacer un mantenimiento correctivo en la infraestructura existente,
en cuanto a postes, tramos de red y otros elementos que por la alta salinidad de la zona, sufrieron corrosión.
TABLA 19. PROYECTO ACANDÍ - CAPURGANÁ
DEPARTAMENTO
CHOCÓ
NOMBRE DEL
PROYECTO
LONGITUD EN KM
VALOR DEL
(REDES DE ALTA,
PROYECTO
MEDIA Y BAJA
(MILLONES)
TENSIÓN)
Mantenimiento correctivo 20 km
y despeje del corredor de
la línea de interconexión
eléctrica doble circuito
Acandi-Capurgana
NOMBRE
FUENTE DE
NÚMERO DE
POBLACIÓN
FINANHABITANTES
BENEFICIADA
CIACIÓN
202 .000.000 C a p u r g a n a ,
Sapzurro y La
Miel
4.675
Recursos
propios IPSE
Fuente: Subdirección de Contratos y Seguimiento – IPSE
4.6.3.
Cabo de la Vela - El Cardón
Considerando la necesidad de garantizar la prestación continua en el fluido eléctrico para el Cabo de la Vela
y El Cardón, el IPSE gestionó el desarrollo de proyectos de interconexión eléctrica así:
• Interconexión eléctrica Puerto Bolívar - Cabo de la Vela (Parte interna de Cerrejón en Puerto Bolívar además
de la parte externa a Cerrejón). Red aérea 18 km, en la parte interna hacia El Cerrejón 4.5 km.
144
EE
Energía
Eléctrica
• Interconexión eléctrica Meera - El Cardón. Consta de 22 km
• Distribución de redes eléctricas en el Cabo de la Vela. Consta de 5 km
• Distribución de redes eléctricas en las comunidades de El Cardón. Consta de 4 km.
4.6.4.
Departamento del Putumayo
• Proyecto de interconexión y construcción de las redes eléctricas de media y baja tensión en la vereda
de Guasimales del municipio de Puerto Caicedo.
• Proyecto de interconexión y construcción de las redes eléctricas de media y baja tensión en la vereda
de Ancurá del municipio de Puerto Asís.
• Suministro de energía a veinte usuarios residenciales, escuela y puesto de salud con sistemas solares
fotovoltaicos en el resguardo indígena de Piñuña Blanco.
• Estudios y diseños línea de subtransmisión, subestaciones eléctricas, redes de media tensión y baja
tensión para ocho (8) veredas y Plan de Manejo Ambiental para el proyecto interconexión eléctrica
Puerto Asís - Zona Teteyé - Putumayo. La gobernación realizó los estudios y diseños por un valor
de $300 millones de pesos y el proyecto pasó para obtener recursos ante el FAER por valor de
$16.000 millones de pesos.
• Interconexión a la vereda Ancurá, del municipio de Puerto Asís.
4.7.
ACTIVIDADES Y PRODUCTOS DEL CENTRO NACIONAL DE MONITOREO, CNM
Dado que la actividad de monitoreo es esencial para la verificación de las condiciones de
prestación del servicio, acorde con lo establecido en la Resolución CREG 091-2007, el
IPSE, a través del CNM, ha venido verificando
condiciones asociadas a la calidad y continuación en la prestación del servicio mediante la
recolección, administración y procesamiento
centralizado de la información de variables
energéticas de las Zonas No Interconectadas
– ZNI. Los principales productos y actividades
que se han desarrollado por el CNM son los
siguientes:
• Se ha diseñado, evaluado y gestionado la implementación de proyectos
de telemetría e infraestructura necesarios para el monitoreo de la información energética de las ZNI. Actualmente, 72 localidades cuentan con
dicho sistema de medición, de las
cuales 20 fueron implementadas en
el último año, abarcando las 39 cabeceras municipales y las principales
localidades de la ZNI.
Fuente: CNM
Fuente: CNM
145
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
• Se han adoptado y aplicado los estándares técnicos que han servido para la generación de boletines, establecimiento de alarmas y desarrollo de informes de telemetría.
• El CNM realiza el seguimiento permanente a la prestación del servicio de energía eléctrica en las
Áreas de Servicio Exclusivo – ASE, que el Gobierno Nacional ha adoptado, específicamente el ASE
de Amazonas y el ASE de San Andrés Islas.
Igualmente se realizan todas las actividades tendientes a garantizar el funcionamiento y disponibilidad de la
infraestructura tecnológica que soporta los sistemas de medida de energía eléctrica, de potenciales energéticos y del procesamiento de la información.
4.8.
IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE GEORREFERENCIACIÓN SIG – IPSE
Con el fin de recopilar, organizar, centralizar
y difundir información de referencia de las
ZNI que permita apoyar la implementación de
soluciones energéticas estructurales, el IPSE a
través del CNM, durante el último año ha venido implementando una herramienta de georreferenciación, garantizando su compatibilidad
con los estándares técnicos aplicables y con
los demás sistemas desarrollados en el sector.
La herramienta contempla la integración de información de variables energéticas, potenciales
energéticos, infraestructura, proyectos y caracterización energética de las ZNI, para la toma
de decisiones y planeación de proyectos.
Así mismo, dicho sistema se proyecta como una herramienta de consulta de los ciudadanos, operadores de red
y Gobierno en general, quienes podrán generar reportes y realizar análisis estadísticos de variables energéticas.
4.9.
PROYECTO PILOTO MEDICIÓN DE POTENCIALES ENERGÉTICOS
Se instalaron sistemas de medición de potenciales energéticos
en 10 localidades de las ZNI, que se constituye en un insumo
para la planeación de proyectos energéticos con fuentes no
convencionales de energía. Actualmente se encuentra en el proceso de adquisición, depuración y análisis de datos. Las localidades son las siguientes:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
146
Nazareth –La Guajira (Eólico –solar)
Puerto Estrella –La Guajira (Eólico –solar)
Flor del Paraíso - La Guajira (Eólico –solar)
El Cardón –La Guajira (Eólico-solar)
Riohacha - La Guajira (Eólico-solar)
Isla Fuerte- Bolívar (Solar)
Titumate- Unguía Chocó (Solar)
Miraflores – Guaviare (Solar)
La Chorrera – Amazonas (Solar)
Cumaribo – Vichada (Solar)
Energía
Eléctrica
EE
El CNM surge como herramienta de gestión para las áreas misionales del instituto, con el propósito de centralizar y desplegar información técnica y energética del sector eléctrico de las Zonas No Interconectadas del país.
5. MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO
5.1.
MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA
Durante el 2012, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, trabajó en el aseguramiento del
suministro de la energía en el mediano y largo plazo, para lo cual expidió una serie de normas asociadas a
la subastas de reconfiguración, evaluaciones de balance energético, reglamento para situaciones de riesgo
de desabastecimiento, medidas para mitigar el impacto de las restricciones, esquemas de cobertura de las
transacciones en bolsa y ajustes de los costos por riesgo cambiario de las transacciones internacionales, entre
otras normas regulatorias.
5.2.
SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN
Mediante la Resolución CREG 051 de 2012 la CREG definió las reglas para las subastas de reconfiguración
de venta, las cuales se realizarán cuando haya excedentes de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) y
cuando se presente déficit como parte de los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad.
Mediante las Resoluciones CREG 053 y 115 de 2012 se convocó a las subastas de reconfiguración de
Obligaciones de Energía Firme de Venta (OEFV) para el período diciembre de 2012 a noviembre de 2013,
obteniéndose los siguientes resultados:
TABLA 20. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE VENTA (OEFV)
AGENTE
PLANTA
Grupo Poliobras S.A. E.S.P.
Termocol
Isagen S.A. E.S.P.
Amoyá
Gecelca S.A. E.S.P.
Gecelca 3
OEFV ASIGNADA
kW-DIA
PRECIOS BASE
US$/MWh
PRIMA
US$/MWh
4.596.475
14.7
0.6
587.031
14.7
0.6
3.060.000
14.7
0.7
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG
Con los resultados anteriores, se disminuyeron los costos del cargo por confiabilidad que debe asumir la demanda en cerca de $1.4/kWh, manteniéndose así la cobertura para el período 2012-2013.
5.3.
ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME 2014-2015
Mediante las Resoluciones CREG-005 y 058 de 2013 se definió la demanda objetivo a cubrir con energía
firme y la asignación de obligaciones de energía firme para el período 2014-2015, la cual se hará el 28 de
junio de 2013. Adicionalmente, se definió el esquema de cesión condicionada para la entrega de contratos
de combustibles.
5.4.
ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME 2016 - 2017
Se publicó el documento “Análisis para la Asignación de OEF para el período 2016-2017” (Circular CREG044 de 2012) el cual recomienda no convocar a subasta para la asignación del período diciembre de 2016
a noviembre de 2017.
147
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
5.5.
ESTUDIO DE LAS RESTRICCIONES
Se publicó para consulta (Resolución CREG 131 de 2012) la norma mediante la cual se permite ampliar los
criterios para la expansión de la transmisión con lo cual se esperan viabilizar obras que disminuyan el costo
de las restricciones.
La CREG analizó los comentarios hechos por los agentes y terceros interesados, considerándose en la Resolución CREG 044 de 2013 la ampliación de criterios para la expansión del sistema de transmisión. Los cálculos preliminares realizados indican que estas medidas pueden disminuir entre el 2% y 2,5% la tarifa a usuarios
residenciales e industriales, respectivamente.
5.6.
REGLAMENTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO
Con el objeto de definir las reglas de operación que apliquen cuando se presente una situación de crisis, la
cual ponga en riesgo el abastecimiento de la demanda, como podría suceder con el suceso del fenómeno
de “El Niño”, se expidieron las Resoluciones CREG 076 y 150 de 2012, para comentarios, y la Resolución
CREG 138 de 2012 en la que se ajustó las pruebas de disponibilidad.
5.7.
CAPACIDAD DE RESPALDO DE OPERACIONES EN EL MEM.
La Comisión presentó a consulta y aprobó una regulación para definir la capacidad de respaldo de las operaciones en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (Resoluciones CREG 089 y 156 de 2012), con la
cual se generan las señales pertinentes que permitan mitigar el riesgo que surge ante la salida de un agente
del mercado, pudiendo ocasionando la salida de otros.
5.8.
TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Durante el 2012, la CREG definió el nuevo mecanismo para el seguimiento y evaluación de la calidad del
servicio de transmisión de energía eléctrica, en el cual se establece que ante un incumplimiento se establecen
compensaciones para el usuario, lo que se debe reflejar en la reducción de la tarifa.
En los primeros meses de 2013 se publicaron las bases para revisar la metodología de remuneración de la
actividad y se puso en consulta una opción regulatoria para cuando se requiera ejecutar, urgentemente, la
instalación de algunos equipos.
5.8.1.
Calidad del servicio
En septiembre de 2012 se aprobó la resolución definitiva de la metodología de remuneración del Sistema de
Transmisión Nacional, STN, la cual se empezó a aplicar a partir del 1 de abril de 2013. Lo anterior, luego
de que XM solicitara un plazo para hacer los ajustes necesarios en el manejo de la información y capacitar a
los agentes que deben reportar la información.
5.8.2.
Convocatorias en el Sistema de Transmisión Nacional – STN
La CREG estuvo atenta al desarrollo de los procesos de libre concurrencia adelantados por la UPME para
seleccionar inversionistas que ejecuten los proyectos de expansión del STN.
Durante 2012 se expidieron las resoluciones que hicieron oficiales los ingresos de las convocatorias para
construir los proyectos Armenia, Alférez, El Quimbo y Termocol. Con base en la decisión del Ministerio de Minas y Energía se modificó la fecha de entrada del proyecto Nueva Esperanza. En mayo de 2013 se aprobó
la resolución relacionada con el proyecto Chivor II y líneas asociadas.
148
EE
5.8.3.
Energía
Eléctrica
Opción para atender situaciones sobrevinientes en el STN
En mayo de 2013 se publicó, para consulta, la propuesta para permitir la instalación de equipos de compensación, sin necesidad de recurrir al mecanismo de los procesos de selección del ejecutor del proyecto. Lo
anterior, con el fin de prevenir posibles desatenciones de la demanda de manera imprevista o por atrasos en
la puesta en operación de los proyectos del STN.
5.9.
BASES PARA LA NUEVA METODOLOGÍA
En mayo de 2013, la comisión publicó la resolución mediante la cual se dan a conocer las bases sobre las
cuales se hará un estudio que determine cómo se remunerará la transmisión de energía eléctrica para el
siguiente periodo tarifario.
Actualmente se revisa la metodología de remuneración de los proyectos de expansión que se ejecutan mediante
convocatorias públicas.
Durante el segundo semestre de 2013 se contratarán estudios para revisar y actualizar el código de redes,
Resolución CREG 025 de 1995.
5.10.
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Durante el 2012 y lo corrido de 2013 la CREG trabajó en fortalecer la regulación de calidad del servicio
que reciben los usuarios y avanzó en la determinación de los estándares de calidad de la potencia. También
comenzó a aplicar la metodología para optimizar los recursos del sector eléctrico a través de la reducción de
pérdidas de energía y se actualizaron los inventarios de activos de transporte.
5.10.1. Calidad del servicio en distribución de energía eléctrica
Para la distribución de energía eléctrica se hace uso de dos grandes grupos de activos: el Sistema de Transmisión Regional – STR, activos que permiten acercar la energía desde los grandes centros de producción
hasta los límites de las zonas pobladas, y el Sistema de Distribución Local – SDL, activos que permiten llevar
la energía hasta los puntos de consumo: casas, industrias, comercio y oficinas.
5.10.2. Calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Regional – STR
En septiembre de 2012 se aprobó la resolución definitiva de la metodología de remuneración del STR, la cual
se empezó a aplicar a partir del 1 de abril de 2013, luego de que XM solicitara un plazo para hacer los
ajustes necesarios en el manejo de la información y capacitar a los agentes que deben reportar la información.
5.10.3. Calidad del servicio en el Sistema de Distribución Local – SDL
Desde el 2008 se estableció un esquema de incentivos y compensaciones por la calidad del servicio del SDL,
a partir del cual las empresas que mejoren o desmejoren la calidad promedio que brindan a sus usuarios incrementarán o disminuirán el cargo de la actividad de distribución y los usuarios que reciban niveles de calidad
muy bajos serán compensados monetariamente. A diciembre de 2012 el 86% de la demanda se encontraba
cubierto bajo este esquema.
Se expidió una resolución para consulta mediante la cual se proponen los aspectos que se deben revisar en
las auditorías a la información que entregan las empresas, así como los perfiles de los auditores. A través de la
Resolución CREG 025 de 2013 se aprobaron los criterios y condiciones para la realización de las auditorías
a la información del esquema de calidad del servicio en el SDL.
149
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
5.10.4. Calidad de la potencia en distribución de energía eléctrica
Se expidió, para comentarios, la propuesta de regulación de la calidad de la potencia eléctrica, CPE, en el
Sistema Interconectado Nacional, que busca integrar la normatividad de calidad de los sistemas de distribución y transmisión en una sola resolución, ajustar los índices y estándares de calidad de la potencia del SIN
y mejorar el uso del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia existente.
Adicionalmente se hizo un estudio para estimar el costo en que incurren los usuarios industriales, conectados
en media y alta tensión, por problemas en la calidad del servicio suministrado. Para la implementación de lo
previsto en la regulación de calidad de la potencia la CREG requiere desarrollar un nuevo aplicativo para la
recolección de información de CPE.
5.10.5. Convocatorias obras STR
Se expidió la Resolución CREG 024 de 2013, con la cual se implementó un esquema de convocatorias para
adelantar la construcción de obras del sistema de transmisión regional que no vayan a ser realizadas por el
distribuidor de la zona, con lo que se reducen las restricciones y se aumenta la confiabilidad del servicio.
5.11.
METODOLOGÍA DE PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA
Como parte de la aplicación de la metodología de los planes de reducción de pérdidas de energía se expidió
la resolución de consulta CREG 128 de 2012 con los cálculos de los índices de referencia de pérdidas en
el nivel de tensión 1.
En el 2013 se avanza en la expedición de la resolución definitiva que permita la distribución de pérdidas de
energía de manera horaria y también, la resolución definitiva que apruebe los índices de pérdidas de referencia en el nivel de tensión 1.
5.12.
ACTUALIZACIÓN DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN
Durante el 2012 y hasta el 31 de mayo de 2013 se actualizaron los cargos de las empresas CEO, Codensa,
Electricaribe, Enertolima, EBSA, ESSA, EPSA, EPM, EEP y Empresa de Energía del Putumayo. Esta actividad es
permanente y se desarrolla a la medida que llega la solicitud de actualización por parte de un Operador de
Red. Se encuentran en trámite las solicitudes efectuadas por Codensa, Electrificadora del Meta y Electricaribe.
5.13.
REVISIÓN DEL ESQUEMA DE ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN – ADD
Se expidió la Resolución CREG 006 de 2013 con una propuesta de ajuste a las ADD y actualmente se analizan los comentarios recibidos para la formulación de la propuesta final de resolución.
5.14.
BASES METODOLÓGICAS
La CREG expidió la Resolución CREG 043 de 2013, sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar
la metodología de remuneración de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional,
en el siguiente periodo tarifario.
5.15.
COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Durante el 2012 y en lo corrido del 2013 la CREG ha avanzado en la elaboración de la nueva metodología
para remunerar la actividad de comercialización de energía eléctrica y en la revisión de las condiciones para
participar en el mercado en competencia.
150
EE
5.16.
Energía
Eléctrica
METODOLOGÍA PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La CREG hizo pública una propuesta de metodología, contenida en la Resolución de consulta 044 del 2012,
en la que se propone un modelo de frontera estocástica para calcular los costos eficientes en los que incurren
las empresas, así como el reconocimiento de un nuevo margen para la actividad de comercialización.
La CREG, con el objetivo de dar a conocer a los interesados el contenido de la propuesta, realizó un taller en
la ciudad de Bogotá y tres audiencias públicas en las ciudades de Bogotá, Armenia y Santa Marta. Adicionalmente, se expidió y envió a las gobernaciones una cartilla, en la que con un lenguaje sencillo, se explican
los principales puntos de la propuesta.
Tras el período de consulta de la propuesta metodológica se han recibido comentarios, los cuales la CREG
revisará en detalle e incorporará a la propuesta, si lo considera pertinente.
5.17.
ZONAS NO INTERCONECTADAS – ZNI
La CREG ha trabajado en la revisión tarifaria presentada por las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica, así como en la nueva metodología para
la remuneración del servicio de energía eléctrica en las
ZNI en el marco de las leyes 142 y 143 de 1994 y
de la Resolución CREG 091 de 2007.
5.17.1. Solicitud de revisión tarifaria
En lo corrido del año 2012, se expidió la Resolución
CREG 025 con la cual se resuelve la solicitud de
modificación por mutuo acuerdo de la Resolución 091
de 2007, efectuada por la Empresa de Energía del
Guainía La Ceiba S.A. Adicionalmente se emitió la Resolución 050 de 2012 con la cual se decidió el recurso
de reposición en contra de la resolución 025 de 2012.
5.17.2. Fórmula tarifaria
Tras realizar reuniones con los prestadores del servicio y entidades del sector relacionadas con las ZNI, la
comisión puso en conocimiento las bases conceptuales para la remuneración del servicio de energía eléctrica
en las ZNI en el nuevo periodo tarifario, mediante la Resolución 088 del 1 de Agosto de 2012.
Con el fin de obtener insumos para establecer la nueva metodología de la fórmula tarifaria en las ZNI, se
contrataron los consultores USAENE, Corporación EMA y Sistemas 2000 para realizar estudios específicos
sobre inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento para las actividades de generación
con plantas térmicas, de generación con recursos renovables y de distribución y comercialización del servicio
de energía eléctrica, respectivamente. Dichos estudios se encuentran en su etapa final de desarrollo.
Para conocer de primera mano las inquietudes sobre el nuevo marco regulatorio, la comisión realizó visitas a
las empresas prestadoras del servicio en Inírida, Bahía Solano, Mitú, Acandí, Capurganá, y a las áreas de
servicio exclusivo ZNI de San Andrés y Amazonas.
En el 2013 la Comisión ha participado en reuniones intersectoriales junto con el Ministerio de Minas y Energía, IPSE, UPME y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, con el objeto de definir el
marco general de políticas para las ZNI.
151
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
5.18.
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
5.18.1. Transacciones internaciones de energía con Ecuador
Con el objeto de evitar incumplimientos a los agentes
ecuatorianos y fortalecer la integración de los mercados eléctricos entre Colombia y Ecuador, se ajustaron
las asignaciones de los costos por coberturas cambiarias
mediante la Resolución CREG-116 de 2012.
5.18.2. Armonización regulatoria Colombia-Panamá
En el desarrollo del proceso de armonización regulatoria, la CREG y la Autoridad Nacional de los Servicios
Públicos, ASEP, emitieron, de manera coordinada, las
resoluciones pendientes para que los participantes en
Colombia y Panamá pudieran realizar intercambios de
energía eléctrica.
Dentro del proceso estaba previsto ex ante que la empresa a cargo del desarrollo de la interconexión realizara
una subasta para la asignación de los derechos financieros de acceso a la capacidad de la interconexión.
En agosto de 2012, la mencionada empresa anunció
que no realizaría la subasta, quedando el proyecto de
los intercambios a la espera de que la inversión se realice.
6. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ISA
TABLA 21. INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA
INFRAESTRUCTURA EN OPERACIÓN
ISA
Transmisión
(km de circuito)
Transformación
(MVA)
10.129
12.891
INFRAESTRUCTURA EN CONSTRUCCIÓN
VALOR INVERSIÓN APROX.
USD 240 MILLONES
Transmisión
Transformación
(km de circuito)
(MVA)
204
2.250
Fuente: Gerencia de Transporte de Energía – ISA
Con una participación del 70,1% en la propiedad del Sistema de Transmisión Nacional – STN, ISA mantiene
su liderazgo en el sector eléctrico colombiano, consolidándose como el mayor transportador de energía en el
país y el único con cubrimiento nacional.
La compañía brinda un completo portafolio de servicios a través de un área comercial integrada entre ISA y
TRANSELCA: transporte de energía eléctrica para los agentes del mercado; conexión al STN para generadores, operadores de red, transportadores regionales y grandes consumidores; construcción de proyectos
para terceros; y servicios asociados de mantenimiento, estudios eléctricos y energéticos, entre otros.
152
EE
Energía
Eléctrica
GRÁFICO 9. INGRESOS POR SERVICIOS - ISA
966.785
918.129
976.235
Millones $
900.000
600.000
314.252
300.000
0
2010
2011
2012
2013
(*) 2013: Se muestran los ingresos de los primeros 4 meses
Fuente: Gerencia Finanzas Corporativas - ISA
GRÁFICO 10. PARTICIPACIÓN DE INGRESOS POR SERVICIO - ISA
10%
86%
Transporte de energía
1%
Construcción proyectos
3%
Servicios asociados
Conexión al STN
Fuente: Gerencia Finanzas
Corporativas - ISA
6.1.
PROYECTOS TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ISA adelanta la construcción de dos proyectos, que adicionarán 180.2 km de circuito y 1.050 MVA al STN,
que generarán ingresos anuales por US$5.5 millones:
6.1.1.
Convocatoria UPME 02 de 2010 – Termocol
En 2012, ISA ganó la convocatoria pública abierta por la Unidad de Planeación Minero Energética para
realizar el diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de la subestación Termocol a 230 kV
(Magdalena) y las líneas de transmisión en doble circuito a 220 kV. La obra aportará mayor confiabilidad al
sistema eléctrico y permitirá conectar al STN la central térmica Termocol (202 MW). El proyecto viene ejecutándose según el cronograma esperado y la fecha proyectada para la puesta en servicio es agosto de 2013.
153
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
6.1.2.
Convocatoria UPME 04 de 2009 – Sogamoso
ISA es responsable de la construcción, montaje, puesta en servicio, administración, operación y mantenimiento
de la subestación Sogamoso a 230/500 kV (1,050 MVA) y de las líneas de transmisión asociadas (168 km),
para aumentar la confiabilidad en el Noreste del país y permitir la conexión de la central Sogamoso (800
MW) al STN. La fecha indicada en los documentos de selección para la puesta en servicio del proyecto es
junio de 2013; sin embargo, se han presentado retrasos en su construcción por demoras en la obtención de
la licencia ambiental de las líneas de transmisión; debido a esto, el proyecto no entrará en operación en la
fecha prevista. Ante esta situación se solicitó una prórroga al Ministerio de Minas y Energía.
Actualmente, se están realizando los trámites correspondientes con la autoridad ambiental para obtener las
autorizaciones necesarias y así dar inicio a la construcción del proyecto para entrar en operación tan pronto
como sea posible. A mayo 30 de 2013, el proyecto presentaba un avance de 55%. Luego de tener la licencia se requieren 11 meses para su construcción.
6.1.2.1.
Proyectos de conexión al STN
Con una inversión de US$63 millones ISA adelanta la construcción de los siguientes proyectos:
• Ampliación subestación Cerromatoso (Córdoba): diseño, suministro, construcción, operación y
mantenimiento de la conexión del tercer transformador 500/110/34.5 kV (150 MVA) y sus bahías
asociadas, para aumentar la confiabilidad en el Norte de Antioquia y Sur de Córdoba.
• Ampliación subestación Purnio (Caldas): diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de una bahía de conexión a 230 kV para aumentar la confiabilidad en la zona de La Dorada.
• A
mpliación subestación Chivor (Boyacá): diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de una nueva subestación a 115 kV y ampliación de la capacidad de transformación 230/115
kV (150 MVA), con el fin de atender el crecimiento de la demanda en Casanare.
• A
mpliación subestación Jamondino (Nariño): diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de un segundo transformador 230/115 kV (150 MVA) y sus bahías asociadas, para atender
el incremento de la demanda en la zona.
• A
mpliación subestación Chinú (Sucre): diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento
del tercer transformador 500/110 kV (150 MVA) y sus bahías correspondientes, para atender el
incremento de demanda en Sucre, Córdoba y Sur de Bolívar.
• C
onexión Sogamoso (Santander): diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de
la conexión de la central hidroeléctrica Sogamoso (800 MW) en Santander, a la nueva subestación
Sogamoso a 230 kV (21 km).
6.2.
PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN PARA TERCEROS
De otro lado, con un valor cercano a US$180 millones, ISA adelanta la construcción de varios proyectos de
infraestructura para sus clientes:
TABLA 22. PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA PARA TERCEROS - ISA
PROYECTOS
BENEFICIOS
CLIENTES
Ampliación redes de distribución eléc- Con recursos del FAER amplía el Ministerio
trica en el departamento de Sucre
cubrimiento de electrificación en la de Minas y
región La Mojana (Sucre)
Energía
154
ENTRADA EN
OPERACIÓN
2012
EE
Energía
Eléctrica
TABLA 22. PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA PARA TERCEROS - ISA
PROYECTOS
BENEFICIOS
CLIENTES
ENTRADA EN
OPERACIÓN
Interconexión eléctrica a 34.5 kV y Interconexión eléctrica en Chocó, DISPAC
subestaciones asociadas en el depar- desde el municipio de Istmina hasta
tamento del Chocó
Paimadó y San Miguel
2012
Encargo fiduciario Mitú
Construcción de la interconexión eléc- Financiera
trica a 34.5 kV entre la micro central Energética
hidroeléctrica Mitú y la subestación
Nacional –
FEN–
2012
Subestación Piedecuesta a 115 kV
Conexión de la subestación Piede- ESSA
cuesta a la línea de transmisión Bucaramanga - San Gil a 115 Kv
2013
Línea Popayán - Guapi a 115 kV y
subestaciones asociadas, línea Olaya Herrera - Pizarro / Mosquera a
115 kV
Con recursos del FAZNI mejora la Ministerio
prestación del servicio de energía de Minas y
en los departamentos de Cauca y Energía
Nariño
2014
Variante línea Jamondino (Colombia) Conecta el aeropuerto de Ipiales al Aeronáutica
– Pomasqui (Ecuador) a 230 kV
STN, en el departamento de Nariño Civil
2014
Fuente: Gerencia Proyectos de Infraestructura – ISA
6.3.
CONVOCATORIA UPME 02 DE 2008 - EL BOSQUE
ISA puso en operación la subestación El Bosque y la línea asociada a 220 kilovoltios, que fue conectada al
Sistema de Transmisión Nacional a través de la línea existente Ternera-Bolívar.
El proyecto, que mejora la confiabilidad del sistema y evita riesgos de racionamiento eléctrico en Cartagena,
cuenta con licencia ambiental del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible número 0164 del 12 de
marzo de 2012, ratificada mediante Resolución 0211 del 9 de abril de 2012.
La subestación El Bosque, construida en el barrio El Prado, cuenta con una estructura tipo encapsulada,
con lo cual se reduce en un 60% el espacio requerido para equipos y se minimizan probabilidades de
deterioros.
Otro innovador método que se empleó en la construcción del Proyecto de Interconexión El Bosque, fue la
perforación horizontal dirigida (PHD) para adecuar el tramo subterráneo por el cual se conecta la nueva línea
desde la estructura de transición, ubicada sobre la Vía Perimetral, hasta la subestación en El Prado. La PHD
evitó excavaciones a cielo abierto, rotura de vías, afectación de servicios públicos e interrupción del transporte
público.
6.4.
COMPORTAMIENTO DE LA RED
Los indicadores de gestión de la red de transmisión de ISA superaron las metas establecidas para 2012,
lo cual muestra la rigurosidad y excelencia con que se ejecuta cada uno de los procesos del negocio. Los
indicadores asociados a la disponibilidad y continuidad del suministro de energía tuvieron los siguientes
resultados:
155
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
GRÁFICO 11. ENERGÍA NO SUMINISTRADA FRENTE A METAS - ISA
10.462
MWh
7.241
6.895
6.200
4.828
3.174
1.876
2010
ENS
1.334
2011
2012
2013
Meta
(*) 2013: Se muestra la ENS de los 4 primeros meses del año
Fuente: Gerencia de Transporte de Energía – ISA
Durante 2012 la Energía No Suministrada –ENS– fue sólo del 0,005% de la demanda total del SIN (59.370
GWh) y obedeció a causas atribuibles a ISA sin considerar atentados. El 80,2% de la ENS fue causada por
actividades de mantenimiento programado y coordinado con los clientes afectados.
A abril 30 de 2013, la ENS al SIN fue de 1.334 MWh.
GRÁFICO 12. DISPONIBILIDAD DE LA RED DE ISA
99,933
99,92
99,913
99,881
99,949
99,879
porcentaje %
99,77
99,705
99,653
99,653
99,653
99,653
2010
2011
2012
2013
Con atentados
Sin atentados
Meta CREG
Fuente: Gerencia de Transporte de Energía – ISA
La disponibilidad total promedio de la red de transmisión para todos los activos superó la meta fijada por la
Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG.
156
Energía
Eléctrica
EE
6.5.
ATENTADOS A LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA
Durante el año 2012 fueron afectadas de la red de ISA 82 torres, 24 más que en 2011 y 60 más que en
2010. El 94% de los atentados ocurrió en los departamentos de Cauca, Antioquia, Arauca y La Guajira.
Durante el mes de agosto se presentó la mayor oleada de ataques a la infraestructura del año, con 40 torres
afectadas.
A mayo 30 de 2013, han sido afectadas a la red de ISA en Colombia 14 torres.
GRÁFICO 13. TORRES AFECTADAS POR ATENTADOS 2010 – MAYO 2013
113
82
número de torres
73
58
39
22
31
17
15
2010
ISA
14
2011
Otras empresas
2012
20
6
2013
Total
Fuente: Gerencia de Transporte de Energía – ISA
Con el apoyo decidido del Gobierno Nacional, la Fuerza Pública y las empresas del sector eléctrico, ISA
ejecutó las labores necesarias para garantizar la disponibilidad del servicio. Al cierre de 2012, el 98%
de la infraestructura de la empresa que había sido afectada por atentados estaba recuperada. El tiempo
promedio de recuperación de las estructuras afectadas fue de 10,8 días por torre, menor al registrado en
los dos últimos años. En 2012 el valor por reparación de la infraestructura afectada ascendió a $14.535
millones.
6.6.
DESARROLLO TECNOLÓGICO
ISA orienta sus esfuerzos hacia el fortalecimiento tecnológico, buscando el desarrollo de las competencias
esenciales y el mejoramiento de sus procesos, con el propósito de mantener su liderazgo en la prestación
segura y confiable del servicio de transporte de energía, el cumplimiento de las normas, y la ejecución de
procesos seguros para las personas y en equilibrio con el medio ambiente. Durante el período se destacan
las siguientes iniciativas:
• Mejoramiento de los sistemas de puesta a tierra en la línea Los Palos – Caño Limón y la disminución
de las sobretensiones de ésta a partir del uso de cables antirrobo, los llamados suelos o tierras artificiales, cementos conductivos y descargadores de línea (pararrayos).
• D
esarrollo de un sistema de control y supervisión de subestaciones que permite integrar diferentes
tecnologías de fabricantes para unificar los protocolos de comunicación que faciliten la operación y
157
Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
el mantenimiento, mediante el Sistema de Automatización de Subestaciones – SAS.
• Implementación del Sistema Automático de Gestión de Equipos de Subestación – SAGES: concluyó
la fase 1 en las subestaciones Ancón Sur, Purnio y San Carlos 230 y 500 kV, y se implementó la
segunda fase en las subestaciones Páez, Ocaña 230 y 500 kV y Primavera 230 y 500 kV; con
esta herramienta que utiliza un esquema de operación remoto se logra mayor efectividad, dado que
simplifica y elimina el desplazamiento de personal especializado a las subestaciones para realizar
las actividades de configuración, instalación y pruebas.
7. GESTIÓN COMERCIAL – ISAGEN
7.1.
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
Los resultados comerciales y proyecciones de crecimiento se soportan en la producción de energía que
permiten cumplir cabalmente los compromisos con nuestros clientes y el mercado. En 2012 las condiciones
climáticas y la disponibilidad operativa de las plantas permitieron generar el 16,45% del total de la energía
que los generadores entregan al Sistema Interconectado Nacional – SIN.
La generación de energía durante 2012 se vio disminuida con respecto a 2011 principalmente por condiciones de baja hidrología en el país. Las centrales de generación presentaron una alta disponibilidad como
resultado de la eficiente gestión de operación, mantenimiento y proyectos de modernización.
La disponibilidad total de lascentrales fue 94,1 %, superior a la planeada de 92,2 %, la cual refleja un excelente
comportamiento de los equipos y la eficacia de los planes de mantenimiento y proyectos de modernización,
que permiten mantener niveles competitivos de disponibilidad operacional.
La generación total de ISAGEN durante el año 2012 contribuyó a satisfacer en un 16,81% la demanda de
energía eléctrica de Colombia Es de resaltar, que la demanda del SIN aumentó aproximadamente en un
3,77% respecto al año anterior.
Adicionalmente para mantener la disponibilidad operativa de las centrales en el largo plazo, se desarrolló el
plan de modernización y actualización tecnológica con base en los siguientes criterios:
• Incremento de la productividad: mejoramiento de la eficiencia, disponibilidad y confiabilidad de las
centrales.
• Disminución de los costos operacionales y de mantenimiento de un sistema, equipo u obra.
• Cumplimiento de la vida útil del sistema, equipo u obra.
• Obsolescencia tecnológica, que dificulte la consecución de repuestos.
• Cambios en la reglamentación de la industria de la energía y ambiental.
• Mitigación de riesgos.
En lo corrido del año 2013 y hasta el 31 de mayo se ha generado un total de 4.292 GWh que equivalen
a una participación del 16,72% de la energía que los generadores colombianos producen. La disponibilidad
total de las centrales ha sido de 93,15%, superior a la programada del 90,73% y el cumplimiento del plan
de mantenimiento es del 100%.
En los primeros 5 meses del año, la demanda nacional de energía fue de 24.942 GWh. Empleando la nueva
metodología del operador del mercado XM de evaluar el crecimiento de la demanda por tipo de día obtuvo
una incremento del 2,9% frente al mismo período del año anterior.
158
EE
7.2.
Energía
Eléctrica
PROYECTOS EN EJECUCIÓN
Se construyeron proyectos de generación con la convicción de fortalecer la competitividad empresarial y aportar la energía que requiere el desarrollo del país. El plan de expansión actual comprende la construcción de
las centrales hidroeléctricas Amoyá (80 MW) y Sogamoso (820 MW). Adicionalmente, con la finalización de
las obras del Trasvase Manso se incrementará en el 2014 la capacidad instalada en 900 Megavatios y la
generación de energía anual en aproximadamente 6.000 GWh año, que representan un crecimiento cercano
al 60% con relación a la generación media del año 2012. Además se continúa desarrollando un portafolio
de proyectos basados en energías renovables que aporten al desarrollo sostenible del país.
En el desarrollo de nuevos negocios internacionales, se adelantaron varios procesos de evaluación y valoración de activos, y atendiendo los intereses de la compañía, no se cerraron negocios de adquisiciones.
Además, participaron en las subastas de los derechos de la interconexión Colombia – Panamá y en los actos
de concurrencia de energía y potencia con el objetivo de comercializar energía al país vecino, pero fue interrumpida la iniciativa por el actual desarrollador del enlace internacional.
Como hecho relevante en las exportaciones, que se reiniciaron en el año 2011, durante el 2012 se logró la
más alta transferencia histórica de energía eléctrica a Venezuela alcanzando los 478,7 GWh, de los cuales
350 GWh fueron por Corozo - San Mateo y 128,7 GWh por Cuestecitas- Cuatricentenario.
7.2.1.
Proyecto Hidroeléctrico Sogamoso
En las cavernas de máquinas y transformadores se adelantó el proceso de montaje de los equipos principales de
las tres unidades de generación (turbinas, generadores y transformadores), así como de los equipos auxiliares
eléctricos y mecánicos. Además se finalizaron las obras correspondientes al túnel vial de 1 Km de longitud el
cual fue puesto en operación el 28 de febrero de 2013, y es necesario para dar continuidad a la construcción
de la presa que alcanza un avance de más del 90%.
Se registró a 31 de mayo un avance del 78%. Teniendo en cuenta la fecha estimada de la entrada del
proyecto de conexión que está a cargo del sistema (a cargo de la UPME) y los inconvenientes que se han presentado en las obras sustitutivas, se estima que el proyecto entrará en operación comercial en el tercer trimestre
de 2014. Hay que recordar que el compromiso con el mercado es en diciembre del 2014.
7.2.2.
Proyecto Hidroeléctrico del río Amoyá
La central Amoyá se declaró en operación comercial desde las cero horas del 30 de mayo de 2013, seis
meses antes del compromiso adquirido con el mercado eléctrico en la subasta de reconfiguración del 25 de
julio de 2012.
No obstante las dificultades en la zona de los trabajos por temas de orden público, se pudo llevar a cabo
la terminación de los trabajos para lograr la operación comercial de la Central, aunque quedan pendientes
trabajos menores y complementarios, los cuales no influyen en la operación comercial de la Central hidroeléctrica del Río Amoyá.
7.2.3.
Proyecto Trasvase Manso
Está finalizada la totalidad de las obras del Proyecto Manso, que desviarán parte del caudal del río Manso hacia el embalse Amaní de la central Miel I a través de un túnel, con el fin de aumentar su generación de energía.
En conversaciones y análisis con la autoridad ambiental en relación con el Trasvase, se remitió un documento
consolidando todas las respuestas a las inquietudes que la autoridad tiene, se realizó una nueva visita al sitio
para verificar nuestras afirmaciones y estamos a la espera del pronunciamiento de la Autoridad Nacional de
Licencias Ambientales – ANLA que esperamos se dé en las próximas semanas, es decir, en el mes de junio.
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Memorias al Congreso de la República
2012 - 2013
7.3.
PROYECTOS EN ESTUDIO
7.3.1.
Proyectos Hidroeléctricos
7.3.1.1.
Proyecto Hidroeléctrico Cañafisto (937 MW - río Cauca - Antioquia)
Se obtuvo un avance aproximado del 60% de la ejecución del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), requisito
indispensable para la obtención de la Licencia Ambiental del Proyecto. Se ejecutó el 90% de las actividades
programadas en el estudio de riesgo sociopolítico en la zona de influencia; y se inició la caracterización de
la comunidad afrodescendiente de San Nicolás (municipio de Sopetrán), etapa antecedente a la ejecución
de la consulta previa dentro del proceso de licenciamiento ambiental.
7.3.1.2.
Proyecto Hidroeléctrico Piedra del Sol (153 MW - río Fonce - Santander)
Se iniciaron los diseños para la construcción del proyecto y el levantamiento de información adicional requerida por la ANLA como parte de la evaluación del Estudio de Impacto Ambiental - EIA.
7.3.2.
7.3.2.1.
Proyectos Geotérmicos
Proyecto Macizo Volcánico del Ruiz (Caldas)
Se finalizaron los estudios correspondientes a la fase de prefactibilidad que incluyó, entre otras actividades,
la elaboración del modelo geotérmico conceptual de la zona de estudio, la selección de los sitios para perforación exploratoria, el diseño de pozos, plataformas y vías de acceso. Se continuó con la ejecución del
EIA. Se encuentra pendiente recibir de la ANLA permiso de investigación científica en diversidad biológica
para realizar inventario de fauna y flora en la zona de influencia del Proyecto. Se contrató la firma West JEC
de Japón para acompañar y asesorar a ISAGEN en la contratación y ejecución de la fase de factibilidad del
proyecto (exploración).
7.3.2.2.
Proyecto Binacional Tufiño - Chiles (Cerro Negro en la frontera con Ecuador)
Se realizó invitación a presentar manifestación de interés para realizar los estudios de prefactibilidad del
proyecto y se inició el proceso de contratación de dichos estudios de prefactibilidad. Igualmente, se contrató
la socialización de los mismos en el área de influencia del Proyecto.
7.3.3.
7.3.3.1.
Proyectos Eólicos
Proyecto Potencial Eólico
Se continuó la caracterización del potencial eólico de varias zonas en los departamentos del Atlántico y La
Guajira.
7.3.3.2.
Proyecto Parque Eólico Guajira
Se actualizó la localización de los aerogeneradores e infraestructura asociada para el parque y se realizó estudio geológico y geotécnico en el área de interés. Se actualizó el estudio de impacto ambiental y se avanzó
en las gestiones para la estructuración financiera con miras a su ejecución.
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