Planeamiento energético y energías alternativas en Colombia

I Seminario Internacional de Energización con Fuentes Alternativas
Universidad de Nariño, UPME, CCEP - USAID
Planeamiento energético y energías
alternativas en Colombia
Angela Inés Cadena et al.
Directora General
Unidad de Planeación Minero Energética
Pasto, Universidad de Nariño, 14 de noviembre de 2013
Agenda
•
•
•
Introducción
Planeamiento energético (PEN)
Planeamiento de la generación en el SIN y retos: diversificación de la
canasta e integración de recursos intermitentes, requerimientos de transmisión
•
Planeamiento Indicativo de Expansión de la Cobertura – PIEC: cobertura y
universalización del servicio
•
Planeamiento del suministro de energía en las ZNI: esquemas híbridos,
empresariales y sostenibilidad de las soluciones, los PERS
•
•
•
Generación localizada, distribuida o recursos distribuidos
Hacia una nueva red y sistemas de energía
Fuentes no convencionales en los sectores de demanda
1. Introducción
La UPME
Realiza la planeación integral del sector minero energético mediante evaluaciones,
diagnósticos de la oferta - demanda de los recursos y elaboración de planes
indicativos, como apoyo al Ministerio de Minas y Energía y los decisores de inversión.
Gestiona y administra de forma integral la información del sectores minero energético
para apoyar la toma de decisiones de los agentes públicos y privados.
Tiene a cargo la realización de las convocatorias del STN, evaluación de proyectos de
cobertura y emisión de conceptos, por delegación del Ministerio de Minas y Energía y
otros Ministerios.
Perspectivas de crecimiento energético
(Fuente: EIA-DOE 2013)
56% en 30 años (2010 – 2040): El 60% en los países No-OECD de Asia
Los fósiles seguirán atendiendo una parte importante de la demanda.
Casi el 15% de líquidos son crudos no convencionales. Tendencia del
aumento de participación del gas. El carbón crece en países no
OECD Asia.
ELC crece en 84% en el periodo de análisis
CARG ELC 2,3 (RNW y Nuclear 2,5%)
Balances energéticos - comparativo
(Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of
Non-OCDE countries, AIE, edición 2011 y UPME)
Consumo de energía final 2010
(Fuente: UPME, Balances)
Por energético:
•
•
•
•
Por sectores:
•
•
Cifras Balance Energético 2010, UPME
La participación de derivados del
petróleo en el consumo nacional está
por encima de la media internacional.
La del gas natural se ha venido
incrementado en las dos últimas
décadas.
La electricidad representa el 18% de la
energía final consumida en el país,
con una alta contribución de recursos
hídricos en su producción.
La participación de la biomasa es del
12%
El sector transporte es el mayor
consumidor de energía, seguido por
el sector industrial.
Esta participación es contraria a la
de los países industrializados.
Balances energéticos - comparativo
(Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of NonOCDE countries, AIE, edición 2011 y UPME)
Energía final renovable y fósil - 2010
25% es ER
Proyección de demanda
(Fuente: UPME)
Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%
Escenario base
350
Proyección
Historia
300
Diesel
200
150
2.69%
3.48%
Electricidad
100
50
3.10%
Gas Natural
Gas natural
Biomasas
Fuente: UPME
Gasolina
GLP
Electricidad
Combust. Aviac.
Diesel
Otros derivados
Carbón
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
0
2000
Millones BEP
250
Fuentes no convencionales de energía
Decreto No. 3683 de diciembre 19 de 2003 por el cual se reglamenta la
Ley 697 de 2001
Articulo 2°
Fuentes no convencionales de energía: Son aquellas fuentes disponibles a
nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no
son empleadas o son utilizadas de manera marginal y no se comercializan
ampliamente. Se consideran fuentes no convencionales de energía, entre
otras, la energía solar, energía eólica, energía geotérmica, energía
proveniente de fuentes de biomasa, pequeños aprovechamientos
hidroenergéticos, energía proveniente de los océanos.
Aplicaciones de las fuentes no convencionales
de energía
•
•
•
•
•
•
•
•
Generación de energía eléctrica en el SIN
Generación y producción de energía en las ZNI
Generación localizada, generación distribuida
Cogeneración o autogeneración en la industria
Otras aplicaciones industriales
Nuevos opciones en el sector transporte (nuevos combustibles)
Vehículos eléctricos, generación local, microredes
Redes inteligentes, ciudades inteligentes
Aplicaciones de las FNCE en Colombia
Capacidad (potencia) instalada FNCE - energías renovables
Electricidad
(MW)
Tecnología
4,5 Sistemas aislados
Solar fotovoltaica
4,5 Aplicaciones profesionales
Eólico (generación electricidad)
19,5 Parque Jepirachi
PCH's (<10MW)
168,7
PCH's (10MW<P<20MW)
Calor
(Mwtérmicos)
296
Biomasa‐Cogeneración
268,22 (8 ingenios)
Total
761,42
Biomasa‐Calordirecto
Energía
mecánica
(#)
Observación
Solar fotovoltaica
--
Sin información
Solar térmica (calentadores de agua)
77 110.000m2 de colectores solares*
Nuclear
0,1 reactor Investigación
Total
*IEASHC(2004)
Capacidad
Molinos de viento Gaviotas, Jober, Indusierra y otros
Converting solar thermal collector area in to installed capacity. Paris.
77,1
>5000 Bombeo de agua
PROURE - Metas, avances y retos en FNCE y EE
PROURE
Subprogramas
estratégicos de carácter
transversal SPE -5
Gestión y seguimiento de
metas e indicadores
Metas de participación de las fuentes no convencionales
de energía:
1.
Al año 2015
•
3.5 % en zonas interconectadas
•
20 % en zonas no Interconectadas
2.
Al año 2020
•
6.5 % en zonas interconectadas
•
30 % en zonas no Interconectadas
Metas de Eficiencia Energética:
1. Al año 2015 (electricidad)
•
14.75 % en el nivel nacional
•
8.66 % en el sector residencial
•
3.43 % en el sector industrial
•
2.66 % en el sector comercio, público y servicios
otros energéticos
•
2.5
% en el nivel nacional
•
0.55 % en el sector residencial
•
0.25 % en el sector industrial
•
1.29 % en el sector transporte
Actualización de potenciales de oferta local de
las FNCE - ER
Evaluación del potencial hidroenergético de Colombia
(UPME-COLCIENCIAS-U. JAVERIANA-IDEAM-IGAC) 2012-2013
•Evaluar el Potencial Hidroenergético de Colombia , mediante SIG, el modelo de elevación
digital de Colombia de 30 por 30 metros y las bases de batos y resultados del Estudio Nacional
del Agua.
•Se realizó una convocatoria con Colciencias – UPME, en la cual participaron los grupos de
investigación y que fue elegida en primer instancia la Pontificia Universidad Javeriana. Trabaja
con la colaboración de UPME-IDEAM y UPME-IGAC
Propuesta de Actualización de los atlas solar y de viento
(UPME-IDEAM 2013-2014)
•Busca actualizar con información nueva de los recursos solar y eólico en Colombia,
proveniente de cerca de 10 años de series de medición y de un mayor número de
estaciones, actualizar y mejorar los modelamientos y la información contenida en los Atlas
del año 2005 y 2006
•Se realizaría conjuntamente con el IDEAM
Propuesta de Programa de Evaluación de los recursos eólico y
solar con énfasis en la Guajira 2013-2016
•Busca diseñar e implementar un programa piloto regional para evaluar a escala regional el
recurso eólico y solar en la costa caribe, con énfasis en la Región Guajira, en razón a los
retos y tareas actuales que desde lo regional pueden generar beneficios regionales y
nacionales.
•Se están preparando las gestiones para realizarlo mediante una convocatoria con Colciencias
2. Plan Energético – Propósitos de rigor
(Inspitado en: WEC – Trilemma energético)
1.
Seguridad del suministro y diversificación
•
•
2.
Confiabilidad y calidad del servicio
Cubrimiento de demanda
Asequibilidad y equidad social
•
•
3.
Universalización del servicio
Costos de la energía y capacidad de pago
Minimización de impactos de obras de infraestructura
•
•
Mitigación de impactos ambientales y de los efectos negativos del cambio del
clima: Eficiencia energética, Energías renovables, Bajas emisiones de CO2,
reducción de vulnerabilidad
Generación de valor en obras de infraestructura y reducción de efectos
negativos sobre las comunidades
Otros conceptos y elementos de un Plan Energético
•
•
•
•
•
El desarrollo y la energía
El cambio técnico, las ciudades inteligentes
El valor compartido
Institucionalismo energético
Estrategias y los mapas de ruta y el PEN
Objetivos propuestos para el próximo PEN
• OFERTA: Diversificación de la canasta energética y seguridad en el
suministro
• DEMANDA: Universalización y asequibilidad del servicio
• DEMANDA: Eficiencia energética, procesos limpios, industria y transporte
eficientes
• INTERCAMBIO ENERGÉTICO INTERNACIONAL Y MAS VALOR
AGREGADO: Aumentando el valor agregado de los bienes transables
(commodities) tradicionales
• AMBIENTAL Y SOCIAL
• INSTITUCIONALIDAD DEL SECTOR ENERGÉTICO
OFERTA: Diversificación de la canasta
energética y seguridad en el suministro (I)
1. Diversificación de la canasta energética en generación eléctrica, con el fin de
reducir la vulnerabilidad. Valoración de la generación con líquidos vs. el
objetivo de eficiencia productiva y el riesgo de racionamiento. La nueva
estructura productiva sostenible: hacia gas natural confiable, renovables
(complementariedades, requisitos de transmisión) y ¿carbón limpio? ¿mininucleares en el mediano y largo plazo? Los nuevos actores: Generación
distribuida, el generador no dedicado (cogeneración, autogeneración y su
validez como actores)
2. Generación local vs transmisión de electricidad (las restricciones ambientales
y sociales, la disponibilidad de suelo el ordenamiento urbano).
3. Diversificación de la canasta de transporte. El gas natural y el GLP. Los
biocombustibles (nuevas formas de producción). Los nuevos portadores
energéticos, el hidrógeno.
4. Diversificación energética en la canasta de fósiles. Gases no convencionales
(shale y tight).Gas metano del carbón. Biometano. ¿Implantar tecnologías de
Clean Coal en Colombia, barreras y retos? El GLP y su mayor oferta.
OFERTA: Diversificación de la canasta
energética y seguridad en el suministro (II)
5. Seguridad en el suministro (interconexiones gasíferas y eléctricas).
6. Vulnerabilidad y diversificación (eléctrica). El caudal ecológico y el manejo de
cuencas.
7. Confiabilidad y seguridad, ¿cómo explicitar la aversión al racionamiento? El
problema del bien público y el bien común
8. Los nuevos energéticos en el transporte. Los biocombustibles en el corto
plazo, la electricidad en el mediano, el hidrogeno en el largo plazo.
DEMANDA: Asequibilidad y Universalidad del
servicio
1. La demanda esperada - posible. País industria manufacturera vigorosa.
Requerimientos de transporte y comercio asociados.
2. Profundización de los mecanismos de mercado. Aumentó del poder de
decisión de los usuarios (elasticidad). Incrementando su “conocimiento
energético”. Usuarios y tomadores de decisión más conocedores y “energointeligentes” (redes inteligentes, respuesta de la demanda y generación
distribuida, sistemas de información).
3. Universalidad del servicio como objetivo estatal, apalancador del desarrollo y
como instrumento para la transición hacia la paz (la biomasa (agricultura) en
los procesos de reparación y devolución de tierras). Costos y beneficios. La
cobertura y los planes de energización rural. Soluciones hibridas. Esquemas
empresariales.
4. Precios eficientes de los energéticos (mantener una política de precios y de
competencia entre energéticos teniendo en cuenta la disponibilidad a pagar).
DEMANDA: Eficiencia energética, procesos limpios,
industria y transporte eficientes
1. Eficiencia energética en toda la cadena (línea transversal inherente al diseño
de las estrategias del PEN).
2. Transporte limpio, cambio radical en modos y portadores energéticos
(competitividad como país – transporte de carga). El Plan de desarrollo en
transporte y su impacto en la balanza energética
3. Industria eficiente, a través de la estructura de precios y señales adicionales.
Competitividad, energía y PIPE.
4. Barreras a la EE, re-diagnóstico sobre la implantación de la ley 697. Diseño
institucional. Esquemas de financiamiento.
5. Efectos del cambio del clima sobre patrones de consumo.
Intercambio energético internacional y
más valor agregado
1. Interconexiones eléctricas. El mercado compatible de América Latina.
2. Internacionalización del GN, adicional al gasoducto con Venezuela. Las
plantas de regasificación, interconexiones gasíferas con Ecuador, y Perú
(dada la alta oferta de este último). Las exportaciones de gas.
3. Avance hacia la obtención del “shared value” en los procesos de explotación
y exploración.
4. Generación de clusters. Aumento del valor agregado de la explotación
energética.
5. Nuevos desarrollos tecnológicos requeridos.
Ambiental y social (I)
1. Definición de las líneas de trabajo ambiental y social prioritarias en el sector
energía.
2. Las externalidades ambientales, su valoración. Costos de agotamiento y su
inclusión en el precio. Impuestos Verdes, Mercados Verdes, Certificados de
emisiones, Tarifas de Promoción, y otros mecanismos.
3. El (pre)-licenciamiento de los proyectos de infraestructura.
4. Los impactos sociales de los proyectos y su manejo. La vinculación de las
comunidades más allá de los programas de responsabilidad social (shared
value).
5. Sostenibilidad de los sistemas energéticos, las energías limpias, las energías
alternativas. El valor del agua. El valor del medio ambiente como activo
común de la sociedad.
Ambiental y social (II)
5. Las energías renovables como portadores mayoritarios en el largo plazo.
6. La generación distribuida y las redes inteligentes, y su capacidad de
mitigación del impacto ambiental.
7. La racionalidad en el consumo a través del esquema de precios.
Contadores de doble vía, la inclusión del usuario como “generador simple, no
dedicado”, modificación de la regulación para flexibilizar los requisitos de
entrada, levantamiento de barreras al pequeño generador y al generador
8. El sistema de transporte y los impactos ambientales de los nuevos
portadores energéticos.
9. Las biorefinerías, y su aplicación como generador de valor. Su impacto en los
programas de paz. Su impacto en el uso de la tierra. El campesino productor
energético.
Institucionalidad del sector energético
1. Avanzar hacia un modelo de mercado energético – eléctrico mas flexible.
2. La regulación de los hidrocarburos no convencionales.
3. La institucionalidad de la eficiencia energética.
4. La institucionalidad del agua.
5. El ordenamiento del territorio. La información necesaria.
3. Planeamiento de la expansión eléctrica en el SIN
Metodología
PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA
GENERACIÓN
(indicativo)
TRANSMISIÓN
(de ejecución)
Visión largo plazo
Análisis de recursos
Diagnóstico de la red
actual
Expansión Cargo
por Confiabilidad
(Subastas)
Proyectos en
construcción
y
expansión definida
Análisis de mediano y
corto plazo
Escenarios
Señales a los STR
(OR)
Requerimientos
(adicionales al CxC)
Obras STN
Convocatorias
Energía no suministrada
Agotamiento de la red
Reducción pérdidas STN
Reducción costo
operativo y restricciones
Confiabilidad y seguridad
Costos de racionamiento
Generación de energía eléctrica en el SIN
•
•
•
•
•
•
•
Complementariedad de recursos.
Sistemas y esquemas de interconexión.
Generación de seguridad para la generación intermite, desvíos.
Financiamiento, fondos de pensiones.
Cooperación internacional.
Información
Capacitación.
Capacidad instalada por tecnología
Ata dependencia del recurso hídrico para generación de electricidad (junio de
2013)
PARTICIPACION POR TECNOLOGIA (%)
4.9%
Tecnología
Potencia (MW)
Participación (%)
0.4%
Hidráulica
30.8%
Hidráulica
9,197.9
64.0%
Térmica
4,426.0
30.8%
Menores
701.1
4.9%
57.3
0.4%
Térmica
Menores
Cogeneradores
Cogeneradores
64.0%
Fuente de datos: Informe ejecutivo mensual XM - Junio 2013.
Fuente de grafica: UPME.
Total
14,382.3
-
Generación de energía eléctrica en el SIN
Históricamente, la generación eléctrica ha sido altamente dependiente del recurso hídrico.
En 2012, la energía generada fue de 59,995 MWh con una participación hídrica del 75%.
En los años de bajos aportes hídricos, la generación térmica se incrementa
Generación Eléctrica 2007-2012
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Tecnología
(MWh)
%
(MWh)
%
(MWh)
%
(MWh)
%
(MWh)
%
(MWh)
%
Hidráulica
41 823
78%
43 520
80%
38 714
69%
38 089
67%
45 583
78%
44 924
75%
Térmica
9 042
17%
7 733
14%
14 488
26%
15 591
27%
9 384
16%
11 506
19%
Otra
2 802
5%
3 179
6%
2 785
5%
3 218
6%
3 662
6%
3 566
6%
53 666
100%
54 433
100%
55 986
100%
56 897
100%
58 629
100%
59 995
100%
Total
Fuente de datos: Informe ejecutivo mensual XM - Junio 2013.
Fuente de grafica: UPME.
Proyectos en construcción y registrados
Proyectos registrados UPME
Rango de
Capacidad
(MW)
Número
de
proyectos
Capacidad
total (MW)
Participación por
cantidad de
proyectos
0 - 20
97
1022.92
72.9%
20 - 100
27
1336.53
20.3%
> 100
9
3027.74
6.8%
Registro proyectos UPME 15 de Junio de 2013
Nombre
Amoya
Cucuana
Gecelca 3
Termocol
Sogamoso unidad 3
Sogamoso unidad 3,2
Sogamoso unidad 3,2,1
El Popal
El Quimbo
San Miguel
Ambeima
C Lleras
Tasajero II
Gecelca 32
Termonorte
Ituango unidad 1
Ituango unidad 1,2
Ituango unidad 1,2,3
Ituango unidad 1,2,3,4
Ituango unidad 1,2,3,4,5
Ituango unidad 1,2,3,4,5,6
Ituango unidad 1,2,3,4,5,6, 7
Ituango unidad 1,2,3,4,5,6,7,8
Porvenir II
Capacidad (MW)
78.0
60.0
164.0
201.6
266.7
533.3
800.0
19.9
420.0
42.0
45.0
78.1
160.0
250.0
88.3
300.0
600.0
900.0
1,200.0
1,500.0
1,800.0
2,100.0
2,400.0
351.8
Tipo
Hidro
Hidro
Térmico
Térmico
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Térmico
Térmico
Térmico
Hidro
Hidro
Fecha Entrada
abr-2013
oct-2013
dic-2013
dic-2013
feb-2014
abr-2014
may-2014
jun-2014
dic-2014
dic-2015
dic-2015
dic-2015
dic-2015
dic-2015
dic-2017
sep-2018
dic-2018
mar-2019
jun-2019
sep-2021
dic-2021
mar-2022
jun-2022
dic-2018
Proyectos en desarrollo por 3958 MW, producto de la subastas realizadas en los años 2008 y 2011
Plan de expansión de generación –
Escenarios de corto plazo
Escenario Base
Retraso proyectos CXC
No entrada proyectos
CXC
Escenario de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
Proyectos existentes y en construcción
Sin Interconexiones Internacionales
Sensibilidad en demanda media y baja
Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)
Atrasos de proyectos
Sin Interconexiones Internacionales
Sensibilidad en demanda media y baja
Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
No entrada de proyectos
Sin Interconexiones Internacionales
Sensibilidad en demanda media y baja
Plan de expansión de generación –
Escenarios de largo plazo
Escenarios Base
Largo Plazo
Interconexiones
Internacionales
FNCE
UEE
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Sin restricciones en el suministro de combustibles
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
y no Convencionales (Eólico, Geotermia)
Sin Interconexiones internacionales
Demanda Alta
Precios combustible referencia
Interconexiones con Ecuador y Centroamérica
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
Sensibilidad recursos no convencionales
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)
Sin Interconexiones internacionales
Escenario de demanda alta incorporando las metas actualizadas del PROURE
Precios combustible referencia
Sin interconexiones
Recursos convencionales y no convencionales
ALTERNATIVA 4A - Escenario Base de Largo Plazo
Expansión por tipo de combustible
Expansión en Generación
Tecnología
Hidroelectricidad
Gas
Carbón
Cogeneración
[MW]
[MW]
[MW]
[MW]
2013
157.9
2014
1,239.90
2015
165.1
164
Combustibles
líquidos
(sustituto)
[MW]
5,000
410
88.3
951.8
600
2,000
2021
600
2022
600
250
1,000
300
2026
Total [MW]
5,414.70
500
874
7,092.60
14
289.9
Combustibles líquidos (sustituto)
Carbón
Hidroelectricidad
Cogeneración
Gas
Fuente: UPME
Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, se observa que el sistema de interconexión nacional requiere la instalación
progresiva de 3,100 MW adicionales. El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
250
2016
1,100
2015
2013
2024
2014
0
2023
2027
Subtotal
[MW]
4,000
3,000
2020
2025
6,000
14
2017
2019
7,000
201.6
2016
2018
8,000
MW
Año
ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo
Expansión en Generación
Expansión por tipo de combustible
Capacidad por Tecnología (MW)
8,000
Año
7,000
MW
6,000
2013
157.9
2014
1,239.90
2015
165.1
5,000
2016
4,000
2017
3,000
Hidroeléctrica
Gas
Carbón
Cogeneración
1,000
Gas
Eólica
Carbón
Geotérmica
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
Hidroeléctrica
Cogeneración
Combustibles Líquidos
201.6
410
140
88.3
2018
951.8
2019
600
100
2021
600
2022
600
100
250
50
50
100
2024
2025
1,100
250
5,414.70
500
2026
2027
Subtotal
[MW]
Total [MW]
Fuente: UPME
Combustibles
Líquidos
14
2023
0
Geotérmica
164
2020
2,000
Eólica
574
154
300
100
289.9
7,332.60
Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, se observa que el sistema de interconexión nacional requiere la instalación
progresiva de 3,340 MW adicionales. El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.
Comparación de alternativas – Costos marginales
90.00
Alt. 4B - Dem. Alta
Alt. 4 - Dem. Alta
Alt. 4B - Dem. Media
Alt. 4 - Dem. Media
Alt. 4B - Dem. Baja
Alt. 4 - Dem. Baja
80.00
US$/MWh
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
01/2013
07/2013
01/2014
07/2014
01/2015
07/2015
01/2016
07/2016
01/2017
07/2017
01/2018
07/2018
01/2019
07/2019
01/2020
07/2020
01/2021
07/2021
01/2022
07/2022
01/2023
07/2023
01/2024
07/2024
01/2025
07/2025
01/2026
07/2026
01/2027
07/2027
20.00
Entre las alternativas 4B y 4A existe una diferencia de capacidad instalada de 240 MW, sin embargo, para los tres escenarios
de demanda estudiados se observa un menor costo marginal con la opción 4B. Los ahorros promedios son de 3.37, 6.87 y 6.88
US$/MWh, en demanda alta, media y baja, respectivamente.
5,250
5,000
4,750
4,500
Comparación
de alternativas 4A y 4B
4,250
01/2013
07/2013
01/2014
07/2014
01/2015
07/2015
01/2016
07/2016
01/2017
07/2017
01/2018
07/2018
01/2019
07/2019
01/2020
07/2020
01/2021
07/2021
01/2022
07/2022
01/2023
07/2023
01/2024
07/2024
01/2025
07/2025
01/2026
07/2026
01/2027
07/2027
4,000
Hidráulica Alt 4B
Térmica Alt 4B
Hidráulica Alt 4
8,000
7,750
1,625
7,500
1,500
7,250
1,375
7,000
No Convencionales Alt 4B
1,250
6,750
1,125
GWh - mes
6,500
6,250
6,000
5,750
5,500
1,000
875
750
625
5,250
500
5,000
375
4,750
250
4,500
125
4,000
0
01/2013
07/2013
01/2014
07/2014
01/2015
07/2015
01/2016
07/2016
01/2017
07/2017
01/2018
07/2018
01/2019
07/2019
01/2020
07/2020
01/2021
07/2021
01/2022
07/2022
01/2023
07/2023
01/2024
07/2024
01/2025
07/2025
01/2026
07/2026
01/2027
07/2027
4,250
Térmica Alt 4B
Térmica Alt 4
01/2013
07/2013
01/2014
07/2014
01/2015
07/2015
01/2016
07/2016
01/2017
07/2017
01/2018
07/2018
01/2019
07/2019
01/2020
07/2020
01/2021
07/2021
01/2022
07/2022
01/2023
07/2023
01/2024
07/2024
01/2025
07/2025
01/2026
07/2026
01/2027
07/2027
GWh - mes
Térmica Alt 4
1,750
No Convencionales Alt 4B
Se identifica una reducción en la generación térmica para la opción 4B (191.1 GWh-mes en promedio).
Esta diferencia puede llegar a ser superior a 500 GWh-mes, debido a la generación con renovables.
1,625
1,750
1,500
Desde el punto de vista de confiabilidad energética, ambas alternativas garantizan que el número de casos con
déficit, VERE y VEREC, sean inferiores a 5, 1.5 % y 3 %, respectivamente, esto es son equiparables. No
1,125
obstante, la opción 4A necesita menor capacidad instalada para satisfacer dichas condiciones.
1,375
Wh - mes
1,250
1,000
.875
750
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso eólico e
hidroelectricidad
Aerogenerador de 1.3 MW [MW]
3.3
Aerogenerador de 3 MW [MW]
3.0
120 metros de altura
al eje del rotor
2.7
Potencia [MW]
2.4
2.1
1.8
1.5
1.2
0.9
60 metros de altura
al eje del rotor
0.6
0.3
0.0
0
5
10
15
20
Velocidad viento [m/s]
25
30
Características Aerogeneradores
Se calcula la producción teórica de electricidad (con base en las series hidrológicas del IDEAM para 8,5 años) y se
compara con la energía de grandes plantas hidroeléctricas.
Se estima complementariedad energética del recurso eólico en la Región Guajira vs el recurso hídrico en el centro del
país.
La complementariedad energética de los recursos eólico e hidro depende de la tecnología eólica a implementar
(23.4% para aeroturbinas de1.34 MW y 59% para aeroturbinas de 3 MW).
El valor medio del factor de capacidad en el periodo de los 8,5 años del ejercicio fue respectivamente del 50% y 70%
para los parques eólicos de aeroturbinas de 1,34 MW y 3 MW.
35
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso eólico
e hidroelectricidad
Despacho de energía Alternativa 4B (GWh)
600
600
500
500
Se encuentra complementariedad energética entre las dos regiones norte eólico y centro hidroeléctricidad
La variación de la generación hidroeléctrica es mayor al 50% de los máximos de generación, mientras que en el caso
eólico es mucho menor que el 50%
Las variaciones eólicas son mas suaves en los promedios de generación mensual que los hidroenergético, lo cual
puede aportar benéficos adicionales a la complementariedad
ene.-25
oct.-24
jul.-24
abr.-24
ene.-24
oct.-23
jul.-23
abr.-23
ene.-27
ene.-26
ene.-25
ene.-24
ene.-23
ene.-22
ene.-21
ene.-20
0
ene.-19
0
ene.-18
100
ene.-17
100
ene.-16
200
ene.-15
200
ene.-23
300
oct.-22
300
Total Eolicas
400
jul.-22
400
abr.-22
(GWh)
700
ene.-14
Guavio
800
700
ene.-13
(GWh)
Total Eolicas
ene.-22
Guavio
800
Factor de emisión de CO2 de las alternativas de
expansión
140
120
kgCO2/MWh
100
80
60
40
Alternativa 4
Alternativa 6. URE 2017 con 3,100 MW
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
20
Alternativa 4B
Alternativa 6. URE 2020 con 3,100 MW
El factor de emisión de las alternativa 4B es menor en comparación con el de la alternativa 4A ya que considera la
integración de generación renovable, la cual desplaza generación térmica, y no genera emisiones.
El factor de emisión de la alternativa 6, independientemente del año de implementación de las metas de ahorro, es
menor comparándola las demás opciones. Esto se debe principalmente a la reducción de la demanda de
electricidad, lo cual ocasiona menores requerimientos de generación, particularmente de centrales térmicas.
Integración de fuentes no convencionales de
energía - renovables
•
•
•
•
•
Requerimientos de conexión
Sistemas y esquemas de interconexión
Requisitos financieros y regulatorios
Generación de seguridad para la generación intermitente, desvíos
Agentes y portafolios óptimos de tecnologías
Integración de renovables
Análisis de impacto de integración de eólica en el SIN (UPME, BID, COWI)
Se analizan varios casos de estudio para el área Guajira:
– Capacidades instaladas que oscilan entre 100 – 300 y 400 MW.
Se identifica refuerzos en transformación, líneas de transmisión y
compensación.
– Opc 1:Para una capacidad instalada menor a 400 MW, se necesitaría un incremento de la
capacidad de transporte en los circuitos existentes a nivel de 220 kV Santa Marta –
Termocol, Termocol – Guajira, Guajira – Santa Marta, y los segundos circuitos Copey –
Fundación II 220 kV y Cuestecitas – Valledupar II 220 kV.
– Opc 2:Si la capacidad instalada es superior, sería conveniente construir una línea en doble
circuito a 500 kV entre la subestación Copey y Puerto Bolívar.
– Opc 3: Para valores superiores, se ve la necesidad de estudiar tecnologías tipo HVDC y
almacenadores de energía (gestión de la intermitencia) con el fin de integrar esta generación
con el interior del país.
Incorporación energías renovables no convencionales al
SIN – Caso Guajira
Potencial Eólico
Opc 2
Opc 1
Opc 3
Plan indicativo de Expansión de la Cobertura
PIEC
•
•
•
•
•
•
•
•
Objetivo
Marco normativo
Índice de cobertura de Energía Eléctrica
Infraestructura existentes: subestaciones y plantas
Resultados del Plan 2012 – 2017
Cobertura alcanzable y alternativas de prestación del servicio
Acciones a seguir
ZNI: Soluciones híbridas y esquemas empresariales
Objetivo
Plan Indicativo de Expansión de Cobertura
Estimar las inversiones requeridas tanto públicas que deben realizarse y las privadas
que deben estimularse, para la universalización del servicio de energía eléctrica.
Modelo
PIEC
La UPME desarrolló un Modelo SIG, que
permite evaluar económicamente la mejor
alternativa para la prestación del servicio de
energía eléctrica, entre interconexión al SIN
y generación aislada a partir de
combustible diésel, en centros poblados
que no cuentan con este servicio.
Antecedentes y marco normativo
Marco normativo
Ley 142 de
1994
Elaborar cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio público, en el cual se
determinen las inversiones públicas que deben realizarse y las privadas que deben estimularse.
Ley 143 de
1994
Al Estado le corresponde: Alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes
regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los
usuarios de los estratos I, II y III y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos
agentes públicos y privados que presten el servicio.
El Gobierno Nacional asignará y apropiará los recursos suficientes en el Plan Nacional de Desarrollo,
en el Plan Nacional de Inversiones Públicas y en las leyes anuales del presupuesto de rentas y ley de
apropiaciones, para adelantar programas de energización calificados como prioritarios, tanto en las
zonas interconectadas como en zonas no interconectadas con el objeto de que en un período no
mayor de veinte (20) años se alcancen niveles igualitarios de cobertura en todo el país, en
concordancia con el principio de equidad de que trata el artículo 6o. de la presente Ley.
Antecedentes y marco normativo
Marco normativo
Decreto
388 de
2007
Establece la política que debe seguir la CREG para fijar la metodología de remuneración de activos
a fin de alcanzar la universalización del servicio STR y SDL. Res. CREG 097 de 2008.
La UPME deberá elaborar y oficializar un “Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura del Servicio
de Energía Eléctrica” en el área de influencia del SIN. Deberá ajustarse anualmente, cuando así
amerite.
Decreto
1122 de
2008
Reglamenta el FAER cuyos recursos serán asignados como resultado de la evaluación de los planes
de expansión de cobertura que deben presentar los OR.
Decreto
3451 de
2008
Para la expansión de los STR y cuando no exista interés por parte del OR en la construcción de un
proyecto del SDL, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue podrá realizar
convocatorias públicas, para adjudicar la construcción y/o operación en caso de STR y para la
construcción en caso de SDL.
Res. MME
180465
Reglamento para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión que presenten
los OR, así como para la asignación de recursos FAER.
Res. MME
90066
Por la cual se modifica la resolución MME 180465, respecto a los plazos para la concertación de
metas con la UPME, así como para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de
expansión que presenten los OR.
120%
100%
40%
0%
Cauca
Putumayo
La Guajira
Antioquia
Córdoba
Magdalena
Bolívar
Chocó
Casanare
Santander
Tolima
Nariño
Meta
Boyacá
Cesar
Norte de Santander
Valle
Huila
Caquetá
Amazonas
Guaviare
Vichada
Cundinamarca
Sucre
Arauca
Atlántico
Guainía
Vaupés
Caldas
Risaralda
Quindío
BOGOTA D.C.
San Andres y Providencia
Índice de Cobertura de Energía Eléctrica
ICEE 2012
ÍNDICE DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA - 2012
3,99%
80%
60%
96,01%
20%
ICEE Total
Deficit de cobertura total
Índice de Cobertura de Energía Eléctrica
ICEE 2012
Número de Viviendas Sin Servicio - VSS
Viviendas sin servicio de energía eléctrica - VSS- 2012
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
15.685
Infraestructura eléctrica
• Infraestructura eléctrica georeferenciada
1.167 S/E 13,2 kV del SIN, reportadas por los OR
1.438 plantas diesel / fuente IPSE
Infraestructura eléctrica
• Infraestructura eléctrica georeferenciada - Nariño
44 Subestaciones
539 plantas diesel
Resultados del Plan 2013 - 2017
Valor de la inversión necesaria para la universalización del servicio de EE
Número de
Usuarios
Número de
Viviviendas
Número de
Viviendas sin
servicio - VSS
11.594.208
12.064.452
470.244
Inversión
(Millones $)
Número de
Viviendas sin
servicio - VSS
Participación
Incremento de
Cobertura
Total nacional para la universalización
4.318.858
470.244
Interconectable
3.832.896
414.435
88,13%
3,44%
11,87%
0,46%
Estado actual cobertura
Resultados PIEC
Cobertura
Deficit
2012
cobertura
96,10%
3,90%
Por parte del Operador de Red
OR vía tarifa actual
442.553
Inversión del N1 con cargo actual
21.050
Inversión del N2 con cargo actual
12.809
80.268
Con recursos del FAER (Propuesta)
FAER (Para inversión de Nivel 1)
FAER (Para inversión de Niveles 2 y 3)
No interconectable
360.524
3.008.769
485.962
334.167
55.809
Resultados del Plan 2013 - 2017
Aumento de cobertura, escenario de universalización.
Aumento de cobertura con recursos públicos y privados Universalización
45%
Índice de cobertura ICEE (%)
40%
Incremento en Nariño:
Tarifa OR
Faer
Fazni
Total
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Incremento con la tarifa actual
Incremento con FAER
Incremento con FAZNI
1,18%
2,50%
0,32%
3.99%
Recursos públicos disponibles
Disponibilidad limitada de recursos públicos
FONDO
2.013
2.014
2.016
2.017
70.000
70.000
MILLONES DE ($)
FAER
159.932
84.874
FAZNI
80.000
108.615
Fuente: UPME – MME.
2.015
80.000
Total PIEC
2013-2017
464.806
188.615
Resultados del Plan 2013 - 2017
Aumento de cobertura incluyendo recursos privados y recursos públicos disponibles de los
Fondos.
Aumento de cobertura a 2017 con recursos públicos y privados
Incremento en Nariño:
Tarifa OR
Faer
Fazni
Total
20%
15%
10%
1,18%
0,51%
0,21%
1.89%
5%
Incremento con FAZNI
Bogotá D.C.
Atlántico
Quindío
Cundinamarca
Antioquia
Valle
Sucre
Risaralda
Tolima
Caldas
Huila
Boyacá
Norte de Santander
Santander
Arauca
Bolívar
Meta
Cesar
Nariño
Incremento con FAER
San Andrés y Providencia
Incremento con la tarifa actual
Magdalena
Córdoba
Caquetá
Guainía
Cauca
La Guajira
Vaupés
Vichada
Chocó
Guaviare
Casanare
Amazonas
0%
Putumayo
Índice de cobertura ICEE (%)
25%
Resultados del Plan 2013 – 2017
Nariño
Universalización
Cobertura a 2012
con tarifa OR
Recursos disponibles FAER
Recursos disponibles FAZNI
Cobertura alcanzable a 2017
PIEC 2013-2017, versión Nov8-2013
Inversión
M$
143.651
15.685
24.083
14.738
8.514
47.336
4.623
1.994
820
7.437
VSS
Aumento de
cobertura
100,00%
96,01%
1,18%
0,51%
0,21%
97,90%
Cobertura alcanzable por departamento
Cobertura actual año 2012
Cobertura alcanzable 2017 incluyendo recursos Fondos
Cobertura
Nacional:
97.45%
Cobertura
Nacional:
96.10%
Cobertura
Nariño:
96.01%
Cobertura
Nariño:
97.90%
Alternativas de prestación del servicio de
energía eléctrica
Nacional
Nariño
PIEC, PECOR y PEC
Centros poblados interconectables y costos.
Centros poblados no interconectables y costos.
Plan Indicativo de
Expansión de
Cobertura PIEC
Valor de las inversiones públicas y privadas.
Incremento tarifario (considerando recursos
públicos).
Metas de cobertura alcanzables en el periodo.
Proceso de concertación
Plan de expansión
de Cobertura OR
PECOR
Evaluación (UPME)
Priorización (GAT)
Plan de Expansión de
Cobertura PEC
5. Generación y producción de energía en
las ZNI
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Planes Energéticos Regionales Sostenibles (PERS): Nariño
Otros PERS
Soluciones híbridas
Esquemas empresariales
Regulación de esquemas, tarifas.
Normas técnicas
Monitoreo y supervisión
Microredes
Financiamiento, información, capacitación
¿Qué son PERS?
Son Planes que a partir de un análisis de los elementos regionales
relevantes en materias de energización,
productividad y
emprendimiento, establecen lineamientos de política pública
energética para identificar, formular y estructurar proyectos integrales
y sostenibles en un período de mínimo 15 años, que además de
generar energía, apoyen el crecimiento y el desarrollo de las
comunidades rurales de las regiones objetivo.
PERS = PLAN DE ENERGIZACIÓN RURAL SOSTENIBLE
¿Qué se pretende con los PERS?
ALCANCE
Recopilar y clasificar la información disponible
Analizar la oferta de recursos energéticos
OBJETO
Estructurar y elaborar el Plan de
Energización Rural Sostenible Regional
y/o Departamental que permita dar
lineamientos de política energética e
identificar,
formular
y
estructurar
proyectos integrales y sostenibles en el
corto, mediano y largo plazo, para un
periodo mínimo de 15 años.
Caracterizar el consumo básico de energía por
uso y fuente en los sectores que aplique y
estimar la demanda energética de las
poblaciones de la Región y/o Departamento
por sector para el periodo señalado.
Evaluar
las
alternativas
energéticas
seleccionadas para los diferentes proyectos
identificados
Formular proyectos integrales sostenibles,
económica,
tecnológica,
ambiental
y
socialmente
Energizar
Emprender
Elaborar el Plan de Energización Rural
Sostenible Regional y/o Departamental para el
periodo señalado
¿Cuáles son los resultados esperados de
los PERS?
Demanda
caracterizada
Recomendaciones
sobre acciones a
seguir para la
implementación del
PERS
Lineamientos de
política energética a
nivel departamental
Oferta energética
identificada
CIRCULO
VIRTUOSO
Catálogo de
proyectos integrales
y sostenibles
formulados y
estructurados a
corto, mediano y
largo plazo
Selección de las
alternativas
energéticas para los
proyectos
energéticos
identificados
Proyectos
integrales y
sostenibles
formulados con los
respectivos
esquemas
empresariales
¿Cuáles PERS están en desarrollo y en proyecto?
PERS
NARIÑO
PERS
TOLIMA
• Aportantes: UPME-IPSE-UDENAR-TETRA TECH
• Fecha Suscripción: diciembre 2012
• Avance ejecución: 92%
• Aportantes: UPME-UTOLIMA-SENA TOLIMA-TETRA TECH
• Fecha Suscripción: Octubre 2013
• Avance ejecución: 8%
• Aportantes: UPME-CANCILLERÍA-TETRA TECH-SENA GUAJIRACORPOGUAJIRA
• Fecha Suscripción: Noviembre 2013
PERS
GUAJIRA • Avance ejecución: 4%
PERS
CHOCÓ
CONVENCIONES
EN DESARROLLO
• Aportantes: UPME-TETRA TECH- OTROS
• Fecha Estimada Suscripción: Enero 2014
• Avance ejecución: 0%
EN PROYECTO
¿Cuáles PERS están en desarrollo y en proyecto?
Avance del PERS Nariño
Diagnóstico
información
disponible.
Identificación y clasificación de proyectos de
energización durante los últimos 15 años, a
nivel latinoamericano y del departamento de
Nariño; diseño, desarrollo e implementación
de base de datos adecuada para almacenar
la información tanto de la metodología como
del PERS Nariño, a nivel geográfico y
alfanumérico; estructuración y avance en la
implementación del Sistema de información
para el PERS Nariño.
Con corte a 31 de octubre de 2013
Avance del PERS Nariño
Caracterización de la demanda energética.
Identificación
de
una
muestra
representativa, socialización del PERS
NARIÑO para las comunidades objetivo;
levantamiento de información primaria de
3.199 encuestas aplicadas (>100% muestra
representativa); aplicación de mediciones;
diseño de base de datos para consulta y
procesamiento; avance en el procesamiento
de información sobre demanda energética
residencial por fuente y uso; cálculo de
estimación de la demanda por subregión
con base en la información del SUI.
Con corte a 31 de octubre de 2013
Avance del PERS Nariño
Metodología PERS y proyectos. Avance en
la formulación y desarrollo de una
metodología para la evaluación de
alternativas energéticas; avance en la
metodología para formulación de PERS
regional; preparación de formatos para la
formulación
de
proyectos
integrales;
selección de 13 proyectos por estructurar
(incluye alternativas solar, eólica, biomasa,
hídrica e híbridos) y avance en su
estructuración correspondiente.
Con corte a 31 de octubre de 2013
Acciones en curso y futuras de los PERS
IDENTIFICACIÓN DE
METODOLOGÍAS
• Elaboración
de
metodologías PERS y
selección de la mejor
alternativa energética
ESTRATEGIAS
PARA
IMPLEMENTACIÓN
PERS
• Identificación
de
acciones
concretas
para la materialización
del PERS dentro del
horizonte planteado
RÉPLICA EN OTRAS
REGIONES
Elaboración de PERS en
otras regiones
CONVENCIONES
ACCIONES
EN CURSO
ACCIONES
FUTURAS
IMPLEMENTACIÓN
SEGUIMIENTO Y
EVALUACIÓN
6. Generación localizada, distribuida,
microredes
•
•
•
•
•
•
Análisis regionales, por áreas operativas
Generación eléctrica vs. líneas de transmisión
Venta de excedentes
Consideraciones regulatorias
Normas técnicas y requisitos de conexión
Financiamiento
Generación localizada como alternativa de expansión
Caso área Oriental
1° REFUERZO ORIENTAL
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
Numero Unidades de generación: 14 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 100%
En el año 2022, se requerirían 22 / 26
Unidades,
cuya
probabilidad
de
disponibilidad es del 55 %
COMP. DINAMICA ORIENTAL Y OBRAS DE STR
Fecha Entrada: 30/Sep/2015
Numero Unidades de generación: 18 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 95%
2° REFUERZO ORIENTAL
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
En el año 2026, se requerirían 26 / 26
Unidades,
cuya
probabilidad
de
disponibilidad es del 0%
Expansión
Numero Unidades de generación: 12 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 100%
Expansión
Generación
de red
localizada
Articulación de la GD con el SIN
El éxito de la GD depende del marco regulatorio que la acompañe. Esto ha dado
lugar a considerar:
Corto plazo
La posibilidad de permitir la entrega de excedentes por
parte de auto-generadores, con reglas y límites definidos, y
la flexibilización de requisitos para los cogeneradores.
En el mediano y largo plazo:
La creación de un ente que permita supervisar
(técnicamente y de cerca) la operación de los GDs.
Que el mismo ente agregue los GDs y facilite su
participación en el mercado eléctrico (reducir incertidumbre
asociada al pronostico de generación, varias fuentes
intermitentes), y finalmente,
Que agregue GDs y grupos de consumidores definiendo
“pequeños mercados” que faciliten el balanceo entre oferta
y demanda.
7. Hacia una nueva red
Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Markets
http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets
Hacia una nueva red
Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Markets
http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets
8. Energías renovables no convencionales en el
sector industrial
•
•
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•
Cogeneración y autogeneración
Venta de excedentes, medición neta
Potenciales de sustitución o penetración de biomasa y otras energía
Incentivos tributarios
Normas técnicas
Financiamiento
Información
Capacitación
Alianzas público privadas para eficiencia energética
Energías renovables no convencionales en la
industria
Industria energo-intensiva con mayor oportunidad para el uso de biomasa (usos térmicos):
•
•
•
•
•
Industria Cementera
Industria Siderúrgica
Industria Pulpa y Papel
Industria Alimentos
Industria Químicos
Industria con mayor oportunidad para el uso de concentración solar (usos térmicos):
•
Industria Alimentos
Sustituciones para análisis:
•
•
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•
•
Carbón mineral sustituido por residuos, pellets y/o carbón leña (cultivos energéticos)
Gas natural sustituido por biogás o por gas de síntesis
Combustibles líquidos fósiles sustituidos por biocombustibles o líquidos de pirólisis
Gas, carbón o combustibles líquidos fósiles a ser sustituidos por energía solar térmica
(concentración a altas temperaturas)
Electricidad del SIN sustituida por electricidad autogenerada a partir de paneles fotovoltaicos o
aerogeneradores
Energías renovables no convencionales en el
sector transporte
•
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•
Vehículos eléctricos
Venta de excedentes, medición neta
Potenciales de sustitución o penetración de biocombustibles y otras
energías
Nuevos modos y prácticas en el transporte
Ordenamiento urbano y movilidad
Incentivos tributarios
Normas técnicas
Financiamiento
Información
Capacitación
Alianzas público privadas para eficiencia energética
Energías renovables no convencionales en los
sectores residencial y comercial
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Proyectos demostrativos – San Andrés
Generación distribuida
Medición avanzada
Respuesta de la demanda
Venta de excedentes, medición neta
Incentivos tributarios
Normas técnicas
Financiamiento
Información
Capacitación
Alianzas público privadas para eficiencia energética
Energías renovables no convencionales en las
redes inteligentes y ciudades inteligentes
•
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•
Cooperación internacional
Colombia inteligente
Trabajo interinstitucional
Ciudades inteligentes
Ciencia
de
la
ciudad
(City
Análisis
urbanos y
modelado
Science)1:
Proporcionará un enfoque para la
comprensión de nuestras ciudades,
para el diseño urbano y la
planificación, basado en gran cantidad
de información y de datos.
“Para construir las ciudades que
necesita el mundo, necesitamos una
comprensión científica que considere
nuestros entornos construidos y las
personas que los habitan”. (traducción
nuestra).
1MIT,
Media Lab Initiative, 2012.
http://cities.media.mit.edu/
Incentivos
y gobierno
Redes de
movilidad
Ciudades
Inteligentes
Sitios de
vivienda y
de trabajo
Redes de
energía
Redes
electrónica
s y sociales
Ciudades inteligentes
Redes de energía2:
Las nuevas tecnologías para redes
inteligentes y medición avanzada van a
permitir a las redes eléctricas urbanas
responder de forma dinámica a la
movilidad y a los patrones de
comportamiento.
Algunos proyectos se centrarán en la
exploración de las micro-redes DC
para células urbanas compactas que
incorporan fuentes de generación de
energía renovable localizadas (paneles
solares, microturbinas y baterías),
vehículos eléctricos, etc.
2MIT,
Media Lab Initiative, 2012.
http://cities.media.mit.edu/
Análisis
urbanos y
modelado
Incentivos
y gobierno
Redes de
movilidad
Ciudades
Inteligentes
Sitios de
vivienda y
de trabajo
Redes de
energía
Redes
electrónica
s y sociales
We’re moving into an era where all ways to make or save
energy will get to compete fairly, at honest prices,
regardless of their type, technology, size, location, and
ownership.
Amory Lovins, in Utility Fortnightly Inteview, cita mencionada en: Stephen Barrager,
Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Markets
http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricitymarkets
¡GRACIAS!
Marco Caro, marco.caro@upme.gov.co
Dora Castaño, dora.castano@upme.gov.co
Jorge Fonseca, jorge.fonseca@upme.gov.co
Rubiela Gamboa, rubiela.gamboa@upme.gov.co
Carlos García, carlos.garcia@upme.gov.co
Baisser Jiménez, antonio.jimenez@upme.gov.co
Sandra Mojica, sandra.mojica@upme.gov.co
Diana Pérez, diana.perez@upme.gov.co
Olga Rey, olga.rey@upme.gov.co
Olga Ramírez, olga.ramirez@upme.gov.co
Javier Rodríguez, javier.rodriguez@upme.gov.co
Camilo Táutiva, camilo.tautiva@upme.gov.co
Daniel Vesga, daniel.vesga@upme.gov.co
Henry Josué Zapata, henry.zapata@upme.gov.co
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