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ENERGÍA ELÉCTRICA

Memorias al Congreso de la República2012 - 2013

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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 condi-ciones climáticas muy variables. El período 2012 inició con la fase final del Fenómeno de La Niña 2011-2012, 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 incre-mento, principalmente, de la demanda de energía.

TABLA 1. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA 2011 - 2012RECURSOS 2011 (GWH) 2012 (GWH) % VARIACIÓN (%)

Hidráulicos 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%Cogeneradores 317 347 0,6% 9,4%

Total 58.620 59.989 100% 2%

Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP

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EE Energía Eléctrica

GRÁFICO 1. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA 2011 - 2012(GW/h)


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

RECURSOS 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

Menores 693 4,8% 9,2% Hidráulicos 591 Térmicos 83 Eólica 18

Cogeneradores 57 0,4% 4,6%

Total SIN 14.361 100% -0,4%


Hidráulicos

Térmicos

Menores

Cogeneradores78%

16%

6%0%2011 2012

75%

19%

5%1%


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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 ENERGÍAVariación porcentual anual 2008 – 2012


1.3. COMPORTAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO

Al finalizar el año 2012, el número de fronteras comer-ciales de usuarios regulados1 se ubicó en 7.189, clasifi-cadas en 5.422 correspondientes a usuarios no regula-dos 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 zo-nas 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 Es el punto de medida que separa a un comercializador de otro comercializador que comparten el área geográfica

1,60

0%

1,80

0%

2,70

0%

1,60

0%

2,40

0%

2,50

0%

5,00

%

3,40

0%

4,20

0%

4,50

0%

4,30

0%

3,10

0% 4,70

0%

3,10

0%

3,90

0%

4,00

%

3,80

0%

-2%

0%

2%

4%

6%

Año

200

8

Año

200

9

Año

201

0

Año

201

1

Ene-

12

Feb-

12

Mar

-12

Abr

-12

May

-12

Jun-

12

Jul-1

2

Ago

-12

Sep-

12

Oct

-12

Nov

-12

Dic

-12

Año

201

2

porc

enta

je (%

)

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TABLA 3. NÚMERO DE AGENTES DEL MERCADO REGISTRADOS POR TIPO DE ACTIVIDADACTIVIDAD REGISTRADOS TRANSAN.

Generadores 50 44Transmisores 11 9*Operadores de red 30 26*Comercializadores 92 64Fronteras usuarios regulados 7.189Fronteras usuarios no regulados 5.422Fronteras de alumbrado público 403

* Corresponde a los agentes a los que se les liquida Cargos por Uso STN, STR y ADDFuente: 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 incre-mento 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 Variación

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%Fondos FAER, FAZNI, FOES, PRONE 195 197 0,6%


1.4. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

Durante el período 2012, las exportaciones de energía hacia Ecua-dor totalizaron los 236 GWh, valor inferior al registrado en el 2011 (1.294,6 GWh), mientras que las exportaciones a Venezuela ascen-dieron a 478.4 GWh.

En relación con el esquema regulatorio vigente para exportaciones a Ecuador (Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE), Colom-bia 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


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TABLA 5. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON ECUADOR 2010 - 2012

AÑO ENERGÍA (GWH) VALOR (MILES USD)

EXPORTACIONES IMPORTACIONES EXPORTACIONES IMPORTACIONES

2010 797,7 9,7 73.825,1 565,32011 1.294,6 8,2 92.995,8 231,32012 236,0 6,5 24.150,9 243,2

Total desde 2003 10.983,6 240,4 895.153,5 9.436,2


TABLA 6. RESUMEN OPERACIÓN DEL SIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MEMVARIABLES DE LA OPERACIÓN DEL SIN

VARIABLES 2011 2012 VARIACIÓN CREC.

OFERTAVolumen útil diario (GWh) 13.967,9 11.180,6 -2.787,3 -20,0%Volumen respecto a capacidad útil 88,8% 73,4% Aportes hídricos (GWh) 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%Capacidad neta SIN (MW) 14.420 14.361 -58,7 -0,4%

GENERACIÓNHidráulica(GWh) 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%Cogeneradores (GWh) 316,9 346,7 29,9 9,4%

TOTAL(GWh) 58.620,4 59.988,9 1.368,5 2,3%

INTERCAMBIOS INTERNACIONALESExportaciones a Ecuador(GWh) 1.294,6 236,0 -1.058,6 -81,8%Importaciones de Ecuador(GWh) 8,2 6,5 -1,6 -20,2%Exportaciones a Venezuela(GWh) 248,8 478,4 229,6 92,3%

DEMANDAComercial(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%Potencia(MW) 9.295,0 9.504,0 209,0 2,2%

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TABLA 6. RESUMEN OPERACIÓN DEL SIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MEMVariables del mercado

VARIABLES 2011 2012 VARIACIÓN CREC.

TRANSACCIONESEnergía 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%Desviaciones (GWh) 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%Desviaciones (millones $) 7.805 11.473 3.668 47,0%Cargos CND y ASIC (millones $) 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%Rentas de congestión (millones $) 9.714 264 -9.450 -97,3%Valor a distribuir cargo por confiabilidad (millones $) 1.607.888 1.701.490 93.601 5,8%

LACFAZNI (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%Cargos por uso (5) STN (millones $) 1.235.389 1.249.923 14.534 1,2%Cargos por uso STR (millones $) 936.071 953.422 17.352 1,9%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 2012Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP


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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 reco-mendadas 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 subesta-ciones 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 po-sibles 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 Atlán-tica. 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. RECUPERACIÓN DEL SISTEMA ANTE EVENTOS DE DESATENCIÓN DE LA DEMANDA POR FALLAS TÉCNICAS O TERRORISMO

Durante el año 2012 se presentaron varias situaciones técnicas que conllevaron a la desatención de la de-manda, 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 par-ticular, se resalta la situación ocurrida el pasado 14 de enero de 2012, en la cual se presentó la rotura del

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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 integri-dad 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 ma-yor 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 corres-pondiente a los incrementos previstos en la demanda entre los años 2016 y 2022. Esta subasta fue previa-mente 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 compro-metido 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


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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 condi-ciones 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 genera-dores 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 com-putacional 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 correspon-dientes, 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 NOMBRE PLANTA

OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME DE VENTA ASIGNADA

(KWH-DÍA)

PERÍODO DE VIGEN-CIA DE LA OBLIG-

ACIÓN

MARGEN SOBRE PRECIO MÁXIMO DEL CXC (US$/

MWH)

GRUPO POLIOBRAS S. A. ESP

TERMOCOL 4.596.475 01/12/2012 a 30/11/2013

0.6

ISAGEN S.A. ESP AMOYÁ 587.031 01/12/2012 a 30/11/2013

0.6

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA DEL CARIBE S.A. ESP

GECELCA 3 3.060.000 01/12/2012 a 30/11/2013

0.7


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1.13. 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 con-traídas por los agentes.

Este indicador, conocido como la Capacidad de Respaldo de las Operaciones, CRO, es utilizado para deter-minar el nivel de operaciones, en términos de cantidad de energía, que un agente puede respaldar en el Mer-cado 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 vigen-cia, inició en 2012 partiendo de los ejercicios realizados con an-terioridad 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 demanda-da 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 siste-ma 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.


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GRÁFICO 3. CAPACIDAD DE ENERGÍA VS DEMANDA DE POTENCIA PROYECTADA

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


8.5009.500

10.50011.50012.50013.50014.50015.50016.50017.50018.50019.50020.50021.500

Dic

12Ju

n13

Dic

13Ju

n14

Dic

14Ju

n15

Dic

15Ju

n16

Dic

16Ju

n17

Dic

17Ju

n18

Dic

18Ju

n19

Dic

19Ju

n20

Dic

20Ju

n21

Dic

21Ju

n22

Dic

22Ju

n23

Dic

23Ju

n24

Dic

24Ju

n25

Dic

25Ju

n26

Dic

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -26

MW

Capacidad instalada Capacidad disponible

Demanda alta Demanda media Demanda baja

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

ENFICC ANUAL

Esc Alto Esc Medio Esc Bajo Demanda objetivo CREG

55.000

65.000

75.000

85.000

95.000

105.000

GW

h

125


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 genera-ción, 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


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.

0

20

40

60

80

100

120

140

2008 2009 2010 2011 2012

Fase 1 Fase 2 Fase 3


126

GRÁFICO 6. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS


Finalmente, los siguientes gráficos ilustran la distribución geográfica de la capacidad de los proyectos registra-dos 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


De acuerdo con las funciones establecidas en el planeamiento energético y ambiental, en cuanto a propi-ciar 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 necesa-rio. 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.

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

10.000 11.000

2008 2009 2010 2011 2012

Hidroeléctrica Termoeléctricas Carbón Termoeléctricas Gas Otras

20122011

54,5%

9,7%

9,0%

6,0%

5,3%

15,5%

Antioquia

Atlántico

Córdoba

Boyacá

Santander

Cauca

Risaralda

Tolima

Cundinamarca

Otros departamentos

39,59%

16,19%8,16%

7,85%

5,51%

22,70%

127


2.4. AVANCE DE PROYECTOS DE GENERACIÓNLos 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 se-mestre 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, indepen-diente 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) Tecnología Entrada Estimada en

Operación

OEF (Obligación de Energía Firme)

Amoyá 78 Hídrica- Río Amoyá EN OPERACIÓN -Mayo 2012 01-dic-13Quimbo 400 Hídrica - Río Magdalena 30-nov-14 01-dic-14Gecelca 3 164 Térmica - Carbón 15-jul-13 01-dic-13Ituango 2.400 Hídrica - Río Cauca Sep - 2018 (Unidad Nº 4) 01-dic-18Sogamoso 820 Hídrica - Río Sogamoso feb-14 01-dic-14Termocol 202 Témica - Fuel Oil 01-dic-13 30-nov-13Tasajero II 160 Térmica - Carbón 01-dic-15 01-dic-15Gecelca 32 250 Térmica - Carbón 01-dic-15 01-dic-15Carlos Lleras Restrepo 78 Hídirca - Río Medellín 01-dic-14 01-dic-15Alto Tuluá 20 Hídrica-Río Tulua Diciembre de 2013 NABajo Tuluá 20 Hídrica-Río Tulua Tercer Trimestre 2014 NAAmbeima 45 Hídrica - Río Ambeima Diciembre de 2013 01-dic-15Tunjita 19,8 Hídrica - Río Tunjita 01-jul-14 NASan Miguel 42 Hídrica - Río Calderas Agosto de 2015 01-dic-15Porvenir II 352 Hídrica - Río Samaná Diciembre de 2017 01-dic-18Termonorte 88 Térmica - Gas/Fuel Oil 01-dic-17 01-dic-17San Andrés 20 Hídrica-Rio santa Ines Segundo semestre 2015 NAEl Popal 19,9 Hidráulica - Río Cocorná 25-mar-14 NACucuana 55 Hidráulica - Río Cucuana 17-sep-13 01-dic-14Transvase Manso --- Hídrica-Río Manso --- ---



128

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 de-terminó 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 – Oc-

cidente 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 solici-tudes 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-122 Estudio de conexión PCH San Francisco 520kW 25-sep-123 Proyecto Segundo circuito Chinú-Boston 19-oct-124 Estudio de conexión Subestación El Siete 13-nov-125 Estudio de conexión San Fernando al STN 30 MW 5-dic-126 Compensación Capacitiva UBATE 115kV 11-dic-127 Estudio de conexión PCH Suba 2,6MW 21-dic-128 Estudio de conexión de la PCH Usaquén de 1.8 MW al SDL operado por Condensa 21-dic-129 Estudio de conexión Proyecto de cogeneración Ingenio Risaralda 15MW 9-ene-13

129


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 Empre-sas Públicas de Medellín

9-ene-13

11 Estudio de conexión de la PCH Alejandría 9-ene-1312 Compensación Capacitiva Bacatá, Tibabuyes, Usme 115kV 9-ene-1313 Solicitud de Ampliación Subestación Caucasia 15-ene-1314 Estudio de conexión Proyecto Generación Awarala Central Eléctrica 19.9MW 18-ene-1315 Estudio de conexión Subestación Nueva Esperanza 500/120 kV - 450 MVA 12-mar-1316 Estudio de conexión Subestación Caucheras 110KV 12-mar-1317 Actualización cargos por uso activos Nivel IV Meta 15-mar-1318 Conexión Proyecto Subestación Palmaseca 115 KV 4-abr-1319 Conexión Tasajero II 15-abr-1320 Conexión Proyecto Generación Hidráulica Carlos Lleras Restrepo 6-may-1321 Actualización estudio subestación Alférez en el sur de Cali. Se solicita Modificación

para Alférez II de convencional a encapsulada6-may-13

22 Conexión Proyecto Centrales Hidroeléctricas del Oriente Antioqueño Popal, SAN Miguel, San Matías, Molino, Sirgua, Paloma I y II

28-may-13


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 licencia-miento 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 seguimien-to 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). In-versionista: 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. Inversioni-sta: 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 pre-sente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso


130

de licenciamiento ambiental, el cual se dividió en dos, uno para la línea Quimbo – Altamira, la reconfigura-ción 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 departa-mento 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 interven-toría. 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- PIECLa UPME, en cumplimiento de la normatividad vigente, elabora quinquenalmente un plan indicativo de expan-sión 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.

131


GRÁFICO 8. ÍNDICE DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ICEE Y USUARIOS POR DEPARTAMENTO 2012

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 interco-nexión a la red del SIN o con soluciones aisladas, y el valor de su inversión.

2.6.2. Planes de expansión de operadores de redEl 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.

Usuarios ICEE(95,58%)

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100%

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70%

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50%

40%

30%

20%

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0%

2.000.000

1.800.000

1.600.000

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

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200.000

-


132

2.6.3. Planeamiento Zonas No Interconectadas - ZNILa 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 interna-cional, 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 ener-gético, 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 – 2031Durante 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 sumi-nistrados 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 crecimien-to 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 incorpora-ción 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 apro-piación e implementación a nivel nacional.

133


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 Minis-terio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministe-rio de Minas y Energía, con el propósito de definir las condiciones de acceso a los beneficios tributarios para equipos, elementos y maquinaria destinados al desa-rrollo de planes y programas nacionales de producción más limpia, ahorro y eficiencia energética y FNCE.

La UPME, mediante el proyecto de Eficiencia Energéti-ca en Edificaciones (EE), adelantó una consultoría cuyo objetivo era evaluar el mejor arreglo institucional para la promoción de proyectos de EE y FNCE, como res-puesta 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 Reglamen-to 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, capaci-tación 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 sec-tor 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


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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 com-ponente 1 del proyecto “Catalytic Investments for Geothermal Power”. En el mismo sentido, se continuó brin-dando 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 apro-vechamiento 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, exen-ciones tributarias o cofinanciación, como apoyo al Programa Nacional de Investigaciones de Energía y Mi-nería 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 cre-ado 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, consis-tentes 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 vigen-cia 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:

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TABLA 10. INVERSIONES CON RECURSOS PRONE

DEPARTAMENTO PPTO 2012 VIGENCIA FUTURA 2013 TOTAL RECURSOS TOTAL USUARIOS

Atlántico $11.989.564.404,60 $7.993.042.936,40 $ 9.982.607.341,00 9.287Bolívar $11.720.410.310,40 $7.813.606.873,60 $ 9.534.017.184,00 6.836Cauca $2.290.298.937,00 $1.526.865.958,00 $ 3.817.164.895,00 2.020Cesar $ 10.573.463.939,40 $ 7.048.975.959,60 $17.622.439.899,00 5.803Córdoba $ 3.104.921.379,00 $ 2.069.947.586,00 $ 5.174.868.965,00 1.891Guajira $ 2.953.039.012,80 $ 1.968.692.675,20 $ 4.921.731.688,00 1.995Magdalena $ 18.047.317.441,20 $ 12.031.544.960,80 $30.078.862.402,00 12.348Nariño $ 10.061.122.098,00 $ 6.707.414.732,00 $ 6.768.536.830,00 6.837Sucre $ 6.147.837.578,40 $ 4.098.558.385,60 $10.246.395.964,00 3.916Caquetá $ 935.493.259,80 $ 623.662.173,20 $ 1.559.155.433,00 1.107

TOTAL $ 77.823.468.360,60 $ 51.882.312.240,40 $129.705.780.601,00 52.040

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 inver-sión 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 $ Millones

Aporte 2012 $ Millones

Aporte 2013 $ Millones Total usuarios Usuarios

2012Usuarios

2013

Antioquia 1.115,27 669,16 446,11 123 74 49Bolívar 16.255,68 9.753,41 6.502,27 18.205 10.925 7.280Caquetá 12.570,16 7.542,09 5.028,06 1.045 627 418Casanare 7.656,53 4.593,92 3.062,61 651 391 260Cauca 79.541,56 47.724,94 31.816,62 8.964 5.379 3.585Cesar 3.225,39 1.935,23 1.290,16 210 125 85Chocó 11.000,00 6.600,00 4.400,00 2.300 1.380 920


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TABLA 11. INVERSIONES CON RECURSOS FAER

Departamento Total Aporte $ Millones

Aporte 2012 $ Millones

Aporte 2013 $ Millones Total usuarios Usuarios

2012Usuarios

2013

Córdoba 12.633,37 7.580,02 5.053,35 19.540 11.724 7.816Guajira 1.143,09 685,85 457,24 171 103 68Guaviare 4.364,76 2.618,86 1.745,90 339 204 135Magdalena 7.730,78 4.638,47 3.092,31 1.703 1.022 681Meta 1.132,02 679,21 452,81 97 58 39Nariño 6.423,52 3.854,11 2.569,41 1.049 630 419Putumayo 2.612,19 1.567,31 1.044,88 216 130 86Santander 12.463,30 7.477,98 4.985,32 1.521 913 608Tolima 15.284,99 9.170,99 6.114,00 1.906 1,143 763

Total 195.152,61 117.091,56 78.061,04 58.040 34.828 23.212Fuente: 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. FONDO 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 insta-lación 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

Guainía Inírida 5.473 $ 5.589 $ 3.726Guaviare Miraflores 421 $ 2.368 $ 1.579Nariño Iscuandé Bocas de Satinga / Char-

co/Tola/ Mosqueta/ SalaHonda600 $ 54.661 $ 3.440

Vaupés Mitú 1.516 $ 13.874 $ 3.772Vichada Primavera 1.227 $ 1.816 $ 1.210

TOTAL 9.237 $ 78.308 $ 13.728

Fuente: Dirección de Energía Eléctrica – Ministeio de Minas y Energía

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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 recur-sos 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/ CompromisosFuente: DNP-DIFP y Dirección de Energía – MME

3.5. FONDO DE SOLIDARIDAD PARA SUBSIDIOS Y REDISTRIBUCIÓN DE INGRESOS – FSSRI

3.5.1. Información básicaEl 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 ex-cedentes del mismo fondo, a efectos de cubrir los subsidios de los usuarios de menores ingresos del servicio público domiciliario de energía eléctrica.


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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 reporta-da 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 redistribu-yeron $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. PerspectivasBasándose en los esquemas previstos en las leyes 1428 y 1430 de 2010, en los cuales se elimina la contri-bución 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 solu-ciones energéticas estructurales en las comunidades rurales que hacen parte de las Zonas No Interconectadas – ZNI. Su objetivo está fun-damentado en el mejoramiento continuo de sus procesos, con respon-sabilidad 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 interconectadasFuente: IPSE, Junio 2013

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4.1. PROYECTOS EJECUTADOS, EN PROCESO DE EJECUCIÓN Y PROGRAMADOS 2012-2014

TABLA 14. VIABILIZACIÓN RECURSOS FAZNI Y FNR 2011-2013VIABILIZACION DE RECURSOS FAZNI Y FNR

2013 - 2012 -2011 IPSE POR DEPTO VALOR ASIGNACIÓN % USUARIO/DPTO

CAQUETÁ $ 12.445.689.319 13,46% 1.861CAUCA $ 470.284.615 0,51% 377CHOCÓ $ 10.089.949.654 10,91% 12.305GUAINÍA $ 9.671.761.992 10,46% 5.586GUAVIARE $ 31.974.047.163 34,57% 3.180NARIÑO $ 11.848.152.966 12,81% 7.187

PUTUMAYO $ 3.419.644.588 3,70% 2.903VAUPÉS $ 6.746.927.535 7,30% 1.677

VICHADA $ 5.815.695.863 6,29% 1.227

TOTAL $ 92.482.153.695 100,00% 36.303

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

AÑOTOTAL

PROYECTOS ESTRUCTURADOS

TIPO DE PROYECTO FONDO AL QUE APLICA VALOR DEL PROYECTO USUARIOS A

BENEFICIAR HABITANTES

2012 39 PRE INVERSIÓN SGR $5.596.677.208 64.622 323.03915 INVERSIÓN SGR $10.421.862.374 1.069 5.3005 INVERSIÓN FAER $3.091.025.249 213 1.0653 INVERSIÓN FAZNI $3.149.040.226 672 3.360

2013 9 PRE INVERSIÓN SGR $1.703.402.195 3.645 17.5212 INVERSIÓN SGR $5.868.175.397 598 2.193

19 INVERSIÓN FAER $17.850.082.775 1.578 6.650Fuente: 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 presenta-dos en el Sistema General de Regalías. Al cierre del 2012, partiendo de 30 proyectos comprometidos, se estructuraron 62, duplicando así la meta.


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TABLA 16. CABECERAS MUNICIPALES

CABECERA DEPARTAMEN-TO USUARIOS HABITANTES

VALOR PROYECTO

($ MILLONES)AÑO

TIMBIQUÍ CAUCA 1.413 3.942 494 2012GUAPI CAUCA 3.029 17.738 2.472 2012MAPIRIPAN META 658 1.373 800 2012OLAYA HERRERA NARIÑO 1.678 9.393 4.468 2012PUERTO LEGUÍZAMO PUTUMAYO 2.903 8.147 3.590 2012LA MACARENA META 858 4.421 15.400 2013LÓPEZ DE MICAY CAUCA 1.005 5.173 2.348 2013MIRAFLORES GUAVIARE 396 3.290 3.946 2013EL CHARCO NARIÑO 2.250 9.290 3.900 2013FRANCISCO PIZARRO (SALAHONDA) NARIÑO 1.341 6.890 2.839 2013ISCUANDÉ NARIÑO 561 2.809 2.991 2013LA TOLA NARIÑO 1.096 8.386 2.183 2013MOSQUERA NARIÑO 1.002 5.202 3.394 2013CUMARIBO VICHADA 544 6.029 7.500 2013LA PRIMAVERA VICHADA 1.227 7.479 2.500 2013VIGÍA DEL FUERTE ANTIOQUIA 905 2.101 1.800 2014SOLANO CAQUETÁ 571 1.998 2.000 2014ACANDÍ CHOCÓ 2.087 5.108 5.023 2014ALTO BAUDÓ (PIE DE PATÓ) CHOCÓ 410 8.669 800 2014BAJO BAUDÓ (PIZARRO) CHOCÓ 1.157 2.971 999 2014BOJAYÁ CHOCÓ 376 4.982 329 2014JURADÓ CHOCÓ 891 1.602 2.029 2014LITORAL DE SAN JUAN (SANTA GENOVEVA DE DOCORDÓ)

CHOCÓ 401 1.273 600 2014

MEDIO ATRATO CHOCÓ 156 782 900 2014NUQUÍ CHOCÓ 380 3.598 800 2014SIPI CHOCÓ 216 1.080 800 2014UNGUÍA CHOCÓ 1.141 4.566 3.049 2014CARURU VAUPÉS 126 680 1.800 2014TARAIRA VAUPÉS 140 702 1.833 2014SANTA ROSALÍA VICHADA 582 2.433 2.790 2014


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,

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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 Cau-ca, con cobertura en los municipios de Acandí, Unguía, Riosucio, Carmen del Darién, Bojayá, Medio Atrato, Quibdó, Lloró, Bagadó, Cantón de San Pablo, Atra-to, Nuquí, Alto, Medio y Bajo Baudó, Tadó, Itsmina, Medio San Juan, Nóvita, Sipí, Litoral de San Juan y Buenaventura.

Estas escuelas rurales se atenderán mediante el uso de paneles solares fotovoltaicos. Ya se encuentra firmado el contrato para su eje-cución 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.

4.2.2. Proyecto Nazareth y Puerto Estrella en la Guajira

El IPSE mediante un Convenio Interadminis-trativo presupuestó $6.000 millones para implementar una solución de 24 horas, con-sistente en un sistema híbrido solar - diesel, para atender las localidades de Nazareth y Puerto Estrella (Guajira). Con este proyecto se beneficiarían un total de aproximadamen-te 450 usuarios, el cual se espera desarro-llar este año.

Instalación en la zona rural de Quibdó (Chocó). Programa Luces para Aprender

Paneles solares. Nazareth Guajira.


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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 am-biental por reducción de gases contami-nantes; implementación de uso racional de energía y eficiencia energética en sistema de alumbrado residencial. Con-formación de Comité de Veeduría Ciu-dadana.

• Estimación de puesta en operación: I Se-mestre 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 híbri-do para institución educativa y puesto de salud con disponibilidad de 24 horas:

• Generación solar fotovoltaico: 25 KWp

• Dos (2) unidades de generación térmi-ca: 135Kw

• Otros beneficios: centro de acopio para el almacenamiento de pescado.

4.5. 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 co-munidades beneficiarias en materia del uso eficiente y racional de la energía.

Banco de baterías Titumate

Seguidores solares Isla Fuerte

143


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 MUNICIPIO DEPARTA-MENTO USUARIO HABITANTES VALOR PROYECTO FECHA FONDO

Estudios previos proyecto líneas de interconexión El Tigre- Unguía- Acandí

El Tigre- Unguía- Acandí

Chocó Por determi-nar

Por deter-minar

475.000.000 2013 Recursos propios IPSE

Implementación de proyectos FNCE Zona Insular

Santa Cruz del Islote, Múcura, Isla Fuerte

Bolívar 811 4.055 7.810.000.000 2013 Recursos propios IPSE

Implementación de soluciones energéticas Parques Naturales

Churumbelos, Paya, Puinawai, Tuparro, Utría

Caquetá, Putumayo, Guainía, Vichada

11 11 573.000.000 2013 Recursos propios IPSE

Implementación de proyectos energéticos en zonas de fronteras

Por determinar Putumayo, Nariño

Por determinar

Por determinar

800.000.000 2013 Recursos propios IPSE

Manejo de crisis para ZNI

Todos los municipios de la ZNI

Todos los dptos de la ZNI

Por determinar

Por determinar

5.800.000.000 2013 Recursos propios IPSE

Levantamiento de información de inventarios en la ZNI- Fase I

Todos los municipios del Chocó

Chocó Por determinar

Por determinar


Interconexión Inírida - San Fernando de Atabapo

Puerto Inírida y San Fernando de Ata-bapo (Venezuela)

Inírida Por determinar

Por determinar



4.6. SEGUIMIENTO TÉCNICO DE PROYECTOS ENERGÉTICOS

4.6.1. Interconexión Inírida-San Fernando de AtabapoEste 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 con-diciones 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


144

para la compra – venta de energía, además de la unificación de los costos unitarios de la tarifa y la negocia-ción 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 NOMBRE DEL PROYECTO

LONGITUD EN KM (REDES DE ALTA, MEDIA Y BAJA

TENSIÓN)

VALOR DEL PROYECTO (MILLONES)

NOMBRE POBLACIÓN BENEFICIADA

FUENTE DE FINANCIACIÓN

GUAINIA Interconexión Eléctrica Inírida (Colombia)

San Fernando de Atabapo (Venezuela)

* 40 km/34.5 kv

*Subestación Eléc-trica 34.5/13.2 kv-4 MVA

8.000.000.000 Puerto IníridaCoayareAmanavenZona fornteriza con Venezuela

Recursos propios

Fuente: Subdirección de Contratos y Seguimiento – IPSE

4.6.2. Acandí – CapurganáEl 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 re-quirió 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

DEPARTA-MENTO

NOMBRE DEL PROYECTO

LONGITUD EN KM (REDES DE ALTA, MEDIA Y BAJA

TENSIÓN)

VALOR DEL PROYECTO (MILLONES)

NOMBRE POBLACIÓN BENEFICIADA

NÚMERO DE HABITANTES

FUENTE DE FINAN-

CIACIÓN

CHOCÓ Mantenimiento correctivo y despeje del corredor de la línea de interconexión eléctrica doble circuito Acandi-Capurgana

20 km 202 .000.000 Capu rgana, Sapzurro y La Miel

4.675 Recursos propios IPSE

Fuente: Subdirección de Contratos y Seguimiento – IPSE

4.6.3. Cabo de la Vela - El CardónConsiderando 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.

145


• 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 esen-cial para la verificación de las condiciones de prestación del servicio, acorde con lo estable-cido en la Resolución CREG 091-2007, el IPSE, a través del CNM, ha venido verificando condiciones asociadas a la calidad y continua-ción 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 gestio-nado la implementación de proyectos de telemetría e infraestructura necesa-rios para el monitoreo de la informa-ción energética de las ZNI. Actual-mente, 72 localidades cuentan con dicho sistema de medición, de las cuales 20 fueron implementadas en el último año, abarcando las 39 ca-beceras municipales y las principales localidades de la ZNI.

Fuente: CNM

Fuente: CNM


146

• Se han adoptado y aplicado los estándares técnicos que han servido para la generación de bo-letines, 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 energéti-cos 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 veni-do implementando una herramienta de georre-ferenciación, garantizando su compatibilidad con los estándares técnicos aplicables y con los demás sistemas desarrollados en el sector.

La herramienta contempla la integración de in-formación de variables energéticas, potenciales energéticos, infraestructura, proyectos y carac-terización 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 pro-ceso de adquisición, depuración y análisis de datos. Las locali-dades son las siguientes:

1. Nazareth –La Guajira (Eólico –solar)2. Puerto Estrella –La Guajira (Eólico –solar)3. Flor del Paraíso - La Guajira (Eólico –solar)4. El Cardón –La Guajira (Eólico-solar)5. Riohacha - La Guajira (Eólico-solar)6. Isla Fuerte- Bolívar (Solar)7. Titumate- Unguía Chocó (Solar)8. Miraflores – Guaviare (Solar)9. La Chorrera – Amazonas (Solar)10. Cumaribo – Vichada (Solar)

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El CNM surge como herramienta de gestión para las áreas misionales del instituto, con el propósito de centrali-zar 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 OEFV ASIGNADAkW-DIA

PRECIOS BASEUS$/MWh

PRIMAUS$/MWh

Grupo Poliobras S.A. E.S.P. Termocol 4.596.475 14.7 0.6Isagen S.A. E.S.P. Amoyá 587.031 14.7 0.6Gecelca S.A. E.S.P. Gecelca 3 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 de-manda 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 CREG-044 de 2012) el cual recomienda no convocar a subasta para la asignación del período diciembre de 2016 a noviembre de 2017.


148

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 Resolu-ción CREG 044 de 2013 la ampliación de criterios para la expansión del sistema de transmisión. Los cálcu-los 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 ope-raciones 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 servicioEn 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 – STNLa 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 Mi-nas 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.

149


5.8.3. Opción para atender situaciones sobrevinientes en el STNEn mayo de 2013 se publicó, para consulta, la propuesta para permitir la instalación de equipos de com-pensación, 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 eléctricaPara la distribución de energía eléctrica se hace uso de dos grandes grupos de activos: el Sistema de Trans-misión 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 – STREn 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 – SDLDesde 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 incre-mentarán 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.


150

5.10.4. Calidad de la potencia en distribución de energía eléctricaSe 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 distribu-ción 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 STRSe 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 referen-cia 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 anali-zan 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.

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5.16. 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. Adicio-nalmente, 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 presenta-da por las empresas prestadoras del servicio de ener-gía 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 tarifariaEn 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 Reso-lución 050 de 2012 con la cual se decidió el recurso de reposición en contra de la resolución 025 de 2012.

5.17.2. Fórmula tarifariaTras 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 Ener-gía, IPSE, UPME y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, con el objeto de definir el marco general de políticas para las ZNI.


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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 merca-dos 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 regulato-ria, 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 em-presa a cargo del desarrollo de la interconexión realizara una subasta para la asignación de los derechos financie-ros 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 rea-lice.

6. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ISA

TABLA 21. INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA

INFRAESTRUCTURA EN OPERACIÓNINFRAESTRUCTURA EN CONSTRUCCIÓN

VALOR INVERSIÓN APROX.USD 240 MILLONES

Transmisión(km de circuito)

Transformación(MVA)

Transmisión(km de circuito)

Transformación(MVA)

ISA 10.129 12.891 204 2.250Fuente: 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 genera-dores, operadores de red, transportadores regionales y grandes consumidores; construcción de proyectos para terceros; y servicios asociados de mantenimiento, estudios eléctricos y energéticos, entre otros.

153


GRÁFICO 9. INGRESOS POR SERVICIOS - ISA

(*) 2013: Se muestran los ingresos de los primeros 4 mesesFuente: Gerencia Finanzas Corporativas - ISA

GRÁFICO 10. PARTICIPACIÓN DE INGRESOS POR SERVICIO - 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 – TermocolEn 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 ejecu-tándose según el cronograma esperado y la fecha proyectada para la puesta en servicio es agosto de 2013.

918.129966.785 976.235

314.252

0

300.000

600.000

900.000

2010 2011 2012 2013

Mill

ones

$

Transporte de energía

Construcción proyectos

Servicios asociados

Conexión al STN86%

10%1%

3%

Fuente: Gerencia Finanzas Corporativas - ISA


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6.1.2. Convocatoria UPME 04 de 2009 – SogamosoISA 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 licen-cia 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 mantenimien-to de una bahía de conexión a 230 kV para aumentar la confiabilidad en la zona de La Dorada.

• Ampliación subestación Chivor (Boyacá): diseño, suministro, construcción, operación y mantenimien-to 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.

• Ampliación subestación Jamondino (Nariño): diseño, suministro, construcción, operación y manteni-miento de un segundo transformador 230/115 kV (150 MVA) y sus bahías asociadas, para atender el incremento de la demanda en la zona.

• Ampliación 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.

• Conexión 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 ENTRADA EN OPERACIÓN

Ampliación redes de distribución eléc-trica en el departamento de Sucre

Con recursos del FAER amplía el cubrimiento de electrificación en la región La Mojana (Sucre)

Ministerio de Minas y Energía

2012

155


TABLA 22. PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA PARA TERCEROS - ISA

PROYECTOS BENEFICIOS CLIENTES ENTRADA EN OPERACIÓN

Interconexión eléctrica a 34.5 kV y subestaciones asociadas en el depar-tamento del Chocó

Interconexión eléctrica en Chocó, desde el municipio de Istmina hasta Paimadó y San Miguel

DISPAC 2012

Encargo fiduciario Mitú Construcción de la interconexión eléc-trica a 34.5 kV entre la micro central hidroeléctrica Mitú y la subestación

Financiera Energética Nacional –FEN–

2012

Subestación Piedecuesta a 115 kV Conexión de la subestación Piede-cuesta a la línea de transmisión Bu-caramanga - San Gil a 115 Kv

ESSA 2013

Línea Popayán - Guapi a 115 kV y subestaciones asociadas, línea Ola-ya Herrera - Pizarro / Mosquera a 115 kV

Con recursos del FAZNI mejora la prestación del servicio de energía en los departamentos de Cauca y Nariño

Ministerio de Minas y Energía

2014

Variante línea Jamondino (Colombia) – Pomasqui (Ecuador) a 230 kV

Conecta el aeropuerto de Ipiales al STN, en el departamento de Nariño

Aeronáutica 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:


156

GRÁFICO 11. ENERGÍA NO SUMINISTRADA FRENTE A METAS - ISA

(*) 2013: Se muestra la ENS de los 4 primeros meses del añoFuente: 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

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.

4.828

1.8763.174

1.334

7.241 6.8956.200

10.462

2010 2011 2012 2013

MW

h

ENS Meta

99,881

99,933

99,705

99,913

99,77

99,87999,92

99,949

99,65399,65399,65399,653

2010 2011 2012 2013

por

cent

aje

%

Con atentados Sin atentados Meta CREG

157


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

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 artifi-ciales, cementos conductivos y descargadores de línea (pararrayos).

• Desarrollo 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

22

58

82

1417 15

31

6

39

73

113

20

2010 2011 2012 2013

núm

ero

de

torr

es

ISA Otras empresas Total


158

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 condi-ciones 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.

159


7.2. PROYECTOS EN EJECUCIÓN

Se construyeron proyectos de generación con la convicción de fortalecer la competitividad empresarial y apor-tar 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 valo-ración 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 inte-rrumpida 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 pre-sentado 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 AmoyáLa 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 hidroeléc-trica del Río Amoyá.

7.2.3. Proyecto Trasvase MansoEstá finalizada la totalidad de las obras del Proyecto Manso, que desviarán parte del caudal del río Manso ha-cia 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.


160

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 re-querida por la ANLA como parte de la evaluación del Estudio de Impacto Ambiental - EIA.

7.3.2. Proyectos Geotérmicos

7.3.2.1. 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 per-foración 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. Proyectos Eólicos

7.3.3.1. 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 es-tudio 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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