ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS A PARTIR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES SOLAR Y EÓLICA NATALIA ESTEVE GÓMEZ

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1 ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS A PARTIR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES SOLAR Y EÓLICA NATALIA ESTEVE GÓMEZ PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA FACULTAD DE ESTUDIOS AMBIENTALES Y RURALES MAESTRÍA EN GESTIÓN AMBIENTAL BOGOTÁ D.C. 2011

2 ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS A PARTIR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES SOLAR Y EÓLICA Presentado por: NATALIA ESTEVE GÓMEZ Trabajo de Grado para Optar el Titulo de Magíster en Gestión Ambiental Director: RICARDO QUIJANO HURTADO PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA FACULTAD DE ESTUDIOS AMBIENTALES Y RURALES MAESTRÍA EN GESTIÓN AMBIENTAL BOGOTÁ D.C

3 CONTENIDO 1 RESUMEN 7 2 INTRODUCCIÓN PROBLEMA JUSTIFICACIÓN ANTECEDENTES ALCANCE 12 3 OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS 17 4 MARCO TEÓRICO MARCO CONCEPTUAL MARCO NORMATIVO MARCO INSTITUCIONAL POLÍTICA Y NORMATIVIDAD NACIONAL REFERENTE A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI POLITICA GLOBAL REFERENTE A LAS ENERGÍAS RENOVABLES PROYECTOS DE ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 37 5 AMBIENTE Y ENERGÍA 40 6 TECNOLOGÍAS Y COSTOS 44 7 METODOLOGÍA OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN SECUNDARIA CÁLCULOS VARIABLES Y CRITERIOS DE ANÁLISIS DE RESULTADOS DE COSTOS 65 3

4 7.4 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA 68 8 RESULTADOS TABLAS DE RESULTADOS 69 9 ANÁLISIS DE RESULTADOS ANÁLISIS DE COSTOS DE GENERACIÓN ANÁLISIS DE COSTOS DE CAPITAL ANÁLISIS DE VARIACIONES EN LOS COSTOS EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA CONCLUSIONES RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFÍA 97 4

5 TABLAS TABLA 1: CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES 21 TABLA 2: LEYES Y DECRETOS REFERENTES A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 23 TABLA 3: RESOLUCIONES DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA REFERENTES A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 24 TABLA 4: RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS REFERENTES A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 25 TABLA 5: LEYES, DECRETOS Y RESOLUCIONES REFERENTES AL FOMENTO DE ENERGÍAS RENOVABLES 26 TABLA 6: INSTITUCIONES INVOLUCRADAS 27 TABLA 7: COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD 30 TABLA 8: COMPONENTE DE REMUNERACIÓN DE INVERSIONES EN SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS 31 TABLA 9: DEMANDA DE POTENCIA POR USUARIO Y HORAS DIARIAS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO ESTABLECIDAS, DISCRIMINADAS POR RANGOS DE NÚMERO DE USUARIOS. 32 TABLA 10: FACTOR DE SUBSIDIO POR RANGOS DE NÚMERO DE USUARIOS. 33 TABLA 11: IMPACTO AMBIENTAL DE LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA 42 TABLA 12: CAPACIDAD Y FACTOR DE CAPACIDAD DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Y SISTEMAS DE GENERACIÓN EÓLICA DE REFERENCIA, PARA CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 44 TABLA 13: COSTOS DE CAPITAL DE REFERENCIA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS, PARA CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 45 TABLA 14: COSTOS DE GENERACIÓN DE REFERENCIA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS, PARA CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 45 TABLA 15: COSTOS DE CAPITAL DE REFERENCIA PARA SISTEMAS DE GENERACIÓN EÓLICA, PARA CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 46 TABLE 16: COSTOS DE GENERACIÓN DE REFERENCIA PARA SISTEMAS DE GENERACIÓN EÓLICA, PARA CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 46 TABLA 17: DEMANDA DE POTENCIA PROMEDIO Y DE ENERGÍA DIARIA, POR TIPO DE CENTRO POBLADO 69 TABLA 18: COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO POR DEPARTAMENTO, CON Y SIN INCLUIR SUBSIDIOS 70 TABLA 19: RECURSO SOLAR POR MUNICIPIO, POTENCIA SOLAR REQUERIDA Y COSTOS DE CAPITAL. 71 TABLA 20: RECURSO EÓLICO POR MUNICIPIO, POTENCIA EÓLICA REQUERIDA Y COSTOS DE CAPITAL. 72 TABLE 21: COSTOS DE KILOVATIO-HORA; COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO, COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO CON SUBSIDIOS, PARA CADA TIPO DE CENTRO POBLADO; DIFERENCIA PORCENTUAL ENTRE CKWH Y CMPS, Y CKWH Y CMPS CON SUBSIDIOS. 73 TABLA 22 DIFERENCIA PORCENTUAL EN EL COSTO EL KILOVATIO-HORA DEBIDO A LA INCERTIDUMBRE EXPERIMENTAL EN EL VALOR DEL RECURSO SOLAR Y A LA VARIACIÓN EN EL RECURSO SOLAR 74 TABLA 23: DIFERENCIA PORCENTUAL EN EL COSTO EL KILOVATIO-HORA EÓLICO DEBIDO A LA INCERTIDUMBRE EN EL VALOR DEL EÓLICO Y LA VARIACIÓN EN EL RECURSO EÓLICO AL INCREMENTAR LA ALTURA DE 20M A 30M. 75 TABLA 24: EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS BAJO LOS CRITERIOS DE COSTOS COMPARABLES, OPCIÓN ACEPTABLE, OPCIÓN FAVORABLE Y OPCIÓN SOBRESALIENTE. 86 TABLA 25: PORCENTAJE DE SUBSIDIO ADICIONAL RECOMENDADO CON SU CORRESPONDIENTE COSTO, OBTENIDOS A PARTIR DE LA VARIABLE DIF%SUBSIDIO, PARA LOS MUNICIPIOS SELECCIONADOS BAJO OPCIÓN ACEPTABLE. 90 TABLA 26: PROPUESTA ENERGÉTICA POR MUNICIPIO. 91 5

6 GRÁFICAS GRÁFICA 1: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) EÓLICO Y SOLAR, Y EL COSTO MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) ESTABLECIDO POR LA CREG. 77 GRÁFICA 2: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) SOLAR Y EL COSTO MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) ESTABLECIDO POR LA CREG, PARA EVALUAR CRITERIO DE COSTOS COMPARABLES Y OPCIÓN SOBRESALIENTE. 77 GRÁFICA 3: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) SOLAR Y EL COSTO MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) CON SUBSIDIOS, PARA EVALUAR EL CRITERIO DE OPCIÓN FAVORABLE Y ACEPTABLE 78 GRÁFICA 4: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) EÓLICO Y EL COSTO MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) ESTABLECIDO POR LA CREG, PARA EVALUAR CRITERIO DE COSTOS COMPARABLES Y OPCIÓN SOBRESALIENTE. 79 GRÁFICA 5: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) EÓLICO Y EL COSTO MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) CON SUBSIDIOS, PARA EVALUAR EL CRITERIO DE OPCIÓN FAVORABLE Y ACEPTABLE. 80 GRÁFICA 6: COSTOS DE CAPITAL EN US$ DE LA ALTERNATIVA SOLAR, POR TIPO DE CENTRO POBLADO, PARA LAS OPCIONES CLASIFICADAS COMO SOBRESALIENTES. 81 GRÁFICA 7: COSTOS DE CAPITAL EN US$ DE LA ALTERNATIVA SOLAR, POR TIPO DE CENTRO POBLADO, PARA LAS OPCIONES CLASIFICADAS COMO FAVORABLES. 81 GRÁFICA 8: COSTOS DE CAPITAL EN US$ DE LA ALTERNATIVA EÓLICA, POR TIPO DE CENTRO POBLADO, PARA EL MUNICIPIO DE ACANDÍ. 82 GRÁFICA 9: COMPARACIÓN DE CKWH Y, CMPS CON Y SIN SUBSIDIO, PARA LOS MUNICIPIOS CUYA ALTERNATIVA SOLAR ES CLASIFICADA COMO OPCIÓN SOBRESALIENTE. 87 GRÁFICA 10: COMPARACIÓN DE CKWH Y, CMPS CON Y SIN SUBSIDIO, PARA LOS MUNICIPIOS CUYA ALTERNATIVA SOLAR O EÓLICA ES CLASIFICADA COMO OPCIÓN FAVORABLE. 88 GRÁFICA 11: COMPARACIÓN DE CKWH Y CMPS CON SUBSIDIO, Y COSTO ADICIONAL DEL SUBSIDIO RECOMENDADO, PARA LOS MUNICIPIOS CUYA ALTERNATIVA SOLAR ES CLASIFICADA COMO OPCIÓN ACEPTABLE. 89 6

7 1 RESUMEN En este proyecto se investigan las alternativas de generación solar y eólica como soluciones de energización para centros poblados pequeños (menos de 500 habitantes) de 49 municipios que pertenecen a las Zonas No Interconectadas (ZNI) de Colombia. Primero, se realiza una revisión de la política y normatividad energética actual en Colombia, resaltando aquella relacionada con energías renovables o con las ZNI. Segundo, se analiza el potencial del recurso solar y eólico de los municipios considerados, se realizan cálculos de dimensionamiento de los sistemas de generación y, se calculan costos de generación y de capital aproximados. Finalmente, se diseña una metodología cuantitativa para evaluar las alternativas según criterios económicos; se evalúan las alternativas y se plantea una propuesta energética en donde se presentan las recomendaciones de energización para cada municipio, se plantean instrumentos económicos y se proponen fuentes de financiación. En el proyecto se realiza un análisis de prefactibilidad económica de desarrollar proyectos de energización a partir de las alternativas solar y eólica en centros poblados pequeños de las ZNI, y de la conveniencia económica de plantear una u otra solución. En particular, se resalta la ventaja de plantear soluciones a partir de energía solar, la cual muestra ser favorable para la mayoría de los municipios. Por otro lado, la energía eólica no muestra ser tan conveniente para los centros poblados analizados, solamente se recomienda tener en cuenta dicha alternativa en 3 de los 49 municipios. Sin embargo, se recomienda que esta alternativa sea considerada para centros poblados más grandes como cabeceras departamentales y municipales. En general la propuesta recomienda: implementar sistemas fotovoltaicos en 3 municipios, sistemas híbridos solar-eólica en 2 municipios; y analizar la conveniencia de implementar sistemas fotovoltaicos o sistemas híbridos solar-hídrico en 16 municipios, sistemas híbridos solar-hídrico o solar-diesel en 27 municipios, y sistemas híbridos hídrico-diesel u otra alternativa en 1 municipio. 7

8 2 INTRODUCCIÓN Las Zonas No Interconectadas requieren una solución de energización local, que ofrezca un servicio constante y confiable, y cuyos costos de generación sean asequibles a la población. Debido a la abundancia de recursos naturales en estas zonas, las energías renovables representan una alternativa que puede cumplir con estas condiciones; y además, contribuir a la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero y al uso eficiente de los recursos naturales. En consecuencia, es necesario evaluar la viabilidad de la generación de energía eléctrica en estas zonas a partir de fuentes de energía renovable. 2.1 PROBLEMA Colombia se divide energéticamente en dos tipos de zonas: las Zonas Interconectadas (ZI) y la Zonas No Interconectadas (ZNI); las ZI son aquellas que tienen acceso al servicio de energía eléctrica a través del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y las ZNI son aquellas que no tienen acceso al SIN. Las ZNI están ubicadas en lugares de difícil acceso, a largas distancias de los centros urbanos; carecen de infraestructura física y no cuentan con vías de acceso apropiadas. Son zonas de alta importancia ecológica; se caracterizan por su riqueza de recursos naturales y gran biodiversidad; encontramos allí la mayor parte de las reservas y parques naturales del país. Los servicios públicos son escasos y deficientes; carecen de servicios básicos como energía, acueducto y alcantarillado, y presentan dificultades para acceder a la educación, la salud, el agua potable y la comunicación. Las ZNI comprenden alrededor del 66% del área territorio Nacional; incluyen 17 departamentos, 5 capitales departamentales, 54 cabeceras municipales y localidades (IPSE, Agosto 2010). El mayor porcentaje de energización de las ZNI se encuentra en las cabeceras departamentales y municipales, las cuales cuentan generalmente con generadores diesel y, en algunos casos, con pequeñas centrales hidroeléctricas; el 96,3% de la capacidad de generación es a partir de diesel (Florez, Tobón. y Castillo, 2009). En los lugares donde hay cobertura, el servicio es deficiente y costoso; en general, se paga el doble del promedio del SIN por kwh en las ZNI y se recibe la mitad de horas de servicio; el 99% de las localidades tienen un servicio de menos de 6 horas al día; en promedio se paga 520,38 COP$/kWh y el costo alcanza los 842,86 COP$/kWh en Vaupés, y los 605,86 COP$/kWh en Chocó 1 (Florez, Tobón. y Castillo, 2009). 1 Los costos del kwh por departamento son calculados en el documento de Florez, Tobón. y Castillo (2009), a partir de costos de referencia a diciembre de 1996, actualizándolos a 2006; el valor del costo promedio es obtenido promediando los costos de los 14 departamentos presentados en dicho estudio. 8

9 Mapa 1: zonas interconectadas y zonas no interconectadas Fuente: Presentación Oficial del IPSE (IPSE, Agosto 2010) La ZNI se encuentran aisladas energéticamente del resto del territorio nacional debido a sus características geográficas y naturales, y, por lo tanto, la prestación del servicio de energía eléctrica debe generarse en cada zona. En consecuencia, existe una necesidad de adquirir energéticos como combustibles para la generación eléctrica local y como combustibles domésticos. Sin embargo, las ZNI no cuentan con la infraestructura que permita el abastecimiento de energéticos a partir de los medios de transporte tradicionales (poliductos y gasoductos), lo cual conlleva que el costo de los energéticos se eleve notoriamente y que el suministro no sea confiable, ni constante. Las dificultades en el transporte de los energéticos, sumado a las pocas alternativas de generación local, conlleva a que, el servicio energético en las ZNI sea escaso, deficiente y de alto costo, mientras que la capacidad de pago por el recurso es baja. De lo anterior se deduce que, las ZNI requieren alternativas de energización local y económicamente viables para los habitantes de estas regiones. En particular, es de gran importancia encontrar soluciones energéticas para los centros poblados pequeños; ya que, estos tienen una cobertura energética inferior a los centros poblados más grandes, y sin embargo, la mayoría 9

10 de los proyectos de energización propuestos por el Gobierno Nacional se enfocan a las cabeceras departamentales y municipales. La gestión energética actual para las ZNI, basada en grandes proyectos de interconexión y en la implementación de combustibles fósiles para la generación local, no es adecuada y está causando fuertes impactos ambientales y sociales. Los proyectos de interconexión tienen grandes afectaciones sobre los ecosistemas generando fragmentación y creando dependencia del SIN; además, no son eficientes, ya que, se generan grandes pérdidas de energía durante la transmisión. La generación a partir de combustibles fósiles causa grandes impactos ambientales en la etapa de transporte y generación, y crea dependencia del abastecimiento del combustible; además, su implementación en los hogares no es segura siendo causa de varios accidentes, explosiones. 2.2 JUSTIFICACIÓN La propuesta energética que se plantea es el resultado de una evaluación rigurosa de la prefactibilidad económica de desarrollar proyectos de energización en las ZNI a partir de energía solar y eólica; se ha construido a partir de un análisis especifico del potencial de energía solar y eólica que poseen los diferentes municipios de las ZNI, de la demanda energética y características particulares de las ZNI, y de una revisión profunda de la política y normatividad actual referente al servicio de energía eléctrica en las ZNI y de los incentivos (nacionales e internacionales) para las energías renovables. Evaluar las alternativas de generación solar y eólica en las ZNI se considera de alta pertinencia, debido a los grandes avances que han tenido estas tecnologías en los últimos años (que han permitido obtener resultados altamente eficientes a costos asequibles), y a que, no obstante, su aplicación en Colombia sigue siendo muy limitada. Por otro lado, la alternativa hidroeléctrica ha sido altamente implementada en el País, no siempre obteniendo los mejores resultados; además, la variabilidad en el recurso hídrico debido al cambio climático y fenómenos como el niño y la niña, hace que constantemente estén cambiando las condiciones para su aplicabilidad, y que, esta alternativa no sea siempre la más optima. Por lo tanto, los avances tecnológicos y las altas variaciones climáticas, hacen que las alternativas solar y eólica sean cada vez más atractivas. Contar con un análisis de prefactibilidad de los proyectos con y sin los subsidios actualmente establecidos, y con la comparación de las diferentes alternativas para cada municipio; facilita la planeación energética de las ZNI y posibilita la revisión por parte del Estado de los subsidios definidos para las ZNI. Adicionalmente, la propuesta promueve el desarrollo de proyectos de energización en las ZNI a partir de energías renovables; y de esta manera, posibilita mejorar la calidad de vida de los habitantes de las ZNI, fomentar el desarrollo autónomo y sostenible de estas regiones, diversificar la canasta energética nacional y, contribuir al cuidado de los recursos naturales y a la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero; en contribución a un desarrollo social que tiene muy en cuenta el medio ambiente. 10

11 2.3 ANTECEDENTES Aunque existen diferentes iniciativas de fomentar la implementación de energías renovables en Colombia, particularmente en las ZNI, el desarrollo de proyectos aún se encuentra en su etapa inicial. Sin embargo, los diferentes estudios y documentos realizados permiten que se siga avanzando y construyendo nuevas propuestas. A continuación se presentan algunos estudios y documentos, referentes al fomento de energías renovables y a la energización en las ZNI, que han sido base para este proyecto. En 1992 el Instituto de Ciencias Nucleares y Energías Alternativas, (INEA) y la Comisión Nacional de Energía realizaron el documento, Bases para la formulación de un plan de fuentes nuevas y renovables para Colombia, en donde se resaltó la importancia de contar con información base para poder avanzar y tomar decisiones. Siguiendo las recomendaciones de dicho documento se desarrollaron varias investigaciones y e informes; ente ellos, el Censo y evaluación de sistemas solares fotovoltaicos instalados en Colombia, elaborado por la INEA en 1996; el Atlas de Radiación Solar de Colombia y el Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia, elaborados por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia (IDEAM) y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en el 2005 y 2006 respectivamente. Posteriormente, en cabeza de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y a cargo del consorcio energético Corpoema, se desarrolló un estudio detallado de las Fuentes No Convencionales de Energías (FNCE) y de su potencial en Colombia, con el fin de formular un plan para fomentar el desarrollo de las FNCE en Colombia. El informe final de este estudio, Formulación de una Plan de Desarrollo para las Fuentes No Convencionales de Energía en Colombia (PDFNCE), fue presentando en diciembre del 2010 y consta de tres volúmenes. El primer volumen, Plan de Desarrollo para Las Fuentes No Convencionales de Energía en Colombia (PDFNCE), presenta un resumen del diagnóstico y la formulación del plan de desarrollo para las FNCE, con objetivos y estrategias. El segundo volumen, Diagnóstico de la FNCE en Colombia, presenta un diagnóstico de las FNCE en Colombia, incluyendo el marco legal y regulatorio para las FNCE, aspectos ambientales y proyectos desarrollados. El tercer volumen, Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE, presenta un análisis de la política internacional referente a las FNCE y define elementos de política para Colombia; y posteriormente, presenta los costos de capital y generación para las diferentes tecnologías. Sin embargo, no se calculan los costos para soluciones particulares en cada municipio, como sí se están tratando en este estudio. En cuanto a las ZNI se destaca un estudio realizado por el consorcio Hagler Bailly Services y Aene Consultoría S.A, en cabeza de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en donde se realiza una caracterización detallada de las ZNI y de sus condiciones energéticas; con el fin de estructurar un marco institucional, financiero y regulatorio que permita aumentar la cobertura energética y mejorar las condiciones del servicio en las ZNI promoviendo alternativas autosustentables. Como resultado de este estudio se obtuvieron varios documentos (entre ellos el Documento No. ANC : La oferta energética actual) y un informe final presentado en el 2001, Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional Y Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No Interconectadas con Participación de las Comunidades y el Sector Privado, que resume los resultados de los diferentes documentos particulares y del estudio en general. En dicho estudio se realiza una caracterización de las ZNI y de sus condiciones energéticas, y una revisión del marco legal y regulatorio. Posteriormente, se 11

12 agrupan los centros poblados de las ZNI según sus características energéticas, económicos y sociales, se establecen las condiciones mínimas de prestación de servicio para cada grupo, y se recomiendan tecnologías para el suministro. Finalmente, se plantean estrategias institucionales y financieras, y mecanismos de regulación y control. Sin embargo, el enfoque cuantitativo específico para las ZNI planteado en este proyecto es novedoso. No se encontró ningún estudio que atienda los requerimientos energéticos específicos de las localidades, teniendo en cuenta los recursos solar y eólico particulares de cada municipio, ni tampoco, que evalúe cuantitativamente la factibilidad y conveniencia económica de las alternativas de generación solar y eólica en las ZNI. La mayoría de estudios recomiendan la implementación de energías renovables en las ZNI, más no profundizan en el tema investigando soluciones puntuales con sus consecuencias económicas, por lo tanto, no queda clara la aplicabilidad de dichas soluciones; por lo que, se consideró importante hacer esta investigación con este enfoque para las poblaciones de las ZNI. 2.4 ALCANCE Este proyecto busca investigar alternativas de electrificación en las ZNI a partir de las tecnologías de energía renovable solar y eólica, con los estudios aplicados a los centros poblados pequeños, como se explica a continuación. Departamentos, municipios y centros poblados considerados La propuesta va dirigida a los centros poblados pequeños, es decir, con 500 o menos habitantes, de los municipios considerados. Se consideran los municipios que pertenecen a las ZNI según la presentación oficial del IPSE 2010; y que adicionalmente, pertenecen a departamentos que son considerados en la Resolución CREG 082 de 1997, en donde se establecen los costos máximos de prestación de servicio para las ZNI. En total, se consideran 13 departamentos para un total de 49 municipios pertenecientes a dichos departamentos. Se eligió dirigir la propuesta a centros poblados pequeños debido a que, como se plantea en el problema, estos cuentan con una cobertura energética inferior a los centros poblados más grandes, y sin embargo, la mayoría de los proyectos de energización propuestos por el Gobierno Nacional se enfocan a las cabeceras departamentales y municipales; y a que, adicionalmente, los estudios encabezados por la UPME (UPME, Hagler Bailly Services y AENE, 2001; UPME y CorpoEma 2010), recomiendan la implementación de energías renovables particularmente en los centros poblados pequeños. 12

13 A continuación se presenta la lista de departamentos considerados con los municipios correspondientes y su ubicación sobre los mapas del recurso solar y eólico: 1. Amazonas: Puerto Nariño (1) y Leticia (2) 2. Antioquia: Vigía del Fuerte (3) y Murindó (4) 3. Caquetá: Cartagena del Chairá (5), Solita (6) y Solano (7) 4. Casanare: Orocué (8) 5. Cauca: López de Micay (9), Timbiquí (10), Guapi (11) y Piamonte (12) 6. Choco: Acandí (13), Unguía (14), Juradó (15), Riosucio (16), Carmen del Darién (17), Bohía Solano (18), Bojayá (19), Alto Baudó (20), Medio Atrato (21), Nuquí (22), Certequí (23), Bajo Baudó (24), Sipí (25) y Litoral de San Juan (26) 7. Guainía: Inírida (27) 8. Guaviare: El Retorno (28), Calamar (29) y Miraflores (30) 9. Meta: La Uribe (31), Puerto Concordia (32), Puerto Rico (33), Mapiripán (34) y La Macarena (35) 10. Nariño: Santa Bárbara de Iscuandé (36), El Charco (37), La Tola (38), Olaya Herrera (39), Mosquera (40) y Francisco Pizarro (41) 11. Putumayo: Puerto Leguízamo (42) 12. Vaupés: Mitú (43), Carurú (44) y Taraira (45) 13. Vichada: Puerto Carreño (46), Cumaribo (47), Primavera (48) y Santa Rosalia (49) 13

14 Mapa 2: Municipios considerados sobre mapa de recurso solar Fuente: Atlas de Radiación Solar de Colombia (IDEAM, 2005) y División político administrativa de Colombia (IGAC,2008) Imagen superpuesta y modificada por el autor 14

15 Mapa 3: Municipios considerados sobre mapa de recurso eólico Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (IDEAM,2006) y División político administrativa de Colombia (IGAC,2008) Imagen superpuesta y modificada por el autor 15

16 Energías renovables y tecnologías consideradas Las energías renovables que se tienen en cuenta son la solar y la eólica; con las tecnologías de sistemas fotovoltaicos y aerogeneradores, que son apropiadas para su consideración en la generación eléctrica en zonas aislada y remotas. Se tienen en cuenta configuraciones de generación aisladas o de mini-red, con capacidad de pequeña escala (del orden de 10 2 a 10 5 vatios). La alternativa de generación hídrica, a partir de pequeñas centrales hidroeléctricas, no fue evaluada en este proyecto debido a la falta de información sobre el recurso; no se encontraron datos sobre el caudal y altura de caídas de los ríos presentes en los municipios considerados. Sin embargo, vale la pena tener en cuenta dicha alternativa en los municipios que poseen abundancia del recurso hídrico. En la propuesta se recomienda evaluar la alternativa de sistemas híbridos con generación hídrica, para determinados municipios. Aplicabilidad de la propuesta El proyecto busca evaluar la prefactibilidad económica y conveniencia de plantear soluciones energéticas en centros poblados pequeños pertenecientes a las ZNI, a partir de las energías renovables solar y eólica; no pretende establecer soluciones particulares para cada municipio. Por lo tanto, el dimensionamiento de los sistemas y los costos calculados son aproximaciones que sirven de referencia para descartar o resaltar opciones; mas no representan el diseño ni los costos específicos de un proyecto. Para desarrollar un proyecto especifico, se requiere mayor precisión en los datos del recurso y en los cálculos, lo cual no se cubre en el alcance de este proyecto. 16

17 3 OBJETIVOS 3.1 OBJETIVO GENERAL Investigar alternativas de energización local para las ZNI a partir de fuentes de las energías renovable solar y eólica, para construir una propuesta energética orientada hacia la sostenibilidad que guíe los procesos de planeación y desarrollo nacional. 3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Analizar la disponibilidad del recurso solar y eólico de las ZNI, para calcular el potencial energético a partir de dichas fuentes de energía renovable. 2. Revisar la actual política y normatividad energética en Colombia, para precisar el estado actual de la regulación, los programas e instituciones involucradas, y el papel que juegan las energías renovables dentro de esta. 3. Evaluar las alternativas de electrificación solar y eólica en las ZNI, para determinar su prefactibilidad económica con y sin los subsidios actualmente establecidos. 4. Construir una propuesta de energización para las ZNI, que promueva la implementación de energías renovables y que sea de utilidad al Estado para realizar una revisión de los subsidios en las ZNI. 17

18 4 MARCO TEÓRICO 4.1 MARCO CONCEPTUAL Energía La energía de un sistema está definida como la cantidad de trabajo que dicho sistema es capaz de producir. El ser humano requiere energía para realizar sus actividades vitales y productivas. La energía se presenta en la naturaleza de diferentes formas, como por ejemplo: la energía cinética, que está asociada el movimiento; la energía potencial, que esta relacionada con la ubicación relativa entre objetos dentro se un sistema (ejemplo, energía potencial gravitacional); la energía eléctrica, que está asociada el movimiento de electrones; la energía calórica o energía en forma de calor, entre otras. Unidades: en el Sistema Internacional, la energía se mide en Julios (J); también es posible medir la energía en vatios hora (Wh), o kilovatios hora (kwh); kwh= 3,60 X10 6 J. Potencia La potencia promedio (P) es igual a la energía (E) transferida en un intervalo de tiempo determinad (t): P=E/t. Unidades: en el Sistema Internacional, la potencia se mide en vatios (W); 1W= 1 J/s. Energía eléctrica La energía eléctrica es la energía de mayor calidad, debido a que tiene el más alto potencial de realizar trabajo y, por lo tanto, puede utilizarse para realizar un mayor número de actividades. Se genera a partir de una diferencia de potencial entre dos puntos de un conductor; esta diferencia de potencial hace que se genere un flujo de electrones (electrones en movimiento) entre los dos puntos, creando una corriente eléctrica. La diferencia de potencial se denomina voltaje y se mide en Voltios (V); y la corriente y se mide en Amperios (A), la corriente puede ser corriente directa (DC) o corriente alterna (AC). Fuentes de energía convencionales y no convencionales Las fuentes de energía se pueden clasificar de acuerdo a su uso: Fuentes Convencionales (FC): son aquellas altamente usadas en un determinado país, están conformadas por; los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas), e hidráulica. Fuentes No Convencionales (FNCE): son aquellas cuyo uso es muy limitado en un determinado país, debido principalmente a los costos de generación; están conformadas por: solar, eólica, pequeñas centrales Hidroeléctricas (PCH s), biomasa, geotérmica, mareomotriz y nuclear. 18

19 Fuentes de energía renovables y no renovables Las fuentes de energía se pueden clasificar de acuerdo a la disponibilidad de los recursos: Renovables: Se renuevan de forma natural, aprovechan los flujos de energía existentes en la naturaleza, y por lo tanto, constituyen una fuente inagotable de energía; están conformadas por, Solar, Eólica, Hídrica, Biomasa, Geotérmica y Mareomotriz. No Renovables: Se encuentran en depósitos en la naturaleza y el consumo de estas agota les reservas, están conformadas por; combustibles fósiles y nuclear. Tecnologías de energía renovables Las tecnologías de energía renovables son aquellas que transforman los flujos de energía que se presentan en la naturaleza. (UPME, CorpoEma, 2010: V.1); es decir, transforman la energía obtenida a partir de recursos renovables en otro tipo de energía útil, como por ejemplo, energía eléctrica. Configuraciones de sistemas de generación Aislado (fuera de red): sistema de generación cuya potencia es del orden de W, generalmente se implementa para suplir la demanda energética de una vivienda. Minired: sistema de generación cuya potencia es del orden de 10 3 a 10 5 W, generalmente se implementa para suplir la demanda de un conjunto de viviendas o pequeño centro poblado, eléctricamente conectados por una red pequeña o local. Conectado a red: sistema de generación cuya potencia es del orden de MW (10 6 W), se implementa para generar energía que es entregada a la red de distribución eléctrica (Ej. Energía entregada al SIN) Energía solar La energía solar es la energía transportada por las ondas electromagnéticas que proviene del sol. La emisión de energía desde la superficie del sol se denomina radiación solar; y a la energía emitida, energía radiante. La energía radiante que incide sobre la superficie terrestre por unidad de área (irradiación o insolación), se mide en kwh/m²; y la potencia radiante que incide sobre la superficie terrestre por unidad de área (irradiancia), se mide en kw/m². La radiación solar que incide sobre la Tierra tiene componentes directa, radiación que incide sobre la Tierra desde el sol, sin cambiar de dirección; y difusa, radiación que es dispersada en todas las direcciones debido a la presencia de moléculas y partículas; la radiación global es la suma de la componentes directa y difusa. Existen diferentes formas de aprovechamiento de la energía solar: Energía Solar Fotovoltaica: aprovechamiento de la radiación solar para la generación de energía eléctrica. Energía Solar Térmica: aprovechamiento del calor solar para calentar un fluido (típicamente agua y aire). La energía solar en forma de calor es absorbida por un panel solar térmico o colector, y transferida al fluido para elevar su temperatura. Los usos más comunes son para 19

20 calentar agua, climatización y calefacción; también es posible generar energía eléctrica a través evaporación del fluido mediante su calentamiento y haciendo que este mueva una turbina. Sistemas fotovoltaicos Los sistemas fotovoltaicos son dispositivos que generan energía eléctrica mediante el efecto Fotoeléctrico; los fotones (partículas de luz) que provienen de la radiación solar, inciden en los módulos fotovoltaicos y liberan electrones, los cuales generan una corriente DC. Se caracterizan por su sencillez, modularidad y operatividad. Los Componentes principales de los Sistemas fotovoltaicos son: Módulo fotovoltaico: componente en donde se transforma la energía de la radiación solar (energía de los fotones) en energía eléctrica; están construidos con determinados semicondutores basados principalmente en silicio monocristalino y policristalino. Regulador de Carga: componente encargado de proteger la batería de la sobrecarga y la sobredescarga. Batería: componente encargado de almacenar la energía producida en los módulos. Carga: consumos o cargas que el sistema debe satisfacer (demanda energética), puede se DC o AC. Los módulos fotovoltaicos tienen una potencia nominal, el Vatio Pico (Wp); que corresponde a la potencia máxima que puede generar dicho módulo, a 25ºC de temperatura y con una irradiancia de 1kW/m2. Su producción de corriente eléctrica a un voltaje dado (fijo para el panel) varía con la temperatura, lo cual especifica el fabricante del panel en la forma de curvas de potencia. Energía eólica La energía eólica es la energía cinética de las moléculas de aire en movimiento. La energía cinética puede ser transformada en energía mecánica rotacional, al generar el movimiento de las palas de un rotor. La energía mecánica puede ser implementada para desarrollar trabajo mecánico (ej, molinos, bombas de agua), o puede ser transformada en electricidad mediante un generador. En cada transformación, parte de la energía es disipada en forma de calor (energía calórica). El recurso eólico se mide a partir de la velocidad del viento (m/s) a determinada altura, o de la densidad de potencia eólica (W/m 2 ) a determinada altura; la densidad de potencia (e) es proporcional a la densidad del aire y al cubo de la velocidad del viento,. La velocidad del viento se ve afectada por la altura y la rugosidad del terreno; la velocidad del viento aumenta con la altura, y un terreno liso favorece la velocidad del viento y disminuye la formación de turbulencias. Adicionalmente, la densidad de potencia eólica se ve afectada por la densidad del aire; a mayor densidad del aire, mayor densidad de potencia; la densidad del aire, a la vez, depende de la temperatura y presión atmosférica del lugar. 20

21 Generadores eólicos o aerogeneradores Los aerogenerador transforman la energía cinética de las moléculas de aire en electricidad (movimiento de partículas portadoras de carga, electrones). Existen aerogeneradores de eje horizontal (los más comunes) y de eje vertical. Los componentes principales de un aerogenerador de eje horizontal son: Rotor: su función es transformar la energía cinética del viento en energía mecánica; está conformado por la palas y el buje que las unes. Palas: similares a las alas de un avión, la mayoría de aerogeneradores tiene tres palas. Góndola: su función es transformar la energía mecánica del rotor en energía eléctrica; esta conformado por diferentes dispositivos en el interior (como el generador y el multiplicador), y un anemómetro y una veleta en su exterior. Multiplicador: multiplica la velocidad de giro que llega del rotor Generador: transforma la energía mecánica en eléctrica, normalmente generando corriente alterna. Torre: soporta la góndola y el rotor. La potencia de un aerogenerador depende principalmente del área barrida por las palas del rotor; por lo tanto, los aerogeneradores pueden clasificarse según su potencia y área, como muestra la tabla a continuación: Tabla 1: Clasificación de aerogeneradores Tomado de: Manual de Energías Renovables 3: Energía Eólica (IDAE, 2006). 21

22 Los aerogeneradores se caracterizan por tener determinada potencia nominal, que representa la máxima potencia de generación (bajo condiciones óptimas del recurso); y por una curva de potencia, que representa la potencia que genera dicho aerogenerador como función de la velocidad del viento. La mayoría de aerogeneradores comienzan a generar con vientos de 3-4m/s, llegan a su máxima potencia de generación con vientos de 12-15m/s, y se apagan para evitar averiarse con vientos de velocidades mayores. 4.2 MARCO NORMATIVO Leyes y Decretos referentes a la energización en las ZNI LEYES Y DECRETOS Ley 1283 de 2009 Decreto 1124 de 2008 Ley 1099 de 2006 Ley 1118 de 2006 Ley 1117 de 2006 NOMBRE O ASUNTO Por la cual se modifican y adicionan el artículo 14 de la Ley 756 de 2002, que a su vez modifica el literal a) del artículo 15 y los artículos 30 y 45 de la Ley 141 de Por el cual se reglamenta el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas FAZNI. Por medio de la cual se prorroga la vigencia del artículo 81 de la Ley 633 de 2000 y se dictan otras disposiciones. Por la cual se modifica la naturaleza jurídica de Ecopetrol S. A. y se dictan otras disposiciones. Por la cual se expiden normas sobre normalización de redes eléctricas y de subsidios para estratos 1 y 2. DESCRIPCIÓN Se determina la utilización por los municipios y departamentos de las participaciones de la regalías. Reglamenta la Ley 1099 del Faculta para asignar los recursos del FAZNI a los planes, programas y proyectos para la implementación de infraestructura requerida para la prestación del servicio de energía eléctrica en las ZNI. Establece la metodología de asignación de recursos del FANZI. Se establece una prorroga de recaudo de recursos para el FANZI hasta Establece que ECOPETROL S.A. no estará obligada a asumir cargas fiscales diferentes a las derivadas del desarrollo de su objeto social. Lo anterior implica que no se incluirán subsidios en el precios de venta de los combustibles fósiles demandados por las ZNI. Establece que el MME definirá las condiciones y porcentajes bajo los cuales se otorgan los subsidios del sector eléctrico a los usuarios de las ZNI, teniendo en cuenta la capacidad de pago de los usuarios. Decreto 257 de 2004 Ley 855 de 2003 Por el cual se modifica la Estructura del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE. Por la cual se definen las Zonas No Interconectadas. Se establece que el IPSE es exclusivo para las ZNI y que procurará satisfacer las necesidades energéticas de dichas zonas. Se determina objeto y funciones del IPSE. Definición de las Zonas No Interconectadas 22

23 Ley 756 de 2002 Decreto 2884 de 2001 Ley 633 de 2000 Decreto 1140 de 1999 Ley 141 de 1994 Ley 143 de 1994 Por la cual se modifica la Ley 141 de 1994, se establecen criterios de distribución y se dictan otras disposiciones. Por el cual se reglamenta el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas -FAZNI-. Por la cual se expiden normas en materia tributaria, se dictan disposiciones sobre el tratamiento a los fondos obligatorios para la vivienda de interés social y se introducen normas para fortalecer las finanzas de la Rama Judicial. Por el cual se transforma el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica, ICEL, en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas. Por la cual se crean el Fondo Nacional de Regalías, la Comisión Nacional de Regalías, se regula el derecho del Estado a percibir regalías por la explotación de recursos naturales no renovables, se establecen las reglas para su liquidación y distribución y se dictan otras disposiciones Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética. Modifica la Ley 141 de Se definen criterios de distribución de recursos del Fondo Nacional de Regalías. Se establece criterios de distribución de recursos del FANZI Se crea el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI). Se establecen disposiciones sobre el recaudo de recursos y la destinación de los mismos. Transformación del ICEL en IPSE. Modificada por la Ley 756 de 2002 Creación del Fondo Nacional de Regalías (FNR). Ley Eléctrica. Restructuración del sector Eléctrico. Tabla 2: Leyes y Decretos referentes a la energización en las ZNI Fuente: El autor 23

24 Resoluciones del Ministerio de Minas y Energía referentes a la energización en las ZNI RESOLUCIÓN MME de de de de de 2004 NOMBRE O ASUNTO Por la cual se modifican las Resoluciones de diciembre 26 de 2007 y de mayo 7 de 2008 y se adiciona a la Resolución de noviembre 04 de Por la cual se adopta un Procedimiento transitorio para otorgar subsidios del Sector Eléctrico en las Zonas No Interconectadas. Por la cual se adiciona la resolución de diciembre 26 de 2007, por la cual se expide el Procedimiento para otorgar subsidios del sector eléctrico en las Zonas No Interconectadas. Por la cual se expide el Procedimiento para otorgar subsidios del sector eléctrico en las Zonas No Interconectadas. Por la cual se fijan las fórmulas para el cálculo y asignación de los subsidios destinados a los usuarios pertenecientes a los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3 ubicados, en las Zonas No Interconectadas y se delegan unas funciones al Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE. DESCRIPCIÓN Se establece la formula de cálculo del subsidio máximo otorgado a usuarios residenciales de las ZNI. Se establece el monto de la energía (kwh/mes) que será sujeta de subsidio (a partir de enero de 2014, ningún consumo que supere el consumo de subsistencia). Se establecen condiciones para otorgar subsidios a las ZNI. Modificada por la resolución del Se establece el desmonte de subsidios para los usuarios de las ZNI, por cuatro periodos de ajuste. Modificada por la resolución del Se determinan las condiciones para el cálculo de los subsidios y el consumo subsidiable. Establece la potencia requerida por usuario y las horas de prestación de servicio diferenciando rangos, de acuerdo con el número de usuarios en cada localidad. Establece los porcentajes de subsidio que se otorga a los usuarios diferenciando rangos, de acuerdo con el número de usuarios en cada localidad. Tabla 3: Resoluciones del Ministerio de Minas y Energía referentes a la energización en las ZNI Fuente: El autor Resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas referentes a la energización en las ZNI RESOLUCIÓN CREG 074 de de 2009 NOMBRE O ASUNTO Por la cual se modifican las Resoluciones CREG 091 de 2007 y 161 de 2008 Por la cual se actualizan los costos de inversión de las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas contenidos en la Resolución CREG 091 de DESCRIPCIÓN Modifica la fórmula tarifaria para las áreas de servicio exclusivo Actualiza la Resolución CREG 091 de 2007 Se actualiza los costos de inversión utilizados para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica, a partir de generadores diesel, hídrico y sistemas fotovoltaicos. 24

25 161 de de de de de de 1996 Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende expedir la CREG por la cual se modifica la Resolución CREG-091 de Por la cual se establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas. Por la cual se amplía el ámbito de aplicación de la Resolución CREG- 077 del 11 de abril de 1997, se adicionan pautas para el cálculo del costo de prestación del servicio y se aclara la aplicación de los costos máximos establecidos en la Resolución CREG-082 de Por la cual se aprueban los costos unitarios máximos de prestación del servicio de electricidad para establecer las tarifas aplicables a los usuarios finales en las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional. Por la cual se aprueba la fórmula general que permite determinar el costo de prestación del servicio y la fórmula tarifaria para establecer las tarifas aplicables a los usuarios del servicio de electricidad en las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional. Por la cual se establece la metodología para el cálculo del costo de prestación del servicio de energía eléctrica y se definen las fórmulas tarifarias para las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional. Modifica la Resolución 091 del 2007 Modifica en lo relacionado con Procesos Competitivos Se establece la formula tarifaria para las áreas de servicio exclusivo. Modificada por la Resolución 161 de 2008 Se definen las áreas de servicio exclusivo con sus respectivas reglas de conformación. Se definen la formulas tarifarias generales aplicables a áreas de servicio exclusivo. Se determina la componente de remuneración de costos de inversión y mantenimiento, para tecnologías de generación diesel, PCHs y sistemas fotovoltaico. Se definen formulas para la remuneración de actividades de generación (para generadores diesel, hidroeléctricas y sistemas fotovoltaicos). Aclara el ámbito de aplicación de los costos máximos de prestación de servicio fijados en la Resolución 082. Aclara el ámbito de aplicación de la Resolución 077 de 1997 y adiciona al Anexo 1 de la misma. Derogada por la Resolución 091 de 2007 Aclarada por la Resolución 017 de 1998 Se fijan los costos máximos de prestación de servicio para cada uno de los departamentos que conforman las ZNI Ampliada por la Resolución 017 de 1998 Se establece la formula general de costos de prestación de servicio. Se establece la estructura y fórmulas tarifarias. Derogada por la resolución 007 de Establece la metodología para el cálculo del costo de prestación del servicio, la fórmula tarifaria, y el cargo o tarifa máxima de conexión. Tabla 4: Resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas referentes a la energización en las ZNI Fuente: El autor 25

26 Leyes, Decretos y Resoluciones referentes al fomento de energías renovables LEYES, DECRETOS Y RESOLUCIONES Resolución MME de 2010 Decreto 3683 de 2003 Ley 788 de 2002 Ley 697 de 2001 Ley 629 de 2000 Ley 142 de 1994 Ley 164 de 1994 NOMBRE O ASUNTO Por la cual se adopta el Plan de Acción Indicativo para desarrollar el Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, se definen sus objetivos, subprogramas y se adoptan otras disposiciones al respecto. Por el cual se reglamenta la Ley 697 de 2001 y se crea una Comisión Intersectorial. Por la cual se expiden normas en materia tributaria y penal del orden nacional y territorial; y se dictan otras disposiciones. Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones. Por medio de la cual se aprueba el "Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático", hecho en Kyoto el 11 de diciembre de Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones. DESCRIPCIÓN Se definen los objetivos, subprogramas y metas del Plan de Acción Se crea la Comisión Intersectorial para el Uso Racional y Eficiente de Energía (CIURE), con el propósito de articular las instituciones relacionadas con las políticas de URE para facilitar la ejecución de dichas políticas. La CIURE debe realizar funciones asesoría, consultoría y apoyo de al MME en actividades relacionadas a la políticas URE. Establece incentivos tributarios a determinados proyectos, actividades o bienes, que generen o estén destinados a generar reducciones certificadas Exención de renta por venta de energía eléctrica generada a partir de biomasa, viento y residuos agrícolas. Exención del IVA a la importación de equipos y maquinaria destinados a generar reducciones certificadas. Le asigna al Uso Racional y Eficiente de Energía (URE) un carácter de interés general y de conveniencia nacional. Promueve la utilización de energías alternativas. Crea el Programa Uso Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de Energía No Convencionales (PROURE) estableciendo como entidad responsable de éste al MME Establece que el MME formulará los lineamientos de las políticas para el fomento y la promoción de las fuentes no convencionales de energía, con prelación en las zonas no interconectadas. Se aprueba el Protocolo de Kioto Se crea la División de Ahorro, Conservación y Uso Eficiente de la Energía, como dependencia del INEA. Por medio de la cual se aprueba la Se aprueba la Convención Marco de Naciones Unidas "Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático", hecha en Nueva York el 9 de mayo de Tabla 5: Leyes, Decretos y Resoluciones referentes al fomento de energías renovables Fuente: El autor 26

27 4.3 MARCO INSTITUCIONAL Instituciones Involucradas Entidad Interés Normatividad Promover, organizar y asegurar el desarrollo y seguimiento de los programas de uso racional y eficiente de la energía Determinar subsidios Ministerio de Minas y Energía (MME) Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) Comisión Intersectorial CIURE Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI); Fondo Nacional de Regalías (FNR) Planeación energética de todos los recursos, incluyendo los renovables. Financiación de proyectos de energización e la ZNI a partir de fuentes renovables. Regular el servicio de energía eléctrica Definir formulas tarifarias y fijar costos de prestación del servicio. Identificar, fomentar y desarrollar soluciones energéticas viables financieramente y sostenibles a largo plazo. Financiar planes, programas y proyectos de inversión en infraestructura energética en las ZNI Financiación de proyectos de energización en las ZNI Tabla 6: Instituciones Involucradas Fuente: el autor Ley 697 de 2001: se nombra al MME como entidad responsable de PROURE Ley 1117 de 2006: se establece que el MME definirá las condiciones y porcentajes bajo los cuales se otorgan los subsidios del sector eléctrico a los usuarios de las ZNI Decreto 2119 de 1992: se transforma la Comisión Nacional de Energía (CNE) en la UPME. Ley 143 de 1994: determinó la organización de la UPME como Unidad Administrativa Especial; asigna funciones a la UMPE. Decreto 2119 de 1992: se transforma la CRE (Comisión de Regulación Energética) en la CREG y se fortalece. Decreto 1140 de 1999: se trasforma el ICEL en IPSE, exclusivo para las ZNI Decreto 257 de 2004 Decreto 3683 de 2003: se crea la Comisión Intersectorial Decreto 2688 de 2008: modifica Ley 633 de 2000: creación Decreto 2884 de 2001: reglamenta Ley 1099 de 2006: prorroga Decreto 1124 de 2008: metodología de asignación de recursos Ley 141 de 1994: creación Ley 756 de 2002: criterios de distribución 27

28 4.4 POLÍTICA Y NORMATIVIDAD NACIONAL REFERENTE A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI Para el Gobierno Nacional es prioridad mejorar las condiciones de energización en las ZNI a partir de soluciones viables financieramente y que sean sostenibles a largo plazo. Por lo tanto, la política energética nacional tiene como objetivo: ampliar la cobertura y aumentar las horas de prestación del servicio, asegurando un suministro de energía confiable y de bajo costo para los usuarios. La formulación de la política energética nacional se encuentra plasmada en el Plan Energético Nacional; en los Documentos CONPES, que tienen como objetivo direccionar la aplicación de las políticas y plantear estrategias; y en la normatividad, mediante las cual se adoptan las decisiones de política de cumplimiento obligatorio. Plan Energético Nacional y Documentos CONPES La energización de las ZNI y la implementación de energías renovables son considerados elementos clave dentro de la política energética nacional, como lo muestran las diversas versiones del Plan Energético Nacional (PEN) y documentos CONPES referentes al tema. En las diversas versiones del Plan Energético Nacional (PEN) se recomienda la diversificación de la canasta energética nacional a partir de la implementación de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), con el fin de contribuir a la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero y de aportar a la seguridad energética nacional (UPME, CorpoEma, 2010: V.1). Adicionalmente, el Documento CONPES 3055 (1999), Estrategia y acciones para la energización de las zonas no interconectadas del país, establece que el direccionamiento de las políticas energéticas de las ZNI, y la formulación de objetivos y estrategias de energización en dichas zonas, es prioridad de la política nacional. Posteriormente, se emite el Documento CONPES 3108 (2001), Programa de energización para zonas no interconectadas, en donde se formula un programa energización según la clasificación de los centros poblados que pertenecen a la ZNI en tres tipos de centros poblados, con el fin de proporcionar un servicio acorde a las necesidades de cada centro poblado. La clasificación de los centros poblados se realiza según su número de habitantes, demanda de energía, necesidad del servicio (horas), categoría administrativa y capacidad de pago; los centros poblados se clasifican según sus condiciones actuales de energización y se realiza una propuesta de servicio para cada tipo de centro poblado. Para los centros poblados de Tipo 3, con menos de 501 habitantes, se propone un servicio de 6 horas diarias, y se recomienda la implementación de energías alternativas. En el Documento CONPES 3453 (2006), Esquema de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, se establecen lineamientos de política para implementar esquemas de gestión eficiente para la prestación del servicio en las ZNI; con el fin de aumentar la cobertura, mejorar la calidad y aumentar las horas de servicio, y remplazar la generación a partir de combustibles fósiles por energías renovables. En el documento se recomienda diseñar un nuevo esquema tarifario que tenga en cuenta los costos reales de la generación eléctrica a partir de diferentes tipos de tecnología, y que permita generar rentabilidades coherentes. Adicionalmente, se propone establecer un subsidio por la diferencia entre el costo real de la prestación del servicio y el valor que pueden pagar los 28

29 usuarios; y eliminar gradualmente los subsidios implícitos a los combustibles utilizados para la generación eléctrica. Adicionalmente, en el CONPES 3453 (2006), se recomienda al IPSE: desarrollar un programa de aumento de cobertura en las ZNI, teniendo en cuenta el potencial energético de las diferentes zonas; desarrollar proyectos piloto de generación eléctrica a partir de fuentes no convencionales, y buscar replicarlas en las ZNI; orientar los recursos provenientes de cooperación internacional al desarrollo de proyectos de energías alternativas; entre otros. Adicionalmente, se propone fomentar el uso de fuentes de energía renovable, incorporando incentivos en los esquemas de selección y contratación de operadores, para remplazar el uso de combustibles fósiles por otras fuentes de energía. Posteriormente, se emiten CONPES referentes al seguimientos de proyectos estratégicos, (CONPES 3560, 2008); y a la importancia estratégica de las concesiones de área de servicio exclusivo y de proyecto de interconexión eléctrica (CONPES 3587, 3600 y 3588, 2009). El CONPES 3587 (2009), Importancia estratégica de las concesiones de área de servicio exclusivo para el servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas de Vaupés, Amazonas y San Andrés, Providencia y Santa Catalina, promueve la implementación de fuentes de energía alternativas y renovables estableciendo porcentajes de generación a partir de las mismas (10% de la totalidad de la generación en localidades pequeñas, con menos de 300 casas), y exigiendo la construcción y puesta en operación de una planta eólica, y de una planta que aproveche los residuos sólidos, y exigiendo la promoción de la energía solar. Estructura tarifaria y costos de prestación de servicio Para las ZNI no existe un mercado mayorista que determine el precio de la energía eléctrica, por lo tanto, se hace indispensable la intervención del gobierno para regular el precio de está; con este propósito se creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). La CREG tiene entre sus funciones; establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos (Ley 142 de 1994, Artículo 73) y definir la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados del servicio de electricidad (Ley 143 de 1994, Artículo 23). De acuerdo a sus funciones, la CREG expidió la Resolución CREG 114 de 1996 mediante la cual establece la metodología del cálculo del costo de prestación de servicio y define la fórmula tarifaria para las ZNI; dicha resolución es derogada por la Resolución CREG 077 de 1997, buscando una mayor flexibilidad para el prestador del servicio. La Resolución CREG 077 de 1997 establece una fórmula general de costos de prestación del servicio (CPS) 2 y determina que, con base en la fórmula general de CPS, se establecerán los costos máximos de prestación del servicio en las ZNI. Los costos de prestación de servicio están conformados por la suma de los costos unitarios de generación, comercialización y distribución; cada uno de estos costos unitarios se determina a partir de los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento correspondientes. Por otro lado, la fórmula tarifaria está conformada basicamente por el costo de prestación de servicio ponderado por el IPC menos los subsidios otorgados. 2 Aprobada en el Artículo 3 y contenida en el Anexo 1, de la Resolución CREG 077 de

30 En la Resolución CREG 082 de 1997 se fijan y aprueban los costos máximos de prestación de servicio, los cuales son aplicables a cualquier alternativa de generación de energía eléctrica en las ZNI del país 3. En la siguiente tabla se presentan los costos máximos de prestación del servicio aplicables a los usuarios de las ZNI del territorio nacional, expresados en pesos por kilovatio-hora de diciembre de 1996 ($/kwh) 4 : DEPARTAMENTO CGo $/kwh CDCo $/kwh CPSo $/kwh AMAZONAS 190,0 36,0 226,1 ANTIOQUIA 191,4 34,1 225,5 ARAUCA 188,9 35,3 224,2 CAQUETA 204,2 32,6 236,8 CASANARE 201,7 35,0 236,7 CAUCA 197,6 37,5 235,1 CHOCO 232,5 41,0 273,6 GUAINIA 117,8 25,7 143,4 GUAVIARE 187,1 36,8 223,9 META 196,5 34,2 230,7 NARIÑO 187,3 41,9 229,2 PUTUMAYO 156,0 36,5 192,4 VAUPES 344,2 36,6 380,8 VICHADA 196,2 36,9 233,1 Tabla 7: Costos máximos de prestación del servicio de electricidad ($/kwh de diciembre de 1996). Donde: CGo es el Costo de Generación; CDCo es el Costo de Distribución y comercialización; y CPSo es el Costo Máximo de Prestación del Servicio, el cual resulta de la suma de CGo y CDCo (calculados en $/kwh del mes de diciembre de 1996). Fuente: Artículo 2 de la Resolución CREG 082 de Siguiendo, las recomendaciones del Consejo Nacional de Política Económica y Social presentadas en el documento CONPES 3453, la CREG decide diseñar un nuevo esquema tarifario que refleje los costos reales de prestación de servicio en las ZNI y una rentabilidad coherente con los riesgos inherentes a la gestión de un servicio de energía eléctrica en las ZNI. Este nuevo marco tarifario es definido en la Resolución CREG 091 de , en donde se establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica. En el Artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007 se establece la metodología para la remuneración de la componente de inversión 6 y mantenimiento de sistemas de generación a partir de generadores diesel operando con ACPM, Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCHs), y Sistemas Fotovoltaicos; para sistemas híbridos y tecnologías no definidas en la Resolución, plantea la alternativa de que el interesado proponga a la CREG los costos. Los costos de inversión son actualizados por la Resolución CREG 057 de 2009; la siguente tabla presenta los costos de inversión para sistemas fotovoltaicos: 3 Artículo 2 de las Resolución CREG 17 de Los costos máximos de prestación de servicio no tienen vigencia actual (derogados por la Resolución 091 del 2007); sin embargo, no se han establecido nuevos costos máximos. 5 Modificado por la Resolución CREG 161 de 2008, en donde se adiciona el capítulos XI que determina la tarifa aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica de las ZNI, que tiene en cuenta Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica y Subsidio por menores tarifas. 6 Resolución CREG 091 de 2007, Artículo 22: La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kwh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación. 30

31 Tabla 8: Componente de remuneración de inversiones en Sistemas Solares Fotovoltaicos ($ de diciembre de 2006). Fuente: Artículo 2 de la Resolución CREG 057 de Adicionalmente, en el Artículo 24 de la Resolución CREG 091, se establece la metodología para la remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) para diferentes tecnologías de generación 7, y en el Artículo 25 se define la Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación para las diferentes tecnologías 8. Áreas de Servicio Exclusivo Solución Energética RANGO kw Implementada Mínimo Máximo $/Wp-mes Individual DC 0,05 0,1 439,75 Individual AC 0,075 0,5 422,16 Centralizado Aislado 0,3 10,0 296,69 Con propósito de aumentar la cobertura y mejorar la calidad del servicio en las ZNI se determina otorgar Áreas de Servicio Exclusivo. El Artículo 40 de la Ley 142 de 1994 establece que las entidades territoriales podrán establecer, mediante invitación pública, Áreas de Servicio Exclusivo; por motivos de interés social y con el propósito de que la cobertura de los servicios públicos se pueda extender a las personas de menores ingresos. Adicionalmente, el Parágrafo 1º establece que la comisión de regulación respectiva definirá cómo se verifica la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos; y definirá los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos; y, verificará que ellas sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos. Considerando lo estipulado en la Ley 142 de 1994; la CREG expide los Capítulo II y III 9 de la Resolución CREG 091 de 2007; para asegurar el cumplimiento de los motivos y que las áreas conformadas cumplen con las condiciones establecidas en esta Ley, para asegurar un proceso competitivo para la asignación de Obligaciones de Prestación del Servicio, y verificar el cumplimiento de las obligaciones. La Resolución CREG 091 de 2007 es modificada por la Resolución CREG 161 de 2008 en lo relacionado con Procesos Competitivos y otras disposiciones (Artículo 1); los Capítulo II y 7 Los Gastos de Administración y Operación de generadores Diesel operando con ACPM comprende los costos: de combustible y lubricante (incluyendo transporte, almacenamiento y consumo) como gastos de operación; y los gastos administrativos corresponden al 10% de la suma de los costos por consumo de combustible y lubricante, más el costo de las pérdidas de transformación de la conexión del generador al sistema de distribución. Los Gastos de Administración y Operación de generadores Diesel operando con Fuel Oil No. 6. comprende los costos: de combustible y lubricante como gastos de operación; y los gastos administrativos corresponderán al 10% de la suma de los costos por consumo de combustible y lubricante, más el costo de la energía consumida en la central de generación y el costo de las pérdidas de transformación de la conexión del generador al sistema de distribución. El cargo máximo para la remuneración de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para PCH es de 44,78 $/kwh ($ de diciembre de 2006); y para Sistemas Solares Fotovoltáicos es de 188,06 Wp-mes ($ de diciembre de 2006). 8 Se establece que el costo de capital invertido para remunerar los activos de la actividad de generación y de distribución de energía eléctrica en las ZNI, es de 12,18% en pesos constantes antes de impuestos. 9 Resolución CREG 091 de 2007; Capítulo II: Áreas de Servicio Exclusivo; Capítulo III: Remuneración de la Prestación del Servicio en Áreas de Servicio Exclusivo por Competencia a la Entrada. 31

32 III son modificados (Artículo 4), y se adicionen los capítulos IX y X referentes a la Fórmula Tarifaria para las Áreas de Servicio exclusivo. Condiciones de Prestación del Servicio En el Artículo 1 de Resolución MME del 2004 se define la Relación Kilovatio/Usuario (kw/usu), promedio de demanda de potencia por usuario de cada localidad; y el Número de horas de prestación del servicio (hora/día), promedio de horas al día que la localidad recibe el servicio de electricidad; de acuerdo con el número de usuarios en cada localidad. La información presentada en la resolución se resume en la siguiente tabla: Rango # usuarios 0 a a a a a a 1000 horas diarias de servicio kw/usuario 0,28 0,3 0,32 0,34 0,35 0,4 Tabla 9: Demanda de potencia por usuario y horas diarias de prestación de servicio establecidas, discriminadas por rangos de número de usuarios. Fuente de información: Resolución MME del Elaboración propia. Subsidios El servicio de energías eléctrica en las ZNI se caracteriza por ser costoso debido a condiciones inherentes de estas zonas, mientras que la capacidad de pago por el servicio es baja; por lo tanto, el Gobierno determina la necesidad de otorgar subsidios por menores tarifas. La Ley 117 del 2006 establece que el MME tiene como función definir las condiciones y porcentajes bajo los cuales se otorgarán los subsidios del sector eléctrico a los usuarios de las ZNI, teniendo en cuenta la capacidad de pago de los usuarios. Se establecen dos formas de otorgar subsidios por menores tarifas; a los usuarios, mediante la disminución el cobro de la tarifa; y a los prestadores de servicio, mediante la asignación de recursos para la adquisición de combustibles para la generación (subsidio que ha sido desmontado actualmente). En el Artículo 1 de Resolución MME del 2004 se define el factor de subsidio que se otorga a los usuarios mediante la disminución del cobro en la tarifa, este valor se asigna por rango de número de usuarios. El cálculo de factor de subsidio se realiza definiendo el porcentaje de usuarios de los estratos 1, 2 y 3, correspondiente a cada grupo, y haciendo un ponderado por el porcentaje de subsidio definido en la legislación (50% para el estrato 1, 40% para el 2, y 15% para el 3); como se muestra en la siguiente tabla: 32

33 Rango de Usuarios Porcentaje de Usuarios por Localidad Factor de Subsidio Desde Hasta Estrato % 0% 0% 50% % 5% 0% 49% % 15% 0% 48% % 18% 5% 46% % 20% 10% 44% % 23% 14% 42% > % 26% 19% 40% Tabla 10: Factor de subsidio por rangos de número de usuarios. Fuente de información: Resolución MME del Elaboración propia. Incentivos y fuentes de financiación Mediante la Ley 788 de 2002 se establecen incentivos tributarios a determinados proyectos, actividades o bienes, que generen o estén destinados a generar reducciones certificadas de gases de efecto invernadero; exención de renta por venta de energía eléctrica generada a partir de biomasa, viento y residuos agrícolas, y exención del IVA a la importación de equipos y maquinaria destinados a generar reducciones. Medianate la Resolución CREG 091 de 2007, se otorga un incentivo a la implementación de tecnologías de energía renovable en las ZNI, reconociendo una prima de riesgo tecnológico equivalente a 3,5 puntos del costo de capital (adicinal al costo definido en la Resolución). La financiación de los planes, programas y proyectos de energización en las ZNI se realiza principalmente con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI) y del Fondo Nacional de Regalías (FNR). Adicionalmente, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el Instituto de Fomento Industrial (IFI) y el Banco de Comercio Exterior de Colombia (Bancoldex), ofrecen recursos para la financiación de proyectos de energización e la ZNI a partir de fuentes renovables (Florez, Tobón, y Castillo, 2009). Los recursos del FAZNI provienen principalmente de las transacciones realizadas en el mercado mayorista, de aportes del Presupuesto General de la Nación y otras fuentes (Ley 633 de 2000, artículo 81 y 82). En el Decreto 1124 se establece la metodología de asignación de recursos; en el artículo 8 de este decreto, se establecen como criterios para priorizar la distribución de los recursos: menor aporte estatal requerido, entendido este como los aportes de inversión y subsidios de operación; contribución al uso de fuentes de energías renovables o alternativas, o a la innovación tecnológica para el usos de fuentes de energías renovables o alternativas; y mayor número de usuarios beneficiados. El artículo 37 de la Ley 756 de 2002, establece que el Fondo Nacional de Regalías (creado por la Ley 141 de 1994) asignará el 15% de sus recursos para financiar proyectos regionales de inversión en energización que presentes las entidades territoriales, durante los 15 años siguientes a la promulgación de la Ley; los recursos podrán aplicarse a la generación, transporte, transformación, ampliación y remodelación de redes, mantenimiento, control y disminución de pérdidas de energía; un 40% de estos recursos son asignados a las ZNI. Adicionalmente, el artículo 84 de la Ley 633 de 2000, establece que el 33

34 IPSE es el encargado de viabilizar estos proyectos y los exime de la afectación por impuestos o estampillas de orden territorial. Posteriormente, la Ley 1283 de 2009 determina la utilización por los municipios y departamentos de las participaciones de la regalías; el Artículo 1 establece que los recursos de las regalías y compensaciones distribuidas a los municipios productores y portuarios, deben destinarse en un 90% en proyectos de desarrollo contenidos en el Plan de desarrollo, dando prioridad a aquellos dirigidos a construcción, mantenimiento y mejoramiento de la red terciaria, proyectos productivos, saneamiento ambiental, servicios de salud, educación pública, electricidad, agua potable, alcantarillado y demás servicios públicos básicos esenciales. 4.5 POLITICA GLOBAL REFERENTE A LAS ENERGÍAS RENOVABLES La política energética global que promueve la implementación de energías renovables se ha basado principalmente en el problema global del Cambio Climático y ha sido jaloneada por los países industrializados. Al confirmarse la alta participación que tienen las actividades antropogénicas en la generación de emisiones de GEI, y con la evidencia de los efectos nocivos que han generado las variaciones climáticas, se declara el Cambio Climático como un problema ambiental de carácter global y se comienza a tomar medidas globales al respecto: En 1992, en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente y Desarrollo en Río de Janeiro, la problemática del Cambio Climático y las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) se convierten en prioridad de la política global. Siguiendo el principio de responsabilidad compartida pero diferenciada, los países industrializados, principales generadores emisiones globales, deben asumir mayor responsabilidad e implementar medidas al respecto (GTZ, Ministerio Federal de Cooperación Económica y Desarrollo). En la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC) varios países industrializados se comprometen a adoptar medidas voluntarias para limitar las emisiones de GEI. Sin embargo, estas medidas voluntarias no son suficientes para cumplir las metas de disminución de GEI; por lo tanto, se evidencia la necesidad de optar por medidas obligatorias (GTZ, Ministerio Federal de Cooperación Económica y Desarrollo). En 1997 se adopta el Protocolo de Kyoto mediante el cual los países del Anexo I (países industrializados), se comprometen a limitar y reducir las emisiones GEI, como mínimo en un 5% respecto a las del año 1990 en el periodo comprendido entre el 2008 y el 2012 (Articulo 3); el protocolo es ratificado el 16 de febrero de Estos acontecimientos marcan la política energética global en pro de las energías renovables según la cual, el planeamiento energético de cualquier país debe enfocarse en mejorar la calidad de vida de los ciudadanos aportando a la equidad social y en el uso racional de los recursos que conlleve a la sostenibilidad ambiental. La política energética de los países industrializados como Alemania, España, Holanda, Italia, China, Japón, Estados Unidos, tiene como factores determinantes el reducir las emisiones de GEI y, disminuir la dependencia en los combustibles fósiles y de las importaciones de energéticos. Está orientada al aprovechamiento de los recursos energéticos renovables locales y busca diversificar la canasta energética; con el fin de reducir el impacto de los altos precios de la energía y, generar industria y trabajo local. (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). 34

35 Colombia dentro de la política energética global La participación de Colombia en las emisiones de GEI globales es baja, en el sector de energía esto se debe a el alto porcentaje de generación hidroeléctrica. Adicionalmente, Colombia cuenta con grandes yacimientos de energéticos como carbón y gas natural, por lo tanto no depende de importaciones para suplir su demanda de energéticos. Por estas razones, los factores determinantes de la política de la mayoría de países industrializados no son plenamente aplicables a Colombia (UPME, CorpoEma, 2010: V.1). Sin embargo, los acuerdos internacionales aprobados por Colombia, como la Convención Marco de las Naciones Unidas (Ley 164 de 1994) y el Protocolo de Kioto (Ley 629 de 2000), tienen carácter decisivo en la formulación de la política energética nacional. Colombia aprobó el Protocolo de Kyoto mediante la Ley 629 de 2000, y aunque Colombia no pertenece a los países del Anexo I y por lo tanto no tiene compromisos de reducciones, aprobar el Protocolo implica que Colombia se compromete a adoptar medidas que contribuyan a mitigar el Cambio Climático, es decir, se compromete a mantener su bajo nivel de emisiones. Adicionalmente, adoptar una política energética que promueva las energías renovables permite a Colombia fortalecer la imagen de país verde (UPME y CorpoEma, 2010: V.1) En el 2001, mediante la Ley 697, se asigna al Uso Racional y Eficiente de Energía (URE) un carácter de interés general y de conveniencia nacional, se fomenta la utilización de energías alternativas con prelación el las ZNI y se crea el Programa Uso Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de Energía No Convencionales (PROURE). Posteriormente se crea la Comisión Intersectorial para el Uso Racional y Eficiente de Energía (CIURE) 10 mediante el Decreto 3683 de 2003; y mediante la Resolución MME de 2010 se adopta Plan de Acción Indicativo para desarrollar el PROURE, y se definen los objetivos, subprogramas y metas. El objetivo general se define como: promover el Uso Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, que contribuya a asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad de la economía colombiana, la protección al consumidor y la promoción del uso de energías no convencionales de manera sostenible con el ambiente y los recursos naturales (Resolución MME de 2010, Articulo 2º); y se establece una meta de participación de las Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) dentro de la generación eléctrica de las ZNI de un 20% (Articulo 7º). Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) En el Protocolo de Kyoto se definen tres mecanismos de flexibilidad para ayudar a los países del Anexo I a dar cumplimiento de sus metas: el Comercio de Emisiones, el Mecanismo de Desarrollo Limpio y el Mecanismo de Aplicación Conjunta. El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) se define en el Artículo 12 de Protocolo de Kyoto (1997), con el propósito de ayudar a los países del Anexo I a dar cumplimiento a sus compromisos y a los países no incluidos en el Anexo I (países no industrializados, en vía de desarrollo) a lograr un desarrollo sostenible. El MDL permite a los países con compromisos de reducción (países industrializados) utilizar las reducciones de emisiones certificadas, provenientes de proyectos de países sin compromisos (países no industrializados) para contribuir al cumplimiento de una parte de sus metas; esto permite, minimizar el 10 Presidida por el MME, e integrada por los ministerios de Comercio, Industria y Turismo, el MAVDT, el DPN, la CREG, Colciencias e IPSE. 35

36 tiempo y los costos de reducción de las emisiones 11. Adicionalmente, los países industrializados ponen al servicio de los países en vía de desarrollo el capital, los conocimientos técnicos y especializados, y la tecnología; para el desarrollo de proyectos que contribuyan a la disminución de emisiones, por ejemplo proyectos que involucren el uso de energías renovables y el aumento de eficiencia energética (GTZ, Ministerio Federal de Cooperación Económica y Desarrollo). Posibilidades participación para Colombia dentro del MDL El MDL representa una muy buena oportunidad de financiación para los proyectos de energías renovables en Colombia y por esta razón se han venido desarrollando una serie de planes e investigaciones en cabeza de entidades gubernamentales. En el 2002, el Ministerio del Medio Ambiente (MMA), la Oficina Colombiana para la Mitigación del Cambio Climático y el IPSE, elaboraron el Plan de trabajo para el mecanismo de desarrollo limpio, que busca identificar el potencial de este mecanismo en proyectos de energización en las ZNI. El mismo año, se realizó el Diagnóstico de emisiones de GEI por suministro de energía en las ZNI, que busca proyectar la demanda eléctrica de las ZNI y calcular las emisiones de gases de efecto invernadero (Florez, Tobón y Castillo, G. A., 2009). En el 2003 se elaboró la Estrategia para la Implementación de MDL en ZNI; en donde se investigó la viabilidad de generar proyectos MDL en las ZNI, y se desarrolló una propuesta de implementación de proyectos. En dicho estudio se determinó que desarrollar proyectos MDL sólo era factible en localidades con una demanda superior a kwh (sólo Leticia cumple con esta condición); debido a los altos costos de transacción y del monitoreo de las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, las condiciones del mercad han cambiado y actualmente no es necesaria una demanda tan alta para que MDL se una alternativa de financiación, y adicionalmente existen modalidades para agrupar varios proyectos bajo un proyecto piloto (Florez, Tobón y Castillo, G. A., 2009). Actualmente existe en las ZNI un gran potencial de proyectos pequeños que tienden a reducir los GEI. Para dar viabilidad económica a estos proyectos pequeños, que individualmente no pueden ser registrados como proyectos MDL debido a los altos costos de transacción y a su poca capacidad individual de reducción, se puede optar por aplicar las modalidades o metodologías simplificadas propuestas por las Junta Directiva del MDL, que permiten agrupar proyectos o conjuntos de actividades y replicar metodologías: modalidades de proyectos programáticos (Programme Activities PoA-) y proyectos sombrilla; y la replicación de la metodología de los proyectos (UPME, CorpoEma, 2010: Volumen 1, Anexo 2) 11 Los países industrializados cuentan con tecnología mas avanzada y eficiente, mientras que los países en vía de desarrollo implementan tecnología poco eficiente y atrasada, muchas veces obsoleta; el aumentar la eficiencia en procesos que implementan tecnología avanzada y disminuir las emisiones es más difícil y costoso que hacerlo en procesos que implementan tecnología atrasada; por lo tanto, los costos de evitar la emisión de una tonelada de un GEI en un país industrializado es mayor que hacerlo en un país en vía de desarrollo. 36

37 4.6 PROYECTOS DE ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI Pequeños Sistemas Fotovoltaicos Los proyectos de pequeños sistemas fotovoltaicos iniciaron en las ZNI con la implementación de estos para las telecomunicaciones. A principios de los años 80 se desarrolló el Programa de Telecomunicaciones Rurales de Telecom, para 1983 se habían instalado generadores fotovoltaicos de 60 Wp; y posteriormente se instalaron sistemas de 3 a 4 kwp para antenas satelitales. Continuaron instalándose sistemas fotovoltaicos en diferentes aplicaciones para prestar servicios de telecomunicaciones (repetidoras de microondas, boyas, en estaciones militares remoteas, etc.); actualmente los sistemas fotovoltaicos son indispensables para las telecomunicaciones en las zonas rurales del país (UPME, CorpoEma, 2010: V.2) También se han implementado pequeños sistemas fotovoltaicos para la electrificación rural; principalmente sistemas en viviendas aisladas conformados por un panel solar de 50 a 70 Wp, una batería entre 60 y 120 Ah y un regulador de carga; para satisfacer las necesidades básicas (UPME, CorpoEma, 2010: V.2). Según el IPSE actualmente hay más de sistemas fotovoltaicos instalados para la electrificación en la ZNI; muchos de estos financiados por el FANZI. Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Actualmente Colombia cuenta con un total de 197 PCHs, con una capacidad instalada de aproximadamente 168,2 MW (UPME y Corpoema, 2010: V1). A continuación se presentan algunos proyectos de PCH de gran importancia en las ZNI que fueron analizados por la empresa Consultoría Hagler Bailly Services en el año PCH de Araracuara (Caquetá) Inició su operación en 1958 y funcionó durante 8 años, con una potencia instalada de 30kW. Después dejó de funcionar debido a problemas técnicos causados por deficiencias de mantenimiento (turbogeneradores dañados por atascamiento con hojas); hasta la fecha de la visita de la empresa de consultoría (2000) las reparaciones necesarias no se habían realizado (los turbogeneradores estaban extraviados). PCH de López de Micay (Cauca) Inició su operación en 1998, cuenta con dos turbogeneradores de 160 kw. La PCH se encuentra en operación, genera un total de 1970 kwh diarios; presta servicio a 443 usuarios del centro urbano de Municipio de López de Micay (cabecera municipal) y las poblaciones vecinas de Jolí y Correntón. Sin embargo, ha presentado varios problemas técnicos de operación y mantenimiento, principalmente debido a la deficiente capacitación de los operadores y falta de soporte técnicos. PCH de Bahía Solano (Chocó) Inició su operación en 1999, con una potencia instalada de 1875 kw distribuida en cinco turbogrupos de 375 kw cada uno. La PCH se encuentra en operación, genera un total de kwh diarios; presta servicio a 1660 usuarios en las poblaciones de Bahía Solano, El Valle y las comunidades indígenas de Boro- Boro, Brazo y Posa Manza. 37

38 PCH de Caracolí (Guajira) Inició su operación en 1995, cuenta con un turbogenerador de 64 kw, y presta servicio a 138 usuarios. Sin embargo, la prestación de servicio no satisface la demanda de la población. Al igual que en las otras plantas, los operarios no se encuentran adecuadamente capacitados y por lo tanto se generan deficiencias en el servicio. Centros de Innovación del IPSE El Instituto de Planeación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectada (IPSE) está desarrollando proyectos piloto de implementación de diferentes tecnologías para la generación energética en las ZNI, principalmente a partir energía renovable. Estos proyectos conforman los Centros de Innovación; ubicados en lugares estratégicos de las ZNI, debido al potencial y recursos energéticos. El objetivo de los proyectos piloto es evaluar diferentes tecnologías energéticas, y adquirir conocimiento y experiencia en cuanto a la implementación y apropiación de dichas tecnologías en las ZNI; para posteriormente ser replicados en las diferentes localidades de las ZNI. Centro de Innovación con énfasis en Energía Eólica El Centro de Innovación con énfasis en Energía Eólica busca evaluar diferentes tecnologías de turbinas eólicas, con el fin de suministrar energía eléctrica a comunidades de las ZNI. Con este fin, se desarrolla un proyecto pilito en la Alta Guajira (zona con mayor recurso eólico de Colombia), en donde se implementan dos aerogeneradores monopala de movimiento oscilante; primeros prototipos a instalarse en el mundo. Este proyecto piloto consiste en la instalación y operación de dos aerogeneradores trifásicos de 100 kw (200kW de generación eólica), para ser integrados a sistema de generación aislado e híbrido; conformado adicionalmente por fuentes de generación solar, grupos electrógenos con combustible gas licuado de petróleo (GLP) y ACPM. El proyecto consta de dos etapas; la primera (según IPSE: entrada en operación mayo 2010), incluye la implementación de los dos aerogeneradores (entre otras actividades); la segunda (según IPSE: en estado de ejecución), incluye la instalación de los sistemas de seguidores solares fotovoltaicos (entre otras actividades). El proyecto está localizado en los Corregimientos de Nazareth y Puerto Estrella, en el Municipio de Uribia, Departamente de la Guajira; beneficiando a una población de 1800 habitantes conformada por colonos e indígena de la etnia Wayuu, Internado, hospital y puesto de salud (IPSE). Centro de Innovación con énfasis en Energía Solar El Centro de Innovación con énfasis en Energía Solar busca evaluar diferentes tecnologías solares de última generación (celdas fotovoltaicas, seguidores solares, y tecnologías de concentración solar), con el fin de suministrar energía eléctrica a comunidades de las ZNI; también, busca evaluar criterios de integrabilidad con otras tecnologías de generación, como eólica y diesel. 38

39 Actualmente se están desarrollando dos proyectos piloto; uno en el Departamento de Bolívar (Cartagena); y el otro en el Departamento de la Guajira (Municipio de Uribia), se seleccionó esta ubicación debido a que la Guajira es el departamento con mayor potencial de radiación y brillo solar del país, y debido a la oportunidad de conformar un sistema híbrido de generación con energía eólica (proyecto integral mencionado anteriormente). En la Alta Guajira (en Nazareth y Puerto Estrella) se instalaron ocho seguidores solares de dos ejes, cada uno de 12.5 kw (con paneles solares de potencia máxima de 220 W por módulo, generan electricidad a tensión trifásica de 120/208 Voltios); beneficiando a una población de 1800 habitantes conformada por colonos e indígena de la etnia Wayuu, Internado, hospital y puesto de salud (IPSE, 2010). En Isla Fuerte, se instalaron dos generadores con las mismas condiciones; beneficiando a una población conformada por afrodescendientes y raizales de 2000 habitantes, colegio, puesto de salud y cabañas turísticas. Actualmente se encuentra en estado de ejecución (IPSE, 2010). Centro de Innovación con énfasis en Energía Hidráulica El Centro de Innovación con énfasis en Energía Hidráulica busca evaluar diferentes tecnologías asociadas a la conducción de agua que accionará una pequeña turbina, con el fin de suministrar energía eléctrica a comunidades de las ZNI. Por lo tanto, se implementarán diferentes tipos de turbinas; aprovechando la gran diversidad de condiciones hídricas de estas Zonas. Este centro de Innovación tiene sede en zona de Cupica en el Departamento del Chocó; sin embargo, su proyecto piloto se está desarrollando en el Departamento de Antioquia. El proyecto piloto consiste en la instalación y operación de una PCH, con una potencia de 55 kw; conformado por un grupo turbina generador trifásico e incluye obras civiles, boca toma, canal de conducción, casa de máquinas, equipos electromecánicos y redes de distribución eléctrica. Está ubicado en los corregimientos de La Encarnación, Veredas Barrancos y San Rafael, pertenecientes al Municipio de Urrao (Antioquia); y beneficia a 420 habitantes conformada por colonos y mestizos, capilla, cuatro escuelas y cuatro locales comerciales. Se encuentra actualmente en operación (según IPSE: desde octubre de 2007). 39

40 5 AMBIENTE Y ENERGÍA Impactos ambientales y sociales de la generación eléctrica Combustibles fósiles La obtención de energía a partir de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas) genera un alto impacto social y ambiental en su etapa de exploración, extracción, transporte y generación. Durante la etapa de exploración de los combustibles fósiles se generan alteraciones de los ecosistemas y residuos. Durante la etapa de explotación del carbón encontramos todos los impactos ambientales relacionados con la minería, como la generación de residuos estériles y le emisión de material particulado. Adicionalmente, se genera un alto impacto social al exponer a los trabajadores a gases como el grisú y al riesgo de explosiones causadas por estos gases. En la etapa de extracción del petróleo se genera Compuestos Orgánicos Volátiles (COVs) y como consecuencia la contaminación del recurso hídrico. Durante la extracción del gas se generan fugas de gas metano (CH4) que tiene una alta contribución al efecto invernadero (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Durante la etapa de transporte de los combustibles fósiles ocurren derrames y fugas, y algunas veces accidentes que causan grandes impactos ambientales. Como medio de transporte tradicional para el petróleo se usan los poliductos, carrotanques y barcos petrolero; y para el gas los gasoductos (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). El transporte de los combustibles a regiones aisladas como las ZNI, se realiza vía terrestre, acuática o aérea dependiendo de las condiciones de accesibilidad de cada zona. Durante este proceso se requiere combustible para la movilización y se generan emisiones; adicionalmente, se requiere de la construcción de la infraestructura necesaria, como vías, puertos y aeropuertos, que también genera impactos ambientales, y en el caso del transporte fluvial o marítimo se liberan contaminantes al agua. Durante el proceso de generación eléctrica se liberan grandes cantidades de dióxido de carbono (CO 2 ), que contribuyen al efecto invernadero, y otros contaminantes a la atmósfera. En las centrales térmicas de carbón y en la generación térmica con petróleo se también se liberan gases que generan la lluvia ácida como Dióxidos de Azufre (SO 2 ) y Dióxido de Nitrógeno (NO 2 ). Adicionalmente, las centrales de carbón generan material particulado, cenizas y polvo; y en la generación a partir del petróleo se emiten COVs. La generación a partir de gas genera menos impactos ambientales que las anteriores, se emiten cantidades mucho menores de CO 2 y no se emiten óxidos de azufre (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Energía Hidroeléctrica La obtención de energía a parir de las hidroeléctricas no contamina en su etapa de generación; sin embargo, genera altos impactos ambientales y sociales en su etapa de construcción de represas y embalses. La construcción de las represas genera emisiones de GEI y requiere de la inundación de tierras, que implica la pérdida de ecosistemas alguna veces y muchas veces el desplazamiento de la población, teniendo como consecuencia grandes afectaciones sociales, económicas y ambientales; adicionalmente, se altera el caudal de los ríos y se interrumpe la migración de los peces generando 40

41 escasez del recurso hídrico y pesquero del cual pueden depender algunas poblaciones (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Pequeñas Centrales Hidráulicas (PCHs) El impacto ambiental de las PCHs es pequeño, su generación no produce emisiones, ni contamina; sin embargo, debido a cambios fisicoquímicos en el agua se pueden generan modificaciones en los ecosistemas (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). También puede generar impactos sociales por competencia de uso del recurso agua en lugares donde la oferta de agua no es suficiente para suplir la demanda de uso. Energía Solar Utiliza como fuente un recurso inagotable, su generación no produce emisiones y es silenciosas. El mayor impacto ambiental que genera la energía solar fotovoltaica es la afectación del paisaje, también genera una perdida del suelo en donde se encuentra instalado el sistema durante la vida útil del proyecto (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Energía Eólica Utiliza como fuente un recurso inagotable y su generación no produce emisiones. Sin embargo, se generan pequeños impactos ambientales como el ruido de las aspas al girar, el cual puede afectar a poblaciones cercanas, mortalidad en aves que chocan con las aspas y afectación del paisaje (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Emisiones de gases de efecto invernadero en la generación eléctrica Durante el proceso de generación eléctrica a partir de combustibles fósiles se liberan grandes cantidades de CO 2 debido a que la energía se obtiene a partir de la combustión del carbono presente en los combustibles. Anteriormente este carbono se encontraba secuestrado es los yacimientos, por lo tanto, su liberación contribuye al efecto invernadero. La combustión de la biomasa también genera emisiones de CO2, en efecto, la leña genera más emisiones que los combustibles fósiles; sin embargo, el carbono liberado había sido previamente capturado de la atmósfera, por lo tanto, no genera un aumento de la concentración global de CO2. De los combustibles fósiles el carbón es el que más genera emisiones (95 gco2/mj), luego el petróleo (73 gco2/mj) y el que menos genera emisiones es el gas natural (56 gco2/mj) (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Las energías renovables no generan CO 2 durante el proceso de generación eléctrica; sin embargo si se tiene en cuenta el ciclo de vida sí hay emisiones. La siguiente tabla presenta las toneladas de contaminante por GWh producido, incluyendo las emisiones de la etapa de construcción de los equipos. 41

42 Tabla 11: Impacto ambiental de las diferentes fuentes de energía (Ton/GWhgenerado). TR=Trazas Tomada de: Diagnóstico de la FNCE en Colombia (UPME, CorpoEma, 2010: V.2.) Las energías renovables como aportantes a la mitigación del cambio climático El cambio climático que se ha venido dando desde los últimos 50 años se debe en gran parte al aumento de gases de efecto invernadero (GEI) debido a actividades antropogénicas. Aunque el efecto invernadero es un fenómeno natural, el aumento de la concentración atmosférica de GEI que ha ocurrido en las últimas décadas a generado un desequilibrio en los procesos naturales, teniendo como consecuencia los una serie de efectos que alteran el medio ambiente y la vida humana: efectos en el clima, retroceso y desaparición de glaciares, impacto hídrico, acidificación del océano y detención de la circulación de la Corriente Termohalina (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). En Colombia los efectos del Cambio Climático se han visto reflejados en un aumento de la temperatura media, alteración en el régimen de lluvias generando problemas de sequías e inundaciones, disminución del área glacial a una tasa del 3% a 5% anual, aumento del nivel del mar entre 2,3 y 3,5mm al año en la costa Caribe y 2,2mm al año en la costa Pacífica, disminución a futuro de área de páramos del 75% al 90% en la segunda mitad del siglo XXI. Estos efectos tienen consecuencias negativas sobre la vida humana; alteran el confort higrotérmico generando, por ejemplo, molestias debido al exceso de calor; afectan la salud humana aumentando la vulnerabilidad a enfermedades tropicales como el dengue y la malaria; generan una disminución en la disponibilidad de agua causando problemas de desabastecimiento y de saneamiento básico; aumentan la vulnerabilidad del sistema agropecuario principalmente debido a procesos de desertificación (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). De acuerdo con estudios realizados para recuperar el equilibrio natural y evitar que continúen presentándose los efectos nocivos del Cambio Climático, es necesario reducir las emisiones de GEI en 42

43 un 25% del nivel actual y el sector energético participa con un 24%% en las emisiones globales de CO2 (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Por lo tanto, la sustitución de las fuentes tradicionales por energías renovables genera grandes aportes a la mitigación del cambio climático. La gestión ambiental energética en las ZNI Los habitantes de las ZNI requieren de la energía en sus diferentes formas para realizar sus actividades diarias y productivas. El acceso a la energía eléctrica posibilita la implementación de diversas herramientas que facilitan las actividades de los habitantes mejorando su nivel de vida y disminuyendo los riegos como explosiones debido a la cocción con kerosene, y problemas de salud, como deficiencias respiratorias causadas por las constante cocción con leña. Adicionalmente, la energía eléctrica posibilita el acceso a los sistemas actuales de información y comunicación. Los impactos ambientales y sociales de la energización en las ZNI dependen de la gestión que se realice; una adecuada gestión energética genera un aumento de la calidad de vida de los habitantes y proporciona soluciones sostenibles a largo plazo contribuyendo a la autosotenibilidad local, sin implicar grandes daños ambientales, es más, contribuye al uso eficiente de los recurso y a mitigar el cambio climático. 43

44 6 TECNOLOGÍAS Y COSTOS En el estudio Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE, presentado a la UMPE y realizado por el Consorcio Energético CorpoEma (2010: V.3), se indican costos de capital y generación que sirven de referencia para los proyectos de energías renovables en Colombia. Los costos presentados en dicho estudio fueron obtenidos a partir de investigaciones de costos tecnológicos mundiales y algunos nacionales, tomando como referencia principal datos de un estudio del Banco Mundial. Los costos de capital no incluyen el factor multiplicador del país; por lo tanto, para adecuarlos a las condiciones locales del país se debe implementar un factor multiplicador que para las ZNI varía entre 1,5 y 2,5 (UPME y CorpoEma, 2010: V.1). En este capítulo se presenta un resumen de dichos costos para las configuraciones de sistemas de generación aislado y de minired (sistemas con capacidad del orden de kilovatios), configuraciones adecuadas para la generación en centros poblados pequeños en zonas aislada. La siguiente tabla presenta datos de referencia de capacidades de generación y los factores de capacidad 12 de las tecnologías consideradas, datos que fueron obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V.3). Tipo de Aislada (fuera de red) Minired Generación Capacidad (kw) Factor de Capacidad Capacidad (kw) Factor de Capacidad Solar FV 0,05 y 0,3 20% 25 20% Generadores Eólicos 0,3 25% % Tabla 12: Capacidad y factor de capacidad de sistemas fotovoltaicos y sistemas de generación eólica de referencia, para configuraciones aislada y fuera de red Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3). Elaboración propia. 12 El Factor de Capacidad depende de las características de diseño de la tecnología y la respuesta de esta ante las condiciones locales. Está definido como la relación entre la energía efectivamente generada en un tiempo dado (un año), y la energía máxima que podría generar dicha tecnología; es decir, si la tecnología generara energía continuamente a su máxima potencia (la potencia nominal). 44

45 Sistemas fotovoltaicos La siguiente tabla presenta costos de capital por kw en US$ de 2010, para configuraciones aisladas y de minired de sistemas fotovoltaicos; los costos están discriminados entre equipos, ingeniería, obras civiles e instalación. Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V3). Costos de Capital 2010 (US$/kW) Configuración del sistema Aislada Minired Capacidad del sistema 0,3 kw 25 kw Equipos Obras civiles Ingeniería Instalación Imprevistos Total Tabla 13: Costos de capital de referencia para sistemas fotovoltaicos, para configuraciones aislada y fuera de red, en US$/kW instalado Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3). Elaboración propia. La siguiente tabla presenta el costos nivelado de kwh en US$ de 2010; en los cálculos se implementó una tasa de descuento del 10%/año, la vida útil del los paneles se tomó como 20 años y de la batería como 5año s (en los costos de operación y mantenimiento se incluye el reemplazo de la batería). Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V3). Costo Nivelado 2010 (cus$/kwh) Configuración del sistema Aislada Minired Capacidad del sistema 0,3 kw 25 kw Costo nivelado de la inversión 44,25 41,67 Costos fijos de O&M 2,5 1,5 Costos variables de O&M 8 7 Costos de combustible 0 0 Total 54,75 50,17 Tabla 14: Costos de generación de referencia para sistemas fotovoltaicos, para configuraciones aislada y fuera de red, en cus$/kwh. Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3). Elaboración propia. 45

46 Sistemas de generación eólica La siguiente tabla presenta costos de capital por kw en US$ de 2010, para configuraciones aisladas y de minired de sistemas de generación eólica; los costos están discriminados entre equipos, ingeniería, obras civiles e instalación. Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V3). Costos de Capital 2010 (US$/kW) Configuración del sistema Aislada Minired Capacidad del sistema 0,3 kw 100 kw Equipos Obras civiles Ingeniería Instalación Imprevistos Total Tabla 15: Costos de capital de referencia para sistemas de generación eólica, para configuraciones aislada y fuera de red, en US$/kW instalado. Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3). Elaboración propia. La siguiente tabla presenta el costos nivelado de kwh en US$ de 2010; en los cálculos se implemento una tasa de descuento del 10%/año, la vida útil del los aerogeneradores se tomó como 20 años y de la batería como 5años (en los costos de operación y mantenimiento se incluye el reemplazo de la batería). Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010:V3). Costo Nivelado 2010 (cus$/kwh) Configuración del sistema Aislada Minired Capacidad del sistema 0,3 kw 100 kw Costo nivelado de la inversión 29,25 15,14 Costos fijos de O&M 3,9 2,32 Costos variables de O&M 5,47 4,56 Costos de combustible 0 0 Total 38,62 22,02 Table 16: Costos de generación de referencia para sistemas de generación eólica, para configuraciones aislada y fuera de red, en cus$/kwh. Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3). Elaboración propia. 46

47 7 METODOLOGÍA La metodología que se presenta a continuación fue diseñada con el propósito de evaluar la prefactibilidad y conveniencia económica de establecer soluciones de energización a partir de energía solar y eólica en centros poblados pequeños (500 o menos habitantes) pertenecientes a los municipios de las ZNI considerados en este proyecto. Para evaluar las alternativas se diseño un método de comparación entre los costos de generación de las alternativas solar y eólica, y los costos actuales de prestación de servicio con y sin subsidios; y se definieron los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable, Opción Favorable y Opción Sobresaliente, para calificar las diferentes alternativas de generación. Para calcular los costos de generación solar y eólica se implementaron dos métodos que fueron construidos a partir de diferentes metodologías de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos y eólicos, modificándolas y adaptándolas a las condiciones particulares del proyecto. Después de calcular las dimensiones requeridas (la capacidad a instalar) se obtuvieron los costos específicos para cada centro poblado a partir de los costos de referencia presentados en el capítulo 6. Por otro lado, para realizar el dimensionamiento de los sistemas se requiere información de la demanda energética por centro poblado, datos del recurso solar y eólico por municipio, y de los costos tecnológicos; la demanda energética fue calculada y la información restante fue obtenida a partir de fuentes secundarias. Para calcular la demanda energética por tipo de centro poblado se requiere conocer el número de habitantes por centro poblado, la potencia requerida por habitante y las horas de prestación de servicio. Al no encontrarse datos específicos de la población de cada centro poblado, se estableció un método de cálculo de demanda por tipo de centro poblado. Se definieron cuatro tipos de centros poblados de acuerdo al número de habitantes: Tipo 1, de 0 a 50 habitantes; Tipo 2, de 51 a 150 habitantes; Tipo 3, de 151 a 300 habitantes; y Tipo 4, de 301 a 500 habitantes. Adicionalmente, vale la pena resaltar la conveniencia de esté método de cálculo de demanda por tipo de centro poblado, ya que, al no depender de un numero especifico habitantes, otorga flexibilidad y permite la validez en el tiempo de los resultados aún cuando existan variaciones demográficas. Debido a que no fue posible encontrar los costos actuales de prestación de servicio para cada municipio (ya que cada empresa define sus propios costos bajo la fórmula tarifaria definida en la Resolución CREG 091 de 2007 y no se encontraron publicaciones de el conjunto de estos valores); como referencia de costos de prestación de servicio para realizar las comparaciones, se seleccionaron y actualizaron los costos máximos de prestación de servicio definidos por la Comisión de Regulación de Gas y Energías en la Resolución 082 de

48 7.1 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN SECUNDARIA Los datos de recurso solar y eólico, la demanda de potencia por usuario, las horas de prestación de servicio, los costos máximos de prestación de servicio, los subsidios y los costos tecnológicos fueron obtenidos a partir de fuentes secundarias. Recurso solar Los datos del recurso solar para cada municipio se obtuvieron a partir del Atlas de Radiación Solar de Colombia (2005), dicho atlas contiene mapas que representan la distribución espacial de la disponibilidad del recurso energético solar en Colombia; mapas de valor promedio diario de radiación solar global, brillo y radiación ultravioleta que incide sobre una superficie plana de un metro cuadrado. La información requerida para este proyecto es la de la radiación solar; por lo tanto, se usaron los mapas de valor promedio diario de radiación solar global incidente sobre una superficie plana de un metro cuadrado; 13 mapas correspondientes al valor promedio mensual para cada mes del año, y uno para el valor promedio anual. Los mapas de radiación del Atlas Solar se construyeron a partir información recopilada de 550 estaciones meteorológicas y de la interpolación de la información; el valor de la radiación solar para cada punto del territorio nacional se obtuvo a partir de la interpolación de los valores de las 12 estaciones meteorológicas más cercanas. 48

49 Mapa 4: Valor promedio diario de Radiación Solar Global, promedio anual. Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 (UPME, IDEAM, 2005). 49

50 Mapa 5: Ubicación de Estaciones Meteorológicas. Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 (UPME, IDEAM, 2005). 50

51 A partir de estos mapas se obtuvieron los valores de radiación solar (kwh/m 2 ) durante un día promedio, correspondientes a cada mes del año; y se identificó la radiación solar del mes menos favorable (el menor valor de radiación solar). Dicha información se obtuvo para cada municipio desarrollando las siguientes actividades: Primero, se identificó la ubicación del municipio en el mapa de radiación solar, mediante la comparación del mapa de radiación solar y el mapa político del departamento al cual pertenece el municipio. Ejemplo, obtención de datos de radiación solar para los municipios de Chocó Mapas 6 y 7: Radiación solar para el departamento de Chocó; Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 Mapa de divisiones políticas (municipios) del departamento de Chocó; Fuente: IGAC Segundo, se determinó el valor de la radiación en esa zona. Para ello, se tuvo en cuenta que los rangos de intensidad de radiación solar están referidos mediante una convención de colores; cada color determina la radiación solar de la zona con una precisión de 0,5 kwh/m 2. Y que, adicionalmente, cada franja de color en el mapa se encuentra dividida por cinco isolíneas de radiación, que definen una 51

52 precisión de 0,1 kwh/m 2. Sin embargo, debido a que el valor de radiación solar que se busca obtener es el de una zona amplia (un municipio) y no el de un lugar puntual particular, las isolíneas representan una precisión que no puede tenerse en cuenta en este trabajo. Por lo tanto, los datos obtenidos tiene una incertidumbre de ±0,25 kwh/m 2 ; lo que equivale a una incertidumbre porcentual de entre el 10% (cuando la radiación es de 2,5 kwh/m 2 ) al 5% (cuando la radiación es de 5 kwh/m 2 ). Recurso eólico Convención de Colores para los mapas de Radiación Solar. Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 (UPME, IDEAM, 2005). La información requerida sobre el recurso solar se obtuvo a partir del Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (2006), el cual contiene mapas que representan la distribución espacial de la disponibilidad del recurso energético eólico en Colombia; mapas de la velocidad de viento en superficie, de la desviación estándar y el sesgo de la velocidad del viento en superficie, y de densidad de energía eólica a 20 y 50 metros de altura. El Atlas cuenta con 13 mapas (12 promedio mensual y 1 promedio anual) que presentan la velocidad promedio del viento en superficie (a 10m de altura); la información está interpolada a una resolución de 100 km 2 y con una precisión de 0,5 m/s. Los mapas se construyeron a partir de datos de anemógrafos recopilados de 111 estaciones del país y 122 estaciones localizadas en países fronterizos, los cuales fueron complementados con información de modelos meteorológicos y procesos estadísticos. Adicionalmente, el Atlas cuenta con 12 mapas mensuales que presentan la desviación estándar del viento en superficie, la cual es una medida de la dispersión de los datos de velocidad con respecto a la media, información que da noción de la variabilidad de la velocidad del viento en superficie. 52

53 Mapa 8: Velocidad de Viento en Superficie. Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006). El Atlas, además, cuenta con 13 mapas que presentan la densidad de energía eólica a 20m de altura, y otros 13 mapas que presentan la densidad de energía eólica a 50m (para ser exactos, los mapas presentan 53

54 datos de densidad de potencia eólica en unidades de W/m 2 ); información que se encuentra interpolada a una resolución de 100 km 2. Mapa 7: Densidad de energía a 20m de altura. Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006). 54

55 Mapa 8: Densidad de energía a 50m de altura. Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006). 55

56 A partir de los mapas mencionados, se obtuvieron valores de velocidad promedio del viento en superficie, de la desviación estándar y, de la densidad de energía eólica a 20 y 50 metros de altura; siguiendo la metodología de comparación de mapas expuesta anteriormente. Los mapas de la velocidad de viento presenta franjas de colores cuya variación es de 0,5 m/s; por lo tanto, los datos obtenidos tiene una incertidumbre de ±0,25 m/s, lo que equivale a una incertidumbre porcentual de entre el 25% (cuando velocidad es de 1 m/s) al 5% (cuando la velocidad es de 5 m/s). Convención de Colores para los mapas de velocidad del viento en superficie. Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006). Convención de Colores para los mapas de densidad de energía. Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006). Costos tecnológicos de referencia Los costos tecnológicos de referencia se obtuvieron del estudio Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME, CorpoEma, 2010: V.3). Se identificaron los costos de capital y generación de sistemas fotovoltaicos y sistemas de generación eólica, para las configuraciones de tipo minired o sistemas aislados (ver capítulo 6). Sin embargo, después de realizar el dimensionamiento de los sistemas se determinó como indicada la configuración de minired y se descartó la configuración aislada, debido a la capacidad de potencia que se requiere instalar. Por lo tanto, se eligieron los costos de referencia para las configuraciones de minired para las dos alternativas, con una capacidad de referencia de 25 kw para los sistemas fotovoltaicos y de 100 kw para los sistemas de generación eólica. Estos son costos de referencia para configuraciones de sistemas de generación comunes en Colombia 13, obtenidos para un valor específico del recurso; por lo tanto, requieren ser adaptados a las condiciones locales (esto se realiza posteriormente en el apartado de cálculos). 13 Los costos de capital no incluyen el factor multiplicador del país; por lo tanto, para adecuarlos a las condiciones locales del país se debe implementar un factor multiplicador que para las ZNI varía entre 1,5 y 2,5 (UPME, CorpoEma, 2010: V.1). 56

57 Demanda por usuario y subsidios La demanda de potencia por usuario, las horas de prestación de servicio y los porcentajes de subsidio que se otorgan a cada tipo de centro poblado, se obtuvieron de la Resolución MME de La información se presenta en el Artículo 1 de dicha resolución diferenciando rangos de acuerdo al número de usuarios en cada localidad, para este proyecto se requieren los datos definidos bajo los rangos 1, 2, 3 y 4, en concordancia con los tipos de centros poblados definidos anteriormente. Costos máximos de prestación de servicio y subsidios Los costos máximos de prestación de servicio por departamento, expresados en pesos por kilovatio hora ($/kwh) de diciembre de 1996, se obtuvieron de la Resolución CREG 082 de Vale la pena aclarar que, aunque los costos máximos de prestación de servicio establecidos por la CREG en la Resolución 082 de 1997 no tiene vigencia actual (debido a no tener en cuenta determinados costos adicionales, y por lo tanto ser inferiores a los costos reales), sirven de referencia para propósitos comparativos ya que reflejan las diferencias en costos de generación existentes entre un departamento y otro, y aún no han sido definidos nuevos costos máximos de prestación de servicio. 7.2 CÁLCULOS A partir de los datos obtenidos de fuentes secundarias se realizan los cálculos de demanda por tipo de centro poblado y el dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos y de generación eólica. Posteriormente, con los valores obtenidos del dimensionamiento de los sistemas y los costos tecnológicos de referencia, se calculan los costos de capital y de kilovatio-hora generado para cada alternativa. Finalmente, se actualizan los costos máximos de prestación de servicio. Cálculo de la demanda por tipo de centro poblado 14 La demanda de potencia total por tipo de centro poblado (Dp) en kilovatios, se obtiene multiplicando el número de usuarios (#usu) por la potencia requerida por usuario (p) en kilovatios. El número de usuarios se toma como el máximo número de habitantes de un determinado tipo de centro poblado, por ejemplo, para un centro poblado de tipo 1 (que tiene de 0 a 50 habitantes), se toma 50 como número de usuarios. La demanda energética diaria total por tipo de centro poblado (De) en kilovatio-hora por día, se obtiene multiplicando el número de usuarios (#usu) por la potencia requerida por usuario (p) en kilovatios, por las horas diarias de prestación de servicio (h). 14 Las fórmulas provienen de ecuaciones fundamentales de la Física, las derivaciones puntuales son realizadas por el autor. 57

58 Dimensionamiento del sistema fotovoltaico 15 Se busca calcular la potencia solar que se requiere instalar; es decir, el número de Vatios Pico (Wp) necesarios para satisfacer la demanda energética de cada tipo de centro poblado (tipo 1, 2,3 y 4), para cada municipio. Existen varios métodos para calcular el número de Wp que se requieren, métodos que difieren en complejidad y en la precisión de los resultados. Un criterio clave para definir al método a implementar es el tipo de sistema que se busca diseñar; si el sistema es conectado a red, se debe implementar un método que busque maximizar el rendimiento del sistema y producir la máxima energía; por otro lado, si el sistema es un sistema autónomo, se busca un método que tenga en cuenta la fiabilidad del sistema, que asegure el funcionamiento adecuado. Por otro lado, existen métodos que, aunque no generan resultados de alta precisión, representan una buena aproximación que sirven para las primeras fases del diseño de los sistemas, permitiendo establecer una idea general (CIEMAT,2007). Al tratarse de un análisis de alternativas, y no del diseño de un sistema especifico que requiere de alta fiabilidad, se ha diseñado un método que sirve como una primera aproximación y que facilita los cálculos. Este método se basa principalmente en el método de dimensionamiento propuesto por la GTZ (GTZ, Klaus Haars Energy Consult, 2002) y en el estudio de la UPME (UPME, CorpoEma, 2010: V.3). La energía diaria promedio generada por un sistema fotovoltaico, en kilovatios-hora por día, Egenerada(kWh/día), está dada por: día Donde Pntot(kWp) es la potencia nominal total instalada, en kilovatios pico, y HSP son las Horas de Sol Pico. Las HSP equivalen al número de horas al día que se cuenta con una irradiancia de 1 kw/m 2 (recuerde que un sistema fotovoltaico alcanza su potencia nominal Wp, bajo condiciones de irradiancia de 1 kw/m 2 ). El número de HSP al día se obtiene: Donde RS(kWh/m 2 /día) es el Recurso Solar, que está dado en unidades de kilovatio-hora por metro cuadrado por día; es decir, la irradiación solar (nótese que el valor numérico de las HSP equivale al valor numérico del RS). El valor del recurso solar se obtiene del Atlas de Radiación Solar. Para obtener la energía generada en un día del año promedio, se debe usar valor de la radiación solar diaria promedio anual (kwh/m 2 /día); sin embargo, si se quiere una mayor fiabilidad del sistema se puede usar el valor de la radiación solar diaria promedio del mes menos favorable (de esta manera se asegura que incluso en el mes de menor recurso se genera la potencia requerida). Para efectos de esta investigación se usó el valor de la radiación solar del mes menos favorable, debido a que se trata de sistemas aislados; sin embargo, es importante resaltar que la mayoría de meses la generación de energía va a ser mayor que el valor calculado (para profundizar en este aspecto, ir a análisis de resultados). 15 Las fórmulas provienen de ecuaciones fundamentales de la Física y de la metodología de dimensionamiento propuesta por la GTZ (GTZ, Klaus Haars Energy Consult, 2002), las derivaciones puntuales son realizadas por el autor. 58

59 Los datos del recurso solar obtenidos a partir del Atlas corresponden a mediciones de irradiación solar sobre una superficie plana; sin embargo, inclinar los panales de una manera óptima aumenta el valor de la irradiación; por lo tanto, para obtener una mayor precisión en el valor del recurso, se debe multiplicar por un factor de corrección de inclinación de los paneles. Los paneles que se encuentran ubicados en latitud norte, deben inclinarse hacia el sur; y los que se encuentran en latitud sur, deben inclinarse hacia el norte; en los dos casos el grado de inclinación debe ser igual al valor de la latitud del lugar. En general, el recurso aumenta en un porcentaje igual al grado de la latitud donde está ubicado el lugar, por ello, este incremento es mínimo para países ubicados en la zona tropicales como Colombia; por lo tanto, para efectos de esta investigación el grado de inclinación se toma como cero, es decir, no hay ninguna coerción en el valor del recurso (para profundizar en este aspecto ir a análisis de resultados). Adicionalmente, se debe tener en cuenta las pérdidas de energía que ocurren en el sistema, las cuales dependen de la eficiencia tecnológica ( ). Por lo tanto, la energía generada debe suplir la energía demandada y las pérdidas; es decir: Donde bat es la eficiencia de la batería, inv es la eficiencia del inversor y el coeficiente 0,85 representa otras pérdidas del sistema; para esta investigación se tomo bat=0,8 y inv=1 (debido a que el sistema no cuenta con inversor, ya que para centros poblados pequeños los sistemas de energización deben diseñarse para atender cargas de corriente directa, según las condiciones de energización recomendadas por el estudio realizado por Hagler Bailly Services y AENE (2001)). Por lo tanto, se requiere una instalar una potencia de: La potencia nominal total que se requiere instalar es equivalente al valor de Wp necesarios par suplir la demanda. Dimensionamiento del sistema de generación eólica 16 Se busca calcular la potencia eólica que se requiere instalar; es decir la potencia nominal total necesarios para satisfacer la demanda energética de cada tipo de centro poblado (tipo 1, 2,3 y 4), para cada municipio. La potencia nominal total (Pntot) que se requiere instalar, está dada por el número de aerogeneradores a instalar (#aerogeneradores) multiplicado por la potencia nominal del tipo de aerogenerador seleccionado (Pn). A la vez, el #aerogeneradores está dado por la potencia total demandada (Pdemanda), dividido por la potencia que genera un aerogenerador (Pgenerada). 16 Las fórmulas provienen de ecuaciones fundamentales de la Física y los valores específicos de los coeficientes se obtienen de los documentos del IDEA (2006) y Hau (2006); las derivaciones puntuales son realizadas por el autor. 59

60 A continuación se deriva la expresión para la potencia generada por un aerogenerador: La energía eléctrica generada por un aerogenerador es igual a la energía cinética de las masas de aire que le es posible transformar. La energía cinética (K) de una cantidad de masa de aire (m) está dada por: A su vez, la masa de aire puede ser calculada a partir de la densidad de masa ( ) y el volumen (V) según, m=ρv ( ρ=1,23 kg/m2 a nivel del mar y 15ºC). Y el volumen puede ser expresado como, ; en donde (A) es el área por donde pasa el viento, que es igual a el área barrida por las palas del rotor ( donde r es el radio de las palas); y (t) es el tiempo que demora la totalidad de la masa de aire en pasar por el rotor. Es decir: Adicionalmente, tenemos que potencia promedio (P), es igual a la energía por unidad de tiempo. Por lo tanto tenemos que: Esta sería la potencia máxima generada por el aerogenerador, si lograra transformar toda la energía cinética del viento en energía mecánica del rotor. Sin embargo, esto no es posible; según la Ley de Betz solo es posible aprovechar como máximo un 59% de la energía; por lo tanto, la potencia máxima disponible está dada por (IDAE, 2006; Hau, 2006): Donde 0,59 es el factor de Betz; potencia que representa un límite máximo del rendimiento del equipo. Adicionalmente, existen pérdidas inherentes al equipo; pérdidas en el proceso de transformación de la energía mecánica del rotor en energía eléctrica y en la transmisión, entre otras. Al final, un aerogenerador logra aprovechar cerca del 40% de la energía; por lo tanto, la potencia generada está dada por (IDAE, 2006; Hau, 2006): Donde ( C p ) es el coeficiente de potencia cuyo valor depende de las características del aerogenerador y está limitado por el factor de Betz; para este proyecto se toma C p = 0,4. Algunas veces se conoce la relación entre la potencia nominal y el área del rotor del tipo de aerogenerador a instalar; es decir, la potencia por unidad de área generada bajo condiciones de diseño. 60

61 Por lo tanto, es conveniente expresar la ecuación de la potencia nominal total (Pntot) en términos de dicha relación. Por lo tanto, la potencia nominal total se calcular a partir de: P n P t d o e t m a n d a p g e P n An e r a d a En donde pgenerada es la densidad de potencia generada; es decir, la potencia generada por unidad de área, y está dada por: La relación Pn/A para este proyecto, se obtiene a partir de la información de la tabla de clasificación de aerogeneradores realizada por el IDAE (2006) (ver tabla 1). Según las características de la demanda de los diferentes tipos de centro poblado, los aerogeneradores requeridos para este proyecto son de baja potencia; es decir, su potencia se encuentra en un rango de 10 a 100 kw. Según la tabla, el radio del área barrida por el rotor posee un valor entre 3 y 9m; lo que equivale a un área entre 28,27 y 254,47m2 respectivamente. Si se calcula la relación entre la potencia nominal y el área, para cada uno de los valores extremos del radio, y se promedian estos valores; se obtiene que, Pn/A= 0,37 kw/m2. Adicionalmente, hay que tener en cuenta la variación de la velocidad del viento con respecto a la altura y a la rugosidad, la cual está dada por (IDAE, 2006): h v(m/s) v 0 Donde v es la velocidad del viento que se busca estimar a una altura h; v 0 es la velocidad del viento conocida a una altura h 0; y es el coeficiente de rugosidad que se estima según la características de lugar variando entre 0,10 y 0,13 para un terreno liso (mar, arena, nieve), entre 0,13 y 0,20 para un terreno con rugosidad moderada (hierba, cultivos), entre 0,20 y 0,27 para un terreno rugoso (bosques, edificaciones), y entre 0,27 y 0,40 para un terreno muy rugoso. Los datos de velocidad promedio del viento obtenidos a partir del Atlas de viento y energía eólica corresponden a mediciones a 10 m de altura (ver obtención de información); sin embargo, se requiere la velocidad del viento aproximadamente a 20 m. Por lo tanto, se obtienen los datos de velocidad del viento a 20 m a partir de la ecuación anterior tomando =0,27, debido a las características del territorio de las ZNI. Posteriormente, se calcula la densidad de potencia eólica a 20 m de altura; y se compara este dato con el rango de densidad de potencia eólica a 20 m de altura obtenido a partir del Atlas de viento y de energía eólica. h 0 61

62 Costos de capital y de kilovatio-hora generado 17 Se calculan los costos de capital a partir de los costos de referencia obtenidos como información secundaria. Para la configuración de minired de sistemas fotovoltaicos (capacidad de 25 kw) se tiene un costo de capital de US$7.365/kW; por lo tanto, el costo total de capital (CTC) para un sistema fotovoltaico se obtiene: Donde P n (k W p )son los kilovatios pico requeridos para satisfacer la demanda del centro poblado n. Se obtienen los costos de capital para cada sistema de generación fotovoltaica propuesto; es decir, cuatro sistemas (uno por cada tipo de centro poblado) por cada municipio. Para la configuración de minired de sistemas de generación eólica (capacidad de 100 kw), se tiene un costo de capital de US$3.105/kW. Por lo tanto, el costo total de capital (CTC) para un sistema de generación eólica se obtiene: P n (kw)es la potencia nominal requerida para satisfacer la demanda del centro poblado n. Se Donde obtiene los costos de capital para cada sistema de generación eólica propuesto; es decir, cuatro sistemas (uno por cada tipo de centro poblado) por cada municipio. Se calculan los costos de kilovatio hora generado (CkWh), a partir de los costos de referencia obtenidos como información secundaria, adaptándolos a las condiciones locales; para ello, se calcula un factor de corrección que depende del recurso local. El método implementado para el cálculo de costos se deriva del método de Regionalización de Costos propuesto en el estudio Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME, CorpoEma, 2010: V.3). Para convertir los costo de unidades de US$/kW a COP$/kW se usa un factor de 1900 COP$/ US$. Los costos de kilovatio-hora generado (CkWh) pueden estimarse a partir de (UPME, CorpoEma, 2010: V.3): C k C Wb k F aw C hs eh F C b a s e 17 Las fórmulas para calcular los costos de capital son derivadas por el autor a partir de los costos de referencia obtenidos en el estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V.3). Las fórmulas para calcular los costos de kilovatio-hora generado son derivadas por el autor siguiendo el método de Regionalización de Costos propuesto por la UPME (UPME, CorpoEma, 2010: V.3). Las fórmulas para el calcular el factor de capacidad de los sistemas fotovoltaicos son derivadas por el autor a partir de las formulas generadas planteadas en el estudio de la UPME (UPME, CorpoEma, 2010: V.3), las fórmulas para el calcular el factor de capacidad de los aerogeneradores son derivadas por el autor a partir de las formulas generadas planteadas en Wind Turbines: Fundamentals, technologies, application, economics (Hau, 2006). 62

63 Donde FC es el Factor de Capacidad de la tecnología a implementar, y FC b a es s el e Factor de Capacidad de la tecnología de referencia (nótese que el costo de generación es inversamente proporcional al Factor de Capacidad). El Factor de Capacidad depende de las características de diseño de la tecnología y la respuesta de esta ante las condiciones locales. Está definido como la relación entre la energía efectivamente generada en un tiempo dado (en este caso un año), y la energía máxima que podría generar dicha tecnología; es decir, si la tecnología generara energía continuamente a su máxima potencia (potencia nominal) (UPME, CorpoEma, 2010: V.3): Donde Pn es la potencia nominal; y 8760(horas/año)=365(días/año)*24(horas/día), equivale a que el sistema estuviese en funcionamiento continuo todo el año. Para los Sistemas Fotovoltaicos la energía generada durante un año puede hallarse según: Donde Egenerada (kwh/año) es la energía generada por el sistema en un año, Pn (kwp) es la potencia nominal instalada y son las Horas de Sol Pico. Por lo tanto, el factor de capacidad se puede calcular según: Como se puede notar, el factor de capacidad de los sistemas fotovoltaicos sólo depende del recurso solar, del valor de la radiación solar promedio diaria. Para los sistemas fotovoltaicos de referencia se tiene un factor de capacidad de 20%, lo que equivale a que el sistema esté en funcionamiento 4,8(horas/día) con un valor de irradiancia de 1 kw/m2; es decir, FCbase=20% y HSPbase=4,8(horas/día). Ahora, se puede calcular una expresión para el factor de corrección, dado por FCbase/FC, que se requiere para hallar el costo de la tecnología a implementar: Por lo tanto: A partir de esta expresión se calculan los costos de kilovatio-hora generado a partir de sistemas fotovoltaicos para cada tipo de centro poblado, para cada municipio. 63

64 Para los sistemas de generación eólica, el factor de capacidad se puede hallar según (Hau, 2006): Donde Pgenerada es la potencia efectivamente generada y Pn es la potencia nominal. La energía total generada puede calcularse teniendo en cuenta que los generadores hoy en día están en funcionamiento aproximadamente un 98% del tiempo (Hau, 2006). Al dividir por el área del rotor encontramos la siguiente expresión, a partir de la cual se puede hallar el factor de capacidad de los aerogeneradores en cada uno de los municipios: FC pgenerada 1 2Cp v 3 Pn Pn A A Donde Pn/A= 0,37 kw/m2, y la densidad de energía generada (pgenerada), se obtiene para cada municipio a partir de la velocidad del viento. De esta manera es posible hallar el factor de corrección (FCbase/FC), que se requiere para hallar el costo de la tecnología a implementar en cada municipio; teniendo en cuenta que para tecnología de referencia se tiene un factor de capacidad de 20% (FCbase=0,2). De igual forma, es posible hallar una expresión para el factor de corrección que sólo dependa del recurso local, es decir de la velocidad del viento 18 : En donde v b a es s la e velocidad de referencia, la cual puede obtenerse a partir de: Con Pn/A= 0,37 kw/m2, =1,23kg/m3 Cp=0,4 y FC=0,2; v b a =6,7m/s s e Costos máximos de prestación de servicio con y sin subsidio 19 Se actualizan los costos máximos de prestación de servicio (CMP) para cada departamento al 2010; se parte de los costos máximos de 1996 establecidos en la Resolución CREG 082 de 1997, y se incrementan anualmente con base al Índice de Precios al Consumidor (IPC). Se realiza la siguiente operación para cada año, desde n=1997 hasta n= Las dos expresiones para el factor de corrección son equivalentes y pueden usarse indistintamente. 19 Las fórmulas para actualizar los CMPS son planteadas por el autor siguiendo el método de actualización propuesto en la Resolución CREG 082 de

65 CMPS n CMPS n 1 (1 IPC n 1 ) Posteriormente, se incluye el porcentaje de subsidio correspondiente para cada tipo de centro poblado (i=1,2,3,4) y se obtiene los costos máximos de prestación de servicio con subsidio, según: %subsi di o Donde es el valor porcentual del subsidio otorgado al centro poblado de tipo i: 50% para los centros poblados i de tipo 1 y 2; de 49% para los de tipo 3; y de 48% para los de tipo VARIABLES Y CRITERIOS DE ANÁLISIS DE RESULTADOS DE COSTOS Se definen variables de análisis para poder analizar cuantitativamente las alternativas de generación, el valor numérico cada una de estas variables indica un aspecto clave para tener en cuenta a la hora de analizar los resultados de costos. Posteriormente, se definen criterios de análisis para evaluar las alternativas, estableciendo rangos de valores de las variables de análisis. Se definen las siguientes variables y criterios de análisis 20 : dif%cmps La variable se define como la diferencia porcentual entre el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) y el costo del kilovatio-hora generado (CkWh) a partir de sistemas fotovoltaicos y aerogeneradores: d%c i M C f C k P MW 1 0S 0 Ph S C M P S Esta variable indica que tan costosa es la opción de generación comparada con los CMPS establecidos por la CREG; se calcula para cada municipio. Se define el criterio de comparabilidad de costos: si dif%cmp es menor o igual a 100% (es decir, el CkWh es igual o menor al doble del CMPS), entonces los costos son comparables y la opción de generación se tendrá en cuenta en la evaluación de alternativas; de lo contrario la opción se descarta debido a los altos costos de generación. Se eligió como valor de acotación 100%, debido a que, existen costos adicionales en la prestación de servicio, que no están incluidos en los CMPS, que corresponden a un 55% del costo acumulado (Florez, Tobón. y Castillo, 2009); es decir, el CMPS corresponde a un 45% del costo acumulado, entonces, el costo acumulado puede llegar a ser más del doble del CMPS. Se define el criterio de Opción Sobresaliente: si dif%cmps es negativo, entonces la opción es sobresaliente; ya que, el CkWh es menor que el CMPS. 20 Las variables y criterios de análisis son diseñados por el autor específicamente para propósitos de este proyecto. 65

66 dif%subsidio La variable se define como la diferencia porcentual entre el costo máximo de prestación de servicio incluyendo subsidios (CMPconsubsidio) y el costo del kilovatio-hora generado (CkWh) a partir de sistemas fotovoltaicos y aerogeneradores, sobre los costos máximos de prestación de servicio (CMP). Esta variable indica el porcentaje de subsidio adicional a los definidos por el MME, que se requiere aplicar para que el CkWh iguale al CMPS con subsidio. Se definen el criterio de Opción Favorable: si dif%subsidio es negativo o igual a cero, la opción se clasifica como favorable; esto significa que no es necesario adicionar ningún subsidio a los ya establecidos por el MME (inclusive, si el valor es negativo, significa que el CkWh es menor que el CMPS con subsidios). Se define el criterio de Opción Aceptable: si dif%subsidio es positivo y menor que 50%, la opción es aceptable, esto significa que se requiere un subsidio adicional igual al valor de la variable dif%subsio 21. Se eligió como valor de acotación 50%, debido a que, los subsidios actualmente otorgados a los centros poblados pequeños son de este orden (esto significa que, bajo este criterio, el porcentaje mayor se subsidio aplicable sería de 100%). dif%incertidumbre La variable se define como la diferencia porcentual entre el CkWh calculado con el valor del recurso obtenido, y el valor del CkWh calculado con el valor del recurso mas la incertidumbre experimental de los datos. Esta variable indica las posibles variaciones en el valor del CkWh calculado, debido a la incertidumbre en los datos del recurso; y se calcula según: Donde es el costo del kilovatio hora generado calculado usando el valor del recurso obtenido del Atlas (solar o eólico) para este proyecto, y es costo del kilovatio hora generado calculado al adicionar el valor de la incertidumbre experimental ( x) al valor del recurso obtenido; x = ±0,25 kwh/m 2 para el recurso solar y x = ±0,25 m/s para el recurso eólico (para mayor información sobre el valor de la incertidumbre experimental ver sección 7.1). Esto indica que el valor del CkWh para un lugar especifico puede ser menor o mayor que el valor calculado en este proyecto; la diferencia porcentual entre un costo y el otro es del orden de 21 Se eligió como valor de acotación 50%, debido a que, los subsidios actualmente otorgados a los centros poblados pequeños son de este orden (esto significa que, bajo este criterio, el porcentaje mayor se subsidio aplicable sería de 100%). 66

67 dif%incertidumbre. Esta diferencia se debe a que el recurso obtenido corresponde a una región amplia (un municipio) y, por lo tanto, no es posible conseguir mayor precisión; sin embargo, a la hora de diseñar un proyecto particular es necesario calcular el recurso con una mayor precisión (ver obtención de información). dif%recursosolar La variable se define como la diferencia porcentual entre el CkWh calculado tomando como recurso el valor de la radiación solar del mes menos favorable, y el valor del CkWh calculado tomando como recurso el valor de la radiación solar promedio. El valor de la radiación solar promedio es de aproximadamente 0,5 kwh/m2 mayor que el valor de la radiación solar del mes menos favorable. Por lo tanto, la dif%recursosolar puede calcularse según: Esta variable indica que el CkWh generado puede ser menos al costo calculado; ya que para este proyecto se tomó como recurso solar la radiación del mes menos favorable, lo cual determina el valor del CkWh bajo generación mínima. Si se usara en los cálculos el valor de la radiación solar promedio, el costo se disminuiría en un porcentaje dado por dif%recursosolar. dif%recursoeolico La variable se define como la diferencia porcentual entre el CkWh calculado tomando como recurso el valor de la velocidad del viento a 20m de altura, y el valor del CkWh calculado tomando como recurso el valor de la velocidad del viento a una altura h. La dif%recursoeólico se calcula según: Esta variable indica los variaciones en los costos de generación debido a la variación del recurso eólico, el cual aumenta con la altura. La velocidad del viento a una altura h > 20m, es mayor que la velocidad del viento a 20m; por lo tanto los costos de generación pueden 22 ser inferiores a los calculados; la diferencia porcentual está dada por dif%recursoeólico. 22 Según la metodología de cálculos de costos propuesta en este proyecto, el costo kilovato-hora generado sólo depende del valor del recurso (no se tienen en cuenta la posible diferencia de costos de capital al variar la altura); por lo tanto, la variable dif%recursos simpre va a ser positiva. 67

68 7.4 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA Se evalúan las alternativas de generación bajo los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable, Opción Favorable y Opción Sobresaliente. Según la definición, los criterios de Costos Comparables y de Opción Sobresaliente son aplicables a las alternativas de cada municipio (ya que dependen de los CMPS); mientras que los criterios de Opción Aceptable y Opción Favorable son aplicables a las alternativas de cada tipo de centro poblado (ya que dependen de los CMPS con subsidios). Sin embargo, debido a que la variación porcentual entre los subsidios otorgados a cada tipo de centro poblado es pequeña (2% de variación máxima, entre los centros poblados de tipo 1 y 4), en la evaluación de alternativas se aplican los criterios de Opción Aceptable y Opción Favorable a los municipios teniendo como referencia el centro poblado de tipo 4 (que tiene el menor porcentaje de subsidio). Adicionalmente, si un municipio es clasificado bajo el criterio de Opción Favorable y Opción Sobresaliente a la vez (ya que estos criterios no son excluyentes), predomina su clasificación bajo Opción Sobresaliente y será analizado como tal. Primero, se evalúan las alternativas bajo el criterio de Costos Comparables y se descartan las alternativas que no clasifican bajo este criterio debido a sus altos costos de generación comparados con los establecidos por la CREG. Segundo, se clasifican las alternativas bajo los criterios de Opción Sobresaliente, Favorable y Aceptable; se evalúan las alternativas y se hacen recomendaciones para cada una de las categorías. Para los municipios clasificados bajo la categoría de Opción Aceptable, se define un porcentaje de subsidio adicional. El porcentaje de subsidio adicional toma valores entre el 5% y el 35%, con una diferencia de 5% entre valores; y se determina para cada municipio a partir del valor de la variable dif%subsidios del centro poblado de tipo 4 (asegurando que el subsidio adicional permita que el costo de kilovatio-hora generado sea asequible a los usuarios de todo el municipio). Finalmente, se plantea una propuesta energética en donde se presentan las recomendaciones de energización para cada grupo de municipios, se plantean instrumentos económicos y se proponen fuentes de financiación. 68

69 8 RESULTADOS Los resultados de los cálculos realizados se organizan y presentan por tablas: la tabla 17, presenta la potencia promedio y demanda de energía diaria, por tipo de centro; la tabla 18, presenta los costos máximos de prestación de servicio actualizados al 2010, con y sin subsidios; las tablas 19 y 20 presentan el recurso (solar y eólico), la potencia a instalar y los costos de capital; la tabla 21 presenta una comparación entre los costos de generación (solar y eólico) y los costos máximos de prestación de servicio (con y sin subsidios), y el valor de las variables dif%cmp y dif%subsidios; las tablas 22 y 23 presenta el costo de generación (solar y eólica), y las posibles variaciones del costo debido a la incertidumbre experimental (representadas porcentualmente por la variable dif%incertidumbre) y a la variación en el valor del recurso (representadas porcentualmente por las variables dif%recursosolar y dif%recursoeólico). 8.1 TABLAS DE RESULTADOS Demanda por Tipo de Centro Poblado En la siguiente tabla se presenta la potencia promedio por centro poblado, obtenida a partir del número de usuarios y la potencia requerida por usuario; y la demanda energética diaria por tipo de centro poblado, obtenida a partir del número de usuarios, la potencia requerida por usuario y las horas de prestación de servicio. Demanda energética diaria por tipo de centro poblado Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4 # usuarios horas diarias de servicio kw/usuario 0,28 0,3 0,32 0,34 Potencia promedio por centro poblado (kw) Demanda diaria por centro poblado (kwh) Tabla 17: Demanda de potencia promedio y de energía diaria, por tipo de centro poblado. Elaboración propia a partir de datos obtenidos de la Resolución MME del

70 Costos máximos de prestación del servicio con y sin subsidios En la siguiente tabla se presentan los costos máximos de prestación de servicio establecidos por la CREG, actualizados al 2010; y los costos máximos de prestación de servicio con subsidios, que se obtienen adicionando a los costos máximos de prestación de servicio el subsidio, por tipo de centro poblado, establecido por el MME. Departamento Costo máximo de prestación del servicio ($/kwh) a 2010 Costo máximo de prestación del servicio con subsidio ($/kwh) a 2010 Tipo 1 y 2 Tipo 3 Tipo 4 1 AMAZONAS $738,13 $1.107,20 $1.099,82 $1.092,44 2 ANTIOQUIA $736,17 $1.104,26 $1.096,90 $1.089,54 5 CAQUETA $773,06 $1.159,60 $1.151,87 $1.144,14 6 CASANARE $772,74 $1.159,11 $1.151,38 $1.143,65 7 CAUCA $767,52 $1.151,27 $1.143,60 $1.135,92 8 CHOCO $893,20 $1.339,81 $1.330,87 $1.321,94 9 GUAINIA $468,15 $702,22 $697,54 $692,86 10 GUAVIARE $730,95 $1.096,43 $1.089,12 $1.081,81 11 META $753,15 $1.129,73 $1.122,19 $1.114,66 12 NARINO $748,25 $1.122,38 $1.114,90 $1.107,42 13 PUTUMAYO $628,12 $942,17 $935,89 $929,61 14 VAUPES $1.243,17 $1.864,76 $1.852,33 $1.839,89 15 VICHADA $760,99 $1.141,48 $1.133,87 $1.126,26 Tabla 18: Costos máximos de prestación del servicio por departamento, con y sin incluir subsidios Nota: Debido a que el porcentaje de subsidio es igual para los centros poblados de tipo 1 y 2 (de un 50%), los costos máximos de prestación de servicio incluyendo subsidios para estos dos tipos de centros poblados son iguales. Elaboración propia a partir de datos obtenidos de la Resolución CREG 082 de 1997 y la Resolución MME del Recurso Solar, potencia solar requerida y costos de capital En la siguiente tabla se presenta el valor del recurso solar (radiación solar del mes menos favorable) obtenida del Atlas, para cada municipio; las potencia del sistema fotovoltaico que se requiere instalar, por tipo de centro poblado, obtenida a partir de los cálculos de dimensionamiento; y los costos de capital, por tipo de centro poblado. 70

71 Tabla 19: Recurso solar (kwh/m2) por municipio, potencia solar requerida (kwp) y costos de capital. Elaboración propia a partir de datos obtenidos del Atlas de Radiación Solar de Colombia (UPME, IDEAM, 2005) y de (UPME, CorpoEma, 2010). Vale la pena recordar que, los cálculos del dimensionamiento del sistema y, por lo tanto, de los costos de capital, se realizaron bajo la demanda calculada por tipo de centro poblado (ver tabla 17). Es decir, se asume número de usuarios de 50, para los centros poblados de tipo 1; de 150, para los de tipo 2; de 300, para los de tipo 3; y de 500, para los de tipo 4. Sin embargo, a la hora de plantear soluciones para un municipio en particular, estos valores deben ser recalculados con el número de habitantes del centro poblado. 71

72 Recurso eólico, potencia eólica requerida y costos de capital En la siguiente tabla se presenta el valor del recurso eólico (velocidad media del viento a 20m de altura) obtenida del Atlas, para cada municipio; las potencia del sistema de aerogeneradores que se requiere instalar, por tipo de centro poblado, obtenida a partir de los cálculos de dimensionamiento; y los costos de capital, por tipo de centro poblado. Tabla 20: Recurso eólico (v/m) por municipio, potencia eólica requerida (kw) y costos de capital. Elaboración propia a partir de datos obtenidos del Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006) y de (UPME, CorpoEma, 2010). 72

73 Costos de kilovatio-hora (CkWh), costos máximos de prestación de servicio (CMPS) con y sin subsidios, y diferencia porcentual entre CkWh y CMPS con y sin subsidios En la siguiente tabla se realiza una comparación entre los costos de generación solar y eólico, y los costos máximos de prestación de servicio con y sin subsidios, para cada tipo de centro poblado; se calcula las variable dif%cmp, para elegir las alternativas bajo el criterio de Costos Comparables; y la variable dif%subsidios, para clasificar las alternativas bajo los criterios de Opción Favorable y Aceptable (definición de criterios y variables en la sección 7.3). Table 21: Costos de kilovatio-hora (CkWh); costos máximos de prestación de servicio (CMPS), costos máximos de prestación de servicio con subsidios, para cada tipo de centro poblado; diferencia porcentual entre CkWh y CMPS, y CkWh y CMPS con subsidios. Nota: Los % resaltados en verde destacan las opciones de costos comparables; y por lo tanto, aquellas que se tienen en cuenta como alternativa de generación. Elaboración propia a partir de datos obtenidos del Atlas de Radiación Solar de Colombia (UPME, IDEAM, 2005) y de (UPME, CorpoEma, 2010). 73

74 Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora solar debido a la incertidumbre experimental y la variación en el recurso solar La siguiente tabla presenta el costo de generación solar y las posibles variaciones del costo debido a la incertidumbre experimental ( x=±0,25kwh/m 2 ) y a la variación en el valor del recurso (+0,5kWh/m2), variaciones que están representadas porcentualmente por las variables dif%incertidumbre y dif%recursosolar (para ver definición de variables ira a sección 7.3). Tabla 22 Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora debido a la incertidumbre experimental en el valor del recurso solar, x=±0,25kwh/m2; y la variación en el recurso solar, +0,5kWh/m2. 74

75 Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora eólico debido a la incertidumbre experimental y la variación en el recurso eólico La siguiente tabla presenta el costo de generación eólica y las posibles variaciones del costo debido a la incertidumbre experimental ( x=±0,25m/s 2 ) y a la variación en el valor del recurso al incrementar la altura de 20m a 30m, variaciones que están representadas porcentualmente por las variables dif%incertidumbre y dif%recursoeólico (para ver definición de variables ira a sección 7.3). Tabla 23: Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora eólico debido a la incertidumbre en el valor del eólico, x=±0,25 m/s; y la variación en el recurso eólico al incrementar la altura de 20m a 30m. 75

76 9 ANÁLISIS DE RESULTADOS En este capítulo se analizan los resultados de costos de las alternativas solar y eólica, de los centros poblados pequeños pertenecientes a los municipios considerados. Primero, se comparan los costos de generación de las dos alternativas. Segundo, se analizan los costos de generación a partir de las variables de análisis dif%cmps y dif%subsidio; se descartan alternativas bajo el criterio de Costos Comparables, y posteriormente, se clasifican las alternativas restantes bajo los criterios de Opción Sobresaliente, Opción Favorable y Opción Aceptable. Tercero, se analizan los costos de capital para las alternativas que fueron clasificadas bajo Opción Sobresalientes o Favorable. Finalmente, se realiza un análisis de posibles variaciones en los costos debido a diferentes factores: la incertidumbre experimental, cambio en el valor del recurso, variaciones en la tasa de cambio del dólar, condiciones particulares de las ZNI, variaciones de costos en el futuro. 9.1 ANÁLISIS DE COSTOS DE GENERACIÓN Comparación de costos de generación solar y eólica 23 La siguiente gráfica muestra el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y solar, y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) establecido por la CREG, para cada municipio. Se puede notar que en general el CkWh eólico es muy superior a los CMPS; mientras que el CkWh solar es del mismo orden. Para todos los municipios, excepto Acandí (Chocó), el CkWh solar es menor que el CkWh eólico; esto se debe al bajo valor del recurso eólico (velocidad del viento a 20m de altura) obtenido para los municipios analizados, excepto Acandí. 23 Aunque el análisis de costos de generación se presenta por municipios, ya que, los costos de generación son iguales para todos los tipos de centros poblados pertenecientes a un municipio (debido a que, estos sólo dependen del valor del recurso), es indispensables resaltar que, las alternativas analizadas pertenecen a soluciones energéticas para centros poblados pequeños pertenecientes a los municipios mencionados, y no a el municipio como tal. 76

77 Gráfica 1: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y solar, y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) establecido por la CREG. Valores de costos en COP$ para el Análisis de costos de generación solar bajo los criterios de análisis definidos A partir de la gráfica de CkWh para la alternativa solar y CMPS, se pueden evaluar los criterios de Costos Comparables y Opción Sobresaliente. En todos los municipios, excepto Inírida (Guainia), el CkWh solar es comparable con los CMPS; por lo tanto, se descarta la alternativa solar para el municipio de Inírida. Adicionalmente, en los municipios de Mitú, Carurú y Tarairá (Vaupes) el costo del CkWh solar es inferior al CMPS; por lo tanto, la alternativa solar es clasificada como Opción Sobresaliente para estos Municipios. Nótese que el criterio de Opción Sobresaliente no implica los menores costos de generación, ya que este criterio se fundamenta es en la diferencia entre CkWh y CMPS. Gráfica 2: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) solar y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) establecido por la CREG, para evaluar criterio de Costos Comparables y Opción Sobresaliente. Valores de costos en COP$ para el

78 A partir de la gráfica de CkWh para la alternativa solar y CMPS con subsidios (en este caso los subsidios para el centro poblado de Tipo 4), se pueden evaluar los criterios de Opción Aceptable y Favorable. Los municipios descartados bajo el criterio de Costos Comparables y los previamente clasificados Opción Sobresaliente no se tienen en cuenta en el análisis posterior. En los Municipios de Cartagena del Chairá, Solita, Solano (Caquetá), Orocué (Casanare), Acandí, Unguía, Juradó, Riosucio, Carmen del Darién, Alto Baudó, Medio Atrato, Nuquí, Certiquí, Bajo Baudó, Sipí, Litoral de San Juan (Chocó), La Uribe (Meta); Mitú, Carurú, Tarairá (Vaupes) y Puerto Carreño (Vichada), el costo del CkWh solar es inferior o igual al CMPS con subsidios; por lo tanto, la alternativa solar es clasificada como Opción Favorable para estos municipios. Por otro lado, se puede notar que la diferencia porcentual entre el CkWh y los CMPS con subsidios no supera el 50%; por lo tanto, la alternativa solar para los municipios restantes es clasificada como Opción Aceptable. Gráfica 3: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) solar y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) con subsidios, para evaluar el criterio de Opción Favorable y Aceptable (los municipios que fueron fue descartados por el criterio de Costos Comparables, o que fueron previamente clasificados bajo Opción sobresaliente, no se presentan en esta gráfica). Valores de costos en COP$ para el

79 Análisis de costos de generación eólica bajo los criterios de análisis definidos 24 A partir de la gráfica 25 de CkWh para la alternativa eólica y CMPS se pueden evaluar los criterios de Costos Comparables y Opción Sobresaliente. Solamente en los municipios de Acandí y Unguía (Chocó), los costos de generación son comparables a los CMPS; por lo tanto, los otros municipios se descartarán del análisis posterior. Nótese que hay dos municipios para los cuales el CkWh eólico es igual al de Unguía, sin embargo, el criterio de Costos Comparables tiene en cuenta la diferencia entre los CkWh y los CMPS. En ninguno de los municipios el costo del CkWh solar es inferior al CMPS; por lo tanto, no hay ninguna alternativa de generación eólica clasificada bajo la Opción Sobresaliente. Gráfica 4: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) establecido por la CREG, para evaluar criterio de Costos Comparables y Opción Sobresaliente. Valores de costos en COP$ para el (Nótese que hay valores que superan el límite superior de la gráfica) A partir de la gráfica de CkWh para la alternativa eólica y CMPS con subsidios (en este caso los subsidios para el centro poblado de Tipo 4), se pueden evaluar los criterios de Opción Aceptable y Favorable; los municipios descartados bajo el criterio de Costos Comparables no se tienen en cuenta en el análisis posterior. Los CkWh eólico es inferior al CMPS con subsidio en el municipio de Acandí; por lo tanto, la alternativa eólica para este municipio es clasificada como Opción Sobresaliente. Por otro lado, se puede notar que la diferencia porcentual entre el CkWh y los CMPS con subsidios no supera el 50% para el municipio de Ungía; por lo tanto, la alternativa eólica para este municipio es clasificada como Opción Aceptable. 24 Aunque el análisis de costos de generación se presenta por municipios, ya que, los costos de generación son iguales para todos los tipos de centros poblados pertenecientes a un municipio (debido a que, estos sólo dependen del valor del recurso), es indispensables resaltar que, las alternativas analizadas pertenecen a soluciones energéticas para centros poblados pequeños pertenecientes a los municipios mencionados, y no a el municipio como tal. 25 Nótese que el límite superior de los valores de costos que se presenta en la gráfica es inferior a los costos de la alternativa para varios de los municipios; en esta gráfica sólo se pueden apreciar valores hasta 2.000COP$, sin embargo, los valores reales llegan hasta COP$. 79

80 2000,0$ 1500,0$ 1000,0$ 500,0$ CkWh y CMP con subsidios: Alternativa Eólica,0$ Acandí Unguía CkWh Eólico CMPS con subsidio, Tipo 4 Gráfica 5: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS) con subsidios, para evaluar el criterio de Opción Favorable y Aceptable. Sólo se incluyen los municipios de Acandí y Unguía, debido a que son los únicos seleccionados bajo el criterio de Costos Comparables; para Acandí la alternativa se clasifica como Opción Favorable, y para Unguía como Opción Aceptable. Valores de costos en COP$ para el ANÁLISIS DE COSTOS DE CAPITAL 26 En todos los municipios se cumple que el costo de capital de la alternativa eólica es superior al costo de la alternativa solar. En algunos casos, el costo capital para la alternativa eólica es de 4 o 6 veces el de la solar; esto ocurre para los municipios de Orocué (Casanare), Acandí, Unguía (Chocó), y La Uribe (Meta). No obstante, en la mayoría de casos el costo de capital de la alternativa eólica es mucho mayor; en promedio el costo de capital eólico es aproximadamente 70 veces el costo de capital solar. Los costos de capital de la alternativa solar promediados por tipo de centro poblado son de US$ para los centros poblados de tipo 1; US para los de tipo 2; US para los de tipo 3; y US para los de tipo 4. Los costos de capital varían según la disponibilidad del recurso, que depende de cada municipio; y según la demanda, que depende de cada tipo de centro poblado. Por otro lado, los criterios de análisis de costos dependen de la disponibilidad del recurso; de los CMPS establecidos por la CREG, por departamento; y los subsidios establecidos por el MME, por tipo de centro poblado. Por lo tanto, no necesariamente las opciones clasificadas como sobresalientes implican menores costos de capital que las favorables, ni las favorables menores que las aceptables. A continuación se presentan los costos de capital (CC) por tipo de centro poblado, para los municipios cuyas opciones que fueron clasificadas como sobresalientes 27 : 26 Es indispensable tener en cuenta que los costos de capital calculados en este proyecto son costos aproximados cuyo propósito es servir de referencia para evaluar las alternativas; sin embargo, no deben tomarse como costos exactos para proyectos particulares. 27 Nótese que la alternativa eólica no aparece, ya que no fue clasificada como Opción Sobresaliente para ningún municipio. 80

81 Costos de Capital: Alternativa Solar, Opción Sobresaliente ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$,00$ Mitú Carurú Taraira CC Tipo 1 CC Tipo 2 CC Tipo 3 CC Tipo 4 Gráfica 6: Costos de Capital en US$ de la alternativa solar, por tipo de centro poblado, para las opciones clasificadas como sobresalientes. Para los municipios de Mitú, Carurú y Taraira (Vaupés), los costos de capital son de US$, para los centros poblados de tipo 1; US$, para los de tipo 2; US$, para los de tipo 3; y US$, para los de tipo 4. Estos costos son del orden de los costos de capital promediados por tipo de centro poblado (un poco menores). A continuación se presentan los costos de capital (CC) de la alternativa solar, por tipo de centro poblado, para los municipios cuya opción solar fue clasificada como favorables 28 : Costos de Capital: Alternativa Solar, Opción Favorable ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$ ,00$,00$ CC Tipo 1 CC Tipo 2 CC Tipo 3 CC Tipo 4 Gráfica 7: Costos de Capital en US$ de la alternativa solar, por tipo de centro poblado, para las opciones clasificadas como favorables. 28 Se tienen en cuenta los municipios para los cuales las opciones de generación para los 4 tipos de centro poblado fueron clasificadas como favorables. 81

82 Los costos de capital promedio para estos municipios son de US$, para los centros poblados de tipo 1; US$, para los de tipo 2; US$, para los de tipo 3; y US$, para los de tipo 4. Estos costos son del orden de los costos de capital promediados por tipo de centro poblado (un poco más altos). No obstante, existe una diferencia notoria entre los costos de unos municipios y otros. Los municipios de Juradó, Riosucio, Carmen de Darién, Alto Baudó, Nuquí y Bajo Baudó (Chocó) poseen los costos de capital más altos; de US$, para los centros poblados de tipo 1; US$, para los de tipo 2; US$, para los de tipo 3; y US$, para los de tipo 4. Y los municipios de Sipí (Chocó), La Uribe (Meta) y Puerto Carreño (Vichada) poseen los costos mas bajos; de US$, para los centros poblados de tipo 1; US$, para los de tipo 2; US$, para los de tipo 3; y US$, para los de tipo 4. A continuación se presentan los costos de capital (CC) de la alternativa eólica, por tipo de centro poblado, para municipio de Acandí, cuya opción eólica fue clasificada como favorable: Gráfica 8: Costos de Capital en US$ de la alternativa eólica, por tipo de centro poblado, para el municipio de Acandí. Los costos de capital para la alternativa eólica en Acandí son de ,9 US$ para los centros poblados de tipo 1; de ,2 US$ para los centros poblados de tipo 2; de ,3 US$ para los centros poblados de tipo 3; y de ,5 US$ para los centros poblados de tipo 4. Vale la pena resaltar, que la alternativa solar también fue clasificada como opción favorable para este municipio, y que los costos de capital de la alternativa solar son inferiores. 82

83 9.3 ANÁLISIS DE VARIACIONES EN LOS COSTOS Variación de los costos debido a la incertidumbre experimental La incertidumbre en los valores del recurso obtenidos del Atlas, tiene como consecuencia una incertidumbre en el valor de los costos de capital y de kilovatio-hora generado; es decir que los costos no se conocen con total precisión, sino varían dentro de un rango. Para analizar las variaciones en el CkWh debido a la incertidumbre experimental, se definió la variable dif%incertidumbre, a partir de la cual se puede establecer un rango de variación porcentual del CkWh. Los datos del recurso solar tienen una incertidumbre de ±0,25 kwh/m2, lo cual equivale a un rango de variación promedio en los costos de generación solar de -7% a 6% (ver tabla 22). Los datos del recurso eólico tienen una incertidumbre de ±0,25 m/s2, lo cual equivale a un rango de variación promedio en los costos de generación eólica de -63% a 32% (ver tabla 23); este rango de variación es muy amplio, es decir, la precisión en los resultados de CkWh es muy baja, por lo tanto, se pierde la fiabilidad en los resultados. No obstante, para los municipios que han sido seleccionados bajo la alternativa eólica (bajo el criterio de costos comparables) Acandí y Unguía (chocó) el rango promedio de variación es de -23% a 18%. Estos rangos de variación implican que al identificar el valor del recurso para un lugar puntual (con una mayor precisión) y calcular, a partir de este el CkWh, el valor del CkWh puede tener una variación porcentual con respecto al costo establecido en este proyecto dentro del rango definido. Por lo tanto, es indispensable tener en cuenta los rangos de variación en la evaluación de alternativas y a la hora de realizar recomendaciones en cuanto posibles subsidios adicionales. Variación de los costos debido al cambio en el valor del recurso solar Como valor de recurso solar para realizar el dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos y para determinar los factores de capacidad, se implementó el valor de la radiación solar del mes menos favorable obtenido del Atlas; con el fin de asegurar la fiabilidad del sistema (es decir, asegurar que se genere todos los meses como mínimo la energía demandada). Sin embargo, estos cálculos también podrían realizarse implementando como valor de recurso solar la radiación promedio presentada en el atlas solar, el cual es mayor que el valor de la radiación del mes menos favorable; lo que implicaría una disminución en los costos calculados con este valor de recurso. En promedio, la radiación solar promedio es de +0,5kW/m2 el valor de la radiación solar del mes menos favorable; por lo tanto, según la variable de análisis dif%recursosolar, los costos de generación disminuirían en promedio un 11% (ver tabla 22). Implementar el valor de la radiación promedio, en vez de la radiación solar del mes menos favorable, para realizar los cálculos pertinentes, es conveniente cuando se opta por una alternativa de generación híbrida, ya que en este caso la fiabilidad del sistema fotovoltaico no es tan importante. Por lo tanto, para los municipios que se recomiende una opción híbrida, es importante considerar esta variación en los costos. 83

84 Variación de los costos debido al cambio en el valor del recurso eólico Para los cálculos del dimensionamiento y los cálculos del factor de capacidad de los aerogeneradores se implementó como valor del recurso eólico la velocidad del viento a 20m de altura; sin embrago, a mayor altura mayor velocidad del viento. Por lo tanto, realizar los cálculos implementando el valor de la velocidad a una altura mayor de 20m conllevaría a una disminución en el valor calculado de los costos de capital y generación. Según la variable de análisis dif%recursoeólico, aumentar la altura de 20m a 30m implicaría una disminución en los costos de generación calculados de un 28% (ver tabla 23). Sin embargo, hay que tener en cuenta que según la metodología de cálculos de costos propuesta en este proyecto, el costo kilovato-hora generado sólo depende del valor del recurso (no se tienen en cuenta la posible diferencia de costos de capital al variar la altura). Por lo tanto, a la hora de desarrollar un proyecto particular es importante tener en cuenta la disponibilidad tecnológica y las diferencia de costos de inversión para definir la altura adecuada. Variación en los costos debido a la tasa de cambio del Dólar Para cambiar la unidad de los costos de generación de dólares estadounidenses a pesos colombianos, se implementó una tasa de cambio de 1US$=1900COP$. No obstante, vale la pena resaltar que, una variación en la tasa de cambio alteraría el valor en COP$, y por lo tanto, el análisis de costos realizado. Si la tasa de cambio se modifica por un valor $ (puede ser positivo o negativo), entonces el CkWh varía porcentualmente según: Donde,. Por ejemplo, una diferencia de 100COP$ por dólar, implica una variación en el CkWh del 5,2% aproximadamente (variación inferior al promedio de la variación debido a la incertidumbre experimental). Debido a la falta de certeza en cuanto a las variaciones de la tasa de cambio del dólar, la variable dif%dolar no se tomó en cuenta como una variable de análisis para este proyecto. Sin embargo, es importante tener en cuenta que los resultados están sujetos a esta variabilidad. Aumento en los costos debido a las condiciones de las ZNI Debido a las condiciones de las ZNI, como su ubicación lejana y de difícil acceso, los costos de capital para los proyectos que se realizan en estas zonas son mayores que en otras zonas del país. En el estudio Formulación de una Plan de Desarrollo para las Fuentes No Convencionales de Energía en Colombia, se define un factor multiplicador para las ZNI que varía entre 1,5 y 2,5 para adecuar los costos de capital al las condiciones locales (UPME, CorpoEma, 2010: V.1). Adicionalmente, debido a las condiciones de inseguridad y falta de institucionalidad, los costos de operación, administración y mantenimiento pueden aumentar. Es importante tener en cuenta el aumento en los costos de capital debido a las condiciones de 84

85 las ZNI a la hora de plantear incentivos económicos y financieros para la generación. Disminución en los costos tecnológicos futuros Las tecnologías de punta tienden a tener costos mayores que las tecnologías tradicionales; sin embargo, a medida que aumenta la capacidad instalada de una tecnología los costos tienden a disminuir. Las curvas de aprendizaje se implemantan para estimar las reduciones de los costos futuros de las tecnologías; para las tecnologías renovables la curva de aprendizaje predice que cada vez que se doble la capacidad instalada, los costos pueden reducirse en más de un 10%. Adicionalmente, los costos tecnológicos disminuyen a medida que aumenta la capacidad de las máquinas o cuando se generan saltos tecnológicos, los cuales aceleran la reducción de los costos (UPME y CorpoEma, 2010: V.1). Es importante tener en cuenta esta disminución en los costos para la elección de soluciones a largo plazo y para plantear propuestas hacia un sistema energético sostenible. 85

86 10 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA Se evalúan las alternativas de generación bajo los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable, Opción Favorable y Opción Sobresaliente (ver definición de criterios en sección 7.3). La siguiente tabla resume los resultados de dicha evaluación: Tabla 24: Evaluación de Alternativas bajo los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable, Opción Favorable y Opción Sobresaliente. 86

87 Las alternativas clasificadas bajo el criterio de Opción Sobresaliente se consideran las mejores soluciones de energización, debido a que estas permiten obtener costos de generación que ni siquiera requieren de los subsidios actualmente definidos por el MME (Resolución MME del 2004). Por lo tanto, se recomienda implementar dicha alternativa en los centros poblados pequeños de los municipios clasificados bajo este criterio. Como Opción Sobresaliente se identificó la alternativa solar para los municipios de Mitú, Carurú y Tarairá (Vaupés), la alternativa eólica no fue clasificada como sobresaliente para ningún municipio. Opción Sobresaliente 2000,0$ 1800,0$ 1600,0$ 1400,0$ 1200,0$ 1000,0$ 800,0$ 600,0$ 400,0$ 200,0$,0$ Mitú Carurú Taraira CkWh Solar CMPS CMPS con subsidio Gráfica 9: Comparación de CkWh y, CMPS con y sin subsidio, para los municipios cuya alternativa solar es clasificada como Opción Sobresaliente. Valores de costos en COP$ para el Las alternativas clasificadas bajo el criterio de Opción Favorable se consideran muy buenas soluciones de energización, debido a que permiten obtener costos de generación que no requieren de subsidios adicionales a los ya establecidos por el MME. Por lo tanto, se recomienda implementar dicha alternativa en los centros poblados pequeños de los municipios clasificados bajo este criterio y analizar la posibilidad de implementar sistemas híbridos; un sistema híbrido solar-eólico para el municipio de Acandí y de Unguía (cuya opción de generación eólica es clasificado como Opción Favorable), y sistemas híbridos solar-hídrico para los municipios que posean una excelente oferta hídrica. A la hora de plantear una alternativa hídrica, es indispensable que el municipio cuente con abundancia hídrica y que no exista competencia en la demanda de dicho recurso. Además, es importante tener en cuenta que el recurso hídrico está siendo altamente afectado por el cambio climático y en particular por los fenómenos del niño y la niña; por lo tanto, la disponibilidad del recurso y el caudal de los ríos está variando constantemente. Adicionalmente, vale la pena resaltar que, al plantear un sistema híbrido con solar, no es necesaria tanta fidelidad en el sistema fotovoltaico instalado 29 ; por lo tanto, para realizar los cálculos de dimensionamiento no se requiere como valor del recurso la radiación del mes menos 29 Es decir, no se requiere asegurar que el sistema fotovoltaico supla la demanda energética todos los días del año, ya que se cuenta con otro sistema de generación (ver sección 7.3). 87

88 favorable, sino la radiación promedio (ver sección 7.3). En este caso es importante tener en cuenta las variaciones en los costos debido a la variación en el recurso solar, cuantificada en la variable dif%recursosolar (ver definición de variable en sección 7.3 y valores en la tabla 22). Los municipios seleccionados bajo el criterio de Opción Favorable se presentan en la siguiente gráfica, el único municipio identificado para la alternativa eólica es Acandí,: Gráfica 10: Comparación de CkWh y, CMPS con y sin subsidio, para los municipios cuya alternativa solar o eólica es clasificada como Opción Favorable. Valores de costos en COP$ para el Las alternativas clasificadas bajo el criterio de Opción Aceptable se consideran económicamente viables; ya a que, aunque el CkWh es mayor que el CMPS con subsidios, la diferencia porcentual es menor o igual a los subsidios actualmente otorgados. Por lo tanto, se recomienda para los centros poblados pequeños que pertenecen a municipios clasificados bajo este criterio, implementar la opción de energización que pertenezca a esta categoría y considerar un subsidio adicional por municipio. Adicionalmente, se recomienda analizar la posibilidad de generación hídrica (dependiendo de la abundancia de recursos hídricos del municipio) o de implementar un sistema de generación híbrido con un generador diesel. Para la alternativa de generación eólica el único municipio que pertenece a esta categoría es Unguía (Chocó), sin embargo, la alternativa de generación solar para este municipio está clasificada como Opción Favorable; por lo tanto, el municipio ya fue analizado y no se incluye bajo esta categoría. Los municipios seleccionados bajo el criterio de Opción Aceptable, con el respectivo costo adicional del subsidio recomendado, se presentan en la siguiente gráfica: 88

89 Gráfica 11: Comparación de CkWh y CMPS con subsidio, y costo adicional del subsidio recomendado, para los municipios cuya alternativa solar es clasificada como Opción Aceptable. Valores de costos en COP$ para el El subsidio adicional se calcula a partir de los valores de la variable dif%subsidio (ver sección 7.3 para definición de la variable y sección 7.4 para la metodología de cálculo del subsidio adicional); este subsidio adicional puede ser replanteado como un incentivo económico para fomentar las energías renovables. Los porcentajes de subsidio adicional recomendados para cada uno de los municipios que pertenecen a la categoría de Opción Aceptable y los costos adicionales que estos implican se presentan en la siguiente tabla: 89

90 Tabla 25: Porcentaje de subsidio adicional recomendado con su correspondiente costo, obtenidos a partir de la variable dif%subsidio, para los municipios seleccionados bajo Opción Aceptable. Valores de costos en COP$ para el