Energías Renovables en Colombia Unidad de Planeación Minero Energética UPME Ministerio de Minas y Energía

Energías Renovables en Colombia Unidad de Planeación Minero Energética UPME Ministerio de Minas y Energía

Contenido Matriz Energética Colombiana. Dotación de recursos naturales. Requerimientos del Plan de Expansión de Energía Eléctrica. Iniciativas de proyectos de generación eléctrica. Instrumentos para promover la expansión en generación eléctrica. Requerimientos en zonas aisladas. Iniciativas en zonas aisladas.

Matriz energética colombiana FUENTES PRIMARIAS DE ENERGÍA (PJ) BIOMASA EOLICA CARBON 7% 0% 8% HIDRO 12% PETROLEO 44% MINERO 1% CONSUMO DE ENERGÍA POR SECTORES (PJ) OTROS 14% RESIDENCI AL 18% COMERCI AL 5% GAS NATURAL 29% TRANSPOR TE 32% INDUSTRIA L 30% Fuente: UPME Balance Energético Nacional

Aspectos generales de la generación eléctrica en Colombia 6000 5000 Capacidad Efectiva (MW) 2015 Hidráulicos 10.892 Térmicos 4.743 Gas 1.548 GWh-mes 4000 3000 2000 Carbón 1.339 1000 Fuel - Oil -- Combustóleo 299 ACPM 1.247 0 01/01/2008 01/03/2008 01/05/2008 01/07/2008 01/09/2008 01/11/2008 01/01/2009 01/03/2009 01/05/2009 01/07/2009 01/09/2009 01/11/2009 01/01/2010 01/03/2010 01/05/2010 01/07/2010 01/09/2010 01/11/2010 01/01/2011 01/03/2011 01/05/2011 01/07/2011 01/09/2011 01/11/2011 01/01/2012 01/03/2012 01/05/2012 01/07/2012 01/09/2012 01/02/2015 01/11/2012 01/03/2015 01/01/2013 01/04/2015 01/03/2013 01/05/2015 01/05/2013 01/06/2015 01/07/2013 01/07/2015 01/08/2015 01/09/2013 01/09/2015 01/11/2013 01/10/2015 01/11/2015 01/12/2015 GWh-mes Gas-Jet A1 310 ACPM AGUA BAGAZO CARBON COMBUSTOLEO FUEL-OIL GAS QUEROSENE Menores 698 6000 Cogeneradores 87 Total SIN 16.420 5000 http://www.xm.com.co/ 4000 3000 2000 1000 0 ACPM AGUA BAGAZO CARBON COMBUSTOLEO GAS MEZCLA GAS - CARBÓN MEZCLA GAS-FUEL OIL (ACPM O COMBUSTOLEO) QUEROSENE VIENTO

Dotación de recursos naturales Recurso Solar http://atlas.ideam.gov.co/presentacion/

Dotación de recursos naturales Recurso eólico http://atlas.ideam.gov.co/presentacion/

Dotación de recursos naturales Recurso hídrico http://www1.upme.gov.co/sala-de-prensa/noticias/primer-atlas-hidroenergetico-revela-gran-potencial-en-colombia Se identificó un potencial de 56 GW distribuido en todo el territorio nacional

Dotación de recursos naturales Potencial energético de la biomasa Sector Origen Potencial Energético [TJ] Palma de Aceite 16,013.6 Caña de Azúcar 118,578.9 Caña Panelera 81,054.6 Agrícola Café 49,106.9 Maíz 20,795.8 Arroz 27,835.9 Banano 6,595.9 Plátano 11,657.1 Bovino 84,256.3 Pecuario Porcino 4,308.5 Avícola 117,747.7 Residuos Sólidos Urbanos Centros de abasto 91.7 Poda 318.1 Total 538,361.0 http://www1.upme.gov.co/publicaciones-energia/atlas-debiomasa

oct.-15 ene.-16 abr.-16 jul.-16 oct.-16 ene.-17 abr.-17 jul.-17 oct.-17 ene.-18 abr.-18 jul.-18 oct.-18 ene.-19 abr.-19 jul.-19 oct.-19 ene.-20 abr.-20 jul.-20 oct.-20 ene.-21 abr.-21 jul.-21 oct.-21 ene.-22 abr.-22 jul.-22 oct.-22 ene.-23 abr.-23 jul.-23 oct.-23 Energía [GWh] Requerimientos del plan de expansión de energía eléctrica Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. 17/09/2023 250,0 240,0 230,0 220,0 210,0 200,0 190,0 180,0 170,0 160,0 150,0 19/09/2021

Capacidad [MW] Requerimientos del plan de expansión de energía eléctrica Gas Geotérmia Caña Palma Solar Eólico Carbón Menores Hidro 8000 7000 6000 5000 4000 3000 Escenarios Largo Plazo Total general ESC 05 4208.4 ESC 06 4223.4 ESC 07 4538.4 ESC 08 5492.4 ESC 09 6484.4 ESC 10 5683.6 ESC 11 6675.6 ESC 12 5116.6 115 1700 796.6 1185 1624 515 3131 50 107 178 239.2 1624 132 796.6 796.6 796.6 796.6 50 107 178 239.2 3131 796.6 50 107 178 239.2 1174 1020 2000 796.6 3426.8 796.6 1000 1596.8 2556.8 2556.8 2556.8 2556.8 2173.8 1551.8 0 ESC 05 ESC 06 ESC 07 ESC 08 ESC 09 ESC 10 ESC 11 ESC 12 Escenario

Requerimientos del plan de expansión de energía eléctrica Comportamiento Escenarios por indicador Escenario 5 Escenario 6 Escenario 7 Escenario 8 Costo marginal 0.8 0.65 Indicador general Escenario 9 Escenario 10 Escenario 11 Escenario 12 0.6 0.4 0.6 0.2 0.87 0.65 0.43 0.22 Emisiones Resiliencia hidráulica 0.12 0.25 0.37 0.5 0.16 0.55 0.32 0.47 0.63 0.5 Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 12 Costo nivelado de capital

Requerimientos del plan de expansión de energía eléctrica Escenario 12 Recurso Base Cargo por confiabilidad Expansión adicional Total Hidráulica 10315.0 1771.1 1551.8 13637.9 Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2 Carbón 717.0 574.0 1020.0 2311.0 Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1 Cogeneración 77.2 0.0 285.0 362.2 Eólica 0.0 0.0 1174.0 1174.0 Solar 0.0 0.0 239.2 239.2 Geotérmica 0.0 0.0 50.0 50.0 Otros 0.0 88.3 0.0 88.3 Total 15626.0 2433.4 5116.5 23175.9 1174.0, 5% 362.2, 2% 1504.1, 7% 2311.0, 10% 3809.2, 16% 239.2, 1% 50.0, 0% 88.3, 0% Hidráulica Gas Carbón Menores Cogeneración Eólica Solar Geotérmica Otros 13637.9, 59%

Primera fase de la interconexión de parques eólicos (En proceso de aprobación) Se ha recibido manifestaciones de interés de promotores de Parques Eólicos por 1.450 MW, de los cuales 1.250 MW se conectarían en la primera fase, (200 MW se conectarían directamente a Cuestecitas 220 kv) y 200 MW en una eventual fase 2 del desarrollo. Para la primera fase se propone la interconexión que se muestra en la figura, se propone una subestación denominada Colectora 1 a 500 kv de acuerdo a la figura y un enlace a 500 kv entre la Colectora 1 y Cuestecitas.

Segunda fase de interconexión parques eólico (en definición) La UPME ha recibido solicitudes de conexión por 3.130 MW, si buena parte de dichas solicitudes que se muestran en la figura se concretan es necesario adelantar una segunda fase de la expansión Para la segunda fase se propone la interconexión que se muestra en la figura, que incluye una subestación denominada Colectora 2 de acuerdo a la siguiente figura y una línea en HVDC entre la Colectora 2 y Chinú.

Manifestaciones concretas de interés para el desarrollo de la primera fase de la expansión eólica Agente JEMEEK WS ISAGEN ENEL EPM BENGOA Nombre de proyecto Capacidad (MW) Ubicación Registro proyecto UPME Estudio de Conexión Aplica Circular 003 y 004 Cumplimiento Circular 003 y 004 JEMEEK WS/Irraipa 99 Guajira si si si si JEMEEK WS/carrizal 195 Guajira si si si si JEMEEK WS/Casa Eléctrica 180 Guajira si si si si JEMEEK WS/Apotolorro 75 Guajira si si si si ISAGEN GUAJIRA II 400 Guajira si si si No ISAGEN GUAJIRA I 20 Guajira si si si No WAYUU S.A 12 Guajira si si si No ENEL Windpeshi FASE I 150 Guajira no si si si ENEL Windpeshi FASE II 50 Guajira no si si si ENEL Kuisa 200 Guajira no si si si ENEL Urraichi 100 Guajira no si si si ENEL Castillete 100 Guajira no si si no ENEL Floreguajira 100 Guajira no si si no ENEL Watchauali 150 Guajira no si si no ENEL Warrutamana 100 Guajira no si si no ENEL Topia 100 Guajira no si si no ENEL Siapana 100 Guajira no si si no ENEL Patomana 200 Guajira no si si no EPM EO400 402 Guajira no si si no EPM EO200 201 Guajira no si si si EPM MAURIPAO 201 Guajira no si si si (Fase 2) BENGOA 80 82 Guajira si si si no BENGOA 200 250 Guajira si no si no 1250 MW primera fase y 201 MW en segunda fase

Otras iniciativas de proyectos de generación eléctrica con FNCER el sistema interconectado nacional

Uso potencial de FNCER en zonas aisladas Existen cerca de 500.000 viviendas si servicio por atender en todo el territorio nacional. La meta de los próximos cuatro años es extender la cobertura del servicio al menos a la tercera parte de esa población. El Gobierno Nacional busca sustituir combustibles fósiles actualmente utilizados en las Zonas Aisladas

Estructuración área de servicio exclusivo de la Guajira y el Chocó Extensión del servicio a más de 20.000 nuevos usuarios En estructuración con Banca de Inversión MUNICIPIO VIVIENDAS SIN SERVICIO DE EE EN ZNI VIVIENDAS TOTALES SIN SERVICIO DE EE Uribia 11.050 21.619 Manaure Por definir 6.602 Maicao Por definir 616 Riohacha 168 2.099 Dibulla 622 1.659 TOTAL 11.840 32.596 Fuente: PIEC 2013-2017 MUNICIPIO VIVIENDAS SIN SERVICIO DE EE EN ZNI VIVIENDAS TOTALES SIN SERVICIO DE EE Riosucio 2.193 3.994 Jurado 77 77 Acandi 32 32 Unguía 931 1.064 Turbo 250 3.125 Tierralta 1.740 9.138 TOTAL 5.224 17.430 Fuente: PIEC 2013-2017

Beneficios y retos de las FNCER en el país Beneficios del uso de las FNCER Ambientales. Complementariedad estacional con los recursos existentes. Diversificación de la matriz energética. Costos variables bajos. Tiempos de instalación bajos. Dotación de recursos naturales en todo el territorio nacional. Retos del uso de las FNCER Intermitencia de los recursos más promisorios Valoración insuficiente de la confiabilidad Ubicación geográfica lejana de desarrollos potenciales y requerimientos de red Afectación del servicio Licenciamiento ambiental Desarrollo insuficiente de la contratación A largo plazo Desarrollo incipiente de la generación distribuida Asignación y uso de los recursos naturales para la generación con fuentes renovables no convencionales.

Instrumentos para promover la expansión en generación eléctrica e incentivos para las FNCER Cargo por confiabilidad: Se estima que a finales de este año se programará una subasta de cargo por confiabilidad para promover la expansión en la próxima década. Es posible que el mecanismo permita la posibilidad de tener productos complementarios en función a la estacionalidad de los recursos, e inclusive, portafolios de energía en firme. Potencia localizada: Optimización de la infraestructura existente a través de soluciones multipropósito (confiabilidad energética y eléctrica). Contratos de compra de energía a largo plazo: La Comisión de Regulación de Energía y Gas está diseñando un nuevo esquema de contratación a largo plazo. Incentivos Tributarios.

Objeto y finalidad de la Ley 1715 De 2014 1. Promover el desarrollo y la utilización de energías renovables no convencionales. Estímulos 2. Buscar la gestión eficiente de la energía: Eficiencia energética Respuesta de la demanda 3. Reducir emisiones de gases de efecto invernadero. Incentivos económicos a la realización de inversiones en la producción o utilización de energía a partir de fuentes no convencionales de energía renovable.

Incentivos Tributarios (1)s propuestos Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE Decreto 2143 de 2015 Deducción de Renta (Art. 11 Ley 1715): Los contribuyentes declarantes del impuesto sobre la renta y complementarios que realicen erogaciones en investigación, desarrollo e inversión en producción y utilización de energía a partir de FNCE y en gestión eficiente de la energía, podrán deducir, en un periodo no mayor a 5 años, hasta el (50%) del valor total de la inversión realizada. El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50% de la renta líquida del contribuyente determinada antes de restar el valor de la inversión. Para acceder al incentivo se deberá obtener el certificado expedido por el MADS (ANLA) en los términos del artículo 158-2 del ET.* *Para el efecto, MADS solicita concepto técnico a la UPME. Aplica para inversiones realizadas a través de leasing financiero con opción irrevocable de compra..

Mecanismos propuestos Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE Decreto 2143 de 2015 Exclusión del IVA (Art. 12 Ley 1715): equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se destinen a la preinversión e inversión, para la producción y utilización de energía partir de las FNCE, así como para la medición y evaluación de los potenciales recursos. La UPME elaborará una lista de bienes y servicios teniendo en cuenta criterios técnicos y estándares internacionales y establecerá un mecanismo para su actualización. Plazo: 04 de febrero de 2016..

Mecanismos propuestos Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE Decreto 2143 de 2015 Exención del pago de los derechos arancelarios de importación (Art. 13 Ley 1715)de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de pre inversión y de inversión en la construcción de las obras de las centrales para la generación de energía eléctrica con FNCE. Certificaciones UPME ANLA Solicitud de licencia ante VUCE Plazo: 04 de febrero de 2016. La actividad de generación de a partir de FNCE, gozará del régimen de depreciación acelerada (Art. 14 Ley 1715): maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la pre-inversión, inversión y operación de la generación con FNCE: hasta el 20% anual.

Gracias