ENERGÍA ELÉCTRICA
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 ENERGÍA ELÉCTRICA 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1. PRINCIPALES CIFRAS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL - SIN Y DE LA ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA MEM Durante el año 2012, la operación del SIN y la administración del MEM estuvieron impactadas por condiciones climáticas muy variables. El período 2012 inició con la fase final del Fenómeno de La Niña 2011-2012, acompañado de lluvias intensas en algunas regiones del país, mientras que el segundo semestre del año 2012 se caracterizó por aportes hídricos deficitarios los cuales, a su vez, estuvieron influenciados por el cambio en la tendencia de algunas variables climáticas del pacífico tropical. No obstante dichas condiciones, de valores típicos del evento de un Fenómeno del Niño, a finales de 2012 no llegó a desarrollarse dicho fenómeno ante la falta de un perfecto acoplamiento entre las variables oceánicas y atmosféricas. Esta mezcla de condiciones hídricas en el año hizo que los aportes hidrológicos a los embalses del Sistema Interconectado Nacional fueran cercanos a los de un año promedio, registrándose aportes por 56,446.1 GWh que equivalen a un 103,8% de la media histórica. Lo anterior influyó en que al finalizar el año 2012, la generación de energía eléctrica en Colombia fuera de 59.989 GWh, un 2% más que la registrada en 2011 (58.620 GWh), que a su vez se dio ante el incremento, principalmente, de la demanda de energía. TABLA 1. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA 2011-2012 RECURSOS 2011 (GWH) 2012 (GWH) % VARIACIÓN (%) Hidráulicos 45.583 44.924 74,9% -1,4% Térmicos 9.384 11.506 19,2% 22,6% Menores 3.337 3.213 5,4% -3,7% Cogeneradores 317 347 0,6% 9,4% Total 58.620 59.989 100% 2% Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP 114
EE Eléctrica GRÁFICO 1. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA 2011-2012 (GW/h) 2011 0% 2012 6% 5% 1% 16% 19% Hidráulicos Térmicos Menores 78% 75% Cogeneradores Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP A 31 de diciembre de 2012, el Sistema Interconectado Nacional contaba con una capacidad efectiva neta instalada de 14.361 MW, para atender una demanda de energía de 59.370 GWh y de potencia del orden de 9.504 MW. Esta capacidad efectiva del SIN, está compuesta por un 64,0% hidráulica, un 30,8% térmica y un 4,8% restante, correspondiente a cogeneradores y plantas menores. TABLA 2. CAPACIDAD EFECTIVA NETA DEL SIN 2012 RECURSOS MW % VARIACIÓN (%) 2012-2011 Hidráulicos 9.185 64,0% 0,0% Térmicos 4.426 30,8% -2,6% Gas 2.122 Carbón 997 Fuel - Oil 0 Combustóleo 307 ACPM 678 JET1 46 GAS-JET A1 276 Menores 693 4,8% 9,2% Hidráulicos 591 Térmicos 83 Eólica 18 Cogeneradores 57 0,4% 4,6% Total SIN 14.361 100% -0,4% Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP 115
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 1.2. DEMANDA DE ENERGÍA La demanda de energía eléctrica en Colombia en 2012 alcanzó los 59.370.0 GWh, registrándose un crecimiento del 3,8% con relación al año 2011, convirtiéndose así, en el mayor crecimiento de demanda en los últimos cinco años. Por el tipo de día, la demanda de los domingos y festivos fue la que presentó un mayor crecimiento (4,3%), seguido por los días sábados (3,9%) y los días ordinarios (3,6%). El crecimiento de 3,8% en la demanda 2011-2012 fue, entre otras razones, producto del incremento en un 6,8% de la demanda no regulada (industria y comercio) y de un 2,3% de la demanda regulada (consumo residencial y pequeños negocios). Por su parte en el año 2012, la demanda máxima de potencia se presentó el lunes 10 de diciembre, en el período 19, comprendido entre 6 pm y 7pm, con un valor máximo de potencia de 9.504 MW, para este año se registró un crecimiento del 2,2% con respecto a 2011. GRÁFICO 2. VARIACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Variación porcentual anual 2008 2012 porcentaje (%) 6% 4% 2% 0% 1,600% 1,800% 2,700% 1,600% 2,400% 2,500% 5,00% 3,400% 4,200% 4,500% 4,300% 3,100% 4,700% 3,100% 3,900% 4,00% 3,800% - 2% Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011 Ene-12 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12 Año 2012 Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP 1.3. COMPORTAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO 116 Al finalizar el año 2012, el número de fronteras comerciales de usuarios regulados 1 se ubicó en 7.189, clasificadas en 5.422 correspondientes a usuarios no regulados y 403 a fronteras de alumbrado público. Respecto al año 2011, el número de fronteras registró un incremento del 24%, debido principalmente al registro de 1.200 fronteras más de usuarios regulados ubicados en las zonas especiales, registro realizado por Social de la Costa. En la siguiente tabla se indica el número de agentes registrados en el mercado por tipo de actividad, así como las fronteras registradas de usuarios regulados y no regulados y de alumbrado público en el país. 1 Es el punto de medida que separa a un comercializador de otro comercializador que comparten el área geográfica
EE Eléctrica TABLA 3. NÚMERO DE AGENTES DEL MERCADO REGISTRADOS POR TIPO DE ACTIVIDAD ACTIVIDAD REGISTRADOS TRANSAN. Generadores 50 44 Transmisores 11 9* Operadores de red 30 26* Comercializadores 92 64 Fronteras usuarios regulados 7.189 Fronteras usuarios no regulados 5.422 Fronteras de alumbrado público 403 * Corresponde a los agentes a los que se les liquida Cargos por Uso STN, STR y ADD Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP El volumen total transado por compra y venta de energía en el MEM fue de $10.87 billones, cifra superior en $1.344 millones a lo transado en 2011 ($9.52 billones). En relación con el precio promedio aritmético 2 de bolsa nacional, éste presentó en el 2012 un incremento anual del 54,5%, al pasar de un promedio anual en 2011 de 75.09 $/kwh a 116.00 $/ kwh en 2012. Por su parte, el precio promedio ponderado anual de contratos creció en un 2,3% al incrementarse de 118,05 $/kwh en 2011 a 120,72 $/kwh en 2012. En total, el monto de dinero recaudado por facturación ascendió a $3,12 billones correspondiente a las cuentas que administra XM, por concepto del SIC y los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional LAC STN, que se muestran en la siguiente tabla: TABLA 4. RECAUDO POR FACTURACIÓN 2011-2012 Concepto 2011 2012 Variación Compras en Bolsa de 1.272 1.871 47,0% Cargos por uso del STN 1.235 1.250 1,2% TOTAL 2.508 3.121 24,4% Fondos FAER, FAZNI, FOES, PRONE 195 197 0,6% Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP 1.4. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Durante el período 2012, las exportaciones de energía hacia Ecuador totalizaron los 236 GWh, valor inferior al registrado en el 2011 (1.294,6 GWh), mientras que las exportaciones a Venezuela ascendieron a 478.4 GWh. En relación con el esquema regulatorio vigente para exportaciones a Ecuador (Transacciones Internacionales de Electricidad TIE), Colombia exportó a Ecuador, entre el 2003 y el 2012, un total de 10.983,6 GWh por valor de US$ 895,2 millones. Así mismo, se ha importado desde Ecuador 240,4 GWh por un valor de US$ 9,4 millones. 2 Precio promedio normal 117
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 TABLA 5. TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD CON ECUADOR 2010-2012 AÑO ENERGÍA (GWH) VALOR (MILES USD) EXPORTACIONES IMPORTACIONES EXPORTACIONES IMPORTACIONES 2010 797,7 9,7 73.825,1 565,3 2011 1.294,6 8,2 92.995,8 231,3 2012 236,0 6,5 24.150,9 243,2 Total desde 2003 10.983,6 240,4 895.153,5 9.436,2 Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP TABLA 6. RESUMEN OPERACIÓN DEL SIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MEM VARIABLES DE LA OPERACIÓN DEL SIN VARIABLES 2011 2012 VARIACIÓN CREC. OFERTA Volumen útil diario (GWh) 13.967,9 11.180,6-2.787,3-20,0% Volumen respecto a capacidad útil 88,8% 73,4% Aportes hídricos (GWh) 73.731,8 56.446,7-17.285,1-23,4% Aportes respecto a la media histórica 134,9% 103,8% Vertimientos (GWh) 5.910,8 2.434,1-3.476,7-58,8% Capacidad neta SIN (MW) 14.420 14.361-58,7-0,4% GENERACIÓN Hidráulica(GWh) 45.583,1 44.923,6-659,4-1,4% Térmica(GWh) 9.383,7 11.506,0 2.122,3 22,6% Plantas Menores (GWh) 3.336,7 3.212,6-124,1-3,7% Cogeneradores (GWh) 316,9 346,7 29,9 9,4% TOTAL(GWh) 58.620,4 59.988,9 1.368,5 2,3% INTERCAMBIOS INTERNACIONALES Exportaciones a Ecuador(GWh) 1.294,6 236,0-1.058,6-81,8% Importaciones de Ecuador(GWh) 8,2 6,5-1,6-20,2% Exportaciones a Venezuela(GWh) 248,8 478,4 229,6 92,3% DEMANDA Comercial(GWh) 58.375,5 59.508,7 1.133,2 1,9% Nacional del SIN(GWh) 57.150,3 59.370,0 2.219,7 3,8% Regulada(GWh) 38.231,2 39.172,5 941,3 2,3% No Regulada(GWh) 18.536,2 19.802,3 1.266,1 6,8% No atendida(gwh) 65,0 89,0 23,9 36,8% Potencia(MW) 9.295,0 9.504,0 209,0 2,2% 118
EE Eléctrica TABLA 6. RESUMEN OPERACIÓN DEL SIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MEM Variables del mercado VARIABLES 2011 2012 VARIACIÓN CREC. TRANSACCIONES transada en bolsa (GWh) 16.786 17.019 233 1,4% transada en contratos (GWh) 62.179 67.175 4.996 8,0% Total energía transada (GWh) 78.965 84.195 5.229 6,6% Desviaciones (GWh) 72,9 146,8 73,9 101,4% Porcentaje de la demanda transada en bolsa (%) 28,8% 28,6% -0,2% -0,5% Porcentaje de la demanda transada en contratos (%) 106,5% 112,9% 6,4% 6,0% Valor transado en bolsa nacional (millones $) 1.272.305 1.870.735 598.430 47,0% Valor transado en contratos (millones $) 7.340.697 8.109.520 768.822 10,5% Precio promedio aritmético bolsa nacional ($/kwh) 75,09 116,00 40,91 54,5% Precio promedio ponderado bolsa nacional 75,80 109,92 34,12 45,0% ($/kwh) Precio promedio ponderado contratos ($/kwh) 118,06 120,72 2,66 2,3% Restricciones (millones $) 692.067 642.523-49.545-7,2% Responsabilidad comercial AGC (millones pesos) 136.293 154.789 18.496 13,6% Desviaciones (millones $) 7.805 11.473 3.668 47,0% Cargos CND y ASIC (millones $) 67.609 72.189 4.580 6,8% Total transacciones mercado sin contratos (millones $) 2.176.080 2.751.710 575.630 26,5% Total transacciones del mercado (millones $) 9.516.777 10.861.229 1.344.452 14,1% Rentas de congestión (millones $) 9.714 264-9.450-97,3% Valor a distribuir cargo por confiabilidad (millones $) 1.607.888 1.701.490 93.601 5,8% LAC FAZNI (1) (millones $) 61.956 66.944 4.988 8,1% FOES (2) (millones $) 7.772 211-7.560-97,3% FAER (3) (millones pesos) 73.747 76.650 2.903 3,9% PRONE (4) (millones pesos) 51.898 52.817 920 1,8% Cargos por uso (5) STN (millones $) 1.235.389 1.249.923 14.534 1,2% Cargos por uso STR (millones $) 936.071 953.422 17.352 1,9% Cargos por uso SDL (6) (millones $) 2.507.059 (1) FAZNI - Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas no interconectadas. (2) FOES - Fondo de energía social (3) FAER - Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas rurales interconectadas (4) PRONE - Programa de normalización de redes eléctricas (5) El valor de cargos por uso del STN incluye la contribución al FAER y la contribución PRONE (6) Corresponde a los ingresos para las ADD (áreas de distribución) Oriente, Occidente, Sur y Centro desde enero a noviembre 2012 Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP 119
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 1.5. ANÁLISIS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA LA DEFINICIÓN DE NUEVAS OBRAS DE INFRAESTRUCTURA PARA LA EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA EN COLOMBIA La adecuada y oportuna expansión de la red eléctrica permite garantizar no sólo la continuidad del servicio de energía eléctrica, sino también su prestación a un menor costo. Es así como XM durante 2012, en el marco del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, CAPT, trabajó de manera coordinada con la Unidad de Planeación Minero Energético, UPME, en los análisis técnicos y económicos requeridos para la definición de nuevas obras de infraestructura necesarias para la expansión de la red eléctrica. Dentro de las obras recomendadas para los próximos años se identificó la instalación de condensadores, dispositivos de electrónica de potencia (Sistemas de Control de Voltaje SVC- y Compensadores Estáticos STATCOM-), 1.850 km de nuevas líneas de transmisión a 500 kv, seis transformadores 500/230kV de 450 MVA y tres nuevas subestaciones a 500kV requeridas en las cercanías de las ciudades de Bogotá, Medellín y Cali, obras que permitirán la atención de nuevos usuarios y el crecimiento de la economía del país. 1.6. ANÁLISIS ESPECIAL DE LAS RESTRICCIONES EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL En el 2012 se realizó un análisis especial de las restricciones en el Sistema Interconectado Nacional y se desarrolló un taller de restricciones abierto a todos los interesados, en el cual se abordaron aspectos relevantes relacionados con las causas que las originan y la identificación y clasificación de las mismas. 1.7. COORDINACIÓN DEL COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGO PARA LA CUMBRE DE LAS AMÉRICAS El Centro Nacional de Despacho, CND, coordinó el Comité de Administración para la identificación de posibles escenarios que podían poner en riesgo la adecuada atención de la demanda durante la Sexta Cumbre de las Américas, celebrada en la ciudad de Cartagena del 13 al 15 de abril. Por ello, se coordinaron tareas con las empresas del sector, relacionadas con la prestación del servicio de energía eléctrica en la Costa Atlántica. Finalmente, se obtuvieron buenos resultados, evidenciados en la alta confiabilidad que mostró el servicio de energía eléctrica en la ciudad de Cartagena durante el desarrollo del evento. 1.8. RECUPERACIÓN DEL SISTEMA ANTE EVENTOS DE DESATENCIÓN DE LA DEMANDA POR FALLAS TÉCNICAS O TERRORISMO Durante el año 2012 se presentaron varias situaciones técnicas que conllevaron a la desatención de la demanda, como fue el caso de los apagones en las áreas de Bolívar y Meta. Dichas situaciones fueron resueltas en tiempos, enmarcados dentro de los estándares internacionales, ante la coordinación realizada entre el Centro Nacional de Despacho de XM y los demás centros de control del país. Finalmente, durante los numerosos eventos de terrorismo, de los cuales fue objeto la infraestructura eléctrica, como los ocurridos en el mes de agosto de 2012 en el área del sur del país, XM participó en la coordinación junto con el Ministerio de Minas y para la reparación de la infraestructura afectada, minimización de impactos en los departamentos del sur del país y la normalización del servicio en Buenaventura y Tumaco. 1.9. COORDINACIÓN GAS ELECTRICIDAD En relación con la coordinación de los subsectores gas y electricidad, aspecto clave en la confiabilidad del suministro de energía eléctrica, se coordinó el suministro de gas natural para varias plantas térmicas. En particular, se resalta la situación ocurrida el pasado 14 de enero de 2012, en la cual se presentó la rotura del 120
EE Eléctrica gasoducto de 32 pulgadas de Promigas en el tramo Barranquilla - Cartagena, lo que generó la caída de las presiones de operación y a su vez la reducción de suministro de gas a algunos generadores de la Costa Atlántica. Dada esta situación, y considerando que uno de los circuitos vitales de interconexión nacional a 500 kv se encontraba indisponible a causa de un atentado a la infraestructura eléctrica, la atención completa de la demanda del país se vio afectada. Con la coordinación intersectorial se logró minimizar el efecto de este evento y los racionamientos parciales durante dos días. 1.10. FORTALECER EL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO EN EL ANÁLISIS DINÁMICO Y EL CONTROL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA De otra parte, durante el año 2012 se trabajó intensamente en el modelaje y sintonía de los controles de generación, utilizados para mejorar la respuesta dinámica del sistema interconectado, preservando la integridad de los equipos conectados a la red. Lo anterior impacta la seguridad y calidad del servicio de energía eléctrica, por lo que se realizaron acciones encaminadas a lo siguiente: Fortalecer el sector eléctrico colombiano en el análisis dinámico y el control de las unidades de generación. Obtener los modelos de los controles reguladores de los generadores que permiten reflejar con mayor precisión su respuesta dentro del Sistema Interconectado Nacional, SIN, mejorando la precisión de los estudios de planeamiento. Sensibilizar al sector eléctrico colombiano sobre la importancia del control de potencia reactiva para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. Desarrollar una metodología para determinar los límites de potencia reactiva de los generadores que permitirá maximizar el uso de los mismos con el fin de mejorar la estabilidad de voltaje del SIN. Elaborar el procedimiento de reajuste de los controles de generación para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico colombiano. 1.11. EJECUCIÓN DE LA SUBASTA GPPS 2016-2022 En enero de 2012, se realizó la subasta GPPS, (períodos de construcción superior al período de planeación de la subasta) o subasta de agentes con plantas y/o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación vigente, a efectos de asignar las obligaciones de energía firme correspondiente a los incrementos previstos en la demanda entre los años 2016 y 2022. Esta subasta fue previamente convocada por la CREG, mediante la Resolución 056 de 2011, en la cual participaron generadores e inversionistas, representados en personas jurídicas interesadas en la construcción de nuevos proyectos de generación. Los agentes beneficiarios de esta subasta fueron dos promotores de nuevos proyectos de generación y otros dos proyectos ya en construcción, los cuales incrementaron sus obligaciones asignadas. Los dos nuevos proyectos, Termo Norte en el Magdalena y Porvenir II en Antioquia, aportarán una capacidad de generación adicional de 440 MW, con una energía asignada de 2.000 GWh/año y deberán entrar en operación en 2017 y 2018, respectivamente. Así mismo, los proyectos Sogamoso y Pescadero-Ituango, que ya están en construcción, y que habían comprometido parcialmente su energía firme en obligaciones asignadas en la subasta de 2008, incrementaron sus obligaciones de energía firme. En el caso de Sogamoso, se asignaron 1.440 GWh/año a partir de 2016, con lo cual el proyecto alcanza una obligación de energía total a la fecha de 3.790 GWh/año. Por su parte, al proyecto Pescadero-Ituango se asignaron 3.482 GWh/año adicionales a partir de 2021, que sumados a los adjudicados en la subasta del año 2008 llegan a 4.567 GWh/año asignados. Este proyecto podrá además participar en futuras subastas, debido a que cuenta disponibilidad de energía firme 121
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 sin comprometer. En contraprestación a las obligaciones de energía firme, los agentes que representan las plantas mencionadas recibirán un ingreso prefijado hasta por 20 años, correspondiente al precio determinado para cada uno de ellos en la subasta. Cabe anotar que la remuneración estará sujeta al cumplimiento de la fecha de entrada en operación de los proyectos, y al mantenimiento de las condiciones de disponibilidad y suministro de combustible. Las subastas realizadas aportan múltiples beneficios, entre los que se destacan las obligaciones de energía firme asignadas (hasta 6.900 GWh/año), las cuales garantizan la confiabilidad del sistema en el largo plazo; precios de confiabilidad inferiores al máximo definido en la subasta de diciembre (US$ 15,7/MWh); contar con suficiente electricidad para cubrir las necesidades actuales y futuras, así como para atender condiciones climáticas críticas ante la ocurrencia del Fenómeno de el Niño; y la contribución de la energía a la economía del país y de las zonas aledañas a los proyectos. 1.12. SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA 2012-2013 Se realizaron dos subastas adicionales de reconfiguración de venta de obligaciones de energía firme (en julio y noviembre de 2012), las cuales permitirán cubrir los ajustes en las proyecciones de la demanda total de energía, para el período diciembre de 2012 y noviembre de 2013. En estas subastas participaron generadores con obligaciones de energía firme, ya vigentes en el período indicado, cuyos proyectos de construcción tuvieron dificultades para entrar en operación antes del inicio del período de vigencia de la Obligación de Firme, OEF. En esta ocasión, XM estuvo a cargo de la preparación de la formulación matemática y del modelo computacional con base en el proceso de optimización definido por la CREG en la Resolución 051 de 2012. Asimismo, XM fue quien llevó a cabo la administración y ejecución de estas dos subastas, para lo cual debió verificar los requisitos de los participantes, realizar los actos de recepción y apertura de sobres de oferta, y ejecutar el proceso de asignación. Para reflejar adecuadamente los resultados de la subasta en la liquidación diaria del Mercado Mayorista, en la facturación mensual y en el cálculo de las garantías de pago correspondientes, XM implementó los correspondientes cambios en los procedimientos y aplicativos del ASIC. El total de OEF de venta asignada fue de 3.009 GWh/año. En la siguiente tabla se indican los resultados de las subastas de venta de energía: TABLA 7. RESULTADOS DE SUBASTAS DE ENERGÍA 2012-2013 EMPRESA GRUPO POLIOBRAS S. A. ESP NOMBRE PLANTA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME DE VENTA ASIGNADA (KWH-DÍA) PERÍODO DE VIGEN- CIA DE LA OBLIG- ACIÓN TERMOCOL 4.596.475 01/12/2012 a 30/11/2013 ISAGEN S.A. ESP AMOYÁ 587.031 01/12/2012 a 30/11/2013 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA DEL CARIBE S.A. ESP GECELCA 3 3.060.000 01/12/2012 a 30/11/2013 MARGEN SOBRE PRECIO MÁXIMO DEL CXC (US$/ MWH) 0.6 0.6 0.7 Fuente: XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP 122
EE Eléctrica 1.13. PREVENCIÓN DEL RIESGO SISTÉMICO EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA XM realizó análisis y gestiones ante las autoridades y agentes del mercado para la prevención y mitigación de los riesgos sistémicos en el Mercado de Mayorista. Por lo cual, mediante la implementación del proyecto de Resolución CREG 089 de 2012, se estimará un indicador mensual de la capacidad de respaldo de las operaciones para cada agente del Mercado, ante un posible incumplimiento en las obligaciones contraídas por los agentes. Este indicador, conocido como la Capacidad de Respaldo de las Operaciones, CRO, es utilizado para determinar el nivel de operaciones, en términos de cantidad de energía, que un agente puede respaldar en el Mercado Mayorista según su capacidad patrimonial. Particularmente, se previenen con esta medida los siguientes aspectos: la propagación de eventuales incumplimientos en los contratos entre agentes, las altas exposiciones en bolsa, el alto apalancamiento por parte de agentes que no cuenten con solidez financiera suficiente, y que la prestación del servicio de energía eléctrica a los usuarios finales no se vea afectada, además de constituirse en un instrumento significativo para la toma de decisiones, relacionadas con la adquisición de compromisos contractuales registrados en el Mercado Mayorista. 2. PLANEACIÓN ENERGÉTICA 2.1. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA DE GENERACIÓN 2013-2026 El ejercicio de planeación de la generación para la presente vigencia, inició en 2012 partiendo de los ejercicios realizados con anterioridad e incluyendo los proyectos resultantes de las subastas del cargo por confiabilidad realizadas en diciembre de 2011 y enero de 2012, situación que cambia sustancialmente el panorama y las señales de expansión. Los resultados finales serán dados a conocer en el tercer trimestre de 2013. Entrando en materia, los análisis de requerimientos de generación planteados en el corto, mediano y largo plazo para el sistema de interconexión colombiano corresponden a la capacidad demandada por el sistema colombiano desde el punto de vista de energía. El horizonte de análisis se divide en dos periodos: del 2012 al 2018 y 2018 al 2026. El criterio bajo el cual se busca determinar la expansión y operación del sistema es minimizar los costos de inversión y operación del sistema, considerando la diversidad y disponibilidad de recursos energéticos con los cuales cuenta el país. 2.2. COMPARACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y DEMANDA DE POTENCIA Dentro del seguimiento que realiza la UPME, se revisaron los requerimientos que en capacidad exige el sistema para la atención de la demanda de potencia, utilizando la máxima potencia anual contra la capacidad estimada disponible en el sistema, sin considerar las interconexiones. Se consideró el pico de potencia proyectado para cada año, para compararlo con la capacidad disponible instalada y futura. El resultado se presenta en el gráfico 3. Para los tres escenarios de demanda de potencia obtenidos a partir de las proyecciones de demanda de energía y potencia en el mes de marzo de 2013. 123
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 GRÁFICO 3. CAPACIDAD DE ENERGÍA VS DEMANDA DE POTENCIA PROYECTADA MW 21.500 20.500 19.500 18.500 17.500 16.500 15.500 14.500 13.500 12.500 11.500 10.500 9.500 8.500 Dic - 12 Jun - 13 Dic - 13 Jun - 14 Dic - 14 Jun - 15 Dic - 15 Jun - 16 Dic - 16 Jun - 17 Dic - 17 Jun - 18 Dic - 18 Jun - 19 Dic - 19 Jun - 20 Dic - 20 Jun - 21 Dic - 21 Jun - 22 Dic - 22 Jun - 23 Dic - 23 Jun - 24 Dic - 24 Jun - 25 Dic - 25 Jun - 26 Dic -26 Capacidad instalada Capacidad disponible Demanda alta Demanda media Demanda baja Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética Se observa en la gráfica que ante la ocurrencia de escenarios de demanda alta, media y baja, el sistema eléctrico colombiano podría atender los requerimientos de demanda de potencia que el sistema exige, con lo que posee instalado y en construcción (proyectos que tienen el cargo por confiabilidad y segunda etapa de Ituango). GRÁFICO 4. ENERGÍA REQUERIDA VS ENERGÍA DISPONIBLE EN FIRME 105.000 95.000 85.000 GWh 75.000 65.000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 55.000 2026 ENFICC ANUAL Esc Alto Esc Medio Esc Bajo Demanda objetivo CREG Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética 124
EE Eléctrica En el gráfico se presenta la energía firme de las plantas existentes y las obligaciones de las plantas nuevas, resultado de las subastas del cargo por confiabilidad del periodo 2012 hasta 2026; igualmente, se presenta la demanda objetivo en cada uno de los periodos establecida por la CREG y la proyección de demanda de la UPME en la revisión de marzo de 2013. 2.3. REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN Este trámite tiene por objeto, además de llevar un registro de los nuevos y posibles desarrollos en generación, que la UPME pueda contar con información suficiente para formular los planes de expansión candidatos. Adicionalmente, es requisito para trámites ante otras entidades. En este sentido, con la entrada en vigencia de la Resolución UPME número 0520 del 9 de octubre de 2007, modificada por la Resolución UPME número 0638 de diciembre de 2007, se formalizó el procedimiento de registro de proyectos de generación a operar en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). A partir de ese momento, la unidad ha recibido un gran número de solicitudes de registro de proyectos de generación el cual se ha incrementado a través de los años. En el siguiente gráfico se puede observar la evolución del volumen anual de registro de proyectos de generación, el cual se triplicó en el último año respecto a la cantidad de solicitudes del primer año de vigencia de la resolución. También se puede observar cómo ha sido el comportamiento del volumen de solicitudes en función de la fase en la que se solicita el registro; por ejemplo, se puede observar que en los años 2008 y 2011 se registró un gran número de proyectos de generación en Fase 2, lo cual está relacionado con la realización de las subastas de energía firme realizadas por la CREG. GRÁFICO 5. PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS Y FASE DEL PROCESO DE REGISTRO 140 120 100 80 60 40 20 0 2008 2009 2010 2011 2012 Fase 1 Fase 2 Fase 3 Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética De la misma forma se puede analizar el registro de proyectos de generación en función de la tecnología y la capacidad instalada de los proyectos. El siguiente gráfico ilustra que existe una gran intención de los agentes por desarrollar proyectos de generación hidroeléctrica. Así mismo, se puede observar que en los años 2008 y 2011 aparece una gran participación en la potencia registrada de proyectos de generación térmicos a base de carbón y gas. Las solicitudes de registro de proyectos termoeléctricos en estos dos años, se pueden relacionar con las subastas de energía de la CREG ya que el tiempo de ejecución de este tipo de tecnología es menor, y los habilitaría para cumplir con los plazos establecidos en las obligaciones de energía firme. 125
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 GRÁFICO 6. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS 11.000 10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 2008 2009 2010 2011 2012 Hidroeléctrica Termoeléctricas Carbón Termoeléctricas Gas Otras Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética Finalmente, los siguientes gráficos ilustran la distribución geográfica de la capacidad de los proyectos registrados a través de los últimos dos años. En todos los casos se puede observar una gran intención de implementar proyectos de generación de electricidad en el departamento de Antioquia. GRÁFICO 7. DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS 2011 2012 Antioquia Atlántico 15,5% 5,3% 6,0% 9,0% 54,5% 22,70% 5,51% 7,85% 39,59% Córdoba Boyacá Santander Cauca Risaralda 9,7% 8,16% 16,19% Tolima Cundinamarca Otros departamentos Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética De acuerdo con las funciones establecidas en el planeamiento energético y ambiental, en cuanto a propiciar el desarrollo de los recursos de manera sostenible y con carácter óptimo, se incorporó en el decreto de licenciamiento ambiental algunos ajustes para proyectos hidroeléctricos, como aspecto importante y necesario. Mediante un trabajo conjunto de los sectores ambiental y energético, se analizaron las dificultades en cuanto a la desarticulación de los procedimientos energéticos y ambientales, generando como resultado los requerimientos de concepto energético dentro del estudio de la autoridad ambiental. 126
EE Eléctrica 2.4. AVANCE DE PROYECTOS DE GENERACIÓN Los proyectos de generación eléctrica que se encuentran en desarrollo son objeto de seguimiento continuo por parte de la UPME, a través de solicitudes de información a los promotores de proyectos y de los informes de auditoría que periódicamente se reciben, los cuales sirven para generar un panorama de avance para cada proyecto. Como se muestra en la tabla 8, recientemente se culminó el proyecto hídrico Amoyá y se encuentra en operación, mientras que los demás proyectos, principalmente hidráulicos, se encuentran en diferentes fases de desarrollo. Entre los proyectos se destaca principalmente el de Sogamoso, que según informe de auditoría, con corte octubre 31 de 2012, presenta un avance de 68,05% y se estima que empiece a operar en el primer semestre de 2014. En el Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo, la auditoría, basada en información entregada por Emgesa, estima que el proyecto sólo estaría entrando en operación comercial a partir del 1 de febrero de 2015, con un retraso de 62 días calendario, contados a partir de la fecha registrada ante la CREG. En Ituango, de acuerdo con el último informe de auditoría, se indica que el avance de la curva S declarado a la fecha ante la CREG es del 15%, y el avance real ejecutado es de 11,1%. El atraso general en el avance de la curva S es de 4,4% al 30 de junio de 2012. Las actividades que tienen mayor repercusión en el atraso son la adquisición de predios, la construcción de campamentos, la excavación de túneles de desviación y de acceso, y las obras de generación. De acuerdo con los informes de avance y el seguimiento que realiza la UPME, se destacan dos aspectos relevantes relacionados con las dificultades y riesgos para la culminación oportuna de los proyectos, independiente de la etapa de desarrollo en que se encuentra: la seguridad en las zonas de influencia, y lo relacionado con licenciamiento y restricciones ambientales, ya sea para el uso del recurso de generación como para la construcción de vías de acceso. Estos dos aspectos generan los mayores retrasos, respecto a los cronogramas establecidos inicialmente. TABLA 8. AVANCE EN PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Proyecto Capacidad Instalada (Mw) Tecnología Entrada Estimada en Operación OEF (Obligación de Firme) Amoyá 78 Hídrica- Río Amoyá EN OPERACIÓN -Mayo 2012 01-dic-13 Quimbo 400 Hídrica - Río Magdalena 30-nov-14 01-dic-14 Gecelca 3 164 Térmica - Carbón 15-jul-13 01-dic-13 Ituango 2.400 Hídrica - Río Cauca Sep - 2018 (Unidad Nº 4) 01-dic-18 Sogamoso 820 Hídrica - Río Sogamoso feb-14 01-dic-14 Termocol 202 Témica - Fuel Oil 01-dic-13 30-nov-13 Tasajero II 160 Térmica - Carbón 01-dic-15 01-dic-15 Gecelca 32 250 Térmica - Carbón 01-dic-15 01-dic-15 Carlos Lleras Restrepo 78 Hídirca - Río Medellín 01-dic-14 01-dic-15 Alto Tuluá 20 Hídrica-Río Tulua Diciembre de 2013 NA Bajo Tuluá 20 Hídrica-Río Tulua Tercer Trimestre 2014 NA Ambeima 45 Hídrica - Río Ambeima Diciembre de 2013 01-dic-15 Tunjita 19,8 Hídrica - Río Tunjita 01-jul-14 NA San Miguel 42 Hídrica - Río Calderas Agosto de 2015 01-dic-15 Porvenir II 352 Hídrica - Río Samaná Diciembre de 2017 01-dic-18 Termonorte 88 Térmica - Gas/Fuel Oil 01-dic-17 01-dic-17 San Andrés 20 Hídrica-Rio santa Ines Segundo semestre 2015 NA El Popal 19,9 Hidráulica - Río Cocorná 25-mar-14 NA Cucuana 55 Hidráulica - Río Cucuana 17-sep-13 01-dic-14 Transvase Manso --- Hídrica-Río Manso --- --- Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética 127
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 Siguiendo lo establecido en el decreto 2820 de 2010, y a través de la Resolución UPME 0052 de 2012, se encuentra implementado el procedimiento de concepto de Potencial Hidroenergético. A la fecha, se han tramitado solicitudes de las autoridades ambientales relacionadas con 26 proyectos, de los cuales a 11 se les emitió concepto técnico sobre el potencial, 12 se encuentran en requerimiento, dos en estudio y a uno se le determinó que no aplicaba lo dispuesto en el decreto 2820. Este último proyecto involucra tres grupos de obras : i) la red que se necesita para la conexión de Hidroituango, ii) la red para incrementar el límite de importación al área Caribe, y iii) la red que se necesita para incrementar el límite de importación al área suroccidental. La UPME recomienda la ejecución de las siguientes obras: Nueva subestación Ituango 500 kv. Nueva subestación Medellín 500/230 kv 900 MVA. Doble circuito Ituango Cerromatoso 500 kv. Línea Ituango Sogamoso 500 kv. Línea Ituango Medellín 500 kv. Reconfiguración de la línea Occidente Ancón 230 kv en Occidente Medellín y Medellín Occidente 230 kv. Nueva circuito Medellín Ancón 230 kv. Línea Cerromatoso Chinú 500 kv. Línea Chinú Copey 500 kv. Segundo transformador 500/220 kv 450 MVA en la subestación Copey. Nueva subestación Alférez 500 kv. Transformación Alférez 500/230 kv 900 MVA. Línea Medellín Virginia 500 kv. Línea Virginia Alférez 500 kv. Línea San Marcos Alférez 500 kv. Reconfiguración de la línea Pance Juanchito 230 kv en Pance Alférez y Alférez Juanchito 230 kv. Con respecto a la evaluación de estudios de solicitudes de conexión y actualización de cargos de nivel de tensión 4, durante el periodo de julio 2012 a junio de 2013 se ha dado concepto aprobatorio a 22 solicitudes entre conexiones al Sistema de Transmisión Nacional, STN, y Sistema de Transmisión Regional, STR, y proyectos para actualización de cargos por incorporación de nuevos activos de nivel de tensión 4. TABLA 9. SOLICITUDES DE CONEXIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE CARGOS DE NIVEL DE TENSIÓN 4 No PROYECTO FECHA EMISION RESPUESTA UPME 1 Estudio de conexión Subestación Gran Sabana 13-sep-12 2 Estudio de conexión PCH San Francisco 520kW 25-sep-12 3 Proyecto Segundo circuito Chinú-Boston 19-oct-12 4 Estudio de conexión Subestación El Siete 13-nov-12 5 Estudio de conexión San Fernando al STN 30 MW 5-dic-12 6 Compensación Capacitiva UBATE 115kV 11-dic-12 7 Estudio de conexión PCH Suba 2,6MW 21-dic-12 8 Estudio de conexión de la PCH Usaquén de 1.8 MW al SDL operado por Condensa 21-dic-12 9 Estudio de conexión Proyecto de cogeneración Ingenio Risaralda 15MW 9-ene-13 128
EE Eléctrica TABLA 9. SOLICITUDES DE CONEXIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE CARGOS DE NIVEL DE TENSIÓN 4 No PROYECTO FECHA EMISION RESPUESTA UPME 10 Estudio de conexión de la PCH Mulatos 2 de 8.32 MW al SDL operado por Empresas 9-ene-13 Públicas de Medellín 11 Estudio de conexión de la PCH Alejandría 9-ene-13 12 Compensación Capacitiva Bacatá, Tibabuyes, Usme 115kV 9-ene-13 13 Solicitud de Ampliación Subestación Caucasia 15-ene-13 14 Estudio de conexión Proyecto Generación Awarala Central Eléctrica 19.9MW 18-ene-13 15 Estudio de conexión Subestación Nueva Esperanza 500/120 kv - 450 MVA 12-mar-13 16 Estudio de conexión Subestación Caucheras 110KV 12-mar-13 17 Actualización cargos por uso activos Nivel IV Meta 15-mar-13 18 Conexión Proyecto Subestación Palmaseca 115 KV 4-abr-13 19 Conexión Tasajero II 15-abr-13 20 Conexión Proyecto Generación Hidráulica Carlos Lleras Restrepo 6-may-13 21 Actualización estudio subestación Alférez en el sur de Cali. Se solicita Modificación 6-may-13 para Alférez II de convencional a encapsulada 22 Conexión Proyecto Centrales Hidroeléctricas del Oriente Antioqueño Popal, SAN Miguel, San Matías, Molino, Sirgua, Paloma I y II 28-may-13 Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética 2.5. CONVOCATORIAS PÚBLICAS DE OBRAS DE TRANSMISIÓN UPME 01-2008 Nueva Esperanza subestación 500/230 kv y líneas asociadas en 500 kv y 230 kv (en área de influencia de Bogotá). Inversionista: Empresas Públicas de Medellín E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de licenciamiento ambiental y al proceso de prospección arqueológica UPME 02-2008 El Bosque subestación 220 kv y líneas asociadas en 220 kv (en área de influencia de Cartagena). Inversionista: Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de construcción, teniendo en cuenta que en el primer semestre de 2012 le fue aprobada la licencia ambiental al proyecto. UPME 02-2009 Armenia subestación a 230 kv y línea doble circuito a 230 kv (Eje Cafetero, CRQ). Inversionista: Empresa de de Bogotá S.A. E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de licenciamiento ambiental y el permiso de intervención sobre el Paisaje Cultural Cafetero. UPME 04-2009 Sogamoso subestación 500/230 kv y líneas asociadas en 500 kv y en 230 kv. Inversionista: Interconexión Eléctrica S.A. ISA E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso de licenciamiento ambiental, el cual se dividió en dos, uno para la subestación y otro para la línea. Dichos trámites han presentado atrasos, lo que ha afectado el inicio de la construcción de las obras y la puesta en servicio del proyecto inicialmente prevista para junio de 2013. UPME 05-2009 subestación Quimbo a 230 kv y líneas asociadas (influencia directa en los departamentos del Huila, Putumayo y Valle del Cauca). Inversionista: Empresa de de Bogotá S.A. E.S.P: En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría, especialmente al proceso 129
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 de licenciamiento ambiental, el cual se dividió en dos, uno para la línea Quimbo Altamira, la reconfiguración y la subestación, y otro para la línea Quimbo - Alférez. Para el primer grupo, se radicó el Diagnostico Ambiental de Alternativas, DAA, en septiembre de 2012 y en diciembre la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA, definió la alternativa sobre la cual elaborar el Estudio de Impacto Ambiental, EIA, el cual se radicó en abril de 2013 y en mayo se expidió el Auto de inicio de trámite. Para el segundo grupo, en octubre de 2012 se radicó el DAA y en enero de 2013 se solicitó recalificar las alternativas debido a problemas sociales con la alternativa inicialmente recomendada. A la fecha no hay pronunciamiento al respecto, lo cual implica un atraso en esta línea. UPME 02-2010 subestación Termocol a 230 kv y líneas asociadas (influencia directa en el departamento del Magdalena, permite la conexión de la central de generación del mismo nombre): Durante los meses de junio y julio de 2012 se llevó a cabo el proceso de selección de interventor e inversionista, en el cual se seleccionó a la empresa GENIVAR CRA S.A.S. como interventor y se adjudicó el proyecto a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P, ISA, al presentar la oferta con menor valor presente de los ingresos anuales esperados, correspondiente a US$5.040.624,91. UPME 03-2010 Proyecto Chivor Chivor II Norte - Bacatá a 230 kv (influencia directa en el departamento de Cundinamarca, especialmente en la ciudad de Bogotá): En enero de 2013 se dio apertura al proceso de convocatoria, dentro del cual se seleccionó en el mes de marzo al interventor Consorcio ACI SEDIC y en abril se adjudicó el proyecto a la Empresa de de Bogotá S.A. E.S.P, EEB, al presentar la oferta con menor valor presente de los ingresos anuales esperados, correspondiente a US$44.842.310. UPME 01-2010 Subestación Alférez a 230 kv y líneas asociadas (influencia directa en el departamento del Valle del Cauca): En la presente vigencia se realizó el seguimiento al proyecto con apoyo de la interventoría. La ruta crítica está definida por la licencia ambiental y la instalación de la subestación, la cual se definió que fuese encapsulada. En junio de 2012 se aceptó única alternativa dado que la línea es solo de 1.5 km y el lote de la subestación ya estaba definido. En octubre de 2012 se radicó el EIA y en febrero de 2013 la ANLA solicitó información adicional, la cual se entregó en marzo. A la fecha no hay pronunciamiento. La licencia debió estar en abril, por lo que se registra un atraso en el inicio de construcción. 2.6. ENERGIZACIÓN Y AMPLIACIÓN DE LA COBERTURA 2.6.1. Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Eléctrica- PIEC La UPME, en cumplimiento de la normatividad vigente, elabora quinquenalmente un plan indicativo de expansión de la cobertura de energía eléctrica, PIEC, para estimar las inversiones públicas que deben ejecutarse y las privadas que deben estimularse, en búsqueda de la universalización de este servicio. En el proceso de planeamiento realizado para el periodo 2013-2017, se partió de la estimación de las necesidades a diciembre de 2011, con datos provenientes de la aplicación de la metodología propuesta por la entidad publicada en la web, y cuyos resultados fueron presentados en un taller realizado en la tercera semana del mes de enero de 2013, con la participación de las empresas operadoras de red del Sistema Interconectado Nacional, SIN. Una de las conclusiones de esta reunión fue la revisión, con cada una de las empresas prestadoras del servicio de la información, del cálculo de este indicador para cada uno de los municipios. Se concertaron reuniones de trabajo con cada operador, proceso que tomó aproximadamente un mes, con la participación de 23 empresas. De esta forma, se obtuvieron unos datos de cobertura más actualizados y ajustados a la realidad de la región, datos del año 2012, por lo que se cambió el año base del planeamiento del PIEC. 130
EE Eléctrica GRÁFICO 8. ÍNDICE DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ICEE Y USUARIOS POR DEPARTAMENTO 2012 100% 2.000.000 90% 1.800.000 80% 1.600.000 70% 1.400.000 ICEE(%) 60% 50% 1.200.000 1.000.000 Usuarios 40% 800.000 30% 600.000 20% 10% 0% Amazonas Antioquia Arauca Atlántico Bogotá D.C. Bolívar Boyacá Caldas Caquetá Casanare Cauca Cesar Chocó Córdoba Cundinamarca Guanía Guaviare Huila La Guajira Magdalena Meta Nariño Norte de Santander Putumayo Quindío Risaralda San Andrés Santander Sucre Tolima Valle Vaupés Vichada 400.000 200.000 - Usuarios ICEE(95,58%) Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética, UPME En la gráfica se presenta la cobertura calculada por departamento y el número de viviendas con servicio. Se observa que la cobertura alcanzó el 95,58% a nivel nacional. El total de viviendas que tienen servicio son 11.569.602, de las cuales 202.364 tienen la prestación con solución aislada. De esta forma, se estimó que a diciembre de 2012, 535.613 viviendas no contaban con servicio de energía eléctrica. Esta cifra es el objetivo del Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura de energía eléctrica, PIEC, ya que a partir de esta herramienta se estima cómo estas necesidades pueden ser atendidas, si con interconexión a la red del SIN o con soluciones aisladas, y el valor de su inversión. 2.6.2. Planes de expansión de operadores de red El reglamento de los planes de expansión de los operadores de red fue aprobado el 27 de marzo de 2012 mediante la resolución MME 180465. En cumplimiento de lo establecido en el numeral 3.4 de esta norma, reglamento de las convocatorias para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión de cobertura, la UPME puso a disposición de los operadores de red, OR, el 28 de febrero de 2013, la herramienta computacional para el cargue de los planes de expansión de operadores de red junto con su respectivo instructivo. Adicionalmente, y si bien se expidió la resolución 9006 de enero 2013 modificando la fecha de presentación de los planes, la UPME ha adelantado el proceso de concertación de metas reuniéndose con 18 OR para revisar los resultados preliminares del PIEC en cada municipio y departamento. Es importante recordar que el proceso de presentación de los planes de expansión de los OR, inicia una vez se publiquen los resultados del PIEC, es decir en el mes de junio. A partir de esta fecha se cuenta con tres meses para la presentación de cada plan. Como resultado final de este proceso se expedirá un acto administrativo presentando las metas concertadas con los OR, por cada municipio y las inversiones requeridas para el cumplimiento de ellas. 131
Memorias al Congreso de la República 2012-2013 2.6.3. Planeamiento Zonas No Interconectadas - ZNI La UPME, para continuar con el lineamiento de política del Plan Energético Nacional, PEN, de esquemas de energización y aprovechando las sinergias que se han creado y/o fortalecido en torno al desarrollo de diferentes estudios y proyectos por parte de instituciones, academia y/u organismos de cooperación internacional, tales como IPSE, CREG, Universidad de Nariño, TETRA TECH ES INC, a partir del segundo semestre del año 2012 optó por iniciar, a través de convenios de asociación, la elaboración de una metodología tipo para la formulación de planes de energización rural sostenible a nivel departamental y/o regional en un horizonte promedio de quince años, que permitan dar lineamientos de política frente a la energización rural e identificar proyectos integrales y sostenibles en el corto, mediano y largo plazo. Se inició el proyecto piloto para Nariño con el alcance de llevar a cabo la caracterización del consumo energético, analizar la oferta disponible, identificar los proyectos energéticos y productivos disponibles, evaluar las alternativas para los proyectos energéticos, asociar los proyectos productivos, conformar proyectos integrales e incorporar los esquemas empresariales que permitan darle la sostenibilidad a los mismos. Posteriormente la metodología desarrollada se aplicará para Cauca y Putumayo con base en información secundaria; adicionalmente, se está gestionando su desarrollo en el Tolima, aprovechando las sinergias que se han generado en torno a la ejecución del contrato plan en dicho departamento. 2.7. DEMANDA DE ENERGÍA Durante el período comprendido entre julio de 2012 y julio 2013, se han realizado diversas actividades en el área de proyección de demanda de energía, entre las que se cuentan las siguientes: 2.7.1. Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia 2012 2031 Durante los meses de julio y noviembre de 2012, así como en marzo de 2013, se realizaron revisiones a las proyecciones de demanda en las cuales se incorporaron nuevos escenarios macroeconómicos suministrados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, y nuevas series poblacionales y de precios del DANE. Estas revisiones tienen en cuenta las tendencias recientes en la demanda durante el año. Teniendo en cuenta los ajustes, las nuevas proyecciones indican que en el escenario medio, se espera para los años 2013 un crecimiento de la demanda de 3,9%. Entre los años 2012 y 2020, una tasa media de crecimiento de 3,9% y de 3,0% para el periodo 2020 a 2030. 2.7.2. Proyecciones de demanda de energía eléctrica por sectores 2012 2015 Se realizó la proyección preliminar de demanda regulada y no regulada para los años 2013 2015, en esta se determina que persiste la tendencia a un aumento de la participación de los usuarios no regulados dentro del consumo energético de 33,6% en el año 2012 a 35,4% en el 2015. 2.8. USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA Y FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA El Plan de Acción Indicativo 2010-2015 del Programa de Uso Racional y Eficiente de la (URE) y demás Formas de No Convencionales (FNCE), PROURE, se viene ejecutando con algunas acciones prioritarias. Con la terminación del proyecto desarrollo de un piloto para la aplicación de la metodología de incorporación de URE y FNCE en la educación formal, niveles preescolar, básica y escuela media, en Colombia, se espera obtener una propuesta metodológica y un plan institucional para avanzar posteriormente en su apropiación e implementación a nivel nacional. 132
EE Eléctrica Para la promoción y viabilización de proyectos URE y FNCE, la UPME realizó una publicación enfocada a proponer esquemas financieros aplicables a este tipo de proyectos y, con el apoyo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, se avanzó en el diseño de una propuesta para la implementación de un proyecto piloto en el sector de agua potable. La Resolución 186 de 2012 fue expedida por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y, con el propósito de definir las condiciones de acceso a los beneficios tributarios para equipos, elementos y maquinaria destinados al desarrollo de planes y programas nacionales de producción más limpia, ahorro y eficiencia energética y FNCE. La UPME, mediante el proyecto de Eficiencia Energética en Edificaciones (EE), adelantó una consultoría cuyo objetivo era evaluar el mejor arreglo institucional para la promoción de proyectos de EE y FNCE, como respuesta al necesario fortalecimiento de las actividades de coordinación y articulación entre actores públicos y privados. Se concluyó la consultoría para el diseño de un modelo económico y financiero que permita el desarrollo de un programa nacional de sustitución de refrigeradores domésticos. Un nuevo insumo para la elaboración del Reglamento Técnico de Eficiencia Energética para Viviendas de Interés Social lo constituye la conclusión de un trabajo orientado a determinar las características técnicas de materiales. El fortalecimiento institucional, mediante la asistencia de profesionales del Ministerio de Minas y y la UPME a entidades del Brasil para revisar aspectos relacionados con la implementación del Programa de Conservación de la Eléctrica, PROCEL, el desarrollo del mercado de servicios energéticos ESCO s y la ejecución del proyecto de disposición final de refrigeradores. La firma del Acuerdo de Entendimiento entre la UPME y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo PNUD, permitió iniciar la ejecución del proyecto de etiquetado en eficiencia energética, con aportes del GEF (Global Environment Facility) que ascienden a US$2,5 millones y una contrapartida nacional de US$7,5 millones. El proyecto se enfocará al desarrollo de estrategias de fortalecimiento institucional, de mercado y culturales. Como parte de los procesos de innovación tecnológica en la industria, se continúa con la difusión, capacitación e implementación del sistema de gestión integral de la energía en diferentes regiones del país, con el apoyo de Colciencias, 15 universidades y diversas empresas del sector eléctrico. Los resultados del programa incluyen 200 gestores energéticos avanzados certificados; 31 líderes energéticos certificados; formación de docentes universitarios en el área Sistema de Gestión Integral de, SGIE; implementación de líneas de investigación y especializaciones en la materia en las universidades participantes; 42 empresas del sector industrial caracterizadas energéticamente y el desarrollo de herramientas pedagógicas para difusión del Sistema de Gestión Integral de, GIE. Igualmente, se avanza en la elaboración de la Guía Técnica Colombiana, GTC, de gestión integral de la energía. El Ministerio de Minas y y la UPME realizaron conferencias dirigidas principalmente a los sectores 133