Documento 2763 de 1995 DNP
DESCARGAS
DOCUMENTOCONPES DNP-2763-MINMINAS-UPME-UINF-DIMEN
(Bogotá, febrero 15 de 1995)
DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACIÓN
ESTRATEGIAS PARA EL DESARROLLO Y LA EXPANSION DEL SECTOR ELECTRICO 1995-2007
DOCUMENTO ORIGINAL: CONPES DNP-2763-MINMINAS-UPME-UINF-DIMEN
Este documento somete a consideración del CONPES la estrategia de desarrollo y expansión del Sector Eléctrico que busca asegurar el suministro de energía eléctrica durante el período 1995-2007, siguiendo los principios establecidos en las Bases del Plan Nacional de Desarrollo El Salto Social, y en concordancia con el Plan Energético Nacional y la Ley de Electricidad.
I. ANTECEDENTES
La Ley 143 de 1994 (1) establece que la planeación del sistema interconectado nacional se realizará en el corto y mediano plazo, de tal manera que los planes sean lo suficientemente flexibles y que cumplan con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía. Así, la estrategia de expansión que se somete a consideración del CONPES, además de considerar dichos requerimientos, busca una menor vulnerabilidad y la debida consideración de los factores de incertidumbre asociados a su desarrollo(2).
El plan de expansión de referencia aprobado por el CONPES en noviembre de 1993(3) definió como acciones prioritarias para el período 1995-2000, la promoción de 1470 MW de generación térmica(4) y la continuación de los proyectos hidroeléctricos en ejecución (Urrá y Porce II). Así mismo, recomendó dar impulso definitivo al plan de gas para atender la demanda de las plantas a ser construidas en el interior del país y para sustituir consumo de energía eléctrica.
En este documento se presenta la estrategia de expansión del sector eléctrico, incluyendo los programas de inversión y los lineamientos y políticas para el adecuado desarrollo de las actividades sectoriales, tanto en el sistema interconectado como en el no interconectado.
II. EXPANSIÓN DEL SISTEMA
La revisión al Plan considera las nuevas perspectivas de desarrollo del país, la evolución de los supuestos básicos, el estado de avance de los proyectos y sus capacidades parciales revisadas (anexo 1), la nueva legislación, el nuevo marco institucional, regulatorio y comercial, la cantidad y costo de los recursos energéticos disponibles, y las acciones requeridas para asegurar su adecuado desarrollo(5). Especial énfasis se dará al desarrollo del plan de microcentrales en zonas no interconectadas teniendo en cuenta el beneficio social que representa para estas regiones. A continuación se presentan sus principales elementos:
Proyecciones de Demanda
Se consideran tres escenarios de proyección de demanda de energía eléctrica para el período 1995-2007, que dependen principalmente del ritmo de penetración del gas, de la estrategia de ajuste tarifario y de la evolución del crecimiento económico del país.
En el escenario de referencia, en el cual se prevé un crecimiento del PIB del 5.17% promedio anual en el período 1995-2007(6), se estima que la demanda de energía eléctrica crecerá al 6.1% anual. Sobre este escenario de referencia, se simulan variaciones adicionales al crecimiento del PIB, a distintas estrategias de ajuste tarifario y a diferentes grados de penetración del gas, lo cual conduce a establecer un escenario alto con crecimiento de la demanda del 6.77% en promedio durante el período, y un escenario bajo con un crecimiento promedio de 4.84%.
Grafica No. 1
< GRAFICA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
El análisis del Plan de Expansión se llevó a cabo con el criterio general de abastecer la demanda del escenario de referencia (6.1% de crecimiento anual en el período 1995-2007), para lo cual será necesario incrementar la capacidad actual en 2696 MW durante el período 1995- 2000 y en cerca de 5900 MW para el período 2001-2007. En el Anexo 2 se muestran los valores de la demanda de energía y potencia para los tres escenarios considerados.
Cuadro No. 1
< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
B. Situación e infraestructura actual del sector
En la actualidad, el Sistema Interconectado Nacional cuenta con una capacidad efectiva total de 10079 MW(7), de los cuales 7865 MW son hidráulicos (78%) y 2214 MW térmicos (22%), más una capacidad de importación desde Venezuela de 150 MW que se verá incrementada durante 1995 en 100 MW por Cúcuta. Así mismo, cuenta con 1065 Km de líneas a 500 kV, 7653 Km de líneas a 230 kV, y 7297 Km de líneas a 115 kV.
Con una energía firme del sistema de 43000 GWh-año (Gigavatios-hora-año) y una potencia disponible promedio de 7614 MW, se atendió una demanda de energía de 39598 GWh y una demanda máxima de potencia de 6896 MW en 1994.
A finales de enero de 1995, las reservas hidráulicas del sistema interconectado nacional eran de 10138 GWh (71.6% de la capacidad total del embalse agregado) y la disponibilidad del parque térmico alcanzó valores cercanos al 70% (1594 MW). Si se compara esta situación con la registrada a finales de enero de 1992 (un mes antes de iniciarse el racionamiento del período 92- 93), cuando las reservas hidráulicas eran de 4637 GWh (39.7% de la capacidad total del embalse agregado) y la disponibilidad de las plantas térmicas del 63.8% (1125 MW), se puede observar que el sistema cuenta hoy con más del doble de las reservas de ese año, mientras la demanda sólo creció un 10.6% en total durante el período 1991-1994 (3.4% promedio anual).
De acuerdo con los análisis realizados por el Centro Nacional de Despacho(8), con las reservas hidráulicas y la disponibilidad del parque térmico actuales, y aún con la presencia del fenómeno del "Niño" durante el primer semestre (igual situación hidrológica a la registrada en 1992), el sistema podrá atender sin restricciones la demanda de energía durante el presente año.
También los análisis muestran que para el mediano plazo (1995-1998), aún en el caso extremo en el que el período seco se prolongara hasta finales del presente año (dos estaciones continuas con fenómeno "Niño", situación no registrada en Colombia desde cuando existe información hidrológica), con índices de disponibilidad promedio del parque térmico del 65%, y con las fechas de entrada en operación de los proyectos reportadas por sus promotores, la demanda de referencia se podrá atender con los índices de confiabilidad establecidos (95%).
Si fuera de estas condiciones hidrológicas extremas, se presentaran atrasos en los primeros proyectos del plan de expansión, se podrían enfrentar dificultades para atender la demanda en los veranos de 1996, 1997 y 1998, en proporciones cercanas a los límites tolerables y manejables(9),(10).
Conviene resaltar que el crecimiento proyectado de la demanda es mayor a las tasas históricas de los últimos cuatro años, y que el sector privado viene promoviendo proyectos que en su conjunto suman una capacidad muy superior a la de los que faltan por definir hasta el año 2000. En todo caso, para corregir desviaciones fuertes en los supuestos de proyección, el Gobierno Nacional ha diseñado un Plan de Contingencia que se presenta más adelante. Adicionalmente el Gobierno Nacional considera necesario insistir en la necesidad de hacer un uso eficiente y racional de energía que complemente las acciones aquí planteadas.
C. Expansión en Generación
Criterios de Expansión Considerados
Los criterios para seleccionar las estrategias de expansión para atender la demanda hasta el año 2007 son los siguientes: i) aumentar la componente térmica para disminuir la vulnerabilidad del sistema ante hidrologías críticas; ii) utilizar en forma eficiente los recursos energéticos disponibles en el país; iii) atender el escenario de demanda de referencia con una confiabilidad superior al 95%; iv) disminuir la vulnerabilidad regional a la indisponibilidad del sistema de transmisión nacional; v) mejorar la eficiencia energética reemplazando generación obsoleta de baja eficiencia; y finalmente, vi) lograr los criterios enunciados con el mínimo costo posible.
. Estrategias de Expansión de Generación
De las diferentes estrategias analizadas se consideraron cuatro, que además de cumplir con los criterios señalados, suponen índices de disponibilidad de por lo menos el 90% para plantas térmicas nuevas, de un mínimo del 65% para las existentes y no incluyen 80 MW efectivos correspondientes a plantas obsoletas de baja eficiencia energética(11). Los incrementos de capacidad previstos en las estrategias se presentan en el cuadro 2:
CUADRO 2
COMPOSICION DE LAS ESTRATEGIAS PERIODO 1995-2007
(MW)
ESTR. 1 ESTR. 2 ESTR. 3 ESTR. 4
GAS 5189 4839 3339 3039
CARBON 150 450 1050 1350
HIDRO 3175 3175 4295 4295
TOTAL 8514 8464 8684 8684
Las estrategias mencionadas fueron evaluadas económicamente: realizando una comparación en términos de valor presente esperado(12); estudiando las consecuencias de condiciones adversas extremas (vulnerabilidad del sistema); y a través del análisis de su robustez económica(13) ante variaciones en las condiciones de mercado, costos y atrasos de proyectos (incertidumbre). Con los costos estimados de los proyectos, el costo incremental promedio de largo plazo está alrededor de 3.91 centavos de dólar el kwh (a precios de 1994). Los resultados de la evaluación se presentan en el cuadro siguiente.
CUADRO 3
COSTO ECONOMICO DE LAS ESTRATEGIAS(14)
PERIODO 1995-2007
ESTRATEGIA US$94 Millones
1 4508
2 4566
3 4587
4 4653
Con respecto al análisis de robustez económica, se encontró que la estrategia con menor rango de variación es la 2, seguida muy cerca de la estrategia 1, con lo cual se asegura que, ante situaciones imprevistas, no se presente un desbordamiento de costos.
Para definir las estrategias se dividió el horizonte de planeación en dos períodos: el corto y mediano plazo (1995-2000) y el largo plazo (2001-2007). En el primer período, las estrategias son menos flexibles, debido a que la mayoría de los proyectos están definidos e incluso algunos se encuentran en construcción. En el largo plazo, el Plan es indicativo y por ello se consideran diferentes combinaciones de proyectos en las estrategias de expansión, aunque las decisiones sobre algunas centrales hidroeléctricas tendrán que tomarse en el presente y el próximo años. Todas las estrategias consideradas incluyen los proyectos en proceso de contratación o construcción: TEBSA (Termobarranquilla), Termovalle, Paipa IV, Porce II, Urrá y Miel I, proyectos que suman 1996 MW.
a. Expansión en generación, período 1995-2000
Los requerimientos adicionales de expansión de generación en el período 1995-2000 son 700 MW. La estrategia 1, incluye los proyectos en ejecución, más 700 MW adicionales a gas, y la estrategia 2 los proyectos en ejecución más 400 MW a gas y 300 MW a carbón. Con ambas estrategias se aumenta la firmeza del sistema, incrementando el componente térmico de 2214 MW a 3803 MW en el año 2000.
La estrategia 2, bajo condiciones de referencia, presenta un costo adicional de US$ 58 millones respecto a la estrategia 1. Sin embargo, teniendo en cuenta la incertidumbre asociada a las variables de costos, de crecimiento de la demanda y de suministro de combustibles, los análisis técnico económicos muestran que la estrategia 2 es más robusta. Además, el hecho de que la estrategia 2 incluya una carboeléctrica, presenta las siguientes ventajas para el sistema eléctrico nacional: i) la disponibilidad de combustible es menos vulnerable a sabotajes, sismos o avalanchas; ii) permite una diversificación energética en un sistema que tiende a desarrollarse con gas natural; iii) los costos operativos son más bajos, debido al menor costo de combustible, lo cual a su vez hace que la planta pueda emplearse con un mayor factor de utilización; iv) debido a su mayor firmeza, reduce en 50 MW los requerimientos de expansión en el período 2001-2007; y v) ofrece ventajas de carácter social y económico, tales como el fomento del empleo minero con un beneficio del orden de US$ 2 millones anuales y la contribución al desarrollo regional.
Por otra parte, teniendo en cuenta el estado de avance del proceso de contratación, la localización dentro del sistema y el grado de avance de la minería, el proyecto más adecuado para entrar en operación en las fechas requeridas es Termocesar.
Por las razones expuestas, a pesar de su mayor costo, se recomienda adoptar la estrategia 2 como plan de referencia en este período. El análisis detallado de los mayores costos financieros que representa la construcción de la planta de Termocesar y el mecanismo para asumirlos, deberán ser considerados dentro de los estudios que se realicen para definir la estructura empresarial que se conforme con los activos de ISA y de la Nación.
De esta forma la estrategia recomendada incluye: i) los proyectos en construcción o contratación: TEBSA, Termovalle, Paipa IV, Termocesar, Porce II, Urrá y la Miel I, que suman 2296 MW; y ii) 400 MW térmicos adicionales a ser instalados en el primer trimestre de 1998, cuyo combustible, tamaño y localización serán establecidos a criterio de los inversionistas interesados. Las fechas estimadas de entrada en operación del primer grupo de proyectos, según reporte de los inversionistas, satisfacen los requerimientos para el período 1995-2000 (cuadro 4):
Cuadro No. 4
< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
Es importante señalar que la fecha de entrada en operación del proyecto Termocesar en el primer semestre de 1999, que se hace indispensable por requerimientos de potencia, sólo será posible si el Ministerio del Medio Ambiente e ISA-GEN aceleran al máximo los trámites para otorgar la licencia ambiental.
Por otra parte, de presentarse el escenario alto de demanda (6,77 %) sería necesario instalar 600 MW térmicos adicionales en el período 1998-2000. Por esta razón, se deberá hacer un seguimiento estricto al crecimiento de la demanda para adoptar las decisiones requeridas en forma oportuna.
En la gráfica siguiente se muestra una comparación de la demanda de potencia máxima anual frente a la adición de capacidad, de acuerdo con la estrategia recomendada.
Grafica No. 2
< GRAFICA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
b. Expansión en generación, período 2001-2007
Los requerimientos adicionales de capacidad para las cuatro estrategias seleccionadas tienen la composición que se muestra en el cuadro 5(17):
CUADRO 5
COMPOSICION DE LAS ESTRATEGIAS PERIODO 2001-2007
(MW)
ESTR. 1 ESTR. 2 ESTR. 3 ESTR. 4
GAS 3750 3700 2200 1900
CARBON 0 0 600 900
HIDRO 2068 2068 3188 3188
TOTAL 5818 5768 5988 5988
La estrategia 2 es menos vulnerable a hidrologías críticas, debido a su elevada componente térmica, pero tiene una mayor vulnerabilidad al transporte y disponibilidad de gas. La cuantificación definitiva del gas que abastecerá los futuros proyectos deberá conocerse en el presente año, una vez se terminen los nuevos pozos exploratorios de Volcaneras y Opón. La disponibilidad de este recurso se revisará continuamente.
La posibilidad de ubicar las plantas térmicas con base en gas a lo largo de los gasoductos ofrece ventaja a la estrategia 2 sobre las estrategias 3 y 4, puesto que permite disminuir la vulnerabilidad regional a la indisponibilidad del sistema de transmisión eléctrico nacional(18).
Dado que las estrategias 2 y 3 son las más económicas y robustas, se recomiendan como indicativas para este período. Las capacidades y proyectos incluidos en estas estrategias se presentan en el cuadro 6.
Cuadro No. 6
< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
c. Potenciales Proyectos del Sector Privado
A título informativo, para ilustrar el interés del sector privado en participar en el desarrollo de proyectos, se presentan en el cuadro 7 las iniciativas sobre las cuales, de manera informal, tiene información el Gobierno Nacional.
Los proyectos que se lleguen a realizar durante los próximos años, formarían parte de la estrategia de expansión y podrían variar la composición de la misma. Conviene señalar que de concretarse tan sólo un 25% de las iniciativas privadas mencionadas, se cubriría la totalidad de los requerimientos hasta por 400 MW para la presente década, que aún no cuentan con inversionistas definidos. No obstante, para evitar la instalación de un exceso de oferta, y evitar sobrecargas financieras para el Estado o sus empresas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá los mecanismos para que las empresas públicas no adquieran compromisos de compra por encima de sus necesidades.
.
Cuadro No. 7
< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
D. Plan de Contingencia
En el proceso de ejecución de la expansión del sistema pueden presentarse problemas inesperados que afectan el desarrollo normal de la construcción de los proyectos. Las consecuencias generalmente son atrasos en la fecha de entrada de los mismos, con repercusiones eventuales en restricción, calidad y oportunidad del suministro. La Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- elabora planes de contingencia que permiten evitar o mitigar estas situaciones.
Para un horizonte que se inicia en el verano 1995-1996 y cubre este último año, se ha diseñado un plan de contingencia que incluye las siguientes medidas: i) no efectuar todos los retiros previstos de plantas obsoletas y mantener disponibles algunas de ellas; ii) adelantar negociaciones con Venezuela para tener una opción de compra de 100 MW durante los cuatro meses del verano 1995-1996; iii) promover algunos proyectos a ejecutar por parte del sector privado, incluyendo adiciones de los existentes; iv) instalar directa o indirectamente 100 MW en una turbogas que entre en operación comercial para el primer semestre de 1996; y v) realizar la operación del sistema considerando hidrologías críticas para el período 1995-1996. De todas maneras, el desarrollo de estos proyectos depende en gran medida del tratamiento de emergencia en el trámite de las licencias ambientales.
La puesta en marcha de este Plan, o de los que se planteen en el futuro, se hará si la evolución de la situación operativa del sistema y el desarrollo de los proyectos del Plan de Expansión así lo determinan, de acuerdo con las evaluaciones trimestrales que deberán presentarse al CONPES.
E. Expansión de la Transmisión
Los requerimientos de transmisión dependen de la ubicación y magnitud de los proyectos de generación, así como de la proyección de demanda y la distribución espacial de la misma. También se ha considerado el horizonte dividido en dos períodos.
Los objetivos básicos en el período 1995-2000 son: i) asegurar la evacuación de la energía de los nuevos proyectos; ii) consolidar la red de transmisión de 500 kV y 230 kV; iii) disminuir la vulnerabilidad energética del suroccidente; iv) integrar al sistema interconectado los sistemas regionales de Putumayo y Urabá; y v) garantizar una reserva adecuada en la infraestructura de transformación 230/115 kV.
Las principales líneas que deberán entrar en este período son las interconexiones a 500 kV entre el Centro y el Suroccidente del País y entre el Nordeste y la Costa Atlántica; la transmisión a 230 kV, entre Cerromatoso y Urabá, entre Ibagué y Betania y la finalización de la línea Bucaramanga-Ocaña-Cúcuta (Anexo 3 y mapa).
El plan de expansión de transmisión para el período 2001-2007, correspondiente a la estrategia 2 (anexo 4) constituye básicamente una referencia de lo que sería la red objetivo del sistema.
F. Lineamientos para la Expansión en Subtransmisión y Distribución
Dado que actualmente el Sector Eléctrico no cuenta con un plan consolidado de expansión de Subtransmisión y Distribución, se requiere definir los principales lineamientos e instrumentos para su desarrollo(19).
El rezago en las inversiones en este sistema ha ocasionado elevados niveles de pérdidas, deficiente calidad del servicio y baja cobertura en algunos lugares del país(20).
En la definición de los criterios para desarrollar el plan de expansión de subtransmisión y distribución deberán tenerse en cuenta los siguientes elementos: i) atender la demanda con una confiabilidad superior al 95%; ii) ampliar la cobertura del servicio en el país en el período 1995- 1998 por lo menos al 90%; iii) mejorar los índices de calidad del servicio; iv) reducir pérdidas; y v) compatibilizar la expansión de subtransmisión y distribución con la de generación y transmisión.
de la Expansión en Subtransmisión y Distribución
Los instrumentos para viabilizar la ejecución de las inversiones prioritarias de estos sistemas son:
a. Financieros
Teniendo en cuenta que la mayoría de las empresas distribuidoras no generan recursos propios suficientes para adelantar las inversiones requeridas, se ejecutarán las siguientes acciones: i) definir las fuentes para atender el pago de la totalidad de los subsidios(21); ii) revisar los criterios y metodologías para realizar la estratificación; iii) fortalecer el patrimonio de las empresas, con participación privada(22); iv) adecuar la línea de crédito presupuestal aprobada por el CONPES(23), para las electrificadoras con mercados débiles (anexo 6); v) gestionar una operación de crédito tradicional hasta por US$ 100 millones y una línea de financiación contingente para proyectos con participación privada; vi) promover la financiación de proyectos de infraestructura, incluyendo las áreas correspondientes a estratos de menores ingresos, con recursos del Fondo Nacional de Regalías; y vii) adecuar las normas crediticias de la Financiera Energética Nacional -FEN- para que pueda otorgar empréstitos por proyectos.
b. Administrativos y de Mercado
En este sentido se propone: i) impulsar los acuerdos de productividad y de gestión; ii) asimilar nuevas tecnologías de administración(24); iii) Adelantar la profesionalización en la participación del Gobierno Nacional en las Juntas Directivas(25); y iv) impulsar los procesos para la comercialización de energía.
Descentralización y Autonomía Empresarial
Para lograr una gestión empresarial en el sector, de tal manera que pueda desarrollar eficazmente sus objetivos en un escenario de competencia, se requiere flexibilizar las normas presupuestales, armonizándolas con el espíritu de las leyes de electricidad y de servicios públicos domiciliarios.
. Promoción de Empresas Locales o Regionales de Distribución
Como un mecanismo para aumentar la eficiencia en la prestación de los servicios de distribución, se promoverá la creación de empresas locales que atiendan municipios o grupos de municipios. El Ministerio de Minas y Energía apoyará las iniciativas municipales y regionales para la formación de estas empresas, preferiblemente con la participación de los usuarios en el capital de las mismas, los trabajadores y las organizaciones solidarias locales y regionales. Se busca, de esta manera, democratizar la propiedad y generar procesos locales de autofiscalización en la prestación del servicio de energía eléctrica. Para apoyar el desarrollo de estos procesos, en los aspectos técnicos e institucionales, se utilizarán recursos del crédito del Banco Mundial de Asistencia Técnica al sector energético.
G. Expansión en Zonas No Interconectadas
Las zonas no interconectadas del país cubren un área cercana a 600.000 km2, que representan alrededor del 52% del territorio nacional. Actualmente la cobertura de la prestación del servicio en estas zonas no supera un 50% de los usuarios potenciales y la confiabilidad de la prestación del servicio, medida en términos de su duración, no alcanza un 30 %. De otra parte, la oferta de energía, basada exclusivamente en soluciones Diesel, encarece los costos de prestación y limita las posibilidades del Estado y los usuarios de acceder al servicio.
Para atender esta problemática la estrategia de expansión en zonas no interconectadas, para el período 1995-2000, incluye las siguientes acciones:
. Expansión y sustitución del parque de generación(26):
Contempla incrementar la capacidad instalada actual de 42 MW térmicos a cerca de 130 MW hidráulicos y térmicos en el 2000. Lo anterior supone la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas en las localidades de Mitú, Puerto Carreño, La Macarena, López de Micay - Puerto Sergio, Guapi, Bahía Solano, Juradó, Unguía y Acandí, entre otras, así como la instalación o rehabilitación de plantas diesel donde la solución hidroeléctrica o con otras fuentes no convencionales de energía no sea posible (Anexo 7). Así mismo, el Gobierno Nacional apoyará a la Electrificadora del Chocó para la adquisición y rehabilitación de la microcentral de La Vuelta.
. Mejoramiento de la calidad del servicio
A través de la asignación de subsidios directos de presupuesto nacional, será posible ofrecer gradualmente una prestación del servicio durante las 24 horas del día(27), donde ello sea económicamente viable, y expandir los sistemas de distribución actual.
. Fortalecimiento institucional y financiación
Para asegurar la prestación del servicio, se apoyará la conformación de organizaciones empresariales autónomas y sostenibles, con participación mayoritaria de entes territoriales y usuarios. Con este propósito, el Gobierno Nacional, a través del Instituto Colombiano de Energía Eléctrica -ICEL-, continuará apoyando a los entes territoriales en esta iniciativa con los recursos financieros y tecnológicos necesarios para su consolidación. Adicionalmente, se ampliará el ámbito de acción del ICEL para cubrir zonas aisladas de otras regiones del país que hoy no están siendo atendidas.
Con las acciones descritas, al finalizar la década se busca alcanzar un cubrimiento cercano al 90% en las cabeceras municipales y en las poblaciones rurales de más de 1.000 habitantes. Estas inversiones demandarán recursos superiores a los US$ 200 millones, que serán financiados a través del Fondo Nacional de Regalías (US$ 80 millones) y del Presupuesto Nacional (US$ 120 millones).
H. Energización Rural
Actualmente existen cerca de un millón de hogares campesinos sin acceso al servicio de energía eléctrica, distribuidos en todo el país. Por lo tanto, además de las acciones que adelantará el ICEL y las electrificadoras, vía Fondo de Cofinanciación DRI y Fondo Nacional de Regalías se destinarán recursos cercanos a US$ 100 millones para energización rural durante los próximos cuatro años. Con estos recursos se espera incrementar la cobertura del sistema de energía eléctrica en 100.000 nuevos suscriptores(28). Además de contemplar la extensión de las redes del sistema interconectado, los programas de energización rural incluirán proyectos de suministro de gas, y otros hidrocarburos, así como la utilización de fuentes no convencionales de energía.
La asignación y distribución de estos recursos se efectuará a través de las Unidades Departamentales de Cofinanciación, buscando coherencia con los planes de desarrollo regional, el uso eficiente e intensivo, más que extensivo, de la electricidad, el aprovechamiento de nuevas tecnologías y el cumplimiento de las regulaciones sectoriales.
I. Uso Racional de la Energía
En la actualidad, el sector adelanta un programa Nacional de Uso Racional de Energía, que incluye las siguientes acciones prioritarias: i) la sustitución de electricidad por gas natural y GLP (Gas Propano) en el sector residencial; ii) los programas de uso eficiente promovidos por el Instituto de Ciencias Nucleares y Energías Alternativas -INEA-; y iii) las campañas educativas dirigidas a los consumidores buscando crear una cultura de uso racional de energía. El Ministerio de Minas y Energía y las empresas del sector continuarán apoyando este programa, para que se constituya en un elemento básico de la estrategia de expansión.
III. RESPONSABILIDAD DE LOS AGENTES EN LA EXPANSIÓN
A. El papel del Estado
Para garantizar el desarrollo de la expansión, la función del Estado se dirigirá principalmente a la creación de las condiciones para que los diferentes agentes participen activamente en las inversiones requeridas por el sistema. Durante la transición hacia un esquema de mercado, podrían ser necesarias algunas inversiones públicas directas. Sin embargo el Gobierno Nacional, a menos que sea estrictamente necesario, no aportará recursos del presupuesto nacional para ningún proyecto de generación distinto a Urrá y a los previstos en las zonas no interconectadas.
No menos importancia se otorgará a la protección del usuario y a la vigilancia de las empresas por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, así como a la conformación de sistemas de información que permitan a los diferentes agentes actuar en un mercado de libre competencia.
En el corto plazo, la acción estatal se concentrará en: i) culminar la reglamentación de las leyes de electricidad y de servicios públicos; ii) consolidar los procesos de reforma institucional, especialmente en ISA y las distribuidoras; iii) fortalecer los entes de planeación, regulación, fiscalización y control; iv) mantener la capacidad técnica de ISA-GEN(29) para la ejecución de proyectos requeridos que no sean emprendidos por el sector privado, así como para apoyar la ejecución de proyectos regionales; y v) mejorar la atención de las zonas no interconectadas a través del ICEL.
B. Responsabilidad en la Ejecución de los Proyectos
Las empresas que adelanten proyectos de expansión en generación, sean públicas o privadas, deberán efectuar ante la UPME el registro del proyecto, que garantizará el cumplimiento del cronograma de entrada de operación y las características inicialmente programadas, mediante una póliza de cumplimiento u otro instrumento similar.
Así, en el desarrollo de nuevos proyectos del Plan de Expansión podrán participar: i) los agentes privados que lo consideren conveniente bajo su propio riesgo; ii) las empresas públicas y las regiones, directamente o en asociaciones, siempre y cuando tengan capacidad técnica, administrativa y financiera, y a través de procesos transparentes y competitivos. En consecuencia, ninguna empresa pública de cualquier orden territorial podrá adquirir compromisos de compra de energía sin haber efectuado un proceso de concurrencia según las normas legales, el Gobierno Nacional interpondrá los recursos a su alcance para evitar que se violen estas normas; iii) las empresas públicas que estén dispuestas a enajenar activos productivos, y que requieran mantenerse como entidades públicas para obtener la Garantía de la Nación con el fin de acceder a recursos de crédito blando; y iv) el Gobierno Nacional a través de ISA-GEN, en los casos extremos en que se requiera iniciar un proyecto y éste no haya sido registrado por ningún otro agente.
En lo sucesivo, el sector privado deberá asumir cada vez mayores riesgos de mercado en la inversión de proyectos, por lo que las garantías financieras, en la forma en que se han otorgado (con aval de la Nación), irán desapareciendo en la medida en que se desarrolle una adecuada regulación y estructura de mercado.
IV. OTROS ASPECTOS RELEVANTES
A. Consolidación Institucional y Regulatoria del Sector Eléctrico
Para consolidar el marco institucional e impulsar la implantación rápida de la competencia en un mercado abierto de electricidad, en los próximos dos meses se efectuará la separación formal de la actual ISA en dos empresas: una de transmisión (ISA-T) y otra de generación (ISA-GEN). Y, a partir del segundo semestre del presente año, se conformará una
"holding" con los activos de ISA-GEN y de la Nación(30). De esta manera, se crearán varias empresas en diferentes regiones del país, sobre las cuales se procederá a vender participaciones accionarias, manteniendo a ISA-GEN como una empresa matriz, esencialmente estatal, y conservando toda su capacidad técnica para emprender y apoyar proyectos cuando sea necesario. En este proceso se tendrán en cuenta los esquemas que hagan viable la participación regional en la propiedad de algunos de los activos de generación que posee la Nación, de acuerdo con los preceptos legales.
Para asegurar el desarrollo de la expansión y su consistencia con la operación del sistema, la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- establecerá en el reglamento de operación: i) instrumentos contractuales para cubrir riesgos de mercado de los agentes que participen en la expansión; ii) mecanismos para evitar que los intereses financieros de los generadores primen sobre los criterios de seguridad y economía en la operación; iii) criterios para el adecuado tratamiento de las variables de incertidumbre en la operación; y iv) las responsabilidades del Consejo Nacional de Operación y las empresas en la operación del sistema.
B. El Plan de Gas
El proceso de reordenamiento institucional para desarrollar el sector de gas incluye: la consolidación del sistema de gasoductos, y el otorgamiento y contratación de las áreas necesarias para la distribución. Para ello, durante el primer semestre del presente año se conformará la empresa ECOGAS, cuyo objeto será la construcción y operación de gasoductos y, eventualmente, la comercialización de gas. Con este programa global se prevé un fuerte impulso a la sustitución de electricidad por gas para cocción de alimentos y calentamiento de agua. Los estimativos preliminares indican que se extenderá el servicio de gas domiciliario a más de 1,2 millones de nuevos usuarios desde ahora hasta 1998.
La infraestructura principal para el transporte de gas se estará completando durante 1996. Se espera que durante ese año entren en operación los gasoductos de Ballenas-Barranca, Centro- Oriente, Medellín-Sebastopol y Mariquita-Cali. Paralelamente, se están desarrollando los procesos necesarios para la construcción de las redes domiciliarias que atenderán el servicio en los diferentes municipios. Igualmente, es fundamental dentro del plan, la construcción de la segunda plataforma de Chuchupa en la Guajira, que deberá estar lista en el primer trimestre de 1997.
Igualmente, para el desarrollo del sector, se requiere la expedición de las principales normas regulatorias por parte de la CREG, las cuales deberán estar listas el próximo mes de marzo. Así mismo, es urgente la definición del esquema de contratos de suministro de largo plazo por parte de los comercializadores de gas.
C. La Cogeneración
Se ha estimado que existe un potencial superior a los 200 MW para ser desarrollado a partir de tecnologías de cogeneración, con lo cual los costos por KWh disponible podrían reducirse en más de un 30%(31). Para facilitar el desarrollo de este potencial, la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- establecerá la regulación correspondiente, haciendo énfasis en tópicos como la comercialización de excedentes, el tratamiento de las contribuciones, y los procedimientos de cobro de peajes, entre otros.
D. Calidad del Servicio en el Sector Productivo
Las interrupciones y fluctuaciones del servicio ocasionan importantes traumatismos en los procesos industriales(32). Para corregir esta situación y asegurar una mayor confiabilidad en el servicio, la CREG desarrollará instrumentos contractuales para la comercialización de energía con usuarios finales, con estímulos y penalizaciones a la calidad de la energía suministrada.
E. Plan de Estudios
Se requiere contar con un amplio catálogo de opciones de generación para obtener planes de referencia adecuados. Para ello se realizarán los estudios de preinversión de proyectos que además de tener características ambientales favorables, cumplan alguno de los siguientes criterios: i) corregir la baja regulación del sistema actual; ii) mejorar el comportamiento eléctrico del sistema y reducir costos de transmisión; o iii) ser de propósito múltiple.
La UPME preparará durante el presente año un cronograma para la ejecución de los estudios que cumplan con los anteriores criterios y que sirva para llevar a cabo futuras revisiones del plan de referencia. El esquema de financiación y la entidad responsable de elaborar cada estudio serán definidos conjuntamente con las empresas del sector. En el anexo 8 se muestran algunos proyectos reportados por las empresas.
F. Investigación y Desarrollo Tecnológico
Los avances tecnológicos son fundamentales para lograr los objetivos económicos y ambientales de la estrategia de expansión propuesta. Con este propósito se adelantarán las siguientes acciones:
. Investigación aplicada y desarrollo tecnológico
Los programas principales incluyen: i) desarrollo y aplicación de nuevos combustibles para la generación de energía eléctrica, principalmente a partir de emulsiones de fondos de refinería o crudos pesados; ii) desarrollo de nuevas tecnologías de conversión de energía a partir del carbón; y iii) estandarización, certificación y control de calidad de equipos y procesos. La ejecución de estos programas demandará recursos cercanos a los $13.500 millones durante los próximos cuatro años (anexo 9).
Para su financiación, además de los recursos que destinará el Gobierno Nacional, a través de Colciencias, INEA, Instituto Colombiano del Petróleo -ICP- y el Fondo de Investigaciones del Carbón -FONIC- es necesario, de conformidad con lo establecido en el artículo 4o. de la ley 29, que las empresas del sector eléctrico continúen su apoyo decidido al programa de investigación sectorial, y en especial a la conformación de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico -CIDET-.
. Formación de Recursos Humanos
Con el propósito de atender las deficiencias en cantidad y calidad del recurso humano, se propone que las diferentes empresas del sector creen fondos Colciencias-Icetex-Empresas. Estos programas podrían lograr la formación avanzada de un número importante de profesionales durante los próximos cuatro años.
G. Dimensión Ambiental en la Expansión
La viabilidad ambiental del plan de expansión se concreta en la medida en que cada proyecto obtiene su licencia ambiental. Con el objeto de que los proyectos entren oportunamente, el Ministerio del Medio Ambiente agilizará los trámites de expedición de estas licencias, especialmente para aquéllos que deban entrar antes del año 2000, donde los plazos son críticos. Así mismo, se deberá adelantar acciones tendientes a crear un registro de los proyectos en el Ministerio de Medio Ambiente y a la estandarización de los términos de referencia del Diagnóstico Ambiental de Alternativas y de los Estudios de Impacto Ambiental. Por su parte, las empresas y la UPME revisarán las metodologías actuales de evaluación ambiental, haciendo énfasis en la inclusión de las variables ambientales en los procesos de planeación y decisión de los proyectos del plan de expansión.
V. AGENDA DE DECISIONES
Las estrategias de expansión planteadas constituyen guías para el desarrollo futuro del sector eléctrico y la agenda de decisiones tiene como objetivo precisar las determinaciones a ser adoptadas durante el presente cuatrienio (1995-1998) para materializar las diferentes estrategias y políticas que se plantean en este documento. Las actividades necesarias para cumplir con el anterior objetivo son:
A. Generación
* Apertura de la licitación, por parte de ISA-GEN, para la contratación de la Central Carboeléctrica del Cesar, a más tardar en mayo de 1995.
* Dependiendo de la evolución de los proyectos que concrete el sector privado en el primer semestre de 1995, ISA-GEN iniciará el proceso para contar con por lo menos 100 MW térmicos a gas adicionales.
* Promoción del desarrollo de otros 300 MW térmicos, de tal manera que la contratación se inicie el primer semestre de 1996.
* Revisión, por parte de Ecopetrol, de la disponibilidad de gas para generación eléctrica, una vez concluido el proceso de evaluación final de las reservas de gas del Magdalena Medio y Casanare, a más tardar a finales de 1995.
* Elaboración y finalización de diseños de por lo menos 2000 MW hidroeléctricos, para tenerlos disponibles, con pliegos de contratación, durante el período 1996-1998. Los proyectos son Calima III, Sogamoso, Nechí, Fonce, Guaico y Miel II, así como las ampliaciones de San Carlos, Betania y Guavio. Así mismo, se deberán profundizar los estudios ambientales de los proyectos a nivel de factibilidad, y en especial los del proyecto Arrieros del Micay.
* Apertura de los procesos de contratación de los proyectos hidroeléctricos Calima III por parte de EPSA y del Guaico por parte de EPM, durante 1996, y posiblemente con participación privada, para asegurar su entrada en operación a más tardar en el año 2003.
* Elaboración, por parte de la UPME y las empresas del sector, de un banco de proyectos de generación, antes de finalizar el presente año.
* Elaboración por parte de la CREG de la regulación del mercado del gas y el perfeccionamiento de los esquemas de contratos de suministro de combustible para los proyectos de gas previstos. La CREG adelantará esta actividad durante el primer semestre de 1995.
* Desarrollo, por parte de la UPME, durante el primer semestre de 1995, de un mecanismo de registro de proyectos, que permita hacer una planeación adecuada del sector, que contenga garantías y penalizaciones. A su vez, la CREG reglamentará la utilización de este registro por parte de los generadores.
* Enajenación de acciones y activos de generación de la Nación durante el período 1995- 1997, por parte del Ministerio de Minas y Energía con la colaboración del Departamento Nacional de Planeación y del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
* Definición, por parte del Ministerio de Minas y Energía y del Departamento Nacional de Planeación, de los esquemas de financiación de los 88 MW de generación en las zonas no interconectadas. El ICEL abrirá las licitaciones correspondientes en el período 1995-1996.
* Promoción, por parte de ECOPETROL, de la utilización comercial de las emulsiones como combustible alternativo en el sistema interconectado, para lo cual se recomienda al Instituto Colombiano de Petróleo iniciar un estudio de factibilidad de un proyecto termoeléctrico antes de finalizar el presente año.
B. Transmisión
* El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, el Ministerio de Minas y Energía, el Departamento Nacional de Planeación e ISA-T concretarán la operación de crédito para la financiación del Tercer Plan de Transmisión durante el primer semestre de 1995; ISA- T pondrá el Plan en ejecución.
* Con el fin de determinar las acciones necesarias, las empresas presentarán a la UPME un diagnóstico del estado de su infraestructura de transformación a todos los niveles de voltaje, antes de finalizar el presente año.
C. Distribución
* Definición por parte del Ministerio de Minas y Energía, del esquema de apoyo financiero a las empresas de mercados débiles, durante el primer trimestre de 1995.
* Gestión y perfeccionamiento, por parte del Ministerio de Minas y Energía, Ministerio de Hacienda y Crédito Público y del Departamento Nacional de Planeación, de una operación de crédito por US$ 100 millones para distribuidoras durante 1995.
D. Otros
* Conformación de ECOGAS con participación del sector privado, durante el primer semestre de 1995.
* Desarrollo por parte de ECOPETROL de la utilización industrial del combustible CCTA (Combustóleo-Carbón-Tensoactivo), durante el período 1995-1996.
VI. RECOMENDACIONES
Con base en lo anterior, el Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de Planeación recomiendan al CONPES:
1. Adoptar la estrategia de inversiones y la agenda de decisiones propuestas en este documento.
2. Solicitar al Departamento Nacional de Planeación, al Ministerio de Minas y Energía y a la FEN, gestionar una operación de crédito con la Garantía de la Nación hasta por US$ 100 millones para fortalecer los sistemas de subtransmisión y distribución de energía.
3. Encargar al Ministerio de Minas y Energía el seguimiento de los proyectos del Plan de Expansión, que permita tomar las medidas correctivas frente a desviaciones en su entrada en operación y en los programas de mantenimiento que aseguren la disponibilidad de las plantas existentes. A través de la UPME, establecer un registro obligatorio de los proyectos del Plan de Expansión a ser ejecutado por los diferentes agentes, que incluya pólizas de garantía o instrumentos similares para el cumplimiento del plazo de ejecución.
4. Solicitar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, culminar en el primer semestre de 1995, la reglamentación correspondiente a la operación del sistema, la bolsa de energía, la cogeneración, los contratos de suministro de combustible, los contratos especiales de compra de energía de la industria y la regulación del mercado de gas, así como la definición de los mecanismos que garanticen la concurrencia en los procesos de compra de energía por parte de las empresas públicas, y eviten que estas empresas adquieran compromisos contractuales de compra por encima de sus necesidades.
5. Encargar al Ministerio de Minas y Energía, con el apoyo del Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Departamento Nacional de Planeación, según sean sus competencias, poner en marcha y realizar el control y seguimiento de las siguientes acciones:
a) La promoción y ejecución de estudios de preinversión en proyectos que permitan solucionar los problemas estructurales de suministro del sistema de generación y transmisión.
b) El control y seguimiento del Programa de Masificación de Gas y el desarrollo de su régimen regulatorio, que garantice la disponibilidad de este energético a mediados de 1996.
c) El control y seguimiento del programa de reducción de pérdidas de energía con el apoyo de la FEN.
d) Establecer instrumentos financieros y presupuestales para la ejecución del programa de expansión en distribución.
e) Efectuar el desarrollo y seguimiento de un Plan Nacional de Uso Racional de Energía y la identificación de los recursos necesarios para su ejecución.
f) Continuar con las gestiones necesarias para asegurar la financiación del Tercer Plan de Transmisión.
g) Definir el mecanismo de ejecución de la línea de crédito para las empresas con mercados débiles.
h) Desarrollar el proceso de escisión de ISA, y la enajenación de activos y acciones de la Nación, considerando esquemas empresariales, mediante la creación de empresas que agrupen los activos de generación, y que promuevan la competencia en el mercado mayorista de electricidad.
i) Definir el esquema financiero para asumir los mayores costos que demanda Termocesar frente a otras alternativas.
6. Encargar a las empresas del sector la continuación de los programas de Uso Racional de Energía, mantenimiento y reposición de equipos, recuperación de plantas e incremento en la disponibilidad del parque existente, y establecer los mecanismos de control necesarios para su cumplimiento. Así mismo, el planeamiento de los sistemas de la expansión de los sistemas de transformación.
7. Solicitar a cada una de las empresas interconectadas, bajo la coordinación de la Unidad de Planeación Minero Energética, adelantar los estudios para compatibilizar el Plan de Expansión de Referencia con sus planes de subtransmisión, distribución, reducción de pérdidas y gestión de carga.
8. Solicitar al Ministerio del Medio Ambiente, dar un trámite preferencial y acelerado para el otorgamiento de las licencias ambientales que forman parte de la estrategia de expansión, incluidos los gasoductos. El Ministerio de Minas y Energía dará apoyo técnico para el diseño de los mecanismos correspondientes, y a través de la UPME hará énfasis en la inclusión de la variable ambiental en los análisis de la expansión.
9. Solicitar a Ecopetrol, cumplir con las fechas establecidas para el Desarrollo del Plan de Gas, con el fin de lograr sus objetivos, y especialmente asegurar el suministro de este energético de acuerdo con los requerimientos de este Plan.
10. Encargar al Ministerio de Minas y Energía, efectuar durante el primer semestre de 1996, la revisión del Plan de Referencia y un monitoreo continuo a la evolución de la demanda, así como la adopción del plan de contingencia en caso de que sea necesario.
11. Encargar al Ministerio de Minas y Energía y al Departamento Nacional de Planeación presentar al CONPES un informe trimestral de seguimiento de la operación y expansión del sistema.
ANEXO - ESTADO ACTUAL DEL PLAN DE EXPANSION
Actualmente, se encuentran en proceso de construcción o contratación 2296 MW, de los cuales 1189 MW corresponden a proyectos térmicos (52%) y 1107 MW a proyectos hidráulicos (48%). El estado de avance de estos proyectos, y las fechas reportadas por las empresas promotoras de los mismos, es el siguiente:
a) Proyecto Termobarranquilla (747 MW nuevos, 507 MW netos adicionales): Este proyecto lo ejecutará CORELCA y el sector privado y se encuentra en la fase final de negociación del contrato de compra de energía. El cronograma previsto de entrada de unidades es el siguiente: 97 MW en enero de 1996, 97 MW en febrero de 1996, 97 MW en marzo de 1996, 130 MW en julio de 1996, 97 MW en abril de 1997, 97 MW en julio de 1997 y 130 MW en diciembre de 1997.
b) Proyecto Termovalle (232 MW): En la actualidad se adelanta el proceso de cierre financiero y la elaboración del estudio ambiental. Se estima que entrará en operación en su totalidad en julio de 1996.
c) Proyecto Termopaipa IV (150 MW): Actualmente se adelanta el estudio de impacto ambiental y se inician labores de construcción.Se estima que entrará en operación en el tercer trimestre de 1997.
d) Proyecto Termocesar (300 MW): En la actualidad se adelantan los estudios de diagnóstico ambiental de alternativas y se tiene los pliegos de licitación prácticamente listos. La fecha de entrada de este proyecto está prevista para el segundo trimestre de 1999, sujeto a la expedición oportuna de la licencia ambiental.
e) Proyecto Hidroeléctrico Urrá (340 MW): Se adelantan las obras civiles principales con la construcción de los túneles de desviación, ataguía, bocatoma y casa de máquinas. El proyecto cuenta con licencia ambiental y se ha previsto la entrada en operación de la primera unidad en el primer trimestre de 1999.
f) Proyecto Hidroeléctrico Porce II (392 MW): Se inició la construcción el primero de noviembre de 1994. Está prevista su entrada en operación de la primera unidad a mediados de 1999.
g) Proyecto Hidroeléctrico Miel I (375 MW). Se adjudicó en noviembre de 1994. Se adelantan obras de infraestructura básica en campamentos y construcción de vías. La entrada en operación se estima para el segundo semestre de 1999.
Con relación al cronograma preliminar previsto en el plan de expansión de Noviembre de 1993, se observan ajustes en las capacidades inicialmente estimadas y en las fechas de entrada de algunos proyectos, principalmente porque en 1993 éstos no contaban con los estudios de factibilidad y diseño definitivos. En particular, Termovalle se contrató recientemente con una capacidad adicional de 82 MW y Termobarranquilla se diseñó con 267 MW más (27 MW netos). Aunque las primeras unidades de este último proyecto entrarán en operación dos o tres meses después de las fechas previstas en un comienzo, en conjunto tendrá un adelanto de cerca de dos años.
De acuerdo con los análisis de la situación energética a mediano plazo, efectuados por el Centro Nacional de Despacho, con estas fechas y las nuevas capacidades, no se presentarán dificultades para atender la demanda con niveles de confiabilidad adecuados33.
ANEXOS
CRONOGRAMA PRELIMINAR Y FECHAS ACTUALIZADAS PARA ENTRADA EN OPERACION DE PROYECTOS
Período 1995-2000
< ANEXOS NO INCLUIDOS. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
ANEXO ESTRATEGIA DE APOYO FINANCIERO A EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON MERCADOS DEBILES
Además de las acciones de apoyo financiero indicadas en el documento, para la utilización de los recursos de la línea de crédito aprobada por el CONPES, se procederá de la siguiente manera:
El Ministerio de Minas y Energía, a través de la UPME y conjuntamente con las entidades interesadas, identificará los proyectos prioritarios en cada región.
Los recursos otorgados en calidad de préstamo a las entidades, serán entregados por la Nación a la FEN en fideicomiso para su administración. En caso de no concretarse la obtención de los recursos por parte de la Nación, la FEN podrá acceder a un crédito en forma directa.
Para asegurar el repagó de los préstamos de la Nación a las respectivas electrificadoras, se exigirán garantías adecuadas a criterio de la FEN.
Criterios de selección de proyectos.
Los criterios generales para seleccionar los proyectos que se financiarán utilizando el instrumento descrito, son los siguientes:
º Reducir pérdidas de energía,
º Mejorar la confiabilidad y la calidad del servicio,
º Rehabilitar o ampliar pequeñas centrales hidroeléctricas,
º Compatibilizar la infraestructura regional con los planes de expansión del Sistema Interconectado Nacional.
Para la ejecución de los proyectos la entidad beneficiaria deberá garantizar la disponibilidad de recursos propios de por lo menos el 15% del costo total del proyecto.
De otra parte, la base para establecer la elegibilidad de los proyectos en esta operación, será el plan de desarrollo de la entidad. Este plan seguirá los criterios que defina el Ministerio de Minas y Energía, y será consecuente con los planes de acción establecidos en los acuerdos de productividad.
En tal sentido, para acceder al apoyo descrito, las electrificadoras deberán cumplir con lo establecido en los acuerdos de productividad correspondientes. En todo caso, no serán elegibles regiones que reciban suficientes recursos de regalías que puedan ser aplicados a proyectos energéticos.
ANEXOS
PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS EN ZONAS NO INTERCONECTADAS ORINOQUIA, AMAZONIA Y COSTA PACIFICA
< ANEXOS NO INCLUIDOS. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >
ANEXO GLOSARIO
Cogeneración: Es un proceso mediante el cual se produce vapor para usos industriales y generación eléctrica simultáneamente, lo cual permite aumentar la eficiencia energética global.
Cálculo de Costo de Racionamiento: Fueron calculados para los sectores residencial, comercial e industrial, para cada empresa(37), buscando el efecto sobre la economía de no contar con energía eléctrica en un momento dado. Para el Plan de Expansión, se construyó una curva de costos de racionamiento para el sistema eléctrico nacional, la cual en conjunto con los costos de operación e inversión conforma la función de costos.
Emulsiones: Son mezclas de crudos pesados o de breas residuales (resultantes del proceso de refinación del petróleo) con agua, empleando aditivos para facilitar su manejo, almacenamiento, transporte y combustión. Estas mezclas podrían utilizarse como combustibles de bajo costo para generación térmica.
Energía Media: es la demanda de energía que podría suplir el conjunto de plantas si se presentan las hidrologías históricas promedios y los factores de disponibilidad históricos de las plantas de generación.
Energía Firme: es la máxima demanda mensual de energía en GWh que puede suplir el conjunto de plantas del sistema integrado cumpliendo el límite de confiabilidad utilizado en el planeamiento de la expansión en condiciones estacionarías.
Firmeza: este concepto está relacionado con el de energía firme. Se considera que el sistema tiene mayor firmeza en la medida en que aumenta su energía firme, lo cual se puede lograr con la instalación de plantas de embalse multianual o plantas térmicas.
Indice de confiabilidad: Es la probabilidad de que el sistema atienda el total de la demanda en un período dado. Para el análisis del plan de expansión se toma como criterio un 95%, lo cual significa que de 100 casos de hidrologías simuladas, el sistema cubre la demanda en por lo menos 95 de ellos.
Indice de disponibilidad: Mide la capacidad promedio del sistema que se encuentra en operación y/o lista para entrar en operación en un momento dado.
Potencia: es la capacidad de producción de las máquinas generadoras de electricidad. Las unidades de medida mas frecuentes son el kilovatio (kW), Megavatio (Mw), y el Gigavatio (GW).
Potencia Nominal: es un valor de diseño de la capacidad de producción de una planta.
Potencia Efectiva: es la capacidad de producción real de energía que en un momento determinado puede suplir una planta. Normalmente al comienzo es igual a la nominal pero a medida que se desgasta la planta, ésta va disminuyendo.
Potencia disponible: es la capacidad potencial de producción de las plantas de un sistema, descontando el tiempo que puede estar fuera de servicio por cualquier causa. Depende del estado de las unidades, de su mantenimiento y de las existencias de combustibles.
Robustez: es un criterio para medir el desempeño económico de las estrategias ante variaciones en las condiciones de referencia de demanda, costos de inversión, cronogramas y precios de combustibles entre otras.
Vulnerabilidad de un sistema: Se refiere a la exposición que tiene el sistema ante eventos que afecta alguno de sus componentes
( capacidad de embalses, líneas de transmisión, transporte de combustibles, etc.)
ANEXO 12
SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISION
_________________________________
(1) En el artículo 12 de la Ley 143 de 1994 establece la flexibilidad de los planes para su adaptación a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales.
(2) A diferencia del pasado cuando se definía planes con base en estimativo puntuales de demanda y establecía un cronograma rígido de proyectos que debía ejecutar el sector público, ahora se dispone de un plan indicativo que incorpora explícitamente el carácter dinámico de las decisiones bajo incertidumbre, con múltiples opciones de proyectos y agentes para su ejecución.
(3) Documento CONPES DNP-2678-UINF-DIMEN-MINMINAS, Revisión del Plan de Expansión de Referencia del Sector Eléctrico Interconectado, noviembre 11 de 1993.
(4) La capacidad instalada de TEBSA y Termovalle ha sido aumentada por los consorcios constructores. En el Anexo No.1 se muestra el estado de avance de los proyectos.
(5) La revisión del Plan de expansión fue elaborada por la UPME con el apoyo técnico de ISA y presentada al Comité de Planeación Energética y será presentado al Cuerpo Consultivo Permanente de que trata el articulo 17 de la ley 143 de 1995 una vez se conforme.
(6) Este crecimiento del PIB promedio para el período 1995-2000, supone un crecimiento medio del PIB del 5.7% en el período 1995-1998.
(7) Esta cifra no incluye el parque de autogeneración térmica privado ni las interconexiones internacionales de respaldo.
(8) Documento ISA CND 95-014, Situación Energética-Modelos de Largo Plazo, Centro Nacional de Despacho, Enero 17 de 1995.
(9) El máximo valor esperado de racionamiento de energía permitido es de 1.5% de la demanda.
(10) Documento ISA CND 95-033, Situación Energética-Modelos de Largo Plazo, Centro Nacional de Despacho, Febrero 2 de 1995.
(11) Aunque el estudio: "Plan de Retiro o recuperación de unidades de Generación Térmica del Sistema Interconectado Nacional Colombiano" recomienda su retiro, inicialmente éstos se utilizarán como respaldo con su debida remuneración.
(12) En términos de valor esperado, los costos incluyen las inversiones en generación y transmisión, los costos de operación, mantenimiento y combustible, el costo de racionamiento y una corrección terminal que tiene en cuenta las diferencias en capacidad instalada y composición de cada estrategia en el período de análisis.
(13) Este concepto se refiere al impacto en el costo de una secuencia causado por modificaciones en las condiciones de referencia. La secuencia más robusta será la que presenta menor variación los costos de inversión y operación.
(14) Este valor no incluye los costos asociados a los proyectos TEBSA, Paipa IV, Termovalle, Porce, Urrá y Miel I, los cuales son comunes a todas las estrategias. Estos costos están dados en valor presente.
(15) Este proyecto contempla una adición neta de 507 MW, de un total de 747 MW nuevos.
(16) La programación para la entrada de las unidades es: 97 MW en enero de 1996, 97 MW en febrero de 1996, 97 MW en marzo de 1996, 130 MW en julio de 1996, 97 MW en abril de 1997, 97 MW en julio de 1997 y 130 MW en diciembre de 1997.
(17) Dado que en el período 1995-2000 se recomienda la estrategia 2, para el período siguiente no se tuvo en cuenta la estrategia 1, que por lo demás es similar a la 2 adicionando 50 MW más a gas.
(18) El inversionista de acuerdo con la disponibilidad y costo de los recursos energéticos y con la evaluación de los costos de transporte de electricidad y combustible establecerá la localización óptima de las centrales.
(19) La infraestructura actual de subtransmisión y distribución del país está compuesta por unos 20 000 Kms de líneas y cerca de 12 500 MVA de capacidad de transformación (anexo 5).
(20) Los índices de pérdidas en algunos casos son superiores al 30% y en promedio cerca del 22%, los índices de calidad del servicio son inferiores al promedio latinoamericano (la duración y frecuencia de falla supera las 15 horas/año y 14 interrupciones/año), y en algunas regiones los índices de cobertura no alcanzan el 50%.
(21) Entre las cuales se incluyen los recursos provenientes de los fondos de redistribución y solidaridad social y los provenientes de los presupuestos públicos de entidades de distinto orden territorial.
(22) Mediante procesos que permitan la inyección de recursos frescos a las mismas por parte del sector privado y transferir nuevas tecnologías de gestión.
(23) Documento CONPES DNP-2695-MINMINAS-DNP-UINF-DIMEN, Esquema Financiero para la ejecución de obras de infraestructura eléctrica en eléctrificadoras con mercados débiles, 23 de febrero de 1994.
(24) Principalmente mediante la promoción de participación de inversionistas estratégicos tanto en la propiedad como en la administración de empresas tales como los que se desarrollaran en Tolima, Quindío, Cundinamarca y San Andrés.
(25) Para tal efecto, entre otras, se utilizarían las modalidades de contratación especial que establece la ley 142/94, en cuanto a la administración profesional de acciones.
(26) Art. 71 de la Ley 142/94 "... el Plan de Energización en zonas no interconectadas incluirá prioritariamente programas de sustitución de generación eléctrica de combustibles fósiles por sistemas alternativos de energía.."
(27) Actualmente, la mayoría de las regiones atendidas sólo cuentan con el servicio durante cerca de 8 horas en promedio.
(28) Adicionalmente, se recomienda a los departamentos implantar la utilización de la estampilla pro- electrificación rural autorizada mediante la Ley 23 de 1986.
(29) ISA-GEN es la Empresa que se conformará a partir de los activos de generación de la actual Interconexión Eléctrica S.A. -ISA-.
(30). En este proceso se incluyen las siguientes plantas: San Carlos, Jaguas, Calderas, Chivor, Termozipa IV y V, Betania, Termocartagena, Termotasajero, Paipa III, Prado, Termogualanday, Ocoa y Termoyumbo-Gas (estas tres últimas de propiedad de Ecopetrol). También se incluyen las participaciones de ISA en Guavio, Miel I y Urrá.
(31) Propuestas para una estrategia de uso racional de energía 1993-1995, Minminas-Comisión Económica Europea, Mayo de 1993.
(32) Aún en los mejores sistemas de distribución del país los índices de duración de fallas y de frecuencia de interrupciones superan en más de dos veces el promedio latinoamericano.
(33) Documento UPME-E-001/95, Informe de avance del Plan de Expansión del sistema eléctrico colombiano a diciembre 31 de 1994. Enero 23 de 1995.
(34) Documento CONPES 2678 DNP-UINF-DIMEN-MINMINAS, Revisión del Plan de Expansión de Referencia del Sector Eléctrico Interconectado, período 1993-2000, noviembre 11 de 1993.
(35) Debido a las mayores capacidades contratadas frente a las inicialmente programadas en los proyectos de Termovalle y Termobarranquilla.
(36) Ecocarbón ha previsto inversiones superiores a los $5.000 millones para programas de manejo ambiental del carbón
(37) Con base en un estudio realizado por Sistecom y Econometría en 1986.
