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ASESORIA PARA EL ANALISIS Y DESARROLLO DEL SUBSECTOR ELECTRICO NACIONAL Código BPIN: 1183027110000

Resumen Ejecutivo

Antecedentes y justificación Este proyecto se describió en su momento para la integración de varias herramientas que ayudarían a determinar un panorama claro para el sistema de transmisión nacional de energía, evitando desabastecimientos de energía a nivel nacional y promulgando una ecuánime escenario, donde las empresas proveedoras de servicios se presenten a las subastas de cargo por confiabilidad y transmisión estructuradas por la Unidad, como con secuencia del engranaje y la utilización oportuna de una serie de herramientas como el software NEPLAN entre otros, y aplicativos técnicos dados a contratar por este proyecto. Dentro de las funciones principales de la Unidad de Planeación Minero – Energética: “Establecer los requerimientos mineros y energéticos de la población y los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolución más probable de las variables explicativas en un contexto nacional e internacional” (Art.4 del decreto 1258 de 2013), dentro del marco de la Ley de servicios públicos domiciliarios -Ley 142 de 1994 y dentro del marco del Plan Nacional de Desarrollo, como base de las políticas gubernamentales y en la que se define la ruta de largo plazo; se pretende una adecuada articulación con el plan de inversiones públicas que permitan el cumplimiento de la Ley y el logro de los objetivos y metas establecidas con uso eficiente de los recursos financieros asignados.

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Descripción Es fundamental contar con el modelaje y análisis de sistemas de potencia, específicamente en el software NEPLAN o quien haga sus veces, en los planes los cuales pasan por su etapa de formulación, no solo debe definirse la conexión de los proyectos de generación que fueron merecedores de obligación de energía en firme en las subastas de cargo por confiabilidad, sino también todas aquellas obras de transmisión que se necesitan para la adecuada atención de la demanda. Como parte de las funciones asignadas por la ley 143 de 1994 y la resolución 181313 de 2012 del MME, la Unidad de Planeación Minero Energética debe elaborar el Plan de Expansión de referencia de generación y transmisión. Como parte del desarrollo de las actividades de planeamiento la Upme llevo a cabo en el 2005 el estudio: “nuevas tecnologías en la solución de problemas concretos en el sistema de transmisión Nacional”, el cual tenía un horizonte de análisis 2008-2012” Este estudio permitió a la Upme establecer soluciones alternativas a la expansión del sistema en la búsqueda de resolver problemas concretos del SIN en el horizonte 2008-2012, el sistema de transmisión nacional ha presentado grandes variaciones en su topología desde entonces, así mismo se espera la instalación de nuevas plantas de generación producto del mecanismo del cargo por confiabilidad con sus respectivas redes de conexión en condiciones normales. En este mismo sentido es importante verificar que nuevas tecnologías tipo FACTS existen en el mercado y establecer su Unidad técnica y económica del SIN Esquema de Financiación Los recursos de la UPME están catalogados como Ingresos Corrientes - Recursos Propios, y de acuerdo con lo previsto en el artículo 13 de la citada Ley 143 de 1994, en consonancia con el artículo 18 del Decreto 1258 de 20131, el presupuesto de la vigencia 2016 se financió fundamentalmente con aportes provenientes de las siguientes entidades; Interconexión Eléctrica S.A: –I.S.A. S.A., ECOPETROL, Ministerio de Minas y Energía (aportes que recibíamos anteriormente de la Financiera de Desarrollo Nacional –FDN) y Agencia Nacional de Minería. Los costos directos e indirectos del proyecto se encuentran descritos en el SPI hasta el 2013 y a partir del año 2014 en los

documentos soportes del sistema SUIFP, para cada proyecto de Inversión de la UPME. A continuación presentamos la Estructura básica de la cadena de valor aprobada por el MME, DNP y MHCP en los marcos

de gasto de la vigencia del proyecto.

1 Por el cual se modifica la estructura de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)

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Información Histórica

Recursos asignados al proyecto

Logros y Metas

En materia de planeación de la expansión eléctrica, el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 91159 del 26 de diciembre de 2013, adoptó el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2013 – 2027 elaborado por la UPME, en el cual se definieron 15 obras de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional, con una inversión cercana a los US$2 mil millones para atender la demanda, evacuar la energía de las plantas de generación y garantizar la confiabilidad y calidad del servicio de energía eléctrica en el país. Los documentos de selección de estas obras de transmisión están en elaboración. Se espera culminar los procesos de adjudicación. Con relación a la generación de energía eléctrica, el Plan 2013 – 2027 analizó que se cumpliera con la atención confiable y segura de la demanda en el corto plazo, considerando solamente los proyectos que cuentan con obligaciones de energía firme asociadas al mecanismo del Cargo por Confiabilidad. En el largo plazo, es decir, después del año 2018, es necesario instalar 3.100 MW adicionales para atender los requerimientos de energía eléctrica, lo anterior considerando tecnologías convencionales como el carbón, el gas natural y la hidroelectricidad. Por otro lado, al contemplar otras tecnologías renovables no convencionales como la energía eólica, la geotermia y la biomasa, si bien se necesitarían 3,340 MW para cumplir con los mismos criterios de seguridad y confiabilidad para la demanda, se observa una menor evolución en el costo marginal del sistema, lo cual implica un gran beneficio para todos los usuarios. Asimismo, como se reportó en los informes de gestión, en las versiónes del Plan y en la que se actualiza, se estudian y profundizan las posibilidades de participación de las fuentes de energía renovables y de complementariedad de proyectos

AñoRecursos

asignados

Recursos

ejecutados

Porcentaje

Ejecutado

2014 3.395.000.000$ 3.296.196.848$ 97%

2015 2.700.000.000$ 2.587.184.767$ 96%

2016 2.240.317.587$ 1.946.153.714$ 87%

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hídricos y eólicos, lo cual muestra las oportunidades de configurar portafolios de tecnologías por parte de los agentes. También se analiza el efecto de las medidas de eficiencia energética consignadas en el Proure sobre los costos de atender la demanda. Específicamente en el tema de integración de recursos de energía renovables, con el concurso de un proyecto de investigación apoyado por el Banco Interamericano de Desarrollo, se ha evaluado en este periodo la competitividad de diferentes fuentes y tecnologías, entre ellas la geotermia, la eólica y la solar fotovoltaica, a partir de la identificación de barreras y la consideración de incentivos para su penetración. Igualmente, mediante un convenio con Colciencias se trabaja en el cálculo de potenciales de recursos renovables (hídricos, eólicos, solares, biomasa, entre otros) y en la actualización de los atlas de estos recursos. Adicionalmente, se han registrado solicitudes de promotores de proyectos de generación, de las cuales corresponden a fase uno, a fase dos y a fase tres. De estos registros, obedecen a proyectos hidroeléctricos, térmicos, eólico y solar. Respecto a los conceptos de potencial hidroenergético, se ha emitido concepto sobre las solicitudes, se espera información complementaria de las autoridades ambientales. De igual forma, se emitieron conceptos de conexión para nuevas obras a nivel del Sistema de Transmisión Regional e incorporación al SIN de nuevas plantas menores. Mediante el mecanismo de convocatorias públicas, se seleccionaron los interventores e inversionistas del segundo transformador Copey 500/220 kV, el segundo circuito Bolívar – Cartagena 220 kV, el corredor Bello – Guayabal – Ancón 230 kV, y la líneas y subestaciones asociadas al primer refuerzo del área Oriental, es decir, el corredor Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza 500 kV. También se elaboraron los documentos de selección de las obras definidas en el Plan 2013 – 2027, incluidos los complementos relacionados con las alertas tempranas de cada uno de ellos. Se espera culminar los procesos de adjudicación en el segundo semestre de 2014. Como complemento de estas acciones, la Unidad adelanta un seguimiento permanente de los proyectos en ejecución entre otros. En este sentido y para apoyar la gestión de los proyectos de infraestructura, la Unidad propuso la metodología de calificación y definición de los Proyectos de Interés Nacional y Estratégico, PINES para el sector eléctrico, la cual toma como variables el impacto, la temporalidad en función de la fecha de entrada en operación y la cantidad de cuellos de botella que tenga el proyecto. Dicha metodología fue acogida por la Comisión Intersectorial de Infraestructura – CIIPE y fue replicada para los demás sectores que involucran el desarrollo de proyectos de infraestructura. Bajo este marco, la UPME viene acompañando a la gerencia de los PINES, dando las alertas en la ejecución que causarían riesgos al proyecto o que ya los están causando. Esto implica un estrecho relacionamiento con la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales- ANLA y el Ministerio del Interior, entre otras autoridades. En cuanto a la cobertura, dando cumplimiento a la normatividad vigente, la UPME ha elaborado el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, PIEC, y su actualización para el período 2013-2017. En este Plan se establecen las metas alcanzables a cinco años, estimando las inversiones que deberán realizar los Operadores de Red, OR, para cumplir con las metas que fueron concertadas con cada OR. Del total de viviendas sin servicio.

2014: Productos Y Actividades Estudio con recomendaciones técnicas y económicas aplicables al sistema eléctrico colombiano.

Análisis de nuevas tecnologías para la optimización en el uso de la infraestructura eléctrica.

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Estudio con análisis y recomendaciones regulatorias.

Analizar, identificar y proponer aspectos y mejoras regulatorias, así como su impacto sobre la planeación y el desarrollo de la infraestructura.

Actualización y/o compra de software especializado para la planeación energética

Actualizar, mejorar y/o compra las herramientas de análisis eléctrico, así como actualización de información para toma de decisiones.

Documentos de selección del inversionista para cada una de las obras definidas en el plan de expansión.

Asesoría en la estructuración de los procesos de convocatorias. Estudio con recomendaciones técnicas y jurídicas

Evaluar el impacto de licenciamiento, consulta, uso del suelo y socialización de los proyectos sobre la oportunidad de la infraestructura eléctrica.

Asesoría en los procesos de selección, asuntos técnicos y jurídicos.

Estudio del impacto de la incorporación de las fuentes renovables SIN.

Analizar y evaluar escenarios alternativos de planeación de la generación incluyendo variables de riesgo para verificar la confiabilidad de la generación en el largo plazo

Actualización y compra de software especializado para la planeación eléctrica, además de actualización de la información

Actualizar las herramientas de análisis de los energéticos que emplea la UPME para la formulación de Plan Indicativo de Generación.

Estudios de articulación del sector eléctrico con otros sectores.

Analizar y evaluar los impactos integración de los sectores de gas y de electricidad.

ADMINISTRACION Y GERENCIA Actualización y rediseño del modelo PIEC.

Actualizar y rediseñar el modelo PIEC para el análisis de la expansión de los sistemas de distribución

Estudio de sostenibilidad del sector

Analizar la sostenibilidad del actual modelo de desarrollo del sector, en función de las dificultadas que se vienen presentando para la ejecución de los proyectos de expansión

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Actividades Contratadas:

Asesoría Jurídica Especializada en temas Energéticos

Análisis de las variables técnicas y socioeconómicas de las empresas de distribución bajo el esquema de regulación actual en Colombia

Aplicación a nivel nacional de la metodología de Expansión de Redes de Distribución con criterio multiobjetivo

Elaboración de Metodología para la Planeación Integral de los Sectores de Gas y Electricidad

Revisión del Código de Redes de la Resolución CREG 025 de 1995-Aspectos relacionados con el planeamiento y la definición de infraestructura contenido en el código de Redes

Construcción de Servicios Georeferenciados Corporativos y Apoyo en su Administración

Análisis de la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico Colombiano en el Largo Plazo

Actualización, adquisición de nuevas licencias de los modelos SDDP y OPTIGEN y capacitación

Metodología y Piloto de Complementariedad y Diseño de una Red Nacional de Medición, de los Recursos Energéticos Renovables en Colombia

Especificaciones Técnicas de los Proyectos de Transmisión de Energía Eléctrica objeto de las Convocatorias Públicas"

Actualización licencias modelos SDDP Y OPTIGEN , adquisición de nuevas licencias, asesoramiento técnico teórico práctico

Adquisición soporte técnico y servicio de tutoría de licencias servidor para el software Digsilent Power Factory

Reconstrucción y análisis de la serie histórica del Índice de Cobertura de Energía Eléctrica ICEE con base en metodología mejorada para el cálculo

Adición Convenio Colciencias para las líneas "Proyectos de Investigación para el Planeamiento de Sistema de Generación" y la Evaluación de Potencial Hidroenergético de Colombia"

Metodología y Piloto de Complementariedad y Diseño de una Red Nacional de Medición de los Recursos Energéticos Renovables en Colombia (Convenio Especial de Cooperación N° 507-2012-COLCIENCIAS)

Realización del trabajo Efectos de los campos electromagnéticos, de las líneas de Transmisión de Energía Eléctrica, en la salud de las personas

Estudio Evaluación y validación de gráficas de radicación solar y calibración de instrumentación, Publicación Atlas de Radiación Solar y Energía Eólica nacionales (Convenio Colciencias UPME)

Adición Convenio Cooperación 507-2012; se desarrollará en tres proyectos: Evaluación y validación de gráficas de radicación solar; Metodología, Piloto y Diseño Medición de los Recursos Energéticos Renovables y Arquitectura empresarial

Informe de Gestión

PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN 2013-2027

El 26 de diciembre de 2013 se adoptó el Plan de Expansión de referencia Generación - Transmisión 2013 – 2027, mediante Resolución 91159 del Ministerio de Minas y Energía. El objetivo del planeamiento de la expansión de la generación es establecer de manera indicativa, las necesidades del país con base en los comportamientos del Sistema Interconectado Nacional - SIN y sus diversas variables, como son la demanda de energía y potencia, hidrología, disponibilidad y costos de los combustibles, recursos energéticos y la fecha de entrada en operación de los proyectos del Cargo por Confiabilidad, que influyen sobre el abastecimiento energético y sus costos. Los resultados del plan de generación indican que en el período comprendido entre los años 2013 y 2018, se puede cumplir con los criterios de confiabilidad energética establecidos por la regulación, lo anterior considerando las plantas definidas por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, aquellas que se encuentran en desarrollo y los supuestos establecidos en este

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documento. En otras palabras, en el corto plazo no se vislumbran requerimientos de generación adicional a los ya establecidos por el mecanismo del Cargo, aun considerando el retiro de una planta y posibles atrasos de otras. Por otro lado, para el horizonte 2018 – 2027 se identifica un incremento de la capacidad instalada cercano a los 3,100 MW, ello con el objetivo de cumplir con los criterios de confiabilidad energética. Dentro de lo que sería el Plan candidato de Expansión de Generación, resalta la importancia de contar con la segunda etapa de Ituango, la construcción de dos proyectos hidroeléctricos, dos plantas a gas en particular cierres de ciclo y una planta a carbón. Toda esta expansión debe ejecutarse de manera secuencial a partir de 2021, con el fin de disminuir la vulnerabilidad del sistema. Adicionalmente, se evaluaron dos estrategias de diversificación de la matriz, incorporando para la primera opción, 540 MW de generación renovable, entre recurso eólico, geotermia y cogeneración. La segunda alternativa contempla solamente 300 MW eólicos en el Norte de la Guajira. A partir de una metodología desarrollada en la UPME, se establecen complementariedades importantes entre los recursos renovables de las Fuentes No Convencionales de Energía – FNCE, y las opciones hídricas tradicionalmente consideradas. En particular, los resultados obtenidos muestran que la energía renovable puede reducir el costo marginal, y por lo tanto, desplazar generación más costosa, garantizando claro está, la confiabilidad del sistema. En este mismo sentido, se analizó también el efecto de la implementación del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás formas de energía no convencional – PROURE, para dos horizontes de implementación, 2017 y 2020. Bajo estos escenarios, se encontró que el sistema no requeriría de la expansión prevista para el escenario base de largo plazo, es decir, 3,100 MW de generación, ya que sin esta nueva capacidad y para los escenarios de demanda estudiados, los indicadores de Confiabilidad Energética aun cumplen con los límites establecidos por la regulación. Sin embargo, se observa un incremento en el costo marginal del sistema, llegando a ser superior inclusive a la evolución del costo marginal de la alternativa base de largo plazo. Adicionalmente, se evaluó un escenario donde se contemplan las actuales y futuras interconexiones con nuestros países vecinos. Los resultados permiten concluir que Colombia tiene un alto potencial exportador de energía, sin embargo, estas cantidades pueden variar dependiendo de la dinámica de desarrollo de proyectos que se presenten en Ecuador y Centro América. Actualmente, la UPME formula el Plan de Expansión de Referencia en Generación 2014 – 2028. A la fecha ya se han definido los supuestos y escenarios a contemplar, todo ello para determinar el comportamiento del sistema bajo estas consideraciones. Asimismo, se trabaja mancomunadamente con el equipo de transmisión y la subdirección de hidrocarburos, definiendo una metodología y alcance para la planificación integrada de los tres sectores, es decir: generación, transmisión y gas. SEGUIMIENTO A LOS PROYECTOS Y VARIABLES DE GENERACIÓN

La UPME ha venido realizando el seguimiento a los proyectos de generación con base en la información suministrada por los agentes, los informes de auditorías de los proyectos con obligaciones de energía firme y los resultados de las subastas del cargo por confiabilidad. De este seguimiento se han identificado dificultades y atrasos, información vital para prevenir las posibles consecuencias para el sistema con sus correspondientes análisis, que se encuentran plasmados en el mismo documento del Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión 2013 – 2027 y los informes de seguimiento a variables de generación y el mercado mayorista de energía. Respecto a los informes de seguimiento a variables, se elaboraron los boletines respectivos, los cuales sirven como referente a entidades, agentes y público en general.

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INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN Continuamente los agentes realizan inscripciones en el registro de proyectos de generación, con base en los requisitos establecidos en las resoluciones UPME 520 y 638 de 2007. En el período comprendido entre septiembre 2013 y mayo 2014, se han registrado 80 solicitudes, de las cuales 65 fueron registrados en fase uno, 13 en fase dos y 2 en fase tres. Asimismo, de estos 80 registros, 74 obedecen a proyectos hidroeléctricos, 4 térmicos, 1 eólico y 1 solar. A la fecha no se tienen solicitudes en revisión por parte de la UPME. Es importante mencionar que el registro es una herramienta informativa y voluntaria, que le sirve a la unidad para establecer escenarios en el marco de la formulación del Plan Indicativo de Expansión de la Generación. CONCEPTO DE POTENCIAL HIDROENERGÉTICO

La Resolución UPME 0052 de 2012 relacionada con el concepto de potencial hidroenergético, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto 2820 de 2010, establece cuáles proyectos son susceptibles a la evaluación de dicho potencial. En este sentido, se tramitaron todas las solicitudes de las autoridades ambientales. En el período comprendido entre septiembre de 2013 y mayo de 2014, se han conceptuado 20 solicitudes. En este momento se espera información complementaria de 34 autoridades ambientales. Es importante mencionar que a la fecha no se tienen solicitudes en revisión por parte de la UPME. INTEGRACIÓN DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA – FNCE E INVESTIGACIÓN APLICADA AL PLANEAMIENTO DE LA GENERACIÓN

En el tema de integración de recursos de energía renovables se está trabajando principalmente en dos proyectos con el Banco Interamericano de Desarrollo y en un convenio con Colciencias para el desarrollo de proyectos orientados al cálculo de potenciales de recursos renovables (hídricos, eólicos, solares, biomasa, entre otros) y a la actualización de los atlas de estos recursos. PROYECTO UPME- BID: INVERSIONES CATALIZADORAS PARA ENERGÍA GEOTÉRMICA

Como se mencionó, con la finalidad de lograr un adecuado aprovechamiento de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER) en el país, contemplando los diferentes beneficios (ambientales, técnicos, sociales, etc.) que se derivan de tal aprovechamiento y la eventual necesidad de su uso, la UPME con el apoyo del BID y con fondos del Fondo para el Medio Ambiente Mundial – FMAM ejecuta desde finales del año 2011 el Componente I del proyecto “Inversiones Catalizadoras para Energía Geotérmica”, que tiene por objeto promocionar enfoques de mercado para el desarrollo de las energías renovables no convencionales en Colombia. Este componente ejecutado por la UPME se divide en tres subcomponentes que tienen como objetivos específicos los siguientes:

Subcomponente I. Fortalecer una base de conocimientos e información sobre energías renovables no

convencionales en Colombia que comprenda (i) una mejora del conocimiento sobre energías renovables no

convencionales, consistente en actualizar e integrar la información disponible al respecto; (ii) un análisis de costos

y beneficios económicos asociados a la mayor participación de las energías renovables no convencionales en la

matriz energética colombiana, y (iii) una plataforma para la gestión de información y conocimientos.

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Subcomponente II. Analizar obstáculos institucionales y legales para el desarrollo de las FNCER en Colombia y

formular unos lineamientos de política de bajo carbono para contribuir en la configuración de un marco institucional

y normativo adecuado que promueva el uso de estas fuentes de energía.

Subcomponente III. Informar y difundir los resultados obtenidos del desarrollo de este proyecto y sensibilizar a la

población con respecto a la existencia y las ventajas que ofrecen estas fuentes de energía renovable no

convencional, ampliamente disponibles en Colombia.

En el primer subcomponente de este proyecto, entre los meses de abril y octubre de 2013, junto con el grupo de investigación CIDES de la Universidad Industrial de Santander, contratado por el Proyecto, se ha trabajado en la identificación de un universo de actores y proyectos de FNCER en el país, la recopilación de información relacionada con los mismos y el diseño de estrategias para su vinculación a través de una red virtual de actores que puedan compartir información y generar el conocimiento del que hoy en día se carece a nivel nacional para tomar decisiones acertadas y efectivas orientadas al desarrollo de las energías renovables no convencionales en Colombia. Como resultados preliminares de este subcomponente, se cuenta hoy en día con las bases de datos de actores (alrededor de 800 en el tema de FNCER) y extensos reportes conseguidos de las visitas de campo realizadas, lo mismo que con archivos de geo-referenciación para la ubicación de actores y proyectos a través del sistema Google Earth y con estadísticas de caracterización entre usuarios sobre preferencias y expectativas al momento de utilizar una herramienta como la planteada a través del SGI&C2 en FNCE, que ya se encuentra en funcionamiento y cuya gestión está a cargo de uno de los apoyos técnicos contratados en el marco del proyecto. Se recibió el análisis de la información recopilada, especialmente identificando las barreras evidenciadas como comunes en el desarrollo de los proyectos e iniciativas por parte de los actores analizados y la formulación de medidas necesarias a ser puestas en práctica para garantizar el cometido de la iniciativa, que es dar sostenibilidad a esta red de actores que generen conocimiento público alrededor de las FNCER y generen sinergias de trabajo para lograr el desarrollo de proyectos y gestión de nuevas oportunidades. En el marco del segundo subcomponente, una de las primeras actividades es la clara identificación de las barreras que enfrentan las FNCER para entrar al mercado y poder competir en él. Como resultado del ejercicio de revisión, se ha consolidado el siguiente cuadro en el que se muestran algunas de las barreras identificadas en el país:

TIPO BARRERA SITUACIÓN EN COLOMBIA

COSTOS Y PRECIOS

Altos costos de inversión

Falta un estudio detallado de costos. No es fácil acceder a la información real de costos, hay muchas tecnologías que no tienen costos de referencia para Colombia

Subsidios directos o indirectos a los combustibles fósiles

En las ZNI existen subsidios al diésel para generación eléctrica.

Falta de acceso a crédito y financiamiento De acuerdo con Climate Scope Colombia está rezagada en este aspecto frente a otros países de la región.

2 Sistema de Gestión de Información y Conocimiento, plataforma web vinculada a la página web de la UPME,

que cuenta con toda la información recopilada en el tema de las Fuentes No Convencionales de Energía

Renovables (FNCER). URL: http://www1.upme.gov.co/sgic/

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TIPO BARRERA SITUACIÓN EN COLOMBIA

Esta apreciación coincide con la información recolectada por CIDES en la cual no existe vinculación y/o conocimiento del sector financiero

Costos transaccionales Falta de información del recurso Falta de procedimientos claros para su licenciamiento y conexión a la red

Externalidades ambientales No se tienen en cuenta para definición de costos Retrasos ocasionados por restricciones ambientales y sociales

LEGAL Y REGULATORIO

Falta de marco regulatorios para productores pequeños e independientes

Restricción a ventas de excedentes de autogeneración Falta de estándares técnicos para pequeñas instalaciones

Restricciones para la construcción

Falta de mano de obra calificada, en el caso de cogeneración limitantes por plantas menores, asociación a procesos productivos. Auto generadores limitación en los tamaños (eficiencias) por imposibilidad de ventas de excedentes

Acceso y requerimiento de conexión a la red

En zonas que cuentan con el potencial (e.g. la alta Guajira para el recurso eólico), con débil o inexistente acceso a la red, los costos de conexión pueden ser elevados

MERCADO

Percepción de incertidumbre y riesgo frente al desempeño de la tecnología

La falta de estándares, reglamentos y normas junto con experiencias poco exitosas pueden acrecentar la percepción de riesgo sobre la tecnología

Condiciones para participación en el mercado poco favorables

Despacho en bolsa para generación hidráulica y cargo por confiabilidad para generación térmica

Falta de capital humano calificado

En particular para instalaciones de pequeña escala, esto se convierte en una barrera ya que al no haber programas de capacitación, las instalaciones serán diseñadas y realizadas por personal sin calificaciones resultando en malos desempeños de la tecnología.

Información

El acceso a la información de mediciones apropiadas para estimaciones de potenciales no es igual para los recursos convencionales como para las FNCER, estos costos adicionales de medición incrementan los costos pre-operativos

Competencia imperfecta Presencia de oligopolio o monopolios que pueden presionar las formación de precios y la penetración de las tecnologías

En resumen, se ha venido trabajando en los últimos meses en la identificación y priorización de barreras, la selección y diseño de instrumentos y la formulación de una estrategia de desarrollo que den lugar a una hoja de ruta propuesta al

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Gobierno para desarrollar las FNCER de manera costo-efectiva para el país. Se espera que los resultados de este proyecto queden incorporados en la reglamentación de la Ley 1715 de 2014. INTERCONEXION DE ENERGIA EOLICA A LA RED En el marco del proyecto anterior, el BID propuso la realización de un análisis detallado para la integración de energía eólica, aprovechando una consultoría ya contratada por ellos con la empresa danesa COWI para estudiar este tema en diferentes países de América Latina y el Caribe. Se estudian dos casos basados en la disponibilidad del recurso y los mapas de viento de la UPME: por un lado, un parque eólico de 400MW en la Guajira y por el otro, un conjunto de pequeñas granjas eólicas (de 20MW cada una) para integrar 100MW en la zona limítrofe entre los departamentos de Norte de Santander, Cesar y Magdalena. El proyecto contempla el modelamiento de dos tipos de tecnologías de turbinas eólicas, la identificación y cuantificación del recurso con datos de diferentes fuentes (IDEAM, UPME, NASA, etc.), el cálculo de la producción de energía anual de los proyectos, los análisis técnicos de conexión al STN y sus posibles impactos, el estudio de su participación en el mercado y de los aspectos regulatorios, incluyendo un análisis de complementariedad con el recurso hidráulico y un análisis de factibilidad de los proyectos. Actualmente están en revisión los documentos finales del estudio de factibilidad del proyecto de 400MW en La Guajira, para el cual se contó con información muy detallada, mientras que para el de 100MW se realizaron solamente análisis técnicos de integración al STN y no de modelamiento del recurso y producción de energía, ya que no fue posible obtener datos de series de viento nacionales para la validación de fuentes internacionales. En este proceso se han realizado talleres de difusión y discusión de resultados con los agentes del sector involucrados en el desarrollo de proyectos eólicos. Adicionalmente, en el marco de la Feria Internacional de Medio Ambiente - FIMA, efectuada del 4 al 7 de junio de 2014, la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME desarrolló dos grandes jornadas de encuentros empresariales entre agentes interesados en desarrollar proyectos con fuentes no convencionales y oferentes de la cadena de suministros de servicios, tecnologías y productos. La iniciativa permitió consolidar alianzas comerciales y vínculos profesionales tendientes al desarrollo de las tecnologías solar- fotovoltaica, solar- térmica, eólica y el aprovechamiento de la biomasa. Esta primera rueda de negocios también contó con la participación de entidades financieras que presentaron sus líneas de crédito para la puesta en marcha de proyectos con fuentes no convencionales de energía renovable en el país, especialmente por parte de la industria, el sector terciario y desarrolladores y agentes del sector energético nacional, orientados a la generación de energía eléctrica y térmica a partir de paneles solares, pequeños aerogeneradores y tecnologías para el aprovechamiento de biomasa. POTENCIAL DE RECURSOS RENOVABLES Con el fin de establecer herramientas y mapas nacionales que faciliten una visión y evaluación más integral del recurso hidroenergético, involucrando el balance hídrico y facilitando compatibilidad desde lo hidrológico, lo geográfico y energético, se trabaja en una metodología de evaluación del potencial, en un sistema de información geográfico del potencial y en el Atlas del Potencial Hidroenergético de Colombia.

Convocatoria UPME-Colciencias No. 558 de 2012. (Ver: http://www.colciencias.gov.co/convocatoria/convocatoria-para-conformar-un-banco-de-proyectos-elegibles-de-investigaci-n-aplicada-d)

Con relación a los potenciales solar y eólico en la Región Caribe con énfasis en La Guajira, se trabaja en el establecimiento de un modelo regional de desarrollo implementado parcialmente (banco de proyectos de corto, mediano y largo plazo -

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costo/beneficio), mediante una visión coordinada de las posibilidades en los potenciales de los recursos eólico y solar, los recursos técnicos, humanos, financieros, educativos, de investigación, de experiencias públicas y privadas.

Lo anterior determinando una aproximación a las escalas o tamaños de proyectos posibles y sus implicaciones y retos en los diversos ámbitos educativos, agentes sectoriales, del Sistema interconectado Nacional, de investigación, entre otros. Los resultados esperados son los siguientes: atlas regionales de los recursos solar y eólico, escenarios de desarrollo regional con énfasis en La Guajira, instalación de tres estaciones de medición, banco de proyectos, entre los principales. Convocatoria UPME-Colciencias No. 616 de 2013 Línea 2 de investigación aplicada (ver: http://www.colciencias.gov.co/convocatoria/investigaci-n-aplicada-desarrollo-tecnol-gico-e-innovaci-n-en-el-rea-de-planeamiento-en) ACTUALIZACION DE COSTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Con el fin de contar con costos e índices de generación de todos las alternativas de producción de electricidad, se elabora un modelo del costo nivelado de generación energética eléctrica, involucrando posibilidades y escenarios de generación complementaria o hibrida entre fuentes renovables o no renovables comerciales a nivel mundial, de acuerdo a las condiciones específicas del país considerando la actualización de la metodología para determinar los costos índices de inversión, operación, mantenimiento, costos fijos y variables y el costo de energía medio de unidades de generación y el cálculo de los costos, a partir de los diferentes recursos energéticos disponibles en el país y sus regiones, incluyendo costos para unidades capaces de operar con combustibles sustitutos.

Convocatoria UPME-Colciencias No. 616 de 2013 Línea 1 de investigación aplicada (ver: http://www.colciencias.gov.co/convocatoria/investigaci-n-aplicada-desarrollo-tecnol-gico-e-innovaci-n-en-el-rea-de-planeamiento-en)

1.3. TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN 2013 – 2027

En diciembre de 2013, se adoptó el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión 2013 - 2027 mediante Resolución 91159, la cual subrogó la Resolución MME 90772 de septiembre de 2013. Este plan adoptado sigue mantenido las obras aprobadas en una primera estancia en resolución de septiembre de 2013. Alertas tempranas

Se trabajó para cada uno de los proyectos, un documento que permite identificar, de manera temprana, algunas posibilidades, restricciones y condicionantes para su construcción, especialmente de tipo ambiental. Dicho documento es de carácter ilustrativo y sirve de referencia o punto de partida a los diferentes interesados en las convocatorias públicas. Además de las investigaciones, la UPME realizó consultas al Ministerio del Interior e INCODER sobre la presencia de comunidades y grupos étnicos en las áreas de estudio de los proyectos, información fundamental para los inversionistas, de tal manera que se puedan prevenir algunos riesgos. También se han consultado algunas Corporaciones Regionales Autónomas involucradas y a la ANLA y se viene socializando los proyectos con algunas autoridades.

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La metodología de alertas tempranas se ha venido ajustando y mejorando con apoyo de los agentes y el grupo ambiental del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, en diferentes jornadas de trabajo y foros sobre el tema, sin desconocer que los pliegos de las convocatorias, según la normatividad, no pueden establecer las condiciones ambientales de los proyectos. PINES- Proyectos de Interés Nacional y Estratégicos La UPME propuso la metodología de calificación y definición de PINES para el sector eléctrico, la cual toma como variables el impacto, la temporalidad en función de la fecha de entrada en operación y la cantidad de cuellos de botella que tenga el proyecto. Dicha metodología fue acogida por la Comisión Intersectorial de Infraestructura – CIIPE. Se debe destacar que bajo este marco, la UPME viene acompañando la gerencia de los PINES, dando las alertas en la ejecución que causarían riesgos al proyecto o que ya los están causando. Esto implica un estrecho relacionamiento con la ANLA y el Ministerio del Interior, entre otras autoridades. 1.6. ENERGIZACIÓN Y AMPLIACIÓN DE LA COBERTURA 1.6.1. COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ICEE 2013 La UPME dando cumplimiento a la Resolución MME 180465 de 2013 ha estimado la cobertura nacional de energía eléctrica para el año 2013 en un 96.1%. La cobertura por departamento se ilustra en la siguiente gráfica.

Índice de Cobertura de Energía Eléctrica – ICEE - 2013

Fuente: Estimaciones UPME a partir de datos SUI, algunos OR y proyecciones DANE con corte a diciembre 2013/Grupo

de Cobertura mayo 26/2014.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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ICEE 2013 Déficit de cobertura 2013

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Sin embargo, como se estableció en la “Metodología para la estimación del Índice de Cobertura del Servicio de Energía Eléctrica – ICEE”, es necesario validar la información con los Operadores de Red y el IPSE. Los resultados de diciembre de 2013 con revisión a mayo de 2014 señalan una cobertura nacional del 96.45%. El total de viviendas no interconectadas es de 470.240, de las cuales el 88% es interconectable cuando la opción de expansión de redes se compara con un suministro descentralizado con plantas diésel y el 12% requeriría de soluciones descentralizadas hibridas que combinen la solución diésel con fuentes locales de energía, mediante planes de energización rural denominados PERS. La figura siguiente ilustra esta situación.

Cobertura de Energía Eléctrica – PIEC 2013

2015 PRODUCTOS – ACTIVIDAD Estudio con recomendaciones técnicas y económicas aplicables al sistema eléctrico colombiano.

Analizar, identificar y proponer aspectos y mejoras regulatorias, así como su impacto sobre la planeación y el desarrollo de la infraestructura.

Estudio con recomendaciones jurídicas y técnicas.

Conectadas al SIN (1)

94,4% 11.389.657

96,1%Viviendas con servicio

(Usuarios)

11.594.208

No conectadas al SIN

1,7% 204.551

Viviendas Totales

12.064.452

3,44%Conectables al SIN

(PECOR**)414.435

3,9% Viviendas sin servicio M$ 3.832.896

470.244

M$ 4.318.858

0,46% No conectables al SIN

55.809

M$ 485.962

Generación H-T Generación Diesel Solución Aislada

PIEC 2013-2017

PERS

Algunasviviendas*

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Asesoría en los procesos de selección, asuntos jurídicos de energía eléctrica y de los procesos de selección Actualización y compra de software especializado para la planeación eléctrica, además de actualización de la información

Actualizar el software para la planeación eléctrica, además de actualización de la información. Estudios de articulación del sector eléctrico con otros sectores.

Determinación de costos de racionamiento de gas natural y energía eléctrica

Estrategia sectorial masiva de eficiencia energética

Análisis histórico de las series hidrográficas para la planeación eléctrica Actualización y rediseño del modelo PIEC.

Actualizar, mejorar y/o comprar herramientas y/o información para la planeación de la expansión del servicio de energía eléctrica

Actividades Contratadas

Estrategia Nacional de comunicación y formación en Eficiencia Energética

Servicios profesionales jurídicos especializados en temas Energéticos y Mineros

Análisis de herramientas para la inclusión de otras alternativas con fuentes no convencionales ( p.e solar, eólica, hibrido) para la prestación del servicio del PIEC

Desarrollo de una metodología para determinar los costos de racionamiento de los sectores de electricidad y gas natural

Análisis de las series hidrológicas del sector eléctrico colombiano y de los diferentes fenómenos naturales y antropogénicos que inciden en la variabilidad de las mismas

Definición de condiciones técnicas de proyectos objeto de convocatoria pública

Elaboración de requisitos técnicos y recomendaciones regulatorias para la incorporación de la generación Eólica al sistema interconectado nacional en Colombia

Identificación, recolección y organización de aspectos técnicos y económicos de las nuevas tecnologías del SIN

Prestar los servicios profesionales de consulta y procedimiento de información socio ambiental de los proyectos de transmisión

Completar base de datos de la unidad de sitios UPME y Proyectos de Fondos e incorporar nuevas soluciones de prestación del servicio de energía eléctrica al modelo PIEC

Análisis de implicaciones para la atención de la demanda Nacional por la filtraciones observadas en el Dique del ensamble el Quimbo

Adquisición de nuevas licencias ARCGIS

Actualización de licencias de los modelos SDDP y OPTGEN incluido soporte técnico

Servicios profesionales de consulta, procesamiento y verificación de la información de los informes de interventoría de los diferentes proyectos de expansión de los sistemas de transmisión regional STR

Asesoría para la estructuración de esquemas empresariales para ampliar la cobertura de energía eléctrica en zonas no interconectadas y selección de inversiones correspondientes vigencias futuras.

Servicio de actualización, soporte técnico, mantenimiento y tutorial de software DIGSILENT POWERFACTORY

Consultoría y procesamiento de información de la evolución de los proyectos de transmisión y elaboración de los informes asociados

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Incorporar en el modelo PIEC, el desarrollo de software necesario para incluir la generación hidráulica como otra alternativa para la prestación del servicio de energía eléctrica

INFORME DE GESTION

PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN 2014-2028 El objetivo del planeamiento de la expansión de la generación es establecer de manera indicativa, las necesidades del país con base en los comportamientos del Sistema Interconectado Nacional - SIN y sus diversas variables, como son la demanda de energía y potencia, hidrología, disponibilidad y costos de los combustibles, recursos energéticos y la fecha de entrada en operación de los proyectos del Cargo por Confiabilidad, que influyen sobre el abastecimiento energético y sus costos. Los resultados del plan de generación indican que en el periodo comprendido entre los años 2014 y 2019, se puede cumplir con los criterios de confiabilidad energética establecidos por la Regulación, lo anterior considerando las plantas definidas por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, aquellas que se encuentran en desarrollo, y los supuestos establecidos en este documento. En otras palabras, en el corto plazo no se vislumbran requerimientos de generación adicional a los ya establecidos por el mecanismo del Cargo, aun considerando posibles atrasos y no ejecución de proyectos. Por otro lado, para el periodo de largo plazo, horizonte 2019 – 2028, se requiere un incremento de la capacidad instalada, ello con el objetivo de cumplir con los criterios de confiabilidad energética. Todas las alternativas de largo plazo consideran la segunda etapa de Ituango (1,200 MW) y una proyección de crecimiento de la capacidad de plantas menores (757.4 MW al final del periodo), salvo el escenario 14. A partir de esta expansión base, se definen las siguientes capacidades adicionales: Bajo el escenario 5 se necesitarían 1,050 MW térmicos a base de carbón; En el escenario 6 se requerirían 1,600 MW asociados a proyectos térmicos (carbón y gas natural); En el escenario 7 la instalación de 474 MW eólicos en el norte de la Guajira remplazan 250 MW térmicos a base de carbón, tomando como referencia el escenario 5; En el escenario 8 la misma capacidad eólica desplaza 300 MW térmicos a base de gas natural, ello frente al escenario 6. El escenario 10 incorpora 924.2 MW de nueva capacidad renovable (solar fotovoltaica distribuida, biomasa y geotermia), remplazando 650 MW de generación térmica convencional, teniendo como referencia el escena - rio 7; El escenario 11 incorpora los mismos 924.2 MW, remplazando 550 MW de generación convencional (la referencia es el escenario 8); En los escenarios 12 y 13 se consideran 1,980 MW adicionales, correspondientes a proyectos hidroeléctricos de mediana y gran escala, los cuales remplazan 800 y 1,000 MW térmicos, to - mando como referencia los escenarios 7 y 8, respectivamente. Por su parte, el escenario 14 establece una mezcla óptima de todas las fuentes, convencionales y no convencionales, incorporando 150 MW hidroeléctricos de mediana escala, 600 MW térmicos a base de carbón y gas natural, una capacidad instalada de plantas menores al final del periodo de 360 MW, 248 MW de cogeneración, 474 MW eólicos, 143.5 MW de generación solar fotovoltaica distribuida, y 275 MW geotérmicos. A partir de esa misma estrategia se formuló un escenario de interconexiones internacionales (escenario 15), encontrándose que bajo la expansión propuesta, se pueden soportar las exportaciones, sin necesidades de capacidad adicional; Finalmente se realizaron varias sensibilidades, en función de la no ejecución del proyecto Porvenir II (escenarios 6.1, 8.1 y 11.1) y la implementación de programas de uso eficiente de energía (escenarios 16, 16.1, 17 y 17.1). Respecto a lo anterior, se encontró que dichos programas pueden desplazar 650 y 275 MW, tomando como referencia los escenarios 7 y 8, respectivamente. Adicionalmente, se plantea una metodología de planificación integral, Generación – Transmisión, mostrando su aplicación para un caso piloto, estableciendo a la vez las mejores alternativas de solución para el aseguramiento del suministro eléctrico y energético de la demanda objetivo.

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CONCEPTO DE POTENCIAL HIDROENERGÉTICO La Resolución UPME 0052 de 2012 relacionada con el concepto de potencial hidroenergético, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto 2041 de 2014, establece cuáles proyectos son susceptibles a la evaluación de dicho potencial. En este sentido, se tramitaron todas las solicitudes de las autoridades ambientales. En el período comprendido entre junio de 2014 y junio de 2015, se han conceptuado 16 solicitudes. En este momento, se espera información complementaria de otras 33 solicitudes presentadas por las autoridades ambientales. INTERCONEXION DE ENERGIA EOLICA A LA RED Tal como se informó en el Plan de Expansión 2014 – 2028, la Unidad realizó los respectivos análisis relacionados con la incorporación de recurso eólico en la Guajira; en esa oportunidad, efectuó los análisis para la incorporación de hasta 1200 MW, quedando la definición de la obra definitiva supeditada a la entrega por parte de los promotores de los proyectos de la información necesaria para los análisis finales, particularmente la entrega de los estudios de conexión y la información de vientos necesaria para realizar los respectivos análisis económicos. En respuesta a la señal dada por la Unidad en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014 – 2028; durante el transcurso de 2015, la UPME recibió la información mínima necesaria para los análisis; llegando a una capacidad agregada de hasta 3131 MW. En este sentido y en el desarrollo del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2015 – 2029, la Unidad desarrolló los análisis para la incorporación de este recurso, definiendo una red objetivo en función de posibles bloques de generación; en este sentido se exploró inclusive la incorporación del recurso mediante una tecnología HVDC, la cual no existe en este momento en el país. POTENCIAL DE RECURSOS RENOVABLES EVALUACIÓN DE POTENCIAL HIDROENERGÉTICO Como resultado de la convocatoria UPME – Colciencias No 558 de 2012, se generó una metodología para la evaluación del potencial hidroenergético, parte de la cual se plasma en el documento del Atlas del Potencial Hidroenergético de Colombia. El atlas es un documento de referencia que a partir de un conjunto de mapas, presenta la distribución espacial del potencial hidroenergético de Colombia, calculado para generación hidroeléctrica de filo de agua, obtenida a partir del caudal medio y de la topografía del modelo de elevación digital. Estos mapas incluyen aspectos hidrológicos, cartográficos, sociales, económicos y ambientales. De esta manera se convierte en una referencia importante para quienes trabajan en el sector energético, de aprovechamiento del recurso hídrico y medio ambiente, aportando conceptos técnicos, elementos para la toma de decisiones y conocimiento de las condiciones del territorio Colombiano. El atlas se constituye en un asunto de interés social, público y de conveniencia nacional, fundamental para garantizar la planificación adecuada de un abastecimiento energético pleno y oportuno, según las indicaciones establecidas en la Ley 697 de 2001. El trabajo es el resultado de una sinergia entre el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, IDEAM; el Departamento Administrativo de Ciencia, Tecnología e Innovación, COLCIENCIAS; el Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC; la Pontificia Universidad Javeriana, PUJ; y la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, que aportaron sus recursos técnicos y administrativos. Se contó con la opinión de los principales actores nacionales, relacionados con proyectos hidroenergéticos. Este proyecto fue financiado con recursos del patrimonio autónomo fondo nacional de financiamiento para la ciencia, la tecnología y la innovación, Francisco José de Caldas. Adicionalmente se desarrollaron dos aplicativos: uno vía web y uno in house; en el aplicativo web, un pro - motor puede ingresar los datos del proyecto hidroenergético, en cualquiera de sus fases, de acuerdo con los requerimientos de las resoluciones 0052 de 2012 y 0638 de 2007. Este aplicativo es funcional pues solicita, una vez el promotor cuente con los documentos necesarios, un concepto de potencial por parte de la UPME. En este aplicativo web se relaciona el estado de evaluación de proyectos hidroeléctricos, expedición de certificados y generación de reportes. Algunos usuarios podrán realizar sólo consultas, otros podrán des - cargar información y otros podrán actualizar las bases de datos. Se dispondrá de un directorio de usuarios activos de la UPME, en el que se reportarán las actualizaciones y reportes generados por el sistema. Una vez el promotor solicite el concepto de potencial, la

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UPME puede emitir el concepto de potencial a través del aplicativo in house. Este se desarrolló como un addin en ArcGIS® y allí se pueden identificar redes y áreas de drenaje, definición de tramos de río en cuanto a área de aportación, cota, pendiente y longitud, la caracterización fisiográfica de los puntos de cierre de cuencas hidrométricas; y otras variables que impliquen restricción o vía libre del proyecto, para el cual el promotor está solicitando el concepto de potencial. La metodología para evaluar proyectos hidroeléctricos, implementada en un sistema de información geográfica, facilita las tareas de evaluación de proyectos, gracias a la sistematización de la información requerida para la evaluación de los mismos. Se diseñó una base de datos geográfica (Geodatabase, GDB), alfanumérica y documental que facilita el seguimiento y acceso a la información por parte de la autoridad competente en el ámbito local, regional y nacional. Esta GDB almacena la integración con las bases de datos del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, del Ministerio de Minas y Energía y del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, en forma de coberturas tipo shape versión 2.0, datos alfanuméricos en tablas o coberturas ráster. Los resultados más sobresalientes de este proyecto pueden resumirse a continuación:

Un modelo regional basado en ecuaciones de regresión, que determina los Caudales medios mensuales en diecisiete zonas hidrológicas IDEAM, cuya salida grafica permite la construcción de un raster de caudales a lo largo de la red de drenaje.

Un aplicativo para sistemas de información geográfica, que permite el cálculo automatizado de las variables hidrológicas involucradas en la evaluación del potencial hidroenergético en cualquier punto de la red de drenaje.

Mapas de la distribución del potencial hidroenergético en Colombia, a filo de agua, en cada una de las sub zonas hidrográficas.

La selección de aspectos sociales, económicos y ambientales jerarquizados según su nivel de importancia para el aprovechamiento hidroenergético, en el contexto colombiano y a partir de una metodología de participación de actores e instituciones

ACTUALIZACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Dentro de la convocatoria UPME – Colciencias No. 616 de 2013, se estableció como línea 2: Generación de una metodología de actualización y cálculo de los indicadores de costos de generación de energía eléctrica. Con el fin de contar con costos e índices de generación de todos las alternativas de producción de electricidad, se elabora un modelo del costo nivelado de generación energética eléctrica, involucrando posibilidades y escenarios de generación complementaria o hibrida entre fuentes renovables o no renovables comerciales a nivel mundial, de acuerdo a las condiciones específicas del país, considerando la actualización de la metodología para determinar los costos índices de inversión, operación, mantenimiento, costos fijos y variables y el costo de energía medio de unidades de generación y el cálculo de los costos, a partir de los diferentes recursos energéticos disponibles en el país y sus regiones, incluyendo costos para unidades capaces de operar con combustibles sustitutos. Como resultado de este proyecto desarrollado junto con la Universidad de Antioquia, se obtuvo una metodología actualizada, aplicable a todas las tecnologías de generación eléctrica, incluyendo las aso - ciadas a fuentes no convencionales de energía. Asimismo, se desarrolló e implementó un aplicativo web de acceso público para realizar simulaciones par estimar los costos nivelados de generación de energía eléctrica. ATLAS SOLAR Y EÓLICO REGIÓN CARIBE Dentro de la convocatoria UPME – Colciencias No. 616 de 2013, se estableció como línea 1: La evaluación de los recursos solar y eólico en la Región Costa Caribe, con énfasis en la Guajira y conformación de red de actores articulados con el sistema de gestión de información de conocimiento en FNCE. Lo anterior determinando una aproximación a las escalas o tamaños de proyectos posibles y sus implicaciones y retos en los diversos ámbitos educativos, agentes sectoriales, del Sistema interconectado Nacional, de investigación, entre otros. Los resultados esperados son los siguientes:

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atlas regionales de los recursos solar y eólico, escenarios de desarrollo regional con énfasis en La Guajira, instalación de tres estaciones de medición, banco de proyectos, entre los principales. DETERMINACIÓN DE COSTOS DE RACIONAMIENTO DE GAS NATURAL Y ENERGÍA ELÉCTRICA.

El costo económico que tiene el racionamiento de energía eléctrica y gas natural para cada sector de consumo, es muy importante para distribuir una cierta cantidad de energía eléctrica y gas natural a ser racionada, entre los diferentes usuarios, de forma que se minimice su efecto económico sobre la sociedad y para determinar la expansión de infraestructura eléctrica y de gas natural. Para el sector residencial, por estrato y por región, se determinó la pérdida de bienestar empleando la metodología de valoración contingente en la encuesta. En el caso de los sectores industrial y comercial se determinó, a nivel regional, el costo directo asociado a una interrupción del servicio mediante la valoración de la pérdida de producción. Asimismo, se establecieron indicadores para afectar los resultados para cada mes del año y por aviso con suficiente antelación de la interrupción (racionamiento). Posteriormente, la Unidad contrató un estudio con Econometría Ltda. Para desarrollar una “Metodología para la Determinación de la Curva de Costos Mínimos de Racionamiento” de energía eléctrica, que culminó en octubre de 1997. Esta metodología está basada en los resultados obtenidos con el estudio de las universidades Nacional de Bogotá y Antioquia. Desde entonces la Unidad calculó la curva de costos de racionamiento del sistema, actualizándola mediante el uso del Índice de Precios al Consumidor. Sin embargo, dado que las condiciones económicas cambiaron desde 1997, la Unidad consideró adecuado actualizar la información base para el cálculo de los costos de racionamiento del sector eléctrico. Por lo anterior realizó, en año 2003, el Estudio de costos de racionamiento de electricidad y gas natural con la Unión Temporal Itansuca Ltda. – Sinergia Ltda. Los objetivos de este estudio incluyeron, en el caso de la electricidad, actualizar los costos unitarios de racionamiento de electricidad por tipo de consumidor, teniendo en cuenta la metodología desarrollada en el Estudio de 1997 y elaborar la curva de costos mínimos (óptimos) agregados de raciona - miento de la electricidad por niveles de racionamiento. En el caso de racionamientos de gas natural el objetivo fue definir una metodología para la estimación de los costos unitarios de racionamiento de gas natural por tipo de cliente. La Unidad requiere actualizar los costos de racionamiento de energía eléctrica y gas natural para las regiones operativas definidas por la UPME, sectores económicos y de consumo, así como determinar las curvas de costos mínimos de racionamiento de ambas fuentes de energía. En los últimos años se han presentado mejoras en las eficiencias de los procesos y equipamiento, tanto en el sector residencial como en el industrial, en los vehículos de transporte movidos con gas natural y electricidad y en las centrales de generación con base en gas natural, sectores que no han estado ajenos a las fluctuaciones de la economía nacional e internacional. El conocimiento del costo económico que tiene el racionamiento de energía eléctrica y gas natural para cada sector de consumo es de gran importancia en las tareas de planeamiento, operación y valoración de la con - fiabilidad del sector eléctrico y de gas. Asimismo, estos costos son muy importantes para distribuir una cierta cantidad de energía eléctrica y gas natural a ser racionada entre los diferentes usuarios, de forma que se minimice su efecto económico sobre la sociedad y para validar el monto de las inversiones propuestas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Por otra parte, el sector de gas natural se ha venido desarrollando de manera acelerada como respuesta a los esfuerzos de la política energética de comienzos de los años noventa y más reciente en la década del 2000, y resulta necesario, para las labores de expansión y planeamiento, contar con información confiable sobre los costos de racionamiento de estos energéticos. Esta contratación tiene una duración de 28 semanas contadas a partir del 5 de junio de 2015, fecha en la cual se firmó el acta de inicio. EL contrato se ha desarrollado dentro de los términos establecidos. A la fecha se ha realizado una prueba piloto en las ciudades de Bogotá e Ibagué, y como resultado se realizaron algunas modificaciones a los instrumentos (encuestas) aplicados. Adicionalmente, la recolección de información en campo (encuestas), propuesta por el contratista, tiene como fecha de terminación el 30 de septiembre de 2015. Posterior a esta fecha se realizarán los informes de análisis a la información recolectada. Por otro lado, a la fecha ya se realizó una socialización de la metodología del proyecto frente a las entidades del estado y la cabeza de los gremios del sector. Adicional a ésta presentación, se realizarán otras dos socializaciones, una con los resultados obtenidos en las encuestas y otra cuando el proyecto ya esté finalizado, es decir, en enero o febrero de 2016.

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PLAN DE REFERENCIA DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN 2014 – 2028 En enero de 2015, se adoptó el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión 2014 - 2028 mediante Resolución 40029 del Ministerio de Minas y Energía.

2016 PRODUCTOS – ACTIVIDADES Estudio con recomendaciones jurídicas y técnicas.

Asesoría en los procesos de selección, asuntos jurídicos de energía eléctrica y de los procesos de selección

Análisis y recomendaciones técnicas de la Unidad Informes de seguimiento y gestión de información a proyectos en ejecución y estructuración

Apoyar el seguimiento de los proyectos en ejecución y la gestión de información técnica, ambiental y social de los proyectos en estructuración

Actualización y compra de software especializado para la planeación eléctrica, además de actualización de la información.

Actualizar el software para la planeación eléctrica, además de actualización de la información

Herramientas óptimas para toma de decisiones Estudios de articulación del sector eléctrico con otros sectores.

Establecer el impacto en las señales de planeación asociadas a las series hidrográficas históricas y esperadas en el largo plazo, así como las series históricas o reconstruidas.

Analizar la incorporación de fuentes no convencionales a la red (solar, biomasa) Actualización y rediseño del modelo PIEC.

Actualizar, mejorar y/o comprar herramientas y/o información para la planeación de la expansión del servicio de energía eléctrica

Este proyecto esta, formulado por la Unidad en el 2003, por tanto a surtido la alineación de programas sectoriales por ende toda la metodología propuesta por el DNP en cuanto a Marco Lógico, Metodología General Ajustada y Cadena de valor, pasando por todos los filtros de revisión tanto del Ministerio de Minas y Energía como del Departamento Nacional de Planeación.

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Avenida Calle 26 No 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901. PBX (57) 1 222 06 01 FAX: 221 95 37 Línea Gratuita Nacional 01800 911 729

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ACTIVIDADES CONTRATADAS

Identificar, estructurar y promocionar y lograr la selección del inversionista a través de esquemas de vinculación capital privado prestación servicios públicos domiciliarios de energía y gas combustible.

Gestión de Información Socio ambiental asociado a los proyectos del STN-STR en estructuración

Gestión Procesamiento Análisis y verificación de información de los Informes de Interventoría de los diferentes Proyectos STR

Asesoría y apoyo jurídico en temas regulatorios minero energéticos, especialmente en legislación relacionada con las Convocatorias Públicas de proyectos de Trasmisión Nacional Regional y Planeamiento Minero

Definición de condiciones técnicas de proyectos objeto de Convocatoria Pública

Consultoría para desarrollar e implementar el módulo para realizar calculo y validación del ICEE a nivel de sitio, captura y validar la información de proyectos de fondos

Seguimiento a los proyectos del Sistema de Transmisión Nacional –STN

Actualización licencias modelos SDDP y OPTIGEN y de los módulos de SPRESS

Consultoría documento de apoyo que contenga información general de los proyectos del plan de expansión y regulación de las convocatorias para el STN y los STRS en Colombia

Asesoría sobre analizar la viabilidad jurídica de implantar una compensación a las comunidades que pudieran verse afectadas con el desarrollo de los proyectos de generación eólica o solare

Restricciones y limitaciones Se presentan Matrices de riesgo Contactos del Proyecto Ricardo Ramírez Sub dirección de Energía Eléctrica. Unidad de Planeación Minero Energética- Dirección General Libardo Murillo Teléfono: 2220601 ext.182 Matriz del Marco Lógico: Está expuesta en el SUIFP.