Estudios de planeamientopara integración de energía eólica en colombia

Diego Rodriguez MSc. Ingeniería Eléctrica

Ingeniero de proyectos GERS

Karen J. Palacio BEspecialista Sistemas de T&D Ingeniera de proyectos GERS

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Los gases de efecto invernadero y las altas fluctuaciones en el precio de los combustibles han hecho que la in-

tegración de nuevas tecnologías, como la incorporación de fuentes de energía eólica, sea inherente para diversificar la canasta energética y operar el sistema eléctrico de manera más eficiente, económica y confiable. Actualmente en Co-lombia se han realizado estudios que muestran la Costa Ca-ribe, específicamente la zona norte de la Alta Guajira, como un excelente foco de energía a partir del viento, llegándose a observar potenciales en esta zona de hasta 29 GW. Colombia es un país netamente hídrico-térmico y cuya re-gulación está dirigida en un gran porcentaje a este tipo de recursos. Es por esta razón que lineamientos para la incor-poración de nuevas tecnologías, como la energía eólica, de-ben ser desarrollados de tal forma que se presente una inte-gración segura de este recurso a la red. En este documento se muestran las características y parámetros principales que deben estar presentes al momento de realizar un estudio de conexión de energía eólica en el sistema colombiano.

Greenhouse gases and high fluctuations in fuel prices have made the integration of wind energy an important task to: diversify the energy basket and operate the bulk power sys-tem in an efficient, economic and reliable way. Currently, in Colombia, preliminary studies show the Caribbean coast, specifically the northern Alta Guajira region, as an excellent source of energy from wind. The potential in that zone rea-ches the 29 GW.Colombia´s regulation is purely based on hydro-thermal te-chnology. As a result, guidelines for incorporating new tech-nologies, such as wind power, must be developed to permit a safe integration between this renewable resource and the network. This document describes the main characteristics and parameters that must be considered for wind power in-tegration in the Colombian system.

Palabras Clave

Planeamiento, parques eólicos.

Diego Rodriguez MSc. Ingeniería Eléctrica

Ingeniero de proyectos GERS

Karen J. Palacio BEspecialista Sistemas de T&DIngeniero de proyectos GERS

Keywords

Planning, wind farm.

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I. INTRODUCCIÓN

En la actualidad existe un alto número de proyectos eólicos que han solicitado factibilidad técnica para conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Colombia. En este último año se suman alrededor de 29.500 MW [1] de potencial eólico en diversas zo-nas del territorio colombiano. Esta potencia es indis-pensable para aumentar la diversidad de la canasta energética ofreciendo ciertos beneficios: disponibi-lidad constante de diversos recursos, reducción de costo marginal de la energía, reducción de emisio-nes de CO2, entre otros. En vista de este panorama, se han venido adelantado estudios para la correcta conexión de ciertos parques eólicos en la zona norte del país dónde se presenta un alto potencial de vien-tos. Sin embargo, existen aún vacíos regulatorios con respecto a los estudios de planeación necesarios y definidos en los códigos de red, para la segura incor-poración de este tipo de tecnologías. Al día de hoy, es importante determinar los requisi-tos que deberán cumplir los estudios preliminares de planeamiento para parques eólicos que se conec-ten al sistema eléctrico del país. Estos análisis están constituidos por una serie de estudios que garanti-zan una integración segura de turbinas eólicas (WTG) y que se presentan en las siguientes secciones.

II. ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA

Uno de los estudios con los que se determinan las condiciones operativas que garantizan el correcto desempeño de un sistema eléctrico es el estudio de flujo de carga. Este tipo de análisis permite determi-nar los perfiles de tensión en las principales barras del sistema, los flujos de potencia activa y reactiva en la red, el porcentaje de carga de cada circuito y las pérdidas del sistema, lo anterior tanto en con-dición normal de operación y de contingencia, de modo que se garantice una permanente alimenta-ción de energía a la carga instalada manteniendo las variables del sistema dentro de los límites estableci-dos en la Resolución CREG 025 de 2005.

Estos análisis consideran dos pasos fundamentales: El primero es un Análisis Preliminar, que define las condiciones eléctricas y operativas de la zona a la cuál será conectado el WTG, el tipo de control de

las máquinas y las alternativas para la conexión. El segundo es un Análisis de Conexión, que muestra la respuesta del sistema ante la incorporación del nuevo WTG. La Figura 1a. muestra un diagrama de la zona de estudio antes de la conexión de las nue-vas plantas; la Figura 1 b, muestra un diagrama con el nuevo parque conectado a la red de estudio que ejemplifica los pasos antes mencionados.

A)

B)

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Figura 1. Pasos fundamentales de un estudio de flujo de poten-cia. a) Análisis preliminares b) Análisis de conexión

A. Análisis PreliminaresAntes de observar el comportamiento de la red fren-te a la conexión de WTG se deben verificar:

1) Estado inicial del áreaConocer requerimientos de inyección de potencia activa y reactiva en el área de estudio es una de las principales razones para promover la conexión de nuevas fuentes de generación. En este caso se debe verificar si existe carga no suplida, generación de seguridad, si los perfiles de tensión crean exigencia alguna en las nuevas unidades a incorporar y si la disposición actual de la red permite evacuar toda la energía producida por la nueva unidad. 2) Tipo de WTG a conectarUna vez identificadas las fortalezas/debilidades del sistema objetivo se procede a definir el tipo de WTG que compondrá los parques eólicos. Existen tecno-logías que ofrecen diversas formas de inyección de potencia reactiva (Q), como se describe en la sección III A. Entre dichas formas de control de tensión, so-bresalen el control por tensión objetivo, por factor de potencia (FP) constante [2] y por inyección de Q cons-tante. En los escenarios en que la turbina no pueda proveer los niveles de Q exigidos para la conexión, se debe hacer uso adicional de bancos de compen-sación alternos. En el caso colombiano aún no existe una regulación definida con respecto al rango de Q o FP que debe poseer cada WTG, estos estudios se encuentran en su primera fase de desarrollo. 3) Alternativas de conexiónConsiderando lo establecido por la Unidad de Pla-neación Minero Energética (UPME), y la Resolución CREG 106 de 2006 se deberán presentar mínimo dos alternativas de conexión independiente del tipo de tecnología de los generadores. En este grupo una de ellas debe corresponder exclusivamente a activos a cargo del generador.

B. Análisis de ConexiónUna vez finalizada la anterior etapa, los análisis de flujo de carga se encaminan a garantizar que ante condiciones normales de operación y bajo contin-gencia, la nueva inyección de potencia en el sistema nacional cumpla con los siguientes criterios:

1) Nivel de TensiónLa tensión en las barras no debe ser inferior al 90% ni superior al 105% o 110%, según el nivel de tensión, tal y como se establece en la Resolución CREG 025 de 2005. 2) Cargabilidad de los elementos de la redLa cargabilidad de los activos existentes no debe so-brepasar el 100% de su capacidad nominal. Para el caso de las líneas se puede calcular según (1). En (1), es la corriente de operación e es la co-rriente máxima soportada por la rama.

(1)

3) Atrapamiento de energíaLa conexión de una nueva central de generación debe garantizar que toda la potencia activa existen-te en las unidades de la planta sea inyectada en el sistema, de tal forma que no se restrinja la potencia inyectada por unidades cercanas ya existentes y de costo de energía similar. En el caso de los WTG, el costo de la energía es cero ya que no se consideran incentivos (en caso de considerarse incentivos este precio podría alcanzar valores menores a cero [3]), este valor presentaría desplazamientos de energías hidráulicas y térmicas en el sistema actual colom-biano [4].

A partir de los resultados de flujo de carga se po-drá establecer si el sistema existente es capaz de soportar la nueva inyección de generación o en caso contrario determinar los refuerzos de red necesa-rios para la correcta incorporación de parques eóli-cos. Así mismo, se podrán establecer los valores de pérdidas de potencia y energía del sistema ante la nueva inyección de generación. Estos valores serán necesarios al momento de realizar la valoración eco-nómica del proyecto, como se describe en la sección V.

III. ESTUDIOS DE ESTABILIDAD

Los estudios de estabilidad permiten determinar si un sistema inicialmente en estado estable continua estable después ocurrida una perturbación [5]. Este tipo de análisis permite evaluar las condiciones críti-cas a las que se puede llegar a someter un sistema y los elementos que lo componen, de tal manera que

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se identifique si ciertos escenarios y contingencias pueden llegar a resultar en ausencia de sincronismo en generadores, problemas de bajas o altas tensio-nes en los nodos o respuestas inestables por altas variaciones de frecuencia debido a desbalances en-tre generación y carga. Estas condiciones pueden ser identificables a través de análisis en la respuesta transitoria de los ángulos de rotor en las máquinas, variaciones de tensiones en nodos y respuestas de frecuencia en el sistema. En el caso de estudios con generadores eólicos existen ciertas características que deben ser satisfechas para efectuar este tipo de análisis. A continuación se hace una descripción de cada una de dichas características y al final de la sección se define el impacto que estas tienen en los diversos tipos de estudios.

A. Modelos de GeneradoresLas turbinas eólicas son clasificadas según su ca-pacidad de control de velocidad. Esta clasificación menciona cuatro tipos diferentes de turbinas [6], algunos antiguos, reconocidos como generadores eólicos tipo I y II con control limitado de potencia activa y reactiva, y otros que hacen uso de nuevas tecnologías de electrónica de potencia como los tipo III y IV que permiten control de potencia en operación normal y transitoria. La Figura 2 mues-tra los diversos tipos de turbinas según su control de velocidad y la Tabla I, muestra las diversas ca-racterísticas que cada generador eólico ofrece a la red. En dicha tabla se observan las limitaciones que los dos primeros (Tipo I-II) presentan con respecto a soporte de Q y control de fluctuaciones de ten-sión, y los beneficios que los dos últimos (Tipo III-IV) ofrecen al permitir control de potencia por medio de convertidores regenerativos y no necesitar de redes robustas para su operación. En el caso del sistema colombiano, además de pre-sentarse congestión en las líneas del área de la Guaji-ra que limitan la generación en ciertos escenarios de despacho [1],[4], es relevante observar las deficien-cias de soporte de reactivos que existen. Esta ausen-cia en Q muestra como candidatos prometedores para la integración de turbinas eólicas al STN los ge-neradores tipo III-IV, puesto que permiten un control

Figura 2. Tipos de turbinas eólicas según el control de velocidad [6]

de potencia mediante diversos métodos como [2]: factor de potencia constante, control de Q según señal de referencia, entre otros, evitando así altas fluctuaciones de tensión en la zona por corrientes de viento variables [7].

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Tabla 1 cuadro comparativo tipos de generadores

B. Respuesta LVRTEn años anteriores la penetración de energía eólica era limitada y no presentaba una proporción repre-sentativa de la potencia generada por cada sistema. Este hecho hacia que no existieran reglamentaciones que exigieran a las turbinas eólicas durante estados transitorios de falla, permitiendo así su desconexión ante perturbaciones que afectasen la red. Sin embar-go, los avances en las tecnologías de transformación de energía en las turbinas, de sistemas de control de potencia y de formas de conexión de estos aeroge-neradores han hecho que los niveles de penetración de energía eólica a nivel mundial sean considerables, llevando a que la desconexión de este tipo de máqui-nas en estados de falla pueda afectar severamente la estabilidad del sistema [8].

Esto se debe a que en los casos en que existe des-conexión inmediata, una gran porción de generación no está disponible luego de despejada la falla. Lo an-terior ha llevado a la necesidad de proveer las WTG con capacidad de respuestas LVRT (Low Voltage Ride Through). La respuesta LVRT específica la tensión que debe tener un aerogenerador en función del tiempo, durante la ocurrencia de una falla. La Figura 3 mues-tra una respuesta típica exigida a un aerogenerador, en esta puede ser observada que en circunstancias en las que la tensión en terminales se vea reducida a menos de 0.6 p.u. el generador debe continuar co-nectado por tiempos de 0.15 a 2.1 segundos, según las exigencias del código de red de cada país [11].

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Figura 3. Requisitos de respuesta LVRT definidas por FERC order 661 (respuesta mínima requerida para generadores eólicos) [11].

C. Respuesta de frecuencia del sistemaLa sustitución de energías no convencionales por energías renovables como la eólica ha presentado la reducción de inercia del sistema y por ende mayores fluctuaciones de frecuencia. Se habla de máquinas parcial o totalmente desacopladas del sistema resul-tado de conexiones de las plantas por medio de con-versores. Los códigos de planeación y de operación definen los umbrales de frecuencia a los que puede llegar el sistema en estados transitorios de tal forma que se mantenga la seguridad del sistema y se eviten respuestas inestables que lleven a apagones parcia-les o totales del sistema o a deslastres no deseados de carga.

Para tal fin, se deben realizar análisis que permitan determinar las oscilaciones de frecuencia que se pue-den llegar a presentar ante variaciones significativas de potencia. La Figura 4 muestra la respuesta de fre-cuencia del sistema en estados de carga máxima y mínima al presentarse una falla en la zona cercana a la Guajira; dicha falla, desconecta un total de 400 MW del sistema. Las respuestas muestran que exis-ten ciertas limitaciones en escenarios de carga míni-ma y que estudios adicionales o nuevas definiciones de reserva rodante o generación de seguridad deben hacerse para evitarse activación del EDAC.

Figura 4. Respuesta en frecuencia para desconexión de 400 MW. Escenarios de demanda máxima y mínima.

Para concluir esta sección se debe notar que los es-tudios de estabilidad de rotor y estabilidad de ten-sión deben hacer precisión del tipo de máquina a uti-lizar, de la presencia o no de respuesta LVRT, además del tipo de control de potencia reactiva que ofrece el productor. Estos modelos permitirán observar las respuestas inter-máquina del sistema así como la existencia o no de colapsos de tensión u osci-laciones drásticas de Q ante ciertas perturbaciones, condición que se puede presentar en redes débiles o radiales. Finalmente, los estudios de estabilidad de frecuencia deben contemplar las variaciones máxi-mas de potencia que se pueden presentar, en este caso se debe tener claro la inercia presente en el sis-tema y la velocidad de respuestas de los gobernado-res en generadores no convencionales y en los WTG (en caso de existir), correspondiente a la regulación primaria del sistema.

IV. ESTUDIOS DE CORTO CIRCUITO

La conexión de elementos generadores al SIN se debe realizar de forma armoniosa, de tal manera que la nueva inyección de potencia en el sistema no presente efectos negativos en la zona. Tales efectos se pueden observar en altas corrientes de cortocir-cuito en la barra de conexión del generador y en las barras aledañas. La IEC 60909-0 ha definido modelos WTG para estudios de corto circuito, estos modelos principalmente están guiados a máquinas tipo III-IV. Los modelos representan la respuesta esperada con máquinas conectadas a través de convertidores re-generativos. En [8] se muestra que la respuesta con este tipo de generadores es acertadamente repre-sentada por medio de fuentes de corriente constan-tes, el valor de dicha magnitud de corriente debe ser provisto por el constructor de la turbina. Basado en esto, la norma IEC representa la contribución al corto de las WTG por medio de fuentes de corriente sin im-pedancias transitorias, estas últimas características difieren de los modelos tradicionales usados para máquinas sincrónicas en estudios de corto circuito cuya representación es una fuente de tensión con una impedancia transitoria en serie. Este modelo de fuente de corriente constante no sólo es útil para determinar el nivel de corto circui-to en ciertos puntos de la red después de la cone-xión de este tipo de planta, sino que además provee de herramientas para estudios posteriores como la coordinación de protecciones.

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V. ESTUDIOS ECONÓMICOS

Dentro de la evaluación económica de cualquier pro-yecto de generación se pueden analizar cientos de cifras monetarias que a su vez son la base para el cálculo de la rentabilidad de la inversión. Sin embar-go, el alcance de este artículo sólo realiza una des-cripción de los lineamientos para el cálculo econó-mico, que la UPME realiza al momento de evaluar un proyecto de conexión de parques eólicos. Este tipo de análisis no presenta diferencias con respecto a la evaluación tradicional que se realiza a unidades de generación convencionales. Al momento de realizar la integración de los parques eólicos se puede presentar la necesidad de realizar obras de expansión (activos de uso) las cuales serán remuneradas vía tarifa o simplemente la conexión estará a cargo en su totalidad por el desarrollador del proyecto (activos de conexión).

A. Integración de los WTG por activos de co-nexiónCuando el desarrollador del proyecto defina que los elementos de conexión son de uso exclusivo de la planta, indiferente del nivel de tensión de la cone-xión, no se deberá demostrar que el beneficio/costo del proyecto es superior a 1.

B. Integración de los WTG por activos de usoCuando la inclusión de un nuevo proyecto de WTG a un nivel de tensión igual o superior a 57.5 kV requie-ra la construcción de activos adicionales a los de su propia conexión se deberá demostrar la convenien-cia de la conexión del generador para el sistema, es decir, que la relación beneficio/costo del proyecto es superior a 1: 1) Costos:Consiste en la valoración de los activos de uso ne-cesarios para la conexión de la generación con base en las Unidades Constructivas establecidas en las Resoluciones CREG 097 de 2008 y CREG 011 de 2009, según aplique. 2) Beneficios: Los potenciales beneficios de incorporar un genera-dor al SIN pueden ser determinados en varios aspec-tos:• Mejoras en la confiabilidad: Se valoran las mejo-ras en confiabilidad del sistema con y sin proyecto, las cuales pueden ser calculadas a través de cual-quiera de los dos métodos establecidos en el Artí-culo 1 de la Resolución CREG 044 de 2013. En este

caso el beneficio se considera en que la no construc-ción del proyecto de generación implica refuerzos en la red.• Levantamiento de Restricciones: El beneficio se va-lora como el racionamiento evitado y como disminu-ción de generación de energía.• Impacto en precios del mercado: En este caso se debe simular el comportamiento del mercado con y sin proyecto, a fin de determinar si la inclusión de la nueva generación causa disminución en el precio de bolsa esperado.• Reducción Racionamientos: Los beneficios se esta-blecen en términos de la disminución del valor espe-rado de racionamiento, valorando la energía en firme asignada al proyecto (Resolución CREG 061 de 2015). • Reducción de Pérdidas: Como su nombre lo indica cuando la incorporación de un proyecto de gene-ración disminuye las pérdidas del sistema estas se consideran como un beneficio, en caso contrario se deberá estimar como un costo.

VI. OTROS ESTUDIOS ADICIONALES POSTERIORES AL PROCESO

DE PLANEACIÓN

Terminado el proceso de planeación compuesto por estudios de flujos de potencia, estabilidad, corto cir-cuito e impacto económico se sugieren estudios adi-cionales que permitan la correcta integración de los parques eólicos en el sistema. La idea de este docu-mento es mencionar los estudios que componen un estudio preliminar de conexión de los parques eó-licos; sin embargo, esta sección menciona algunos de los estudios posteriores a la etapa de planeación. Entre esos estudios sobresalen:

Los estudios de calidad de potencia que definen los niveles máximos de armónicos en los puntos de conexión; ante esto, el propietario del parque debe garantizar que no existe resonancia debida al uso de electrónica de potencia por parte del “switcheo” de los transistores en el convertidor [9]. Adicionalmente, se debe garantizar que el nivel de flickers debido a la variación de corrientes de viento debe mantenerse dentro de los niveles sugeridos en el estándar IEEE Std 519 [10] y la norma en consulta CREG 065 de 2012.

Los estudios de verificación que permiten deter-minar si los modelos entregados por el proveedor de WTG representan fielmente la respuesta real de las unidades. En este caso se deben hacer pruebas

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específicas que permitan observar si los modelos eléctricos ofrecen las mismas respuestas en com-paración con las WTG una vez instaladas. Estos test deben validar las respuestas de los modelos frente a variaciones de viento, estados de falla mediante res-puesta LVRT, respuestas reactivas precisas de acuer-do al control implementado, etc.

Los estudios de telemetría que no sólo envían y comunican información eléctrica con respecto a las variables de tensión, corriente, potencia activa y reactiva, inclinación de la turbina, entre otros, sino que además permiten enviar señales de pronóstico meteorológicos que son la entrada a modelos de predicción, facilitando al operador la toma de de-cisiones para despacho de este tipo de unidades.

VII. CONCLUSIONES

Las nuevas tecnologías de generación han impulsa-do retos para el sistema eléctrico y regulatorio co-lombiano. El artículo muestra desde la perspectiva de la planeación los diferentes estudios que permi-ten realizar una evaluación integral (técnico-econó-mica) para la incorporación de proyectos de energía eólica basados en buenas prácticas nacionales e in-ternacionales. Los análisis de flujo de carga determinan la capa-cidad de penetración de energías limpias en el sis-tema; a través de los estudios de corto circuito se puede observar el impacto sobre los elementos existentes en el sistema usando normas internacio-nales; los estudios de estabilidad están guiados a la correcta determinación de modelos dinámicos que representan los diferentes tipos de tecnologías de turbogeneradores en el mercado, y los estudios eco-nómicos están enfocados a establecer la viabilidad de este tipo de proyectos para el sistema eléctrico nacional.

Es un reto significativo para el sistema eléctrico co-lombiano, que paso a paso es sorteado por todos los equipos de desarrollo, planeación, operación y demás grupos de ingeniería en el país. Los autores de este documento están conscientes de la impor-tancia de integrar fuentes de energía limpia en Co-lombia y esperan que a 2020 el número de parques eólicos represente una parte considerable de la ca-nasta energética.

VIII. AGRADECIMIENTOS

A GERS por facilitar la información y las herramientas

necesarias para llevar a cabo este estudio. En espe-cial al ingeniero César Gallego por ofrecer la opor-tunidad de participar de proyectos de incorporación de energías renovables que hoy en día adelanta la compañía.

IX. REFERENCIAS

[1] Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia. UPME. 2015.[2] Yanhua Liu; Xu Zhang; Dongmei Zhao; Min Ma, “Research on the Wind Farm Reactive Power Compensation Capacity and Control Target,” Power and Energy Engineering Conference (APPEEC), 2011 Asia-Pacific , vol., no., pp.1,5, 25-28 March 2011.[3] Lin Deng; Hobbs, B.F.; Renson, P., “What is the Cost of Negative Bidding by Wind? A Unit Commit-ment Analysis of Cost and Emissions,” IEEE Transac-tions on Power Systems, vol.30, no.4, pp.1805,1814, July 2015.[4] UPME, “Incorporación de energía eólica en el Sistema Interconectado Nacional-SIN”, Avance Plan de Expansión 2014-2018.[5] Kundur, P.; Paserba, J.; Ajjarapu, V.; Anders-son, G.; Bose, A.; Canizares, C.; Hatziargyriou, N.; Hill, D.; Stankovic, A.; Taylor, C.; Van Cutsem, T.; Vittal, V., “Definition and classification of power system stabi-lity IEEE/CIGRE joint task force on stability terms and definitions”, IEEE Transactions on Power Systems, vol.19, no.3, pp.1387,1401, Aug. 2004.[6] Margaris I., Hansen A., Bech J., Andresen B., Sorensen P., “Implementation of IEC Standard Models for Power System Stability Studies”, Technical Uni-versity of Denmark, 2009.[7] Ackermann T, Wind power in power systems. John Wiley & Sons Ltd, 2012.[8] Bing Chen; Shrestha, A.; Ituzaro, F.A.; Fischer, N., “Addressing protection challenges associated with Type 3 and Type 4 wind turbine generators,” 2015 68th Annual Conference for Protective Relay Engineers, vol., no., pp.335,344, March 30 2015-April 2 2015.[9] Darie, S., “Guidelines for large photovoltaic system integration,” Transmission and Distribution Conference and Exposition (T&D), 2012 IEEE PES , vol., no., pp.1,6, 7-10 May 2012.[10] Hoevenaars, T.; LeDoux, K.; Colosino, M., “In-terpreting IEEE STD 519 and meeting its harmonic limits in VFD applications,” Petroleum and Chemical Industry Conference, 2003. Record of Conference Pa-pers. IEEE Industry Applications Society 50th Annual , vol., no., pp.145,150, 15-17 Sept. 2003.[11] Federal Regulatory Comission, 18 CFR Part 35, Order 661, 2005.

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ISAGEN, una empresa que crece para el bienestar.

En el 2015 ISAGEN cumplió 20 años impulsando el desarrollo del país. Hoy se posiciona como

la segunda empresa productora de energía de Co-lombia y uno de los principales actores del sector energético, que aporta aproximadamente el 16% de la electricidad demandada. El impacto del servicio que presta en la sociedad y su vocación hacia la sos-tenibilidad la han convertido en una compañía que busca crecer en entornos prósperos e implementa constantemente estrategias para crear oportunida-des de colaboración y desarrollo conjunto.

La empresa surgió a partir de la promulgación de la Ley 143 de 1994, con la cual el sector eléctrico fue transformado profundamente al ser dividido en generación, transmisión, distribución y comercia-lización; y abrió la posibilidad de participación de actores privados. Como consecuencia de esta ley antimonopolio, ISAGEN nació al escindirse de ISA (Interconexión Eléctrica S.A.), es decir, recursos hu-manos y activos físicos pasaron a ser de la nueva empresa para iniciar sus operaciones.

Desde entonces la generación de energía es una de sus principales actividades, para lo que cuenta con seis centrales hidroeléctricas y una térmica que su-man en total 3.032 MW de capacidad instalada, y se encuentran repartidas en cinco regiones del país: Oriente Antioqueño, Oriente de Caldas, Santander, Magdalena Medio y Tolima. ISAGEN convive en estas zonas como un agente más de cambio, que se invo-lucra en la transformación de los territorios hacia la convivencia, el progreso y la calidad de vida.

Además, se encarga de vender energía, y en su labor comercial combina estratégicamente tres canales:

las ventas de electricidad por contratos a grandes in-dustrias, el suministro a empresas mayoristas que se encargan de la distribución a las redes domésticas en las ciudades y áreas rurales, y la comercializaciónde faltantes y excedentes en la Bolsa de Energía. Como parte de las soluciones integrales que la com-pañía ofrece a sus clientes, ha incluido el suministro de gas.

Estas soluciones se orientan además hacia la Ges-tión Integral Energética, un programa que busca in-crementar la cultura empresarial de los clientes en torno al uso eficiente de los recursos energéticos y el agua. Para ello la compañía trabaja en la alineación de la alta gerencia con estos propósitos, en el dise-ño y la difusión de la política energética, así como en la incorporación de indicadores de desempeño energético en su gestión. Esto es posible mediante el trabajo conjunto y la participación de firmas es-pecializadas de ingeniería que conforman la Red de Socios Tecnológicos.

ISAGEN, sede administrativa con certificado LEED Gold.

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Central Hidroeléctrica Río Amoyá - La Esperanza

Igualmente, para continuar creciendo, se ha fortale-cido en la construcción de proyectos de generación. Adelantar grandes obras de ingeniería con criterios de calidad, rentabilidad, sostenibilidad, y creación de oportunidades para las regiones a las que llega, es una de las cosas que el equipo de ISAGEN mejor sabe hacer.

Es por esto que hoy avanza en la consolidación de un portafolio de proyectos en estudio, orientado al desarrollo de energías renovables. La hidroelectrici-dad, como fuente de generación limpia y principal recurso energético del país, ha sido y continuará siendo la prioridad de esta empresa, que incursiona además en proyectos de generación eólica y geotér-mica y adelanta estudios en biodiesel y gasificación de carbón.

Energía para el bienestar, recursos na-turales en equilibrio

De los 3.032 MW de generación de ISAGEN, 2.732 MW corresponden a energía hidroeléctrica, esto le da un papel preponderante al agua y lo ubica como eje central del desarrollo de la matriz energética de la compañía. Por esto, ha firmado iniciativas globales tan importantes como el Pacto Mundial, el Mandato por el Agua, Custodia del Agua e iniciativas locales como Pacto por el Agua, programas que incentivan el desarrollo de políticas públicas, la cohesión del sector privado, planes educativos para la sociedad, y otras estrategias para una protección real y efectiva de este recurso.

La mitigación del cambio climático es otro de sus ob-jetivos, por eso desde el 2008 comenzó la medición de su huella de carbono y a buscar formas de neu-tralizar el impacto que tienen las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a las actividades del negocio.

En sus áreas de influencia, el cuidado del medio am-biente está determinado por los Planes de Manejo Ambiental (PMA), que en su componente biofísico están orientados a la protección de la fauna y la flora, la recuperación de bosques y cuencas, la educación ambiental a las comunidades, entre otros.

Alianzas por el crecimiento

Iniciativas de formación, proyectos de colaboración para la productividad y el desarrollo empresarial y comunitario, programas de eficiencia energética, promoción de prácticas de sostenibilidad, apoyo a iniciativas de paz y convivencia, protección de los derechos humanos. Son las principales líneas de ac-ción que la generadora implementa con sus grupos de interés, entre los que se destacan Accionistas, clientes, proveedores, trabajadores y comunidades asentadas en sus áreas de influencia. Así, la empresa le apuesta al bienestar de todos.

Crecer para el bienestar, es la forma en la que ISA-GEN desarrolla todas sus acciones y su relaciona-miento con el entorno. Por eso es reconocida hoy como una compañía insignia en el país y su historia es un compendio de logros, aprendizajes, colabora-ción y proyección.

Central Hidroeléctrica Sogamoso

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