Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
Ley 1715 del 13 de Mayo de 2014
“Por medio de la cual se regula la integración de las
energías renovables no convencionales al sistema
energético nacional”
Unidad de Planeación Minero Energética – UPME
Cartagena, 26 de junio de 2014
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Agenda
• Antecedentes y contexto
• Aspectos principales de la Ley 17 15 de 2014: objetivo y finalidad,
algunas definiciones, competencias, mecanismos propuestos
• Proceso de reglamentación de la Ley
• Análisis técnicos de soporte a la reglamentación (Proyecto UPME – BID): geotermia, solar fotovoltaica, eólica, biomasa, ZNI (zonas aisladas)
• Talleres de discusión con los agentes sobre los temas a reglamentar: 1ª
Rueda de negocios de proyectos FNCER, en el marco de FIMA 201;
respuesta de la demanda y entrega de excedentes
• Sistema de gestión de información y conocimiento en FNCER – SGI&C
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Antecedentes
• Proyecto de iniciativa parlamentaria.
• Desde el Gobierno se buscó integrar y armonizar los diferentes intereses
e iniciativas, en un marco coherente y con una visión de futuro.
• Se recibieron comentarios de diferentes entidades como MME, CREG,
MADS, MHCP, y de diferentes organizaciones y gremios.
• Se tomaron en consideración iniciativas previas como la Ley de URE y
su plan indicativo, el estudio de competitividad de la industria realizado
por el PTP y los gremios del sector eléctrico con ECSIM, entre otras.
• Se buscó estructurar las bases para el desarrollo y evolución del sector
hacia las nuevas tecnologías, en armonía con la institucionalidad actual ylas características específicas del país.
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Contexto
Hacia una nueva red
Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Marketshttp://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets
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Objetivo de los planes de energía y minería
Lograr el abastecimiento interno y externo de
energía y minerales de manera eficiente, con el
mínimo impacto ambiental y generando valor para
las regiones y poblaciones.
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Contexto
Hacia una nueva red
Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Marketshttp://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets
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Contexto
Consumo Energía Final (ER y no-ER)
Total (2012): 1.094.136 TJ
Residencial206.414
Comercial y Público70.257
Industrial232.069
Transporte479.458
Agropecuario y Minero78.614
Construcciones6.487
No Identificado20.837
60%
40%
ER No-ER
2%
98%
ER No-ER
28%
72%
ER No-ER
5%
95%
ER No-ER
36%
64%
ER No-ER
4%
96%
ER No-ER
50%
50%
Ren No Ren25%
75%
ER No-ER
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Contexto
Colombia – FNCER
Capacidad (potencia) instalada energías renovablesTecnología Capacidad (MW) Observación
Ele
ctri
cid
ad
(MW
)
Solar fotovoltaica 4,5 Sistemas aislados
Solar fotovoltaica 4,5 Aplicaciones profesionales
Eólico (generación electricidad) 19,5 Parque Jepirachi
PCH's (<10MW) 168,7
PCH's (10MW<P<20MW) 296,0
Biomasa‐Cogeneración 268,2 (8 ingenios)
Total 761,4
Cal
or
(MW
térm
ico
s) Biomasa‐Calordirecto -- Sin información
Solar térmica (calentadores de agua) 77,0 110.000 m2 de colectores solares*
Nuclear 0,1 Reactor de investigación
Total 77,1
Energía mecánica (#)
Molinos de viento Gaviotas, Jober, Indusierra y otros
>5000 Bombeo de agua
*IEASHC(2004) Converting solar thermal collector area in to installed capacity. Paris.
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Objeto y finalidad de la ley
Objeto
• “… promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no
convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter
renovable, en el sistema energético nacional, mediante su
integración al mercado eléctrico, su participación en las zonas no
interconectadas y en otros usos energéticos como medio
necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción
de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad del
abastecimiento energético. Con los mismos propósitos se busca
promover la gestión eficiente de la energía, que comprende tanto
la eficiencia energética como la respuesta de la demanda.”
Se adicionó el subrayado
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Objeto y finalidad de la ley
Objeto
Promover el desarrollo y la
utilización de FNCER
Integración al mercado eléctrico
Participación en las ZNI
Otros usos energéticos
Promover la gestión eficiente
de la energía
Eficiencia energética
Respuesta de la demanda
Expedición de lineamientos de política, regulación, beneficios, etc.
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Objeto y finalidad de la ley
Finalidad
• “… establecer el marco legal y los instrumentos para la promoción
del aprovechamiento de las fuentes no convencionales de
energía, principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo
que para el fomento de la inversión, investigación y desarrollo de
tecnologías limpias para producción de energía, la eficiencia
energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la
política energética nacional…”
• “… establecer líneas de acción para el cumplimiento de
compromisos asumidos por Colombia en materia de energías
renovables, gestión eficiente de la energía y reducción de
emisiones de gases de efecto invernadero…”
Se adicionó el subrayado
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Objeto y finalidad de la ley
Finalidad
PolíticasOrientar las políticas públicas y definir los instrumentos tributarios, arancelarios,
contables y de participación en el mercado.
ProgramasEstablecer el deber a cargo del Estado a través de las entidades del orden nacional,
departamental, municipal o de desarrollar programas y políticas.
Regulación Establecer criterios y principios que complementen el marco regulatorio actual.
CoordinaciónEstablecer mecanismos de cooperación y coordinación entre el sector público, el sector privado y los usuarios para el desarrollo de FNCER, y el fomento de la GEE.
Incentivos Incentivar la penetración de las FNCER en el sistema energético colombiano, la EE y la RD en todos los sectores y actividades, con criterios de sostenibilidad.
EstímulosEstimular la inversión, la I+D para la producción y utilización de energía a partir de
FNCER mediante incentivos tributarios, arancelarios o contables.
CooperaciónFijar las bases para establecer estrategias de cooperación que contribuyan al
propósito de la presente Ley.
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Declaratoria de utilidad pública
e interés social
• La promoción, estímulo e incentivo al desarrollo de las actividades de
producción y utilización de FNCER se declara como un asunto de utilidad
pública e interés social, público y de conveniencia nacional, fundamental
para:
− asegurar la diversificación del abastecimiento energético pleno y oportuno,
− la competitividad de la economía colombiana,
− el uso eficiente de la energía,
− la protección del ambiente, y
− la preservación y conservación de los recursos naturales renovables.
Esta calificación tendrá efectos en lo referente a ordenamiento del territorio,urbanismo, planificación ambiental, fomento económico, en los
procedimientos administrativos de concurrencia y selección, así como a
efectos de expropiación forzosa.
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Algunas definiciones
FNCE y FNCER
Fuentes No Convencionales
de Energía
Fuentes No Convencionales
de Energía Renovable
• Nuclear
• FNCER
• Eólica
• Geotérmica• Solar
• Biomasa• PCHs
• Mares
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Algunas definiciones
Autogeneración a pequeña y gran escala y excedentes
• Aquella actividad realizada por personasnaturales o jurídicas que producen energíaeléctrica principalmente, para atender suspropias necesidades.
• En el evento en que se generen excedentesde energía eléctrica a partir de tal actividad,estos podrán entregarse a la red, en lostérminos que establezca la CREG para talfin.
• La UPME establecerá el límite paraconsiderarse depequeñao gran escala.
• Excedente: La energía sobrante una vezcubiertas las necesidades de consumopropias, producto de una actividad deautogeneración o cogeneración.
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Algunas definiciones
GD, GEE y RD
• Generación distribuida (GD). Es laproducción de energía eléctrica, cercade los centros de consumo, conectadaa un Sistema de Distribución Local(SDL).
• Gestión eficiente de la energía.Conjunto de acciones orientadas aasegurar el suministro energético através de la implementación demedidas de eficiencia energética yrespuesta de la demanda.
• Respuesta de la demanda. Consisteen cambios en el consumo de energíaeléctrica por parte del consumidor, conrespecto a un patrón usual deconsumo, en respuesta a señales deprecios o incentivos diseñados parainducir bajos consumos.
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Competencias
Competencias administrativas del Gobierno
• Ministerio de Minas y Energía
• Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG
• Unidad de Planeación Minero Energética – UPME
• Ministerio de Hacienda y Crédito Público
• Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible
• Autoridad Nacional de Licencias Ambientales
• Corporaciones Autónomas Regionales
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Mecanismos propuestos
Promoción de la autogeneración y la GD
Autogeneradores
Pequeña escala
FNCER
Entrega de excedentes
Mecanismos simplificados
Créditos de energía
Venta de créditos
FCE
Entrega de excedentes
Mecanismos simplificados
Gran escala
Entrega de excedentes
Generación distribuida
Venta de energía, remuneración según beneficios al sistema
Programas de divulgación masiva y focalizada
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Mecanismos propuestos
Respuesta de la demanda
• El Ministerio de minas y Energía delegará a la CREG para que
establezca mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta
de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en
períodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de
demanda; así como también para responder a requerimientos de
confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o
por la misma CREG.
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Áreas de servicio exclusivo de energía
eléctrica y gas combustible
Esquema de incentivos a los prestadores del servicio de energía
eléctrica en ZNI
Mecanismos propuestos
Sustitución de generación con diésel en las ZNI
Objetivo
Reducir los costos
de prestación del
servicio y las
emisiones de
gases
contaminantes
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Mecanismos propuestos
Desarrollo y promoción de las FNCE y la gestión
eficiente de la energía en las ZNI
ZNI
Soluciones híbridas
Utilización de fuentes locales
para la producción de
energía diferente a la electricidad
Esquemas empresariales
Uso de GLP
Eficiencia energética y respuesta de la demanda
Información, transferencia de tecnología y capacitación
Instrumentos para la
financiación de programas
- FAZNI
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Mecanismos propuestos
Fondo de Energías No Convencionales y Gestión
Eficiente de la Energía (FENOGE)
• Financiar programas de FNCE y gestión eficiente de la energía.
• Los recursos podrán ser aportados por la Nación, entidades públicas o
privadas, así como por organismos de carácter multilateral e
internacional.
• Será reglamentado por el Ministerio de Minas y Energía.
• Se podrán financiar, entre otros, programas y proyectos dirigidos al
sector residencial de estratos 1, 2 y 3, tanto para la implementación de
autogeneración a pequeña escala, como para la mejora de eficiencia
energética.
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Mecanismos propuestos
Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE
• Renta
− Reducir anualmente de su renta, por los 5 años siguientes al año gravable enque hayan realizado la inversión, el cincuenta por ciento (50%) del valor totalde la inversión realizada.
− El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al50% de la renta líquida del contribuyente, determinada antes de restar el valorde la inversión.
• IVA
− Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados quese destinen a la preinversión e inversión, para la producción y utilización deenergía partir de las fuentes no convencionales, así como para la medición yevaluación de los potenciales recursos estarán excluidos de IVA.
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Mecanismos propuestos
Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE
• Aranceles
– Exención del pago de los derechos arancelarios de importación demaquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente paralabores de preinversión y de inversión de proyectos con FNCE.
– Será aplicable y recaerá sobre maquinaria, equipos, materiales e insumosque no sean producidos por la industria nacional y su único medio deadquisición esté sujeto a la importación de los mismos.
• Depreciación acelerada de activos
– Aplicable a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para lapreinversión, inversión y operación de la generación con FNCE, que seanadquiridos y/o construidos, exclusivamente para ese fin.
– La tasa anual de depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%) comotasa global anual
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Proceso de reglamentación
Priorización de temas
1. Excedentes de autogeneración y cogeneración
2. Respuesta de la demanda
3. Generación distribuida
4. Zonas No Interconectadas
5. Incentivos a las FNCER
6. Eficiencia energética
7. FENOGE
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Proceso de reglamentación
Cronograma preliminar
Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Difusión
Talleres socialización
Documentos preliminares
Discusión doc. prelim.
Documentos definitivos
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Análisis técnicos de soporte a la reglamentación
Proyecto UPME – BID
Objetivos del proyecto
Doc. propuesta de instrumentos
Evaluación beneficio / costo
Revisión bibliográfica
Diseño de instrumentos
Identificación de barreras e
instrumentos
Difusión
Identificación de oportunidades de
uso de FNCER
Escenarios y proyecciones
Doc. consolidado de barreras
Lineamientos de política (Ley 1715/2014)
Doc. evaluación beneficio costo
Doc. estrategia de desarrollo
SGI&C – FNCER activo
Ruedas de negociosFortalecimiento
institucionalFortalecimiento capital humano
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Geotermia (proyectos en zonas de alto potencial)
• Fortalecimiento institucional • Procura de marco normativo (ANLA y MADS)
• Por comentar, propuesta metodología calculo ENFICC
Solar fotovoltaica* (generación distribuida)
• Estimación de potenciales •Análisis de escenarios de penetración
• Propuesta y análisis de esquema de remuneración favorables al usuario y al operador
Eólica (proyectos en zonas de alto potencial)
• Estudio de COWI (efectos técnicos, viabilidad económica y financiera)• Propuesta de integración de fuentes intermitentes al mercado
•Análisis de alternativas para el desarrollo infraestructura de conexión
Biomasa (para cogeneración en la industria)
•Análisis del caso de industrias de Caña de Azúcar, Palma y otras (Lácteos, Bebidas y Cementos principalmente)• Formulación de escenarios y proyecciones de aprovechamiento
• Propuesta esquemas de entrega de excedentes (co-generadores y auto-generadores)
ZNI (soluciones con FNCER)
• Por analizar , propuesta nueva metodología de remuneración de la CREG•Análisis de soluciones híbridas con la herramienta HOMER
• Trabajo de la UPME en PERS
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Análisis de barreras - metodología de priorización
Relevancia de la barrera en el desarrollo de la fuente
Facilidad de implementación de la solución
Papel del Estado en lasolución
Beneficios de la tecnología/recurso
Costos estimado de la solución
20
20
2020
20
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Barreras
TIPO BARRERAS COLOMBIA
COSTOS Y
PRECIOS
Subsidios directos o indirectos a los
combustibles fósiles
En las ZNI existen subsidios al diésel para generación
eléctrica
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
Dificultad en la evaluación del riesgo en el
precio de los combustibles
Fijación poco favorable de precios de
electricidad
Despacho en bolsa para generación hidráulica y cargo
por confiabilidad para generación térmica
Costos transaccionales Falta de información del recurso
Falta de procedimientos claros para su licenciamiento
Externalidades ambientales No se tienen en cuenta para definición de costos
Retrasos ocasionados por restricciones ambientales y
sociales
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Barreras
TIPO BARRERAS COLOMBIA
LEGAL Y
REGULATORIO
Falta de marco regulatorios para
productores pequeños e independientes
Restricción a ventas de excedentes de autogeneración
Falta de estándares
técnico 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
Accesos a la red de transmisión Dificultades en la conexión de cogeneradores por
remuneración de carga de respaldo
Viabilidad técnica y económica de conexión al STN de
proyectos de generación, especial en la zona norte donde
no habría circuitos disponibles para la conexión
Requerimiento de conexión a la red No existen específicos en los casos que se necesitan
Requisitos para seguros de
responsabilidad
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Barreras
TIPO BARRERAS COLOMBIA
MERCADO
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.
Esta apreciación coincide con la información recolectada
por CIDES en la cual no existe vinculación y/o
conocimiento del sector financiero
Percepción de incertidumbre y riesgo frente al
desempeño de la tecnología
La falta estándares, reglamentos y normas junto con
experiencias poco exitosas pueden acrecentar la
percepción de riesgo sobre la tecnología
Falta de capital humano calificado En particular para instalaciones de pequeña escala esto
se convierte en una barrare ya que al no haber
programas de capacitación, las instalaciones será
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
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía geotérmica – Barreras identificadas
• Falta de claridad en términos de
referencia específicos y de
procedimientos de
licenciamiento de proyectos
geotérmicos.
• Operación de la planta de
geotermia vs. Inflexibilidad y
desviaciones en el despacho.
• Alto costo y riesgo de estudios
previos para buscar, identificar y
cuantificar la viabilidad de un
proyecto geotérmico.
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía geotérmica - Taller con la ANLA, febrero 4/2014
Identificación previa
ExploraciónPerforaciones
de pruebaEstudio de factibilidad
PerforacionesConstrucción y ejecución
Operacion y mantenimiento
• Propiedad y derechos de la tierra.• Existencia de áreas protegidas como
parques naturales.• Limitaciones regulatorias para la
utilización del recursos.
• Interés por desarrollo de proyectos.• Falta reglamentación especifica y
clara frente al licenciamiento.• Acompañamiento al MADS, ANLA y
agentes.
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía solar fotovoltaica – Barreras identificadas
• Autogeneración y venta de
excedentes.
• Política energética.
• Normas y estándares técnicos.
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía solar fotovoltaica – Potenciales
Ciudad Área (m2) Ubicación HSS
Bogotá 330.193.785Lat. N: 4°35'56''
Lon. O: 74°04'51''4,31
Medellín 110.220.000Lat. N: 6°14'41''
Lon. O: 75°34'29''4,55
Cali 118.831.700Lat. N: 3°27'00''
Lon. O: 76°32'00''5,66
Barranquilla 154.000.000Lat. N: 10°57'50''
Lon. O: 74°47'47''5,69
Riohacha 24.640.000Lat. N: 11°32'39''
Lon. O: 72°54'25''5,90
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía solar fotovoltaica – Potenciales
CiudadConsumo (kWh) Potencia del sistema (W)
Estrato 1 y 2 Estrato 5 Estrato 6 Estrato 1 y 2 Estrato 5 Estrato 6
Bogotá 130 250 350 1250 2400 3400
Medellín 130 250 350 1200 2300 3200
Cali 130 250 350 950 1840 2580
Barranquilla 173 429 696 1270 3140 5100
Riohacha 173 429 696 1220 3030 4900
Potencial máximo si todos
los predios unifamiliares y
viviendas propias de
estratos 1, 2, 5 y 6
instalaran SSF.
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20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía solar fotovoltaica – Potenciales
-
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
Bogotá Medellin Cali Barranquilla Riohacha
$/k
Wh
LCOE / Tarifas
Media Precio promedio de la factura
* HSS horas de sol estándar (diarias)
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía solar fotovoltaica –Análisis financiero E1 y E2
CiudadNúmero
de usuarios
Ahorro en subsidios al año
($Millones)
Energía anual ahorrada
(MWh-año)VPN
Años de recuperación
de la inversión
Bogotá 123.000 34.800 99.000 < 0 19 -24
Medellín 67.000 20.000 55.000 < 0 23 - 25
Cali 89.000 38.500 100.000 < 0 12 - 14
Barranquilla 88.000 27.500 95.000 < 0 20 -25
Riohacha 23.000 8.400 25.500 < 0 19 -24
¿Desmonte de subsidios en el largo plazo?
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía solar fotovoltaica –Análisis financiero E5 y E6
• Entrega de excedentes:
• El monto de las inversiones incentiva a los usuarios a autogenerar hasta
cubrir su consumo, no hay señales económicas para la sobreinstalación
CiudadAhorro en la factura($-año)
Energía producida para consumo
(kWh-año)VPN
Años de recuperación
de la inversión
Con beneficio del IVA contemplado en la Ley 1715/14
Bogotá 1.900.000 4.720 > 0 10 8
Medellín 1.300.000 3.700 > 0 9 8
Cali 1.300.000 3.800 > 0 7 6
Barranquilla 2.000.000 6.500 > 0 8 7
Riohacha 2.000.000 6.600 > 0 7 6
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía eólica – Barreras identificadas
• Proceso de licenciamiento y
consulta previa.
• Requerimientos técnicos que
deben cumplir los ER para
conectarse y operar en el SIN.
• Distancia a la Infraestructura
necesaria.
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía eólica – Estudio de caso (análisis financiero)
• Un parque eólico de 100 MW.
• 48 turbinas Sulzon S-97.
• Interconectado al STN.
Especificaciones técnicas aerogenerador
Sulzon S-97Potencia nominal 2100 kW
Velocidad de arranque 3,5 m/s
Velocidad nominal 11 m/s
Velocidad de parada 20 m/s
Diámetro 97 m
Área de barrido 7368 m2
Frecuencia del generador 50/60 Hz
Tipo de generador Asincrónico trifásico de
inducción
Tipo de torre Torre tubular de acero
Altura de la torre 80m, 90m, 100m
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía eólica – Estudio de caso (análisis financiero)
• Recurso y generación
ENFICC BASE (kWh/día) = 24*1000*0.060*CEN
ENFICC 95% PSS (kWh/día)= 24*1000*0.073*CENCEN: capacidad Efectiva Neta (MW)ENFICC BASE = 144000 kWh/día
ENFICC 95% PSS= 173520 kWh/día
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MW
h
Producción media de energía
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20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía eólica – Estudio de caso (análisis financiero)
• Transmisión:
– Dos líneas de 220kV desde Puerto
Bolívar hasta Cuestecitas, con longitud
≈ de 142 km.
– Línea de 220kV entre los nodos Copey
220kV a Valledupar con longitud 116,3
km.
– Refuerzo en el enlace la línea Guajira –
Santa Marta 220kV.
– Costo aproximado: 107.199.148 USD.
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20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía eólica – Estudio de caso (análisis financiero)
• Es necesario cuantificar el impacto de este tipo de proyectos y evaluar las
alternativas que permitan el aprovechamiento del potencial eólico y su integración
al SIN.
Proyecto sin transmisión
Escenario sin incentivos Con incentivos Ley 1715/14
VPN TIR AÑOS VPN TIR AÑOS
<0 8% 9 >0 10% 7
Proyecto con transmisión
Situación sin incentivos Con incentivos Ley 1715/14
VPN TIR AÑOS VPN TIR AÑOS
<0 4% 13 <0 4% 12
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Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía de la biomasa – Barreras identificadas
• Condiciones y requisitos
técnicos para ser cogenerador.
• ¿Quién puede cogenerar?
• Acceso al Cargo por
Confiabilidad.
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20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía de la biomasa – Proyecciones sustitución de
energéticos fósiles con biomasa en la industria
• Modelo de sustitución de energéticos a partir de función de costos, calidad e impacto ambiental, con criterios de ponderación y supuestos de precios:
PENETRACIÓN DE FNCER = 𝑭(𝑪𝑨𝑬,𝑰𝑵𝑽, 𝑪𝑨𝑷, 𝑰𝑨𝑴)
Donde:– CAE = Costo Anual Equivalente (a ser minimizado)
– INV = Costo de la inversión inicial (a ser minimizado)
– CAP = Calidad de la prestación (a ser maximizada)
– IAM = Impacto ambiental (a ser minimizado)
• Se consideran opciones de aprovechamiento de combustibles derivados debiomasa como lo son: bagazo, otros residuos solidos directamente combustibles,carbón vegetal / cultivos energéticos, pellets, biogás, gas de síntesis y otrosproductos de procesos termoquímicos como la pirolisis.
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
0%
5%
10%
15%
20%
2010 2015 2020 2025 2030
0%
5%
10%
15%
20%
25%
2010 2015 2020 2025 2030
0%
5%
10%
15%
20%
25%
2010 2015 2020 2025 2030
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
Energía de la biomasa – Proyecciones sustitución de
energéticos fósiles con biomasa en la industria
18,27%
20,15%
22,58%
La biomasa como energético en la industria puede desplazar principalmente el uso de los siguientes combustibles fósiles: • Diesel • GLP• Crudo• Kerosene• Fuel Oil• Coque• Carbón• Gas
% participación de la biomasa a 2030Punto partida 2010: 17,56%
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
ZNI (zona aislada) – Caso de estudio San Andrés
• Análisis de la oferta de energía eléctrica y de diferentes mix de tecnologías (diésel, gas natural,
eólica)
• Utilizando el software Homer, se modeló el sistema de generación actual, en cuanto a las
características de las máquinas (capacidad, eficiencia, vida útil, etc.) y su participación en la canasta de generación, las nuevas tecnologías (gas natural y eólica), así como la demanda de
la isla.
Eólica:Capacidad: 6x2,5 MW
Man D/GN:85% GN, 15% D
Inversión: +$12 M
MirrleesBlackstone 1 y 2, 19,347 MW
EMD GM 1 – 617,1 MW
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
ZNI (zona aislada) – Caso de estudio San Andrés
• Costo nivelado de generación y CU:
• Participación:
LCOE ($/kWh) % Reducción LCOE CU ($/kWh) % Reducción CUCaso base 0,367 - 0,417 -Caso 1: CB+GN 0,339 7,6% 0,389 6,7%Caso 2: CB+Eólico 0,345 6% 0,395 5,3%Caso 3: CB+GN+Eólico 0,338 7,9% 0,388 7,0%Caso 4: CB+GN+Eolico plus 0,332 9,5% 0,382 8,4%
Caso base Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4Mirrlees Blackstone MB 430 21% 6% 4% 5% 5%GM-EMD L16-710G4b 7% 10% 9% 5% 6%Man diesel 72% 13% 81% 16% 16%Man GN - 71% - 69% 60%Eólica - - 7% 7% 13%Total 100% 100% 100% 100% 100%
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20 años
Análisis técnicos de soporte
Proyecto UPME – BID
ZNI (zona aislada) – Caso de estudio San Andrés
• Consumo de combustible:
• Ahorro en transferencias FSSRI para cada caso analizado:
Caso base Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4Diesel (Gal) 12.897.317 3.984.355 10.973.842 3.520.624 3.747.739
GN (m3) - 31.388.636 - 30.787.458 27.600.948
MBTU 1.690.859 1.580.119 1.438.688 1.498.936 1.421.342
$/año 40.512.780 35.432.420 36.963.800 33.533.852 31.913.530
% Ahorro - 13% 9% 17% 21%
LCOE ($/kWh)
% Reducción LCOE
CU ($/kWh)
% Reducción CU
Ahorro FSSRI
Caso base 0,367 0,417Caso 1: CB+GN 0,339 7,6% 0,389 6,7% $ 5.447.020.287,77 Caso 2: CB+Eólico 0,345 6% 0,395 5,3% $ 4.279.801.654,68 Caso 3: CB+GN+Eólico 0,338 7,9% 0,388 7,0% $ 5.641.556.726,62 Caso 4: CB+GN+Eolico plus 0,332 9,5% 0,382 8,4% $ 6.808.775.359,71
Total de transferencias FSSRI para 2013 en la isla de San Andrés: $ 81.121.695.000,00
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20 años
1ª Rueda de negocios
Proyectos con FNCER
Realizada en el marco de FIMA 2014
• Dos jornadas realizadas los días 4 y 5 de junio de 2014 en Corferias.
• 45 empresas y entidades financieras oferentes de productos y servicios orientados al desarrollo de proyectos con FNCER a pequeña y mediana escala.
• Más de 53 empresas, entidades y actores interesados en este tipo de productos y servicios.
• Más de 300 encuentros entre los diversos actores mencionados.
• Alto porcentaje de encuentros con medianas posibilidades de concretar negocios en el mediano plazo.
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20 años
1ª Rueda de negocios
Proyectos con FNCER
Realizada en el marco de FIMA 2014
• Enfoque en las siguientes tecnologías:
– Paneles fotovoltaicos
– Colectores solares (calentadores solares)
– Pequeños aerogeneradores
– Pequeños biodigestores y gasificadores
– Turbinas para pequeñas centrales hidroeléctricas
• Lanzamiento e invitación a proveedores de productos y servicios a registrar sus
empresas en el nuevo SGI&C – FNCER (http://www1.upme.gov.co/sgic/)
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20 años
Talleres de discusión con los agentes
sobre los temas a reglamentar
Talleres de socialización (canalización de comentarios)
• Entidades del estado: MME, MADS, MHCP, CREG, IPSE, ANLA,
SSPD, etc.
• Desarrolladores de proyectos.
• Proveedores de tecnología.
• Financiadores.
• Gremios del sector.
• Universidades.
• Otros interesados.
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20 años
Talleres de discusión con los agentes
sobre los temas a reglamentar
Respuesta de la demanda
• Tarifas diferenciadas (de tiempo de uso, de
tiempo critico, de tiempo real, etc.
• Cargas interrumpibles y control directo de
carga.
• Medición avanzada para respuesta de la
demanda.
• Figura de agregadores / comercializadores.
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20 años
Talleres de discusión con los agentes
sobre los temas a reglamentar
Entrega de excedentes
• Requerimientos y estándares técnicos.
• Tecnologías y esquemas de medición.
• Esquemas de comercialización y
entrega de excedentes.
• Categorización: autogeneración,
cogeneración, generación distribuida;
pequeña y gran escala.
• Impactos técnicos y económicos en la
red.
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20 años
Sistema de gestión de información y
conocimiento en FNCER – SGI&C
ContextoReglamentos
Lista de proyectosFichas técnicas
Estadísticas
Académicos Institucionales
Comerciales
Académicas Financiamiento
Laborales
Directorio grupos de investigación, empresas,
blog y chat
http://www1.upme.gov.co/sgic/
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Próximo 25 de julio 2014:
Jornada de puertas abiertas UPME