Subdirección de Energía

Transcripción

INFORME DE RENDICIÓN DE
CUENTAS 2010
SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN ENERGÉTICA
Bogotá, Diciembre de 2010
AGENDA
1. PROYECCIÓN INTEGRADA DE DEMANDA DE ENERGIA
2. GENERACION DE ELECTRICIDAD
3. ASPECTOS DEL TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD
4. COBERTURA DE ELECTRICIDAD Y ENERGIZACIÓN DE ÁREAS
CON POBLACIÓN DE ESCASOS RECURSOS
5. DESARROLLO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y FNCE
6. ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
7. HIDROCARBUROS
8. PLAN ENERGÉTICO NACIONAL
PROSPECTIVA INTEGRADA DE
DEMANDA
PROYECCIÓN DE DEMANDA INTEGRADA DE ENERGÍA
Desde su creación, la UPME
es la entidad responsable
de la recopilación y
validación de la información
referente
al
consumo
energético del país. Tal
información histórica es
insumo para realizar las
proyecciones de demanda
de energía.
Establecer
los futuros
requerimientos energéticos
del país y sus intercambios
internacionales
es
condición para determinar
las
necesidades
de
expansión
de
la
infraestructura nacional
Las metodologías de proyección combinan
modelos econométricos, de simulación, de
optimización y de información geográfica.
La información para alimentar los modelos
procede de los agentes del sector, así
como de los estudios de caracterización
energética que lleva a cabo la entidad.
En desarrollo de lo anterior, durante el 2010
se realizaron los estudios siguientes:
 Caracterización energética del sector
transporte
 Consumo de subsistencia para el
archipiélago de San Andrés
 Actualización de costos de
racionamiento eléctrico y de gas natural.
350
Los escenarios de proyección de
demanda realizados por la Unidad se
desarrollan a nivel nacional ,
regional y sectorial, con un
horizonte de veinte años.
300
250
MBOE
200
150
100
50
350
-
300
Otros derivados
Diesel
Combust. Aviac.
Electricidad
GLP
Gasolina
Biomasas
Gas natural
Carbón
250








Electricidad
Gas natural
Diesel (ACPM)
Gasolina
GLP
Carbón mineral
Biomasa (leña, bagazo, carbón vegetal…)
Otros derivados menores
MBOE
Se consideran los siguientes energéticos:
200
150
100
50
0
Industrial
Transporte
Terciario
Agric-Min-Otros
Residencial
Generac.Electr.
Los documentos publicados durante el
último año fueron:
 Proyección de demanda y potencia
máxima nacional de energía eléctrica (
revisiones de marzo, julio, y
noviembre)
 Proyección de demanda de gas
natural (revisión julio)
 Proyección de demanda de
combustibles líquidos y GNV (revisión
octubre)
 Proyección de demanda integrada de
energía (revisión octubre).
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE
ELECTRICIDAD
PLAN DE EXPANSION GENERACION
Se realizo la revisión del plan de referencia de expansión de generación 2010-2024, en la
cual se plasmaron las condiciones actuales y los posibles características del sistema en el
corto, mediano y largo plazo . Se presentaron los siguientes escenarios:
SUPUESTOS
Escenario 1
Disponibilidad de recursos.
Expansión de Generación definida (Col)
Planes declarados de Expansión de Centroamérica y Ecuador
Demanda alta
500 MW a Ecuador
Capacidad de 300 MW a Panamá
Escenario 2
Escenario 1
Cocacodo en Ecuador (1500 MW) por fuera del periodo de planeamiento
Escenario 3
Escenario 1
Regasificación en 2016
Escenario 4
Escenario 1
Retiro de centrales de Generación con más de 30 años de servicio (198 MW a carbón y 13 MW
a gas)
SUPUESTOS
Escenario 1
(Referencia)
Expansión de G definida (Col)
Planes de Expansión declarados de Centroamérica y Ecuador
CONCLUSIONES
Costo marginal disperso
Mínimas exportaciones a Ecuador
Importaciones desde Ecu (2017)
Entre 2010 y 2024 se requerirían 1.900 MW adicionales a
los del CxC
Escenario 2
Escenario 1
Sin Cocacodo; 600 MW a Panamá
Se mantendrían las exportaciones a Ecuador y oscilarían
entre 150 y 300 GWh-mes
Escenario 3
Escenario 1,
Regasificación en 2016; sin Cocacodo; 600 MW a Panamá
Importante incremento del costo marginal.
Escenario 4
Escenario 1
Retiro de centrales térmicas con más de 30 años; sin
Cocacodo; 600 MW a Panamá
Entre 2010 y 2024 se requerirían 2.050 MW adicionales a
los del CxC
CONCLUSIONES:
◘ En el corto plazo no se ven requerimientos de generación adicionales a los proyectos resultantes de la subasta del
◘
◘
◘
◘
CxC.
La energía firme (ENFICC) iguala la demanda (escenario alto) en el año 2021.
Para cumplir criterios de confiabilidad, en el horizonte 2010-2024, se requieren 1.900 MW adicionales a los ya
definidos por subastas.
La posición de Colombia como exportador de energía depende de que los intercambios sean función de los precios,
aunque son altamente sensibles de la expansión en los países vecinos.
La participación de la capacidad instalada de generación hidráulica se incrementa.
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN COLOMBIA
Hasta 2018 se consideran solo los proyectos resultantes de la subasta del CXC. Entre 2018 y 2024
incluye la capacidad requerida de acuerdo con los resultados del Plan de Expansión de
Referencia Generación Transmisión 2010-2024.
De una capacidad de 13,543 MW en el año 2009, se pasaría a 17,921MW en el año 2018 y 19,821 en
el año 2024
EVOLUCION DE LA CAPACIDAD DE GENERACION
INSTALADA
25,000
20,000
1,150
850
MW
15,000
10,000
5,000
4,228
3,928
700
3,759
12,831
14,131
2018
2024
9,001
0
2009
HIDRAULICA
GAS
CARBON
COGENERACION
EOLICA
FUEL OIL
Incremento total de
capacidad instalada
del 47%
Respecto a 2009 el
crecimiento es:
●
●
●
●
Hidráulica: 57%
Gas: 12%
Carbón: 64%
Fuel: 300%
SISTEMATIZACIÓN DE LOS PROYECTOS EN GENERACIÓN
REGISTRADOS ANTE LA UPME
Durante el ultimo año se evaluaron 54 proyectos de generación presentados por los
promotores ante la UPME con fines del registro de proyectos, que representan una capacidad
de 5,308 MW, mayoritariamente en la zona Antioquia para el ultimo año. Metodología
optimización hídrico
Hidroeléctricos
Menores Mayores
36
15
Gas
Carbón
Bagazo
Total Proyectos
Capacidad
1
1
1
54
5,308
Sistematización de Proyectos
de Generación
Durante el ultimo año la Unidad
desarrollo un aplicativo para
sistematizar
los
proyectos
inscritos en la UPME lo cual facilita
la consulta y el análisis por
tecnología durante toda la historia
de estos proyectos
PLAN DE EXPANSION EN GENERACION
AVANCE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN
TERMOCOL
Tiene licencia ambiental, y cuenta con un
avance de desarrollo de ingeniería básica
100% y de ingeniería de detalle 64%
GECELCA
Tiene la licencia ambiental, y se encuentra en
evaluación el proceso para contratar el EPC
(Engineering, procurement and Construction)
CUCUANA
Tiene licencia ambiental , se concluyeron los
planos de construcción quedan pendientes
detalles de la casa de maquinas
AMOYA
Se están adelantando las actividades
definidas en el Plan de Manejo Ambiental ,
El avance total de la construcción del
proyecto, es de 58,1%
MIEL II
Recibió la modificación a la Licencia
Ambiental,, estiman el inicio de la
construcción de las obras en el mes de
septiembre
SOGAMOSO
Se están adelantando las actividades
definidas en el Plan de Manejo Ambiental,
el avance general de la construcción del
proyecto es de 15,60%
PLAN DE EXPANSION EN GENERACION
AVANCE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN
QUIMBO
En la actualidad se analizan las opciones de
compra de los terrenos para la construcción
del proyecto y finalizó la etapa de análisis
técnico de las ofertas presentadas en los
diferentes procesos de contratación. La
compensación integral por sustracción de
reserva forestal y aprovechamiento forestal
fue aprobada por el MAVDT
PORCE III
La presa presenta un avance del 91%, en
el vertedero las excavaciones alcanzan el
99% del volumen total. El porcentaje de
avance del proyecto es del 94%
PORCE IV
AMAIME
Tiene licencia ambiental, culminaron los
diseños del proyecto. Iniciaron los contratos
de interventoría y asesoría, la contratación de
la construcción de las instalaciones esta en
etapa de evaluación las ofertas
La presa presenta un avance del 91%, en
el vertedero las excavaciones alcanzan el
99% del volumen total, en proceso
pruebas de operación de tableros de
control, pendiente pruebas de carga.
ITUANGO
Finalizó la fase de los diseños detallados del
proyecto, Se adelanto la negociación directa
con EPM, para que financie, construya, opere
y mantenga la central hidroeléctrica, por un
término definido de proyectos
FLORES IV
El proyecto cuenta con un avance real del
96,74 %, los de equipos principales del
proyecto están en sitio
PLAN DE EXPANSION TRANSMISION
Proyecto Chivor - Chivor II - Norte - Bacatá 230
kV:
BACATA
NORTE
CHIVOR II
BENEFICIOS
Reducción de la generación de seguridad en
Termozipa ante la contingencia Primavera-Bacatá
500 kV.
PURNIO
TORCA
NOROESTE
BALSILLAS
CHIVOR
Reducción de la restricción por limitación de la
generación de Chivor ante un escenario de
despacho bajo en Guavio y alto en Chivor y
contingencia Guavio – Chivor 230 kV.
LA MESA
GUAVIO
Evitar ENS ante contingencias en elementos del
STN y STR.
CIRCO
LA GUACA
Posibilitar nuevas conexiones como un gran
usuario petrolero y futuras conexiones originadas
en necesidades de expansión como puede ser la
ampliación para el departamento del Meta
Costo del proyecto: US$ Millones 58.3.
Incluye S/E Chivor II
Entrada en operación para 2013.
PARAISO
SAN MATEO
TUNAL
LA REFORMA
NUEVA
ESPERANZA
SAN
MARCOS
PANCE
Proyecto Alférez 230 kV:
(Sur de la ciudad de Santiago de Cali)
YUMBO
Beneficios :
Papelcauca
Evitar ENS por agotamiento de la capacidad de
transformación STN/STR y ante contingencias en
elementos de conexión al STN.
Melendez
Juanchito
Aguablanca
JUANCHITO
Posibilitar la inyección de potencia proveniente
desde la central de generación El Quimbo.
Soportar los futuros crecimientos de demanda en
el sur de la ciudad de Cali.
ALFEREZ
PAEZ
EL QUIMBO
SAN
BERNARDINO
Dependiendo de la evolución del Sistema en el
mediano plazo y la consecución de las políticas de
integración en la región, posibilitar con
infraestructura adicional, la exportación de energía
eléctrica hacia nuestros países vecinos
Costos del proyecto: US$ Millones 11.2
Entrada en operación en 2013.
Proyecto Porce IV 500 kV:
(Conexión de la generación )
COSTA
Sabanalarga 500
Beneficios :
Uraba
Urra
Confiabilidad energética para el país.
Copey 500
Chinú
Cerromatoso 220
Posibilitar la inyección de generación
Ocaña 500
económica hacia la costa Caribe.
Cerromatoso 500
Reducción del costo operativo del
Porce IV
2 x 20 Km
Sistema.
Costos del proyecto: US$ Millones
11.2
Entrada en operación en 2013.
NORDESTE
Primavera
IV
Porce III 500
San Carlos
COLOMBIA – PANAMÁ 600 MW - 2014
Conclusiones
A BOLÍVAR
▪Respetando el límite de importación al
área Caribe, no se detectan necesidades
de expansión en el STN para soportar la
exportación de 600 MW a Panamá.
▪La entrada de grandes proyectos de
generación como Hidroituango, pueden
desplazar generación Térmica en el área
Caribe. Si este es el caso, se debe
programar generación de seguridad en el
área para respetar el límite de importación
o definir obras que incrementen el límite.
▪La entrada de Hidroituango, a partir del
año 2017, cubre gran porcentaje de la
exportación a Panamá
A SABANALARGA
COPEY
URRÁ
URABÁ
CHINÚ
LÍMITE DE
IMPORTACIÓN DEL
ÁREA CARIBE = 1600
PANAMÁ II 230 kV
kV
CERROMATOSO
OCAÑA
PORCE IV
SOGAMOSO
A PORCE III
PRIMAVERA
SUBESTACIONES SUJETO A UNA EVALUACIÓN TÉCNICO – ECONÓMICA
Mejorar la confiabilidad y seguridad del Sistema de Transmisión Nacional.
Procedimiento:
▶ Se identificaron necesidades en las subestaciones del STN.
▶ Se llevaron a cabo reuniones con algunos transmisores con el objetivo de unificar criterios y analizar casos
particulares. Adicionalmente, se analizaron los avances de cada transmisor.
▶ Se definió un listado de subestaciones que podrían requerir cambio de configuración.
▶ Para determinar la viabilidad de las reconfiguraciones, se debe unificar, con la asesoría del CAPT, una
metodología de evaluación técnica y económica desde el punto de vista del usuario final. Una vez
determinen las reconfiguraciones que son viables técnica y económicamente después de aplicar
metodología, se deberá definir el orden de prioridad de las obras con base en criterios de coordinación
ejecución de expansiones en el SIN, mantenimientos, operación, planes de reposición y planes
modernización.
se
la
de
de
Propuesta:
 Listado de subestaciones que pueden requerir cambio de reconfiguración como parte de las
recomendaciones del Plan.
 Para la ejecución de las reconfiguraciones, la UPME conceptuará de manera independiente
VISIÓN A LARGO PLAZO
 Nuevas conexiones al STN (230 kV) en
Boyacá, Santander, Meta y Chocó.
CUESTECITA
TERMOCOL
GUAJIRA
BARRANQUILLA TEBSA
 Segundo circuito Bolívar – Cartagena
230 kV.
SANTA MARTA
FLORES
ATLANTICO
SILENCIO
CANDELARIA
TERNERA
CARTAGENA
BOSQUE
GUAJIRA
CUATRICENTENARIO
MAGDALENA
SABANALARGA
FUNDACIÓN
BOLIVAR
VALLEDUPAR
COPEY
 Línea Bello – Guayabal – Ancón 230 kV.
 Colombia – Panamá 600 MW.
CESAR
PANAMÁ II
230 kV
CHINU
PANAMA
URABÁ
 Conexión de la primera y segunda fase
de Hidroituango 2400 MW.
URRÁ
SAN MATEO
NORTE
SANTANDER
BOLIVAR
COROZO
CUCUTA
TASAJERO
MERILECTRICA
TOLEDO
PORCE 4
CIRA INFANTA
PORCE 3
Ecopetrol
SAMORÉ
COMUNEROS
ITUANGO
PALOS
GUADALUPE IV
BARRANCA
CHOCO
BANADIA
ANTIOQUIA
SALTO
CAÑOLIMÓN
BUCARAMANGA
PORCE II
PRIMAVERA
SOGAMOSO GUATIGUARÁ
ARAUCA
LA TASAJERA
BARBOSA
GUAYABAL
BELLO
TERMOCENTRO
JAGUAS MALENA
MIRAFLORES
SANTANDER
PLAYAS
GUATAPÉ
LA SIERRA
OCCIDENTE
NUEVA
SAN CARLOS
ENVIGADO
PAIPA
ORIENTE
GRANADA
ANCON SUR
SOCHAGOTA
CASANARE
PURNIO
CALDAS
CHOCÓ
BOYACÁ
MIEL 2
MIEL
1
CUNDINAMARCA
NORTE
RISARALDA LA ENEA
BACATÁ
CHIVOR
2
ESMERALDA
SAN FELIPE
TORCA
NOROESTE
CHIVOR
LA HERMOSA
LA VIRGINIA
BALSILLAS SALITRE
GUAVIO
 Nueva S/E 500 kV en el sur de Cali.
 Expansión a nivel de STN en el sur del
país (en función de interconexión
Colombia-Chile).
LA MESA
GUACA
PARAISO
MIROLINDO
SAN MARCOS
CIRCO
TUNAL
CARTAGO ARMENIA
QUINDIO
A.ANCHICAYA
 Redes de transmisión en los principales
centros urbanos.
PANCE
SALVAJINA
TOLIMA
YUMBO
VALLE
JUANCHITO
ALFÉREZ
PAEZ
BETANIA
QUIMBO
SAN
BERNARDINO
ALTAMIRA
NARIÑO
CAQUETA
JAMONDINO
MOCOA
ECUADOR
PUTUMAYO
POMASQUI
ECUADOR 500
JAGUAR
S.MATEO
NUEVA
ESPERANZA
REFORMA
COLOMBIA
META
HUILA
CAUCA
 Localización estratégica de Generación.
 Nuevas líneas de transmisión para la
conexión de grandes Usuarios.
OCAÑA
SUCRE
CERROMATOSO
 Nuevos enlaces a 500 kV para Bogotá.
 Necesidad de dispositivos FACTS.
VENEZUELA
CORDOBA
SUBESTACIÓN STN 500 kV
SUBESTACIÓN STN 220 kV
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA
SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA
SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
220 kV
GUAVIARE
500 kV
RED STN DEFINIDA
RED 500 kV PROPUESTA
RED 220 kV PROPUESTA
CONEXIÓN HVDC 2 POLOS
SEÑALES DE EXPANSIÓN PARA LOS STR
Guajira – Cesar – Magdalena:
Chinú:
 Violaciones en el área ante contingencia sencilla
◙ Agotamiento de la capacidad de transformación
en los transformadores de Fundación, Valledupar,
Santa Marta y Cuestecitas
STN/STR.
◙ Red completamente radial.
Atlántico:
Cerromatoso:
 Agotamiento de la capacidad de transformación
◙ Agotamiento de la capacidad de transformación
STN/STR.
 Imposibilidad del área para evacuar la máxima
generación del área ante contingencia en elementos del
STR.
Bolívar:
 Aún con el proyecto el Bosque, violaciones en el área
ante la contingencia sencilla de este transformador
de conexión y elementos del STR.
 Con mínima generación en el área, sobrecargas ante
la contingencia del enalce Bolívar – Cartagena 230
kV.
STN/STR.
◙ Efecto de energía atrapada ante la contingencia del
transformador Cerromatoso 500/230 kV.
Nordeste:
◙ Agotamiento de la red. Violaciones ante contingencia
sencilla en los transformadores 230/115 kV de las
subestaciones Paipa, Palos, Bucaramanga, Barranca,
Piedecuesta, San Mateo, Cúcuta, Ocaña, y elementos
del STR.
◙ Factor de potencia inferior a 0.9 en gran parte de las
subestaciones del área Santander
SEÑALES DE EXPANSIÓN PARA LOS STR
Cauca - Nariño:
Caldas – Quindío - Risaralda:
• Agotamiento de la capacidad de transformación en
Jamondino.
◙ Violaciones en el área (parte oriental) ante la
• Bajas tensiones en Tumaco 115 kV.
contingencia sencilla del transformador 230/115 de
la subestación San Felipe.
• Violaciones ante contingencias en elementos del
STN y el STR.
◙ Se necesita a partir del año 2014 el tercer
Tolima – Huila - Caquetá:
Valle:
• Normalización de la subestación Natagaima para
asegurar la correcta evacuación de Amoyá.
◙ Violaciones en el área ante la contingencia sencilla
• Bajas tensiones en el STR.
Antioquia
• Bajo ciertas condiciones de despacho, violaciones
en Bello ante contingencia sencilla de cualquiera de
sus transformadores.
• Violaciones en el área ante contingencia sencilla de
los transformadores de Playas y Guatapé (San Jose
del Nús)
transformador en la subestación Esmeralda
del transformador 230/115 kV de la subestación
Cartago
SOLICITUDES DE CONEXIÓN AL STN Y NIVEL DE TENSIÓN 4
CONCEPTOS EMITIDOS
Proyectos Conceptuados
Proyectos Conceptuados
2
Conexión al STN de Zona
franca La Cayena
Nueva S/E Juan Mina 110 kV y
línea asociada
3
Nueva S/E Sidunor 110 kV y
reconfiguración de la línea
Termoflores - Oasis 110 kV
4
Nuevo Transformador
Piedecuesta 230/115 kV -150
MVA
1
9
Conexión de la Pch Rovira 1.2
MW al SDL de Enertolima
11
Ampliación de tansformación
en la subestación Fundación
Conexión al STN de la planta
Termocol 208 MW (Planta con
OEF)
12
Nueva subestación Alférez 115
kV
5
Conexión de la Pch Santiago
2.8 MW al SDL de EPM
13
Conexión al STN de la nueva
demanda Barranca (250 MW)
6
Terce Transformador Noroeste
230/115 kV - 168 MVA
14
7
Compensación Capacitiva 180
MVAR en la S/E Salitre 115 kV
8
Quinto transformador Torca
230/115 kV - 300 MVA
10
15
16
17
Florencia - Doncello 115 kV
Conexión al STN de la
demanda Petro Rubiales
Nueva Subestación Bahía 115
kV
Segunda alimentación
Buenaventura 115 kV
CORREDORES URBANOS
Progresiva limitación de espacio
en los centros urbanos de las
principales ciudades del país
Problemática
Evidencia
Identificar posibles corredores para líneas del
STN, localización de nuevas subestaciones del,
ampliación de la infraestructura existente en áreas
urbanas, proponer alternativas de solución,
recomendaciones técnicas, tecnológicas, de
ejecución de obras y normativas, por la progresiva
limitación de espacio y restricciones en áreas
urbanas de las principales ciudades del país
Resultados
Cartagena -El Bosque, Santa Marta conexión
de Termocol, necesidades identificadas en
Bogotá, Medellín con el proyecto Bello –
Guayabal - Ancón y en Barranquilla
CONVOCATORIAS STN
CONVOCATORIAS PÚBLICAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
Mecanismo licitatorio que elige como Inversionista de una obra de la red de Transmisión
(≥ 220 kV) a quien haya ofertado el menor valor presente de las anualidades por 25 años.
Las obras son definidas mediante el “Plan de Expansión de Referencia Generación
Transmisión”
 Se selecciona Interventor. El costo de la interventoría se debe incorporar en la Oferta
 La CREG establece condiciones específicas referente a las anualidades
 El Inversionista asume la totalidad de los riesgos y costos, incluso el tramite de licenciamiento
ambiental del proyecto
 Después del año 25 remuneración con base en unidades constructivas definidas por la CREG
 La metodología de remuneración de la actividad de Transmisión es Ingreso Máximo
 La UPME está delegada para selección del Inversionista e Interventor
 Los nuevos Transmisores resultantes de un proceso de selección, se deberán dedicar única y
exclusivamente a esta actividad dentro del sector.
Proyectos en Construcción:
• Porce III Convocatoria UPME 01-2007 (subestación y líneas asociadas en 500 kV) para la conexión de la central de
generación
• El Bosque Convocatoria UPME 02-2008 (subestación y líneas asociadas en 220 kV) para la conexión de
transformación para la ciudad de Cartagena .
• Nueva Esperanza Convocatoria UPME 01-2008 (subestación y líneas asociadas en 500 kV y 220 kV), resultando
como Adjudicatario de la obra Empresas Públicas de Medellín E.S.P. el día 28 de abril de 2010. A la fecha se le ha
venido realizando el seguimiento.
PROYECTO
ESTADO DE AVANCE
INICIA
OPERACIÓN
UPME 01-2007 Porce III 500 kV
Plan de Expansión 2006-2020
En septiembre 30 se declaró en operación comercial la subestación y las líneas asociadas.
Dificultades con licencia ambiental de la línea obligó a desplazar la fecha inicial (jun/de 2010).
30/sep/2010
UPME 01-2008 Nueva Esperanza
De un 17% programado se tiene un avance real del 11%.
Proyecto “Embalse Alto Muña” del Acueducto de Bogotá redujo posibilidades de ubicación de la
subestación. Finalmente se seleccionó el sitio de la subestación.
Las actividades en líneas representan los mayores atrasos.
Se avanza en especificaciones para efectos de contratos por el Inversionista.
Tiempo de ejecución: 26 meses.
31/ago/2012
UPME 02-2008 El Bosque
Avance del 26% verificado, frente a un reportado del 30% y un programado del 53% (corte a
octubre 31 de 2010)
La Secretaría de Planeación Distrital de Cartagena no aprueba ruta aérea de la línea en consideración al
POT y señala que la línea debe ser subterránea. El atraso es significativo.
Sin trazado definido no hay consultas previas ni EIA para el MAVDT.
Es claro que la fecha prevista de entrada en operación no es alcanzable.
Se requiere un plan de acción específico.
La subestación va en cronograma.
20/may/2011
Procesos de selección en desarrollo:
En septiembre 2 de 2010 se dio apertura oficial al proceso de selección del Interventor e Inversionista de tres
reactores inductivos de 25 MVAr a ser instalados en las subestaciones San Bernardino, Altamira y Mocoa a
nivel de 220 kV.
Este proyecto permitirá realizar un control de tensiones en periodos de demanda mínima (horas de la
madrugada).
PROYECTO
UPME 01-2009
Proyecto Reactores
ESTADO
En trámite de selección del Inversionista.
Selección del Inversionista, presentación de Ofertas, prevista para diciembre 6 de 2010.
Entrada en operación prevista para abril 30 de 2012.
Tres reactores inductivos en las
subestaciones Altamira, Mocoa y San
Bernardino a 230 kV
El Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2009 – 2023 con la descripción y justificación de los
proyectos, puede ser consultado en la página web de la UPME:
http://www.upme.gov.co/Docs/Plan_Expansion/2009/Plan_Expansion_2009-2023.pdf
Próximos procesos de selección:
Se elaboraron los Documentos de Selección de los proyectos definidos en el Plan de Expansión
2009-2023: Armenia, Miel II, Sogamoso y Quimbo.
Se está dando inicio a los procesos de selección de Interventor e Inversionista para los
proyectos Armenia (subestación y líneas asociadas en 220 kV para nueva conexión del área
CRQ) y Sogamoso (subestación y líneas asociadas en 500 kV y 220 kV para la conexión de
800 MW de generación).
La apertura del proceso de selección de Interventor e Inversionista del proyecto de Transmisión
para la conexión de Quimbo se realizará en el transcurso del primer semestre de 2011 y al igual
que para la conexión de Miel II.
Se iniciaron trabajos previos a la elaboración de los Documentos de Selección de las
Convocatorias resultantes del Plan de Expansión 2010-2024 (Chivor II – Norte –
Bacatá 220 kV; Alférez 220 kV y Porce IV 500 kV).
El Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2010 – 2024 con la descripción y justificación de los
proyectos, puede ser consultado en la página web de la UPME:
PROYECTO
Reactores Sur del País 220 kV
(Altamira, Mocoa, San Bernardino)
El Bosque 220 kV
(Cartagena)
AÑO
ENTRADA
COSTO U.C.
OFERTA
OBSERVACIÓN
Millones US$
Millones US$
dic/08
2011
5.25
3.8
2011
23.94
17.8
Reconfiguración Subestación Santa Marta 220 kV
Armenia 220 kV
2011
2.75
En construcción. Ampliación a cargo del Transportador
Convocatoria, se adjudicará en ene/2011
(Área CRQ)
Nueva Esperanza 500/220 kV
(Bogotá)
Miel II 220 kV
(Conexión de la central de generación)
Sogamoso 500/220 kV
2011
14.83
Costo incluye obras del sistema regional
2012
76.23
2012
3.65
Convocatoria, se adjudicará antes de jun/2011
2013
35.86
Convocatoria, se adjudicará en feb/2011
Convocatoria, adjudicará antes de jun/2011
Resultado del Plan 2010-2024
Convocatoria, adjudicará antes de jun/2011.
Costo incluye obras del sistema regional
Convocatoria, adjudicará antes de jun/2011.
Costo incluye STR.
Convocatoria, adjudicará antes de jun/2011
Chivor II 220 kV
Chivor II - Norte - Bacatá 220 kV
(Norte Sabana)
7.2
2013
50.1
2013
11.2
2014
31.84
2015
37.17
2015
23.5
2016
61.06
2016
190.18
2016
143.38
Alférez 220 kV
(Cali)
Quimbo 220 kV
Bello - Guayabal - Ancón 220 kV (Medellín)
Porce IV 500 kV
Enlace Bogotá - Valle 500 kV
Ituango 500 kV
Enlace Medellín - Valle 500 kV
(Puede hacer parte de la obra de Ituango)
INVERSIÓN TOTAL PREVISTA
667.4
20.23
Convocatoria, se adjudicará el 6/dic/2010
En construcción
En construcción
Prevista. En análisis.
Se definirá en el Plan 2011-2025
Convocatoria, se adjudicará antes de jun/2011
COBERTURA DE ELECTRICIDAD Y ENERGIZACIÓN
DE ÁREAS CON POBLACIÓN
DE ESCASOS RECURSOS
COBERTURA
FONDOS DE APOYO FINANCIERO:
• Se realizó la evaluación técnica y financiera de 156 proyectos presentados a los fondos: Fondo Nacional
de Regalías Energía Eléctrica y Gas Combustible - FNR-EE FNR-GC, Fondo de Apoyo Financiero para la
electrificación rural en el SIN- FAER y Fondo Especial Cuota de Fomento - FECF, resultando favorables
88 proyectos.
Estado de Proyectos año 2010
1
1
1
FAER
Fondo
FECF
FNR-EE
FNR-GC
FAER
15
24
FNR-GC
48
Total
presentados evaluados favorables
39
39
28
140
92
44
48
24
15
1
1
1
228
156
88
44
92
FNR-EE
140
28
39
39
FECF
0
20
40
favorables
•
•
60
80
evaluados
100
120
Sector
Energia
Eléctrica
Gas
Combustible
presentados evaluados
favorables
141
93
45
87
63
43
140
presentados
Expedición de la Resolución UPME No 0417 de 2010 que estableció la metodología de evaluación de los
proyectos presentados al FECF y se definió el Índice de Priorización de Proyectos de Infraestructura –
INPRI-.
Se apoyó en los procesos de dos convocatorias PRONE que asignaron recursos por un total de $19.588
millones de pesos para 8.742 beneficiarios de los proyectos.
COBERTURA
Recursos solicitados con proyectos favorables a nivel
departamental
millones de $
beneficiados
140,000
Resumen Fondo Nacional de
Regalías (energía eléctrica y gas),
FAER y FECF:
400,000
353,068
350,000
120,000
300,000
100,000
250,000
80,000
200,000
60,000
40,000
100,000
79,138
62,872
41,794
20,000
8,127 13,768
25,560
23,682
5,339
BENEFICIADOS
Millones de $
aprobados por la
UPME
13,057
94,384
761,310
263,433
Beneficiados
Varios Departamentos
Valle del Cauca
Tolima
Santander
Risaralda
Quindio
FNR-GN
Norte de Santander
Nariño
Energia Eléctrica
Gas Combustible
FNR-EE
Cundinamarca
Sector
Córdoba
Millones de $
aprobados por la
UPME
111,981
82,545
151,452
11,839
357,817
Cauca
Casanare
Caquetá
Caldas
Boyacá
670,476
11,922
90,834
1,135
774,367
272
0
Bolívar
FECF
FNR-EE
FNR-GC
FAER
Total
Beneficiados
1,610
415
50,000
11,650 6,319
5,242 3,981
0
FECF
Fondo
150,000
130,395
Antioquia
Se presenta a nivel departamental el
consolidado de los recursos
aprobados para la asignación de
recursos y el total de usuarios que se
beneficiaran con la ejecución de los
proyectos.
COBERTURA
DECRETO 1122 Y PLANES DE EXPANSION OR:
•
Se elaboró la propuesta de reglamento para la presentación de los planes de expansión de cobertura de los OR
en trabajo coordinado con el MME.
ZONAS NO INTERCONECTADAS:
•
Se realizó el diseño y desarrollo del Sistema de Información de
las Zonas No Interconectadas – ZNI - en los módulos de
Generación, Distribución, Comercialización,
Aspectos
Socioeconómicos y Demanda a través del portal de la UPME.
COBERTURA – PLAN INDICATIVO DE EXPANSION DE
ENERGIA ELECTRICA :
•
•
Se elaboró el documento del Plan Indicativo de Expansión de
cobertura, el cual se publicará en el mes de diciembre de 2010 con
las metas al año 2014 y requerimientos de inversión para cumplirlas
Se realizó la recolección de información de necesidades de energía
eléctrica de aprox. 600 alcaldías, a partir de la cual se codificó 2.600
nuevos localidades mediante sinergia entre la UPME y el DANE . Se
cuenta con 17.000 centros poblados o veredas georeferenciadas.
DESARROLLO DE EFICIENCIA
ENERGÉTICA Y FNCE
AVANCES
Principales acciones en materia de URE – FNCE
De Política y Planificación
Fortalecimiento institucional
Educación y fortalecimiento de
capacidades en Investigación,
desarrollo tecnológico e
innovación
• Plan de Acción Indicativo 2010 – 2015 del PROURE
 Insumos técnicos para definición de potenciales, metas
y subprogramas
 Propuesta de Resolución
• Ejecución del Proyecto Eficiencia Energética en Edificaciones –
GEF PNUD (Valor Total: 5 Milllones de US$).
• Caracterización del consumo de energía en San Andrés,
Providencia y Santa Catalina
• Vinculación a la Agenda Ambiental Cotelco –MAVDT- MCIT –
UPME (1)
• Suscripción del Convenio UPME – ANDESCO para promover
acciones de Eficiencia Energética y Ambientales
• Suscripción Agenda Ambiental del Programa de
Transformación Productiva – Sectores de Talla Mundial.
Propuesta para incorporar la temática URE en
educación formal (preescolar, básica y media) a nivel
nacional, que incluye el esquema metodológico y las
bases para la implementación de pilotos
AVANCES
Estrategia financiera e impulso
al mercado
Protección al consumidor y
derecho a la información
1. Propuesta de proyectos de Eficiencia Energética para
concursar por recursos del Fondo de Tecnología Limpia
canalizados a través BID y BM - Propuesta de Plan de
Inversión por Colombia. Se prevén recursos por valor de 50
MUS$.
2. Diseño de estrategia financiera para la promoción y
viabilización de proyectos URE
1. Formulación Proyecto GEF-PNUD de Etiquetado en Eficiencia
Energética para la Comunidad Andina de Naciones
2. Normalización Técnica de Eficiencia Energética – en
refrigeración, motores eléctricos y aire acondicionado y
Gestión Integral de la Energía.
3. Seminarios de eficiencia energética dirigidos a los sectores
residencial, industrial y terciario (Iluminación, Refrigeración,
Auditorías energéticas y Gestión Integral de la Energía)
4. Campaña URE – Radio, TV, Transmilenio, y salas de cine
Subprogramas Estratégicos de Carácter Transversal del Plan de Acción Indicativo PROURE 2010 – 2015 – Resolución No. 180919 de junio de 2010
AVANCES
Sector Residencial
 Diseño de proyectos de eficiencia energética en iluminación y
refrigeración - Recursos CTF
 Consultoría Propuesta de Reglamento Técnico Eficiencia
Energética para VIS (Parte del programa de EE en Edificaciones)
Sector Industrial
 Programa Gestión Integral de la Energía – Cofinanciado por
COLCIENCIA, EPM y UPME rama de EE en Edificaciones)
AVANCES
1.
2.
Promoción del uso de Fuentes No
Convencionales de Energía
3.
4.
Aproximación al inventario nacional de biomasa residual
Sistema de gestión de información y conocimiento en
FNCE (Fase de prueba)
Consultoría para obtener el Plan de Desarrollo de Fuentes
No Convencionales de Energía para Colombia
Apoyo formulación del Proyecto GEF-BID primer
componente sobre eliminación de Barreras para el
desarrollo de FNCE en Colombia (Valor estimado para
ejecución de 1.2 MUS$.
1. Desarrollo de la EAE al modelo de planeamiento de la
Ambientales
expansión del Sistema eléctrico de Colombia, como
herramienta que permite incorporar las consideraciones
Ambientales a su proceso de formulación y actualización.
2. Cálculo del Factor de Emisión del SIN para proyectos MDL.
3. Propuesta de Metodología para la expedición del concepto
del uso óptimo del recurso hídrico para proyectos
Hidroeléctricos ligado al proceso de Licenciamiento
Ambiental por parte del MAVDT.
ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
PLAN DE ABASTECIMIENTO PARA EL SUMINISTRO
Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL
OBJETO
SITUACION DE
ABASTECIMIENTO
Orientar decisiones de los Agentes y el
Estado para asegurar el abastecimiento
de Gas Natural del país.
Infraestructura
Transporte
Declaración
Producción
Proyección
Demanda
Reservas
Probadas
ESCENARIO BASE
BALANCE NACIONAL DE GAS NATURAL
Escenario base
► Importante declinación en
2.000
Oferta estimada
Oferta según declaración de producción
producción a parir de 2013.
1.800
1.600
► Autoabastecimiento hasta el
1.400
año 2015.
► Déficit con diferentes
1.000
implicaciones regionales:
• Costa = 2019
• Interior= 2013
800
600
400
4,73 TPC
200
► Agotamiento de reservas
Oferta Nacional
Escenario Medio
Escenario Alto
sep-29
may-30
ene-29
sep-27
may-28
ene-27
may-26
sep-25
ene-25
may-24
sep-23
ene-23
sep-21
may-22
ene-21
sep-19
may-20
ene-19
may-18
sep-17
ene-17
may-16
sep-15
ene-15
sep-13
may-14
ene-13
sep-11
may-12
ene-11
may-10
sep-09
0
ene-09
MPCD
1.200
posterior al 2030
ALTERNATIVAS
• Gas No
• Reservas probables
• Nuevos
descubrimientos
• Importaciones de
GNL Costa Atlántica
y/o Pacífica
Convencional
1
2
4
3
• Importaciones
de Venezuela
Estimado
≈ 40 TPC
ABASTECIMIENTO PARA EL SUMINISTRO
CONCLUSIONES
 Inicio de declinación de la producción del campo más importante del país
 Posible déficit a partir de finales del 2013 (interior), escenario referencia
 Reservas de Cupiagua hoy son probables, producción no ha sido declarada,
 No se percibe un desarrollo importante del gas no convencional en el corto y mediano plazo
 No se considera importaciones de gas de Venezuela
 Opción principal para solucionar el abastecimiento y confiabilidad en el mediano plazo:
Importación de Gas Natural Licuado – GNL, Etapa I: Buques Autoregasificadores
 Es necesario iniciar estudios detallados de caracterización de la tecnología y potencial
requieren refuerzos en el SNT (primera fase B-B a 330 MPCD)
 La propuesta debe ser complementada con el diseño de un esquema de remuneración especial
para este tipo de proyectos
 En el evento en que apareciera gas natural en grandes cantidades, dependiendo de su
ubicación y viabilidad
BASES PLAN ENERGETICO NACIONAL
La energía es factor de desarrollo
económico y bienestar social
fundamental
Orientar consumo a recursos más
abundantes y no exportables
Garantizar
el
abastecimiento
energético pleno, eficiente y
confiable aún en situaciones
críticas
Fortalecer señales de mercado
para que sean oportunas y
permitan la expansión requerida a
tiempo
OBJETIVOS
1. Reducir la
vulnerabilidad del
sector energético
colombiano en todas
las cadenas de
suministro energético y
aumentar su
disponibilidad y
confiabilidad.
2. Maximizar la
contribución del sector
energético colombiano
a las exportaciones, a
la estabilidad
macroeconómica, a la
competitividad y al
desarrollo del país.
3. Aprovechar los
recursos energéticos de
Colombia con criterios
de sostenibilidad
teniendo en cuenta las
nuevas tendencias
mundiales benéficas
para el país.
4. Armonizar el marco
institucional para la
implementación de la
política energética
nacional.
ESTRATEGIAS
Objetivo 1
Reducir la vulnerabilidad del sector energético colombiano en todas las
cadenas de suministro energético y aumentar su disponibilidad y confiabilidad.
Estrategia 1: Diversificando la matriz de generación eléctrica en el mediano y largo plazo.
Estrategia 2 :Creando Infraestructura de gas redundante, mejorando los esquemas de
contratación y explotando nuevas alternativas.
Estrategia 3 :Acelerando los planes de expansión de la oferta futura de hidrocarburos,
combustibles líquidos y GLP.
Estrategia 4: Profundizando la integración energética regional.
Estratégia 5: Implementando programas de URE.
Estratégia 6: Ampliando la cobertura, utilizando los recursos energéticos, tecnológicos y humanos
disponibles.
ESTRATEGIAS
Objetivo 2
Maximizar la contribución del sector energético colombiano a las exportaciones,
a la estabilidad macroeconómica, a la competitividad y al desarrollo del país.
Estrategia 1- Implementando programas integrales de desarrollo de la industria de los hidrocarburos.
Estrategia 2- Implementando programas integrales de desarrollo de la industria del carbón mineral.
Estrategia 3- Mejorando la actual estrategia respecto a biocombustibles
Estrategia 4- Diversificando las fuentes de oferta de gas natural obteniendo sinergias múltiples.
Estrategia 5- Diversificando el abastecimiento con FNCE y ENRNC
Estrategia 6- Incrementando competitividad de Colombia precios adecuado de la canasta de energía y costos de
EE.
Estrategia 7- Fortaleciendo la integración energética regional.
Estrategia 8- Fortaleciendo la Investigación y el Desarrollo a través de COLCIENCIAS.
Estrategia 9- Fomentando alternativas de producción de combustibles líquidos a partir de carbón mineral y
gas natural.
Estrategia 10- Creando una sólida cultura de eficiencia energética y fomentando un mercado de bienes y
servicios de URE.
ESTRATEGIAS
Objetivo 3
Aprovechar los recursos energéticos de Colombia con criterios de
sostenibilidad teniendo en cuenta las nuevas tendencias mundiales
benéficas para el país.
Estrategia 1- Fortaleciendo el desarrollo y la normatividad para una mayor
penetración de fuentes limpias y renovables (ERNC).
Estrategia 2- Fortaleciendo los programas de URE.
Estrategia 3- Vinculando el suministro energético a los requerimientos de
desarrollo local.
Estrategia 4- Creando sinergias entre actividades energéticas, productivas y
turísticas para el fomento de mercados verdes.
Estrategia 5: Fomentando la Innovación tecnológica en el uso de la energía.
ESTRATEGIAS
Objetivo 4
Armonizar el marco institucional para la implementación de la política
energética nacional.
Estrategia 1- Estableciendo una sólida coordinación interinstitucional en relación al sector
energético
Estrategia 2- Estableciendo formalmente una coordinación interministerial que permita un
desarrollo integral del país en todas las áreas de transversalidad con el sector energético.
Estrategia 3- Clarificando roles, atribuciones y nuevos entes (carbón, gas y URE).
Estrategia 4- Fortaleciendo a las respectivas instituciones.
Estrategia 5- Creando sistemas de información integrales y confiables
Estrategia 6- Fortaleciendo el esquema de subsidios a la Oferta y a la demanda
GAS NATURAL
● Incrementar la confiabilidad de suministro de gas natural mediante la
●
●
●
●
●
●
●
instalación de una Planta de Regasificación, con el desarrollo regulatorio
respectivo para su aprovechamiento pleno
Incrementar la confiabilidad mediante el desarrollo del servicio de
almacenamiento de gas natural
Evaluar los potenciales de recursos no convencionales de gas y desarrollar
esquemas jurídicos para su explotación
Desarrollar esquemas para exportación ampliando mercados, buscando
oportunidades de atraer inversión
Desarrollar un sistema de expansión del transporte con un esquema distinto al
de contratos
Diseñar nuevos esquemas de contratos estandarizados entre grandes
consumidores y generadores de electricidad y entre estos y transportadores y
productores de modo tal que se flexibilicen las transacciones.
Establecer criterios estrictos para las categorías firme e interrumpible y las
transacciones entre los actores.
Definición precisa de las alternativas de reemplazo de combustible gaseoso por
líquidos y la verificación de la viabilidad de suministro y capacidad de
almacenamiento con el fin de que el sistema dual sea eficaz y previsible sea
para generadores térmicos, sea para grandes consumidores industriales
ELECTRICIDAD
•
Asegurar confiabilidad de suministro dual gas-líquidos sin afectar cadena de gas natural y
mercados.
•
Diversificar la matriz de generación para lograr mejor equilibrio hidro-térmico-otras fuentes,
según los requerimientos de mediano plazo y en especial después de 2018 incluyendo
alternativas tecnológicas como cogeneración y sistemas distribuidos.
•
Revisión del cargo por confiabilidad
•
Organizar los Proyectos hidroeléctricos en cabeza de la UPME sin menoscabo de
iniciativas privadas. Como medida para evitar especulación con las cuencas hidrográficas
por proyectos que no se desarrollan.
•
Diversificar la generación térmica incluyendo Carbón Mineral.
•
Aprovechar potenciales renovables disponibles en Colombia (PCH, Eólica, Biomasa, etc.)
•
Desarrollar mecanismos para expansión orientadores de tecnologías para cada período.
•
Extender cobertura de suministro de Energía integral.
•
Garantizar sostenibilidad ambiental y social (EAE)
•
Continuar con el desarrollo de los esquemas de interconexiones internacionales
•
Restringir la entrada de tecnologías obsoletas, contaminantes o de segunda mano.
•
En zonas no interconectadas avanzar al desarrollo de esquemas de energización integral
sostenible donde considere no solo la electricidad sino energía térmica requerida para el
desarrollo local empleando propendiendo por el uso de fuentes locales
PETROLEO E HIDROCARBUROS
▶ Incrementar la exploración para asegurar el autoabastecimiento y sostenibilidad
fiscal por las exportaciones
▶ Adecuar refinerías a calidad de crudos y a requerimientos del mercado. Asegurar
proyectos de mayor conversión y ampliaciones en curso en Barrancabermeja y
Cartagena.
▶ Obtener excedentes exportables de derivados en especial de Diesel.
▶ Fortalecer cadenas de valor agregado vía petroquímica y cluster de actividades en
la cadena petrolera.
▶ Coordinar el desarrollo de los hidrocarburos líquidos con los biocombustibles.
▶ Revisión y clarificación de la formación de precios de combustibles líquidos y
coordinarlos con los biocombustibles.
▶ Revisión y ajuste de política de cupos en zonas de frontera
▶ Establecer criterios de planeación y confiabilidad en toda la cadena de suministro
de combustibles líquidos- Anticipar acciones para escenarios de posibles
contingencias.
▶ Propender por la ampliación de la cobertura energética integral
BIOCOMBUSTIBLES
 Investigar el impacto técnico de cada tipo de
biocombustible en diversas
industrias a fin de adecuar los productos a las necesidades de los usuarios
 Analizar el alcance de los incentivos fiscales y el esquema de fijación de precios.
 Definir estándares de calidad y confiabilidad de las cadenas de suministro en
conjunto con el sector de combustibles líquidos.
 Incluir el impacto en la demanda de la disponibilidad de nuevas tecnologías en el
sector transporte como los híbridos.
 Definir el alcance actual y futuro de penetración de biocombustibles de primera
generación (etanol-caña: biodiesel Aceite de palma). Considerando el contexto
Mundial en que se están desarrollando estos y con miras a colocar excedentes de
oferta en el mercado internacional.
 Migrar –en el mediano plazo- hacia la producción de biocombustibles de segunda
y tercera generación con miras a alcanzar los estándares requeridos por los
mercados mundiales y crear cadenas de valor.
 Fortalecer las políticas de I/D –Colciencias en materia de biomasa solida, gas y
líquida. Y coordinarla con alternativas de producción de combustibles por otros
medios
CARBÓN
• Incrementar las exportaciones de la gran minería aprovechando el contexto mundial.
• Realizar inventario de reservas y capacidades de producción acordes a
•
•
•
•
•
•
infraestructura vial y centros de consumo con criterios de EAE (evaluación ambiental
estratégica).
Confeccionar e implementar sistema de información georeferenciada integral para la
cadena y mercados de carbón.
Crear Instituto de estudios del uso y transformación del carbón mineral y agencia que
apoye la organización del sector carbón.
Incrementar cadenas de valor a partir del uso del carbón en el contexto de una EAE.
Incrementar el uso del carbón en generación eléctrica y en la industria.
Fomentar investigación y desarrollo de proyectos de gasificación a partir de carbón
siguiendo modelos exitosos ya implementados en Colombia (Ej. Industria Cerámica
en Antioquia y apoyo por COLCIENCIAS).
Desarrollar un plan estratégico para el desarrollo integral del carbón
• Buscar alternativas para organización del mercado de carbón
• Tender a la clusterización del sector por regiones.
• Analizar posibilidades de reorganizar el sector de minería informal a partir de
requerimientos en firme de demandas de carbón mineral (desde generación
eléctrica, a coque , carboquímica y potencial CTL CTG)
FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA
◘ Regionalizar y actualizar mapas de potenciales por tecnologías y
mercados
potenciales
incluyendo carbón limpio).
(PCH-Eólica-Solar-Biomasa-Otras
◘ Analizar esquemas y oportunidades para el ingreso de energías
limpias y renovables en el suministro de energía a la red o en
sistemas aislados.
◘ Incrementar
fondos para investigación, desarrollo e
implementación de proyectos con renovables. Papel de
Colciencias
◘ Identificar e implementar mecanismos financieros adecuados,
como desde mercados verdes voluntarios en selección de mix de
compras de electricidad, hasta fomento del desarrollo de cadenas
de valor a partir de renovables.
◘ Incluir costos ambientales en la comparación con las fuentes no
renovables
USO EFICIENTE DE ENERGÍA
 Analizar la posibilidad de crear organismo de gestión de políticas de
URE.
 Implementar el Pro-URE.
 Introducir cultura ciudadana de URE a través de contenidos en
educación formal- Coordinación con Ministerio de Educación.
 Diseñar incentivos par el manejo de la demanda eléctrica en horas
punta
 Fortaleciendo el uso eficiente de energía térmica en todos los sectores
 Continuar y profundizar en el estudio de mejoras de eficiencia
energética. Profundizar rol de Colciencias.
 Diseño y rediseño de los programas de URE en marcha para vincular al
sector industrial.
 Introducir redes inteligentes para evitar consumos innecesarios de
energía generando oportunidades de negocio para diferentes agentes.
 Creación de indicadores de seguimiento de eficiencia energética y de
eficacia de los programas de URE
INSTITUCIONAL

Es necesario integrar el PEN 2010-2030 con su visión y objetivos en los objetivos de
Planeación Nacional.

Se requiere definir con precisión los roles de: formulación de políticas (MEM);
planificación (UPME); regulación (CREG); Fomento de producción sostenible de
Hidrocarburos upstream ANH; energización integral en ZNI UPME-IPSE; SSPD
fiscalización.

Se requiere distinguir minería de productos minero-energéticos en particular por el
desarrollo futuro de la industria del carbón mineral y el uranio.

Fortalecimiento de UPME (sólo tareas de planificación); Colciencias; evaluar la creación
organismo URE Investigación y desarrollo del Carbón.

Unificar información UPME con alimentación obligatoria por parte de los agentes.

Se requiere coordinar políticas y decisiones con el conjunto de Ministerios en aquellos
aspectos donde la energía toca otros ámbitos como economía-medioambiente-,
agricultura, movilidad, planificación urbana, vial y de infraestructuras con el objetivo de
construir políticas públicas coherentes y encaminadas al desarrollo sostenible y
competitividad de Colombia.

Coordinación interinstitucional Nación –Municipios en temas de espacio público y POT
para crear corredores de suministro energético y para estratificación para el tema de
subsidios

Fortalecimiento institucional con recursos económicos y personal calificado
¡GRACIAS!

Subdirección de Energía

Transcripción

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SECTOR Energía Eléctrica - Ministerio de Minas y Energía