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

PROYECCIÓN DE DEMANDA INTEGRADA DE ENERGÍA

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.

PROYECCIÓN DE DEMANDA INTEGRADA DE ENERGÍA

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.

PROYECCIÓN DE DEMANDA INTEGRADA DE ENERGÍA

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 Capacidad de 600 MW a Panamá

Escenario 3

Escenario 1 Cocacodo en Ecuador (1500 MW) por fuera del periodo de planeamiento Capacidad de 600 MW a Panamá Regasificación en 2016

Escenario 4

Escenario 1 Cocacodo en Ecuador (1500 MW) por fuera del periodo de planeamiento Capacidad de 600 MW a Panamá Retiro de centrales de Generación con más de 30 años de servicio (198 MW a carbón y 13 MW a gas)

PLAN DE EXPANSION GENERACION SUPUESTOS Escenario 1 (Referencia)

Expansión de G definida (Col) Planes de Expansión declarados de Centroamérica y Ecuador Capacidad de 300 MW a Panamá

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.

PLAN DE EXPANSION GENERACION 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

PLAN DE EXPANSION TRANSMISION

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.

PLAN DE EXPANSION TRANSMISION

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.

CONVOCATORIAS PÚBLICAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

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 Plan de Expansión 2008-2022

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 Plan de Expansión 2008-2022

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

CONVOCATORIAS PÚBLICAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

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

CONVOCATORIAS PÚBLICAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

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:

CONVOCATORIAS PÚBLICAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

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 (Conexión de la central de generación)

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. Resultado del Plan 2010-2024 Costo incluye obras del sistema regional Convocatoria, adjudicará antes de jun/2011. Resultado del Plan 2010-2024 Costo incluye STR. Convocatoria, adjudicará antes de jun/2011 Resultado del Plan 2009-2023

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 (Conexión de la central de generación) Bello - Guayabal - Ancón 220 kV (Medellín) Porce IV 500 kV (Conexión de la central de generación) Enlace Bogotá - Valle 500 kV Ituango 500 kV (Conexión de la central de generación) 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 Resultado del Plan 2010-2024 Prevista. En análisis. Se definirá en el Plan 2011-2025 Prevista. En análisis. Se definirá en el Plan 2011-2025 Prevista. En análisis. Se definirá en el Plan 2011-2025

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

PLAN DE ABASTECIMIENTO PARA EL SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL

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

PLAN DE ABASTECIMIENTO PARA EL SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL

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 Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL 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!