caracterización ocupacional del sector eléctrico...

Caracterización Ocupacional del Sector Eléctrico 1

CARACTERIZACIÓN OCUPACIONAL DEL

SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

MESA SECTOR ELÉCTRICO

SAN JOSÉ DE CÚCUTA, AGOSTO DE 2006


CARACTERIZACIÓN OCUPACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO

FOTOGRAFÍAS Oscar Iván Roque Mosquera – Instructor SENA

INVESTIGACIÓN Edgar Arévalo Casadiegos – Contratista SENA

CORRECIÓN DEL TEXTO Ernestina Suárez Archila

APOYO TÉCNICO Manuel Alberto Pérez Jáuregui

DISEÑO Y DIAGRAMACIÓN Jim Alejandro Vergel Arévalo


SERVICIO NACIONAL DE APRENDIZAJE

SENA

DARÍO MONTOYA MEJÍA Director General

JUAN BAYONA FERREIRA Director Sistema Nacional de Formación

para el Trabajo

JOSÉ IGNACIO OROZCO MARTÍNEZ Coordinador Grupo Normalización de Competencias Laborales

Dirección General

JOSÉ ANTONIO LIZARAZO SARMIENTO Director Regional

Norte de Santander

FABIO HUMBERTO GARCÍA GÓMEZ Subdirector Centro Multisectorial Cúcuta

Regional Norte de Santander

AIDA LUZ MARTÍNEZ GEMADE Profesional Asesor Dirección General

JESÚS RAMIRO CÁCERES NIETO Metodólogo


Regional Norte de Santander

CONFORMACIÓN JUNTA DIRECTIVA DE LA MESA SECTOR ELÉCTRICO

Presidente RAFAEL JAIRO RÍOS CARDONA

Director Ejecutivo -CIDET

Vicepresidente EMILIO BOTERO BOTERO

Analista Gestión Humana - ISA

Secretario Técnico FABIO HUMBERTO GARCÍA GÓMEZ

Subdirector Centro Multisectorial Cúcuta SENA Norte de Santander

Vocales

REINALDO DE JESÚS ORTIZ GÓMEZ Especialista en Desarrollo Organizacional –EEPPM

PEDRO ENRIQUE GALVIS NIETO


Subgerente de Distribución de Energía - CENS

INTEGRANTES DEL EQUIPO TÉCNICO CÚCUTA

Edgar Alberto Madariaga Galvis Instructor

SENA Norte de Santander

Luis Augusto Barragán Sánchez Instructor

SENA Norte de Santander

Alfonso López Becerra Ing. Contratista

José Eliécer Díaz García

Representante Legal JEDING

Manuel Alberto Pérez Jáuregui

Gerente CSP INTEGRACIÓN TOTAL INGENIERÍA

Juan José Zambrano Villamizar Director

JJ ZAMBRANO ING

José Rafael Chaustre Lara Líder de Proceso Transporte de Energía

CENS

Oscar Orlando Guerrero Díaz Gerente

CP INGENIEROS LTDA

Edgar Arévalo Casadiegos Consultor

COMESERING


CONTENIDO

PRESENTACIÓN 13 INTRODUCCIÓN 15 1. ORGANIZACIÓN DEL SECTOR 17 1.1 ORGANIZACIÓN INSTITUCIONAL DEL SECTOR 18 1.1.1 Dirección 19 1.1.1.1 El Ministerio de Minas y Energía (MME) 19 1.1.1.2 Departamento Nacional de Planeación 20 1.1.1.3 Ministerio de Hacienda y Crédito Público 21 1.1.1.4 Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial 21 1.1.2 Planeación 22 1.1.2.1 La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) 22 1.1.2.2 Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) 22 1.1.3 Regulación 23 1.1.3.1 La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) 23 1.1.3.2 Comité Asesor de Comercialización (CAC) 24 1.1.4 Control y Vigilancia 24 1.1.4.1 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) 24 1.1.5 Operación 25 1.1.5.1 Consejo Nacional de Operación (CNO) 25 1.1.5.2 Centro Nacional de Despacho (CND) 26 1.1.5.3. Comité de Operación 26 1.1.5.4 Subcomité de estudios eléctricos 26 1.1.5.5 Comité de Transmisión 26 1.1.6 Administrador del Mercado de Energía Mayorista (MEM) 27 1.1.6.1 Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) 27 1.1.6.2 Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional – STN (LAC)

27

1.1.7 Agentes 27 1.1.7.1 Generación 29 1.1.7.2 Transmisión 29 1.1.7.3 Distribución 30 1.1.7.4 Comercialización 31 1.1.8 Usuarios 32 1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN DEL MERCADO 33 1.2.1 Mercado Mayorista (MM) 34


1.2.2 Mercado Libre (ML) 35 1.3 ASPECTOS INSTITUCIONALES 35 1.4 GREMIOS Y ASOCIACIONES RELACIONADAS CON EL SECTOR 38 1.5 RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG)

41

1.6 MARCO REGULATORIO SECTOR ELÉCTRICO 41 1.6.1 Creación de la Compañía de EXPERTOS EN MERCADOS S.A E.S.P. XM

41

1.6.2 Mercado Mayorista 42 1.6.2.1 Creación de los contratos virtuales 42 1.6.2.2 Determinar el nuevo cargo por capacidad 43 1.6.2.3 Energía eólica 43 1.6.2.4 Complementación de la armonización de marcos regulatorios entre países para contar con transacciones internacionales de electricidad

43

1.6.2.5 Oferta de precios en bolsa de energía de enlaces internacionales que no son parte de un mercado regulatoriamente integrado

43

1.6.2.6 Tratamiento de áreas eléctricamente deficitarias 44 1.6.2.7 Flujo de potencia reactiva 44 1.6.3 Transmisión 44 1.6.4 Distribución 45 1.6.5 Comercialización al usuario final 45 1.6.5.1 Remuneración a la comercialización 45 1.6.5.2 Fórmula tarifaria del sistema interconectado nacional 46 1.6.5.3 Reglamento de comercialización 46 1.6.5.4 Modificación de la Resolución CREG-108 de 1997 47 1.6.5.5 Sistema prepago 47 1.6.5.6 Código de medida 47 2. SITUACIÓN EMPRESARIAL Y ECONÓMICA 49 2.1 CARACTERIZACIÓN FÍSICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

50

2.1.1 Caracterización Física de la Generación 50 2.1.2 Caracterización Física de la Transmisión 54 2.1.2.1 Análisis estratégico del Transporte de energía en el contexto 55 internacional 2.1.3 Caracterización Física de la Distribución 56 2.1.3.1 Características de la calidad del servicio 57 2.1.4 Caracterización Física de la Comercialización 59 2.2 CARACTERIZACIÓN EMPRESARIAL DEL SECTOR ELÉCTRICO 60 2.2.1 Situación Empresarial 60 2.2.2 Evolución de Agentes 61 2.2.3 Transformaciones en el SIN 63


2.2.4 Aspectos Financieros del Sector 66 2.3 INGRESOS DE LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO 67 2.3.1 Actividad de Generación 67 2.3.2 Actividad de Transmisión 68 2.3.3 Actividad de Distribución 69 2.3.4 Actividad de Comercialización 69 2.4 Evolución del Mercado Eléctrico 71 2.4.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA EN EL SIN 71 2.4.1.1 Demanda por tipo de mercado 75 2.4.1.1.1 Mercado no regulado 76 2.4.1.1.2 Mercado Regulado 77 2.4.1.2 Comparación Internacional de Tarifas 80 2.4.1.3 Pérdidas 81 2.4.2 Comportamiento de la oferta 82 2.4.2.1 Generación 82 3. PLAN DE EXPANSIÓN, TENDENCIAS Y PROSPECTIVA TECNOLÓGICA 85 3.1 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN 86 3.1.1 Información básica 86 3.1.2 Análisis de largo plazo 86 3.1.3 Análisis de corto y mediano plazo 87 3.1.4 Análisis de la interconexión Colombia - Ecuador con SIEPAC 87 3.1.5 Análisis Colombia – Ecuador – SIEPAC - Venezuela 88 3.2 SEGUIMIENTO A LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 88 NACIONAL 3.3 ESCENARIOS DE PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA Y 90 POTENCIA ELÉCTRICA 3.4 DISPONIBILIDAD DE RECURSOS Y PROYECCIÓN DE PRECIOS 92 3.4.1 Disponibilidad de recursos 92 3.4.1.1 Carbón 92 3.4.1.2 Gas Natural 93 3.5 EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO (GENERACIÓN) 94 3.5.1 Requerimientos de generación por potencia 97 3.6 ESCENARIOS DE LA ENERGÍA EN EL MUNDO 99 3.7 ALGUNAS TECNOLOGÍAS QUE PODRÁN CONTRIBUIR EN LAS POLÍTICAS PÚBLICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO

100

3.8 ALGUNAS TECNOLOGÍAS QUE PODRÁN CONTRIBUIR EN LAS POLÍTICAS PÚBLICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO

102

3.8.1 Tecnologías de medición del consumo 102 3.8.2 Tecnologías de telecomunicaciones y servicios de valor agregado

104

3.8.3 Tecnologías de sistemas informáticos en tiempo real 105 3.8.4 Tecnología de repotenciación de las centrales generadoras 108


3.8.5 Tecnología de la Electrónica de Potencia 109 3.8.6 Otras tecnologías que apoyan a las empresas del Sector Eléctrico 110 3.8.7 Sistemas corporativos y de administración del conocimiento 111 4. SITUACIÓN OCUPACIONAL Y COMPORTAMIENTO LABORAL 116 4.1 ESTRUCTURA OCUPACIONAL 117 4.1.1 Personal por empresa 117 4.1.2 Perfil de los funcionarios del Sector 120 4.1.3 Relación trabajador/jubilados 123 4.1.4 Distribución de personal por actividad 123 4.2 PRODUCTIVIDAD 126 4.3 INDICADORES 127 4.3.1 Número de usuarios/número de trabajadores 127 4.3.2 Número de trabajadores/MW. de capacidad instalada. 130 4.3.3 Número de trabajadores/Km. de red 131 4.3.4 Número de trabajadores/1,000 Km. de red 131 5. PRINCIPALES TENDENCIAS OCUPACIONALES PARA EL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

135

5.1 ANÁLISIS DEL SECTOR ELÉCTRICO 136 5.2 PRINCIPALES TENDENCIAS OCUPACIONALES DEL SECTOR ELÉCTRICO 141 COLOMBIANO 5.2.1 Tendencias en generación de energía eléctrica 141 5.2.1.1 Operadores de centrales térmicas e hidráulicas 141 5.2.1.2 Mantenimiento de centrales de generación 141 5.2.2 Tendencias en servicios de apoyo al Sector de energía eléctrica 141 5.2.3 Tendencias en transmisión y distribución de energía eléctrica 142 5.2.3.1 Instalación de redes de transmisión y distribución con sistemas de monitoreo

142

5.2.3.2 Mantenimiento de redes de transmisión y distribución 143 5.2.4 Tendencias en comercialización de energía eléctrica 144 5.2.5 Conocimientos básicos necesarios en el Sector Eléctrico 145 5.2.6 Habilidades transversales necesarias en el Sector Eléctrico 147 5.2.7 Valores y actitudes necesarios en el Sector Eléctrico 148 5.2.7.1 En el área de trabajo 148 5.2.7.3 En lo personal 148 5.2.7.4 En la relación con los compañeros de trabajo 148 5.3 IMPACTO AMBIENTAL E IMPACTO SOCIO - ECONÓMICO EN LA 149 CONSTRUCCIÓN DE CENTRALES DE GENERACION Y DE INSTALACIÓN DE REDES DE TRANSMISIÓN

5.4 OFERTA DE FORMACIÓN 150 GLOSARIO 152 BIBLIOGRAFÍA 154 ANEXOS 158


LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Esquema institucional para el Sector Eléctrico Colombiano 19 Figura 2. Estructura sectorial 28 Figura 3. Diagrama unificar 28 Figura 4. Estructura del mercado eléctrico colombiano 34 Figura 5. Composición de la participación estatal en el 2001 37 Figura 6. Composición de las empresas por actividad en el 2001 37 Figura 7. Normatividad del Sector Eléctrico 41 Figura 8. Composición de las fuentes energéticas del SIN 50 Figura 9. Composición de la capacidad instalada SIN 52 Figura 10. Propiedad de las líneas del STN 55 Figura 11. Composición de usuarios conectados 57 Figura 12. Composición del mercado- energía comercialización 60 Figura 13. Número de agentes 62 Figura 14. Número de empresas por naturaleza jurídica 64 Figura 15. Composición del mercado residencial 71 Figura 16. Demanda del SIN y PIB 1995-2005 72 Figura 17. Demanda del SIN a diciembre de 2005 (GWh) 73 Figura 18. Tendencias de la demanda máxima 74 Figura 19. Demanda por tipo de mercado 76 Figura 20. Número de usuarios no regulados por nivel de tensión 77 Figura 21. Composición mercado regulado-2005 78 Figura 22. Composición mercado regulado – 2005 según estrato 79 Figura 23. Composición mercado regulado – 2005, consumo por sector 80 Figura 24. Porcentaje pérdidas de energía 82 Figuar 25. Generación de energía en GWh 83 Figura 26. Túnel de proyección de demanda doméstica 91 Figura 27. Túnel de proyección de demanda doméstica de potencia 2005-2014

92

Figura 28. Porcentaje de margen de reserva de potencia del sistema Colombiano

98

Figura 29. Proyección de la producción de petróleo a escala mundial 101 Figura 30. Areas temáticas demandadas por cada subsector de acuerdo con período de demanda máxima

113

Figura 31. Usuario por trabajador U/T (Distribución) 126 Figura 32. Indicador de productividad para las empresas integradas Verticalmente usuario/trabajador 2001

127

Figura 33. Indicador de productividad para las empresas usuarios/trabajadores 2001 – Distribuidoras - Comercializadoras

128

Figura 34. Usuario/trabajador 2001 – Actividad de Distribución y Comercialización

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LISTA CUADROS

Cuadro 1. Jurisdicción para cada una de las dependencias 25 Cuadro 2. Composición accionaria del Sector Eléctrico 2001 36 Cuadro 3. Evolución de la capacidad 53 Cuadro 4. Redes de distribución en el SIN 56 Cuadro 5. Estado del sistema de distribución 59 Cuadro 6. Empresas de servicios públicos de electricidad 61 Cuadro 7. Capacidad instalada mediante PPAS 65 Cuadro 8. Ingresos del año 2005 por agente 70 Cuadro 9. Importaciones y Exportaciones anuales en GWh 74 Cuadro 10. Clasificación CIIU diciembre de 2005 76 Cuadro 11. Posición de Colombia en el contexto de Latinoamérica y el Caribe Precios internos al consumidor junio de 2001

81

Cuadro 12. Escenarios de proyección de demanda total doméstica de energía eléctrica en GWh/año

90

Cuadro 13. Escenarios de proyección de potencia de la demanda doméstica (MW)

91

Cuadro 14. Reservas, medidas y potenciales de carbón por zonas 93 Cuadro 15. Proyectos de generación de Colombia inscritos en la UPME 95 Cuadro 16. Proyectos de expansión de la capacidad de generación en Colombia

97

Cuadro 17. Requerimientos de capacidad para atención de un escenario de demanda de alta potencia

99

Cuadro 18. Personal por tipo de empresa 117 Cuadro 19. Total personal 1998-2001 119 Cuadro 20. Evolución de la composición de los perfiles 120 Cuadro 21. Perfil de los funcionarios 2001 121 Cuadro 22. Personal por categoría de empleo 2001 122 Cuadro 23. Jubilados de las diferentes entidades 123 Cuadro 24. Distribución del personal por tipo de compañía 123 Cuadro 25. Personal por actividad 2001 125 Cuadro 26. Productividad en Latinoamérica 130 Cuadro 27. Media aritmética del indicador por rangos 131 Cuadro 28. Trabajadores y circuitos de distribución 132 Cuadro 29. Indicador de planta de personal 2001 134 Cuadro 30. Educación Formal 151


PRESENTACIÓN

El Sector Eléctrico a nivel mundial está siendo objeto de una significativa transformación en su organización y funcionamiento, junto a las innovaciones científico-tecnológicas y avances socioeconómicos, debido a los procesos de liberación o desregulación emprendidos en muchos países. Este proceso enfatiza la eficiencia en la asignación de recursos y su correspondiente mejora en un talento humano con mayor competencia para su desempeño, el cual debe estar en permanente actualización y por ende las nuevas exigencias, necesitan programas de capacitación que pueden permear un mejoramiento en el desempeño de los trabajadores y profesionales afines al ambiente del Sector Eléctrico Colombiano. Estos cambios están transformando el mercado laboral con relación a la organización, naturaleza, forma de trabajo, estructura y contenido de las ocupaciones, así como el mismo perfil del trabajador y para lograr una mejor participación en la dinámica económica mundial, se debe pensar y actuar en torno a factores de competitividad como la innovación, la segmentación de mercados, la adquisición y captación de tecnología, la investigación, la capacitación y la articulación de los diferentes subsectores de la cadena productiva así: Generación, transporte, distribución, comercialización, usuario final y regulación, los cuales alimentan la temática pertinente al Sector Eléctrico en Colombia. Ante esta realidad, el estado Colombiano conciente de su responsabilidad frente al sector productivo, la formación del talento humano y en cumplimiento de la Constitución Nacional, a través del Consejo Nacional de Política Económica y Social CONPES, le asignó al SENA la responsabilidad de liderar y ejecutar el sistema Nacional para el Trabajo SNFT, y con la creación de la mesa del Sector Eléctrico en San José de Cúcuta en 1997 se consolida la opción y el basamento productivo, para implementar las competencias laborales en el


quehacer de la familia y el talento humano que convive con la energía eléctrica en Colombia. El documento es una actualización del Estudio de Caracterización Ocupacional de la cadena del sector eléctrico, editado en 1999 y presenta la visión actual del sector, los aspectos más relevantes encaminados en los campos ocupacionales de la fuerza y dinámica laboral del Sector Eléctrico Colombiano.


INTRODUCCIÓN Al interior del documento se encuentra el desglose de la actualización del “Estudio de Caracterización Ocupacional del Sector Eléctrico Colombiano” desde un entorno funcional y operativo que presenta la jerarquía de las diferentes actividades de la cadena del sector eléctrico, así: Generación, transporte, distribución y comercialización de la energía eléctrica en Colombia. El contenido del documento es producto de información de fuentes secundarias como: ISA, SSPD, UPME, CAF, MINMINAS, CREG, CIER, CIDET, así mismo, de la contribución de estudiosos y expertos del sector eléctrico, quienes en equipos técnicos en diferentes ciudades del país, aportaron su versión para lograr el consenso y temática final. El capítulo uno expone la organización institucional del sector y describe los entes que lo conforman, de acuerdo con la reglamentación vigente y necesidades propias del sector. El capítulo dos describe la caracterización física y empresarial del Sistema Interconectado Nacional, el comportamiento del mercado, la dinámica de cada uno de los agentes y segmentos involucrados. El capítulo tres presenta el plan de expansión indicativo, simulando escenarios que permiten vislumbrar el desarrollo en construcción y modificación de la estructura del Sector Eléctrico al año 2014. El capítulo cuatro muestra la estructura ocupacional, los perfiles de los funcionarios tal como los categorizan las empresas del sector y los índices de productividad. El capítulo cinco define las tendencias ocupacionales mediante el análisis de variables genéricas del sector, de la parte operativa y de los recursos humanos para llegar a cuantificar las necesidades en cuanto al conocimiento, habilidades, valores y actitudes que éstos deben tener en los puestos de trabajo. También se define el impacto nocivo de la infraestructura en el medio ambiente y oferta de formación existente.


Al terminar el documento se incluye la relación del referente bibliográfico, así como algunos anexos e ilustraciones captadas durante la investigación general. Finalmente, se esperan aportes que puedan generar el mismo documento, para así proyectar una permanente actualización debido a la dinámica industrial de la energía eléctrica y por ende una armonía productiva en pro de la sociedad y la riqueza de Colombia.


Caracterización Ocupacional del Sector Eléctrico 18 Caracterización Ocupacional del Sector Eléctrico 18

1. ORGANIZACIÓN DEL SECTOR

Para comprender la estructura del Sector Eléctrico Colombiano, se inicia con la identificación de las entidades que componen los organismos de dirección, planeación, regulación, operación, administración, control y los agentes del mercado; como también, la descripción de sus funciones y relaciones con respecto a los sectores institucionales y clientes finales. Se presenta especialmente una visión de la organización del mercado, partiendo de una descripción de la estructura del mercado, las actividades que se desarrollan en él, y la identificación y composición de las entidades que realizan su operación y administración, incluyendo también los órganos consultivos y asesores que han sido creados para apoyar el mejor funcionamiento del mercado. Concluye este capítulo con la presentación de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, que corresponden a los agentes generadores, transportadores, distribuidores - comercializadores y en cada caso se mencionan las principales condiciones que rigen para la existencia de cada uno de los agentes. 1.1 ORGANIZACIÓN INSTITUCIONAL DEL SECTOR

La Constitución Política de Colombia establece como deber del Estado el logro de la eficiencia en la prestación de los servicios públicos. Para ello crea el marco de la libre competencia en dichas actividades, admite la concurrencia de los particulares en este sector de la economía y, acentúa el papel regulador del Estado.

Para el establecimiento del nuevo marco ordenado por la Constitución, la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994) y la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994), definen los criterios generales y las políticas que rigen la prestación del servicio de electricidad. Con base en las anteriores leyes se reestructuró el Sector Eléctrico Colombiano, poniendo límites a la integración vertical, incorporando la actividad de comercialización a las de generación, transmisión y distribución, creando el mercado mayorista de electricidad,


incorporando la participación privada y un esquema de libre mercado. La figura 1 muestra el esquema institucional para el Sector Eléctrico Colombiano, el cual desde su reestructuración, ha venido ajustando su organización y sus procesos de manera permanente mediante la creación de nuevos comités asesores, creación de nuevas organizaciones, así como ajustes en la regulación y en el control requeridos. Un resumen esquemático se describe a continuación:

Figura 1. Esquema Institucional para el Sector Eléctrico Colombiano

Fuente: UPME -2004 (Actualizado) 1.1.1 Dirección 1.1.1.1 El Ministerio de Minas y Energía (MME). Es la autoridad del sector, establece políticas de las actividades relacionadas con el servicio de electricidad, definiendo los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía, dentro de un manejo integral, sostenible y eficiente de los recursos energéticos del país, y promueve el desarrollo de tales fuentes y el uso eficiente y racional de la energía por parte de los usuarios.


A nivel del Ejecutivo, el Ministerio de Minas y Energía establece las políticas energéticas nacionales, define los criterios de aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y alternativas, promoviendo el desarrollo de las fuentes existentes y el uso racional de la energía por parte de los usuarios. Para estas definiciones el Ministerio dispone de distintos instrumentos: a) puede sentar las bases de políticas a través de documentos presentados ante el Consejo Nacional de Política Económica y Social (Conpes), a través del Departamento Nacional de Planeación (DNP); b) puede implementar políticas por medio de decretos ejecutivos; y c) por último y para modificaciones del marco legal, el Ministerio puede presentar proyectos de Ley ante el Congreso de la República. Como aportes importantes para la mejora del Sector Eléctrico, el MME expide los siguientes programas: 1) En el año 2003 mediante Decreto No. 3735 de 19 de diciembre de 2003 define las políticas relacionadas como programa de normalización de redes eléctricas PRONE y los esquemas diferenciales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. 2) En el año 2004 mediante Resolución 180398 expide el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE, el cual fija las condiciones técnicas que garantizan la seguridad en los procesos de Generación, Transmisión, Transformación, Distribución y Utilización de la energía eléctrica. 1.1.1.2 Departamento Nacional de Planeación. Como organismo técnico asesor del Presidente, en el marco de la Constitución Política Nacional el Departamento Nacional de Planeación, define operativamente e impulsa la implantación de una visión estratégica del país en los campos social, económico y ambiental, a través del diseño, la orientación y evaluación de las políticas públicas colombianas, el manejo y asignación de la inversión pública, la definición de los marcos de actuación del sector privado, y la concreción de las mismas en planes, programas y proyectos del Gobierno.

El DNP debe realizar de forma permanente el seguimiento de la economía nacional e internacional y proponer los planes y programas para el desarrollo económico, social y ambiental del país. Adicionalmente, junto con el Consejo Nacional de Política Económica y Social –CONPES–, constituyen el conducto por medio del cual el


Presidente de la República ejerce su función de máximo orientador de la planeación nacional.

1.1.1.3 Ministerio de Hacienda y Crédito Público. El Ministerio diseña, coordina, regula y ejecuta la política económica del Estado garantizando la óptima administración de las finanzas públicas para el desarrollo económico y social del país.

El Ministerio de Hacienda y Crédito Público tiene como objetivo la definición, formulación y ejecución de la política económica del país, de los planes generales, programas y proyectos relacionados con ésta, así como la preparación de las leyes, la preparación de los decretos y regulación, en materia fiscal, tributaria, aduanera, de crédito público, presupuestal, de tesorería, cooperativa, financiera, cambiaria, monetaria y crediticia, sin perjuicio de las atribuciones conferidas a la Junta Directiva del Banco de la República, y las que ejerza a través de organismos adscritos o vinculados para el ejercicio de las actividades que correspondan a la intervención del estado en las actividades financieras, bursátil, aseguradora y cualquiera otra relacionada con el manejo, aprovechamiento e inversión de los recursos del ahorro público y el tesoro nacional, de conformidad con la Constitución Política y la Ley.

1.1.1.4 Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. Con respecto a la regulación ambiental, en el plano nacional, el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y el Consejo Nacional Ambiental, expiden las regulaciones aplicables en materia ambiental. Si bien las instancias departamentales y municipales, en teoría no influyen en la definición de políticas sectoriales y regulación económica, si tienen un rol protagónico en temas ambientales, a través de las Corporaciones Autónomas Regionales. Las empresas que proyecten realizar, o realicen, obras de generación, interconexión, transmisión, o distribución de electricidad, susceptibles de producir impactos ambientales negativos, están obligadas a obtener previamente la licencia ambiental de acuerdo con las normas que regulan la materia. Consecuentemente, las empresas deben realizar los correspondientes estudios, e incluir en sus presupuestos las partidas necesarias para ejecutar las medidas remediales previstas. Las empresas propietarias


de los proyectos deben informar a las comunidades potencialmente afectadas, sobre: a) los impactos ambientales; b) las medidas previstas en el plan de acción ambiental; y c) los mecanismos necesarios para involucrarlas en la implantación del plan de acción respectivo. 1.1.2 Planeación 1.1.2.1 Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). Organizada como unidad administrativa adscrita al Ministerio de Minas y Energía, responsable de la planificación indicativa integrada de los sectores electricidad y gas, la determinación de los requerimientos energéticos de la población y la definición de los planes sectoriales en el corto, mediano y largo plazo; elabora y actualiza el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión de Referencia del Sector Eléctrico en Generación y Transmisión en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. Para el caso de la expansión de la generación sólo da indicaciones de necesidades de crecimiento quedando en los agentes del mercado la decisión de construcción según sus propias valoraciones y estudios de viabilidad, en este sentido los riesgos e incertidumbres han desacelerado la participación de los agentes privados llevando a la UPME a estudiar la viabilidad de expansión mediante concesiones que reactiven este segmento y que eviten en el mediano plazo posibles racionamientos. El caso de transmisión UPME si efectúa convocatorias públicas para la construcción de la expansión en donde los inversionistas aseguran su negocio mediante contratos A.O.M por el término de 25 años durante el cual reciben una remuneración fijada mediante el menor valor presente neto establecido durante la licitación incluyendo el pago vía tarifa mediante la dinámica del mercado mayorista. En cualquiera de los casos los planes para atender la demanda son lo suficientemente flexibles para que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales; que cumplan con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad determinados por el Ministerio de Minas y Energía; que los proyectos propuestos sean técnica, ambiental y económicamente viables y que la demanda sea satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos. 1.1.2.2 Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT). Creado posteriormente con el fin de asesorar a la UPME en la compatibilización de criterios, estrategias y metodologías para la


expansión del STN. Participan los usuarios catalogados como grandes consumidores; representantes de las empresas de comercialización, transmisión, generación y distribución. El Centro Nacional de despacho CND no hace parte del CAPT, pero asiste a sus reuniones, y coordina con dicho Comité aquellos aspectos asociados con las Restricciones que inciden en la planeación de la expansión del STN. 1.1.3 Regulación 1.1.3.1 La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Fue concebida en las leyes con las siguientes atribuciones: a) adoptar la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia; b) definir los reglamentos para la planificación y la operación del sistema; y c) definir y fijar las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados. Está organizada como unidad administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, regula los servicios públicos de energía eléctrica y gas, promueve la libre concurrencia y evita el ejercicio del poder dominante en el suministro del servicio público de energía eléctrica y de gas natural. Tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo expide reglas orientadas a promover, crear y preservar la competencia en la generación, a regular el uso de las redes de transporte, para garantizar el libre acceso de los agentes, y la operación del sistema interconectado nacional, a determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia, a establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible. Establece condiciones para la contratación de energía de largo plazo. Establece los principios de la oferta de precio y declaración de disponibilidad de los generadores para el despacho diario. Establece la regulación tarifaria para usuarios regulados y a las actividades que son monopolio natural.


1.1.3.2 Comité Asesor de Comercialización (CAC). Creado para asistir a la CREG en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía. Conformado por representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de generación y comercialización, representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de distribución y comercialización y representantes de las empresas que desarrollan única y exclusivamente la actividad de comercialización y por un representante del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. 1.1.4 Control y Vigilancia 1.1.4.1 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD). Es un organismo de carácter técnico, adscrito al Departamento Nacional de Planeación – DNP, Ministerio de Hacienda y Crédito Público con personería jurídica, autonomía administrativa y patrimonial. Desempeña funciones específicas de inspección, control y vigilancia de todas las empresas que prestan servicios públicos domiciliarios, con independencia de las Comisiones de Regulación supervigila a la CREG con la inmediata colaboración de los superintendentes delegados. La SSPD tiene facultades para sancionar, imponer multas y suspender empresas, así como, para cancelar contratos y prohibir que ciertos agentes presten servicios públicos hasta por un período de 10 años. En el caso de las empresas públicas y mixtas, la SSPD comparte sus labores de inspección, vigilancia y control con la Contraloría General de la República y con la Procuraduría General de la Nación, en el caso de las empresas públicas. En lo que respecta a la Contraloría, la misma interviene en lo concerniente al control fiscal de las empresas, en las áreas de recursos y en el seguimiento de las normas y autorizaciones sobre los mismos. Por su parte, la Procuraduría interviene en materia de responsabilidades de gestión de los funcionarios públicos. Si las empresas son de carácter departamental o municipal, y en ellas hay aportes mayoritarios de estos entes territoriales, las labores de inspección, control y vigilancia de la SSPD se combinan con las Contralorías Departamentales y/o Municipales, y las Personerías Municipales, según sea el caso.


En el cuadro 1 se presenta un resumen de la distribución de competencias por jurisdicción, de acuerdo con las disposiciones establecidas en la Constitución de 1991 y en las Leyes reglamentarias.

Cuadro 1. Jurisdicción para cada una de las dependencias

Fuente: Banco Mundial 2004 1.1.5 Operación En la estructura del Sector Eléctrico existen los órganos que se encargan de la asesoría (organismos consultores o comités de asesores) para la supervisión y la operación del Sistema Interconectado Nacional - SIN, y para la administración del Mercado de Energía Mayorista MEM, a saber: 1.1.5.1 Consejo Nacional de Operación (CNO). Organismo que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación. El Consejo Nacional de Operación está conformado por un representante de cada una de las empresas de generación, conectadas al sistema interconectado nacional que tengan una capacidad instalada superior al cinco por ciento (5%) del total nacional; por representantes de las empresas de generación del


orden nacional, departamental y municipal conectadas al sistema interconectado nacional, que tengan una capacidad instalada entre el uno por ciento (1%) y el cinco por ciento (5%) del total nacional; por un representante de las empresas propietarias de la red nacional de interconexión; por el Director del CND, representantes de las empresas distribuidoras que no realicen prioritariamente actividades de generación siendo por lo menos una de ellas la que tenga el mayor mercado de distribución. La CREG establece la periodicidad de sus reuniones. El CNO es órgano de consulta de esta Comisión en temas técnicos. 1.1.5.2 Centro Nacional de Despacho (CND). Encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional - SIN. Prepara el despacho de generación y da instrucciones de coordinación a los distintos agentes que participan en la operación del SIN, con el fin de tener una operación económica, segura, confiable y ceñida al reglamento de operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. 1.1.5.3. Comité de Operación. Es el encargado de los asuntos relacionados con la operación del Sistema Interconectado Nacional y la ejecución del Reglamento de Operación; también dirige las actuaciones y decisiones de los Comités de Distribución y Transmisión. A su cargo está la coordinación del trabajo de los subcomités:

• Hidrológico y de Plantas Hidráulicas. • Plantas Térmicas • Estudios Eléctricos.

1.1.5.4 Subcomité de estudios eléctricos. Trata temas que involucran a generadores, transportadores, distribuidores; se tratan temas técnicos a solicitud del Comité de Operación o temas que requieren una evaluación técnica con el objeto de hacer comentarios a la CREG. Tiene como alcances: Hacer seguimiento a compromisos y a solicitudes hechas por el Comité de Operación; también juega un papel muy importante la agenda de la CREG. 1.1.5.5 Comité de Transmisión. Tiene a su cargo el estudio de aspectos metodológicos, regulatorios y el análisis de la operación del Sistema de Transmisión Nacional y de las Interconexiones Nacionales.


1.1.6 Administrador del Mercado de Energía Mayorista (MEM) 1.1.6.1 Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC). Encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía transados en la Bolsa por generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; de la gestión de cartera y del manejo de garantías y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales - SIC. Para realizar estas operaciones el ASIC celebra un contrato de mandato con cada agente inscrito en el mercado. 1.1.6.2 Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional – STN (LAC). Participa en la administración del MEM, encargada de liquidar y facturar los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas, de determinar el ingreso regulado a los transportadores y de administrar las cuentas que por concepto del uso de las redes se causen a los agentes del mercado mayorista. 1.1.7 Agentes Los agentes activos que participan en el MEM son los generadores y los comercializadores, los agentes que participan en forma pasiva son los transportadores que se clasifican en transmisores y distribuidores. Ver figuras 2 y 3.


Figura 2. Estructura sectorial

Fuente: ISA Las actividades que se desarrollan en el mercado son las siguientes:

Figura 3. Diagrama unificar

Fuente: ISA


1.1.7.1 Generación. Los agentes generadores son aquellos que desarrollan la actividad de producción de electricidad, energía que puede ser transada en la Bolsa o mediante contratos bilaterales con otros generadores, comercializadores o directamente con grandes usuarios (usuarios no regulados). Los generadores con capacidad mayor de 20 MW y generación diferente a filo de agua, presentan todos los días sus ofertas de precio a la Bolsa y la declaración de disponibilidad, para cada uno de sus recursos de generación, con los cuales el CND elabora el Despacho Económico para las 24 horas del día siguiente En la reglamentación del mercado se distinguen los siguientes tipos de generadores: • Los generadores que posean plantas o unidades de generación conectadas al Sistema Interconectado Nacional, con capacidad mayor o igual a 10 MW. • Los autogeneradores, aquellas personas naturales o jurídicas que producen energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usan la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del Sistema Interconectado Nacional. • Los cogeneradores, aquellas personas naturales o jurídicas que producen energía utilizando un proceso de cogeneración, entendiendo como cogeneración, el proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas ambas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales. Los cogeneradores pueden vender sus excedentes y atender sus necesidades en el MEM. 1.1.7.2 Transmisión. Actividad consistente en el transporte de energía eléctrica a través del conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión (Sistema de Transmisión Nacional – STN), que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, o a través de redes regionales o interregionales de transmisión a tensiones inferiores. Es remunerada según una metodología de costos índices, independientemente de su uso. Los nuevos proyectos del STN


desde 1999 se construyen por empresas que ganen al cumplir las condiciones técnicas, económicas y financieras al presentar el menor precio en las Convocatorias Públicas que adelante la UPME. A partir del año 2003 se consolida la Interconexión Internacional mediante una importante armonización regulatoria entre Colombia y Ecuador, que permitió la interconexión y operación sincrónica de sus sistemas eléctricos nacionales. De hecho esta armonización de normas para intercambios internacionales en el Sector Eléctrico de Colombia y Ecuador, extendidos con Perú y Venezuela ha avanzado de una manera satisfactoria en años recientes, impulsada por los ministerios de energía y ejecutada con base en un esfuerzo conjunto de los entes reguladores de los cuatro países. La Comisión de la Comunidad Andina el 19 de diciembre de 2002 adopta la Decisión 536 con el marco general para la interconexión subregional del sistema eléctrico e intercambio intracomunitario de electricidad. 1.1.7.3 Distribución. Actividad de transportar energía eléctrica a través de un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. La infraestructura asociada con la actividad de distribución consiste básicamente de líneas y subestaciones, clasificadas de acuerdo con los siguientes niveles de tensión de operación:

• Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57.5 kV y menor a 220 kV.

• Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57.5 kV.

• Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

• Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 KV. Los agentes que desarrollan la actividad del transporte de la energía en los sistemas de distribución (Resolución CREG 082 de 2002), correspondientes con: • Sistema de Transmisión Regional - STR: Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que


operan en el Nivel de Tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este Nivel de Tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. Un STR puede pertenecer a uno o más Operadores de Red. • Sistema de Distribución Local SDL: Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en uno o varios Mercados de Comercialización. Actualmente, todas las empresas distribuidoras son a la vez comercializadoras, pero no todas las empresas comercializadoras son distribuidoras. Los Ingresos que perciben los Transmisores Regionales y/o Distribuidores Locales, se originan en el cobro a los agentes que acceden a la red, de dos conceptos: Cargos por Conexión y Cargos por Uso de la red diferenciados por nivel de tensión. 1.1.7.4 Comercialización. Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta en el mismo mercado o a los usuarios finales, regulados o no regulados, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras actividades del Sector Eléctrico, diferente de transmisión. Con la expedición de las Leyes en referencia, especialmente la Ley 143 de 1994, se introdujo en Colombia el denominado “Modelo de Competencia Minorista, o Competencia al Detal”. Este modelo permite a los usuarios finales la elección del Comercializador del servicio. Hay acceso abierto a las redes de Transmisión y Distribución. Las actividades de Generación y Comercialización se desarrollan como actividades competitivas, es decir, se permite la “competencia en el mercado” en estos dos segmentos. Si bien, en el Modelo de Competencia Minorista, los consumidores tienen acceso a generadores competitivos, directamente, o a través de Comercializadores, en Colombia se exige que los usuarios actúen en el mercado a través de Comercializadores. El caso básico de Modelo de Competencia al Detal, establece la separación de las actividades de Generación y Comercialización del negocio de transporte por redes, tanto a nivel de Transmisión como a nivel de


Distribución. En Colombia la actividad de comercialización puede ejercerse de manera separada, o conjuntamente con las actividades de Generación y Distribución. El esquema requiere un modelo de transporte único que facilite los flujos de energía comprometidos en acuerdos bilaterales. En Colombia, si bien el modelo de transmisión es único, se permite la copropiedad de las redes de alta tensión. En el más importante, opera tanto las redes de transmisión como el mercado. Las transacciones realizadas entre generadores y comercializadores en el MEM, se efectúan bajo dos modalidades: • Mediante la suscripción de contratos financieros bilaterales de compra y venta de energía, cuyos precios y magnitud son establecidos libremente entre compradores y vendedores. • Por medio de transacciones directas en la Bolsa de energía, en la cual los precios se determinan mediante una subasta de precios de generadores, tal que los intercambios comerciales son definidos en el contexto de un mercado 'spot' con Resolución horaria. Los comercializadores son aquellos agentes que básicamente prestan un servicio de intermediación, entre los usuarios finales de energía y los agentes que generan, transmiten y distribuyen electricidad. 1.1.8 Usuarios o Clientes Finales Debido a la separación de mercados entre usuarios regulados y no regulados, las empresas comercializadoras pueden comercializar energía con destino al mercado regulado; pueden comercializar energía en el mercado no regulado; o pueden optar por ofrecer el servicio de intermediación en ambos mercados. Los usuarios se definen como: • Usuarios no regulados o grandes usuarios, son aquellos con una demanda de potencia superior a los 100 KW o su equivalente en consumo de energía de 55 MWh/mes y representan alrededor del 40% de la demanda nacional. Los usuarios no regulados pueden establecer con el comercializador de energía un contrato bilateral y los precios de venta y cantidades de energía son libres y acordadas entre las partes.


• Usuarios regulados, son aquellos usuarios que no cumplen las condiciones para ser catalogados como usuarios no regulados, están sujetos a un contrato de condiciones uniformes y las tarifas son reguladas por la CREG mediante una fórmula tarifaria general. Independientemente del mercado atendido, regulado o no regulado, en forma general la cadena de costos implícita en la prestación del servicio de energía eléctrica a un usuario final contiene las siguientes componentes: generación, transmisión, distribución, comercialización, otros costos; sin embargo, el manejo que puede aplicar el comercializador a cada uno de los componentes, dependerá del mercado en el cual actúe. 1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN DEL MERCADO Con el fin de lograr la eficiencia en la prestación del servicio de electricidad y la libre entrada a los agentes interesados en prestarlo, las Leyes 142 y 143 de 1994 permitieron la creación del mercado se denomina Mercado de Energía Mayorista – MEM y en él participan los agentes que desarrollan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, así como los grandes consumidores de electricidad. Una evaluación internacional del funcionamiento del mercado eléctrico establece que los resultados son satisfactorios, una vez superados los problemas que la importante presencia estatal en las distribuidoras producía, especialmente en la falta de garantías del pago de la energía entregada por las generadoras.


Figura 4. Estructura del Mercado Eléctrico en Colombia

Fuente: MEM 2001 modificado La CREG, definió los alcances de este mercado y estableció dos grandes espacios para realizar las transacciones mayoristas: 1.2.1 Mercado de Energía Mayorista (MEM) En el que participan como compradores y vendedores los agentes autorizados por la Ley para desarrollar actividades económicas


propias de la industria eléctrica, como la generación, la comercialización mayorista y el transporte mayorista. El Sistema de Transmisión Nacional –STN tienen libre acceso todos los agentes, está operado por el Centro Nacional de Despacho -CND-; esto les permite realizar transacciones entre sí mediante el pago de los cargos por conexión y uso de la red. Este mercado se divide a su vez en dos segmentos: el Mercado de Contratos a Término o Mercado de Largo Plazo y la Bolsa de Energía o Mercado de Corto Plazo (Spot), que establece el programa horario de generación y el precio de bolsa para las transacciones de energía a partir de las ofertas de precio y de la declaratoria de disponibilidad de cada recurso. El precio de la bolsa junto con los contratos a largo plazo son la base para realizar la liquidación de los intercambios comerciales entre agentes. Los contratos a largo plazo son acuerdos comerciales para la compra - venta de energía entre generadores y comercializadores, con el fin de atender parcial o totalmente la demanda del comercializador o sus procesos de intermediación comercial, y para el cubrimiento del riesgo de los generadores y comercializadores en sus contratos o en su gestión. 1.2.2 Mercado Libre (ML) En el que participan como compradores los grandes consumidores y como vendedores los comercializadores de electricidad. El MEM se realiza físicamente en el Sistema de Transmisión Nacional -STN- (red de 220 kV y 500 kV). El producto entregado es homogéneo, el precio es determinado horariamente por el proceso de ofertas realizado por los generadores y utiliza la metodología de precio marginal del sistema. Este modo de operación consiste en ordenar las ofertas de precios del menor al mayor. El precio marginal lo determina el último recurso ofertado que se requiere para atender la demanda real del sistema en cada hora. 1.3 ASPECTOS INSTITUCIONALES El entorno institucional del Sector Eléctrico ha pasado de ser un sector netamente oficial a contar con la participación de agentes privados en todas las actividades, desde la generación hasta la atención al usuario final A 2001, el patrimonio agregado de las 72 empresas ascendió a $ 30,875.480 millones.


En el Cuadro 2 se presenta la distribución del patrimonio y la naturaleza Jurídica por tipo de actividad.

Cuadro 2. Composición Accionaría del Sector Eléctrico -2001 (Millones de $) Fuente: Supercifras-2002

Si bien la propiedad oficial aún continúa siendo alta, 48.4% del total, es relevante mencionar que los agentes privados, con una participación patrimonial del 34.3% del total, están presentes en todos los tipos de empresa que desarrollan actividades en el sector. La mayor participación del Estado se da en las empresas integradas verticalmente con el 81% y en las empresas transmisoras, con el 82% del patrimonio de este grupo. Al sector privado le corresponde el 83.4% y 76.8% del patrimonio de las empresas comercializadoras y generadoras puras respectivamente, y alrededor del 50% del patrimonio de las generadoras - comercializadoras y distribuidoras - comercializadoras. Por su parte, las entidades de carácter mixto poseen sus principales participaciones accionarías en los dos últimos grupos de empresas mencionados. (Figuras 5 y 6).


Figura 5. Composición de la participación estatal en el 2001

Fuente: Supercifras 2002

Figura 6. Composición de las empresas por actividad en el 2001 Fuente: Supercifras 2002

Cabe anotar que la única empresa comercializadora en la que el Estado tiene participación es DICEL, en la cual el municipio de Palmira posee el 40% de las acciones.


Por otra parte, es apenas obvio que el incremento de la intervención de los agentes privados en el sector ha llevado a que las empresas oficiales se conviertan en empresas de carácter mixto o privado según la participación accionaría, de acuerdo con lo establecido en el Código de Comercio. Las 72 empresas analizadas para el 2001 se clasifican según su naturaleza jurídica en 6 oficiales, 23 mixtas y 43 privadas. Las seis empresas de carácter oficial son EPM, EMCALI, EADE, EEP, ENELAR y EMCARTAGO. Mientras en el 2000 las empresas oficiales representaban el 10% del total de la muestra, en el 2001 este porcentaje disminuyó al 8%. A su vez, las empresas de naturaleza jurídica privada aumentaron del 58% al 60% su representación en la muestra considerada, indicando el interés de los agentes privados en el Sector Eléctrico. Participan en el grupo de privados, no sólo compañías internacionales especializadas en el sector, o en inversionistas estratégicos, sino también empresas nacionales y personas naturales. Por su parte, las empresas de naturaleza jurídica mixta corresponden al 32% del total de las 72 empresas. 1.4 GREMIOS Y ASOCIACIONES RELACIONADAS CON EL SECTOR Los gremios y asociaciones más representativos del sector son: Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y Actividades complementarias e inherentes ANDESCO. Creada en 1995, ANDESCO será el referente para los actores del sector, dentro de la pluralidad de sus afiliadas, en busca del fortalecimiento y mejoramiento del modelo empresarial de prestación de los servicios públicos y actividades complementarias, con el fin de elevar la calidad de vida de todos los colombianos. Esto se logrará con fundamento en su reconocida capacidad técnica, responsabilidad social y ambiental, efectiva comunicación y promoción de la participación ciudadana, trascendiendo al ámbito internacional Asociación Colombiana de Generadores de Energía ACOLGEN creada en el 1997, es una organización gremial, sin ánimo de lucro, y ajena a cuestiones de orden político. Está conformada por 21 empresas de generación de energía eléctrica, que en conjunto representan el 95% de la capacidad eléctrica instalada en Colombia.


Fue constituida en diciembre 12 de 1997. La Asociación está abierta a todas las empresas de generación que compartan sus objetivos y fines y que estén dispuestas a promover la libre y sana competencia en el mercado mayorista de electricidad. La asociación tiene como objeto defender los intereses de los asociados y llevar su vocería ante el Gobierno y otras entidades públicas y privadas. La Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica ASOCODIS, creada en 1999, es una entidad sin ánimo de lucro, que congrega a las empresas distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica que atiende usuarios regulados y no regulados a lo largo y ancho del país. Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía ACCE. Creada 1999 como entidad sin ánimo de lucro, la Asociación tendrá como finalidad en el desarrollo de sus actividades: Promover la libre y sana competencia y el desarrollo del mercado del Sector Eléctrico Colombiano. Estudiar permanentemente el desarrollo de los marcos legal y regulatorio del Sector Eléctrico, su impacto para la actividad de comercialización independiente y sus implicaciones en los diferentes campos (económico, social, financiero, de mercado, etc.), y hacerlas conocer de las autoridades del sector y la opinión pública en general. Proveer la defensa de los intereses de los comercializadores. La Confederación colombiana de Consumidores COCO, es un espacio jurídico adscrito al Ministerio de Desarrollo Económico y a la Superintendencia de Industria y Comercio. Busca el beneficio de la comunidad a través de la equidad entre el productor y el consumidor. Ofrece los siguientes servicios: apoyo al consumidor, asesorías jurídicas, control de la calidad y las tarifas de los servicios públicos.

Asociación Colombiana de Ingenieros Electricistas Mecánicos y afines ACIEM trabaja por el crecimiento integral del Ingeniero y el desarrollo tecnológico y profesional, a través del ejercicio idóneo y competente de todas las especialidades de la Ingeniería, con el fin de contribuir al bienestar de la comunidad y a la toma de decisiones de trascendencia nacional para el beneficio del país.

El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas CONTE, es la entidad de Inspección y vigilancia de la profesión de técnico electricista en el territorio Colombiano, creada en 1990, cumple funciones de


autoridad administrativa y expide por delegación del Ministerio de Minas y Energía, las matrículas profesionales para el ejercicio legal de la profesión. Objetivos: Tramitar la expedición de matrícula de los técnicos electricistas, velar por que se cumpla las disposiciones sobre el ejercicio de la profesión de técnico electricista, contribuir con el desarrollo científico, profesional y humano de los técnicos electricistas, de acuerdo con los postulados legales vigentes Mesa del Sector Eléctrico MESEC, la Mesa opera mediante equipos técnicos, conformados por expertos, con conocimientos, experiencia y dominio de los procesos productivos, formas de organización del trabajo y de las ocupaciones de los trabajadores del Sector Eléctrico. Los productos de las Mesas Sectoriales y del equipo técnico son: estudio de caracterización ocupacional, mapa funcional, normas de competencia laboral y titulaciones para cada subárea de desempeño. Sindicato de Trabajadores de la Electricidad de Colombia SINTRAELECOL, nace en 1975. Constituyese una organización sindical mixta, de primer grado y de rama de industria que actuará de conformidad con la Constitución Nacional, los convenios y recomendaciones de la Organización Internacional del Trabajo, las leyes que los aprueben, el Código Sustantivo del Trabajo y sus estatutos. La organización sindical trabaja para solucionar y sacar adelante problemas que aquejan a los trabajadores y su entorno familiar, a la vez armonizar las relaciones Obreros Patronales logrando una mejor armonía laboral. La Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico -CIDET- creada en 1995, es una asociación de derecho privado, sin ánimo de lucro, con participación mixta de personas jurídicas y naturales del sector público y privado nacionales. Su objeto es construir competencias que contribuyan a la competitividad y la capacidad de inserción del Sector Eléctrico Colombiano en el ámbito internacional, siendo el articulador y gestor de proyectos entre la industria, la academia, las empresas y las entidades del sector, mediante las siguientes líneas de acción estratégicas: soporte a la calidad y competitividad del sector, desarrollo de tecnologías de gestión, estudio de políticas públicas y desarrollo tecnológico y sectorial. Los asociados del CIDET se han afiliado para impulsar y fomentar el desarrollo de las empresas del Sector Eléctrico mediante la promoción de la investigación, la


certificación de productos del Sector Eléctrico y de los sistemas de calidad, la capacitación y transferencia tecnológica. 1.5 RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG) La regulación del Sector Eléctrico viene presentando una seria de ajustes y transformaciones enmarcadas por la CREG, como se puede ver en la variante emisión de documentos reflejados en la figura 7.

Figura 7. Normatividad Sector Eléctrico

Fuente: Supercifras -2002, www.creg.gov.co 1.6 MARCO LEGAL RELACIONADO CON EL SECTOR 1.6.1 Creación de la Compañía de Expertos en Mercados S.A E.S.P. XM ISA organizó el Centro Nacional de Despacho -CND-, como dependencia interna para la Planeación y Coordinación de la operación de los recursos del Sistema Interconectado Nacional -SIN-, y la Administración del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- en el Mercado de Energía Mayorista -MEM-.


Continuando con el proceso de reestructuración, y como parte de las actividades a desarrollar por ISA, en 1995 entró a operar la Bolsa de Energía, la cual ha permitido, ofrecerles a los colombianos energía más económica y confiable, lo que ha incidido positivamente en la calidad de vida de la población. Por su parte, el Gobierno Nacional, también cumpliendo con lo estipulado en la Ley 142, expidió el Decreto 848 del 28 de marzo de 2005, el cual autoriza a ISA a crear una Sociedad Anónima como Empresa de Servicios Públicos Mixta, del orden nacional, de carácter comercial, sometida al régimen establecido en las Leyes 142 y 143 y en las normas de derecho privado. La empresa tendrá dentro de su objeto social ejercer las funciones asignadas al CND (Centro Nacional de Despacho), al ASIC (Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales), y al LAC (Liquidación y Administración de Cuentas de los Cargos por Uso de las Redes del Sistema Interconectado Nacional). Esta nueva empresa, se creó oficialmente como filial del grupo ISA el pasado 1 de septiembre de 2005; posee ventajas competitivas tales como: conocimiento basado en el aprendizaje permanente, recursos tecnológicos, y amplia experiencia práctica para mantener en alto nivel la dinámica del mercado y su evolución en la industria. La innovación será el propósito diario de XM Los Expertos en Mercados, y su cumplimiento se traducirá en la creación de soluciones que se adapten con facilidad a las necesidades del mercado y a las exigencias de la regulación, lo que posibilitará la prestación de un servicio de alta calidad y la consolidación de relaciones comerciales a largo plazo con los agentes. 1.6.2 Mercado Mayorista 1.6.2.1 Creación de los Contratos Virtuales. Regulación (007, 055 de 2004 y 31 de 2005) sobre las características y el funcionamiento de un mecanismo de contratación de largo plazo, con contratos estandarizados y anónimos, utilizando instrumentos financieros y la implementación de un mercado de opciones y futuros para el Sector Eléctrico tiene por objeto contar con un mecanismo eficiente de formación de precios, e incrementar la liquidez y transparencia en el Mercado Energía de Energía Mayorista. Por su parte ISA, en su calidad de administrador del Sistema Electrónico de Contratos SEC, ha adelantado el desarrollo de la plataforma computacional.


1.6.2.2 Determinar el Nuevo Cargo por Capacidad. De conformidad con las disposiciones contenidas en la Ley 143 de 1994, la CREG en 1996 estableció el Cargo por Capacidad en el Mercado de Energía Mayorista, el cual a su vencimiento en el 2006 habrá distribuido a los generadores que brindan confiabilidad al sistema un monto aproximado de US$5.000 millones. Con la circular 027-2006, la CREG puso a discusión de los agentes del mercado y terceros interesados, la nueva propuesta de Cargo por Capacidad denominado Cargo por Confiabilidad. La propuesta tiene por objeto introducir elementos de mercado dentro de la asignación del cargo, logrando un proceso mucho más eficiente y transparente tanto para el usuario como para los generadores. 1.6.2.3 Energía Eólica. EPM inicia el ciclo de generación con energía eólica y se transan los siguientes documentos, Conceptos CREG 2005 CO53111, CREG 2005 CO53688, CREG 2002 CO22228, MMECREG 2228-02, Leyes 2001 y Ley 697 de 2001 1.6.2.4 Complementación de la Armonización de Marcos Regulatorios entre países para contar con transacciones internacionales de Electricidad. Se mantuvo un trabajo permanente con los reguladores de la Comunidad Andina dentro del Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores - GTOR conformado para este efecto. Así mismo, se inició el trabajo de armonización regulatoria con Panamá, dirigida a que en el mediano plazo se logre la integración entre Centro América y la CAN. Se desarrollaron y ejecutaron cronogramas de trabajo conjuntos para el desarrollo de temas que permitan la expedición de la reglamentación complementaria de las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIES (CREG 14 de 2004). Se adoptó el reglamento de transacciones entre Ecuador y Perú que permitirá que muy pronto las transacciones se realicen entre más de dos países. Para este efecto se avanzó en la armonización de la reglamentación entre Colombia-Ecuador-Perú. 1.6.2.5 Oferta de Precios en Bolsa de Energía de enlaces internacionales que no son parte de un Mercado Regulatoriamente


Integrado. Mediante la Resolución CREG 023 de 2005 se modificaron las condiciones de oferta de precios en la Bolsa de Energía, al establecer que los enlaces internacionales que participen en el Mercado de Energía Mayorista podrán hacer ofertas horarias de precio. En general, de conformidad con la Resolución CREG 026 de 2001, para el Despacho Económico Horario, las empresas generadoras deben informar diariamente al CND antes de las 08:00 horas, una única oferta de precio para las 24 horas (expresada en valores enteros de $/MWh) por cada recurso de generación. Se ha exceptuado de esta condición la oferta de los enlaces internacionales que no son parte de un mercado regulatoriamente integrado, tendiendo en cuenta que la formación de precios de oferta de un sistema internacional, se hace de forma horaria y ello justifica su presentación en la misma forma. 1.6.2.6 Tratamiento de Áreas Eléctricamente Deficitarias. A través de la Resolución CREG 003 de 2005 se puso en consideración de los usuarios, agentes y terceros interesados, una propuesta para modificar y adicionar los Artículos 1 y 12 de la Resolución CREG 119 de 1998, con el fin de determinar el tratamiento regulatorio de una situación de emergencia suscitada por el déficit de electricidad que puede presentar un área del SIN, permitiendo participar transitoriamente en el mercado mayorista de electricidad a agentes no vinculados al SIN en condiciones económicas que incentiven dicha participación. 1.6.2.7 Flujo de Potencia Reactiva. Mediante la Resolución CREG 018 de 2005 se dispuso poner en consideración de los usuarios, agentes y terceros interesados, una propuesta que desarrolló la Comisión a partir de análisis internos y de estudios efectuados, para reglamentar la gestión del Flujo de Potencia Reactiva. En esta resolución se definen las obligaciones y responsabilidades de los agentes del SIN en la prestación de este servicio. 1.6.3 Transmisión Mediante la Resolución CREG 007 de 2005 se publicaron las bases sobre las cuales se establecerán las fórmulas tarifarias para el próximo período de remuneración de la transmisión, incluyendo un aparte relacionado con la conexión de generadores al STN. En este análisis


se identificaron varios aspectos que deberán ser objeto de estudio durante el año 2005: remuneración de costos de administración, operación y mantenimiento, valoración de unidades constructivas e identificación, tasa de retorno aplicable a la actividad y conexiones profundas y superficiales. 1.6.4 Distribución Mediante las Resoluciones CREG 053, 065, 070 de 2004 y 005 de 2005, se ajustaron las tarifas para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica desarrollada por la EPSA, CODENSA, EADE y ELECTROHUILA respectivamente. Se consolida así el esquema de remuneración que garantiza la sostenibilidad y viabilidad financiera de las empresas, en condiciones de eficiencia y calidad. Se adelantaron estudios que sirven de base para la expedición de las normas sobre calidad del servicio de energía eléctrica que deben recibir los usuarios. A través de las Resoluciones CREG 052 y 083 de 2004, se puso a consideración de los agentes y terceros interesados la metodología para el cálculo de los indicadores de calidad del servicio (duración y frecuencia de las interrupciones) y la propuesta regulatoria sobre las características e indicadores de la calidad de la potencia eléctrica respectivamente. Por otra parte, la Resolución CREG 084 de 2004 estableció las precisiones y aclaraciones de las reglas contenidas en la Resolución CREG 122 de 2003 para clasificar y registrar una frontera embebida. Lo anterior permite que, en los casos en que un Operador de Red no pueda atender la demanda de un usuario determinado ya sea por razones técnicas de sus redes o por las altas inversiones requeridas, este usuario pueda obtener el servicio de energía eléctrica a través de los activos eléctricos de propiedad de un usuario no regulado que así se lo permita. Se logra con esto aprovechar la infraestructura de este último en beneficio de usuarios a quienes atenderlos desde la red de uso de un operador de red, redundaría en inversiones ineficientes. 1.6.5 Comercialización al Usuario Final 1.6.5.1 Remuneración a la comercialización. Con el fin de establecer la remuneración a la actividad de comercialización, durante el 2004 la CREG adelantó un estudio con la firma USAene, el cual fue publicado para comentarios mediante Circulares 032 y 034 de diciembre de 2004.


Este estudio tenía como objetivo general el de identificar, analizar, y determinar los costos eficientes asociados con cada uno de los procesos que desarrolla una empresa de comercialización. Este estudio da elementos para el desarrollo de las fórmulas tarifarias para remunerar la actividad de comercialización, sujeta a las nuevas condiciones establecidas en la Ley 812 de 2003 y sus decretos reglamentarios. La CREG, en el contexto del Decreto 2696 de 2004, espera aprobar una propuesta de remuneración de la actividad que será discutida en el ámbito de audiencias públicas de agentes y terceros interesados. 1.6.5.2 Fórmula Tarifaria del Sistema Interconectado Nacional. En cuanto a la formula tarifaria, el Comité de Expertos adelantó el estudio de los comentarios realizados a la Resolución CREG 047 de 2002, lo que permitió que se aprobara la Resolución CREG-019 de 2005, publicada en el Diario Oficial 45891 del 26 de abril de 2005. La Comisión adoptará la decisión definitiva transcurrido un término mínimo de cuatro meses, contados a partir de la publicación de la resolución mencionada. Teniendo en cuenta lo aprobado en el Decreto 2696 de 2004, la CREG espera desarrollar las audiencias públicas, para lo cual remitirá a los gobernadores de los departamentos interconectados un documento sobre el alcance de la propuesta de la fórmula tarifaria, con el objeto de ser divulgado en su área de influencia. 1.6.5.3 Reglamento de Comercialización. La comercialización de electricidad es esencialmente un negocio de intermediación económica, similar a la comercialización de bienes y servicios que se producen en otros sectores económicos. Para este fin, el comercializador debe obtener y pagar por el suministro de la energía eléctrica y por los otros servicios necesarios para entregar la energía a sus clientes a través del SIN, y realizar el cobro y servicio al usuario final. En el desarrollo de la comercialización se han evidenciado conflictos entre agentes, algunos relacionados con presuntos abusos de posición dominante, que obligan a la CREG a definir claramente algunos procedimientos como los pagos de parte del comercializador por cargos por uso de la red local.


De otra parte, la Ley 142 de 1994 da la posibilidad al usuario de cambiar de prestador del servicio; durante este proceso se ha evidenciado que existen dificultades para realizar eficientemente este cambio, en razón a la falta de procedimientos claros. Lo anterior exige a la CREG regular las relaciones existentes entre los comercializadores y los otros agentes de la cadena, en especial con el operador de red. Con el Reglamento de Comercialización, se pretende dar solución a diferentes conflictos que se han anotado entre los agentes de la cadena. La Resolución definitiva se aprobará en el segundo semestre del 2005. 1.6.5.4 Modificación de la Resolución CREG-108 de 1997. La Resolución CREG-108 de 1997 señala los criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario. Durante los últimos siete años, tanto los tribunales administrativos como las altas cortes han desarrollado jurisprudencia sobre la relación empresa-usuario, lo que obliga a que la CREG revise la resolución mencionada. Con el objetivo de modificar esta resolución, la CREG viene realizando un trabajo previo con la Superintendencia de Servicios Públicos para acoger la experiencia que ha tenido esta entidad en su relación con los usuarios del país. Así mismo, se ha solicitado tanto a las empresas como a los usuarios, presentar inquietudes y sugerencias de modificación. 1.6.5.5 Sistema Prepago. En concordancia con lo establecido en el Decreto 3735 de 2003, la CREG aprobó mediante Resolución 096 de 2004, disposiciones sobre el sistema de comercialización prepago, lo que permite implantar dicho esquema para los usuarios del servicio de energía eléctrica y gas combustible. 1.6.5.6 Código de Medida. Como se señaló anteriormente, la Ley 142 de 1994 le dio la posibilidad al usuario de cambiar de comercializador de energía. Hoy, para poder trasladarse de prestador, el usuario debe comprar un equipo de medida especializado que tiene un costo superior a $3 millones. Teniendo en cuenta su función de promocionar la competencia, la CREG viene desarrollando una metodología que


permitiría que los usuarios cambien de comercializador sin tener que remplazar su medidor. La modificación del Código de Medida, que forma parte del Reglamento de Operación (Resolución CREG 025 de 1995), contiene una metodología para que el usuario pueda cambiar de prestador sin ninguna barrera tecnológica.


2.1 CARACTERIZACIÓN FÍSICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL La caracterización física de la infraestructura perteneciente al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se realiza de acuerdo con la segmentación vigente del mercado eléctrico colombiano: Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización.

2.1.1 Caracterización Física de la Generación Los Tipos de plantas de generación en Colombia se clasifican en Centrales hidroeléctricas (embalse, filo de agua, minicentral), térmica (carbón, gas, fuel oil, cogeneradores, etc.) y Eólica. Aunque en el mundo existen otros tipos de plantas (geotérmica, solar, marítimas y nucleares), éstas últimas aún no existen en el país a excepción de las solares en desarrollo menor. La composición por tipo se incluye en figura 6. La capacidad efectiva neta del SIN (plantas despachadas y no despachadas centralmente) a diciembre 31 de 2005 alcanzó un valor de 13,348.44 MW. El 96.53% corresponde a plantas despachadas centralmente y el 3.47% a plantas no despachadas centralmente.

Figura 8. Composición de las Fuentes Energéticas del SIN

Fuente: XM 2005


El objetivo que se trazó el país a principios de los 90´s de cambiar la relación hidrotérmica del sistema (80/20), con el fin de disminuir la vulnerabilidad (la cual se relaciona con el hecho de que el país cuenta con un solo embalse de regulación multianual (El Peñol–Guatapé, con capacidad para almacenar reservas por más de un año) del Sector Eléctrico ante la presencia de fenómenos climatológicos como el ENOS (Fenómeno de El Niño/Oscilación Sur), se cumplió, ya que transcurridos cerca de quince (15) años de la definición de esta política, la relación hidrotérmica actual es de (64/35). Se destaca que por primera vez en la historia del país se incorpora generación eólica al SIN, lo cual sucedió con la entrada en operación, en abril de 2004, de la Central Jepirachi en la Guajira con 19,5 MW. Este cambio en la composición del parque de generación ha permitido superar exitosamente las hidrologías secas asociadas con la presencia del Fenómeno de El Niño/Oscilación Sur de los bienios 1997-1998 y 2002-2003. No obstante la tendencia en esta política pareciera estar sufriendo un cambio, ya que nuevamente se están planteando planes de expansión de la capacidad instalada marcadamente hidroeléctricos. Proyectos de este tipo como Porce 3 de 660 MW (EEPPM), Hidrosogamoso de 900 MW, (HIDROSOGAMOSO .S.A), e Ituango de 2.000 MW (HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO S.A.), ya están definidos, o en etapa de definición.

Cuadro 3. Evolución de la capacidad

Fuente: ISA


La disponibilidad total promedio día de las plantas del SIN despachadas centralmente en el año 2005, fue de 11.884 MW, correspondiente al 89% de la capacidad instalada bruta. Con seis (6) plantas de generación, cinco (5) hidráulicas (San Carlos 6065 GWh, Guavio 5723GWh, Chivor 4185GWh, Pagua 3313GWh y Guatapé 3097GWh) y una (1) térmica (Tebsa 4024GWh), se abasteció el 52.36% de la demanda total de energía del SIN. Nuevamente se pone de manifiesto la vulnerabilidad del Sistema ante sequías extremas. En épocas de hidrología crítica los grandes embalses ven reducidos los aportes de los caudales de los ríos que los alimentan, reduciendo consecuentemente su aporte al cubrimiento de la demanda nacional. Esta reducción de participación del parque hidráulico debe ser absorbida por el parque térmico, que tiene que estar en óptimas condiciones para esta exigencia máxima eventual. Como se muestra en la figura 9 las plantas de generación de seis (6) empresas, representan el 80.32% de la capacidad total instalada del Sistema1.

Figura 9. Composición de la capacidad instalada - SIN Fuente: UPME 2005

1 EMGESA y BETANIA pertenecen al mismo Grupo Empresarial Fuente: ISA


Los cuatro (4) embalses reguladores más grandes del país son, en su orden El Peñol, el embalse Agregado de Bogotá (en realidad es un sistema de tres embalses: Sisga, Tominé y Neusa), Guavio, y la Esmeralda. Aunque suman el 79% (casi cuatro quintas partes) de la capacidad de almacenamiento de energía del sistema nacional (El agregado de Bogotá presenta algunas restricciones para su operación debido a su naturaleza multipropósito y a las limitaciones en las descargas por riesgos de inundación), solo reciben el 45% de los aportes anuales que ingresan a las plantas hidroeléctricas. El resto de los embalses reciben más de la mitad de los aportes y sólo tienen una quinta parte de la capacidad para almacenarlos. EMGESA y EEPPM concentran el 85% de la capacidad total de almacenamiento del Sistema Interconectado Nacional.

La capacidad de almacenamiento de energía en los embalses del país es de 14,340Mw (un tercio de la demanda nacional de 2005). Esta capacidad relativamente baja, unida a la periodicidad interanual que experimente el régimen hidrológico y al comportamiento mensual de la demanda, conduce a que en conjunto el Sistema posea una limitada capacidad para trasladar los excedentes hidrológicos de invierno al verano (lo que se conoce como baja capacidad de regulación hidrológica).

En seis (6) empresas generadoras se concentran siete (7 ) núcleos de generación, las centrales hidroeléctricas de San Carlos (1,240 MW, propiedad ISAGEN, pública), Guavio (1,150 MW propiedad de EMGESA, privada), Chivor (750 MW propiedad de CHIVOR S.A., privada), la cadena Guatapé - Playas (761 MW, propiedad EEPPM, pública), Betania (540 MW propiedad de BETANIA S.A., privada), las cadenas de El Paraíso- La Guaca – Canoas – El Salto – Troneras – Colegio (1,124 MW propiedad de EMGESA, privada) y las plantas de gas de CORELCA Tebsa- Termobarranquilla y Termoguajira (1,181 MW , pública), suman 5,565 MW, el 41.7% de la capacidad del país. En consecuencia, la oferta de generación está altamente concentrada en unos pocos propietarios, y unas pocas centrales hidroeléctricas dan cuenta de la capacidad de producción.


2.1.2 Caracterización Física de la Transmisión La actividad de transmisión en Colombia, consiste en el transporte físico de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN). Se define como STN el sistema interconectado compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes equipos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. En COLOMBIA existe un único sistema interconectado con redes que enlazan las plantas de generación con los centros de carga de la región andina, litorales Atlántico y Pacífico y parte de los Llanos Orientales. La demanda del resto del país es atendida con generación local y es apenas superior al 1% de la demanda total. El Sistema de Transmisión Nacional existente está constituido por 12.036 kms de red, de los cuales 7.147 kms corresponden a líneas a 220-230 kV y 1.449 Km a líneas a 500 kV. Los equipos de transformación están constituidos por 87 subestaciones con una capacidad de transformación de 12.290 MVA a 220-230 kV y 4.785 MVA a 500 kV. Sobre el estado de la infraestructura cabe resaltar que el desempeño de los agentes propietarios de activos de transmisión, en lo relativo a operación y mantenimiento de los mismos, es de alta calidad. Las limitaciones físicas actuales de la infraestructura del STN no son relevantes, con excepción de las ocasionadas por los atentados contra la infraestructura eléctrica del Sistema. Como se muestra en la Figura 10, dos (2) empresas, pertenecientes al mismo Grupo Empresarial, son propietarias del 83% de las redes del Sistema de Transmisión Nacional (STN).2 También son propietarios de activos del STN: CORELCA, CHB, EBSA y CENS. CHB, DISTASA y EPSA son de capital privado. La disponibilidad de los activos fue 99.942%, superando la meta establecida por la CREG de 99.651% .

2 ISA y TRANSELCA pertenecen al mismo Grupo Empresarial


Figura 10. Propiedad de las Líneas del STN Fuente: UPME 2005

2.1.2.1 Análisis estratégico del Transporte de energía en el contexto internacional. De acuerdo con estudios adelantados por la CIER y otras evaluaciones que se han efectuado sobre el tema, en el contexto de la Comunidad Andina de Naciones, en el largo plazo, mientras Venezuela aparece como un exportador neto de energía eléctrica, Ecuador se constituye en importador neto. Lo anterior convierte a Colombia en un país de tránsito. Sin embargo, en el corto y mediano plazo Colombia es y será el exportador neto de la zona norte del continente, por las siguientes razones:

• Las principales fuentes primarias de generación de energía en Venezuela, se ubican geográficamente en la región oriental del país. Venezuela en la actualidad no cuenta con la infraestructura necesaria que interconecte oriente con occidente.

• Ecuador no cuenta con disponibilidad de gas significativa y enfrenta problemas fiscales para la expansión de su parque de generación.


Con relación a Centroamérica, aún cuando Colombia viene adelantando gestiones para la interconexión eléctrica con ese país, la competitividad del proyecto enfrenta las siguientes disyuntivas: a) El Plan Puebla-Panamá propuesto por México, en el cual la interconexión eléctrica con Centroamérica es sólo uno de los múltiples programas previstos de integración de infraestructura, en el contexto de lo que se ha denominado “Mesoamérica”; y b) La interconexión de Colombia y Panamá a través de un gasoducto, que tendría como objetivo el suministro de gas natural a plantas de generación térmica. 2.1.3 Caracterización Física de la Distribución En el SIN actúan treinta y una (31) empresas en el segmento de distribución. El ámbito de operación de estas empresas varía considerablemente. Se tienen empresas con área de influencia municipal, departamental y regional. Mientras que la longitud de líneas se asocia con la cobertura geográfica de las empresas y la densidad de sus centros poblados, la capacidad de transformación se relaciona más con la demanda servida, aunque no de manera exclusiva. Cuadro 4.

Cuadro 4. Redes de distribución en el SIN

Fuente: UPME 2005 El Nivel de Cobertura del servicio eléctrico de las empresas que desarrollan actividades en el Sistema Interconectado Nacional, es del 85.0% (Banco Mundial). Sin embargo cabe anotar que estimativos del


Gobierno Nacional y encuestas sectoriales señalan una cobertura por encima del 90%. La Figura 11 presenta las seis (6) empresas Distribuidoras más importantes del país, en términos del número de usuarios finales que conectan, y sirven al 67% de los usuarios de energía eléctrica pertenecientes al SIN3. Las empresas restantes tienen participaciones individuales en el mercado de Distribución, inferiores al 5%.

Figura 11. Composición de Usuarios Conectados Fuente: UPME 2005

2.1.3.1 Características de la calidad del servicio. En lo que se relaciona con la calidad del servicio de distribución prestado por las empresas, éste se mide en términos de la “Calidad de la Potencia Suministrada” y la “Calidad del Servicio Prestado”. La primera categoría (Calidad de la Potencia Suministrada), se relaciona con las desviaciones que se registren con respecto a valores especificados para las variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente.

3 COSTA y CARIBE (Electrificadora de la Costa Atlántica y Electrificadora del Caribe). Pertenecen al mismo Grupo Empresarial


Los siguientes indicadores son objeto de exigencias regulatorias: a) Frecuencia y Tensión; b) Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente; c) "Flicker"; d) Factor de Potencia; y e) Transitorios Electromagnéticos Rápidos y Fluctuaciones de Tensión. Las normas regulatorias establecen “Valores Máximos Admisibles” para los indicadores DES y FES. Si el distribuidor excede los valores normados, debe compensar monetariamente a los usuarios finales afectados. Esta compensación se efectúa mediante descuentos en la factura del servicio. DES: Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio. Es el tiempo total en que el servicio es interrumpido en un Circuito. Los Operadores de Red deben calcular el indicador mensualmente para cada Circuito. FES: Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio. Mide la confiabilidad de un Sistema de Transmisión Regional y/o Sistema de Distribución Local como el número de interrupciones que presenta un Circuito. Teniendo en cuenta los Indicadores DES y FES, el Índice de Pérdidas y la información disponible, el estado del sistema es inversamente proporcional a la calidad de la infraestructura (la calidad es la mejor en el estado 1 y se desmejora mucho en el estado 5) Ver cuadro 5. Los indicadores tomados como referencia para la clasificación efectuada, señalan tanto la situación de la infraestructura en operación como la topología de las redes existentes en cada Sistema.


Cuadro 5. Estado del Sistema de Distribución

Fuente: Banco Mundial-2004

2.1.4 Caracterización Física de la Comercialización La actividad de Comercialización no es muy exigente en materia de requerimiento de infraestructura. Los procesos que deben desarrollar las Comercializadoras exigen básicamente inversión en equipos y sistemas de información, e inversión en equipos de medida en las fronteras comerciales de estos agentes. En la Figura 12 se presenta la composición del Mercado de Comercialización por empresa, medida en términos de la demanda. Cinco (5) empresas Comercializadoras, cuatro (4) de ellas Distribuidoras-Comercializadoras y una (1) de ellas Generadora-Comercializadora, atienden el 62.68% del Mercado Total de


Comercialización. Las empresas restantes consideradas individualmente, sirven menos del 5% del Mercado.

Figura 12. Composición del Mercado – Energía Comercialización Fuente: UPME-2005

2.2 CARACTERIZACIÓN EMPRESARIAL DEL SECTOR ELÉCTRICO 2.2.1 Situación Empresarial Entre 1998 y 2001, el número de prestadores del servicio en el Sistema Interconectado Nacional - SIN, se incrementó a una tasa del 12.6% promedio anual, siendo las empresas generadoras-comercializadoras y las comercializadoras puras las de mayor crecimiento, con incrementos del 9.6% y del 19.8%, respectivamente. (Cuadro 6)


Cuadro 6. Empresas de Servicios Públicos de Electricidad Fuente: SIVICO, SSPD

El Artículo 28 de la Ley 143 de 1994 permitió la integración vertical de actividades, para aquellas empresas que tuvieran tal condición previa y hubieran sido constituidas con anterioridad a la expedición de dicha Ley. A diciembre del 2005 se encontraron activas 73 empresas distribuidas así: 3 integradas verticalmente dos de ellas públicas, 4 transportadoras tres de ellas públicas, 27 comercializadoras dos de ellas públicas, 9 generadoras-distribuidora-comercializadora seis de ellas pública, 9 generadores-comercializadoras dos de ellas pública, 21 distribuidora- comercializadora 12 de ellas pública. 2.2.2 Evolución de Agentes La dinámica del mercado está marcada por el número de participantes independientes. En la actividad de comercialización de electricidad, el número de agentes registrados a diciembre 31 de 2005 llegó a 130. De estos agentes registrados, 67 realizaron transacciones en el Mercado durante 2005.


En la actividad de generación de electricidad, el número de agentes generadores registrados al finalizar el año fue de 66. En este año, 45 agentes generadores transaron electricidad. A diciembre 31 de 2005, el número de agentes dedicados a la actividad de transmisión fue de 11, los cuales han permanecido constantes desde el año 2000. Por su parte, los agentes que prestan la actividad de distribución en el año 2005 llegaron a 32. El número de agentes ha evolucionado según se presenta en la Figura 13.

Figura 13. Número de Agentes Fuente ISA

El crecimiento del número de agentes que se presentó en los primeros años del período, se estancó con la disminución de la demanda del año 1999. En el año 2000 se presentó un incremento de los agentes activos, para luego volver a disminuir en los últimos años. El último incremento coincide con la disminución del umbral para clasificarse como usuarios regulados a 100 kW y consumo mínimo de 55 MWh mes, que rige desde enero de 2000. Los comercializadores, han alcanzado una penetración del 3.6% de la demanda comercial nacional. El 60% de la demanda que atienden es regulada, como lo encontró el estudio Análisis del Mercado de Energía en Colombia.


La generación tiene una concentración que no supera el 25%, sin embargo, el 60% de la capacidad es de propiedad de cuatro agentes. Según se estableció en el estudio, Análisis del Mercado de Energía en Colombia, seis (6) empresas presentan la mayor frecuencia de colocación del precio de Bolsa en toda la historia del mercado, en su orden: EMGESA, EPM, ISAGEN, CHIVOR Y BETANIA. 2.2.3 Transformaciones en el SIN Dentro de los últimos cambios en el SIN se relacionan los siguientes: Hasta el 31 de octubre de 2005, Empresa de Energía de Boyacá (EBSA) era el representante comercial de las unidades 1,2,3 y 4 de Termopaipa. A partir del 1 de noviembre de 2005, el representante de dichas plantas es GENSA S.A. E.S.P. La planta Santa Ana entró en operación comercial el 9 de junio de 2005 representada por EMGESA. A partir del 25 de agosto de 2005 pasó a ser administrada por BETANIA y a partir de 30 de noviembre de 2005 pasó nuevamente a ser administrada por EMGESA. Barranca 3 se retiró del Mercado de Energía Mayorista el 28 de enero de 2005. Termoyopal 1 Entró a pruebas el 4 de agosto de 2005 y en explotación comercial el 11 de marzo de 2005. En cuanto a la naturaleza jurídica de las empresas también se presentaron cambios importantes. Mientras en 1998 el 52% de las empresas eran de capital privado, en el 2001 esta cifra asciende al 61% del total, como resultado de los procesos de reestructuración y enajenación de activos de propiedad estatal. (Figura 14).


Figura 14. Número de empresas por naturaleza jurídica Fuente: SIVICO- SSPD

En 1998 se llevó a cabo el proceso de vinculación de capital privado para la prestación del servicio eléctrico en los departamentos de la Costa Atlántica. Las ocho antiguas electrificadoras de esa región, actualmente en liquidación, trasladaron sus activos y pasivos a dos nuevas empresas: Electrocosta y Electricaribe, en las cuales el Estado enajenó en favor de inversionistas estratégicos el 65% de las acciones. En tanto, Electrocosta asumió el servicio originalmente cubierto por las electrificadoras de Bolívar, Córdoba, Magangue y Sucre; Electricaribe asumió los mercados de las electrificadoras de Atlántico, Cesar, Guajira y Magdalena. Las acciones de las nuevas empresas están en propiedad de la Compañía Española Unión FENOSA que también adquieren las acciones de EPSA. Adicionalmente, en desarrollo del proceso de vinculación de capital en las empresas de la costa se creó Transelca, entidad a la que se transfirieron los activos y pasivos asociados con la red de transmisión nacional de propiedad de Corelca. El 65% de las acciones de la nueva compañía fueron adquiridas por Interconexión Eléctrica S.A. - ISA. Otras transformaciones relevantes fueron: a) la absorción de la empresa generadora CIDRAL por EPSA a partir de 2000 y b) el programa adelantado por ISA en el 2000 denominado «ISA, Acciones para Todos», mediante el cual vinculó a 62.016 nuevos accionistas.


ISA se convirtió en la primera empresa de servicios públicos inscrita en Bolsa de valores. El programa de participación privada, o capitalización, en las electrificadoras del interior del país, se inició con la contratación en 1999 de la banca de inversión NM Rotschild & Sons Ltda.. Las empresas incluidas en el proceso fueron las electrificadoras de Antioquia, Boyacá, Caldas, Caquetá, Cauca, Cundinamarca, Chocó, Huila, Meta, Nariño, Norte de Santander, Santander, Tolima y Quindío. En relación con la creación y operación de nuevas empresas en el SIN, cabe mencionar: • En Generación y Generación - Comercialización: Flores III S.A. &

Cía, Meriléctrica S.A. y Cía, Termobarranquilla S.A., Termovalle, Compañía Eléctrica de Sochagota S.A., Termoemcali S.A., Termocandelaria y Generar S.A.

• En Distribución - Comercialización: Empresa de Energía del

Putumayo, Empresa de Energía del Bajo Putumayo, Empresa de Energía del Valle del Sibundoy, Empresa de Energía Eléctrica de Orito y Empresa de Energía Valle del Guamuez. Todas ellas en el departamento del Putumayo.

• En Comercialización: Treinta nuevas empresas se incorporan al

sector. Algunas de las empresas creadas son de carácter público y corresponden a municipios, o dependencias oficiales del orden municipal, que compran energía para distribuirla a los usuarios del municipio, o para el servicio de alumbrado público.

El capital privado invirtió en este desarrollo mediante dos esquemas: 1.435 MW en contratos PPA (Power Purchase Agreement) y 710 MW a riesgo del mercado. Las empresas de carácter público por su parte instalaron 1.896 MW. Cuadro 7.


Cuadro 7. Capacidad instalada mediante PPAs Fuente: UPME-2004

El capital privado también se vinculó al sector, mediante la compra de plantas de generación en operación, con el proceso de privatización de activos del estado. Seis empresas de capital privado: Chivor, Termotasajero, Termocartagena, Central Hidroeléctrica de Betania, EMGESA y EPSA, adquirieron la propiedad de 5.137 MW que eran de empresas estatales. De las 73 empresas activas en el mercado a diciembre del 2005 el 37% son de capital privado distribuidas así: 2 integradas verticalmente, 3 transportadoras, 2 comercializadoras, 6 generadoras-distribuidoras-comercializadoras, 2 generadores-comercializadoras y 12 distribuidoras- comercializadoras 2.2.4 Aspectos financieros del sector La recesión económica acompañada de disminuciones en la demanda de energía, las tasas de desempleo que originan la incapacidad de pago de los usuarios del servicio, los ataques de la


guerrilla a la población civil con sus consecuentes desplazamientos y los atentados a la infraestructura eléctrica que ocasionan desabastecimiento de energía y grandes sobrecostos, entre otros, son algunas de las causas que más han afectado las finanzas de las empresas de las sector. Adicionalmente, existen otros factores que de tiempo atrás han influido negativamente en los estados financieros de las empresas como: a) altas cargas prestacionales, producto de costosas convenciones laborales; b) montos cuantiosos de cartera, por gestión inadecuada; c) ineficiencia en la administración debido a injerencia política en algunas empresas; d) altas pérdidas de energía que persisten en muchas empresas, sin que cuenten con recursos para acometer proyectos que les permitan disminuirlas y, a su vez, reducir sus gastos y aumentar sus ingresos; e) contratos onerosos de toda índole, pero en particular los relacionados con compra de energía (PPA´s) y construcción de líneas y redes (BOOT´s); sólo por citar los factores más comunes y relevantes. Todas las empresas que habían suscrito PPA´s, en el contexto del Modelo de Agencia Compradora, experimentaron un deterioro financiero significativo con la introducción del Modelo de Competencia al detal. En el caso del PPA de Termovalle y en el caso del PPA de Termodorada, cuando se enajenó parte del capital de las empresas que habían suscrito estos contratos (Empresa de Energía del Pacifico y Central Hidroeléctrica de Caldas, respectivamente), en los precios de venta de estas compañías los compradores “castigaron” las pérdidas inherentes al cambio de modelo. No obstante, en los casos restantes (Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, Empresa de Energía de Boyacá y Empresas Municipales de Cali) las pérdidas asociadas con estos contratos continúan gravitando en las finanzas del Estado. 2.3 INGRESOS DE LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO 2.3.1 Actividad de generación El Valor Anual de las Ventas derivadas de la actividad de generación de cada empresa, toma en cuenta:

• Los ingresos de los Generadores provienen básicamente de las siguientes fuentes:


a) Ventas en la Bolsa de Energía; b) Cargo por Capacidad; c) Ventas de Generaciones de Seguridad por Restricciones Eléctricas y/o Operativas; d) Ventas de Servicios de Regulación Secundaria de Frecuencia; y e) Ventas de Energía en Contratos Bilaterales de Largo Plazo. Existe información disponible sobre los numerales a) a d), sin embargo, la información relacionada con ventas contractuales es confidencial y no se conocen ni cantidades, ni precios.

• Aún cuando, por disposiciones legales y normativas, las empresas integradas verticalmente deben presentar separación contable de actividades, la situación real es la siguiente: a) algunas empresas no cumplen con la norma o; b) no existen criterios uniformes para asentar las cuentas. El manejo de ítems asociados con los costos conjuntos de producción, tiene alto grado de discrecionalidad por parte de las empresas y no existen requisitos, o criterios mínimos que deban ser aplicados.

De acuerdo con esta situación, los Ingresos Totales derivados de la actividad de Generación, ascendieron aproximadamente a $ 3.656.102 millones de pesos durante el 2005. 2.3.2 Actividad de transmisión Los agentes pertenecientes al segmento de transmisión, tienen ingresos provenientes básicamente de dos (2) fuentes: Ingresos por uso de la Infraestructura, e Ingreso por conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN). Los Ingresos Totales derivados de la actividad de Transmisión, ascendieron a $ 870.948 millones de pesos durante el 2005. El Ingreso Anual que perciben los propietarios de Activos de uso del STN, que no hayan sido construidos en el contexto de convocatorias públicas, así como, la remuneración de Activos de uso del STN, que habiendo sido objeto de convocatorias, cumplen 25 años de entrada en operación, tienen por objeto una regulación tarifaria que se establece básicamente por el costo de reposición. Las inversiones correspondientes a la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional, que se ejecutan a partir de procesos de libre concurrencia, se remuneran a los inversionistas seleccionados que hayan presentado en cada proceso, la propuesta con el menor Valor


Presente de los Ingresos Anuales Esperados durante veinticinco (25) años del flujo de Ingresos. El Ingreso Anual Esperado se expresa en dólares constantes del 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se efectúa la propuesta. 2.3.3 Actividad de distribución Los Ingresos de los agentes pertenecientes al segmento de Distribución, provienen básicamente de la aplicación de los Cargos por uso que regula la CREG, para cada uno de los cuatro (4) Niveles de Tensión de suministro en que se encuentra discriminada la infraestructura de los denominados: Sistemas de Transmisión Regional y Sistemas de Distribución Local. Los Ingresos Totales derivados de la actividad de Distribución, ascendieron a $1.878.175 millones de pesos durante el 2005. Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional, o de los Sistemas de Distribución Local, diferentes al Nivel de Tensión 1, se determinan a partir de los inventarios de los Operadores de Red. Como en el caso del segmento de Transmisión, los activos se clasifican en Unidades Constructivas y cada Unidad se valora a un Costo Unitario. En el caso del Nivel de tensión 1, no hay valoración de activos, sino una estimación efectuada por la CREG. • La metodología de remuneración de los Sistemas de Transmisión Regional (Nivel 4), corresponde a Ingreso Máximo Regulado (Revenue Cap). • La metodología de remuneración de los Sistemas de Distribución Local (Niveles de Tensión 3 y 2) y de los activos de Nivel de Tensión 1, corresponde a Price Cap. 2.3.4 Actividad de comercialización El cuadro 8 resume los resultados agregados de los ejercicios efectuados.


Cuadro 8. Ingresos del año 2005 por agente Fuente: SSPD 2006

La diferencia entre los usuarios no regulados y los usuarios regulados, se relaciona con la libertad para fijar precios de compra-venta. Mientras en el Mercado no regulado los precios de las transacciones se fijan libremente entre las partes, en el Mercado regulado los precios de las transacciones deben ajustarse a una fórmula tarifaria. La fórmula tarifaria que deben aplicar los comercializadores del servicio, a los usuarios pertenecientes al mercado regulado incluye el costo de compra de energía, el costo promedio del uso del sistema de transmisión, los costos de distribución, algunos costos adicionales relacionados con el mercado mayorista (contribuciones fijas), el reconocimiento de pérdidas, y los costos mismos de la comercialización. La componente de compra de energía se determina a través de un promedio móvil ponderado proveniente de variables del mercado mayorista (compras en bolsa, compras en contratos de largo plazo y restricciones). Para la determinación de las tarifas aplicables, se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones adicionales, relacionadas con la legislación vigente en materia de subsidios y contribuciones: Los porcentajes de subsidio aplicables a los usuarios residenciales de los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, y los porcentajes de contribución


que debían asumir los usuarios residenciales de los estratos 5 y 6 y los usuarios de los sectores productivos (comercio e industria). Lo anterior, no sólo significa un retroceso en las reformas sectoriales, sino que implicará erogaciones fiscales adicionales. Lo anterior dado la composición del mercado, dónde un 68.1% está representado por el sector residencial, en el cual a su vez los estratos 1, 2, y 3 representan el 79 % del consumo.

Figura 15. Composición del Mercado Residencial Fuente: UPME

2.4. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 2.4.1 Demanda de energía y potencia en el SIN La demanda del sistema ha evolucionado en consonancia con el crecimiento económico del país como lo muestra el crecimiento del Producto Interno Bruto Nacional (PIB). (Figura 16).


Figura 16. Demanda del SIN y PIB 1995-2005

Fuente: DANE, CND y UPME 2005 Durante el período de existencia del mercado se ha atendido la demanda, con un comportamiento variable en crecimiento, se presentó la recesión económica de los años 1998 y 1999 y la recuperación de la economía en los últimos años. Su dinamismo es la repuesta de la interacción de múltiples factores como son recuperación de la economía, el avance de los programas de sustitución de electricidad por gas, el éxito de las acciones de uso racional de la electricidad, la repuesta de los consumidores residenciales a los cambios de las tarifas eléctricas, el crecimiento demográfico, las políticas energéticas (especialmente los incrementos en la cobertura y el uso eficiente), los cambios tecnológicos, y los aspectos culturales y ambientales. El aumento en la cobertura del servicio de energía eléctrica fue el resultado de la expansión del suministro hacia zonas rurales y hacia zonas urbanas no normalizadas. (Figura 17).


Figura 17. Demanda del SIN a diciembre de 2005 (GWh) Fuente: UPME, ISA 2006

Al cierre de 2001, la demanda agregada del sistema no había recuperado los niveles previos a la recesión económica de 1999. Otro factor adicional al comportamiento económico que incidió en la evolución de la demanda de electricidad fue el incremento sostenido en la penetración del gas natural como sustituto eléctrico. Entre 1999 y 2001 se conectaron 892.000 nuevos usuarios al sistema de gas natural domiciliario. A partir de marzo de 2003 se inició el esquema de Importación y exportación (TIEs). Los comportamientos de estas variables se presentan en el siguiente cuadro.


Cuadro 9. Importaciones y exportaciones anuales en GWh Fuente: Mercado eléctrico Andino-2005

La combinación de expectativas mencionadas arriba sugiere que es más verosímil que en los años venideros la tasa de crecimiento de la demanda se ubique en valores próximos al escenario bajo que proyecta la UPME. Los escenarios proyectados por la UPME presentan tasas de crecimiento para hasta el año 2005-2014 de 2.7% para el escenario bajo, 3.23% para el medio y 3.66% para el alto. La Demanda Máxima de Potencia se ha venido registrando en el mes de diciembre de cada año, la tendencia se presenta en la figura18.

Figura 18. Tendencia de la demanda máxima Fuente: UPME, ISA (adaptación propia)


La demanda real de energía se centra en cinco (5) regiones y las cargas conectadas directamente al STN. En estas últimas se destacan: Cerrejón, Cerromatoso, Ecopetrol en Banadia y Samoré, Occidental, Promipuertos y Triple A. 2.4.1.1 Demanda por tipo de mercado. La demanda total de energía puede desagregarse por usuarios regulados y no regulados. Ya se ha expresado anteriormente que un usuario no regulado es un gran consumidor que, gracias a superar un nivel límite de consumo, puede negociar libremente la tarifa de suministro de electricidad con el comercializador que desee, es decir, sus tarifas no están reguladas por la CREG; además, el usuario no regulado debe instalar un equipo de telemedida que cumpla con el Código de Medida, de modo que permita registrar y reportar los consumos hora a hora. Se observa que en el cambio de límite de 1MW a 0.5 MW o 270 MWh-mes en enero de 1998 la relación de la Demanda No Regulada respecto a la suma de la Demanda No Regulada más la Regulada pasó de 9 % al 17%, mientras que en el cambio de límite a 0.1 MW o 55 MWh-mes la relación pasa de 20% a 23%. Este porcentaje ha aumentado al 2005 sin que haya cambiado el límite, lo cual puede tener explicación, entre otras razones, en el crecimiento de la demanda de los grandes usuarios o en un bajo crecimiento de la demanda regulada por la masificación del uso del gas natural. No obstante, la dinámica del mercado no regulado no fue homogénea durante el período considerado y en ello incidieron dos factores: a) la recesión económica de 1999 y la lenta recuperación de la economía con posterioridad a la crisis; y b) la suspensión de la desregulación periódica que venía realizando la CREG.


Figura 19. Demanda por tipo de mercado Fuente: MEM 2005

A diciembre de 2005 la demanda regulado cubre el 68.1% (92.55GWh/mes) y la demanda no regulada el 31.9% (43.27GWh/mes). Como se aprecia en la figura 19 2.4.1.1.1 Mercado no regulado

Cuadro 10. Clasificación CIIU diciembre de 2005 Fuente: XM 2005


En diciembre de 2005, la demanda de la Industria Manufacturera creció en 10.8% con respecto a diciembre de 2004. Se destacan otras actividades de servicios comunitarios, sociales y personales con un crecimiento de 12.5 %, comercio al por mayor y al por menor con un crecimiento de 12% con respecto a diciembre de 2004. Ver cuadro 10. El número de usuarios no regulados pasó de 532 en 1998 a 3.926 en el 2005, representados según la figura 20 y 314 usuarios de alumbrado público. Considerando el tipo de empresa prestadora del servicio, el 36% de los usuarios no regulados son atendidos por empresas integradas verticalmente, el 26% por Generadores-Comercializadores, y el 38% restante se reparte en porcentajes iguales entre Distribuidores- Comercializadores y Comercializadores, es decir, 19% cada uno.

Figura 20. Número de usuarios no regulados por nivel de tensión Fuente: UPME 2005

2.4.1.1.2 Mercado regulado Composición del mercado regulado – usuarios. A 2005 el país contaba con 9.656.898 usuarios conectados al Sistema Interconectado Nacional; distribuidos como aparece en la figura 21. El 50,9% de estos usuarios es atendido por empresas integradas verticalmente, el 49,0% por distribuidoras-comercializadoras y el 0,1%


restante, correspondiente a 9,549 usuarios, es atendido por comercializadores.

Figura 21. Composición Mercado Regulado -2005. Número de

Usuarios Fuente: UPME-2005

La evolución del número de usuarios por sectores de consumo durante el cuatrienio (años 2002-2005), señala para el agregado nacional un crecimiento promedio anual del 4%. Es importante resaltar el comportamiento de la industria, con una disminución en el número de usuarios equivalente a -0,7% en promedio anual. El decrecimiento de usuarios registrado equivale a -2,4% en promedio anual. Esta cifra, correspondiente a 3,450 usuarios, podría explicarse parcialmente con el aumento de los usuarios no regulados, diferentes al alumbrado público. Sin embargo, nuevamente es la recesión económica la variable explicativa más relevante. En cuanto a la distribución del estrato socioeconómico el 42% de los usuarios pertenece al estrato 2; el 25% al estrato 3, y los estratos 4, 5 y 6 representan cerca del 12% de los suscriptores residenciales del año 2005. (Figura 22).


Figura 22. Composición Mercado Regulado año 2005 Número de Usuarios según Estratos

Fuente UPME La empresa con el mayor número de usuarios de estrato 1 es ELECTROCOSTA con el 16% del total nacional. CODENSA cubre los mayores porcentajes de usuarios de los estratos 2 y 3, con el 21% y el 27% del total nacional, respectivamente. Composición del mercado regulado – consumos. El comportamiento del consumo del año 1997 al año 2005 ha sido homogéneo con variaciones entre 1 y 3 puntos porcentuales, con excepción del industrial que creció 22 puntos porcentuales. Los valores actuales se reflejan en la figura 23.


Figura 23. Composición Mercado Regulado - 2005 Consumo por sector

Fuente: UPME Todos los sectores de consumo considerados individualmente mostraron reducciones. La disminución más significativa la registró el sector industrial, con una caída equivalente al 24,7% en promedio anual. Con un análisis análogo al efectuado en el numeral anterior, la cifra no se explica de manera fundamental en la anexión de usuarios industriales al mercado no regulado. Mientras el sector industrial perteneciente al mercado regulado mostró una contracción de 3,098 GWh durante el período, la demanda del mercado no regulado se incrementó en sólo 321 GWh. Esta reducción contrasta con el aumento en el número total de usuarios y con los incrementos tarifarios que se muestran en el siguiente numeral. Entre los factores que explican la contracción se encuentran: a) reducciones en el número de usuarios de los estratos 4, 5 y 6, y en el número de usuarios industriales; b) reducción en el consumo total de todos los sectores y c) reducción en el consumo medio de todos los estratos socioeconómicos. 2.4.1.2 Comparación internacional de tarifas. De acuerdo con la información de OLADE, Colombia es un país muy competitivo en términos del costo de la electricidad para los usuarios finales. (Cuadro 11).


Entre los 26 países considerados y teniendo en cuenta el orden de mérito de precios, Colombia ocupa el sexto puesto en los sectores residencial y comercial, y el cuarto en el sector industrial.

Cuadro 11. Posición de Colombia en el Contexto de Latinoamérica y el Caribe - Precios Internos al Consumidor Junio de 2001

Fuente: OLADE-SIEE 2.4.1.3 Pérdidas. En el caso de las pérdidas de energía, la regulación presentó una exigencia para reducir las pérdidas, las presiones políticas dificultan de una manera considerable el trabajo que se pueda realizar para controlar el crecimiento de los fraudes y de las irregularidades que determinan la componente de pérdidas no técnicas, que representan la componente más importante de las pérdidas. La figura 24 define el comportamiento de las pérdidas no


técnicas, el comportamiento de las pérdidas técnicas ha presentado un valor de mas o menos el 12%.

Figura 24. % Pérdidas de energía Fuente: Olade -2004, SSPD 2005, UPME 2005

Por tal razón en el segmento de Distribución, principalmente los requerimientos de inversión se asocian básicamente con la ejecución de dos programas: a) Ampliación de cobertura en el área de influencia de los Operadores de Red que desarrollan actividades en el SIN; y b) Inversiones en Programas de Reducción de Pérdidas. Las pérdidas en el STN han tenido unos comportamientos homogéneos cercanos al 2% promedio anual. 2.4.2 Comportamiento de la oferta eléctrica 2.4.2.1 Generación. La demanda fue atendida predominantemente con generación hidráulica. Lo anterior, debido no sólo a una mayor capacidad instalada de este recurso, sino también a la abundancia de recursos hídricos disponibles durante el período. (Figura25)


Figura 25. Generación de energía en GWh Fuente: Supercifras 2002, XM

En el año 1998 los recursos térmicos presentaron el mayor nivel de generación, cuando fueron utilizados como respaldo durante la sequía ocasionada por El Niño 1997-1998. En ese año la generación térmica cubrió el 30% de la demanda anual y específicamente en los meses de enero y febrero, cubrió el 49% de la demanda, según lo registran los informes de operación de ISA; para lograr este nivel de generación, se copó la capacidad de suministro de gas natural y fue necesario utilizar fuel oil como combustible alterno. La generación térmica se incrementó en los períodos de verano hasta el 30% de la demanda, con excepción del año 1999 a consecuencia del fenómeno de La Niña que siguió al período de sequía mencionado anteriormente. La generación hidráulica presentó su máximo nivel en el año 2003, alcanzando el 86% de cubrimiento de la demanda del mes de julio. Con excepción del período de sequía, la generación hidráulica supera el 69% de la demanda mensual en el período. En todos los años analizados la disponibilidad de generación se vio afectada por los atentados a la infraestructura eléctrica del país, que ocasionaron el aislamiento de algunas áreas operativas, obligándolas


a abastecer su demanda con recursos propios de generación. Esto también incidió en la utilización de recursos hidráulico/térmicos. En el 2005 el 77.3% de la demanda fue atendida con generación hidráulica; el 18.3% con generación térmica; el 4.2% con generación de plantas menores y 0.2% cogeneradores y autoproductores.


3.1 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN

En el corto y mediano plazo el objetivo del Plan es proponer los proyectos adicionales que requiere el Sistema de Transmisión Nacional, incluidos los proyectos de interconexión internacional. Para lo anterior, se emplea la metodología desarrollada por la UPME por medio del Comité Asesor de la Planeación de la Transmisión CAPT. Adicionalmente, en esta versión del Plan se continúa con los análisis correspondientes a los sistemas regionales de subtransmisión. Para el caso de los proyectos de expansión de los sistemas de transmisión regional se pretende dar señales que permitan a los agentes involucrados estudiar con mayor detalle sus necesidades de expansión e incorporar en sus presupuestos las inversiones requeridas. 3.1.1 Información Básica La información básica para estos análisis toma como base entre otros muchos aspectos, las proyecciones de demanda de energía eléctrica, la disponibilidad de recursos y precios de los combustibles y los escenarios de generación de corto y largo plazo. El modelamiento de la red considera tanto el Sistema de Transmisión Nacional (STN) de Colombia como el de Ecuador, los Sistemas de Transmisión Regionales a nivel IV, las unidades de generación en el nivel de tensión al cual operan incluyendo sus respectivos sistemas de control. 3.1.2 Análisis de largo plazo Con el fin de obtener señales que puedan dar indicios de los refuerzos necesarios para la red eléctrica y la ubicación estratégica de nuevas plantas de generación, la UPME realiza simulaciones y análisis de flujo de carga de escenarios posibles hasta el año 2019. Se parte de la expansión de generación definida hasta el 2014, se proyecta la demanda de potencia al 2019 aplicando el crecimiento de los últimos años y se consideran las posibles alternativas de refuerzo a la red eléctrica, vistas en el corto y mediano plazo. En el ejercicio no se consideraron intercambios con Ecuador, ni Venezuela, ni los posibles intercambios con Panamá.


El análisis por áreas deja ver las soluciones a los problemas presentados en cada una de ellas, con especial cuidado en Bogotá, Nordeste y el Sur del país. 3.1.3 Análisis de corto y mediano plazo Para este horizonte se realizaron estudios de flujo de carga, estabilidad y confiabilidad desde el año 2006 hasta el 2014, empleando los despachos de generación obtenidos a partir de simulaciones energéticas, según las estrategias de generación. Con el fin de analizar situaciones de máxima exigencia para el sistema, los diferentes casos fueron analizados en condiciones de despachos de generación mínimos y máximos. Adicionalmente, se presenta el impacto que tiene en el Sistema el adelanto de los proyectos de expansión Primavera – Bacata 500 kV y Bolívar – Copey – Ocaña – Primavera 500 kV. 3.1.4 Análisis de la interconexión Colombia - Ecuador con SIEPAC A continuación se presentan los análisis eléctricos y el desempeño de las alternativas de interconexión indicadas en el Plan de Expansión 2004 - 2019. Estos análisis son el resultado de un estudio realizado a fines del año 2004. Los siguientes análisis consideran el sistema eléctrico colombiano y ecuatoriano interconectado con el Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central –SIEPAC. La interconexión con el sistema del SIEPAC se realiza a través de Panamá y se analizan tres alternativas de conexión, una de ellas con una línea de transmisión de 230 kV en AC y las otras dos consideran un enlace de transmisión en DC a 250 kV. Los estudios eléctricos corresponden a los análisis de estado estable y a los análisis dinámicos para los años 2008, 2010 y 2012. Los análisis de estado estable incluyen flujo de carga y estabilidad de voltaje, y los análisis dinámicos corresponden a estabilidad transitoria y de pequeña señal, considerando los escenarios de generación y demanda del sistema.


3.1.5 Análisis Colombia – Ecuador – SIEPAC – Venezuela Estos análisis consideran el sistema eléctrico colombiano y ecuatoriano interconectado con el sistema del SIEPAC y con Venezuela en forma simultánea. La interconexión con SIEPAC se analiza mediante la conexión DC y la interconexión con Venezuela se realiza por medio de la líneas existentes, Cuestecitas – Cuatricentenario circuito sencillo 230 kV con longitud aproximada de 128 km y San Mateo – Corozo doble circuito 230 kV con longitud aproximada de 68.5 km. De otro lado, en los análisis se consideraron transferencias entre Colombia y Ecuador en los años 2008 y 2010 de 500 MW y en el año 2012 de 410 MW. Adicionalmente, la UPME reitera la invitación a los Operadores Regionales -OR- a realizar análisis conjuntos para establecer mejores soluciones a los problemas encontrados por la UPME. 3.2 SEGUIMIENTO A LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL Refuerzos en la Costa con la línea Sabanalarga-Termocartagena, en el Nordeste con la línea Primavera-Guatiguará-Tasajero, en el Centro con las líneas La Sierra-Purnio y Purnio-Miel-San Felipe y las compensaciones reactivas en el Nordeste, Centro del país, Sur y en la Costa, contribuyeron a la reducción de las magnitudes del valor de las restricciones. La red de transmisión del STN se incrementó el 31 de octubre de 2004 con la entrada de la tercera línea Fundación- Sabanalarga 230 kV con una longitud de 91 km. La capacidad de transformación en los puntos de conexión se incrementó por la entrada del segundo transformador de La Virginia, 90 MVA 230/115/13.8 kV, declarado en explotación comercial el 25 de junio de 2004 y el transformador de Paipa 180 MVA 230/115/13.8 kV, declarado en explotación comercial el 17 de octubre de 2004. El 12 de noviembre de 2004 se declaró en explotación comercial la Compensación capacitiva de 2*30 MVAr a 115 kV en la subestación Belén en Cúcuta, adjudicada mediante la Convocatoria UPME-03 de 2003.


Adicionalmente, el 13 de noviembre de 2004 se declaró en explotación comercial la Compensación capacitiva de 75 MVAr a 115 kV en la subestación Noroeste en Bogotá, adjudicada mediante la Convocatoria UPME-04 de 2003 Durante el 2004 y hasta junio de 2005 se desarrolló el proceso de selección mediante convocatorias públicas de los siguientes proyectos: • Convocatoria UPME-01 de 2004: Compensación capacitiva de 2*75 MVAr a 115 kV en la subestación Tunal en Bogotá. La apertura de la Convocatoria Pública se dio el 8 noviembre 2004 y el inversionista fue seleccionado el 28 de abril de 2005, siendo adjudicada a la Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP con una oferta de 1,328,015 USD del 31 de diciembre de 2004. Fecha de entrada en operación el 1 de Julio del 2006. • Convocatoria UPME-01 de 2005: Diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la Línea de Transmisión a 230 kV circuito doble Betania – Altamira – Mocoa - Pasto (Jamondino) - Frontera y obras asociadas (ampliación con las interconexión con el Ecuador 230KV). En este proceso la apertura de la Convocatoria Pública se dio el 31 de enero de 2005 y el inversionista fue seleccionado el 10 de junio de 2005, siendo adjudicada a la Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP con una oferta de 41,499,996 USD del 31 de diciembre de 2004. Fecha de entrada en operación el 1 de marzo del 2007. En cuanto al avance de los proyectos en construcción se tiene: • Convocatoria UPME-01 de 2003: La ejecución del proyecto (construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo, Primavera-Bacatá y obras asociadas) a mayo de 2005 es de 31.41 % que representa un adelanto del 6.35 % con respecto al avance indicado en la propuesta. La fecha prevista de puesta en operación del proyecto es el 1º de octubre de 2007. • Convocatoria UPME-02 de 2003: La ejecución del proyecto (construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo, Bolívar – Copey – Ocaña – Primavera y obras asociadas) a mayo de 2005 es de 31.72 % que representa un adelanto del 5.31 % con respecto al avance indicado en la propuesta. La


fecha prevista de puesta en operación del proyecto es el 1º de octubre de 2007. 3.3 ESCENARIOS DE PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA De acuerdo con el procedimiento y los supuestos expresado en el cuadro 12 y la Figura 26 se presenta el túnel de proyección anual de demanda de energía eléctrica doméstica del SIN.

Cuadro 12. Escenarios de proyección de demanda total doméstica de

energía Eléctrica en GWh/año Fuente: UPME 2005


Figura 26. Túnel de proyección de demanda doméstica de energía eléctrica 2005-2014 Fuente: UPME 2005

Igualmente, en el cuadro 13 y en la Figura 27 se presenta el túnel de proyección de potencia máxima para la demanda total doméstica en el horizonte de proyección.

Cuadro 13. Escenarios de proyección de potencia de la demanda

doméstica (MW) Fuente: UPME 2005


Figura 27. Túnel de proyección de demanda doméstica de potencia 2005-2014

Fuente: UPME 2005

3.4 DISPONIBILIDAD DE RECURSOS Y PROYECCIÓN DE PRECIOS 3.4.1 Disponibilidad de recursos 3.4.1.1 Carbón. Las reservas medidas de carbón en el país a diciembre de 2004 fueron de 7,063.58 millones de toneladas. En el cuadro 14 se observa la distribución del recurso por región, donde se destaca la Costa Atlántica cuyas reservas corresponden al 84.5% del total.


Cuadro 14. Reservas, medidas y potenciales de carbón por zonas Fuente: UPME 2005

Adicionalmente para el mismo periodo se tiene un estimativo de reservas potenciales (suma de recursos y reservas medidos, indicados, inferidos e hipotéticos) de 16,992.76 millones de toneladas de las cuales un 65% se encuentra en la Costa Atlántica, 19 % en Cundinamarca y Boyacá y el resto en los Santanderes, Antioquia y Valle del Cauca. 3.4.1.2 Gas Natural. Las reservas de gas natural a diciembre 31 de 2004, alcanzaban un valor de 6212.2 Giga pies cúbicos (GPC), de los cuales 4,186.9 corresponden a la categoría de reservas probadas y 1,709.6 GPC mantienen la condición de reservas no probadas. Existe un volumen adicional equivalente a 1,315.7 GPC, los cuales están destinadas inicialmente para consumo en la operación petrolera, pero podrían estar disponibles al mercado de acuerdo con lo señalado en el Informe de Reservas de diciembre de 2004 de ECOPETROL. De las reservas probadas el 43.2% son de gas comercial y el 56.76% equivalentes a 2376.8 GPC están próximos a comercializar. Las expectativas de descubrimiento de gas natural, son importantes, considerando la gran actividad exploratoria en las cuencas que


actualmente presentan producción y que se estima, tienen alta probabilidad de hallazgo especialmente costa afuera. A partir del 2006, la producción de gas natural se incrementa en cerca de 150 millones de pies cúbicos por día, superando la demanda media esperada con la posibilidad de atender los consumos excepcionales del Sector Eléctrico. Las fluctuaciones en la demanda de este sector son de particular importancia, ya que representan entre el 35 y 40% del consumo de gas natural. El comportamiento de consumo de gas en forma sectorial, señala a la generación termoeléctrica como el mayor demandante seguido del sector industrial, así como su uso doméstico. El crecimiento de la demanda total ha sido moderado y determinado esencialmente por el comportamiento hidrológico. El mayor dinamismo lo presenta el sector doméstico y de GNV (gas para el sector transporte), en especial al interior del país. 3.5 EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO (GENERACIÓN) Durante el año 2004 y lo corrido del 2005, la UPME en su registro de proyectos de generación disminuyó la capacidad inscrita en 1,700 MW como consecuencia de que muchos de los proyectos no habían sido actualizados durante más de cinco años, y del hecho de que no se notó evolución en su desarrollo. En este sentido la capacidad de generación inscrita está alrededor de 10,500 MW. Las modificaciones más recientes en el registro corresponden a la fecha de entrada del cierre de ciclo de Flores IV, para el segundo semestre de 2008, siempre y cuando se apruebe el nuevo cargo por confiabilidad actualmente en revisión por parte de la CREG. Los proyectos inscritos en el registro de la UPME se presentan en el cuadro 15.


Cuadro 15. Proyectos de generación de Colombia inscritos en la UPME Fuente: UPME 2005

Por otra parte, con respecto a los proyectos que actualmente se hallan en construcción sus principales avances actualizados al mes de junio de 2005 son: • Central Térmica El Morro proyecto a gas natural ubicado en el departamento del Casanare con una capacidad aproximada de 54 MW, el cual tiene previsto entrar en operación comercial en marzo de 2006. • Calderas, proyecto hidráulico con capacidad de 26 MW dispuesto en dos unidades, el cual se encuentra fuera de operación desde septiembre de 1998. Se estima como fecha de entrada a operación junio de 2006.


• Trasvase río Guarinó al embalse de Miel I, con lo cual dicho proyecto podrá en un futuro disponer de aproximadamente 238 GWh – año. Se estima su fecha de entrada el mes de enero de 2008. • Trasvase río Manso al embalse de Miel I, lo cual permitirá que dicho proyecto pueda contar con aportes energéticos del orden de 179 GWh – año. Se estima como fecha de entrada el mes de junio de 2008. • Río Amoyá, proyecto hidráulico con una capacidad de 78 MW, el cual estima haber finalizado su cierre financiero en el último trimestre de 2005. • Río Manso, proyecto hidráulico con una capacidad de 27 MW, el cual se beneficiaría del trasvase del río Manso al embalse Amaní de Miel I, una vez sea aprobada licencia ambiental. Se estima como fecha de entrada en operación enero de 2009. • Porce III, proyecto en construcción, se hizo entrega del portal del túnel de desviación y el inicio de la construcción del puente sobre la quebrada La Unión, el cual facilitará el acceso a casa de máquinas. Se estima para el mes de diciembre de 2006 realizar la desviación del río, con el fin de comenzar las excavaciones de las fundaciones. Así mismo, fue adjudicada la construcción de las obras. Se estima como fecha de entrada junio de 2010. Adicionalmente, se consideró en la operación el cambio de combustible, de las plantas de Guajira 1 y 2 que en la actualidad operan con gas natural y que a mediados del año 2006 operarían con carbón mineral.


Cuadro 16. Proyectos en expansión de la capacidad de generación en

Colombia Fuente: UPME 2005

Otros proyectos considerados en los análisis de expansión que si bien no tienen actualmente cierre financiero, son recomendados por parte de la UPME con el fin de disminuir la vulnerabilidad de las regiones frente a la concentración de fuentes energéticas. Los proyectos adicionales contemplados son: cierres de ciclos a gas de las unidades de Flores 2 y 3, Termocandelaria 1 y 2, adición de 150 MW para completar el cierre de ciclo en la planta de Tebsa, así como la instalación de plantas a carbón mineral en la Costa Atlántica y Norte de Santander de 150 MW respectivamente. 3.5.1 Requerimientos de generación por potencia Un sistema eléctrico para la atención de la demanda debe planearse desde dos tipos de variables; potencia y energía. Luego del racionamiento presentado en Colombia a comienzos de los noventas el Sector Eléctrico Colombiano ha logrado operar con un buen margen de reserva de potencia. No obstante, se empieza a observar sobre el sistema eléctrico que éste requiere de la entrada de nuevas plantas de generación para mantener el margen dentro de un nivel deseado. En este sentido, la UPME ha considerado analizar los requerimientos que en capacidad exige el sistema para la atención de la demanda de potencia, a través de un ejercicio en el que se evalúa la demanda máxima de potencia anual contra la capacidad disponible en el sistema sin considerar la interconexión hacia Ecuador.


Dado que tradicionalmente el pico de potencia para el sistema colombiano se presenta en el año durante el mes de diciembre, este fue el valor considerado para compararlo con respecto a la capacidad disponible instalada y futura. El resultado se presenta en la Figura 28 para los tres escenarios de demanda de potencia obtenidos a partir de las proyecciones de demanda de energía y potencia en el mes de marzo de 2005.

Figura 28. Porcentaje de margen de reserva de potencia del sistema Colombiano.

Fuente: UPME 2005 Se observa en la gráfica que ante la ocurrencia de escenarios de demanda media y baja el sistema eléctrico colombiano con lo que posee instalado y en construcción podría atender los requerimientos de demanda de potencia que el sistema exige. No obstante, ante la ocurrencia de un escenario de demanda alta se observa que el margen de reserva para el año 2009 estaría alrededor del 16%, el cual es un valor riesgoso para la operación del sistema dadas las características que posee el sistema eléctrico. Con el fin de que el sistema posea un margen de reserva cercano al menos al 20% éste requiere la instalación de 900 MW a partir del año 2009 hasta el año 2013. Una aproximación de los requerimientos de capacidad de manera anual para la atención de la demanda máxima de potencia se presenta en el cuadro 17.


Cuadro 17. Requerimientos de capacidad para atención de un escenario de demanda alta de potencia

Fuente: UPME 2005 3.6 BREVE PROSPECTIVA TECNOLÓGICA PARA EL SIGLO XXI DEL SECTOR ENERGÍA A fin de tener una visión clara del sector energía, así como de sus posibilidades de desarrollo, resulta trascendente primero comprender las tres diferentes etapas por las que la energía pasa antes de poder ser aprovechada por el ser humano. Estas tres etapas están compuestas por la energía primaria o en su estado natural, la energía secundaria o ya procesada en un estado intermedio y por último, la energía de uso final. A manera de ilustración, los energéticos primarios son aquellos que se obtienen directamente de la naturaleza a través del uso de cuerpos en su estado sólido como el carbón o líquido como el petróleo, así como el aprovechamiento de la energía mecánica de grandes masas en movimiento como los ríos y el viento, o incluso capturando la energía térmica o calorífica producida por el sol. Por su parte, los energéticos secundarios son creados a partir de los primarios con el fin de ser distribuidos a los centros de consumo humano, entre ellos se encuentran el gas natural procesado, la electricidad, el alcohol, petrolíferos como las gasolinas y el diesel, y posiblemente en un futuro, también el hidrógeno. Por último, los energéticos de uso final son los que se generan a partir de los energéticos secundarios en el sitio


mismo del consumo, son aquellos que las personas requieren en la vida diaria para generar frío o calor, iluminación, movimiento y potencia. El sector energía se caracteriza por tener una dinámica de largo plazo, debido a dos razones básicas: 1) que las inversiones en cada instalación son muy grandes y 2) que la vida útil de estas instalaciones es de entre 40 y 60 años. Por ello es tan importante plantear una visión de largo plazo que enmarque el diseño de políticas públicas y la planeación estratégica con el fin de hacer más eficiente la asignación de recursos. 3.7 ESCENARIOS DE LA ENERGÍA EN EL MUNDO El Consejo Mundial de Energía ha desarrollado diversos escenarios de planeación energética en el largo plazo, unos tienen horizontes de planeación hasta el año 2025 y otros incluso posteriores. Al 2025 las proyecciones reflejan que durante el primer cuarto de siglo los combustibles fósiles y la hidroenergía continuarán siendo muy importantes, mientras que la energía nuclear, aunque se seguirá utilizando, deberá de contar con el consenso de la sociedad para la construcción de nuevas instalaciones. Estas mismas proyecciones plantean que las energías renovables penetrarán el mercado sólo en forma económicamente eficiente, ya que cada vez habrá más resistencia a los subsidios. De igual forma, se prevé que el uso del hidrógeno como fuente primaria de energía será limitado debido al gran tamaño de las inversiones requeridas para crear la infraestructura adecuada. En los escenarios con alcances posteriores al año 2025 se vislumbran grandes avances tecnológicos en el sector energético, tales como: importantes mejoras en eficiencia energética por el lado de la demanda gracias a nuevos procesos para reducir el consumo de energía; una mejora en el impacto ambiental por la descarbonización de los sistemas energéticos (la captura y secuestro del CO2 en las emisiones) con el fin de reducir la intensidad del cambio climático; el desarrollo de combustibles sintéticos, como por ejemplo el hidrógeno y el dimetileter, para reemplazar a los combustibles convencionales como la gasolina y el diesel; un avance importante en las mejoras de seguridad para el uso de la energía nuclear; una reducción considerable de los costos de aprovechamiento de las energías renovables, en especial la solar a través de las celdas fotovoltaicas; y


finalmente, la posibilidad que las celdas de combustibles lleguen a ser una realidad comercial. Como se puede notar, estos escenarios de planeación a largo plazo del sector energía contienen una fuerte tendencia en política pública a la diversificación de las fuentes primarias de energía. Lo anterior obedece a la intuición que la producción mundial de petróleo, la principal fuente actual de energía del planeta, va a pasar por un máximo tarde o temprano; pero en dado caso, la pregunta obvia a esta hipótesis sería ¿Cuándo sucederá esto? De hecho, esta pregunta se basa en la predicción hecha por el geólogo Hubbert en los años 50’s en cuanto a que el aprovechamiento de los recursos naturales no renovables tienen forma de campana a través del tiempo por el agotamiento natural de las reservas, predicción que fue confirmada recientemente al hacer una proyección de la producción de petróleo. En la figura 29 se presenta la información a escala mundial, en este caso se prevé que la producción siga la misma tendencia en el tiempo solo interrumpida por los descubrimientos y explotación de yacimiento cada vez más costosos en aguas profundas. En conclusión, es de esperarse precios del petróleo cada vez más altos y volátiles, lo que justifica en parte la tendencia a diversificar fuentes primarias de energía en el futuro.

Figura 29. Proyección de la Producción de Petróleo a Escala Mundial Fuente: CAF 2004


3.8 ALGUNAS TECNOLOGÍAS QUE PODRÁN CONTRIBUIR EN LAS POLÍTICAS PÚBLICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 3.8.1 Tecnologías de medición del consumo Actualmente, los sistemas de medición del consumo de electricidad están basados en medidores convencionales que deben leerse por tomadores de lecturas. Este esquema se aplica prácticamente a todos los consumidores y está afectado por las convenciones laborales de los tomadores de lecturas, procesadores de cobranza, oficinistas, personal de cobranza, etc., como por las normas de control establecidas por todos los organismos de regulación, control y vigilancia CREG y SSPD La nueva tecnología de medición de consumo permite utilizar aparatos de medición con transmisión de datos, medidores de prepago, sistemas informáticos para que el cliente decida como y cuanto pagar, ya sea mediante transferencias digitales directas al suministrador o a través de bancos y otros establecimientos; es decir, una enorme gama de técnicas para hacer mas eficiente el procesamiento y el manejo administrativo. Prácticamente todas las empresas eléctricas en el mundo, han ido incorporado los avances en tecnologías de medición, cómputo y comunicación en sus sistemas de operación. Los medidores de prepago, por ejemplo, eliminan la necesidad de tomar lecturas y por lo tanto simplifican todo el sistema de facturación y cobranza. Para los usuarios, sobre todo para los de menores consumos, les facilita controlar mejor su consumo, ya que el medidor les avisa cuando su crédito esta a punto de expirar. Si bien, la aplicación de este sistema puede ser vista como una amenaza para los trabajadores encargados de la medición, la realidad es que les permitiría capacitarse para realizar actividades de mayor interés, con mejores oportunidades de desarrollo profesional. Los equipos de medición de variables eléctricas que están siendo demandados para su uso en mercados de energía deben contar con características técnicas especiales tales como: exactitud en la medición, interoperabilidad, multifuncionalidad, capacidad de almacenamiento, interconectividad y capacidad de procesamiento. A continuación, las características de los equipos de medición:


Exactitud en la medición. Tecnología de estado sólido, de preferencia con censado no invasivo, tipo óptico o magnético, con grados de confiabilidad y exactitud superiores (del orden de 0.01%) a los que ofrecen los medidores convencionales de inducción (entre 1.0 y 0.5%). Actualmente existen ya medidores de estado sólido con la exactitud que arriba se menciona. Interoperabilidad. Esto es, que medidores de distintas marcas puedan funcionar acoplados comunicándose a través de protocolos abiertos especializados del tipo Protocolo de Red Distribuido versión 3.0 (DNP 3.0-Distributed Network Protocol por sus siglas en inglés). Multifuncionalidad. Capacidad para medir desde un solo equipo múltiples variables eléctricas y contar con elementos que faciliten la lectura automática remota de las mismas. Capacidad de almacenamiento. Almacenamiento confiable y masivo de valores medidos instantáneos, acumulados (de días a meses) o con algún otro tipo de procesamiento local. La capacidad de almacenamiento local de datos tiende a ser superior a los 100 megabytes para mil variables entre medidas y calculadas. Interconectividad. Acceso abierto a redes de telecomunicaciones a través de enlaces bidireccionales con concentradores de datos o con centros de control, utilizando protocolos normalizados del tipo ICCP/ MMS/TCP-IP (Inter-Control Communication Protocol/ Manufacturing Messaging Specification/ Transport Control Protocol-Internet Protocol) . Se considera también el acceso por Internet, en donde el medidor funciona como página Web con control de acceso en un esquema publicista/suscriptor (un usuario con acceso autorizado se suscribe a las variables deseadas con el periodo de muestra deseado y el medidor le envía solamente los datos correspondientes a su suscripción y cuando el valor de la variable cambie en un porcentaje predeterminado). Capacidad de procesamiento. Procesamiento de datos e “inteligencia” locales para propósitos de autodiagnóstico, autoajuste, autocalibración y administración remota vía red (configuración, encender/apagar, inhibir funciones, visualizar alarmas, solicitar diagnóstico o verificar estado operativo, etcétera), entre otros.


3.8.2 Tecnologías de telecomunicaciones y servicios de valor agregado En el contexto de mercado de energía y por las características de su funcionamiento, todos los participantes deben estar perfectamente comunicados, esto es, conectados por enlaces de comunicaciones con la capacidad, la disponibilidad y la calidad suficientes como para permitirles enviar y recibir oportuna y confiablemente la información requerida para la operación del mercado y de sus propias empresas u organismos. Por participantes en este caso nos referimos a todos: el organismo de regulación del mercado CREG, el organismo de control del sistema eléctrico SSPD, las empresas de generación, transmisión, distribución, y comercialización, los proveedores y los socios o aliados de las empresas participantes, los usuarios industriales, los usuarios comerciales, los usuarios residenciales, etcétera. Lo anterior nos lleva a pensar en la necesidad de contar con conectividad total entre los participantes. Ante este panorama, la industria eléctrica de un país que pretenda reestructurase debe revisar cuidadosamente su infraestructura actual de telecomunicaciones. Normalmente las empresas de energía eléctrica cuentan con infraestructura de comunicaciones en el nivel de generación, transmisión, distribución y comercialización para cubrir las necesidades particulares de sus respectivas operaciones. Sin embargo, es conveniente definir un plan maestro de telecomunicaciones del mercado que parta de la infraestructura actual y defina las reglas del juego, así como la forma de transitar ordenadamente hacia la infraestructura requerida, tomando en cuenta las necesidades de comunicación a corto, mediano y largo plazos, así como las tendencias tecnológicas de mayor influencia. En cuanto a normatividad, se deben definir, por ejemplo, los protocolos a utilizar, las normas y tecnologías para transmisión de información (voz, datos, imágenes, etcétera), las reglas para hacer crecer la red (agregar nodos o enlaces), las especificaciones para conectarse a la red (puertos de acceso), las condiciones para enlazarse a través de redes públicas o privadas (red de redes), los mecanismos de seguridad en la red, etcétera. La seguridad en redes de comunicaciones es un tema al que se le seguirá dando una gran atención en los años por venir, ya que es un problema serio, no resuelto totalmente hasta la fecha y, en el caso


que nos ocupa, indispensable para el funcionamiento confiable del mercado. La apertura a la competencia en el sector telecomunicaciones y la reestructuración del sector eléctrico están creando, en el mundo, las condiciones para que las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica entren al mercado de las telecomunicaciones, amplíen el espectro de servicios de valor agregado a sus clientes finales e incluso incrementen su cartera de clientes. Es el caso en Colombia de ISA y EPM. En este sentido, un punto fuerte de las empresas eléctricas es que normalmente cuentan con una buena infraestructura de red de telecomunicaciones troncal, esto es, enlaces entre nodos de la red geográficamente distantes, con cobertura nacional, regional o incluso entre nodos principales de las ciudades grandes. Además de los servicios de la propia red troncal, la empresa eléctrica puede aportar al negocio de las telecomunicaciones otros activos como fibra obscura (capacidad de fibra óptica instalada, pero no utilizada por la empresa), derechos de vía de sus líneas de transmisión y distribución, su infraestructura de torres para soporte de cables de comunicaciones o para instalación de equipo de comunicación inalámbrica, uso de espectro de radiofrecuencias asignadas y con capacidad no utilizada, fuerza de comercialización, cartera de clientes, etcétera. A continuación se mencionan algunas tendencias tecnológicas adicionales en el escenario de las telecomunicaciones: Medios y técnicas de transmisión. En cuanto a medios de comunicación, las tendencias son utilizar tecnologías ópticas para la red troncal y tecnologías inalámbricas para la de distribución. El cobre, amenazado por ambos extremos de la red, irá perdiendo importancia. Es probable que se tienda al uso de tecnologías capaces de mezclar distintos tipos de servicios (voz, datos, video, etcétera), que pueden estar basadas en electrónica, como el Modo Asincrónico de Transferencia (ATM-Asynchronous Transfer Mode por sus siglas en inglés) o basadas en óptica como el Multiplexaje por División en Longitud de Onda (WDMWavelength Division Multiplexing por sus siglas en inglés). Infraestructura para servicios móviles. Las redes de banda ancha son una de las principales tecnologías que proporcionará la capacidad


necesaria para soportar los sistemas de multimedia móviles del futuro. ATM provee un transporte integrado para una amplia gama de servicios de voz, datos, video, sonidos. El transporte eficiente de IP en radio enlaces será clave para la multimedia móvil. Para este tipo de aplicaciones de servicios personales de comunicación de banda ancha móviles también evoluciona la tecnología de ATM Inalámbrico (WATM-Wireless Asynchronous Transfer Mode por sus siglas en inglés). Se prevé que en el futuro se cristalice el concepto de “ATM a cualquier hora y en cualquier lugar” (ATM anywhere, anytime) Internet en banda ancha. El número de usuarios de Internet se duplica anualmente, por lo que de continuar o acelerarse dicho crecimiento podría superar a los usuarios de telefonía y cambiar la situación actual de Internet sobre red telefónica a telefonía sobre Internet en el futuro cercano. Desde otro ángulo, las computadoras incrementan su velocidad de procesamiento y su capacidad de almacenamiento rápidamente, por lo que Internet tendrá que volverse más rápido para seguir siendo un medio adecuado de transporte. Al respecto, tecnologías de fibra óptica como WDM permitirán transmitir del orden de terabits por segundo. Esta tecnología consiste en transmitir diferentes colores de luz (longitudes de onda) simultáneamente a través de la misma fibra, transportando también diferentes conjuntos de datos. El ancho de banda más grande disponible comercialmente es de 320 gigabits por segundo y consiste en 32 canales de longitud de onda diferente a 10 gigabits por segundo cada uno. Redes de área local. Las tecnologías de red de área local evolucionarán. Tal es el caso de Ethernet, que inició a 10 megabits por segundo, después pasó a 100 megabits por segundo y a un gigabit por segundo, y en el futuro próximo llegará a 10 gigabits por segundo. Esto representa un incremento de mil veces a partir de la aparición de Ethernet, hace no más de 25 años 3.8.3 Tecnologías de sistemas informáticos en tiempo real Para completar la infraestructura de apoyo para la operación de mercados de energía, una vez que se cuenta con los medidores adecuados para la medición y envío de los valores de las variables eléctricas relevantes para el mercado y con la red de telecomunicaciones adecuada para el transporte de la información entre los participantes en el mercado, se requiere de sistemas informáticos en el centro de control de la red eléctrica, en el centro de operación global del mercado y, en general, en los centros de


operación de cada uno de los participantes en el mercado. Estos sistemas informáticos deben tener capacidad para recibir, concentrar, clasificar, almacenar ordenadamente y procesar en tiempo real los datos que utiliza el mercado. Además, deben permitir el acceso de los participantes a los datos medidos o procesados, también en tiempo real, para propósitos de control de la red eléctrica, de regulación y operación del mercado global y para las operaciones particulares de cada participante, tales como ajustar programas de generación, orientar planes de expansión e inversiones y seleccionar proveedores de energía, entre otros. Esta información a compartir puede tomar la forma de consumos, perfiles de demanda, intercambios y balances de energía, tarifas, cargos, retribuciones, En este caso también es muy importante definir las reglas del juego o la normatividad que deberá aplicarse a los participantes del mercado en materia de sistemas informáticos y computacionales. Deben normarse aspectos como control de acceso, compatibilidad de plataformas, consistencia con los mecanismos de administración del sistema, reglas para asegurar la integridad de la información, barreras o mecanismos de seguridad, etcétera. Entre las tendencias tecnológicas que impactan la evolución de los sistemas informáticos en tiempo real requeridos para la operación de los mercados de energía se encuentran las siguientes: Seguridad en redes de computadoras. Algunas de las tecnologías en evolución, relacionadas con el tema de la seguridad son las siguientes: detector de intrusos, sistema de distribución segura de software, análisis de vulnerabilidad, seguridad para comercio electrónico, seguridad en Internet/Intranet/Extranet, etc. Normalización de arquitecturas de red. Para hacer posible la comunicación en todos los niveles (desde campo hasta dedicados muy confiables con oficinas corporativas) y para toda la cobertura geográfica asociada con una empresa eléctrica o conjunto de empresas eléctricas que participan en el mercado, se requiere normalizar su infraestructura de comunicaciones para asegurar compatibilidad y conectividad en una pista de información integral. El concepto de Arquitectura de Comunicaciones para Empresas de Servicios (UCA-Utility Communications Architecture por sus siglas en inglés) es promovido por EPRI (Electrical Power Research Institute) de Estados Unidos desde hace algunos años y evoluciona hacia proporcionar un protocolo integrado y abierto para intercambio de


información en tiempo real entre los principales sistemas de comunicaciones de datos para empresas de servicios. Una arquitectura abierta permite reducir substancialmente los tiempos y costos de instalación y permite también comunicar fácilmente equipos de diferentes fabricantes a través de la misma red, incluyendo la posibilidad de comunicación por Internet. Capacidad de las plataformas de cómputo y almacenamiento. Las tecnologías de estas plataformas están evolucionando rápidamente y se espera que continúen haciéndolo en los años por venir. La capacidad de procesamiento de los “microchips” de silicio se duplica cada 18 meses, sin ningún incremento en el costo. La capacidad de los discos duros crece 60% cada año, con una reducción en el costo por megabyte del orden de 50% . Algunas empresas dedicadas a pronósticos tecnológicos o consultoría en tecnología de punta, como Forrester Research en los Estados Unidos, afirman que el reinado de la PC tenderá a desaparecer, cediendo su lugar a aparatos electrónicos especializados portátiles (tipo teléfono celular) con enlace por cable o inalámbrico a la red de redes, de donde obtendrán servicios de procesamiento barato en servidores poderosos y de almacenamiento masivo en equipos dedicados muy confiables. 3.8.4 Tecnología de repotenciación de las centrales generadoras El progreso tecnológico en el desarrollo de nuevos materiales aislantes y sintéticos, que entre otros avances ha logrado que las turbinas de gas operen con eficiencias termodinámicas cercanas al 60%, ha contribuido notablemente a obtener mejores rendimientos en las instalaciones eléctricas en general. Gracias a este tipo de desarrollo, ahora es posible renovar las centrales existentes reponiendo su capacidad de generación. Mediante diversas modalidades, empresas especializadas se podrían hacer cargo de repotenciar o renovar las centrales generadoras, financiando los trabajos y recuperando sus inversiones mediante esquemas novedosos basados en compartir las ganancias extras percibidas por la empresa de servicio publico. De esta forma, sería posible que diversas centrales termoeléctricas, mediante el proceso de modernización de las calderas y de los generadores, lograran incrementar la potencia de las unidades


generadoras en más del 50%, con inversiones unitarias por kilowatt instalado inferiores a los costos de construir una unidad nueva. En el caso de las hidroeléctricas, algunas de las cuales utilizan turbinas diseñadas para operar a 50 Hz, su modernización permitiría aumentar la potencia de toda la capacidad hidroeléctrica en el orden de un 20%, con inversiones por kilowatt equivalentes a un tercio de las que requiere una central nueva. 3.8.5 Tecnología de la Electrónica de Potencia Los desarrollos tecnológicos en esta materia, derivados de los sistemas de transmisión con corriente directa, que son atractivos para transmitir la energía eléctrica a grandes distancias, resultan especialmente interesantes para la red eléctrica nacional: La baja densidad de la red ha resultado en esquemas de transmisión que implican condiciones de operación difíciles, por los riegos de inestabilidad inherentes a las grandes distancias entre algunas centrales generadoras y los centros de carga. En estos casos, la aplicación de tecnologías de electrónica de potencia, permite controlar los flujos de energía eléctrica en las líneas de transmisión, ya que las corrientes circulantes son prácticamente inevitables en las redes de potencia, con lo cual se incrementan apreciablemente los márgenes de estabilidad y se reducen los flujos intraredes, que incrementan sustancialmente las pérdidas de energía. Otra de las aplicaciones de la electrónica de potencia en los sistemas eléctricos es el acondicionamiento de la energía para atender demandas especiales de algunos servicios, como en los casos en los que se requiere la garantía absoluta de continuidad en el servicio. Para estos consumidores con requerimientos especiales, los esquemas de electrónica de potencia, asociados a fuentes ininterrumpibles que pueden alimentarse con baterías eléctricas o con generadores, permiten modular el flujo de la electricidad garantizando características idóneas para el suministro. Este tipo de servicio enfocado en función de las características de la demanda que se ofrece en muchos sistemas eléctricos del mundo, requiere flexibilidad por parte del suministrador porque el servicio y la tarifa se diseñan en función de las características de la demanda.


Sin embargo, este esquema está limitado por la normatividad actual, ya que las tarifas son de aplicación general y las establece la CREG. 3.8.6 Otras tecnologías que apoyan a las empresas del Sector Eléctrico En esta sección se mencionan algunas tecnologías en evolución que apoyan a las empresas del sector eléctrico a operar en forma más eficiente y efectiva y, por lo tanto, influyen indirectamente en el funcionamiento del mercado de energía en el cual participan. Capacitación: Instrumentos computacionales para el entrenamiento de personal técnico. Por definición, el mercado de energía propicia la competencia, por lo que las empresas participantes requieren contar con personal técnico altamente capacitado en áreas de operación, mantenimiento, modernización, construcción, optimación, etcétera. Los sistemas de capacitación harán un uso cada vez más intensivo de la simulación dinámica de procesos en tiempo real y de los recursos de multimedia en línea (textos, imágenes, audio, video, movimiento, etcétera), aprovechando el aumento en la capacidad de procesamiento y almacenamiento de las computadoras. Cada vez más la capacitación se saldrá de los centros corporativos de entrenamiento para realizarse en los propios centros de trabajo o en cualquier otro sitio en donde se encuentre el estudiante, haciendo uso de capacitación a distancia o capacitación asistida por computadora vía red privada/ pública o Web-Internet/Intranet y apoyándose en tecnologías de inteligencia artificial (tutoriales inteligentes) y realidad virtual. Sistemas de control y supervisión en centrales generadoras y subestaciones. El estado actual de aplicación de las técnicas de control y supervisión, considerando la viabilidad técnica de su implantación en casos reales y el grado de éxito esperado al ser implantadas, converge en dos grupos de tecnologías en evolución: técnicas de control moderno (observadores, filtros de Kalman, control predictivo, control adaptable, control H infinito, optimación, etcétera) y técnicas basadas en lógica difusa, inteligencia artificial y redes neuronales. En la literatura se reporta que el nivel de satisfacción en la industria aumenta en relación con el uso de las técnicas que arriba se mencionan, especialmente para control moderno predictivo y para el grupo basado en lógica difusa, inteligencia artificial y redes artificiales neuronales, por lo que se espera que continúen


evolucionando en el futuro e incrementen su nivel de aplicación industrial. Algunas de las aplicaciones de estas tecnologías son control multivariable, ajuste de parámetros en línea, estimadores, guías “inteligentes” para operación en maniobras especiales, diagnóstico de fallas en línea o fuera de línea, predicción en línea para operación o para planeación del mantenimiento y optimación de la operación, entre otras. Al evolucionar, estas tecnologías impactarán necesariamente en una operación más eficiente y menos contaminante de centrales generadoras y subestaciones, contribuyendo de esta manera al mejor desempeño del mercado de energía. 3.8.7 Sistemas corporativos y de administración del conocimiento Los sistemas corporativos o gerenciales continuarán ganando aceptación entre las empresas que se desenvuelven en ambientes altamente competitivos, por lo que los participantes en un mercado de energía necesariamente sentirán su influencia. Estos sistemas informáticos proporcionan acceso fácil a información, tanto interna como externa, que es relevante para los factores críticos de éxito de las empresas. Se les conoce también como “sistemas de inteligencia del negocio” e incluyen facilidades de análisis de bases de datos multidimensionales (almacenes de datos) para identificación del estado del negocio, estudio de tendencias, profundización a detalles, pronósticos, predicciones; agentes de software para detectar condiciones excepcionales y alertar a los usuarios; mineros de datos para rescatar en forma de patrones conocimiento enterrado en las bases de datos; soporte al trabajo colaborativo con tecnologías de comunicaciones (correo electrónico, videoconferencias) y de organización (calendarios, reuniones, contactos), entre otras características. Los sistemas informáticos para apoyo a la Administración del Conocimiento (KM Knowledge Management por sus siglas en inglés) se consideran herramientas de gran valor para elevar la competitividad de las empresas y constituyen una fuerte tendencia tecnológica en ambientes empresariales de alta competitividad. La administración del conocimiento se enfoca a capturar el conocimiento y experiencias relevantes de la empresa, almacenarlos en forma ordenada y hacerlos fácilmente accesibles en las áreas de la empresa en donde puedan tener el mayor impacto. El acceso a la información debe ser rápido y fácil, desde cualquier punto geográfico de la empresa, tanto para consultar experiencias previas como para introducir nuevos conocimientos y experiencias. Obviamente se apoya en una infraestructura de telecomunicaciones


de altos grados de conectividad, confiabilidad, seguridad y capacidad de transmisión. Un resumen de la prospectiva internacional tal como ha aparecido en los últimos años, se ha manifestado principalmente en forma de ejercicios nacionales a gran escala con las siguientes tendencias: Energía: Energía renovables- Tecnologías avanzadas de conversión de combustibles fósiles- Tendencias tecnológicas en transporte, distribución, almacenamiento y uso final de la energía. Medio Ambiente: Gestión y tratamiento de residuos industriales- Bienes de equipo medio ambientales- Tratamiento de agua industriales Tecnologías de la Información y la comunicación (TIC): Industria de contenidos digitales- Las TIC y la emergente economía digital – Convergencia de infraestructura y servicios en el sector de las telecomunicaciones. Sectores Tradicionales: Tecnologías Limpias y de reciclaje- Tecnologías de automatización. Sin embargo, estos ejercicios de prospectiva no contemplan aspectos puramente de interés de los sectores productivos. Y cuando así abordan temas irrelevantes, suelen hacerlo de una forma global como es el caso expuesto en donde los sectores no cuentan con información suficiente para tomar sus propias decisiones. La prospectiva sectorial puede remediar aquellos aspectos que la prospectiva nacional no ha contemplado recurriendo a Agencias de desarrollo regional, centros tecnológicos y parques tecnológicos y Observatorio de Prospectiva Tecnológica Industrial. Para el caso Colombiano esta situación no es problema ya que el CIDET Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico identificó la necesidad de realizar un ejercicio prospectivo, que a la luz de las dinámicas de transformación del sector eléctrico, permitiera conformar una visión de futuro desde la naturaleza de lo que una institución de ciencia y tecnología está llamada a concebir. Es así que además de constituir una base de información coherente y estructurada que sirve de insumo para el diseño de políticas públicas, planes de desarrollo y estrategias sectoriales y organizacionales, con


el ejercicio prospectivo la Corporación renovó su misión y su visión de cara al diálogo estratégico que con el mismo se promovió en el sector que el CIDET atiende. Los resultados obtenidos en el ejercicio cubren los diferentes subsectores de la cadena productiva: generación, transporte, distribución, comercialización, usuario final y regulación del Sector Eléctrico Colombiano y están agrupados en áreas temáticas que contienen los diferentes desarrollos tecnológicos indicados como necesarios en un horizonte de 13 años, de acuerdo con su importancia para la proyección internacional del sector, sus efectos sobre el desarrollo tecnológico e industrial, sobre la calidad de vida y sobre el medio ambiente y de acuerdo con la posibilidad de que en Colombia dichas áreas tengan una implementación significativa antes del 2010. De acuerdo con los resultados de la consulta a expertos, en la figura 30 pueden verse las principales áreas temáticas demandadas por cada subsector, de acuerdo con el rango de tiempo en que su demanda será máxima de cara al mundo globalizado.

Figura 30. Áreas temáticas demandadas por cada subsector de acuerdo con período de demanda máxima

Fuente: CIDET 2004 La anterior figura se interpreta teniendo en cuenta que en el rango de tiempo que se indica en el margen izquierdo, las organizaciones del


Sector Eléctrico Colombiano deberán haber acumulado una dinámica de aprendizaje y de desarrollo suficiente durante los años anteriores a dicho rango, para lograr su proyección adecuada en los mercados internacionales mediante la operación cotidiana de los desarrollos tecnológicos asociados a tales áreas temáticas. Las áreas temáticas que aparecen como transversales serán demandadas por todos los subsectores. Las principales áreas temáticas que responden a las perspectivas de competitividad del sector son 19, las cuales serán demandadas principalmente en el ámbito nacional y presentan una expectativa de disponibilidad en Colombia entre el 2005 y el 2010. En ellas se encuentran las principales oportunidades de desarrollo para el país desde el Sector Eléctrico, reflejadas en nichos incipientes de conocimiento y de formación de capacidades, impulso y creación de nuevas condiciones y oportunidades de mercados e integración entre agentes para proyectar el desarrollo alcanzado en el ámbito latinoamericano. Esas áreas temáticas se listan a continuación:

o Integración eléctrica entre países o Políticas públicas, regulación y normatividad o Inversión pública y privada o Tecnologías de gestión o Diseño, consultoría y servicios técnicos o Formas no convencionales de suministro de energía o Fuentes de energía o Líneas de alta capacidad de transporte de energía o Tecnologías antiterroristas o Telecomunicaciones y servicios de valor agregado o Conflicto interno o Desarrollo de nuevos materiales o Control de pérdidas o Tecnologías de mantenimiento y diagnóstico o Software para vigilancia, control y operación remota o Calidad del servicio de energía o Equipos y dispositivos o Telemedición y control o Equipos de consumo eficiente (URE)


Las 19 áreas temáticas obtenidas mediante la consulta a expertos, fueron validadas como componentes prioritarias del sistema teniendo en cuenta algunas dinámicas propias de los mercados a los cuales el sector se enfrentará en los próximos años. Esas dinámicas se enuncian de la siguiente manera:

• En ambientes interconectados se tendrán exigencias de calidad y de eficiencia mucho más altas.

• Las restricciones ambientales, tanto de orden nacional, como internacional, condicionarán el desarrollo del sector energético.

• Se requerirá disponibilidad y diversificación en fuentes de energía y en formas no convencionales de suministro de las mismas, para lograr sostenibilidad y complementariedad global. Al intensificarse el uso de fuentes no convencionales de energía aumentará la aceptación de la normativad ambiental a este respecto.

• Se requerirá una mayor disponibilidad y movilidad de un recurso humano dedicado a la consultoría, al conocimiento y a los servicios técnicos en dichos ambientes.

• Se evidenciará la necesidad de formar a los empresarios del sector en tecnologías de gestión para proyectar y desarrollar sus organizaciones en esos mismos ambientes.

• Se requerirá la incorporación de tecnologías de protección de la infraestructura eléctrica debido a las consecuencias que sobre ella presenta el conflicto interno del país.

• Será necesario controlar las instalaciones en forma remota por eficiencia en costos.

• Las políticas públicas, la regulación y la normatividad deberá ser coherente con la necesidad de proyectar adecuadamente al sector y de contribuir a atraer oportunamente la inversión pública y privada para el desarrollo del mismo.


A 2001, el personal de las 72 principales empresas del sector eléctrico ascendía a 18,286 trabajadores; de los cuales, más del 50% laboraban para empresas integradas verticalmente y cerca de un 30% estaban vinculados con empresas distribuidoras-comercializadoras. En esta sección se describe el comportamiento de las variables administrativas relacionadas con el personal que labora en las empresas de servicios públicos de electricidad. Las estadísticas corresponden al período 1998 – 2001 y si bien no está incluido el universo de empresas, la muestra, cercana a las 72 empresas, se considera representativa. 4.1 ESTRUCTURA OCUPACIONAL Entre 1998 y 2001 la planta de personal de las empresas analizadas se redujo en 4,882 plazas netas (si bien, 23168 -18286 = 4882 y no 4913 (Equivalente a 5542-629)), la diferencia se debe a que las cifras de personal agregado no tienen en cuenta que Merieléctrica no cuenta con información disponible en 1998. Esta empresa reporta 31 trabajadores en el 2001 (Cuadro 11). Se suprimieron en total 5,542 puestos y se crearon 629 (Cuadro 18). La tasa de reducción fue del 8.32% en promedio anual.

Cuadro 18. Personal por Tipo de Empresa Fuente: Supercifras 2002

4.1.1 Personal por empresa A nivel de las empresas integradas verticalmente las mayores reducciones se produjeron en EEPPM, ESSA y CHEC, con disminuciones de 1.067, 208 y 152 puestos de trabajo respectivamente. A nivel de las


generadoras comercializadoras, cabe destacar las reducciones de personal de CORELCA, ISAGEN, EMGESA y Termo-Cartagena (342, 182, 174 y 101, respectivamente), como resultado de los procesos de transformación y reestructuración que se dieron durante el cuatrienio.


Cuadro 19. Total personal 1998-2001 Fuente: SSPD, SIVICO 2001


El proceso de reforma sectorial también se refleja a nivel de transportadores y es así como, EEB, redujo su planta de personal en 97 cargos. Finalmente, con los procesos de enajenación de activos de las empresas de Bogotá y la Costa Atlántica y la fusión de mercados en esta última región, la racionalización de las plantas de personal se tradujo en la eliminación de 2.296 plazas de trabajo (1.090 en Electricaribe; 1.063 en Codensa y 143 en Electrocosta). En relación con la creación de nuevos empleos, el mayor registro es de TRANSELCA con 219 plazas. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que estas plazas corresponden a reducciones de personal de CORELCA originadas en la escisión de actividades de esta empresa. Como crecimiento efectivo se destaca entre las empresas integradas verticalmente, EPSA con 49 plazas y entre las generadoras-comercializadoras, Termotasajero con 64 plazas, y Urrá con 44 plazas. 4.1.2 Perfil de los funcionarios del sector En cuanto al perfil del personal vinculado, en el Cuadro 20 se presenta la composición a lo largo del cuatrienio.

Cuadro 20. Evolución de la composición de los perfiles

Fuente: SIVICO 2001 y cálculos SSPD De acuerdo con lo anterior se aprecia lo siguiente: Empleados: el personal del área administrativa relacionado con las diferentes actividades, se mantuvo relativamente estable.


Técnico: Personal calificado y vinculado directamente a las actividades de generación, distribución y comercialización de energía, aumento 12.7%. Obrero: personal no calificado vinculado a las actividades mencionadas, disminuyó 11.9%. Temporal: se distribuye entre obreros, empleados y algunos técnicos ocasionales, disminuyó en poca proporción 1.5%. Directivo: funcionarios que ocupan los 3 (tres) primeros niveles dentro de la organización, aumento 0.3%. De las cifras consignadas se destaca el incremento porcentual del personal técnico de las empresas y una disminución del personal obrero. Lo anterior indica la profesionalización de los perfiles de los empleados del sector. Nótese que la composición entre técnicos y obreros prácticamente se invierte en el 2001. El perfil del personal vinculado con las diferentes empresas se presenta en el Cuadro 21.

Cuadro 21. Perfil de los funcionarios 2001 Fuente: SIVICO 2001 y cálculos SSPD


Cuadro 22. Personal por categoría de empleo 2001

Fuente: SSPD, SIVICO 1998 – 2001


4.1.3 Relación trabajador/jubilados La relación de trabajadores: Activos/Jubilados, se redujo significativamente durante el cuatrienio. Mientras en 1998 existían 2,31 trabajadores por cada pensionado, en el 2001 el número de trabajadores activos por cada pensionado resultó inferior a 1,5. El crecimiento en la cifra de pensionados está influenciado por los procesos de reestructuración emprendidos por algunas empresas, en los cuales se utiliza la figura de pensión anticipada. (Cuadro 23).

Cuadro 23. Jubilados de las diferentes entidades Fuente: SIVICO 2001 y cálculos SSPD

4.1.4 Distribución de personal por actividad Finalmente, en lo relacionado con la distribución del personal entre las distintas actividades que conforman la cadena de prestación del servicio, el detalle por tipo de compañía en el Cuadro 24 y Personal por actividad año 2001 se presenta en el Cuadro 25.

Cuadro 24. Distribución del personal por tipo de compañía

Fuente: SIVICO 2001 y cálculos SSPD Las actividades con uso intensivo de mano de obra son la distribución y la comercialización con el 72,5% del personal total asignado.


Cuadro 25. Personal por actividad 2001 Fuente: SSPD - SIVICO 2001


Las electrificadoras “subicel” presentan indicadores desfavorables en materia laboral, con un valor de 1000 U/T, las empresas públicas con 650 U/T y las empresas privadas con 1800 U/T. Como puede apreciarse en la Figura 31, al comparar el número usuarios por trabajador, se encuentra que las mismas están por debajo del promedio de la industria. No obstante, debe considerarse la modalidad de “Tercerización” que vienen adoptando las compañías privadas, a través de la cual terceros, sin vinculación laboral directa con las empresas, desarrollan actividades inherentes a la prestación del servicio.

Figura 31. Usuario por trabajador U/T (Distribución)

Fuente: SSPD 4.2 PRODUCTIVIDAD Los indicadores estándar de productividad del Sector Eléctrico son: a) la razón entre el número de usuarios y el numero de trabajadores; b) la razón entre el número de trabajadores y los MW de capacidad instalada; y c) la razón entre el número de trabajadores y la variable Km. de red en el caso de transmisión, o la variable 1,000 Km. de red en el caso de distribución.

En los Cuadros subsiguientes se presenta el detalle de estos indicadores para una muestra representativa de empresas. La información corresponde al 2001.


GEN: PP= (#Trab. Nómina + Trab. Temp.) / MW Inst. TRANS.: PP = (# Trab. Nómina + # Trab. Temp.) x 1.000 / Kms. Red COM. Y DIST.: PP= (# Trab. Nómina + Trab. Temp.) x 1.000 /# Suscriptores COM.: PP= # Total Trab. X 1.000 / # Suscrip. 4.3 INDICADORES 4.3.1 Número de usuarios/número de trabajadores Este indicador está concebido de acuerdo con los establecidos por la Resolución CREG 05 de 1996. En la Figura 32 se presenta el indicador de productividad calculado para las empresas integradas verticalmente, correspondientes al 2001. Nótese que las empresas con mayores índices de productividad (EMCALI, EEP y ELECTROLIMA) atienden mercados concentrados y locales. Así mismo, las empresas con mercados dispersos, con excepción posible de EMDEP, se ubican en la parte inferior de la gradación. La media del grupo equivale a 437 Usuarios/Trabajador.

Figura 32. Indicador de productividad para las empresa integradas

verticalmente. Usuario /trabajador -2001 Fuente: SSPD


En la figura 33 se presenta el indicador de productividad calculado para las empresas distribuidoras - comercializadoras, correspondiente al 2001. Con excepción de CODENSA, el grupo muestra homogeneidad ya sea por el ámbito de acción de las empresas, o por el tamaño de los respectivos mercados. La media del grupo equivale a 462 Usuarios/Trabajador.

Figura 33. Indicador de productividad para las empresas

usuarios/trabajadores – 2001 Distribuidoras Comercializadoras Fuente: SSPD

Un ejercicio más agregado se presenta en la Figura 34. En ella se muestran conjuntamente las empresas integradas verticalmente y las distribuidoras-comercializadoras. Se destaca el registro de CODENSA en relación con las restantes empresas del grupo. Esta empresa casi triplica el indicador de


productividad de la segunda empresa del grupo (EMCALI). El indicador promedio del grupo agregado equivale a 450 Usuarios/Trabajador.

Figura 34. Usuario/trabajador -2001 Actividad de distribución y comercialización

Fuente: SSPD En desarrollo del estudio Fronteras de eficiencia en el sector de distribución de energía eléctrica: La Experiencia Sudamericana, elaborado por Martín A. Rodríguez Pardina, Martín A. Rossi y Christian A. Ruzzier29, se utilizó una base de datos con información de 53 compañías de electricidad latinoamericanas: Argentina (2), Bolivia (5), Brasil (14), Chile (4), Colombia (7), Ecuador (8), Paraguay (1), Perú (4), y Venezuela (8). Los datos de productividad de la muestra se presentan en el Cuadro 26.


Cuadro 26. Productividad en Latinoamérica Fuente: UADE Argentina 1999

Contra una media muestral de 1.245 usuarios/trabajador, la media colombiana de las 31 empresas de distribución consideradas resulta muy inferior. La desviación también es significativa en términos del máximo y el mínimo muestral.

Más importante que el indicador actual de las empresas, es evaluar quienes mostraron mejoras significativas y quienes no durante el cuatrienio. Debido a que el indicador de productividad descrito no se calculó históricamente como se especificó anteriormente, la figura 29 se obtuvo del cálculo de la variable: Usuarios totales/Trabajadores totales de cada compañía. La mayoría de las empresas mostraron un aumento en su productividad, siendo los incrementos más notorios los de Putumayo, CODENSA, EEP, EMCARTAGO y ELECTRICARIBE. En relación con los decrecimientos, puede obviarse el registro de RUITOQUE y EMEVASI, compañías de constitución relativamente reciente, no así, la reducción de productividad de ELECTROCAQUETÁ. 4.3.2 Número de trabajadores/Mw. de capacidad instalada Para el cálculo de este indicador se encontró la razón entre el número de trabajadores adscritos a la actividad de generación y los Mw. de capacidad instalada del respectivo agente. Esta última corresponde a la capacidad instalada bruta; y los datos provienen de la UPME. Como se indicó, el detalle de este indicador correspondiente al 2001 se encuentra en el cuadro 26.


La media aritmética del indicador por rangos de MW´s instalados se muestra en el Cuadro 27.

Cuadro 27. Media aritmética del indicador por Rangos Fuente: SIVICO, cálculos SSPD

4.3.3 Número de trabajadores/Km. de red Este indicador, como se dijo anteriormente, es aplicable a las empresas que poseen y operan activos de transporte con altas tensiones de operación. En el caso colombiano se considera alta tensión a partir de los 200 kV. El promedio ponderado del indicador para las siete empresas consideradas es de 0,133 trabajadores por cada Km. de red, o lo que es lo mismo, 7,5 Km. de red por cada trabajador. Para el caso particular de compañías integradas verticalmente, se tomaron los datos correspondientes al personal asignado a la actividad de transmisión. 4.3.4 Número de trabajadores/1,000 Km. de red A nivel de distribución el indicador anterior se calcula por cada 1,000 Km. de red. Dado que la actividad de distribución no se desarrolla de manera aislada, sino en conjunto con otras actividades sectoriales, en todos los casos se tomó como dato para los trabajadores, el personal asignado a la distribución.

El promedio ponderado del indicador, para las 23 empresas con información disponible, es de 0,026 trabajadores por cada 1,000 Km. de red, o lo que es lo mismo, 38,524 Km. de red por cada trabajador.


En desarrollo del estudio mencionado anteriormente (Fronteras de eficiencia en el sector de distribución de energía eléctrica: La Experiencia Sudamericana) y utilizando la misma muestra de 53 empresas, se obtuvieron los siguientes datos:

Cuadro 28. Trabajadores y circuitos de Distribución

Fuente: SIVICO, cálculos SSPD El indicador promedio para las empresas consideradas sería de 3,00 trabajadores por cada 1,000 Km. de red.


Cuadro 29. Indicador de planta de personal 2001 Fuente: SSPD, SIVICO 2001


Ante el incesante desarrollo de las tecnologías y de los nuevos formatos de negocios, muchos países están readecuando sus infraestructuras para facilitar la operación eficiente de los sectores generadores de riqueza. En un país que sea competitivo, juega un papel crucial la prestación eficiente de los servicios públicos. Particularmente en la prestación de los servicios de energía eléctrica, el mundo ha avanzado para lograr una mayor cobertura de su demanda y adquirir una posición estratégica al prestar un servicio eficiente al cliente final. Esto ha conducido a una nueva estrategia empresarial caracterizada por la adaptaci6n del recurso humano a las nuevas competencias para el trabajo.

Una nueva estructura en la propiedad del Sector Eléctrico en América Latina hace presencia desde mediados de los 90's. La tendencia se enmarca en el cambio de propiedad de las empresas de servicios públicos. Los gobiernos del mundo están abriendo cada vez más la posibilidad de participación de capitales privados en la propiedad de las empresas a través de mercados de capitales locales e internacionales.

La búsqueda de una mayor eficiencia en la operación de las empresas de la energía eléctrica para satisfacer al cliente y la nueva connotación de la propiedad de las empresas con una mayor participaci6n del capital privado, están haciendo que estas unidades de producción sean altamente competitivas con repercusiones muy drásticas en el nuevo perfil de sus recursos humanos.

5.1 ANÁLISIS DEL SECTOR ELÉCTRICO Con base en las fuentes consultadas para la elaboración de este documento, se presenta a continuación un resumen de las posiciones más comunes establecidas:


5.2 PRINCIPALES TENDENCIAS OCUPACIONALES DEL SECTOR

ELÉCTRICO COLOMBIANO

5.2.1 Tendencias en generación de energía eléctrica

5.2.1.1 Operadores de centrales térmicas e hidráulicas. La interacción directa de operarios y máquinas en las centrales de generación tiende ser reemplazada por operaciones inteligentes utilizando señales digitales. Existe la seguridad entre los expertos del sector de que las centrales o generadoras van a ser operadas por el sistema de "operaciones atendidas". Desde un cerebro electrónico que tiene como centro de operaciones el Centro Nacional de Despachos (CND) y utilizando sistemas computarizados, se va a operar la potencia de las unidades o turbinas de las centrales de acuerdo al nivel de demanda de energía diaria. Por lo tanto, en este frente de trabajo, la mano de obra va a ser reemplazada por sofisticados sistemas inteligentes. En este proceso de modernizaci6n de operaciones, la ingeniería nacional va a requerir de talento humano de alta calificación, máxime cuando se va a conjugar con tecnología transferida por operadores internacionales. En este frente se seguirá requiriendo recursos humanos para la operación de microcentrales de autogeneración y cogeneración. (C.N.O 8432).

5.2.1.2 Mantenimiento de centrales de generación. Se seguirá exigiendo talento humano presencial en plantas con una readecuación en conocimientos relacionados con los sistemas de transmisión de señales inteligentes. En el campo de reparación de las unidades de generación (turbinas) no se presentarán mayores variaciones frente a nuevas tendencias tecnológicas. Sí se nota cada vez más prelación, por parte de las empresas de generación, a contratar mana de obra que tiene nexos con las regiones en donde están ubicadas las plantas de generación.

5.2.2 Tendencias en servicios de apoyo al sector de energía eléctrica.

Se estima que las empresas del Sector Eléctrico colombiano son las mayores demandantes de servicios de apoyo para el correcto


ejercicio de sus actividades. Entre los de mayor complejidad están los servicios de consultora y asesoría con alta exigencia en el perfil de los recursos humanos. Allí se destacan por ejemplo, las empresas que prestan servicios en las áreas de auditoria externa e interventoría de obras, de comunicaciones corporativas, de desarrollo humano, de desarrollo de software y suministro de hardware, de tecnología en telecomunicaciones y de aseguramiento de la calidad. También están las empresas proveedoras de partes y componentes para la instalación y reparación de equipos de generación y de estructuras requeridas para la transmisión y la distribución.

En las áreas de campo abierto están presentes las empresas contratistas de ingeniería encargadas de la construcción y del mantenimiento de la infraestructura. En otro frente más operativo, están las empresas que prestan servicios de sistemas de seguridad a instalaciones, las que suministran alimentación a trabajadores a campo abierto, las de transporte de personal, las dedicadas al suministro y reparación de elementos de trabajo de oficina, las de correo y mensajería y las de mantenimiento a edificaciones.

En el futuro inmediato, todos estos frentes de apoyo se van a ver en la obligación de aplicar proyectos de aseguramiento de la calidad en su trabajo o de lo contrario se entenderá que no tienen la capacidad técnica y administrativa para seguir figurando en las listas de proveedores de servicios de las empresas eléctricas. EI proceso de aseguramiento de la calidad va a repercutir en la normalización de la mano de obra de las empresas de apoyo al Sector Eléctrico a través de la fijación de competencias laborales.

5.2.3 Tendencias en transmisión y distribución de energía eléctrica.

5.2.3.1 Instalación de redes de transmisión y distribución con sistemas de monitoreo. En el futuro inmediato las actividades de transmisión y distribución de energía también van a someterse a procesos de operación a través de centros inteligentes. La instalación de las líneas que transportan la energía se acompañará de dispositivos que permitirán monitorear desde el centro inteligente el correcto funcionamiento de las redes. Este sistema empleará una red de comunicaciones que estará instalada en forma alterna a las líneas


eléctricas utilizando cable de fibra óptica para conducir la información a un centro de monitoreo, en este sentido, a la instalación de nuevas redes de energía, se le adicionará el acoplamiento de líneas de fibra óptica y sensores de alta tecnología que se encargarán de verificar el normal flujo de la energía. Ello conducirá a contar con personal polivalente dispuesto a instalar tanto la línea de transmisión de la energía como los elementos de comunicación que se utilizarán para verificar el buen funcionamiento de las redes. (C.N.O. -8323 y 8324).

5.2.3.2 Mantenimiento de redes de transmisión y distribución. Las empresas del Sector Eléctrico deben enfrentar grandes pérdidas económicas ante la presencia de restricciones o cortes de energía originados en el mantenimiento de las líneas transportadoras. En el contexto de "empresas mas competitivas", se han venido adaptando procedimientos de mantenimiento de las líneas sin suspender el servicio de energía (mantenimiento en caliente). Esto conduce a una nueva concepción y cultura del mantenimiento de equipos que incide en el diseño de nuevos programas de formación de talento humano teniendo en cuenta un sentido más preventivo de accidentes en el ejercicio del trabajo.

Hacia el futuro, la nueva cultura empresarial de las empresas distribuidoras locales y de las de transmisión regional deben centrarse en la "calidad del servicio", la cual se medirá con base en dos parámetros, la calidad de potencia que se relaciona con las fluctuaciones (menores subidas o bajas de la tensión de energía) y la calidad del servicio medible en la duración de las interrupciones del servicio. Por lo tanto, será clave para el nuevo talento humano capacitarse en esta nueva política de prestación del servicio.

Las empresas que están dedicadas a la prestación de servicios en las áreas de instalaci6n y mantenimiento de redes, especialmente en áreas urbanas, van a requerir la implementación de programas de capacitaci6n de sus recursos humanos para aplicar a la certificación de sus procesos y así poder entrar a competir en las futuras licitaciones que sean abiertas por las grandes compañías. Estas mismas empresas pueden ser las llamadas a atender el campo de servicios de valor agregado que va a ser ofrecido con mayor intensidad por las empresas comercializadoras particulares.


Las empresas que prestan servicios a las grandes compañías del sector de la electricidad, van a verse en la obligación de establecer planes de desarrollo tecnológico, especial mente en el fortalecimiento de sus recursos humanos, siguiendo los parámetros internacionales de las normas de calidad, bajo la direcci6n de entidades de capacitaci6n expertas en el conocimiento de las normas o por medio de consultores expertos en desarrollo de recursos humanos.

En las tendencias de cambios sustanciales del sector de la energía las empresas deben recurrir a programas de certificaci6n (ISO 9000), OHSAS-180001 y avanzar hacia la búsqueda de la certificaci6n en la norma ISO 14.000. Bajo este parámetro de mejoramiento en sus procesos se va a presentar una mayor profesionalizaci6n de la mano de obra. A su vez, es fundamental que estas empresas también comprendan la importancia que tiene la nueva cultura del uso racional de la energía (URE) y el nuevo tratamiento que debe darse al cliente.

5.2.4 Tendencias en comercialización de energía eléctrica

Ante la nueva estructura que está adquiriendo la actividad de la comercialización de la energía, es preciso afirmar que es en este campo donde se van a generar la mayor parte de los nuevos empleos del Sector Eléctrico Colombiano. Con un mercado potencial de grandes consumidores, es preciso tener en cuenta que la fuerza de ventas que van a tener que constituir las empresas comercializadoras de energía inducirá en una mayor demanda de recurso humano. Se ha sugerido que el talento humano que debe incursionar en la venta de paquetes de energía deben ser profesionales de la ingeniería o de las ciencias administrativas con estudios avanzados en el área del mercadeo y con conocimientos de la estructura del Sector Energético Colombiano.

En una primera instancia se van a crear nuevos puestos de trabajo para fortalecer y dinamizar la gestión administrativa de las empresas comercializadoras, particularmente en las áreas del mercadeo y las ventas. Adicionalmente al interior de estas empresas, van a operar estructuras de trabajo para dedicarse a la asistencia técnica de los c1ientes consumidores y para prestar servicios de valor agregado representados en programas de ahorro energético (uso racional de la energía).


Además de que las empresas de comercialización deben fortalecer sus equipos de fuerza de venta, también se están diseñando paquetes de valor agregado que incluyen atención personalizada al cliente para lograr el uso más racional y eficiente de energía. Ante la avalancha de nuevos usuarios del mercado no regulado, se van a requerir operarios expertos en la instalación de estos dispositivos (equipos de telemedida), (C.N.O. - 8324). Estos instaladores van a ser contratados bajo la figura de outsourcing por parte de las empresas comercializadoras.

Pero los servicios de atención al cliente no terminan allí. Los clientes no regulados deben tener garantizado el contar con una buena Calidad de la Energía (CEL) que se traduce en el Uso Racional de la Energía (URE) y se refleja en la optimización de los costos de consumo. Las empresas comercializadoras van a ofrecer como valor agregado, asesorías puntuales a sus clientes que consisten en el diagnóstico del estado del URE. En este diagnóstico se analizan las pérdidas de energía contra el uso óptimo del recurso y el estado de los equipos reguladores de esta. EI proceso completo se inicia por la revisión de la conexión a la acometida de la red de distribución, sigue con la revisión de las protecciones del transformador en caso de que existan y luego se verifican los calibres de los cables hasta los sistemas de conectores y de iluminación. Una vez se tiene elaborado el diagnóstico, la empresa le presenta a su cliente un plan de ahorro de energía que puede hacerse efectivo a través de procedimientos correctivos muy económicos, o por el contrario, en el cambio de equipos que presentan obsolescencia y que exigen grandes inversiones. Este servicio técnico también va a ser contratado por las empresas de comercialización bajo la modalidad de outsourcing. Por lo tanto, es inminente una mayor demanda de talento humano con conocimientos en electricidad industrial (C.N.O. - 8321).

5.2.5 Conocimientos básicos necesarios en el Sector Eléctrico

• Nociones básicas sobre operación de centrales hidroeléctricas y microcentrales de generación.

• Nociones básicas sobre sistemas de generación, transmisión, distribución regional y local y comercialización de energía.

• Conocimientos en sistemas de despacho de energía, centros inteligentes de despachos y sistemas interconectados.

• En sistemas de telemedición y control. • Líneas de corriente continua


• En sistemas de medición eléctrica. • Mantenimiento de redes de alta, mediana y baja tensión. • Normas de protección para evitar accidentes de trabajo en

procedimientos de instalación y mantenimiento de estructuras eléctricas.

• Normas de calidad en la prestación del servicio y producto a través de redes hasta el usuario final.

• Normas de protección ambiental y fuentes renovables de energía en las actividades de generación y distribución.

• Metodología de análisis de sistemas de potencia, e indicadores de calidad de la energía.

• Métodos de plantación e Implementación de procedimientos técnicos de Instalación y mantenimiento de estructuras eléctricas.

• Metodologías para la reducción de pérdidas negras y técnicas

• Montaje y mantenimiento de transformadores para garantizar el Uso Racional de Energía (URE)

• Conocimientos y comprensión del RETIE • Diseño de equipo de bajo consumo • Sistemas de mantenimiento de redes de transmisión y

distribución sin interrupción del fluido eléctrico (mantenimiento en caliente)

• Técnicas de puesta a tierra • Sistemas de evaluación eléctrica para diagnósticos de Usos

Racionales de Energía (URE) • Software para vigilancia control operación remota • Software para redes y subestaciones para vigilancia control

operación remota • Software y equipos para el control y optimización de

consumo • Técnicas en la gerencia de proyectos • Tecnologías de gestión que aseguren eficiencia y eficacia en

las actividades y procesos de la empresa • Técnicas de plantación estratégica • Técnicas para incorporar valor agregado en la prestación de

servicios • Fundamentos en potencia eléctrica para la planeación,

diseño y construcción de sistemas de potencia • Fundamentos en economía básica • Conocimientos en banca de inversión y negocios basadas

en futuros (se paga hoy por un servicio que será prestado en


el futuro). • Fundamentos básicos en gestión administrativa y gerencia,

en mercadeo y ventas y en servicio al cliente.

5.2.6 Habilidades transversales necesarias en el Sector Eléctrico

• Sin duda alguna, la principal habilidad consiste en conocer la estructura y procedimientos que se siguen en la prestación del servicio eléctrico incluyendo todas las actividades (desde la generación, hasta la prestación del servicio al cliente final). También es muy importante que se conozca la base institucional del sector, es decir, cual es la estructura de la propiedad, como esta compuesta la infraestructura y bajo que regulaciones se presta el servicio.

• Ante la inminente automatización de los procesos en todas las fases del Sector Eléctrico, se requiere total dominio de las herramientas de la informática, con énfasis en el manejo del Internet, las intranets y el correo electrónico y nociones básicas sobre telecomunicaciones. En algunos campos es definitivo el manejo de software de diseño de obras y de presupuestos.

• En el campo de la lecto-escritura es fundamental la habilidad para la retención y comprensión de textos, en su mayoría de carácter técnico apoyados en el manejo de gráficos, tablas, cuadros estadísticos, flujogramas e histogramas y la buena redacción de informes, comunicados e instructivos.

• En el manejo de lenguajes convencionales y símbolos, es básico el dominio de la lectura e interpretación del contenido de planos incluyendo figuras en tres dimensiones. Para una interpretación mas genérica incluyendo personal técnico y administrativo, la tendencia apunta a la total comprensión de símbolos y signos que son adoptados en sistemas gráficos utilizados por el Sector Eléctrico.

• Habilidades gerenciales en todos los frentes de trabajo calificado incluyendo a los equipos de tecnólogos, incorporando herramientas de plantación estratégica en su gestión, técnicas avanzadas en servicio al cliente, dominio conceptual de la productividad y la competitividad en el trabajo y aseguramiento de la calidad.

• Grandes capacidades para trabajo en grupo y constitución de equipos de trabajo, con fundamentos en el compartir los conocimientos. También se imponen los "grupos de investigación" que se constituyen bajo una estructura interdisciplinaria para


buscar solución a problemas. • En el campo de las habilidades para atender a la globalización se

exige el dominio de lenguas no maternas, en especial el inglés, con mayores ventajas para quienes dominen la comunicación oral, la lectura y escritura. También es fundamental la constante consulta de fuentes de información por medio del Internet en diversos idiomas y el intercambio de conocimientos con otros agentes en cualquier lugar del mundo.

5.2.7 Valores y actitudes necesarios en el Sector Eléctrico

5.2.7.1 En el área de trabajo. Sobresalen las capacidades que deben aflorar desde la persona para alcanzar una mayor competitividad en sus labores. Entre las más importantes esta su capacidad de autonomía para administrar sus recursos de trabajo y de iniciativa para diseñar nuevos procedimientos que conduzcan a una mayor productividad. También sobresale la actitud de la planeación del trabajo apoyado en la buena administración del tiempo y de la constante evaluación de los logros y avances en la gestión.

5.2.7.2 En el compromiso con la organización. Entre los más importantes está la constante búsqueda del logro de propósitos, supeditado al enfrentamiento, análisis y solución de problemáticas, siguiendo siempre la línea de una visión estratégica.

5.2.7.3 En lo personal. Se necesita de la racionalidad en todo acto, lo cual significa reflexión y adecuada toma de decisiones sobre lo que se va a hacer. Para ello se requiere contar siempre con plena seguridad de lo que se hace fundamentado en la autoestima y la capacidad. Finalmente, los logros no se obtienen por individuos, son las organizaciones las gestoras de ello, por lo tanto es vital la capacidad de asociación.

5.2.7.4 En la relación con los compañeros de trabajo. En el contacto con los compañeros y los grupos de trabajo se requiere adaptarse a la existencia de diversas posiciones apoyándose en la flexibilidad y en el autocontrol, como también en el compartir los logros.


5.3 IMPACTO AMBIENTAL E IMPACTO SOCIO - ECONÓMICO EN LA CONSTRUCCIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN Y DE INSTALACIÓN DE REDES DE TRANSMISIÓN

Anteriormente, las empresas del Sector Eléctrico poco hacían para reducir el impacto nocivo de la infraestructura instalada en zonas de grandes riquezas naturales o con presencia de comunidades poseedoras de invaluables riquezas históricas y culturales. Los costos del desarrollo se traducían en degradación del medio ambiente con poca capacidad de recuperación de las áreas destruidas. Ni siquiera existían políticas de conservación del ecosistema circundante a la infraestructura de los embalses para evitar que se agotaran las fuentes de agua que los alimentaban.

Actualmente, las grandes empresas están prestando más atención a estos impactos generados por el desarrollo de la infraestructura eléctrica y ante la nueva concepción se están conformando equipos de trabajo de alto desempeño compuestos por ecologistas, profesionales de las áreas de la ingeniería ambiental y forestal y agrónomos que se dedican a diagnosticar la situación del ecosistema para luego proyectar planes de conservación. En este misma línea de trabajo, la industria de la reforestación de las zonas aledañas a la infraestructura se está convirtiendo en una actividad conexa a la generación como elemento básico en la conservación de las fuentes. Esta labor se irá profundizando en la medida en que las cuencas hidrográficas se enfrentan a nuevos asentamientos humanos y al establecimiento de actividades de explotación económica con potencialidades contaminantes.

Por el lado de la atención a las comunidades para evitar destrucción de sus riquezas históricas y culturales, la labor se centra también en la constitución de grupos interdisciplinarios compuestos por sociólogos, antropólogos, sicólogos, trabajadores sociales y economistas que están dedicados a establecer los puntos más débiles de la comunidad que deben ser respetados al momento de verse afectados por la infraestructura eléctrica.

El desarrollo de las reformas estructurales del Sector Energético significó una oportunidad en la región para organizar y, en algunos casos, comenzar algunas políticas para conservación del ambiente. Disposiciones que se encontraban dispersas y a cargo de diversos


organismos estatales fueron centralizadas y se incluyeron algunos requisitos ambientales para otorgar concesiones y licencias de construcción de obras de infraestructura energética. Las fuentes alternativas de energía limpia, confiable y en condiciones económicamente favorables determinarán un factor de competitividad esencial para el país.

5.4 OFERTA DE FORMACIÓN

Como se dijo anteriormente, es fundamental que las entidades de capacitaci6n le sigan la huella al desarrollo del Sector Eléctrico por medio de un contacto directo con las empresas del sector. Bajo esta condici6n se hace necesario que a futuro se cambien las asignaturas que se imparten a los estudiantes con un nuevo criterio curricular y se redefinan los objetivos que se quieren alcanzar, junto con los procesos pedag6gicos que se siguen.

La formaci6n debe estar amparada en unos criterios de formaci6n básica, formaci6n profesional y especializada. Las mayores fallas están en la primera, donde la fundamentación te6rica y su confrontaci6n en el laboratorio brillan por su ausencia.

Según los expertos es fundamental que la capacitación abandone los esquemas tradicionales de formación y se introduzca más a fondo en la formaci6n bajo métodos experimentales con la ayuda de laboratorios para que los estudiantes busquen la soluci6n de los problemas con un alto grado de complejidad. Así el aprendiz se va a ver en la necesidad de reflexionar y seleccionar las soluciones más óptimas bajo su propio criterio. En la fase de la formaci6n básica lo conceptual debe reforzarse con la instrumentaci6n científica y las prácticas en el laboratorio. A esto debe agregarse la formación que incluye la interacción del estudiante con prototipos que simulan las leyes de la física en la funcionalidad de las máquinas. Lo demás correrá por cuenta de las empresas, bajo su incondicional compromiso para emprender por sus propios medios programas de actualizaci6n y recalificaci6n a su medida de los recursos humanos. En el cuadro 30 se presenta la relación de programas formales por institución en Colombia.


Cuadro 30. Educación Formal

Fuente: Paginas Web de Institutos 2005


GLOSARIO DE TÉRMINOS Y SIGLAS

AC: Corriente Alterna ACCE: Asociación Colombiana de Comercializadores de

Energía ACIEM: Asociación Colombiana de Ingenieros Electricistas,

Mecánicos y Afines ACOLGEN: Asociación Colombiana de Generadores de Energía ANDESCO: Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos

Domiciliarios y Actividades complementarias AOM: Administración operación y mantenimiento ASIC: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASOCODIS: Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía

Eléctrica BOOM: Build Own Operate and Maintain. BOOT: Build Own Operate and Transfer. C.N.O.: Clasificación Nacional de Ocupaciones CAC: Comité Asesor de Comercialización CAF: Corporación Andina de Fomento CAN: Comunidad Andina de Naciones, CAPT: Comité Asesor de la Planeación de la Transmisión. CAPT: Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión CIDET: Corporación Centro de Investigación y Desarrollo

Tecnológico del Sector Eléctrico CIER: Comisión de Integración Energética Regional CND: Centro Nacional de Despacho CNO: Consejo Nacional de Operación C.N.O. : Consejo Nacional de Ocupaciones COCO: Confederación colombiana de Consumidores CONPES: Consejo Nacional de Política Económica y Social CONTE: Consejo Nacional de Técnicos Electricistas CONTE CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas DC: Corriente Continua DES: Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio. DNP: Departamento Nacional de Planeación FES: Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio GW: Giga vatios GW-h: Giga vatios hora ICONTEC: Instituto Colombiano de Normalización Técnica ISA: Interconexión Eléctrica S.A. LAC: Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de

Transmisión Nacional – STN.


MEM: Mercado de Energía Mayorista MESEC: Mesa del Sector Eléctrico MESEC MINMINAS, MME: Ministerio de Minas y Energía ML: Mercado Libre MW: Mega Vatios MW-h: Mega vatios hora NTC: Norma Técnica Colombiana OR: Operador de Red PIB: Producto Interno Bruto Nacional PPA: Power Purchase Agreement. RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas SDL: Sistema de Distribución Local SEC: Sistema Electrónico de Contratos SENA: Servicio Nacional de Aprendizaje SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de

América Central SIN: Sistema Interconectado Nacional SINTRAELECOL: Sindicato de Trabajadores de la Electricidad de Colombia Spot: Bolsa de Energía o Mercado de Corto Plazo SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios STN: Sistema Transmisión Nacional STR: Sistema de Transmisión Regional TIES: Transacciones Internacionales de Electricidad UPME: Unidad de Planeación Minero Energética XM: Expertos en Mercados S.A E.S.P


BIBLIOGARFÍA

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EMPRESAS DEL SECTOR ELECTRICO ACTIVAS


DEMANDA POR REGIONES


SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN 230 Y 500 Kv


LOCALIZACIÓN DE PRINCIPALES CENTRALES Y EMBALSES


caracterización ocupacional del sector eléctrico...

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