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108Mayode 2016 Número

El mercado eléctrico respondió

El mercado eléctrico le cumplió al paísPese a la intensidad del fenó-

meno de El Niño y a dificul-

tades e imprevistos en las

plantas de generación, el sis-

tema eléctrico respondió y

los generadores cumplieron

con el abastecimiento ener-

gético del país.

Resulta claro que el fenóme-

no de El Niño es una con-

dición cíclica que Colombia seguirá enfrentando y

para la cual debemos estar siempre preparados.

Pero también es cierto que esta coyuntura ha

dejado aprendizajes importantes como la solidez

de las reglas del mercado eléctrico colombiano y

la conveniencia del Cargo por Confiabilidad. Ese

esquema de remuneración, que garantiza ingresos

a los generadores para que puedan tener disponi-

bles sus plantas de generación, de tal forma que

en época de escasez entreguen energía firme a la

demanda, funcionó a pesar de los altos costos de

los combustibles y de los eventos operativos que

se presentaron. La prueba está en que no hubo

cortes como resultado de la condición de escasez,

se garantizó la prestación del servicio público de

energía y la actividad industrial del país no se vio

afectada en su continuidad.

Es indudable que hay que reflexionar y que se nece-

sita revisar la metodología asociada al Precio de

Escasez, de manera que en el futuro se garantice

el cubrimiento de la demanda de energía en situa-

ciones adversas, sin que se afecte la suficiencia

financiera de los agentes generadores. Sin embar-

go, estos ajustes no pueden darse de forma desar-

ticulada. El país requiere una política energética de

largo plazo, en la que se tengan en cuenta esce-

narios como la no disponibilidad de gas, el abas-

tecimiento y costos de otros combustibles a los

que se deba recurrir para complementar la matriz

energética, y los cada vez más fuertes impactos del

cambio climático, entre otras situaciones difíciles de

prever; pero que además se incluyan y se promueva

el uso de fuentes de energía no convencionales,

para lo cual se requieren no solo estudios serios y

análisis de los distintos actores que participan en el

mercado, sino voluntad para ceder en lo que haya

que ceder e invertir en lo que haya que invertir.

Se trata de una tarea compleja, pero no imposible, en

la que generadores, Gobierno, entes de regulación

e incluso la demanda desempeñan un papel funda-

mental. El uso eficiente de los recursos y de la ener-

gía debe ser un compromiso de todos. Es posible

modificar las reglas del mercado y crear un entorno

normativo para que todo dé respuesta a las nuevas

condiciones, pero tiene que existir la conciencia de

la eficiencia, del ahorro y del cuidado de los recursos

ambientales y la Gestión Integral Energética constitu-

ye una buena herramienta para hacerlo.

2

Editorial

LíneaVIVA Número 108 Mayo de 2016 Dirección: Gerencia Comercialización Comité Asesor: Luis Fernando Londoño M., Diego Alejandro Bedoya M., Ana Cecilia Restrepo V. Fotografía: www.shutterstock.com Edición gráfica y periodística: Taller de Edición | www.tallerdeedicion.co

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El mercado eléctrico respondió

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Desde IsagenUn mercado eléctrico fuerte

En líneaAl día con la seguridad en el trabajo

ObservadorBoletín energético

En líneaVienen cambios en el mercado mayorista

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Desde IsagenUna herramienta para la eficiencia

En líneaEl reto: mitigar los cambios del clima

Desde IsagenAlternativa para generar electricidad y calor

Normatividad

Aló, Bienvenido a la Línea ÉticaRecuerde que si tiene algún caso que vaya en contra del comportamiento ético, puede reportarlo en nuestra línea 361 5320 de lunes a sábado, entre las 7.30 a.m. y las 5.00 p.m.También puede escribirnos a lineaetica@isagen.com.co

Asegurarse de ser accionista, verificar el número de acciones y conocer la sociedad comisionista que lo representa. Puede consultar esta información en los siguientes teléfonos:

• Medellín: 444 0057• Bogotá: 307 7009• Resto del país: 01 8000 52 0057• Sitio web: www.isagen.com.co

Accionistas minoritarios pueden venderEL 6 DE MAYO TERMINÓ LA PRIMERA OFERTA PÚBLICA DE ADQUISICIÓN (OPA) DE LAS ACCIONES DE ISAGEN PARA ACCIONISTAS MINORITARIOS. AÚN ESTÁ PENDIENTE LA SEGUNDA RONDA.

Desde el 28 de marzo y hasta el 6 de mayo los accionistas minoritarios de ISAGEN, sin importar el porcentaje de pro-piedad, tenían la opción de ven-der sus acciones en la OPA propuesta por BRE Colombia Investments L.P., firma que representa a Brookfield, accio-nista mayoritario de la compa-ñía. Las acciones se pagaron a $4.130 cada una, el mismo precio pagado al Estado colom-biano. Una segunda OPA ten-drá lugar entre el 22 de mayo y el 22 de julio de 2016.Actualmente ISAGEN tiene alre-dedor de 25.000 accionistas, entre los cuales se encuen-tran Empresas Públicas de Medellín con 13,14% y la Empresa de Energía de Bogotá con el 2,52%, que también están en proceso de venta de su participación.

El proceso para vender es el siguiente:

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Contactar a la sociedad comisionista y solicitar la venta de sus acciones en la OPA.

Esperar el resultado de la oferta que emitirá la Bolsa de Valores de Colombia, cinco días después de finalizada la OPA.

Confirmar con el comisionista la cantidad de acciones que fueron compradas.

Esperar el pago de las acciones que se realizará a través de su sociedad comisionista, tres días hábiles después de la emisión de los resultados por parte de la Bolsa de Valores de Colombia.

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Noticias

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Un mercado eléctrico fuerteLAS DIFICULTADES ENERGÉTICAS QUE ACABA DE ATRAVESAR EL PAÍS DEMOSTRARON QUE COLOMBIA CUENTA CON UN MODELO Y UN MERCADO ROBUSTOS. SIN EMBARGO, QUEDAN VARIOS APRENDIZAJES Y PUNTOS POR REVISAR.

¿Funciona el modelo energético colombiano?Sí, prueba de ello es la coyuntura energética que el país acaba de enfrentar. Pese a la intensidad del fenómeno de El Niño y a los imprevistos con algunas plantas de generación, el sistema eléctrico respondió y no hubo desabastecimiento ni racionamiento de energía. Esto demuestra que Colombia cuenta con unas reglas de mercado sólido y que medidas como el Cargo por Confiabilidad no solo son necesarias, sino que están bien concebidas. Sin embargo, esto no quiere decir que no haya temas que ajustar. La situación requiere creatividad, la búsqueda de alternativas adicionales como el mecanismo de subastas, pensar en las tarifas diferenciales, revisar los modelos de mercado en el mundo, aprender de ellos, tomar lo que sea útil para el mercado colombiano y adaptarlo.

¿Se debe mantener el Precio de Escasez?Sí, es una herramienta muy valiosa, tanto para remunerar la energía en tiempos de escasez como para indicarles a otros generadores que deben entrar a operar para entregar energía en firme. Sin embargo, la metodología de cálculo se debe revisar para que, en situaciones adversas, no afecte la viabilidad financiera de los generadores y tampoco afecte el precio que debe pagar la demanda.

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¿Se debe mantener el Cargo por Confiabilidad?Sí. La CREG reglamentó el Cargo por Confiabilidad en 2006 como un esquema de remuneración para garantizar un ingreso a los generadores, de manera que puedan cumplir con las obligaciones de energía firme que les fueran asignadas. Con esa retribución, los generadores se comprome-ten a tener a punto las plantas de genera-ción térmica, invierten en mantenimiento, combustibles y lo que sea necesario para que cuando el Precio de Escasez active las alarmas puedan entrar a funcionar sin difi-cultad. De hecho, así ocurrió en los meses anteriores, cuando el fenómeno de El Niño disminuyó las reservas hidráulicas, sin embargo se conjugaron condiciones de mer-cado con las que no se contaba y que hicie-ron que el sistema eléctrico estuviera en aprietos. La falta de reservas de gas para las térmicas obligó a los generadores a usar combustibles líquidos, lo cual encareció los costos y los puso por encima del Precio de Escasez, lo que hoy, una vez superada la crisis, lleva a que se hagan ajustes tanto en la manera como se calculan el Precio de Escasez como el Cargo por Confiabilidad.

La situación que acabamos de superar muestra que el Cargo por Confiabilidad es eficaz. Hoy hay nuevas plantas de genera-ción y hemos demostrado que no tenemos que ser tan dependientes de los recursos hídricos para generar. De hecho, llegamos a tener un 49% de generación hidráulica y 51% con plantas térmicas, cuando lo usual consiste en generar energía entre 70% y 80% con agua.

¿Las térmicas siguen siendo una buena salida?Sí, sin embargo un escenario como el que afrontamos, con altos precios en los com-bustibles líquidos, más un fenómeno de El Niño fuerte y otros imprevistos como daños en plantas hace pensar en la importancia

de una buena combinación de alternativas de generación.

La generación hidráulica sigue siendo clave por la disponibilidad del recurso, pero combinada con la térmica y otras opciones puede garantizar el abastecimiento por encima del costo económico.

En el mundo se ha avanzado en la generación con energías alternativas y Colombia aún está atrasada. Si bien con-tamos con agua para generar, vale la pena explorar otros caminos, no solo porque es un recurso limitado, sino porque en situa-ciones extremas, como la que acabamos de enfrentar, el país debe contar con alter-nativas como la energía eólica, la solar, la biomasa, entre otras, que pueden aportar. Además, si el país quiere acogerse a las recomendaciones sobre cuidado ambiental consignadas en COP21, debe buscar alter-nativas ambientalmente responsables.

¿Qué sigue?Revisar con rigor el Precio de Escasez. Si bien es cierto que requiere recalcularse, se debe pensar que Colombia no tiene el ingre-so per cápita de los países desarrollados y que la demanda no puede asumirlo todo. Adicionalmente, el trabajo es complejo y arduo, el Gobierno y las autoridades debe-rán retomar proyectos de Resolución que estaban previstos antes de esta coyuntura, reemplazar plantas costosas por otras que generen y sean eficientes en el largo plazo, entre otras modificaciones. Pero para poder avanzar, lo fundamental consiste en tener claridad sobre hacia dónde va la política energética y de expansión del país y revi-sar el papel del gas y de la electricidad.

Gobierno, entes de regulación, generadores y demanda deben trabajar en el fortalecimiento del sistema eléctrico colombiano.

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Las leyes que regulan el sistema de riesgos laborales han cambiado en

los últimos años. En 1994, con el Decreto Ley 1295, el Gobierno definió dentro de los objetivos generales del Sistema General de

Riesgos Laborales la prevención de acciden-tes y enfermedades laborales, que es una preocupación interna-cional manifestada por la Comunidad Andina y la OIT de impulsar

Al día con la seguridad en el trabajo

DESPUÉS DE VARIAS MODIFICACIONES EN LAS ÚLTIMAS DÉCADAS A LA LEGISLACIÓN SOBRE SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRABAJO, EL GOBIERNO EXPIDIÓ EL DECRETO 1072 DE 2015.

a los países en la adopción de directrices sobre sistema de gestión de seguridad y salud en el trabajo. Colombia en la Ley 1562 de 2012 incursionó cambiando el con-cepto de programa de salud ocupacional por el de Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo SG - SST y finalmen-te definiendo sus parámetros en el Decreto 1072 de 2015, en el que se recopilan todas las normas que regulan el sector del tra-bajo y en el que se definen las directrices de cumplimiento obligatorio para la imple-mentación del SG-SST y que deben aplicar todas las empresas del país.

Antes de la entrada en vigencia del Decreto 1072 de 2015, la legislación colom-biana exigía a las empresas un programa de salud ocupacional (PSO) enfocado en el cumplimiento de normas relacionadas con medicina preventiva y del trabajo e higiene y seguridad industrial. Ahora, al PSO lo reemplaza el SG-SST, que busca el mejoramiento continuo en la prevención de riesgos que pueden afectar la seguri-dad y la salud en el trabajo.

ISAGEN cuenta con un Sistema de Gestión certificado bajo la norma NTC OHSAS 18001 desde el año 2007. Para adecuarlo en conformidad con el nuevo decreto, la empresa realizó un diagnóstico de cumplimiento del sistema de gestión, en el que se identificaron aspectos para mejorar y se definió un plan de trabajo que respondiera a las nuevas exigencias.

Hasta el 31 de enero de 2017 tendrán plazo las organizaciones para implementar el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo.

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En línea

Reservas energéticas y aportes hidrológicosPara el 17 de abril de 2016, el embalse agregado del sistema ter-minó en 26% de su volumen útil, contando con un 20% menos en relación con el nivel en que se hallaba en la misma fecha del año anterior. La mayoría de los embal-ses del país se encuentran con volúmenes muy bajos, Antioquia y Caribe cuentan con las menores

reservas energéticas, con un 9,7% y 13,2% respectivamente.Durante el primer trimestre de 2016 los aportes hidrológicos al SIN presentaron un comportamien-to bastante deficitario con valores cercanos a 50% de la media histó-rica, el mes más crítico fue enero con 50,7%, mientras que el mes más alto fue febrero con un 57,6% del promedio histórico.

Al 17 de abril, los aportes hidrológi-cos acumulados solo se encuentran por encima de la media histórica en la región Oriente, con 115,2%, mientras que las demás regiones están por debajo, con 87,3% en Centro, 84,8% en Valle, 57,5 en Caribe y 56,9% en Antioquia. El Pronóstico Consolidado de la NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration), publicado el 18 de abril de 2015, informa que las temperaturas por debajo de la superficie del océa-no Pacífico (por debajo de los 50 metros) han disminuido desde finales de 2015 a valores más fríos de lo normal. Por otro lado, en la superficie del mar las tem-peraturas han decrecido más de 1 °C desde su punto más alto,

pero siguen siendo más cálidas de lo normal y todavía en niveles de El

Niño. Lo anterior proyecta condiciones neutrales en el vera-

no de 2016 y condicio-nes de La Niña a fina-les del año.

Boletín energéticoANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LOS ENERGÉTICOS, DE SUS PRECIOS Y SU RELACIÓN CON LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, TANTO HIDRÁULICA COMO TÉRMICA, POR SU EFECTO, AL SER VARIABLES QUE INFLUYEN DIRECTA E INDIRECTAMENTE EN LAS CONDICIONES DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA.

1.

TOTAL SIN 25,99%

EMBALSE AGREGADO

Oriente 34,53%Esmeralda 17,3%

Chuza 63,4%Guavio 30,0%

Antioquia 9,70%Miel I 26,9%

Miraflores 10,4%Peñol (atrapado) 62,7%

Playas 68,3%San Lorenzo 16,9%Riogrande ll 26,2%

Punchiná 75,8%Troneras 64,3%Porce ll 52,1%Porce lll 42,1%

Centro 36,12%Agreg. Bogotá 37,9%

Sogamoso 20,7%El Quimbo 36,4%

Betania 78,4%Muña 82,2%Prado 30,8%

Valle 26,32%Alto Anchicayá 61,8%

Salvajina 37,1%Calima 11,3%

Caribe13,18%

Urrá 13,2%

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Contratos P. Bolsa

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Precios de gas subasta mensual con interrupciones2.

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SUBASTA MENSUAL CON INTERRUPCIONES

MesFuente

Ballena Cusiana Cupiagua

Enero X 3,4 X

Febrero X 3,4 X

Marzo X 3,4 X

Precio bolsa vs. Precio contratos promedio mes

La tendencia presentada a finales de 2015 se extendió a lo que va de 2016, debido al déficit de los aportes hidrológicos para la generación hidráulica, alcanzando precios de bolsa promedio para los tres primeros meses del año de 554 $/kWh, 646 $/kWh

y 830 $/kWh respectivamente. Por otro lado, el comportamiento del precio promedio de los contratos durante el primer trimestre de 2016 ha tenido un comportamiento estable con respecto a los incrementos que se pre-sentaron durante el año 2015.

$/kW

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Volatilidad de los precios de bolsa

Durante el primer trimestre de 2016 se presentó una escasez de gas generalizada en el mercado nacional. No hubo cantidades disponibles para subastar en las fuentes de Ballena y Cupiagua, solo hubo disponibilidad en Cusiana, cerrando a precios de 3,40 USD/MBTU. La escasez se debe a que todas las plantas de generación térmica del país estaban generando electricidad para compensar los bajos aportes hidrológicos, resultado de la fuerte sequía presentada desde mediados de 2015.

El año 2015 terminó con una volatilidad de los precios de bolsa similar a la que se ha presen-tado durante los últimos años. Sin embargo, en lo corrido de 2016 se observó una fuerte dismi-nución como resultado de una menor cantidad de variaciones intradiarias durante los meses de enero, febrero y marzo.

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Evolución costo de restricciones5.

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7.

Después del aumento en el costo de las restricciones del SIN presentado durante el segundo semestre de 2015, en lo corrido de 2016 se ha observado una tendencia a la baja como resultado de los cambios normativos que ha he-cho la CREG para atender efectivamen-te la demanda y enfrentar los incre-mentos de los costos de la energía por la presencia del fenómeno de El Niño.

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Evolución precio de bolsa promedio diario Con la expedición de la Resolución 172 de 2015, se logró limitar el aumen-to de los precios de oferta, que alcanzaron los 1.943 $/kWh en octubre del año anterior. Durante lo corrido del año 2016 los precios más altos se presentaron en el mes de marzo, cuando alcanzaron los 884 $/kWh, producto del bajo nivel de los embalses.

Transacciones en el MEM de electricidadEn el primer trimestre de 2016, marzo ha sido el mes con el mayor valor en dinero por transacciones en el Mercado de Energía Mayorista, con $613.000 millones en bolsa y $840.000 millones en contratos, situación que se presenta debi-do al aumento en la cantidad de transacciones que se realizaron en bolsa a un mayor valor de la energía.

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El Gobierno nacional está interesa-do en hacer ajustes al Mercado de

Energía Mayorista y para ello, a través de la Dirección de Planeación Nacional, contrató en diciembre del año pasado un estudio que revisó la manera como operan varios mercados internacionales, los com-paró con el modelo colombiano y entregó un diagnóstico y una hoja de ruta para iniciar los cambios necesarios a fin de que el país cuente con un sistema eficiente, que no sea tan vulnerable a eventos climá-ticos, con plantas competitivas y capaz de responder a los desafíos tanto del sistema como de la demanda.

El estudio, llevado a cabo por el con-sorcio integrado por Ernst & Young y Enersic, presentó los resultados con base en el análisis descriptivo de cuatro merca-dos mayoristas: el inglés, el Nordpool o los países nórdicos, el estadounidense PJM (Pensilvania, New Jersey y Maryland) y el de California.

Además, incluye el diagnóstico del caso colombiano, su evolución y desempeño en comparación con los cuatro mercados mencionados y las recomendaciones y pro-puestas, que se centran en cinco aspectos básicos: mercado de corto plazo, mercado de contratos, mecanismos de expansión, mercado de servicios complementarios y mercado institucional.

Vienen cambios en el mercado mayoristaEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA COLOMBIANO DEBE EVOLUCIONAR Y EL GOBIERNO TRABAJA EN LAS ALTERNATIVAS PARA INICIAR EL PROCESO. EL ESTUDIO DE PLANEACIÓN NACIONAL CONSTITUYE UN BUEN PUNTO DE PARTIDA.

PRINCIPALES RECOMENDACIONESMercado de corto plazo

Pasar del modelo uninodal al multinodal, en el que las liquidaciones de transacciones de electricidad tendrían en cuenta el punto de entrega de la energía. También implicaría una

modificación a la manera como se forma el pre-cio de la energía, desaparecería el precio único de

bolsa y daría paso a múltiples precios que se conoce-rían previo al día de despacho. El nuevo modelo per-mitiría crear productos financieros de distinta índole, una participación más activa de la demanda, forma-ción eficiente de precios de corto plazo, operación de un mercado del día antes y de mercados intradiarios, entre otros. Esta propuesta implica cambios profun-dos y por ello el consorcio sugiere una transición en el corto plazo por medio del modelo de despacho, que migraría al multinodal en el mediano plazo.

Mercado de contratos Propone simplificar el modelo de contratos

que hoy existe, buscando hacer productos semiestandarizados, darle participación al sector financiero, cambios en cuanto a pla-zos (hoy son de muy corto plazo) y el uso de

herramientas tecnológicas como plataformas electrónicas que faciliten las transacciones. Los

cambios en el mediano plazo estarían alineados con el modelo de pool multimodal que implica, entre otros, la implementación de contratos con coberturas financieras para los costos de conges-tión (restricciones).

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Solo el principioAunque Colombia necesita trabajar en modificaciones y existe voluntad políti-ca para iniciar el proceso, aún no se ha puesto en marcha ninguna de las reco-mendaciones de este ni de otros estudios, pero se espera que el país lo haga en los siguientes dos años para evitar dificulta-des cuando se presente un fenómeno de El Niño como el que recién hemos superado o se dé una coyuntura como la que este año afrontamos y se ponga en riesgo la entrega de la energía que el país necesita.

Este estudio constituye solo un primer insumo. Aún queda pendiente el análisis regulatorio, la simulación de condiciones de mercado, así como el involucramiento de los distintos actores que participan en el mercado. “Necesitamos una fase de implementación, no de teorización. Necesitamos conocer los detalles, saber cómo está la CREG en temas de tiempo para que esto no se quede en un sobrediag-nóstico”, afirma Juan Guillermo Álvarez, del equipo de Desarrollo de Negocios Energéticos de ISAGEN. Las modificaciones más audaces están en los tres primeros puntos, los relacionados con el mercado del día a día, la formulación del precio diario de la energía, la manera como operan los contratos y las transacciones y los meca-nismos de expansión.

Es evidente que el mercado eléctrico tiene que evolucionar, aprovechar herramientas tecnológicas y las plataformas electrónicas disponibles, pero también debe pensar en una política energética que considere la expansión, porque de poco sirve contar con un modelo perfecto y muy eficiente si no hay certeza en el suministro.

Mecanismos de expansión:Las propuestas buscan resolver en el corto

plazo asuntos relacionados con el Precio de Escasez, mecanismos de subasta y penalidades por incumplimiento. Los cam-

bios que sugieren en el largo plazo también están relacionados con el modelo multinodal

y la adaptación a los precios nodales, a los precios de escasez y a la revisión de la manera como hoy se calculan. Los mecanismos de expansión están ligados al Cargo por Confiabilidad, herramienta creada para fomentar la expansión, y en la que también se proponen ajustes para incentivar el cumplimiento con las obligaciones de energía firme, así como subastas tecnológicas localizadas y otras medidas para el corto plazo como la partici-pación de la demanda, en cuanto a la reducción de cargas o la autogeneración y la cogeneración. Con la implementación de estas recomendaciones se resolvería la vulnerabilidad de la generación hidráu-lica y le daría confiabilidad al sistema.

Mercado de servicios complementariosApunta a desarrollar servicios complemen-tarios en el mediano plazo, así como a evolucionar la manera como hoy se presta y se remunera el servicio del AGC

(Automatic Generation Control). Esta suge-rencia, como las dos anteriores, depende del

cambio a un modelo multinodal, en el que los costos de oportunidad, asociados a pagos de ser-vicios complementarios estén ligados a los precios nodales de la energía.

Marco institucionalEsta recomendación está relacionada con los temas de coordinación, regulación, monitoreo y vigilancia con los que debe

contar un mercado y que deben ejecutarse en el corto plazo. La capacitación, la regula-

ción, los códigos de conducta, así como los indica-dores de seguimiento y el análisis de la información serán claves para que los cambios que se sugieren operen de manera correcta. Este sería como el marco regulatorio, la parte práctica que permitiría que los cambios no solo se pongan en marcha, sino que operen de manera adecuada.

Colombia está rezagada si se compara con el mercado inglés, el nórdico o el estadounidense. Este estudio es un buen punto de partida.

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Seguimiento y control, una herramienta para la eficienciaCUANDO SE PONE EN MARCHA UN MODELO DE GESTIÓN INTEGRAL ENERGÉTICA ES FUNDAMENTAL INICIAR UN PROCESO DE MONITOREO PARA DETERMINAR SI ESTÁ FUNCIONANDO ADECUADAMENTE, DE QUÉ ORDEN SON LOS AHORROS Y QUÉ SE DEBE AJUSTAR.

No basta con medir los niveles de consumo ni contar con las típicas curvas de voltaje o amperajes. Además de hacerles seguimiento a las variables

normales, se deben incluir aquellas asociadas al control operacional de costos y procesos. El monitoreo incluye cinco aspectos fundamentales:

Diseño de indicado-res energéticos ade-

cuados. Esto garantiza que se tomen decisiones con base en datos reales y que

vayan más allá de un índice estático de consumo o de

promedios históricos.

Establecer un árbol de indicadores acorde con la

actividad productiva. Esta herra-mienta permite tener una visión

general del estado de los indicadores comunes a la organización. Considera

tanto el indicador de desempeño energético global como los indicado-

res asociados a los equipos cla-ves y a procesos productivos

específicos.

Una red de medición que responda al árbol de

indicadores. Para lograrlo es indispensable contar con redes con mayor conectividad, redes inteligentes, tecnología, que

capturen la información necesaria para contro-

lar y gestionar.

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Si bien estos son los pasos funda-mentales para la implementación del monitoreo y control, resulta importante aclarar que las variables de control que se miden dependen del proceso pro-ductivo. Aunque existe un desempeño energético global, es claro que según el

proceso productivo habrá unos indica-dores y unas variables que deben con-siderarse. Si bien una compañía puede dedicarse a la fabricación de un pro-ducto en particular, puede contar con distintas líneas que involucren cambios en el proceso productivo y consumos de

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energéticos distintos, lo que implica que para cada línea se diseñen indicadores puntuales que posibiliten una medición, seguimiento y control más efectivo.

La inversiónLos costos de implemen-tación son variables, dependen del tamaño de las compañías y aunque

se requiere una inversión, los beneficios en cuanto a

los ahorros –cuando se moni-torean variables críticas– pue-

den ser muy significativos en la factura global. Un ahorro de 5% o 7% puede ser definitivo para la competitivi-dad de una compañía.

Más que invertir en equipos costosos, lo más importante consiste en asegurarse de que son los adecuados. No siempre las grandes marcas ofrecen el servicio que la organización requiere. Por eso es impor-tante no solo asesorarse a la hora de hacer una inversión de este tipo, sino trabajar de la mano con las áreas de sistemas, mantenimiento, automatización, control y compras para encontrar la alternativa más adecuada. No necesariamente lo más costoso significa la mejor solución.

Para adelantar un proceso de monitoreo y control es necesario considerar los indicadores, el árbol de indicadores, la red de medición y las personas que participan en el proceso.

Asociado al punto 3, se debe garantizar

que existe un plan de cali-bración y parametrización adecuado de los equipos y dispositivos inherentes a los sistemas de captura

y medición.

Factor humano. El conocimiento especia-

lizado de los responsables del consumo energético es definitivo

a la hora de tener indicadores que proporcionen información confiable

y que permita gestionar y tomar las medidas adecuadas, haciendo

uso de los indicadores de fácil entendimiento para todos

los trabajadores.

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El cambio climático es una reali-dad cada vez más palpable. Las

variaciones climáticas se dan tanto por fenómenos locales como globales, natura-les e inducidos por el hombre, que están conectados. Por lo tanto, las perturba-ciones climáticas observadas en deter-minada región del planeta pueden verse reflejadas de diferentes maneras en otras regiones del mundo.

Cada región tiene características ambientales propias que son influidas por otras con génesis a pocos o miles de kilómetros. Estos fenómenos los estudia la climatología, ciencia que analiza las condiciones medias del clima y sus modi-ficaciones en el tiempo.

Andrés Felipe Hurtado Montoya, Profe-sional Energético Operativo de ISAGEN, explica que existen fenómenos globales de largo alcance, como el fenómeno de El Niño, el cual trae consigo cambios muy significativos en los flujos de energía en el planeta y altera la temperatura a escala global e impacta considerablemen-te diferentes regiones, como es el caso de Colombia, donde la disponibilidad del recurso hídrico se ve fuertemente afectada.

También existen fenómenos locales como las denominadas islas de calor, las cuales son urbes donde acciones del hombre como el cambio del uso del suelo y la emisión de gases contaminantes han llevado a la

Un reto local y global: mitigar los cambios del climaLAS VARIACIONES CLIMÁTICAS SE RELACIONAN CON PATRONES NATURALES, CON EL CAMBIO CLIMÁTICO Y TAMBIÉN CON FENÓMENOS LOCALES PROPIOS DE DETERMINADA REGIÓN. EL PLANETA DEBE ACTUAR Y CADA PAÍS DEBE INTERVENIR Y CONTRARRESTAR CON ACCIONES Y CONOCIMIENTOS PROPIOS.

formación de un microclima caracterizado por mayores temperaturas en comparación con sus condiciones naturales.

Un claro ejemplo de cómo puede verse afectada una localidad por diferentes fac-tores fue lo observado en Medellín durante algunos días de marzo. La fisiografía pro-pia del valle de Aburrá, junto con la transi-ción de una temporada de verano a invier-no, favoreció los procesos de inversión térmica en la ciudad, en los cuales el aire que se encontraba cerca de la superficie no se pudo elevar a mayores alturas, lo que impidió de esta manera que durante varias horas de la mañana la gran cantidad de contaminantes que diariamente emite la ciudad migrara a capas superiores de la atmósfera, para después ser evacuada por los vientos. Lo anterior, junto con fenómenos no muy comunes como el polvo de las

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Las transformaciones se evidencian en el cambio de los patrones climatológicos e hidro-lógicos y un país como Colombia es altamente vulnerable por sus características geográficas y gran biodiversidad. Su posición geográfica en el trópico, sus diferentes pisos térmicos y su ubicación entre la cuenca del Amazonas y los océanos Pacífico y Atlántico conforman un marco espacial para Colombia.

Las variaciones del planeta por la emisión sostenida y creciente de contaminantes, con prevalencia del dióxido de carbono, son ya conocidas: deshielo en zonas polares, aumento del nivel del mar, lluvias torrenciales o sequías de mayor intensidad y frecuencia. “El que esto sea ya un hecho con muchas evidencias, nos reta a investigar y entender sobre sus efectos”, afirma Hurtado. Agrega que “debemos conocer cómo nos están afectando, cómo esperamos que sean las condiciones futuras, cómo van a ser esos impactos para poder-nos preparar”. Explica, además, que las investi-gaciones sobre el tema por lo general abarcan escalas espaciales grandes por tra-tarse de un tema global y, por lo tanto, faltan mayo-res esfuerzos para conocer los impactos sobre nuestras condiciones particulares. “Los mode-los climáticos cubren actualmente grandes escalas y no van al detalle región por región. En nuestro país tenemos el reto de estudiar, de investigar, para poder afrontar la proble-

mática mundial del cambio climático”.La interconexión del planeta en

términos del clima es evidente, por tal razón el entendimiento de estos fenómenos posibilitará que cada actor, en sus dife-rentes roles, aporte soluciones y asuma responsabilidades

en el momento de mitigar los abusos históricos con el medioambiente.

arenas del Sahara, transportado por los vientos alisios, y el humo de incendios forestales de distintas regiones, conformó un marco complejo y particular en la ciu-dad. “El proceso de inversión térmica en esta ciudad obedece tanto a condiciones naturales asociadas a la forma del valle de Aburrá como a condiciones climáticas, mientras que la carga contaminante obe-dece al comportamiento de los seres huma-nos que han afectado el medioambiente y que deben modificar con el fin de evitar contingencias cada vez más severas”, afir-ma el ingeniero Hurtado.

Todo confluye, todo se relacionaLa Tierra tiene su dinámica climática. El motor es la energía solar que permite la formación de sistemas de circulación atmosférica y oceánica que están interre-lacionados y en ellos se dan los procesos de redistribución de energía. Esa modulación climática es a gran escala y afecta todos los lugares del planeta, “y en la medida en que el clima esté experimentando una importante variación como consecuencia del cambio climático, las diferentes regio-

nes del planeta se verán afectadas de una manera u otra”, añade Hurtado.

Colombia tiene un reto muy grande: el de preparación y mitigación de los efectos asociados al cambio climático.

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Biogás, alternativa para generar electricidad y calorEL APROVECHAMIENTO DE LOS DESECHOS GENERADOS POR LAS INDUSTRIAS PORCÍCOLA, AVÍCOLA Y BOVINA NO SOLO PUEDE RESOLVER UN PROBLEMA AMBIENTAL, SINO GENERAR CALOR Y ELECTRICIDAD.

En el planeta somos apro-ximadamente 7.300 millo-

nes de personas y se calcula que la producción de carne es de 312 millones de toneladas al año, entre res, aves y cerdo princi-palmente. Se estima que la pri-mera fuente emitida que acelera el calentamiento global proviene del metano generado en los sec-tores porcícola, avícola y bovino. Por eso la regulación mundial, entre otros aspectos, a fin de mitigar este impacto, obliga a

capturar el metano proveniente de la descomposición de las heces fecales de estos animales para quemarlo posteriormente.

Así, el manejo de este desecho (biogás), en vez de ser un pro-blema puede convertirse en una solución al abastecimiento ener-gético. El biogás es un combus-tible que se forma a partir de la descomposición de materia orgá-nica (biomasa). El compuesto que le da su valor energético es el metano (CH4) que representa

entre 50% y 75% del gas. Casi todo lo demás corresponde a dió-xido de carbono (CO2), pero suele tener otros compuestos, que actúan como impurezas y puede ser necesario retirarlos, depen-diendo del uso final.

El biogás se produce en ausen-cia de oxígeno, por la acción de distintos tipos de bacterias, pro-ceso que se conoce como diges-tión anaeróbica.

Las fuentes de biomasa para dar origen al biogás son muy

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versátiles: lodos de plantas de tratamiento de aguas servidas (PTAS), los residuos sólidos urbanos (RSU) de rellenos sani-tarios y vertederos, estiércoles, purines y riles de la actividad pecuaria, los restos de la activi-dad agrícola o industrial y las plantaciones energéticas. Estos materiales se suelen llamar sus-trato orgánico.

Para aprovecharloEl biogás se utiliza en calde-ras para producir calor, como combustible para vehículos en el transporte, en motores o tur-binas para generar electricidad, purificado para introducirlo en redes de gas natural, o como material base para la síntesis de metanol, un producto de alto valor agregado.

Un subproducto importante es el digestato (o “lodo digerido”),

material líquido o sólido que queda al terminar el proceso. Contiene nitrógeno, fósforo, pota-sio, calcio y otros elementos. Se emplea como fertilizante y mejo-rador del suelo.

El valor energético de 1 m3 de biogás con 60% de metano y 40% de CO2, equivale aproximada-mente a 0,7 litros de gasolina; 2,4 kW/hora de electricidad; 0,6 m3 de gas natural o 1,3 kg de madera.

ALGUNOS EJEMPLOS

A continuación dos casos que muestran la apli-cabilidad y los beneficios del aprovechamiento de este bioenergético.1. La empresa Grossfurtner, localizada en

St. Martin, recibe anualmente 550.000 cerdos y 50.000 vacunos. Es el matadero más grande de Austria. La compañía se planteó resolver dos problemas, el alto consumo de energía (gas natural y electricidad) y los costos de dis-posición de los residuos. Para ello decidió ins-talar un sistema de biogás para el tratamiento de residuos y generación de energía, que cuenta con tres biodigestores de 600 m3 y dos de 1.000 m3 y un generador de electricidad de ciclo combinado de 525 kW eléctrico y 525 kW térmico. Antes de ingresar al biodigestor se realiza el pretratamiento con pasteurización.Sustrato para el biodigestor: se alimenta exclusivamente de residuos del matadero. Ingresan anualmente al biodigestor 2.000 m3 de sangre, 1.000 toneladas de contenido de rumen, 3.000 toneladas de contenido de colon y 4.000 toneladas de material de la separación de grasa.Producción de energía: la planta produce 5.000 m3 de biogás por día, con un contenido de metano de entre 67% y 69%. La energía generada se utiliza en parte para autoconsu-mo y los excedentes son inyectados a la red pública. La energía térmica cubre 75% de la demanda de calor. Desde 2013, cuando entró en operación, vende energía a un precio pro-

medio de 0,11 euros/kWh. La inversión del sistema fue aproximadamente de 1,8 millones de euros.

2. La empresa Joluwa en Nivelles, Bélgica, se dedica a la producción de frutas y verduras. Posee una planta de producción de endivias que procesa entre 15 y 17 toneladas por día.Utiliza un tanque en donde ocurre la hidróli-sis y acidogénesis, un biodigestor con diseño patentado llamado HYFAD de 50 m3, en donde se produce 75% del metano y luego para la posdigestión se genera el restante 25% del metano que produce el sistema. El tiempo de retención hidráulica promedio es de 45 días. Posee un cogenerador de 10 kW.Sustrato para el biodigestor: residuos de la elaboración de la cerveza con una DQO de 5 g/l.Producción de energía: produce aproxima-damente 500 m3 de biogás por hora y se gene-ran 8.700 MWh eléctricos por año. La electrici-dad obtenida se utiliza para autoconsumo y el calor es usado en parte para calentar el biodigestor y en el proceso de la elabora-ción de la cerveza. La empresa recibió un reembolso de la inversión de USD1.000.000 otorgado por un programa de incentivos a la autogeneración. Gracias a esto, la tasa de retorno del proyecto fue de medio año. Los ahorros anuales en costos de electricidad son de USD936.178. La inversión del sistema fue aproximadamente de USD1.474.000.

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Un enfoque práctico y efectivo para la seguridad de su personalPARA ESTA EMPRESA, INTEGRANTE DE LA RED DE SOCIOS TECNOLÓGICOS DE ISAGEN, PRESERVAR LA INTEGRIDAD DE SUS EMPLEADOS ES UNA PRIORIDAD CONSTANTE.

Velar permanentemente por prácticas en el Sistema

de Gestión de la Seguridad y Salud en el Trabajo (SG-SST), destacándolas incluso sobre los aspectos técnicos, y convertir la seguridad en un hábito como parte de la cultura organizacio-nal son estrategias que Instelec S.A. implementa para preservar la integridad de sus empleados.

Instelec S.A. es una empre-sa de ingeniería eléctrica con sede en Medellín, con 44 años de trayectoria y hace parte de la Red de Socios Tecnológicos de ISAGEN. Su especialidad es la construcción y el mantenimiento de líneas de alta tensión, redes de distribución de energía eléc-trica y telecomunicaciones.

Para lograr que su personal asimile prácticas que los bene-ficien, esta empresa ofrece

diariamente charlas antes de ini-ciar las labores, involucra en los comités técnicos a los líderes de SG-SST, realiza auditorías inter-nas para el control del proceso y cumple con los requisitos lega-les que le exige la normatividad colombiana.

En busca del mejoramiento con-tinuo, asumió la prevención desde la filosofía de “Dime y lo olvido, enséñame y lo recuerdo, invo-lúcrame y lo apren-do”, por lo que hace partícipe al personal operativo de la cons-trucción de los procedimientos e instructivos. Así mismo, dinami-zó las actividades de formación, capacitación y entrenamiento.

En una decisión sustentada en la promoción en salud, han

implementado sistemas de vigi-lancia epidemiológica osteomus-cular, visual, auditiva y segui-miento a perfiles sociodemográ-ficos. Instelec S.A. ofrece a sus empleados capacitación, entre-namiento e implementación de

planes de emergencia y realiza mediciones ambientales de ruido, de iluminación y monitoreo de agua, así como jornadas de salud en los proyectos, con el objetivo de fomentar el autocuidado e incentivar hábitos y estilos de vida saludables.

Instelec S.A. asumió la prevención desde la filosofía de “Dime y lo olvido, enséñame y lo recuerdo, involúcrame y lo aprendo”.

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CREG AJUSTA NORMAS PARA INCENTIVAR LA RESPUESTA DE LA DEMANDA En la pasada edición presentamos las reso-luciones transitorias expedidas por la CREG para incentivar la respuesta de la demanda. A inicios de abril, la Comisión de Regulación expidió la Resolución 039 de 2016, por la cual implementó ajustes a la liquidación de los incentivos y penalizaciones a la deman-da regulada que fueron establecidos en la Resolución CREG 029 de 2016.La nueva norma indica que el valor del incentivo y la penalización debe ser igual al Costo Unitario del servicio (CU), valor que se calcula para cada mes y está expresado en $/kWh, y reemplaza el valor de 450 $/kWh, establecido discrecionalmente en la Resolución 029.La Resolución 039, además, incorporó ajustes a las condiciones para considerar la reducción de consumo de los clientes, buscando un mecanismo más trans-parente para los usuarios, debido a que la Resolución CREG 029 de 2016 condicionaba el pago del incenti-vo al usuario a la disminución neta en el consumo en el mercado de comercialización del usuario.También se incorporaron precisiones sobre la apli-cación del mecanismo de incentivo y penalización por consumo para usuarios con subsidio (usuarios regulados de estratos 1, 2 y 3), usuarios con ciclo de facturación superior a un mes y usuarios en mora o suspensión del servicio, así como los consumos de referencia para usuarios sin historia de consumos y la referencia para usuarios con servicio prepagado.Estas normas son transitorias, se expidieron para incentivar el ahorro de energía debido a la condi-ción crítica de aportes hidrológicos en el Sistema

Interconectado Nacional, y tienen una vigencia máxi-ma de seis meses a partir de su fecha de publica-ción en el Diario oficial. Es probable que una vez se declare de manera oficial el fin de la etapa crítica de aportes, la CREG derogue estas medidas.

Nueva propuesta para la remuneración de transmisión y distribución de energíaA inicios de 2015, la Comisión de Regulación publi-có, para comentarios, una propuesta para ajustar la metodología de remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía.Recientemente, la CREG presentó una nueva pro-puesta para la remuneración de estas actividades por medio de las Resoluciones CREG 024 y 025 de 2016.La Comisión recibió comentarios a estos proyectos por parte de los agentes y público interesado duran-te el mes de abril. Se espera que las normas con la metodología definitiva sean publicadas en el segundo semestre de 2016.

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