TABLA DE CONTENIDO

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1. INTRODUCCION 4

2. OBJETIVOS 5

2.1. OBJETIVO GENERAL 5

2.2.OBJETIVOS ESPECIFICOS 5

3. CONTENDIO 6

3.1. HISTORIA DE LA GENERACION Y DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA EN COLOMBIA 6

3.2. REFORMA REALIZADA EN 1994 AL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO (Ley 143 de 1994) 9

3.2.1. CAPITULO I (artículos del 1 al 10). 9

3.2.2. CAPITULO II (artículo 11). 9

3.2.3. CAPÍTULO III (Artículos 12 al 19) 10

3.2.4. CAPITULO IV (Artículos 20 al 24) 10

3.2.5. CAPITULO V (Artículos 21 al 27) 10

3.2.6. CAPITULO VI (Artículos 28 al 32) 10

3.2.7. CAPITULO VII (Artículos 33 al 38) 11

3.2.8. CAPITULO VIII (Artículos 39 al 41 12

3.2.9. CAPITULO IX (Artículos 42 al 49) 12

3.2.10. CAPITULO X, XI y XII (Artículos 50 al 68). 12

3.3. CREG (COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS) 13

3.4. EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y GENERACIÓN DE ENERGÍA. 15

3.4.1. Generación. 15

3.4.2. Distribución. 23

3.5. PROYECCIONES DEL SISTEMA ENERGETICO COLOMBIANO 25

3.6. PLAN DE EXPANSION EN GENERACION 25

3.7. PROYECTOS DE GENERACION 27

3.8. PLAN DE EXPANSION EN TRASMISION 27

3.9. PROYECTOS MÁS RELEVANTES 30

4. CONCLUSIONES 32

5. BIBLIOGRAFIA 33

1. INTRODUCCION

El presente documento muestra una mirada general a al sistema de generación y distribución de la energía eléctrica en Colombia, enfocándose desde sus orígenes en el siglo XIX, y describiendo su evolución y expansión en términos de infraestructura y desarrollo, abordando de manera mas profunda los cambios dados en materia política y como estos propiciaron un mejoramiento en este sector.

Luego se describen algunas empresas que participan activamente en la generación y distribución del servicio eléctrico y de cómo el país realiza un plan de desarrollo para la optimización del servicio a mediano y largo plazo.

Por ultimo se pretende que con la información recopilada se muestre como Colombia sobresale en el sector eléctrico y como las empresas apoyadas desde el estado buscan herramientas e innovaciones con el propósito de brindar de la mejor forma posible este servicio.

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2. OBJETIVOS

2.1. OBJETIVO GENERAL:

Conocer el funcionamiento del sector eléctrico desde lo normativo hasta las empresas que participan actualmente.

2.2. OBJETIVO ESPECIFICOS:

Abordar las leyes que dieron origen al actual sector eléctrico colombiano. Identificar aquellas empresas que actualmente se encuentran contempladas en los

planes de generación y distribución de energía. Informar del manejo estatal que realiza el gobierno respecto a tarifas costos y

regulación del servicio Reconocer los principales proyectos a llevarse a cabo en el país para la ampliación de la

capacidad de generación y distribución

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3. CONTENIDO

3.1. HISTORIA DE LA GENERACION Y DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA EN COLOMBIA

El inicio de la energía eléctrica pública en Colombia tuvo origen en su capital, cuando la compañía Bogotá Electric Light Co ilumino las calles más transitadas de Bogotá el 7 de diciembre de 1889, durante los 30 años siguientes se genero energía eléctrica en otras ciudades importantes en Colombia: en Bucaramanga a cargo de la Compañía Eléctrica Anónima de Bucaramanga Limitada iluminando 30 bombillas del Paseo del Comercio el 30 de agosto de 1891, esta compañía se instaló en Chitotá y sus turbinas eran movidas gracias al rio Suratá; en Medellín la Compañía Antioqueña de Instalaciones Eléctricas fue la encargada de suministrar este servicio a la ciudad de la eterna primavera en el año de 1898 inaugurando la planta Santa Helena, inicialmente se instalan 150 focos de arco para el alumbrado público y 3.000 lámparas incandescentes particulares; en Cali, los señores Henry J. Eder, Ulpiano Lloreda, Benito López y Edwar Mason construyeron la planta hoy conocida como Rio Cali 1 a través de la empresa La Cali Electric Light & Power Company logrando encender la luz en esta ciudad en el año de 1910.

Ya en 1930 el país contaba con 45 MW de potencia en su territorio instalada para 7 millones de habitantes, es alrededor de 6 KW para 1000 personas, hoy en día se utilizan 300 KW para 1000 personas.

El gobierno comenzó a sentar las bases sobre la reglamentación y tarifas de las empresas electrificadoras con la ley 109 de 1936 y el decreto 1606 de 1937. Con estas normas, la nación tiene el control de las tarifas a la prestación del servicio creando así el Departamento de Empresas de Servicios Públicos. Se inicia la construcción de plantas gracias a la ley 26 de 1938 donde se levantaron las plantas del Chidral, la Chec (Central Hidroeléctrica de Caldas Limitada) y la Hidroeléctrica del rio Lebrija.

La ley 80 de 1946 se crea Electraguas (Instituto Nacional de Aprovechamiento de Aguas y Fomento Eléctrico) que impulsaría la creación y desarrollo de plantas departamentales, beneficiando a 13 departamentos y la construcción de la Central Hidroeléctrica del Bajo Achicayá (Valle del Cauca) y la Central Hidroeléctrica La Esmeralda (Caldas). Electraguas se transformó en el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica en 1968.

El 6 de agosto de 1955 fue creada el Grupo Empresarial EPM (Empresas Publicas de Medellín), al cual, el Consejo Administrativo de Medellín fusionó en un establecimiento autónomo cuatro entidades hasta ese momento independientes: Energía, Acueducto, Alcantarillado y Teléfonos.

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Para los años 60, el país tenía una capacidad instalada de 1900 MW para 1250000 habitantes, pero existían extensas zonas donde carecían de este servicio.

En el año de 1955, los ingenieros José Tejada y César Cano presentaron un plan de interconexión de alto voltaje al primer congreso de electrificación en Manizales. En la Universidad Pontificia Bolivariana de Medellín en el año de 1956, dos estudiantes presentaron una tesis de grado denominada “Proyecto de un Sistema de Interconexión Eléctrica de Colombia”, este proyecto se hiso realidad 11 años después de su presentación.

El 8 de noviembre de 1966 las empresas más importantes generadoras de energía eléctrica (EEB, EPM, la CVC y el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica) firmaron un acuerdo de interconexión de sistemas y aumentar la capacidad de generación. Un año más tarde se creó una empresa encargada de la interconexión entre las empresas y el fomento de proyectos de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del país al cual se le denomino Interconexión Eléctrica S.A. –ISA.

Desde ese momento, ISA construye, mantiene y administra la red de transmisión a alto voltaje del país; planea, coordina y supervisa las operaciones sistema de interconectado colombiano. ISA tendría como mínimo el 33% de la capacidad generada de todo el país.

Entre 1970 y 1990 la generación y distribución de energía eléctrica dio un salto enorme, como la construcción de grandes proyectos (San Carlos, Chivor, Betania, Guatapé, Guavio, etc.) que hoy abastecen la demanda nacional, con 6585 kilómetros de línea y 7700 MW de capacidad. Pero este gran desarrollo no tuvo una adecuada financiación para garantizar su sostenibilidad.

El 60% de los recursos para la expansión eléctrica del país fue financiado por la banca multilateral. El Banco Mundial otorgo a empresas del sector 15 créditos de US$ 1940 millones. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) también aporto al desarrollo con 20 créditos. Estos bancos se forzaban para que los proyectos fueran realizados, pero para no arriesgar sus ganancias, exigían el aval a la nación, la cual represento el 40% del endeudamiento externo.

La nación ante tal eventualidad, respondía tomando control accionario de la mayoría de electrificadoras departamentales y de ISA.

Los gobiernos también eran culpables de lo que acontecía, gobierno tras gobierno recurrieron a la fácil evasiva de congelar las tarifas de electricidad para controlar la inflación característica ente los años 70 y 80. La gota que rebosó la copa de esta política se alcanzo en el mandato de Belisario Betancourt, que por medio de la crisis de la deuda, devaluó el peso hasta un 50% en un año.

A principios de los noventa, el país vivía un cruento fenómeno del niño, la cual tenía

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temperaturas muy elevadas y sequias extensas. Los embalses de los ríos disminuyeron

ostensiblemente sus niveles llegando a aproximadamente 20% de su capacidad. Como la generación de energía dependía mayormente de las termoeléctricas en la zona atlántica e hidroeléctricas del centro del país, no había otra elección que apagar al país por horas ya que las represas y embalses tenían una bajo nivel de aguas.

El 2 de marzo de 1992 el gobierno decreto el racionamiento en todo el país que consistía en dejar sin luz de manera intermitente, partes del territorio y disminuir en un 3% la demanda de energía eléctrica. Este apagón se supero en febrero de 1993 cuando aumentaron los niveles de los embalses.

Tras esta crisis energética que sufrió el país, este ha realizado grandes avances hasta el día de hoy para que la probabilidad de que vuelva a suceder una crisis como esta sea más baja.

Las principales privatizaciones del sector eléctrico fueron obra del gobierno de Samper y del de Antanas Mockus, en Bogotá.

Las leyes 142 y 143 de 1994 hicieron que algunas empresas públicas cerraran y otras se resistieran a seguir operando. ISA dio paso a dos grandes empresas: ISA de transmisión, que ocupa gran parte de América Latina e ISAGEN, la tercera empresa más grande del país con proyecciones internacionales; de la Empresa de Energía de Bogotá surgieron: Emgensa (dedicada a la generación de energía eléctrica y comercialización en el Mercado No Regulado) y Codensa (dedicada a la distribución y comercialización de energía eléctrica), la Empresa de Energía de Bogotá es hoy cabeza de una gran grupo empresarial dominante en el transporte de gas y con presencia en América Latina; EPM conserva su liderazgo en el sector eléctrico colombiano e incursiona en otros países como Panamá y Guatemala.

Desde el fenómeno del niño del año 1992 se han registrado 2 acontecimientos similares, en los años 1989 a 1990 y 2009 a 2010, en estas dos veces no se apago un solo foco por deficiencia energética en las hidroeléctricas o termoeléctricas, solo a principios de la presente década la guerrilla ha querido doblegar al pueblo Colombiano derrumbando torres eléctricas, pero ni en los peores momentos de interrupción del servicio, el suministro alcanzo un 0,4% de demanda. Todas la localidades del sistema interconectado disfrutan de una servicio continuo y confiable.

El sector cuenta hoy con una institucionalidad como lo son la Secretaria de Seguridad Pública (SSP) y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) que han contribuidos con su desarrollo.

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3.2. REFORMA REALIZADA EN 1994 AL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO (Ley 143 de 1994)

La reforma realizada en el gobierno del presidente Cesar Gaviria en lo correspondiente al sector eléctrico estableció el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, además de conceder autorizaciones y dar otras disposiciones en materia energética.

Desde que fue decretadas la ley 143, ha sido reformada 2 veces; en 1999 mediante el decreto 2474 “por el cual se reestructuran las comisiones de regulación y se dictan otras disposiciones “, y en el 2007 mediante la ley 1151 en el cual se expidió el Plan Nacional de Desarrollo 2006-2010.

Con las reformas llevadas a cabo, la Ley 143 cuenta con 13 capítulos y 97 artículos.

3.2.1. CAPITULO I (artículos del 1 al 10).En este capítulo se define los objetivos para los cuales esta decretada, como lo son establecer el régimen de las actividades del sector eléctrico y delegándole las funciones constitucionales y legales al ministerio de Minas y Energía, el cual en ejercicio de sus funciones (regulación, planeación, coordinación y seguimiento) definirá los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía.

El estado define el servicio de electricidad como público y le corresponde la promoción de libre competencia en las actividades del sector, regular aquellas situaciones en que por razones de monopolio natural la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos económicos, alcanzar una cobertura a las diferentes regiones entre otros.

También se establece la participación en las actividades del sector eléctrico de empresas de carácter público, privado y/o mixto siempre y cuando cumplan con una serie de requisitos de tipo ambiental, sanitaria y los de orden municipal que les sean exigidos. Se delega a la Superintendencia de Servicios Públicos el control de eficiencia y calidad del servicio público de electricidad y el control, inspección y vigilancia de las entidades que prestan el servicio público de electricidad.

3.2.2. CAPITULO II (artículo 11).Se definen ciertos aspectos especiales en cuanto al sistema de interconexión, generación y distribución como lo son:

Sistema interconectado nacional: Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

Red Nacional de interconexión: Conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales.

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Redes regionales o interregionales de transmisión. Libertad Regulada: Régimen de tarifas mediante el cual la Comisión de Regulación de

Energía y Gas fijará los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de electricidad podrán determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos.

Al mismo tiempo se definen términos como, usuario regulado y no regulado, autogenerador y consumo de subsistencia, los cuales van enfocados a las personas jurídicas o no que opten por su derecho al servicio eléctrico.

3.2.3. CAPÍTULO III (Artículos 12 al 19).Se modifica la Unidad de Planeación Minero-Energética creada en 1992, como Unidad Administrativa Especial, adscrita al Ministerio de Minas y Energía y se encargara de establecer los requerimientos energéticos de la población y los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolución más probable de las variables demográficas y económicas y de precios de los recursos energéticos y la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energéticos existentes, convencionales y no convencionales. Además tendrá como funciones la de evaluar la rentabilidad económica y social de las exportaciones de recursos minero-energéticos y la conveniencia de desarrollo económico y social de fuentes y usos energéticos no convencionales, además de ser la encargada de elaborara los planes de expansión del Sistema de Interconexión Nacional.

3.2.4. CAPITULO IV (Artículos 20 al 24).La regulación del servicio será ejercida por parte del Estado en cabeza de la Comisión de Regulación de Energía y Gas y tendrá como función fundamental 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 esta función, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas estará conformada por el ministro de Minas y Energía, el Ministro de hacienda y Crédito Público, por el director de Planeación Nacional y 5 expertos en materia energética nombrados por el presidente de la República.

3.2.5. CAPITULO V (Artículos 21 al 27).Se establecen las condiciones para las empresas en la generación del servicio eléctrico y los criterios de formación como lo son las plantas generadoras y las respectivas líneas de interconexión. Todas las empresas energéticas están sujetas a un Reglamento de Operación; en caso de incumplimiento dar lugar a sanciones impuestas por el CREG, además se establece que las entidades podrán vender la energía a las empresas generadoras acordando tarifas y acorde al Reglamento de Operación.

3.2.6. CAPITULO VI (Artículos 28 al 32). Se regula a las empresas que sean propietarias de de líneas, subestaciones y equipos señalados como elementos de la red nacional de interconexión, a través del Reglamento de Operación, y en caso de cualquier omisión en la obligación de proveer el mantenimiento de las líneas, subestaciones y equipos asociados y

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toda conducta que atente contra los principios que rigen las actividades relacionadas con el servicio de electricidad, dará lugar a las sanciones correspondientes. La conexión por parte de persona natural jurídica o no a cualquieras de las redes disponibles (nacional de interconexión, regional de transmisión, red de distribución, central de generación) impone las siguientes obligaciones:

Cumplir las normas técnicas que dicte el Ministerio de Minas y Energía Operar su propio sistema con sujeción a las normas que expida la Comisión

de Regulación de Energía y Gas y a los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Ejecutar las obras necesarias para la conexión de sus instalaciones y equipos a la red

nacional de interconexión.

Las empresas propietarias de redes de interconexión, transmisión y distribución permitirán la conexión y acceso de las empresas eléctricas, de otros agentes generadores y de los usuarios que lo soliciten, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio y el pago de las retribuciones que correspondan.

Se crean dos modalidades para la vinculación de empresas propietarias de centrales de generación hacia las redes de interconexión, modalidad libre y modalidad regulada.

Se modifica el objeto social de la empresa Interconexión Eléctrica S.A que en lo sucesivo será el de atender la operación y mantenimiento de la red de su propiedad, la expansión de la red nacional de interconexión, la planeación y coordinación de la operación del sistema interconectado nacional, siendo adscrita al Ministerio de Minas y Energía, como una sociedad mixta.

3.2.7. CAPITULO VII (Artículos 33 al 38). La operación del sistema nacional de interconexión estará a disposición del Centro Nacional de Despacho y se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país. El Centro Nacional de Despacho tendrá como funciones específicas: Planear la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica; ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales; determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional.

Al mismo tiempo se crea el Consejo Nacional de Operación que tendrá 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.

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3.2.8. CAPITULO VIII (Artículos 39 al 41).Se establecen los criterios para las tarifas por el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional y los siguientes cargos a incluir: a) Un cargo de conexión que cubrirá los costos de la conexión del usuario a la red de interconexión, b) Un cargo fijo asociado a los servicios de interconexión y c) Un cargo variable, asociado a los servicios de transporte por la red de interconexión. Al mismo tiempo se establece que la CREG será la encargada de establecer la metodología de cálculo y aprobará las tarifas y métodos de pago

3.2.9. CAPITULO IX (Artículos 42 al 49).Se crean las condiciones para el régimen económico y tarifario y de las ventas de electricidad, considerando las transacciones de electricidad entre empresas generadoras, distribuidoras y a las que se dediquen a la comercialización. Los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables.

3.2.10. CAPITULO X, XI y XII (Artículos 50 al 68).En estos capítulos se regulan las disposiciones ambientales, el contrato de concesión y el ahorro, conservación y uso eficiente de la energía.

Las empresas públicas, privadas o mixtas, que emprendan proyectos susceptibles de producir deterioro ambiental tendrán la obligación de evitar, mitigar, reparar y compensar los efectos negativos sobre el ambiente natural y social generados en el desarrollo de sus funciones, de conformidad con las normas vigentes y las especiales que señalen las autoridades competentes; además están obligadas a obtener previamente la licencia ambiental de acuerdo con las normas que regulen la materia. Las empresas están en la obligación de informar a las comunidades afectadas, consultando con ellas primero, los impactos ambientales, segundo, las medidas previstas en el plan de acción ambiental y tercero, los mecanismos necesarios para involucrarlas en la implantación del plan de acción ambiental.

Las entidades territoriales mediante el contrato de concesión podrán confiar en forma temporal la organización, prestación, mantenimiento y gestión de cualquiera de las actividades del servicio público de electricidad a una persona jurídica privada o pública o a una empresa mixta, la cual lo asume por su cuenta y riesgo, bajo la vigilancia y el control de la entidad concedente. El concesionario deberá regirse por las condiciones y disposiciones legales que dispongan el Ministerio de Minas y Energía y sus entes controladores.

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El contrato de concesión establecerá claramente las condiciones de prestación del servicio; la forma y condiciones de remuneración para el concesionario, que se definirán teniendo en cuenta el servicio concedido; la duración y prórroga, entre otros.

Se establece el ahorro de la energía, así como su conservación y uso eficiente, es uno de los objetivos prioritarios en el desarrollo de las actividades del sector eléctrico y para ello se crea la División de Ahorro, conservación y uso eficiente de la energía, como dependencia del Instituto de Ciencias Nucleares y Energías Alternativas INEA, que tendrá como funciones principales: a) Establecer metas de ahorro, conservación y uso eficiente de energía, que sean realizables económicamente, b) Promover la formulación y ejecución de programas que propendan por el uso eficiente de la energía, c) Adoptar normas técnicas para la fabricación de equipos consumidores de energía y para la construcción de inmuebles, que propendan por el ahorro, conservación y uso eficiente de la energía, entre otros. Todos los proyectos relacionados con el sector eléctrico deberán tener un apartado que tenga presente las condiciones de ahorro, conservación y uso eficiente de la misma.

3.3. CREG (COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS)

Entidad que nace en el año de 1994 de las leyes 142 y 143 con el fin de administrar y controlar el funcionamiento de los servicios públicos. El objetivo principal del CREG es ayudar en la extensión del uso de los servicios de energía eléctrica, gas y gas licuado de petróleo al menor precio posible.

El CREG es nombrado desde la presidencia y se compone de:

Cinco expertos nombrados por el presidente Ministro de minas y energía Ministro de hacienda y crédito publico Director del departamento nacional de planeación

Una de las principales funciones del CREG es establecer tarifas dentro del territorio, aquí se resumen según estratos para el sector eléctrico:

TARIFA = VALOR

Tarifa estratos 1, 2 = CU - Subsidio

Tarifa estratos 3 = CU - Subsidio

Tarifa estrato 4 y Oficial = CU

Tarifa estrato 5, 6, i = CU + ContribuciónTabla N°1. Tarifas servicio eléctrico en Colombia

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El establecimiento de una tarifa es todo un proceso, donde se involucran cada una de las etapas que se necesitan para un óptimo aprovechamiento de la energía eléctrica, entre los que se encuentran: producción, transmisión, distribución, comercialización y administración.

Grafico N°1. Diagrama de los componentes de las tarifas organizadas por el sector eléctrico en Colombia.

Dónde:

Cf: Costos fijos de la comercialización de energía

G: Costo de producción de la energía en las plantas generadoras

T: Costo de transporte desde las plantas generadoras hasta las redes regionales de transmisión

D: Costo de transporte desde las redes regionales de transmisión hasta los usuarios finales

PR: Costo por las perdidas o disminuciones en la energía y transporte

R: Costo de las restricciones asociadas a la generación de la energía.

Cv: Costo asociado a las actividades comerciales tal como facturas, atención al usuario y publicidad.

Además de la tarifa establecida por el consumo unitario, según el ministerio de minas y transporte, existen términos como el subsidio, que se otorga para estratos relativamente bajos, cuando el costo de la factura es mayor a los ingresos de cada hogar.

Por otro lado, este subsidio es compensado con una contribución adicional equivalente al 20% de la tarifa de estratos 5,6 y mayores.

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Así mismo Colombia también desempeña actividades de exportación e importación, con países latinoamericanos como:

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES (Mw)ECUADOR

Importación 215Exportación 500VENEZUELAImportación 205Exportación 336

PANAMAExportación 300

TablaN°2. Tabla de importaciones y exportaciones de energía eléctrica en Latinoamérica.

3.4. EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y GENERACIÓN DE ENERGÍA.

El sector energético Colombiano está conformado por distintas entidades y empresas que cumplen diversas funciones en los mercados de generación, transmisión, comercialización y distribución de energía.

3.4.1. Generación: Actividad consistente en la producción de energía eléctrica mediante una planta hidráulica o una unidad térmica conectada al Sistema Interconectado Nacional.

Los agentes generadores conectados al Sistema Interconectado Nacional se clasifican como: generadores, plantas menores, auto generador y cogeneradores.

Generadores: son aquellos quienes efectúan sus transacciones de energía en el mercado mayorista de electricidad (generadores con capacidad instalada iguales o mayores a 20 MW).

Plantas menores: son las plantas o unidades de generación con capacidad instalada menor a los 20 MW.

Auto generadores: Es aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades.

Cogeneradores: Es aquella persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de cogeneración y que puede ser o no el propietario de cogeneración.

Las siguientes son algunas empresas de generación en el país:

ISAGEN:Posee y opera 6 centrales de generación, Ubicadas en los departamentos de Santander,

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Caldas, Antioquia y Tolima.Tiene una capacidad instalada de 2212 MW distribuidos en 1912 MW hidráulicos y 300 MW térmicos. En el 2012 contribuyo a satisfacer el 16,45% de la demanda de energía eléctrica de Colombia, ubicándola como la tercera generadora más grande a nivel nacional.Además, posee 150 MW de la interconexión con Venezuela.

Las centrales hidráulicas que posee son:1. Central hidroeléctrica San Carlos: Ubicada en el departamento de Antioquia.

Con más de 20 años de operación comercial, es la de mayor capacidad instalada en el país, con 1240 MW, distribuidos en 8 unidades de 155 MW cada una.

2. Central hidroeléctrica Jaguas: Posee una capacidad instalada de 170 MW y se encuentra localizada en el departamento de Antioquia, sobre las hoyas de los ríos Nare y Guatapé.

3. Central hidroeléctrica Calderas: Está ubicada en el departamento de Antioquia. Aprovecha las aguas de los ríos Calderas y Tafetanes produciendo anualmente 87 GWh.

4. Central hidroeléctrica Miel I: Localizada en el municipio de Norcasia, forma parte del potencial hídrico de oriente del departamento de Caldas, región conformada por los cauces de los ríos Guarinó, La Miel, Moro, Manso, Samaná sur y afluentes menores como los ríos Pensilvania y Tenerife. Posee una capacidad instalada de 396 MW en 3 Unidades.

5. Central hidroeléctrica del Río Amoyá: Se localiza en el sur del departamento del Tolima. Tiene una capacidad instalada de 80 MW en dos unidades de generación, puede generar una energía firme de 215 GWh/año y promedio de 510 GWh/año. Consiste en el aprovechamiento de las aguas de los ríos Amoyá y Davis con un sistema de captación a filo de agua, por lo tanto, no tiene embalse reduciendo así su impacto sobre el medio ambiente.

Las centrales térmicas que posee son:

1. Central Termocentro Ciclo Combinado: Está ubicada en el valle medio del rio Magdalena, en el corregimiento de puerto Olaya, municipio de Cimitarra (Santander). Posee una capacidad instalada de 300 MW, conformada por dos unidades turbogeneradoras a gas de 100 MW cada una y una unidad a vapor de 100 MW.

GECELCA:Es propietaria y atiende la operación y el mantenimiento de las unidades I y II de la central Termoguajira, con una capacidad neta de 151 MW cada una. Además

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Representa la planta de TEBSA en Barranquilla con 791 MW de Ciclo Combinado y 127 MW de Ciclo Abierto. Contando así con un total de capacidad efectiva neta de 1220 MW.

Las centrales térmicas que posee son:1. Planta Termoguajira (Propia): Ubicada en el municipio de Mingueo, Guajira,

está conformada por dos unidades turbo vapor de 151 MW, con capacidad para generar con combustible gas y carbón.

2. Planta TEBSA (Contratada): Cuenta con 918 MW de capacidad, conformados por una moderna planta de 791 MW en ciclo combinado y dos unidades turbo vapor una de 63 MW y la otra de 64 MW.

La planta de 791 MW corresponde a la de mayor capacidad, eficiencia y disponibilidad térmica en el mercado eléctrico colombiano, está conformada por cinco turbinas a gas y dos turbinas de vapor que opera en Ciclo Combinado con una eficiencia aproximada de 7308,5 BTU/kWh.

EPSA:Cuentan con 14 plantas de generación, una capacidad instalada de 959,5 MW, 274 km de redes de transmisión de 220 kV, aproximadamente 19300 km de redes de distribución de baja tensión (13,2 kV), media tensión (34,5 kV) y alta tensión (115 kV) y 75 subestaciones.Posee las siguientes centrales hidráulicas:

1. Río Cali 1: Está ubicada sobre la Cordillera Occidental a dos kilómetros (2 km) al Oeste de Cali.Trabaja en cascada y opera a filo de agua.Tiene una capacidad instalada de 1 MW.

2. Río Cali 2: Está ubicada a ocho kilómetros (8 km) al oeste de Cali en la vía al mar. Toma las aguas del río Cali y trabaja en cascada con la pequeña central de río Cali 1, así las dos operan a filo de agua.Tiene una capacidad instalada de 0,8 MW.

3. Nima : Está ubicada sobre la cordillera central Colombiana en el departamento del Valle del Cauca, aproximadamente a trece kilómetros (13 km) del centro de la ciudad de Palmira.Tiene una capacidad instalada de 4,7 MW.

4. El Rumor: Está ubicada a cinco kilómetros (5 km) del municipio de Tuluá, sobre la Cordillera Central colombiana. Aprovecha las aguas del río Tuluá para producir su generación. Tiene una capacidad instalada de 2,5 MW.

5. Ríofrio 1: Se encuentra situado en la parte occidental del Valle del Cauca.Tiene una capacidad instalada de 1 MW.

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6. Ríofrio 2: Se encuentra ubicada a tres kilómetros (3 km) del municipio de Riofrío en la parte baja de la Cordillera Occidental.Capta parte del río que lleva su nombre.Tiene una capacidad instalada de 10 MW.

7. Calima: Cuenta con una capacidad instalada de 132 MW y una energía media/anual de 180GWh.

8. Bajo Anchicayá: Está enmarcado dentro del perímetro del Parque Natural Los Farallones, cuenta con una capacidad instalada de 74 MW y una energía media/anual de 330 GWh.

9. Alto Anchicayá: Está localizada en el departamento del Valle del Cauca, 85 km al oeste de Cali en los límites de Buenaventura y Dagua.Cuenta con una capacidad instalada de 365 MW y una energía media/anual de 2291 GWh.

10. Salvajina: Se encuentra en jurisdicción del municipio de Suárez-Cauca, a 65 km al sur de Cali.Posee una capacidad instalada de 285 MW y una energía media/anual de 1050 GWh.

11. Hidroprado: Ubicado en la región Centro-Oriente del departamento del Tolima a 4 km de la cabecera municipal del prado y 200 km de Bogotá.Cuenta con una capacidad instalada de 52 MW.

AES CHIVOR & CIA S.C.A. ESP: Cuenta con un potencial instalado de 1000 MW y se encuentra ubicado en la jurisdicción del departamento de Boyacá, región del valle de Tenza, a 160 km de Bogotá. Es la 4o generadora de energía eléctrica en el país.

EMGESA:Cuenta con diez centrales de generación hidráulicas y dos térmicas, ubicadas en el departamento de Cundinamarca y Bolívar.Pertenece al grupo ENDESA, el cual cuenta con una capacidad instalada de 39642 MW.Las centrales hidráulicas que posee son:

1. Central hidroeléctrica Guavio con una capacidad instalada de 1213 MW.2. Central hidroeléctrica Betania con una capacidad instalada de 540 MW.3. Central hidroeléctrica Paraíso con una capacidad instalada de 276 MW.4. Central hidroeléctrica Guaca con una capacidad instalada de 324,6 MW.5. Central hidroeléctrica Charquito con una capacidad instalada de 19,5 MW.6. Central hidroeléctrica Tequendama con una capacidad instalada de 19,5 MW.7. Central hidroeléctrica Limonar con una capacidad instalada de 19,5 MW.8. Central hidroeléctrica La Tinta con una capacidad instalada de 19,5 MW.9. Central hidroeléctrica San Antonio con una capacidad instalada de 19,5 MW.10. Central hidroeléctrica La Junca con una capacidad instalada de 19,5 MW.

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Las centrales Térmicas que posee son:1. Central térmica Martin del Corral con una capacidad instalada de 240 MW.2. Central térmica Cartagena con una capacidad instalada de 208 MW.

TERMOTASAJERO S.A. E.S.P.:Su central generadora consiste en una unidad turbogeneradora a vapor, que opera con vapor a 127 kg/cm2 y 538oC con una capacidad de 163000 kW.

CELSIA:Empresa de servicio público especializada en los negocios de generación y distribución de energía eléctrica. Tiene una participación del 50,01% en la empresa de Energía del Pacifica S.A. E.S.P., EPSA, con presencia en el departamento del Valle del Cauca, Tolima y Cauca.Tiene una capacidad de generación de energía de 1777 MW, junto con Zona Franca Celsia, EPSA y CETSA, los cuales están representados en 18 centrales ubicadas en 6 departamentos de Colombia.

EPM:Cuentan con 25 centrales hidráulicas y con la central termoeléctrica la Sierra en ciclo simple y en ciclo combinado y con el parque eólico Jepírachi.Tiene una capacidad efectiva neta de 3257,6 MW, el 23,5% de la capacidad instalada nacional.Posee las siguientes centrales hidráulicas:

1. Minicentral Pajarito: Está ubicada en el municipio de Angostura en la margen derecha de la vía Medellín – Cartagena, al final del canal de descarga de las obras de desviación del río Nechí al río Pajarito.Genera 4,9 MW aprovechando una caída bruta de 124 metros y un caudal de 4.3 metros cúbicos por segundo (m3/s).

2. Minicentral Dolores: Se encuentra en la vereda Dolores. Genera 8,3 MW aprovechando una caída bruta de 99,5 metros y un caudal de 10,5 metros cúbicos por segundo (m3/s).

3. Central Troneras: Se encuentra ubicada en la jurisdicción de Carolina del Príncipe. Utiliza las aguas del río concepción, después de haber recibido la desviación de los ríos Nachí, Pajarito y Dolores.Posee dos unidades de 20 MW de capacidad efectiva neta.Aporta anualmente al sistema una energía media de 242 GWh y una energía firme de 202 GWh.

4. Central Guadalupe III: Está localizada aguas abajo de la central Troneras.Las aguas desviadas del embalse Troneras y las provenientes de la quebrada Cañasgordas son represadas en una bocatoma y conducidas a la casa de

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máquinas de esta central en donde se alojan seis unidades generadoras de 45 MW cada una.Contribuye a la energía media anual de EPM con 1617 GWh y a la energía firme con 1377 GWh.

5. Central Guadalupe IV: También conocida como Central Diego Calle Restrepo. Ubicada al Nordeste del departamento de Antioquia.Las aguas turbinadas en Guadalupe III descargan en un tanque de captación de 22000 metros cúbicos y son conducidas mediante un túnel a la casa de maquinas de esta central.La instalación generadora tiene una capacidad nominal de 216 MW y una capacidad efectiva neta de 202 MW. Aprovecha una caída bruta de 417 metros y un caudal de 23,48 metros cúbicos por segundo (m3/s). Sus aportes de energía media al sistema son de 1205 GWh al año y como energía firme de 1026 GWh al año.

6. Central Porce II: bautizada “Juan Gillermo Penagos Estrada”, se localiza al Nordeste del departamento de Antioquia.La principal fuente de alimentación es el río Porce, al sur de la ciudad de Medellín y desciende atravesando la parte central del departamento de Antioquia en dirección noroeste hasta desembocar en el río Nechí.Ésta central se compone de un embalse con capacidad de 142,7 millones de metros cúbicos (Mm3) en donde recibe también los vertimientos y descargas de agua de la central hidroeléctrica la Tasajera. En esta central se aprovecha en conjunto un caudal medio de 113,6 metros cúbicos por segundo (m3/s) con un salto bruto de 239,7 metros para una energía firme de 1294,5 GWh al año y una capacidad efectiva neta de 405 MW.

7. Central Porce III: Está ubicado a 147 km de Medellín, entre los municipios de Amalfi, Anorí, Gomez Plata y Guadalupe con el río Ponce como principal fuente de abastecimiento.La central tiene una capacidad efectiva neta de 660 MW en 4 unidades que producen 4254 GWh/Año.

8. Central Caracolí: Está ubicada en la cabecera municipal del municipio de Caracolí, a 154 km de Medellín. Posee 2 unidades generadores de 2,0 MW cada una. La capacidad neta registrada total es de 2,6 MW.Se aprovechan las aguas del río Nus, en un salto neto de 85 metros y un caudal de 2,5 metros cúbicos por segundo (m3/s).

9. Central Riogrande I: También es conocida como Mocorongo, Ubicada en jurisdicción de los municipios de Donmatías y Santa Rosa de Osos, a 54 km al Norte de Medellín.

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Fue declarada como planta menor de 19 MW aprovechando las aguas de la Cuenca del Río Grande.

10. Central Guatapé: Está ubicada en el sitio conocido como la Araña, jurisdicción del municipio de San Rafael, al Oriente del departamento de Antioquia, a 100 km de Medellín. Su capacidad instalada es de 560 MW (nominal y efectiva). Utiliza las aguas del río Nare, que se desvía al río Guatapé con el fin de aprovechar una diferencia de nivel de 810 m.Esta central contribuye al sistema con 2730 GWh de energía media anual.

11. Central Playas: Es conocido también como J. Emilio Vlderrama, está situado al Oriente de la ciudad de Medellín. Esta central hace parte del aprovechamiento de los ríos Nare y Guataé.Posee una capacidad instalada de 204 MW (nominal) y 201 MW (efectiva), bajo una cabeza neta de 276 metros. Esta central le aporta anualmente 1166,2 GWh de energía firme al Sistema.

12. Central Río Abajo: Se encuentra en jurisdicción del municipio de San Vicente, a 45 km de Medellín. Tiene una capacidad instalada de 1,25 MW.La central aprovecha las aguas del río Nare, con una caída neta de 86 metros y un caudal de 2 metros cúbicos por segundo.

13. Centrales Sonsón I y II: Ubicadas en jurisdicción del municipio de Sonsón, a 110 km de Medellín. Las dos centrales constituyen una cadena hidráulica. La central Sonsón I cuenta con una capacidad instalada de 10,75 MW y una capacidad real de 8,5 MW. Aprovecha las aguas del río Sonsón en un salto de 500 metros y un caudal disponible de 2 metros cúbicos por segundo.La central Sonsón II tiene una capacidad instalada de 12,5 MW con una sola unidad, pero su capacidad real es de 10 MW. Aprovecha las aguas turbinadas en la central Sonsón I en un salto neto de 520 metros y un caudal de 2 metros cúbicos por segundo.

14. Central La Herradura: Se encuentra ubicada en los límites de los municipio de Cañasgordas y Frontino a 142 km de Medellín.Posee una capacidad instalada de 19.8 MW y aprovecha una caída neta de 230,6 metros y un caudal de 5 metros cúbicos por segundo.

15. Central Támesis: Es conocida también como la central Julio Simón Santamaría, está localizada en la jurisdicción del municipio de Támesis, a 100 km de Medellín. La capacidad real de la planta es de 1,2 MW.La planta aprovecha las aguas del río Frío en un salto de 152 metros y un caudal disponible de 1,5 metros cúbicos por segundo.

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16. Central La Vuelta: Se encuentra localizada en jurisdicción de los municipios de Frontino y Abriaquí, a 160 km de Medellín.La central aprovecha una caída neta de 112,9 metros y un caudal de 12 metros cúbicos por segundo.

17. Central La Tasajera: Localizada en el municipio de Barbosa, al norte del Valle de Aburrá. Aporta 306 MW al sistema eléctrico nacional a través de 3 unidades tipo Pelton de 102 MW de capacidad efectiva neta cada una. Se Aprovecha una caída bruta de 933 metros y un caudal de 13,25 metros cúbicos por segundo por unidad.

18. Central Piedras Blancas: Está localizada en el paraje la Tablaza, zona nororiental de Medellín.Tiene una capacidad instalada de 10 MW. Su capacidad real es de 5 MW, aprovechando las aguas de las quebradas Piedras Blancas, Chorrillos, Quebraditas, Chorro Clarín y la Honda a través de un bombeo, las cuales confluyen en el embalse Piedras Blancas. El salto neto aprovechado es de 564 metros y un caudal real de 1 metro cúbico por segundo.

19. Central Ayurá: Se localiza en el municipio de Envigado, al suroeste de Medellín. Se sirve de las aguas desviadas del río Buey hacia el río Piedra, bombeado a su vez al pantanillo.La central tiene una capacidad instalada de 19 MW y aprovecha un salto neto de 350 metros y un caudal de 8,2 metros cúbicos por segundo.

20. Central Niquía: Localizada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá. Posee una capacidad efectiva neta de 54 MW, aprovecha una caída neta de 420,5 metros y un caudal de 6,09 metros cúbicos por segundo.

La central térmica que posee es: Central termoeléctrica La Sierra: Se localiza en el corregimiento La Sierra,

municipio de Puerto Nare. Su capacidad efectiva neta en ciclo combinado es de 460 MW, 294 MW en ciclo simple. Es la central de mayor eficiencia en generación térmica en Colombia, y la segunda en potencia.

También cuenta con un Parque eólico: Parque eólico Japírichi: Es el primer parque para la generación de energía

eólica en el país.Se localiza en la región nororiental de la costa Atlántica colombiana, entre las localidades del Cabo de la Vela y Puerto Bolívar, inmediaciones de Bahía Portete, en el municipio de Uribia.El parque tiene una capacidad instalada de 19,5 MW de potencia nominal contando con 15 aerogeneradores de 1,3 MW cada uno, sometidos a los vientos alisios que soplan casi todo el año a un promedio de 9,8 metros por segundo.

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3.4.2. Distribución: Actividad de transportar energía eléctrica a través de un conjunto de líneas y subestaciones que operan a tensiones menores a 220 kV, que no pertenece a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de transmisión municipal, distrital o local.

Las siguientes son algunas empresas de distribución en el país:

CHEC (Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.):Tiene por objetos la prestación del servicio público de energía, incluidos:

El servicio público domiciliario de energía. Las actividades complementarias de generación, comercialización,

interconexión y transmisión de energía y otras fuentes de energía dentro y fuera del territorio nacional.

Desarrollar actividades inherentes a los servicios públicos domiciliarios. La comercialización de toda clase de productos, bienes y servicios. Prestar los servicios de calibración e inspección de medidores,

transformadores e instrumentación eléctrica.

CEDENAR (Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P.):Tiene como Misión generar, distribuir y comercializar la energía eléctrica para satisfacer las necesidades de sus clientes y fomentar el desarrollo económico y social de la región.

CENS (Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P.):Tiene por objeto la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias de transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.

CODENSA S.A. E.S.P.:Está dedicada a la distribución y comercialización de energía eléctrica, es líder en el mercado nacional con el 24% de la participación total. Tiene presencia en Bogotá, en 97 municipios de Cundinamarca, 8 municipios de Boyacá y 1 de Tolima.

ENERTOLIMA (Compañía Energética del Tolima E.S.P.):Lleva a cabo la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica contribuyendo a la calidad de vida de la comunidad y clientes, colaboradores y accionistas.

ESSA (Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.):Cuenta con 120 años de experiencia en el sector eléctrico colombiano y actualmente está integrado por 4 negocios: Generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.

23Atiende 87 municipios del departamento de Santander, 2 municipios en el departamento de Cesar, 2 en Bolívar y 1 en el Norte de Santander, para un total de 92

localidades. Igualmente atiende directamente a Ecopetrol con la planta de generación de Termo Barranca.

ELECTROHUILA (Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.):Es una empresa de servicio público mixta, de orden nacional con ubicación en la ciudad de Neiva, su principal objetivo es lograr un alto impacto en la eficiencia y eficacia en la distribución, generación y comercialización de energía eléctrica.

EMSA (Electrificadora del Meta S.A. E.S.P.):Tiene como Misión suministrar energía gestionando eficientemente negocios energéticos y complementarios generando valor a los accionistas, con excelencia en los servicios prestados a sus clientes y capital humano calificado y comprometido, actuando con responsabilidad social y ambiental que contribuyen al desarrollo de la región y el país.

EEC (Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P.):Centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica; en el servicio al cliente y en la creación de valor para sus accionistas y trabajadores.

EEP (Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P.):Es una empresa generadora, distribuidora, comercializadora de energía eléctrica, y servicios complementarios, creador de valor para sus clientes y accionistas.

EDEQ (Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P.):Empresa del grupo EPM que provee soluciones integrales en distribución y comercialización de energía eléctrica en el departamento del Quindío, para contribuir al bienestar y el desarrollo del entorno en donde actúa, caracterizada por una cultura organizacional orientada al servicio al cliente.

EMCALI (Empresas Municipales de Cli S.A. E.S.P.):Tiene la Misión de contribuir al desarrollo y bienestar de la comunidad, especialmente con la prestación de servicios públicos esenciales y complementarios, comprometidos con el entorno y garantizando la rentabilidad económica y social.

EPM (Empresas Públicas de Medellín E.S.P.):Es una empresa de servicios públicos domiciliarios con hechos de una responsabilidad social y ambiental que le da sentido a su origen.Imprime los más altos estándares internacionales de calidad a los servicios que presta: energía eléctrica, gas por red, agua y saneamiento.Llega a 123 municipios de Antioquia. En Medellín y el área metropolitana del Valle de Aburrá atiende a 3,6 millones de habitantes.

ENELAR (Electrificadora de Arauca):Fue prácticamente la única empresa descentralizada autónoma y especializada en la

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prestación del servicio de energía eléctrica que se constituyó y operó en los anteriores “Territorios Nacionales”, y que no contó en su creación con participación y apoyo del Gobierno Nacional.

3.5. PROYECCIONES DEL SISTEMA ENERGETICO COLOMBIANO

Como proyección principal que se han propuesto las diferentes entidades del estado para el sistema energético en el país, es maximizar la contribución del sector energético en el desarrollo sostenible del país, generando bienestar social y calidad de vida sin afectar los recursos renovables en que se sustenta, ni deteriorar el medio ambiente o el derecho de las generaciones futuras a utilizarlo para la satisfacción de sus propias necesidades. Una economía que garantice mayor nivel de bienestar para los colombianos de hoy y del mañana, es una prioridad nacional y por eso es el eje central en el marco del Plan Visión Colombia 2019 y del Plan Energético Nacional 2006-20231

Este objetivo de se basa en la idea de que solo en el crecimiento de la economía, a base de un sistema energético solido y en constante desarrollo se lograra superar en alguna medida los problemas que mas afectan la sociedad, los cuales se traducen en altos niveles de pobreza y un numero en crecimiento de familias con necesidades básicas insatisfechas.

3.6. PLAN DE EXPANSION EN GENERACION

El planeamiento de la expansión en generación a largo plazo es establecer las necesidades del país con base en los comportamientos del SIN y diversas variables como demanda de energía, recursos energéticos, interconexiones eléctricas, etc. Dichas necesidades buscan satisfacer los requerimientos de la demanda de energía y potencia, considerando además criterios económicos, sociales, tecnológicos y ambientales.

Para entender las necesidades en términos energéticos que tiene Colombia hay que conocer la demanda actual y proyectada que tiene el sistema de generación a continuación, la grafica XX y la grafica XX presentan las proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia del Sistema Interconectado Nacional para largo plazo.

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1 PEN 2006-2025

Gráfica N°2. Banda de proyección de demanda nacional de energía eléctrica 2009-2031

Fuente: UPME

Gráfica 3. Banda de proyección nacional de potencia eléctrica 2009-2031

Fuente: UPME

En conclusión entre el corto y el mediano plazo, es decir, entre el periodo 2013 y 2018, frente a un escenario de demanda alta, no se identifican requerimientos de capacidad instalada de generación adicionales a la capacidad definida a través del mecanismo de subasta del cargo por

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confiabilidad, este mecanismo consiste en ofertar una cantidad determinada de energía

eléctrica, para que por mediante subasta empresas generadoras se comprometan a cumplir con dichas necesidades en energía.

3.7. PROYECTOS DE GENERACION

A continuación se dan a conocer los proyectos de generación eléctrica en desarrollo más importantes en capacidad de generación

Tabla N° 3. Proyectos en Colombia a ser considerados en el plan de expansión

3.8. PLAN DE EXPANSION EN TRANSMISION

El objetivo fundamental del Plan de Transmisión es determinar las obras requeridas para garantizar la atención de la demanda con criterios de confiabilidad, seguridad y eficiencia económica considerando que es el usuario quien paga las inversiones requeridas. Adicionalmente, busca ofrecer señales de expansión a nivel de los STR (Sistemas de Transmisión regional), sin olvidar que son los mismos OR los responsables por el planeamiento y la ejecución de las expansiones requeridas.

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En la actualidad el STN se encuentra muy bien desarrollado en la parte central del país, teniendo dificultades en el la región Caribe y aun más precaria en las región de la Sur Oriental del país y departamentos como Choco como se puede observar en la Grafica 3.

Gráfica 4. Sistema de Transmisión Nacional a 2010

Fuente: UPME

El plan de expansión en transmisión es muy ambicioso, ya que se espera la entrada en menos de un año de más 3900 MW al SIN por cuenta de los nuevos proyectos de generación, y desde ya se están realizando proyectos y estudios para realizar las inversiones correspondientes, proyectos prioritarios se abrirán en próximos meses y esta expansión se estima en US$ 2.000 millones.

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Según el plan, los primeros adjudicados serían el proyecto Bolívar-Cartagena y el segundo transformador en la estación Copey, en límites de Cesar y Magdalena. El primero es una línea de 230 kV entre la subestación Bolívar y la subestación Termocartagena, que busca reducir la generación térmica, más costosa y contaminante que la hídrica.

Con el transformador en Copey se quiere evitar sobrecostos, ya que ante la salida de servicio del actual se generan problemas para la zona. Se destaca el proyecto Suria, de 230 kV, en Meta, que deriva una línea existente y está previsto para dar servicio y mejorar las condiciones de todo el departamento, ya que se espera un crecimiento importante en la demanda, por la industria petrolera y el respectivo crecimiento de los municipios.

La lista la complementan líneas de interconexión para fortalecer las redes en la costa Caribe, que frecuentemente sufren restricciones que encarecen el servicio y afectan los electrodomésticos. Una es Flores-Caracolí-Sabanalarga, en el Atlántico, para interconectar esta central con el Sur de Barranquilla y Sabanalarga. Esto descongestionará la red y mejorará las condiciones del servicio.

También aparece la línea Chinú- Montería-Urabá, que les darán un nuevo punto de conexión a los departamentos de Córdoba y Sucre, cerrando un anillo ante la falla de alguno de los elementos del área. De esta manera, la hidroeléctrica de Urrá podrá evacuar energía de mejor manera hacia el centro del país o hacia estos dos departamentos.

No se podía quedar por fuera el sistema de compensación dinámica en la subestación Bacatá, en el noroccidente de Bogotá, que se suma a la ya autorizada a la EEB para la subestación Tunal, como medidas de contingencia ante el retraso en el proyecto Nueva Esperanza, a cargo de Empresas Públicas de Medellín.

La entrada de Ituango en funcionamiento, la exportación de 600 MW a Panamá y la posible exportación a Chile de energía cambian enormemente la estructura de STN que está planificado a largo plazo en la siguiente gráfica.

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Gráfica 5. Visión de Largo plazo Sistema de Transmisión Nacional

Fuente: UPME

3.10.PROYECTOS MÁS RELEVANTES

PESCADERO - ITUANGO Puede catalogarse como el proyecto más ambicioso de generación eléctrica en el país, hace más de 30 años se realizó el primer estudio y por fin será realidad, un día del año 2019 se prenderán las 8 turbinas capaces de producir en su máximo tope que será alrededor de 2022, un total de 2200 MW cerca del 20 % del total de la demanda de energía calculada en el país para ese periodo.

LOCALIZACIÓN: Departamento de Antioquia CAPACIDAD: 1,800 MW ENERGIA MEDIA: 11,000 GWh / año VOLUMEN ÚTIL EMBALSE: 275 Mm3

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CAUDAL MEDIO: 1,030 m3/s CAIDA MEDIA: 162 m

Proyecto hidroeléctrico Cañafisto

El proyecto hidroeléctrico Cañafisto, en el suroeste antioqueño, tendría viabilidad de construirse para 2020, después de que llame en 2015 a una posible nueva subasta de energía la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), pero depende del crecimiento de la demanda de electricidad del país."Con los proyectos que entraron en las dos subastas pasadas, las cuentas indican que solo se necesita más energía en firme para dentro de unos siete años", comenta el gerente de Isagén. Por ahora, la compañía hizo ajustes en la cota de inundación del embalse, el tamaño de la presa del proyecto de 960 megavatios de capacidad y un valor cercano a los $5 billones. Para agosto, estará listo el estudio de impacto ambiental.

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4. CONCLUSIONES

En general se observo que desde la transformación de sistema energético colombiano se ha tenido un desarrollo en términos de generación y cubrimiento de las diferentes áreas del país, siempre en pro del crecimiento económico del país siendo uno de los principales contribuyentes del PIB nacional, sin dejar atrás el compromiso por el medio ambiente y cubriendo las necesidades básicas de los colombianos.

Sin embargo falta gestión y expansión dentro del territorio para cubrir las zonas aun no interconectas al sistema, por lo que es necesario explorar otras opciones de generación para áreas remotas que puedan ser rentables y proporcionen un servicio igual de eficiente al de las áreas mas desarrolladas del país.

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