Plan expansion 2009-2023

Ministerio de Minas y Energía

Unidad de Planeación Minero Energética -
UPME

Hernán Martínez Torres
Ministro de Minas y Energía

Alirio Delmar Fonseca Mejía
Director General UPME ISBN:978-958-8363-06-6
Jairo Pedraza Castañeda
Subdirector de Planeación Energética (E) Equipo de trabajo UPME
Jairo Ovidio Pedraza Castañeda
Elaboró Javier Andrés Martínez Gil
Marco Antonio Caro Camargo
Subdirección de Planeación Energética
Raul Gil Naranjo
Con la asesoría del Comité Asesor de Planea- Carmen Andrea Rojas Castellanos
miento de la Transmisión – CAPT, conformado José Vicente Dulce Cabrera
por: Dora Liliam Castaño Ramírez
Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Jaime Fernando Andrade Mahecha
Codensa S.A. E.S.P. Beatriz Herrera Jaime
Empresas Municipales de Cali S.A. E.S.P. Juan Felipe Cárdenas
Generadora y Comercializadora de Energía Sandra Johana Leyva Rolón
del Caribe S.A. E.S.P. Verónica Ortiz Cerón
Cerro Matoso S.A. Luz Ángela Enríquez López
Diaco S.A. Fotografias:
Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.
www.flickr.com, www.sxc.hu
Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P.
Empresa de Energía del Pacífico S.A E.S.P. Diseño y Diagramación
Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. Héctor Suárez Castro
Ministerio de Minas y Energía
Impresión y Acabados
XM Compañía de Expertos en Mercados S.A.
E.S.P. Formas e Impresos S.A

UPME
Carrera 50 No 26-20
www.upme.gov.co
Tel. (571) 2220601- Fax (571) 2219537
Bogotá, Colombia
Abril de 2009

tAbLA DE contEnIDo

IntroDUccIón 7

1 SItUAcIón EconóMIcA 9
1.1 CRECIMIENTO DE LA ECONOMíA 11
1.2 PRECIOS 13
1.3 TASA DE CAMBIO 14
1.4 EMPLEO 14
1.5 SECTOR EXTERNO 15

2 SItUAcIón DEL MErcADo DE ELEctrIcIDAD 17
2.1 DEMANDA DE ENERGíA ELéCTRICA 19
2.1.1 Evolución histórica de la demanda de electricidad 19
2.1.2 Interconexiones internacionales 21
2.1.2.1 Colombia – Ecuador 21
2.1.2.2 Colombia – Venezuela 22
2.2 CAPACIDAD INSTALADA y GENERACIóN 22

3 ProYEccIonES nAcIonALES 25
3.1 METODOLOGíA 27
3.2 SuPuESTOS DE LA PRESENTE REVISIóN 28
3.2.1 PIB 28
3.2.2 Pérdidas de energía eléctrica del STN 29
3.2.3 Pérdidas de energía eléctrica en el sistema de distribución 29
3.2.4 Cargas especiales 29
3.3 ESCENARIOS DE PROyECCIóN DE ENERGíA ELéCTRICA 30
3.4 ESCENARIOS DE PROyECCIóN DE POTENCIA 32

4 PLAn DE ExPAnSIón En GEnErAcIón 33
4.1 RECuRSOS ENERGéTICOS 36
Carbón mineral 36
Gas natural 38
4.2 CARGO POR CONFIABILIDAD 42
4.3 PROyECTOS DE GENERACIóN EN COLOMBIA 43
Registro de Proyectos de Generación 43
Proyectos de Generación en desarrollo 44

3
Tabla de contenido

4.4 DEMANDA y OFERTA DE ENERGíA EN CENTRO AMéRICA
y ECuADOR 45
Demanda de energía en Centro América 46
Demanda de energía en Ecuador 46
Ofertas y proyectos de generación en Ecuador 47
Proyectos de generación en Centro América y Perú 48
4.5 COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIóN EN
COLOMBIA CONSIDERANDO SOLO PROyECTOS
DEL CARGO POR CONFIABILIDAD 51
4.6 VISIóN DE MEDIANO y LARGO PLAzO EN LA EXPANSIóN
EN GENERACIóN COLOMBIA 53
Supuestos principales 55
Alternativa y estrategia 1 55
4.7 CONSuMO DE GAS NATuRAL 65
4.8 CONSuMO DE CARBóN MINERAL 66
4.9 CONCLuSIONES y RECOMENDACIONES 68

5 PLAn DE ExPAnSIón En trAnSMISIón 69
5.1 ELABORACIóN 72
5.2 EXPANSIóN DEFINIDA 73
5.3 DIAGNóSTICO STN y STR 74
5.4 VISIóN DE LARGO PLAzO – REquERIMIENTOS AñO 2023 77
5.5 ANÁLISIS DE CORTO y MEDIANO PLAzO 80
5.5.1 Análisis área Antioquia – Chocó 80
5.5.2 Análisis área Atlántico 84
5.5.3 Análisis área Bogotá 86
5.5.4 Análisis área Bolívar 89
5.5.5 Análisis área Cauca – Nariño 90
5.5.6 Análisis área Córdoba – Sucre 92
5.5.7 Análisis STR Cerromatoso 92
5.5.7.1 Conexión central térmica Gecelca 3 93
5.5.8 Análisis área Caldas – Risaralda – quindío 93
5.5.9 Análisis área Guajira – Cesar – Magdalena 97
5.5.9.1 Análisis conexión central Termocol 98
5.5.10 Área Nordeste 100
5.5.11 Análisis área Tolima – Huila – Caquetá 103
5.5.11.1 Conexión central Amoyá 103
5.5.11.2 Conexión central Cucuana 104
5.5.12 Análisis área Valle del Cauca 105

4
Plan de Expansión de Referencia - Generación – Transmisión 2009-2023

5.6 ANÁLISIS DEL STN 108
5.6.1 Área sur. Demanda mínima 108
5.6.2 Conexión central de generación Miel II 112
5.6.3 Conexión central de generación El quimbo 116
5.6.4 Conexión central de generación Sogamoso 130
5.6.5 Conexión central de generación Porce IV 142
5.6.6 Conexión central de generación Pescadero Ituango 143
5.7 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES 144
5.7.1 Conexión con Panamá 144
5.7.2 Nuevo enlace con Ecuador 145
5.7.3 Factibilidad de interconexión con países de la región 145
5.8 NIVEL DE CORTOCIRCuITO EN LAS SuBESTACIONES DEL STN 145
5.9 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD 147
5.9.1 Estabilidad de voltaje 147
5.9.2 Estabilidad transitoria 149
5.9.3 Estabilidad de pequeña señal 155
5.10 RECOMENDACIONES 156
5.11 CRONOGRAMA DE PROyECTOS 157
5.12 INVERSIONES EN TRANSMISIóN 160

6 AnExoS 161
6.1 PROyECCIóN DESAGREGADA MENSuAL DE ENERGíA
y POTENCIA 163
6.2 DISTRIBuCIóN DE LA DEMANDA DE ENERGíA ELéCTRICA
POR SECTORES 169
6.3 EXPANSIóN REPORTADA POR LOS OPERADORES DE RED 173
6.4 DIAGRAMAS uNIFILARES 178
6.5 NIVEL DE CORTO CIRCuITO EN EL STN 194
6.6 DIAGRAMA uNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIóN ACTuAL 197
6.7 DIAGRAMA AuNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIóN
NACIONAL EXPANSIóN DEFINIDA y EXPANSIóN
PROPuESTA 198

5
Tabla de contenido

IntroDUccIón

La presente versión del Plan de Expansión reviste especial importancia ya que en el trans-
curso del 2008 se desarrollaron las subastas asociadas al mecanismo del Cargo por Confia-
bilidad. De esta manera, se determinaron los proyectos que cubrirán la energía firme del
país, también se establecieron proyectos que, estando fuera del periodo de planeamiento
de la subasta, entrarán a cubrir parte de los requerimientos de Energía Firme. Así pues,
se definió la expansión en generación que entrará a operar en el corto plazo y parte de la
requerida en el mediano plazo.

El documento contiene una revisión de las diferentes variables económicas, tales como
el crecimiento de la economía, el índice de Precios al Consumidor – IPC y una revisión
al sector externo, entre otros. Adicionalmente se incluye una revisión a la evolución tanto
de la demanda como de los intercambios internacionales y a la capacidad instalada en el
País.

Es de considerar que esta versión del Plan de Expansión fue desarrollada en el transcurso
del 2008 (posterior a las subastas) y parte del 2009, y que para la planeación de la genera-
ción y la transmisión se utilizó el escenario alto de las proyecciones de demanda – revisión
a julio de 2008. Dicha proyección experimentó una reducción respecto a las anteriores, lo
cual responde a las condiciones económicas de ese momento.

En cuanto a la generación se hizo un análisis de los recursos energéticos, carbón mineral y
gas natural, señalando los proyectos asociados al mecanismo del Cargo por Confiabilidad.
En el documento, se presenta el registro de proyectos de generación y se hace una des-
cripción del avance de aquellos que se encuentran en construcción. Igualmente se incluye
información de demanda y expansión en Centro América, Ecuador y Perú.

Los resultados del plan de generación indican que, para atender la demanda de Colombia,
solo hasta el 2017 se requeriría expansión adicional y que al considerar exportaciones se
requieren cerca de 3,800 MW adicionales a la expansión ya definida, a lo largo del hori-
zonte de planeamiento. Sin embargo, se llama la atención sobre la necesidad de buscar
coherencia entre los criterios establecidos en el Código de Planeamiento y los aplicados en
el mecanismo del Cargo por Confiabilidad.

El ejercicio de planeamiento de la expansión en transmisión presentó un especial reto por la
gran cantidad de proyectos de generación a incorporar al Sistema Interconectado Nacional
– SIN, a lo que se sumó la necesidad de determinar soluciones para reducir restricciones y
mejorar la confiabilidad de la red, al igual que las señales de expansión para los Sistemas
de Transmisión Regionales – STR.

7
Introducción

Como resultado del plan de transmisión se recomienda la ejecución de seis (6) proyectos
en el STN: instalación de compensación reactiva inductiva en el Sur del País; cambio de
configuración de la subestación Santa Marta; nueva subestación Armenia; conexión de
Miel II, conexión de Sogamoso y conexión de El quimbo. Se trata de una inversión cercana
a los 94 millones de dólares, la cual se deberá ejecutar en los próximos 5 años. De los seis
(6) proyectos, cinco (5) se materializarán a través de procesos de convocatoria.

De esta manera la uPME hace entrega del Plan de Expansión de Referencia Generación
Transmisión 2008 – 2023, el cual fue elaborado con la asesoría del CAPT, la participación de
diferentes agentes y el apoyo de XM. A todos ellos nuestros agradecimientos.

8

1
Situación
económica 9
Tabla de contenido

1. SItUAcIón EconóMIcA

1.1 crEcIMIEnto DE LA EconoMíA

El producto interno bruto –PIB– de la economía nacional alcanzó en el año 2008 un valor
de Col$ 478.6 billones a precios corrientes. En términos reales, el incremento del PIB fue
de 2.6%, alterándose significativamente la senda de crecimiento sostenida que se había
observado durante esta década. Ver Gráfica 1‑1.

Gráfica 1‑1 Crecimiento del PIB trimestral
Fuente: DANE

Durante los últimos años, la participación de los diferentes sectores en el PIB se ha man-
tenido casi constante. El sector de servicios, compuesto por actividades como los servicios
personales, financieros y comercio, ha aportado aproximadamente 53.6% de la riqueza
producida en el país durante este periodo. La industria manufacturera ha dado cuenta del
15.5% y sectores primarios como el agropecuario y minero contribuyen respectivamente
con 9.3% y 5.2%. Los demás sectores: transporte, construcción y el rubro de electricidad,
gas y agua, han participado respectivamente con cerca del 7.6%, 5.7% y 3.0%. Ver Gráfica
1-2.

11
Situación económica

Gráfica 1‑2. Participación de los diferentes sectores económicos en el PIB
Fuente: DANE

En la economía colombiana, los sectores más dinámicos durante el año 2008 fueron el mi-
nero y el financiero, que lograron crecimientos de 7.3% y 5.6%, respectivamente, los cuales
fueron superiores al promedio de la economía en 2.6%. Es particularmente significativo el
crecimiento de -2.0% que alcanzó el sector industrial colombiano durante el año 2008. Ver
Gráfica 1‑3.

Gráfica 1‑3 Crecimiento de los diferentes sectores económicos durante el año 2007
Fuente: DANE

12

1.2 PreCIos

Durante el año 2008, el índice de precios al consumidor –IPC- aumentó 7.7% respecto
al año anterior, revirtiéndose la tendencia decreciente que se observó desde los años
90 hasta el 2006. (Ver Gráfica 1‑4). El crecimiento del IPC está principalmente marcado
por rubros básicos como alimentos, salud y educación, mientras otros rubros como el
vestuario y el esparcimiento mantuvieron precios más estables durante el año anterior.
Ver Gráfica 1‑5.

Gráfica 1‑4 Crecimiento del IPC durante los últimos años
Fuente: DANE

Gráfica 1‑5 Crecimiento de los precios en diferentes rubros, año 2007
Fuente: DANE

13

1.3 Tasa de CamBIo

Al finalizar diciembre de 2007, la tasa de cambio alcanzó un valor de Col$ 2,014 por dólar
de los Estados unidos, valor cercano aunque menor al que tenía al comienzo de enero, el
cual era de Col$ 2,237. Durante el año 2007 y lo corrido del 2008 se confirmó la tendencia a
la reevaluación observada desde inicios del año 2003. Ver Gráfica 1‑6.

Gráfica 1‑6. Tasa de cambio en Colombia. Fuente: Banco de la república
Fuente: DANE

1.4 emPleo

Después de la crisis económica de finales de los años 90, la tasa de desempleo disminuyó
progresivamente, logrando un valor inferior al 10% a finales del año 2007; a pesar del buen
desempeño económico del país, el desempleo mantuvo cierta inercia. De otra parte, la tasa
de ocupación se ha mantenido en un nivel apenas superior al 50% desde el año 2006. Los
anteriores indicadores muestran la lenta recuperación de la actividad laboral colombiana
que contrasta con la sostenida recuperación de la economía. Ver Gráfica 1‑7.

Gráfica 1‑7. Indicadores de empleo durante los últimos años
Fuente: DANE

14

1.5 seCTor exTerno

Durante lo corrido del siglo, el país ha experimentado un incremento progresivo del
comercio exterior, tal como lo evidencia la Gráfica 1‑8. En el año 2007, las exportaciones
colombianas alcanzaron un valor de 29,991millones de Dólares FOB, mientras las importa-
ciones lograron un valor de 32,897 millones de Dólares CIF, lo cual establece un déficit en
la balanza comercial de 2,906 millones de Dólares.

Gráfica 1‑8 Balanza comercial colombiana
Fuente: DANE

En las exportaciones colombianas, se destacan rubros tradicionales como el petróleo y sus
derivados que constituyen el 24.4% de las exportaciones y rubros no tradicionales como
los bienes industriales que constituyen casi un 40%. La Gráfica 1‑9 presenta los principales
bienes de exportación nacional durante el año 2007.

Gráfica 1‑9 Productos de exportación colombianos, año 2007

Fuente: DANE

15

Las importaciones colombianas siguen basándose en productos industriales como quími-
cos, telecomunicaciones, maquinaria, metalúrgicos, etc., seguidos de los bienes de consumo
como alimentos y bebidas y de otros bienes como los insumos agropecuarios, cauchos y
plásticos, etc. La Gráfica 1‑10 presenta los principales productos de importación colombia-
nos durante el año 2007.

Gráfica 1‑10 Productos de importación colombianos, año 2007
Fuente: DANE

16

2
Situación del
mercado de
electricidad

2. sITuaCIón del merCado de eleCTrICIdad

2.1 demanda de enerGía eléCTrICa

2.1.1 evolución histórica de la demanda de electricidad

En el periodo 2003 – 2008 la demanda de energía creció al 3.31% promedio anual. El acu-
mulado anual de la demanda de energía eléctrica en el año 2008 fue de 53,870 GWh-año
(Gráfica 2‑1), incrementándose un 1.93% con respecto al año anterior.

Gráfica 2‑1 demanda nacional de energía (GWh‑año)1

La evolución de la demanda de energía por mes desde el año 2003 al 2008 se aprecia en la
Tabla 2‑1 y Gráfica 2‑2.

Mes 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Enero 3,774.3 3,810.4 3,946.8 4,096.6 4,309.5 4,418.5
Febrero 3,539.0 3,743.7 3,708.7 3,880.9 4,067.0 4,314.8
Marzo 3,891.0 4,027.5 4,089.0 4,268.5 4,511.3 4,363.5
Abril 3,693.8 3,790.6 4,056.0 4,039.6 4,242.7 4,470.3
Mayo 3,887.2 3,931.1 4,110.8 4,287.5 4,474.8 4,513.1
Junio 3,642.1 3,835.6 4,003.6 4,152.4 4,314.8 4,377.9
Julio 3,902.6 3,937.5 4,090.5 4,324.5 4,468.6 4,595.4
Agosto 3,886.8 4,027.2 4,195.7 4,369.1 4,507.8 4,546.6
Septiembre 3,836.0 3,903.6 4,136.0 4,281.9 4,414.7 4,544.0
Octubre 3,941.7 4,000.4 4,167.1 4,428.2 4,541.9 4,682.5
Noviembre 3,809.5 3,921.7 4,083.9 4,272.2 4,453.6 4,459.5
Diciembre 3,964.0 4,088.1 4,240.8 4,413.2 4,544.9 4,583.5
total 45,767.9 47,017.3 48,828.9 50,814.6 52,851.3 53,869.6

Tabla 2‑1 evolución mensual de la demanda nacional de energía en GWh
Fuente: XM
1
Generación+ importaciones+ demanda no atendida-exportaciones.

19
Situación del mercado de electricidad

Gráfica 2‑2 demanda nacional de energía (GWh ‑ mes) 2003 ‑ 2008
Fuente: XM

En el 2008, el mes con mayor demanda de energía fue octubre en el que se presentó un
consumo de 4,682 GWh, seguido del mes de julio con 4,595 GWh. V.

Potencia

En el 2008 la potencia máxima del Sistema Interconectado Nacional fue de 9,079 MW
(Gráfica 2‑4), registrada en el mes de diciembre, periodo en el cual en los últimos años se ha
alcanzado la potencia pico anual. Este valor equivale a una disminución de la potencia pico
de 0.15% con respecto al pico de potencia del 2007. Ver Gráfica 2‑3 y Tabla 2‑2 en donde se
presenta el comportamiento de la potencia de manera mensual desde el año 2003 al 2008.

Gráfica 2‑3 evolución mensual de la potencia máxima mensual del sIn (%)
Fuente: XM

20

Mes 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Enero 7,484 7,817 7,797 8,113 8,429 8,474
Febrero 7,872 7,970 7,943 8,104 8,509 8,678
Marzo 7,704 8,221 8,085 8,165 8,503 8,529
Abril 7,696 7,925 8,103 8,140 8,515 8,638
Mayo 7,535 8,010 7,999 8,196 8,505 8,707
Junio 7,494 7,883 7,928 8,074 8,411 8,541
Julio 7,516 7,813 7,951 8,225 8,373 8,524
Agosto 7,483 7,773 8,107 8,266 8,419 8,540
Septiembre 7,691 7,761 8,109 8,413 8,614 8,709
Octubre 7,786 7,797 8,078 8,470 8,784 8,763
Noviembre 7,899 7,969 8,228 8,447 8,833 8,800
Diciembre 8,257 8,332 8,639 8,762 9,093 9,079
maxima 8,257 8,332 8,639 8,762 9,093 9,079
Tabla 2‑2 Potencia máxima mensual del sIn (mW)
Fuente: XM

Gráfica 2‑4 Potencia máxima anual del sIn (mW)
Fuente: XM

2.1.2 Interconexiones internacionales

2.1.2.1 Colombia – ecuador

En el 2008 los intercambios de energía eléctrica con la República de Ecuador, sufrieron una
disminución tanto en las exportaciones como en las importaciones, esta disminución se ha
presentado por varias razones entre las cuales se tiene la política de los costos de combus-
tibles de este país, así como la entrada de nuevos proyectos de generación hidroeléctrica
en Ecuador.

La Gráfica 2‑5 presenta el comportamiento histórico de los intercambios de energía con
Ecuador en GWh-mes desde el 2003-2008. En el 2008 el total de energía exportada a Ecuador
fue de 509.78 GWh, presentando un decrecimiento del 42% con relación al 2007, durante
este periodo las importaciones llegaron a 37.53 GWh.

21

Gráfica 2‑5 exportaciones de energía en GWh de Colombia a ecuador e importaciones
de energía en GWh de Colombia proveniente de ecuador
Fuente: XM

2.1.2.2 Colombia – Venezuela

En el 2008 los intercambios de energía eléctrica con Venezuela, sufrieron un aumento en
las exportaciones que totalizaron los 102,180 GWh y las importaciones que totalizaron los
47,830 GWh.

2.2 CaPaCIdad InsTalada Y GeneraCIón

La capacidad efectiva neta instalada a 31 de diciembre de 2008 fue de 13,440 MW con un
aumento neto de 30MW con respecto al final del año 2007, en particular por unos pequeños
aumentos en algunas plantas . En la Gráfica 2‑6 se presenta el comportamiento desde el año
2003 al 2008 y en la Gráfica 2‑7, se presenta la participación por tecnología en MW.

Gráfica 2‑6 Capacidad efectiva neta a final de año (mW)
Fuente: XM

22

Gráfica 2‑7 Capacidad efectiva por tecnología en mW
Fuente: XM

Del total de capacidad efectiva, las plantas hidráulicas constituyen el 66.92% incluidas las
menores hidráulicas; las térmicas a gas el 27.54% y a carbón el 5.21% y las demás tecnolo-
gías (cogeneración y eólica) el 0.33%. Ver Gráfica 2‑7.

La capacidad efectiva hidráulica (incluidas plantas menores2), a 31 de diciembre de 2008,
alcanzó los 8,994 MW, de los cuales el 82.39% está concentrado en cuatro empresas gene-
radoras. Ver Gráfica 2‑8.

Gráfica 2‑8 Participación en la generación hidráulica en mW
Fuente: XM

2
Plantas menores: son aquellas plantas con una capacidad menor a 20 MW.

23

La capacidad efectiva térmica a gas (incluidas menores) a 31 de diciembre de 2008, fue
de 3,702 MW, de los cuales el 57.48% está concentrado en tres empresas generadoras. Ver
Gráfica 2‑9.

Gráfica 2‑9 Participación en la generación a gas (mW)
Fuente: XM

El total de capacidad efectiva instalada a carbón se concentra también en tres empresas
generadoras. Ver Gráfica 2‑10.

Gráfica 2‑10 Participación en la generación a carbón (mW)
Fuente: XM

24

3
Proyecciones
nacionales 25

3. ProYeCCIones naCIonales

El presente Plan se elaboró con las proyecciones de demanda de julio de 2008.

3.1 meTodoloGía

Para la obtención de las proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia se emplea
una combinación de diferentes modelos a fin de lograr la mejor aproximación a través del
horizonte de pronóstico. La demanda de energía nacional (sin considerar transacciones
internacionales) está constituida por la suma de las ventas de energía reportadas por las
empresas distribuidoras, la demanda de las cargas industriales especiales y las pérdidas de
transmisión y distribución.
Demanda = Ventas (distribuidoras) + Cargas Especiales + Pérdidas
utilizando modelos econométricos se analiza el comportamiento anual de las series de
ventas totales de energía3, ventas sectoriales y demanda de energía con relación a diferen-
tes variables como Producto Interno Bruto –PIB, valores agregados sectoriales nacionales,
valor agregado total de la economía, consumo final de la economía, índices de precios,
población, etc.
Con los modelos econométricos se proyectan magnitudes de ventas de energía a escala
anual. A estos es necesario agregar posteriormente las pérdidas de energía a nivel de dis-
tribución, subtransmisión y transmisión. Además, se adicionan las demandas de energía
de cargas industriales (especiales por su tamaño) como son Occidental de Colombia – OXy,
Cerrejón y Cerromatoso, obteniéndose así el total de demanda nacional anual.
De otra parte, utilizando datos mensuales de demanda de energía eléctrica nacional se rea-
liza un análisis mediante series de tiempo. éste, considerando efectos calendario, permite
la obtención de una proyección mensual de la demanda de electricidad, la cual se agrega
para llevarla a escala anual.
Las proyecciones anuales de demanda de energía para todo el horizonte de pronóstico se
obtienen aplicando, de manera complementaria, ambas metodologías descritas anterior-
mente.
Posteriormente, se procede a realizar la desagregación a escala mensual de cada año de
proyección. Para esto en el corto plazo4 se emplea la estructura de distribución porcentual
de los modelos de series de tiempo y para el largo plazo la distribución media mensual de
los datos históricos, aplicando la distribución mensual descrita por el comportamiento de
la serie de demanda de los años 1999-2006. Finalmente, a este pronóstico mensualizado
se adicionan elementos exógenos como efectos calendario particulares causados por años

3
Las series de ventas, PIB y otras se actualizaron a junio de 2007.
4
Para efectos de proyección se considera corto plazo hasta diciembre del 2008.

27
Proyecciones nacionales

bisiestos, días festivos, etc., obteniéndose la proyección de demanda de energía eléctrica
en el horizonte definido.
Para la obtención de la potencia, y dada la dificultad de proyectar un evento que se pre-
senta durante una hora al mes, se parte de la demanda de energía eléctrica mensualizada
a la que se aplica el factor de carga mensual, el cual se obtiene a partir de la información
de los últimos dos años5. Igualmente se introduce una sensibilidad en variación sobre
este factor para lo cual se considera que puede cambiar tanto hacia abajo como hacia
arriba. Este aspecto, junto con los escenarios de demanda de energía, permiten completar
la definición de los escenarios alto, medio y bajo de potencia. Además, en esta revisión se
recurre a análisis de series de tiempo para complementar las proyecciones.
una vez obtenidas las proyecciones de potencia mensual, para cada año, se selecciona el
valor máximo que será el valor de potencia máxima anual nacional.
Es importante anotar que se considera la perspectiva del operador del sistema. Para esto se
cuenta con la valiosa colaboración del Grupo de Demanda de la empresa XM Compañía de
Expertos en Mercados S.A.

3.2 suPuesTos de la PresenTe reVIsIón

Para esta revisión se mantienen los supuestos básicos de la revisión pasada, como se mues-
tra a continuación:

3.2.1 PIB

Los escenarios empleados para las variables macroeconómicas fueron suministrados
mediante comunicación directa del Departamento Nacional de Planeación -DNP,
específicamente de la Dirección de Estudios Económicos. Ver Gráfica 3‑1 Escenarios de
crecimiento del PIB.

Gráfica 3‑1 escenarios de crecimiento del PIB
Fuente: DNP - DEE

5
Se emplean datos de los años 2005 y 2006 por asegurar una mejor calidad de los datos.

28

3.2.2 Pérdidas de energía eléctrica del sTn

Las pérdidas de energía eléctrica asociadas al Sistema de Transmisión Nacional (vistas
desde el lado de baja tensión o de las ventas) mantienen su comportamiento histórico, por
lo que se disminuyen para los escenarios medio y bajo a 2.4% y para el alto al 2.5% del
total de las ventas de energía eléctrica. Estos valores se mantienen constantes a lo largo del
horizonte de proyección.

3.2.3 Pérdidas de energía eléctrica en el sistema de distribución

Las pérdidas de energía eléctrica en el sistema de distribución corresponden al agregado
de pérdidas técnicas y no técnicas que se presentan en estos niveles de tensión.

El escenario de pérdidas, que se mantiene de la revisión anterior, se obtiene a partir de la
actualización de las series históricas de ventas. En la Gráfica 3‑2 se puede apreciar el com-
portamiento de las pérdidas vistas desde las ventas y desde la demanda. De esta revisión
se aprecia que las pérdidas se estiman preliminarmente en el 2007 en 13.0% vista desde la
demanda, y en 16.5% vistas desde las ventas.

Se asumió que estos valores se mantienen constantes para todo el horizonte de pronóstico
de esta revisión. Los porcentajes de pérdidas en los sistemas de distribución son aplicados
sobre los valores de ventas que arrojan los modelos.

Gráfica 3‑2 Comportamiento histórico de las pérdidas de energía eléctrica
Fuente: SUI

3.2.4 Cargas especiales

En esta revisión se mantienen las demandas por cargas especiales de acuerdo con la
perspectiva de los agentes y la posibilidad de satisfacer la demanda con la infraestructura
disponible. Es así como en la tabla se muestra la demanda para el horizonte de pronóstico.
Ver Tabla 3-1.

29

GWh Alto Medio bajo
2008 2,470 2,398 2,154
2009 2,516 2,404 2,164
2010 2,523 2,443 2,168
2011 2,533 2,449 2,170
2012 2,463 2,446 2,177
2013 2,398 2,382 2,205
2014 2,322 2,303 2,205
2015 2,241 2,210 2,152
2016 2,135 2,107 2,046
2017 2,025 1,936 1,932
2018 1,853 1,812 1,764
2019 1,812 1,733 1,644
2020 1,815 1,736 1,647
… … …
2025 1,811 1,732 1,643
… … …
2030 1,811 1,732 1,643
Tabla 3‑1 escenarios de demanda por cargas especiales

3.3 esCenarIos de ProYeCCIón de enerGía eléCTrICa

A continuación se presentan las proyecciones de demanda de energía eléctrica del Sistema
Interconectado Nacional SIN para el horizonte de pronóstico. Estas corresponden a la revi-
sión realizada en julio de 2008. Ver Tabla 3-2

demanda en GWh/año Crecimiento de la demanda %
Esc. bajo Esc. medio Esc. alto Esc. bajo Esc. medio Esc. alto
2008 53,870 53,870 53,870
2009 55,398 56,060 56,608 2.8% 4.1% 5.1%
2010 57,435 58,567 59,247 3.7% 4.5% 4.7%
2011 59,392 60,907 62,100 3.4% 4.0% 4.8%
2012 61,261 63,313 65,027 3.1% 3.9% 4.7%
2013 63,221 65,754 68,013 3.2% 3.9% 4.6%
2014 65,274 68,279 71,142 3.2% 3.8% 4.6%
2015 67,318 70,897 74,466 3.1% 3.8% 4.7%
2016 69,338 73,611 77,953 3.0% 3.8% 4.7%
2017 71,415 76,372 81,594 3.0% 3.8% 4.7%
2018 73,498 79,297 85,358 2.9% 3.8% 4.6%
2019 75,693 82,386 89,471 3.0% 3.9% 4.8%
2020 78,067 85,218 92,821 3.1% 3.4% 3.7%
2021 80,066 88,136 96,279 2.6% 3.4% 3.7%
2022 82,109 91,377 100,355 2.6% 3.7% 4.2%
2023 84,393 94,203 104,020 2.8% 3.1% 3.7%
2024 86,727 97,006 107,588 2.8% 3.0% 3.4%
2025 89,016 100,128 111,556 2.6% 3.2% 3.7%
2026 91,354 103,401 115,783 2.6% 3.3% 3.8%
2027 93,788 106,659 120,044 2.7% 3.2% 3.7%
2028 96,277 109,992 124,414 2.7% 3.1% 3.6%
2029 98,798 113,482 129,012 2.6% 3.2% 3.7%
2030 101,374 117,093 133,812 2.6% 3.2% 3.7%
Tabla 3‑2 escenarios de proyección de demanda total nacional de energía eléctrica en GWh/año

30

En la Gráfica 3‑3 y se presenta la banda de proyección de la demanda mensual nacional de
energía eléctrica para el año 2008. La Gráfica 3‑4 muestra la banda de proyección anual de
demanda para los años 2009-2030.

Gráfica 3‑3 Banda de proyección de demanda nacional de energía eléctrica 2008

Gráfica 3‑4 Banda de proyección de demanda nacional de energía eléctrica 2008‑2030

31

3.4 esCenarIos de ProYeCCIón de PoTenCIa

En la Tabla 3-3 se presenta la demanda de potencia máxima anual para el horizonte de
proyección.

demanda en mW Crecimiento de la demanda %
Esc. bajo Esc. medio Esc. alto Esc. bajo Esc. medio Esc. alto
2008 9,079 9,079 9,079
2009 9,299 9,536 9,773 2.4% 5.0% 7.6%
2010 9,715 9,932 10,201 4.5% 4.1% 4.4%
2011 10,047 10,329 10,693 3.4% 4.0% 4.8%
2012 10,363 10,737 11,197 3.1% 3.9% 4.7%
2013 10,694 11,151 11,711 3.2% 3.9% 4.6%
2014 11,042 11,579 12,250 3.2% 3.8% 4.6%
2015 11,387 12,023 12,822 3.1% 3.8% 4.7%
2016 11,729 12,483 13,422 3.0% 3.8% 4.7%
2017 12,080 12,951 14,049 3.0% 3.8% 4.7%
2018 12,433 13,447 14,697 2.9% 3.8% 4.6%
2019 12,804 13,971 15,406 3.0% 3.9% 4.8%
2020 13,206 14,451 15,982 3.1% 3.4% 3.7%
2021 13,544 14,946 16,578 2.6% 3.4% 3.7%
2022 13,889 15,496 17,280 2.6% 3.7% 4.2%
2023 14,276 15,975 17,911 2.8% 3.1% 3.7%
2024 14,670 16,450 18,525 2.8% 3.0% 3.4%
2025 15,058 16,980 19,208 2.6% 3.2% 3.7%
2026 15,453 17,535 19,936 2.6% 3.3% 3.8%
2027 15,865 18,087 20,670 2.7% 3.2% 3.7%
2028 16,286 18,653 21,422 2.7% 3.1% 3.6%
2029 16,712 19,245 22,214 2.6% 3.2% 3.7%
2030 17,148 19,857 23,040 2.6% 3.2% 3.7%

Tabla 3‑3 escenarios de proyección de potencia de la demanda nacional en mW

En la Gráfica 3‑5 se observa la banda de proyección de potencia para la demanda total
nacional en el horizonte de proyección.

Gráfica 3‑5 Banda de proyección de demanda nacional de potencia eléctrica 2008 ‑ 2030

32

4
Plan de
expansión en
generación 33

4. Plan de exPansIón en GeneraCIón

El sector eléctrico colombiano propició un importante cambio en la actividad de genera-
ción, en donde se dio el proceso de consolidación a la expansión futura del sistema a través
de la aplicación del cargo por confiabilidad, con el cual se garantiza parte de la atención de
la demanda de energía del país en el corto, mediano y largo plazo.

En lo que ha Colombia se refiere, el cargo ha implicado repensar y mejorar aspectos del
planeamiento y operación, así como dar un mayor impulso al desarrollo del mercado,
propiciar cambios en los mecanismos regulatorios e incorporar en su desarrollo, aspectos
financieros.

Si bien el país con la entrada en vigencia de la ley 143 de 1994 impulsó gran cantidad
de proyectos hasta finales de los noventas, la recesión económica producida en dichos
años, entre otras, condujo a un estancamiento para el desarrollo e instalación de nuevos
proyectos de gran capacidad. Indudablemente, la recuperación del crecimiento econó-
mico del país presentado a mediados de ésta década, así como la apertura e integracio-
nes energéticas, han conllevado a que el sistema demande mayor cantidad de energía
eléctrica y por ende éste se vea en la necesidad de incorporar capacidad adicional a la
actualmente disponible.

Por otra parte, tanto las señales de mercado como el desarrollo de mecanismos como
el cargo por confiabilidad, han conducido a que en el proceso de planeamiento se
lleve a cabo la renovación y evaluación de la disponibilidad de recursos energéticos.
El resultado del cargo por confiabilidad, mostró que en el mediano y largo plazo el
sector eléctrico se desarrollará en aquellos recursos de los cuales dispone mayormen-
te el país, como los hídricos y carbón mineral, a pesar de la pequeña participación
en la asignación de energía firme de éste último recurso. No obstante, a pesar de que
Colombia puede atender la demanda en el corto y mediano plazo con dichos recursos,
quedan algunas reflexiones sobre la participación de otros recursos en la matriz energé-
tica luego de haber incorporado en la pasada década un plan de masificación de gas. Su
actual situación implica importantes esfuerzos en aspectos regulatorios, mejor calidad
de la información disponible, mayor capacidad del sistema de transporte, así como las
señales adecuadas para que se realicen las inversiones necesarias con el fin de continuar
a futuro, conservando y aumentando su actual participación en la generación de energía
eléctrica.

Vale la pena resaltar, que aunque el cargo por confiabilidad tuvo éxito, quedan una serie de
inquietudes que implicarán desarrollos y mejoras del mismo, con el fin de facilitar a futuro
la entrada de nuevos proyectos de generación. Algunos aspectos a reconsiderar y evaluar
son los relacionados con el medio ambiente ya que muchos de los proyectos presentados

35
Plan de expansión en generación

a pesar de tener estudios de factibilidad, carecían al menos del diagnóstico ambiental
de alternativas, lo cual indudablemente implica riesgos para el sistema como para los
inversionistas, a pesar de contar tanto con garantías de contratos como financieras para
el suministro de energía. Así mismo, implica para el Estado mejorar su disponibilidad de
información y evitar las asimetrías que se presenten en ésta.

Frente al proceso de planeamiento, uno de los cambios sustanciales que se ha gestado
se refiere a que el desarrollo de la expansión se realiza mediante esquemas de subastas,
adicionalmente se plantean importantes retos en los supuestos como en los modelos
que actualmente son usados en el planeamiento al igual que en la normatividad vigente
donde se busca la atención de la demanda bajo el criterio de mínimo costo.

Este plan de expansión en generación tiene como objetivo evaluar los requerimientos que
demanda el sistema a nivel de generación, plantear algunos resultados que se derivan
de las actuales políticas implementadas y comportamientos de los mercados eléctricos
que se presentan en Ecuador y Centro América y que indudablemente tienen incidencia
sobre el mercado eléctrico colombiano. Así mismo, sugiere algunas alternativas que
están orientadas al logro del comportamiento de la expansión futura de acuerdo a los
resultados del proceso de subasta como de sobre cerrado del cargo por confiabilidad, de
igual manera ampliación de las capacidades de interconexión internacionales, así como
la implementación de alternativas con recursos renovables.

4.1 reCursos enerGéTICos

carbón Mineral

Colombia posee 7,063.58 millones de toneladas de carbón mineral distribuidas en recursos
y reservas medidas. Dichas reservas principalmente se hallan ubicadas en la parte norte del
país, en la región central y en menor proporción en la región occidental.

De las reservas ubicadas en la parte norte de Colombia, los principales recursos se ubican
en los departamentos de la Guajira y del Cesar. Estos carbones de alto poder calorífico, bajo
nivel de azufre y de precios, son exportados a Norte América, Centro América y Europa,
entre otras cosas por su excelente calidad y facilidad de transporte.

Las reservas ubicadas en el interior del país se concentran en los departamentos de Antio-
quia, Boyacá, Córdoba, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander. Por otra parte, las
encontradas en la región occidental se localizan en la parte sur del departamento del Valle,
así como en el Cauca. Este tipo de carbón ha sido el de mayor uso en la generación térmica
así como en la industria.

En la Tabla 4-1, se indican algunas de las calidades de los carbones por área y zona ubicadas
en el país.

36

Zona Área Humedad % Cz % mV % CF % st % PC BTu/lb
Guajira Cerrejón 11.94 6.94 35.92 45.2 0.43 11,586
Cesar La Loma 11.39 10.32 33.37 66.63 0.72 10,867
Córdoba - Norte de
Alto San Jorge 14.49 9.24 37.55 38.73 1.31 9,280
Antioquia
Venecia - Bolombolo 8.49 7.9 37.77 45.91 1.09 11,113
Antioquia -
Titiribí 7.25 7.92 37.99 46.84 0.72 11,767
Antiguo Caldas
Amagá - Angelopolis 13.16 11.96 36.69 38.18 0.55 9,682
Cauca Mosquera - El Hoyo 8.11 16.3 35.18 40.42 1.42 10,058
Caparrapí 4.12 5.61 22.43 67.83 0.59 12,829
Cundinamarca Checua - Lenguazaque 4.67 10.62 33.85 50.86 1.06 12,718
zipaquirá - Neusa 1.04 14.42 24.33 60.21 1.38 12,993
Boyacá Tunja - Paipa - Duitama 9.48 11.4 38.03 41.09 1.53 11,268
Tasajero 2.84 10.17 34.82 52.18 0.85 13,326
Norte de Santander
San Cayetano 2.02 12.12 26.66 59.2 1.43 13,324
Santander San Luis 1.18 18.72 30.48 49.62 2.01 12,284
Cz: Cenizas Mv: Materia Volátil Cf: Carbono Fijo St: Azufre Pc: Poder Calorífico

Tabla 4‑1 Características físico – químicas del carbón mineral por zona carbonífera6

En lo que respecta a los precios del carbón mineral, en la Gráfica 4‑1 se presenta la pro-
yección de precios de este recurso para plantas térmicas en los departamentos de Boyacá,
Cundinamarca, Córdoba (San Jorge), Guajira y Norte de Santander. Para las proyecciones
se empleó como referencia el costo de éste energético en las plantas térmicas, así como
algunas proyecciones que hacen referencia al comportamiento del precio de éste mineral a
futuro como el Energy Outlook y Fondo Monetario Internacional.

Gráfica 4‑1 Proyección de precios de carbón mineral en us$/mBTu de octubre de 2008

6
Minercol 2003.

37

Gas natural

Según el informe de reservas de ECOPETROL, a diciembre 31 de 2007, el país contaba
con unas reservas de gas natural de 7,078 GPC, las cuales incluyen reservas probadas,
no probadas y gas para consumo propio en la operación. Del total de reservas de gas
natural, 3,740 GPC corresponden a reservas probadas, en donde 2,056 GPC son reservas
probadas desarrolladas o comercializadas, 1,683 GPC reservas probadas no desarrolladas
o no comercializadas y 2,437 GPC son reservas no probadas. Ver Gráfica 4‑27

Gráfica 4‑2 evolución de las reservas de gas natural

Colombia cuenta con dos principales campos productores: Chuchupa en la Guajira y
Cusiana en los Llanos Orientales, los cuales soportan esencialmente la demanda de gas
del país; existen otros campos productores de gas los cuales aportan los requerimientos de
centros menores de consumo, como son los Santanderes, Huila y Tolima.

El pronóstico de producción de gas natural a largo plazo, muestra un crecimiento hasta el
año 2011, momento a partir del cual como consecuencia de la declinación natural de los
yacimientos, se inicia una disminución de la producción de los campos productores. Ver
Gráfica 4‑3.

7
ECOPETROL S.A. Informe 2008. ANH, Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria, 2007.

38

Gráfica 4‑3 Pronóstico de producción de gas

Pese a que el sector de gas natural ha tenido importantes avances en los temas de desarrollo
de infraestructura y cobertura del servicio, en el mediano plazo, este desarrollo podría no
ser suficiente para atender la creciente demanda de este energético.8

La confiabilidad del sistema de transporte de gas, está asociada a la probabilidad de fallas
del sistema, bien sea por daños en alguno de sus componentes o por limitaciones en la
capacidad de transporte para atender incrementos en la demanda de gas, propiciando
desabastecimientos totales o parciales.

Para mantener la participación del gas natural en la matriz energética del país ante el
escenario de abastecimiento planteado y la no incorporación de nuevas reservas, se hace
necesario tomar medidas tendientes a que la oferta de los productores y transportadores
responda adecuadamente a la progresiva demanda de gas natural.

una de las medidas desde la oferta, corresponde a la importación de gas de Venezuela en el
marco del Acuerdo Comercial firmado entre ECOPETROL y PDVSA Gas. De acuerdo con
los compromisos de este acuerdo, durante el periodo 2012-2027 se importarán las siguien-
tes cantidades de gas natural. Ver Tabla 4-2. 9

Tabla 4‑2 Importaciones de gas de Venezuela

8
ECOPETROL S.A.
9
Presentación ECOPETROL – NATuRGAS 2008.

39

En cuanto a la seguridad de suministro de gas natural, se estima que el problema de
abastecimiento de este energético en Colombia está concentrado en el mediano y corto
plazo. Se considera que de faltar el gas natural sería el destinado a la generación eléctri-
ca. Esto es producto de tener una gran variabilidad y comportamiento impredecible de
manera anual y estacional, ya que el volumen requerido está asociado a la situación de
la generación hidroeléctrica.

En tal sentido, debe tenerse en cuenta que existen tecnologías alternas que podrían
proporcionar seguridad en el abastecimiento de gas natural, desde el punto de vista
de suministro y transporte. Estas tecnologías entre otras son: plantas de regasificación
de gas natural licuado (GNL), buques regasificadores y utilización de plantas “peak
shaving”.

La tecnología de gas natural licuado que brinda la posibilidad de proveerse de gas desde
lugares remotos, requiere de la instalación de plantas de regasificación en la Costa y
teniendo en cuenta los tiempos necesarios para su operación y los costos de capital, la
instalación de terminales de GNL “on shore” puede no ser la solución más eficiente para
Colombia. Aunque una tecnología similar y tal vez más factible son los barcos regasifi-
cadores.

La utilización de plantas “peak shaving”, las cuales son usadas para el abastecimiento de
gas durante períodos de demanda máxima, se ubican cerca a los centros de consumo y
generalmente lejanas de las zonas de producción de gas, estas plantas respaldan el sistema
durante períodos de demanda máxima reduciendo la necesidad de disponer de capacidad
de transporte.

Las anteriores tecnologías aunque pueden llegar a ser factibles en Colombia, pueden tar-
dar en desarrollarse, ya que desde los estudios iníciales hasta la puesta en marcha de una
planta de regasificación, se requieren al menos 5 años, lo que no solucionaría un problema
de abastecimiento de gas natural a mediano plazo, por lo que se hace urgente fortalecer la
búsqueda de nuevas reservas.

Por otra parte, la dinámica de los precios del petróleo durante el 2008, la recesión económi-
ca de los países industrializados, y la desaceleración de las economías emergentes, afectó
la creciente demanda de crudo disminuyendo por primera vez en 25 años los requerimien-
tos de petróleo. Así mismo, el componente especulativo y la inestabilidad de las divisas,
particularmente de los Estados unidos; incidieron en buena parte sobre los precios del
energético y sus derivados.

La elevación de los precios del petróleo condujo al incremento del precio New York Harbor
Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price, (ver Gráfica 4‑4) referente considerado para
el cálculo del índice de variación de precios de gas natural colombiano. El incremento
medio de 60% para los precios, periodo 2007 – 2008, responde a señales de inseguridad
con respecto al abastecimiento, favorecido, entre otras razones, por el incremento en la
demanda de los combustibles.

40

Gráfica 4‑4 new York Harbor residual Fuel oil 1.0 % sulfur lP spot Price

En concordancia con la Resolución CREG 119 de 2005, mediante la cual se establece la me-
todología para el cálculo de precios para el Gas Natural producido en los campos Guajira y
Opón, se determinó el pronóstico de precios para las principales fuentes de suministro de
Gas Natural para el sector termoeléctrico.10

La estimación considera los escenarios proyección de precios del petróleo de la EIA. De
acuerdo con estos pronósticos, el precio del petróleo en los escenarios medio y bajo presenta
una tendencia descendiente en términos constantes, como consecuencia de la disminución
de la demanda causada por la coyuntura económica mundial; no obstante, se considera
que la oferta de la OPEP se ajustará a los requerimientos de demanda, frenando así la
caída en el precio del petróleo. El aumento de precios a partir del año 2015, se genera tras
el incremento de demanda motivado por el fortalecimiento de la economía mundial. Ver
Gráfica 4‑5.11

Gráfica 4‑5 Proyección de precios Boca Pozo Guajira

10
Fuente: EIA DOE.
11
uPME.

41

A través del Decreto 2687 de 2008, modificado parcialmente por el Decreto 4670 de 2008,
el Gobierno Nacional estableció los instrumentos necesarios para asegurar el abasteci-
miento nacional de gas natural. En cumplimiento de lo establecido en el artículo 12 del
Decreto, la uPME elaborará un plan de abastecimiento para el suministro y transporte
de gas natural a 10 años, con el fin de orientar las decisiones de los agentes y del estado
para asegurar la satisfacción de la demanda nacional.

4.2 CarGo Por ConFIaBIlIdad

Con el fin de garantizar la disponibilidad de recursos para abastecer la demanda de energía
en condiciones de escasez, se introdujo uno de los objetivos del cargo por confiabilidad,
que bajo el nuevo esquema, significó asegurar la expansión del sistema en cuanto a gene-
ración.
Según el diseño del cargo, se realizó la primera subasta de energía, en la cual se asignaron
a través de obligaciones de energía firme ‑OEF‑ 3,008.88 GWh para el periodo 2012 – 2013,
estas obligaciones fueron asignadas a las siguientes plantas. Ver la Tabla 4-3.12

Proyecto recurso capacidad mW oeF GWh ‑ año
Gecelca 3 Carbón 150 1,116.90
Termocol Fuel oil 201.6 1,677.71
Amoya Hidro 78 214.27
Total 429.6 3,008.88
Tabla 4‑3 obligaciones de energía Firme en la primera subasta de energía
del Cargo por Confiabilidad

Para plantas con un período de construcción mayor a cuatro años y que podrían entrar
entre el 2014 y el 2018, se implementó el mecanismo GPPS, generación con periodo de
planeación superior. La asignación de la obligación de energía firme, OEF, para las plantas
GPPS se realizó para un periodo de 20 años a partir del año en que fue asignada la primera
OEF del respectivo proyecto. Bajo este esquema hasta el 2018 entrarán las siguientes plan-
tas. Ver Tabla 4-4.13

capacidad obligación de energía firme GWh‑año
Proyecto recurso
mW 2014‑2015 2015‑2016 2016‑2017 2017‑2018 2018‑2019
Cucuana Hidro 60 49 50 50 50 50
Miel II Hidro 135.2 183 184 184 184 184
El quimbo Hidro 396 400 850 1,350 1,650 1,650
Sogamoso Hidro 800 400 800 1,550 2,300 2,350
Porce IV Hidro 400 -- 321 641 962 962
Pescadero Hidro 1,200 -- -- -- -- 1,085
Total 2,991.20 1,032 2,205 3,775 5,146 6,281
Tabla 4‑4 obligaciones de energía Firme a través del proceso de sobre cerrado
del Cargo por Confiabilidad

12
Datos tomados de XM Los Expertos en Mercados.
13
Ibídem.

42

4.3 ProYeCTos de GeneraCIón en ColomBIa

registro de Proyectos de Generación

En la actualidad el registro de proyectos de generación tiene una capacidad inscrita de
13,545.8 MW de los cuales 7,685.5 MW corresponden a proyectos hidráulicos con capacidad
mayor o igual a 20 MW, 2,884.6 a proyectos de carbón mineral, 2,520.5 MW a proyectos de
gas natural, 305 MW a proyectos de fuel oil, 70.4 MW a proyectos hidráulicos con capacidad
menor a 20 MW, 44.9 MW a proyectos de cogeneración y 20 MW a proyectos eólicos.
Con respecto a los proyectos registrados anteriormente, se presentaron dos situaciones: la
inscripción por primera vez de proyectos a fuel oil, al igual que un aumento en el registro
de proyectos a carbón mineral. En la Tabla 4-5 se presentan los proyectos que se encuentran
registrados de acuerdo a la tecnología, localización y promotor del proyecto.

capacidad localización Posible fecha
Proyecto tecnología Promotor Fase
(mW) (municipio y departamento) de entrada

Térmico a Gas natural. Capacidad registrada: 2,520.5 mW
Ciclo
Termocandelaria 586 Cartagena Bolívar nov-12 Termocandelaria S.C.A. 2
Combinado
Termocol 210 Gas Santa Marta Magdalena dic-12 Grupo Políobras S.A. 2
Ciclo
Merilectrica CC 103 Barrancabermeja Santander nov-09 Merilectrica E.S.P. 2
Combinado
Ciclo
TermoFlores IV 160 Barranquilla Atlántico nov-09 Termoflores S.A. E.S.P 2
Combinado
GT 23 100 Ciclo Abierto Barranquilla Atlántico 2012 Termobarranquilla S.A. E.S.P. 2
Termoandina 1 98.5 Ciclo Abierto San Pedro Sucre 2012 Proeléctrica 2
Repotenciación
38 Ciclo Abierto yopal Casanare 2009 Generadora Cimarrón S.A. 2
unidad Cimarrón
Tauramena Casanare
CC - Endesa 1 400 Ciclo Abierto 2012 Emgesa S.A. E.S.P. 1
Manaure Guajira
Termo upar 300 Ciclo Abierto La Paz Cesar Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1
Ciclo
Termo Lumbí 300 Mariquita Tolima Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 2
Combinado
Ciclo
Termo yarigüíes 225 Barrancabermeja Santander Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 3
Combinado
Térmico a Carbón. Capacidad registrada: 2,884.6 mW
Lecho Santander de
Termocauca 100 Cauca Sin confirmar Termocauca E.S.P. 2
Fluidizado quilichao
Termobijao 460 Pulverizado Puerto Libertador Córdoba 2012 Merilectrica E.S.P. 2
Gecelca 2 150 Ciclo Abierto Dibulla Guajira 2012 Gecelca 2
Gecelca 3 150 Ciclo Abierto Puerto Libertador Córdoba dic-12 Gecelca 2
Gecelca 7 100 Ciclo Abierto Puerto Libertador Córdoba 2012 Gecelca 4
Termo San Cía. de Generación del Cauca S.A.
165 Ciclo Abierto Amagá Antioquia 2012 2
Fernando E.S.P.
Tasajero II 155 Convencional San Cayetano N. Santander 2012 Termotasajero S.A. E.S.P. 2
Termocaribe 1 350 Pulverizado Galapa Atlántico 2012 zona Franca B/quilla 2
Termozipa 6 154.6 Convencional Tocancipá Cundinamarca 2012 Emgesa S.A. E.S.P. 2
Termosuamox 300 Convencional Belencito Boyacá 2012 Acerías Paz del Río 2
Carboeléctrica de Sinifaná S.A.
Sinifaná 1 175 Convencional Venecia Antioquia 2012 2
E.S.P.
Carboeléctrica de Sinifaná S.A.
Sinifaná 2 175 Convencional Venecia Antioquia 2013 2
E.S.P.

Tabla 4‑5 Proyectos inscritos en el registro de Proyectos de Generación

43

capacidad localización Posible fecha
Proyecto tecnología Promotor Fase
(mW) (municipio y departamento) de entrada

Termocaribe 2 350 Pulverizado Galapa Atlántico 2015 zona Franca B/quilla 2
Térmico a Fuel oil. Capacidad registrada: 305 mW
Gecelca 15 50 Ciclo Abierto Soledad Atlántico 2012 Gecelca 2
Termodial 1 25 Convencional -- Atlántico 2010 José Alejandro Alzate 2
Termocol 210 Ciclo Abierto Santa Marta Magdalena 2008 Grupo Políobras S.A. 2
Hidroeléctrica (mayores a 20 mW). Capacidad registrada: 7,685.5 mW
Porce III 660 Francis Anoría Amalfi Antioquia sep-10 EPM 3
Amoyá 78 Peltón Chaparral Tolima abr-11 Isagen S.A. E.S.P. 2
Miel II 150 -- Samaná Caldas 2011 Gestión Energética S.A. E.S.P. 2
Cucuana 48 -- Roncesvalles Tolima jul-11 Epsa S.A. E.S.P. 2
Sogamoso 800 Francis Betulia - Girón Santander jul-13 Isagen S.A. E.S.P. 2
El quimbo 400 Francis Gigante, Garzón Huila jul-13 Emgesa S.A. E.S.P. 2
Porce IV 400 Francis Anorí, Amalfi Antioquia jun-15 EPM 2
Andaquí 687 Francis Santa Rosa Putumayo 2016 Isagen S.A. E.S.P. 2
Pescadero - Hidroeléctrica Pescadero Ituango
2,400 Francis Ituango Antioquia 2017 2
Ituango S.A.
Chapasia 800 Peltón Miraflores, Páez Boyacá Sin confirmar Emgesa S.A. E.S.P. 1
Espíritu Santo 700 -- -- Antioquia dic-18 HMV Ingenieros LTDA 1
Bugalagrande 40.5 Peltón Tuluá Valle Sin confirmar Epsa S.A. E.S.P. 2
Caldas -
Cañaveral 68 Peltón Aguadas - Sonson Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 2
Antioquia
Caldas -
Encimadas 94 Peltón Aguadas - Sonson Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 2
Antioquia
El Doce 360 Kaplan Tarazá y Valdivia Antioquia dic-22 HMV Ingenieros LTDA 1
Hidroeléctricas (menores a 20 mW). Capacidad registrada: 85.3 mW
Amaime 19.9 Francis Palmira, Cerrito Valle dic-09 Epsa S.A. E.S.P. 2
Coello 1,2,3 3.7 Kaplan Chicoral Tolima 2009 Energética 2
Caruquia 9.5 Francis Santa Rosa de Osos Antioquia dic-09 HMV Ingenieros LTDA 2
Guanaquitas 9.5 Francis Gómez Plata Antioquia jul-10 Guanaquitas S.A E.S.P. 2
Trasvase Guarinó -- -- Victoria Caldas jun-10 Isagen S.A. E.S.P. 2
Barroso 19.9 Peltón Salgar Antioquia dic-10 HMV Ingenieros LTDA 1
Trasvase Manso -- -- Samaná Caldas ene-11 Isagen S.A. E.S.P. 2
Sin
PCH de Neusa 2.9 -- Cogua, Tausa Cundinamarca Ingameg 1
confirmar
El Popal 19.9 Francis Cocorná Antioquia ene-13 HMV Ingenieros LTDA 1
eólico. Capacidad registrada: 20 mW
Jouktai 20 Turbina eólica uribia Guajira Sin confirmar WAyuu S.A. 1
Cogeneración. Capacidad registrada: 44.9 mW
Cogeneración
19.9 Turbina Vapor El Cerrito Valle del Cauca abr-09 Ingenio Providencia S.A 3
IPSA
Mayagüez 25 Turbina Vapor Candelaria Valle del Cauca ago–09 Mayagüez S.A. 3
Tabla 4‑5 Proyectos inscritos en el registro de Proyectos de Generación. Continuación

Proyectos de generación en desarrollo
En la Tabla 4-6, se pueden observar los proyectos contemplados en los diferentes análisis
del plan, los cuales han comenzado su proceso de construcción. Algunos de los proyectos
que fueron asignados en las obligaciones de energía firme poseen una capacidad superior y
fecha de entrada diferente. Sin embargo, algunas de esas características fueron reportadas
posteriormente a los procesos de asignación de energía firme por parte de los promotores
de los proyectos.

44

número de capacidad (mW) Fecha de operación
Proyecto tipo
unidades A instalar Por unidad comercial
Ipsa Cogen 1 19.9 -- abr-09
Mayagüez Cogen 1 19 -- ago-09
Caruquia Hidro 1 9.9 9.9 dic-09
Guanaquitas Hidro 1 9.9 9.9 jul-10
Tras. Guarinó Hidro -- -- -- jun-10
Amaime Hidro 2 19.9 -- dic-10
Flores iv Gas vapor 1 160 160 dic-10
165 oct-10
165 ene-11
Porce III Hidro 4 660
165 abr-11
165 jun-11
Tras. Manso Hidro -- -- -- ene-11
El manso Hidro 1 27 27 ene-11
Amoyá Hidro 2 78 39 abr-11
Miel II Hidro 2 135.2 67.6 nov-11
Cucuana Hidro 2 60 30 dic-11
Gecelca 3 Termico 1 150 150 dic-12
Termocol Térmico 1 210 210 dic-12
210 jul-13
El quimbo Hidro 2 420
210 sep-13
266.7 nov-13
Sogamoso Hidro 3 800 266.7 nov-13
266.7 nov-13
200 feb-15
Porce IV Hidro 2 400
200 may-15
300 mar-17
300 jun-17
Pescadero Hidro 4 1,200
300 sep-17
300 dic-17
Total MW 4,378.80

Cogen: cogeneración tras: trasvase

Tabla 4‑6 Proyectos en Colombia a ser considerados en el Plan de expansión

4.4 demanda Y oFerTa de enerGía en CenTro amérICa Y eCuador

Al igual que en Colombia, los países que conforman la región latina de América han
presentado importantes aumentos en la demanda de energía fruto de sus crecimientos
económicos en los comienzos de ésta década. Su principal fuente de generación son los
recursos hídricos seguidos por los recursos térmicos derivados del petróleo y con una
buena participación en fuentes renovables especialmente de tipo eólico y geotérmico. Por
este motivo y por su disponibilidad de recursos energéticos, se considera a nivel mundial
como una de las regiones con mayor participación en la generación actual y futura a partir
de energías renovables.

45

Sin duda, uno de los factores que conlleva al uso intensivo de recursos renovables es miti-
gar las emisiones originadas por la generación térmica.

A continuación se presenta la demanda de energía empleada en las simulaciones energé-
ticas de éste plan.

Demanda de Energía en centro América

Como se observa en la Tabla 4-7, con excepción de México, en su orden los principales
consumidores futuros de energía eléctrica en centro América son: Costa Rica, Guatemala,
Honduras, Panamá, El Salvador, y Nicaragua.

costa rica nicaragua Honduras el salvador Guatemala
Año Panamá GWH
GWh GWh GWh GWh GWh
2008 6,773 9,568 3,223 7,029 5,601 7,732
2009 7,323 10,049 3,372 7,455 5,842 8,147
2010 7,944 10,562 3,525 7,967 6,093 8,574
2011 8,410 11,090 3,681 8,492 6,355 9,011
2012 8,896 11,643 3,845 9,018 6,628 9,460
2013 9,383 12,226 4,019 9,586 6,914 9,922
2014 9,872 12,842 4,203 10,177 7,211 10,395
2015 10,368 13,492 4,399 10,792 7,521 10,882
2016 10,895 14,184 4,599 11,428 7,844 11,381
2017 11,449 14,918 4,813 12,081 8,181 11,895
2018 12,031 15,692 5,043 12,807 8,533 12,422
2019 12,641 16,509 5,278 13,608 8,901 12,963
2020 13,278 17,374 5,529 14,443 9,283 13,520
2021 13,931 18,288 5,791 15,311 9,682 14,076
2022 14,606 19,254 6,062 16,150 10,098 14,632

Tabla 4‑7 demanda de energía empleada en países de Centro américa
en el Plan de expansión de Colombia

Demanda de energía en Ecuador14

La demanda de energía eléctrica en el Ecuador ha mostrado niveles crecientes desde el año
1999. Sin embargo, a partir del año 2002, estos incrementos alcanzaron en promedio un 6%
aproximadamente. En el año 2007 el Ecuador presentó un consumo de energía de 14,665.86
GWh superior en un 4.95% que el ocurrido en el año 2006, siendo sus principales centros
de consumo Guayaquil y quito. En cuanto a potencia, el sistema ecuatoriano alcanzó el
año anterior una demanda máxima de 2,706. 3 MW, un 2.45% superior a la presentada en
el año 2006.

Para los análisis planteados en éste plan de expansión se consideró la demanda media de
energía para Ecuador. Ver Tabla 4-8.

14
Datos tomados de la Corporación CENACE – Centro Nacional de Control de Energía. Informe anual
2007

46

Año GWh
2008 16,486
2009 17,348
2010 18,228
2011 19,132
2012 20,064
2013 21,026
2014 22,020
2015 23,047
2016 24,108
2017 25,201
2018 26,335
2019 27,520
2020 28,758
Tabla 4‑8 demanda de energía empleada en ecuador
en el Plan de expansión de Colombia

ofertas y proyectos de generación en ecuador

En cuanto a potencia instalada, el Ecuador ha aumentado en aproximadamente un 15% su
capacidad instalada desde el año 1999, esto sin contar los 400 MW que posee por interco-
nexiones internacionales. A junio de 2007 su capacidad instalada nominal era de 3,863 MW15
sin incluir las interconexiones. De ésta capacidad el 52% corresponde a plantas hidráulicas
y los restantes 48% a capacidad térmica.

A la par de los recientes cambios logrados a nivel institucional, el gobierno del Ecuador
está promoviendo el desarrollo de nuevos proyectos hidráulicos de gran y mediana es-
cala, así como algunos proyectos de energía renovable, los cuales buscan como política
reducir al máximo el consumo de electricidad térmica producida a base de combustibles
fósiles, los cuales son subsidiados16. Entre otras, estas son algunas de las razones para el
impulso y desarrollo de nuevos proyectos como: Sopladora de 312 MW, Coca Codo Sin-
clair de 1,500 MW, Toachí – Pilatón de 228 MW y Jubones de 380 MW aproximadamente.
Sin embargo, en el caso base de éste plan no se contempló la inclusión de los dos últimos
proyectos.

En el plan de expansión de referencia de generación 2008-2022 de la uPME, se había consi-
derado para los diferentes análisis una expansión en Ecuador de 506.5 MW, no obstante, a
lo largo del año anterior como en lo corrido de 2009 se han logrado avances en algunos de
estos proyectos, razón por la cual se han incorporado en estos análisis.

A continuación, en la Tabla 4-9 se presentan los proyectos empleados en los análisis de
interconexión con el sistema ecuatoriano.

15
CONELEC. Plan Maestro de Electrificación 2007 – 2016. Diciembre de 2007.
16
Apartes tomados del CONELEC, Plan maestro de electrificación del Ecuador 2007‑2016.

47

Proyecto tipo capacidad (mW) Fecha de operación comercial
Mazar Hidro 186 mar-09
Ocaña Hidro 26 ene-09
El topo Hidro 22 ene-09
EDC Térmico 234 ene-10
Pilalo 3 Hidro 9.3 ene-10
Baba Hidro 42 abr-10
Sigchos Hidro 18 ene-10
Sopladora Hidro 312 ene-11
EDC Térmico 88 mar-11
Arenillas Térmico 150 ene-17
Total MW 1,087.3

Tabla 4‑9 Proyectos en ecuador a ser considerados en el Plan de expansión

Proyectos de generación en Centro américa y Perú

Con el fin de tener una visión acerca de los desarrollos de proyectos a futuro que tendrán
los países de Centro América, así como el Perú, se describe a continuación una breve visión
de los principales desarrollos que se tienen a nivel de generación.

• México17 18
Con el fin de atender la demanda futura de energía y potencia en el periodo 2007 – 2017,
México ha previsto que su demanda se satisface con 26,488 MW, de los cuales 3,316 MW
serán hidráulicos, 14,766 MW serán térmicos. Con recursos eólicos y de geotermia se cons-
truirán 749 MW, entre generación distribuida y proyectos de repotenciación se desarrolla-
rán 885 MW y los restantes 6,772 MW aún no han definido su tecnología. Así mismo, de la
capacidad total prevista en proyectos en construcción o licitación se tienen 5,498 MW.

• Guatemala19 20 21
Para asegurar el suministro de energía eléctrica hasta el año 2022, Guatemala considera
necesario instalar 2,705 MW bajo un escenario medio de demanda. La oferta firme asociada
a esta capacidad se estima en 2,000 MW que sumado a la oferta actual totaliza aproximada-
mente 3,600 MW, para atender una demanda mayor a los 3,100 MW.

El promedio de la capacidad adicional a instalar anualmente hasta el año 2022 para un
escenario medio de crecimiento es aproximadamente de 190 MW, siendo necesario que en
los primeros cinco años del plan se instalen aproximadamente 1,500 MW.

17
http://www.cfe.gob.mx/es/
18
Comisión Federal de Electricidad, Programa de obras e inversiones del sector eléctrico 2008 – 2017.
19
http://www.cnee.gob.gt/
20
http://www.amm.org.gt/
21
http://www.mem.gob.gt/Portal/Intro.htm

48

En el año 2008, se realizarán los estudios de prefactibilidad de 11 centrales hidroeléctri-
cas, con la finalidad de seleccionar los mejores y gestionar para éstos, las cooperaciones
internacionales que permitan la realización de estudios de factibilidad. La capacidad
instalable alcanza la cifra de 1,174 MW y una producción anual media de 8,821 GWh.

Los proyectos hidroeléctricos considerados a estudiar son: El Arco, San Juan, La Tinta, El
Sisimite, Pompeya, Tzucancá, El Guayabo, Concuá, San José, Siquichúm y El Naranjo.

En cuanto a recursos geotérmicos Guatemala prevé desarrollar 5 MW. En la actualidad
tienen una potencia instalada de 24 MW. Así mismo, se exploran otras áreas con el fin de
lograr incorporar una mayor capacidad a su sistema de generación.

• Nicaragua22 23
Existe gran interés del gobierno de Nicaragua en aumentar su capacidad para la genera-
ción de energía así como cambiar la matriz de generación. El Plan del Ministerio propone
la adición de 966 MW desde el año 2008 hasta el año 2014, de los cuales 374 MW son
térmicos, 246 MW geotérmicos, 306 MW hidroeléctricos y 40 MW eólicos.

El potencial factible que se tiene estudiado en Nicaragua respecto a hidroeléctricas es
de 1,760 MW, dentro de los cuales se encuentran identificados proyectos como Tumarin
de 450 MW, Larreynaga de 15 MW, Copalar de 281 MW, Piedra Fina de 102 MW, entre
otros.

En recursos eólicos los sitios potenciales están en zonas Rivas 140 MW, Hato Grande, el
Crucero, Isla de Omepete, áreas que podrían instalar 20 MW cada una, de igual manera,
se contempla Amayo de 40 MW.

Por otra parte en recursos geotérmicos el gobierno de Nicaragua ha otorgado hasta la
fecha dos concesiones de explotación y dos concesiones de exploración para el desarrollo
de éste tipo de energías. En la actualidad, de las licencias otorgadas por explotación,
uno de los proyectos a desarrollar es San Jacinto Tizate, el que se considera deberá estar
operando a más tardar el primer trimestre del 2010. De las concesiones dadas para ex-
ploración en geotérmica se han dado dos: una El Hoyo - Monte Galán y otra Managua
– Chiltepe.

• El Salvador24
El Salvador al igual que otros países en Centro América tiene proyectado en el corto plazo
lograr atender la demanda de energía con algunos recursos térmicos y repotenciación de
algunas unidades hidráulicas, ya en el largo plazo plantea la construcción de proyectos
hidroeléctricos como El Cimarrón con 261 MW, y El Chaparral con 66 MW, así mismo tiene
planteado desarrollar nuevos proyectos de generación a partir de geotermia.

22
http://www.ine.gob.ni/
23
http://www.mem.gob.ni/index.php?s=1
24
http://www.enee.hn/generacion.htm

49

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