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Timestamp: 2018-02-19 06:25:45+00:00

Document:
Sector energia eléctrica by clara villamil guzman - issuu
Sector Energía Eléctica
Memorias al Congreso Nacional 2005 - 2006
1. SITUACIĂ&#x201C;N DEL SECTOR ELĂ&#x2030;CTRICO 1.1 OFERTA Y DEMANDA DE ELECTRICIDAD 1.1.1 CAPACIDAD DE GENERACIĂ&#x201C;N La capacidad efectiva neta del SIN (plantas despachadas y no despachadas centralmente) a diciembre 31 de 2005 alcanzĂł un valor de 13.348,44 MW, 50,48 MW menos que el aĂąo anterior. El 96,53% corresponde a plantas despachadas centralmente y el 3,47% a plantas no despachadas centralmente. La capacidad hidrĂĄulica y tĂŠrmica, incluyendo las plantas que no son despachadas centralmente, representĂł para la hidrĂĄulica el 67,00% del total de la capacidad efectiva del SIN, para la tĂŠrmica el 32,93% y la eĂłlica el 0,07%. Con respecto a 2004, la capacidad efectiva neta del SIN fue inferior en un 0,38% (50,48 MW) debido principalmente a la disminuciĂłn de 68,39 MW en la capacidad de las plantas tĂŠrmicas, 9,70 MW en la planta eĂłlica, valores que fueron compensados por un aumento en la capacidad instalada de las hidrĂĄulicas de 27,61 MW.  	  	     
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1.1.2 PRODUCCIĂ&#x201C;N DE ELECTRICIDAD La generaciĂłn total del Sistema fue 50.430 GWh, de los cuales el 95,59% fue generado con plantas despachadas centralmente y el 4,41% restante con plantas no despachadas centralmente. Por tipo de generaciĂłn, las plantas hidrĂĄulicas generaron el 81,26%, las unidades tĂŠrmicas el 18,64% y las unidades eĂłlicas el 0,10% del total.
Sector EnergĂ­a ElĂŠctica
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En la generaciĂłn del aĂąo 2005 se destaca el aumento de la generaciĂłn tĂŠrmica con respecto a 2004 en un 8,5%, incluyendo menores tĂŠrmicas y cogeneradores, resaltĂĄndose el incremento de la generaciĂłn de las plantas a carbĂłn, las cuales aumentaron en conjunto su generaciĂłn en un 27,97% con respecto a 2004. La generaciĂłn hidrĂĄulica, incluyendo plantas no despachadas centralmente, aumentaron en un 2,8% con respecto al aĂąo 2004. Vale la pena resaltar que la generaciĂłn promedio diaria durante el aĂąo 2005 tuvo un crecimiento del 4,11% con respecto al aĂąo anterior, al pasar de 132,71 GWh/dĂ­a a 138,16 GWh/dĂ­a en 2005, debido principalmente al crecimiento de la demanda interna y a las exportaciones realizadas a Ecuador.
1.1.3 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE ELECTRICIDAD Durante el 2005 Colombia importĂł desde Venezuela 20,91 GWh y desde Ecuador 16,03 GWh. Con respecto al aĂąo anterior las importaciones disminuyeron en 23,51%. De otro lado, Colombia exportĂł a Ecuador 1.757,88 GWh lo que representa un incremento del 4,77% frente a lo exportado en 2004.
1.1.4 APORTES HĂ?DRICOS Y RESERVAS Al finalizar el aĂąo 2005, los aportes hĂ­dricos totales al SIN alcanzaron los 44.934,07 GWh, equivalentes al 93,87% de la media histĂłrica, valor un poco inferior al registrado en el aĂąo 2004 (48.661,88 GWh; 101,16% del promedio histĂłrico). Por regiones, los aportes acumulados muestran para 2005 el valor mĂĄs bajo en la regiĂłn Oriente con un valor de 88,63% frente a los valores histĂłricos, seguida en su orden por la regiĂłn Antioquia (94,97%), Centro (96,04%), Caribe (rĂ­o SinĂş 97,88%) y Valle (101,25%). 107
Las reservas útiles almacenadas en los embalses a 31 de diciembre de 2005 fueron 11.836,95 GWh, equivalentes al 78,23% del volumen útil, mientras para diciembre 31 de 2004 estuvieron en 12.394,77 GWh (81,31%). Las regiones con mayores reservas hídricas frente a su volumen útil fueron Caribe con 93,02% (144,08 GWh), seguida por Antioquia con 84,45% (4.599,04 GWh), Oriente con 78,50% (3.424,99 GWh), Centro con 72,06% (3.415,19 GWh) y Valle con 59,31% (253,65 GWh).
1.1.5 CONSUMO DE GAS Y EL SECTOR ELÉCTRICO El consumo de gas en el país durante 2005 fue en promedio día de 661 MPCD, de los cuales la producción de la Costa Atlántica participó con un 49% y el interior del país con un 51%. El comportamiento de consumo de gas en forma sectorial, ha señalado al sector industrial como el mayor demandante seguido de la generación termoeléctrica y el uso doméstico. En Colombia la generación de energía eléctrica fue de 50.430 GWh en 2005. Del total de generación el parque térmico a gas natural contribuyó con el 14,1%, el parque térmico a carbón con el 4,1%. La generación eléctrica a gas natural participó con el 77% del total de la generación del parque térmico. El consumo del parque térmico de gas natural en el período enero a diciembre de 2005, fue en promedio día de 200 MPCD, representando el 30% del consumo total de gas natural en el país. En la actualidad hay 3.659 MW de capacidad instalada en plantas de generación eléctrica a gas natural, de los cuales el 70% están ubicados en la Costa Atlántica.
1.1.6 DEMANDA DE ELECTRICIDAD En el 2005 la demanda nacional de energía eléctrica fue de 48.828,8 GWh, lo que representa un 3,85% de crecimiento real con respecto al 2004. La demanda máxima de potencia fue de 8.639 MW, lo que representa un crecimiento del 3,68% con respecto al año anterior. El 2005 representó un cambio en la tendencia de la demanda regulada con respecto a lo observado en los últimos años. Es así como el año inició con un crecimiento relativamente bajo en el primer trimestre, comparable al observado en la historia. A partir de abril, las tasas de crecimiento pasan a ser superiores al 2%, comportamiento que se mantuvo hasta septiembre. En este periodo incluso se presentaron picos de crecimiento que alcanzaron valores cercanos al 4,5%. En lo acumulado del año la demanda regulada fue de 32.567,7 Gwh, el crecimiento real con respecto al año anterior fue del 1,84% y si se corrige el efecto bisiesto fue del 2,11%, notablemente alto comparado con el crecimiento acumulado observado del 2004, que fue de 0,64% y 0,33% respectivamente. A lo largo del año se ha mantenido en la demanda regulada una tendencia de crecimiento constante, acorde con el comportamiento de los últimos años. Se presentaron tasas picos de crecimiento mes a mes en abril y septiembre que superaron el 10%, tasas que si bien son altas se han observado en el pasado. En el acumulado del año, el crecimiento de la demanda con respecto al 2004 llegó al 8,12%1.
1.2 INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA 1.2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN El STN finalizó el año 2005 conformado por 10.898 Km de líneas a 220-230 kV y 1.449 Km a 500 kV. De las líneas a 220-230 kV, 10.815 Km son activos de uso y 83 Km constituyen activos de conexión. La capacidad total de transformación de 220 - 230 kV a tensiones inferiores registró al finalizar el año un valor de 12.837 MVA incrementados en 199 MVA respecto al año anterior por la entrada del tercer 1
Este crecimiento incluye el cambio de algunos usuarios del régimen regulado al no regulado
transformador CaĂąo LimĂłn 50 MVA 230/34,5/13,8 kV, el segundo transformador de Barranca 220/115/13,8 y la repotenciaciĂłn de 59 MVA del transformador El Copey 230/110/34,5 kV. En cuanto a la capacidad de transformaciĂłn de 110 -115 kV, esta se incrementĂł en 70 MVA respecto al aĂąo 2004.
1.2.2 ATENTADOS A LA INFRAESTRUCTURA En el 2005 se registrĂł un importante aumento de atentados a la infraestructura elĂŠctrica del paĂ­s con respecto a los ocurridos en el aĂąo 2004. El nĂşmero de atentados aumentĂł en un 124% registrĂĄndose 101 a lĂ­neas de tensiones iguales o superiores a 110 kV y tres atentados a subestaciones de niveles inferiores a 220 kV (SubestaciĂłn TulĂşa 115/34.5kV, Santander de Quilichao 115/34,5/13,2, Ricaurte 34,5/13,8 kV).   
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De igual forma, se incrementĂł el nĂşmero de torres derribadas y/o averiadas con respecto a las presentadas en el aĂąo anterior, registrĂĄndose durante el aĂąo 2005 un total de 227 torres averiadas, un 79% mĂĄs que las presentadas en el aĂąo 2004. De las 227 torres averiadas, el 54% pertenecen a ISA, de las cuales sĂłlo quedaron seis torres sin reparar al finalizar el 2005. La siguiente empresa mĂĄs afectada con nĂşmero de atentados a sus torres fue EPSA con un 6,2% del total de las torres (14 torres). No obstante el aumento de los atentados a la infraestructura elĂŠctrica durante 2005, la demanda no atendida por esta causa fue solo de 66 GWh equivalente a 0,15% de la demanda de energĂ­a del SIN en dicho aĂąo. De esta demanda no atendida, el 89% se concentrĂł principalmente en las ĂĄreas de Nordeste (47,8 GWh) y Cauca â&#x20AC;&#x201C; NariĂąo (9,6 GWh). Lo anterior se logrĂł gracias a las acciones llevadas a cabo por el CND y a la experiencia adquirida por los diferentes agentes transportadores para restablecer los equipos afectados; asĂ­ como por el apoyo oportuno del EjĂŠrcito Nacional.
2. COMISIĂ&#x201C;N ASESORA DE COORDINACIĂ&#x201C;N Y SEGUIMIENTO A LA SITUACIĂ&#x201C;N ENERGĂ&#x2030;TICA DEL PAĂ?S Durante el 2005 la ComisiĂłn se reuniĂł en 16 ocasiones para tratar temas relacionados los diferentes eventos que podĂ­an afectar la operaciĂłn del sector energĂŠtico. Con la colaboraciĂłn del IDEAM se realizĂł el seguimiento a las principales variables que inciden en la situaciĂłn meteorolĂłgica y climĂĄtica, entre las que se destacan el comportamiento hidrolĂłgico, asĂ­ como la evoluciĂłn del FenĂłmeno tipo El NiĂąo y diferentes fenĂłmenos que pueden afectar el comportamiento de la generaciĂłn de energĂ­a del paĂ­s.
En el sector de gas se trataron temas como la implementación de la planta de tratamiento de Cusiana y la coordinación de los diferentes sectores para la atención de la demanda frente a la situación de restricción originada en el suministro durante los trabajos de expansión de los campos de Chuchupa. Para esto se realizaron diferentes análisis de corto y mediano plazo, bajo diferentes escenarios hidrológicos y de demanda, en los cuales se tuvo en cuenta la disponibilidad de los recursos y precios. Para el sistema de generación y transmisión se analizaron los requerimientos en generación, se evaluó la operación del sistema en el corto y largo plazo ante el comportamiento de variables como la demanda de energía y potencia, nivel de embalses, aportes hídricos, disponibilidad de capacidad térmica e hídrica, exportaciones e importaciones de energía y circuitos de transmisión indisponibles debido al conflicto social.
3. MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA 3.1 AGENTES DEL MERCADO En la actividad de comercialización de electricidad, el número de agentes registrados a diciembre 31 de 2005 llegó a 130, con ocho agentes más que el año anterior. De estos, 67 realizaron transacciones en el Mercado durante 2005, cinco más que en 2004. En la actividad de generación de electricidad, el número de agentes generadores registrados al finalizar el año fue de 66. En este año, 45 agentes generadores transaron electricidad, dos más que en el año 2004.
3.2 TRANSACCIONES EN EL MERCADO Durante 2005 las compras en Bolsa aumentaron cerca del 20% con respecto a 2004. La energía transada en Bolsa creció 3,5%, mientras que la energía transada en Contratos aumentó 7,1%. Los aumentos en los montos transados se debieron en parte a que el precio promedio anual de Bolsa aumentó 15,5% y a que el precio promedio del dólar disminuyó 11,3%.
3.2.1 PRECIOS EN BOLSA DE ENERGÍA Y PRECIOS EN CONTRATOS Para el 2005 el precio promedio anual de la energía en Bolsa fue 74,58 $/kWh, con promedios mensuales que fluctuaron entre 56,82 $/kWh y 87,67 $/kWh. El máximo precio horario de Bolsa del año fue 186,75 $/kWh, el cual se produjo durante la hora 19 en los días 9 y 10 de septiembre. Por su parte, el precio horario mínimo de Bolsa se presentó durante las horas 0 a 4 y en la hora 23 del 4 de octubre, con 27,58 $/kWh. En el 2005 las transacciones en Contratos fueron equivalentes al 101,67% de la demanda comercial, aumentando 3,2% con respecto al valor de 2004. Las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista sobrepasaron la demanda comercial en un 36,84%, aumentando en 2,3% con respecto al año anterior. En la mayor parte de 2005 (siete meses), los precios promedios mensuales de los Contratos estuvieron por debajo del precio promedio mensual de Bolsa. La mayor diferencia se presentó en septiembre cuando el precio de Bolsa fue superior en 17,26$/kWh.
3.2.2 RESTRICCIONES DEL SISTEMA Por concepto de limitaciones en la capacidad de transporte en las redes del SIN, en el 2005 se registró un costo total de Restricciones de $192.790 millones, lo cual representó una disminución de 20,5% con respecto al costo obtenido en el año 2004, principalmente por una reducción importante en el número de atentados contra las líneas a 500 kV que interconectan al interior del país con la Costa Atlántica. 110
La evoluciĂłn mensual en el costo de las restricciones mostrĂł una reducciĂłn importante hacia finales del 2004 y principios de 2005, llegando a un mĂ­nimo de $ 7.087 millones, cifra que en pesos constantes de diciembre de 2005 corresponde al valor mĂĄs bajo de restricciones en la historia del Mercado. Lo anterior como consecuencia de la disponibilidad completa de la red del STN y de la generaciĂłn en mĂŠrito de algunas plantas de generaciĂłn que son usualmente requeridas para la operaciĂłn segura del SIN. En 2005, los valores mĂĄximos en el costo de las Restricciones se presentaron en junio y noviembre, cuando llegaron a $ 25.388 millones y $ 24.924 millones respectivamente, debido principalmente a la indisponibilidad de las lĂ­neas de interconexiĂłn a la Costa AtlĂĄntica por atentados.     !
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Los agentes generadores que prestaron efectivamente el servicio de control automĂĄtico de GeneraciĂłn - AGC recibieron en el 2005 $274.033 millones, monto inferior en $47.224 millones al valor de 2004. Por otra parte los agentes generadores incurrieron en el pago de $99.329 millones por la Responsabilidad Comercial en la prestaciĂłn del servicio AGC, aumentando 7,6% con respecto al 2004.
3.2.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD (TIES) Durante 2005 el sector elĂŠctrico colombiano exportĂł a Ecuador 1.758 GWh, que representaron para Colombia ingresos por USD$151,73 millones con un crecimiento de 12,3% con respecto a 2004. Durante el perĂ­odo marzo de 2003 hasta abril de 2006, 38 meses de operaciĂłn, las TIE han permitido al Mercado ventas de energĂ­a elĂŠctrica por USD$409,30 millones, lo que ha constituido a Ecuador en un mercado de gran interĂŠs para el sector. Dentro del monto de los USD$409,30 millones que han generado las TIE desde su entrada en operaciĂłn, USD$214,07 millones se traducen en rentas de congestiĂłn, de las cuales se han destinado cerca del 2,7% a Ecuador bajo el concepto de Demanda Internacional del Despacho EconĂłmico Coordinado, 72,3% al Fondo de EnergĂ­a Social - FOES, y 25,0% al alivio de restricciones asignables a la Demanda DomĂŠstica de Electricidad. A su vez, Ecuador ha realizado exportaciones a Colombia por 118,59 GWh que equivalen a USD$3,73 millones. Las rentas de congestiĂłn en 2005 ascendieron a USD$75,56 millones, con una reducciĂłn de 1,65% al compararlas con 2004. Estas rentas se originan como efecto de la congestiĂłn en enlaces internacionales y la consecuente diferencia de precios que se tienen en los nodos frontera. Las rentas de congestiĂłn fueron asignadas tanto a la demanda domĂŠstica colombiana como a la demanda internacional del despacho econĂłmico coordinado (demanda ecuatoriana).
3.3 ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA 3.3.1 INDICADORES FINANCIEROS Las transacciones en la Bolsa de Energía, en el Sistema de Transmisión Nacional y en los Sistemas de Transmisión Regionales, liquidadas por el ASIC y el LAC en cumplimiento del Reglamento de Operación, incluyen el manejo de flujos de efectivo que se efectúan bajo estándares de eficiencia y seguridad. Para atender la labor de Administración de Cuentas establecida en el anexo B de la Resolución CREG 024 de 1995 y en la Resolución CREG 008 de 2003, XM S.A. E.S.P., en su calidad de ASIC y LAC, definió una serie de indicadores como metas para la medición de la gestión financiera del Mercado Mayorista. El primero de ellos se refiere al nivel de recaudo total del SIC y de los cargos por Uso del STN y del STR. El valor anual de este indicador se establece como el porcentaje del recaudo total de los doce meses del año consolidados respecto de los valores que tenían vencimiento durante el mismo período sin incluir intereses. De esta forma se destaca que durante el 2005 se recaudó el 100% de las obligaciones por concepto de cargos por Uso del STN y el STR, y el 98,7% para las obligaciones por concepto de transacciones en la Bolsa de Energía. Otro de los indicadores mensuales definidos se refiere a la rotación de cartera. Para este indicador se estableció como meta un rango entre 50 y 26 días. En el año 2005, la rotación de cartera superó la meta establecida. En cuanto al tiempo que utiliza el ASIC para hacer la distribución de los dineros recaudados, en cumplimiento de la Resolución CREG 024 de 1995 este tiempo no superó durante el 2005 los 2,5 días hábiles, valor por debajo del plazo establecido de 3 días hábiles en la citada Resolución.
3.3.2 INFORME DE DEUDA Al cierre de diciembre de 2005 la deuda a cargo de las empresas en operación comercial era de $14.188 millones, mientras que la de las empresas en proceso de liquidación ascendía a $129.409 millones. Adicionalmente se incluye la deuda corriente asociada a acuerdos de pago vigentes entre agentes del Mercado por un valor de $4.014 millones. La deuda total alcanzó los $147.611 millones; de este valor el 89% corresponde a deuda con la Bolsa de energía, el 11% a Cargos por Uso del STN y el 0,006% a Cargos por Uso del STR. Al mismo corte, no se registró deuda por concepto de cargos por uso del STN, así como por concepto de Cargos por Uso de las redes de los STR para empresas en operación comercial. La deuda de las empresas en proceso de liquidación ($129.409 millones), presenta una disminución del 49% con respecto a 2004. A 31 de diciembre de 2004 la deuda se ubicaba en un valor de $255.569 millones, los cuales correspondían a $75.680 millones por capital y $179.889 millones por intereses. Este valor se redujo a $53.661 millones a raíz de la aplicación de la Sentencia del Consejo de Estado, expediente 9040 del 3 de septiembre de 2004, que establece que a partir de la liquidación de una empresa no se causan intereses de mora.
3.4 INFORME DE OPERACIÓN DEL SIN Los indicadores que reflejan la calidad de la operación del SIN durante 2005, muestran resultados satisfactorios, al no superar los límites máximos anuales propuestos.
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En el 2005, excluyendo atentados, se presentaron 36 casos en los cuales la tensiĂłn del STN estuvo por fuera de su rango durante un perĂ­odo mayor a un minuto, para un promedio anual de 0,098 eventos/dĂ­a, resultando inferior al valor mĂĄximo anual de 40 eventos de tensiĂłn. Durante 2005 se presentaron cuatro eventos con variaciĂłn lenta de frecuencia por fuera de rango, para un promedio anual de 0,0109 variaciones/dĂ­a, con lo cual no se superĂł el lĂ­mite mĂĄximo para 2005 de 10 variaciones de frecuencia. De estos eventos, tres de ellos estuvieron asociados a falla en equipos de generaciĂłn o transmisiĂłn y uno a operador de red. El Ă­ndice de variaciones lentas de frecuencia se mantuvo dentro del rango, entre otros factores, debido a una apropiada programaciĂłn de reserva para regulaciĂłn de frecuencia, al adecuado manejo operativo de la regulaciĂłn secundaria de frecuencia, al cumplimiento por parte de los generadores de la prestaciĂłn de servicio de regulaciĂłn primaria, al permanente seguimiento a la programaciĂłn y coordinaciĂłn de los programas de generaciĂłn y la permanente gestiĂłn sobre la demanda. Durante 2005 se presentaron 121 eventos de variaciones transitorias de frecuencia, ocho eventos mĂĄs que los ocurridos en 2004, para un promedio diario de 0,33 variaciones/dĂ­a, resultando menor al lĂ­mite acordado para el aĂąo (260 eventos en el aĂąo). El Ă­ndice de demanda no atendida por causas programadas terminĂł el aĂąo en 0,0181 por debajo del lĂ­mite anual establecido en mĂĄximo 0,0333. Durante la mayor parte del aĂąo se mantuvo por debajo de la meta, excepto en abril de 2005 con un valor de 0,355. El Ă­ndice de demanda no atendida por causas no programadas terminĂł el aĂąo en 0,2279, al excluir los atentados el indicador termina en 0,0929, valor inferior al lĂ­mite anual establecido en 0,1320. Excepto para los meses de marzo y abril de 2005, este indicador se mantuvo por debajo del mĂĄximo establecido. Durante el 2005 en el SIN se atendiĂł la calidad de frecuencia con reservas para regulaciĂłn secundaria de frecuencia mediante el Control AutomĂĄtico de GeneraciĂłn AGC. El servicio en cuanto a calidad cumpliĂł durante el aĂąo con los Ă­ndices horarios propuestos por NERC (North American Electric Reliability Council), y respecto a la continuidad de la prestaciĂłn de este servicio se logrĂł un valor de 99,82% durante el aĂąo, esto es, algo menos de 16 horas de indisponibilidad.
3.5 COORDINACIĂ&#x201C;N GAS - ELECTRICIDAD Tal como XM S.A. E.S.P. realiza la coordinaciĂłn operativa del Sistema elĂŠctrico colombiano, la coordinaciĂłn del transporte de gas es realizado por Ecogas en el interior del paĂ­s, y Promigas en la Costa AtlĂĄntica, empresas encargadas de efectuar las nominaciones de suministro y transporte de gas. Aunque en Colombia aĂşn no existe un organismo centralizado encargado de la coordinaciĂłn operativa de los sectores gas y electricidad, sĂ­ existen el Consejo Nacional de OperaciĂłn de Electricidad y el Consejo Nacional de OperaciĂłn de Gas, en los cuales tiene participaciĂłn XM. Dicha relaciĂłn ha permitido que 113
se realice una coordinación ad-hoc en casos de interrupción en el suministro tanto de gas como de electricidad. Esta coordinación entre los sectores gas – electricidad se vio reflejada en el 2005 durante el mantenimiento del campo de gas de Cusiana (agosto 12 al 17), que no ocasionó novedades en el SIN, y la planeación de la mitigación del impacto de la ampliación de la capacidad de producción de la plataforma Chuchupa B. La ampliación de Chuchupa durante el 2006 implicaría la reducción apreciable en el suministro de gas, y teniendo en cuenta que la generación de la Costa Atlántica es principalmente a base de gas, la limitación en el suministro exigiría estrechar las relaciones de los sectores eléctrico y de gas para garantizar la confiabilidad de la atención de la demanda de ambos sectores de la manera más eficiente. Las actividades más relevantes ejecutadas por el sector eléctrico para lograr el objetivo fueron: • Se diseñó e implementó un Esquema Suplementario de Baja Frecuencia (ESV) para la Costa Atlántica con un diseño innovador para la detección de aislamiento del área. Con su implementación se permitió aumentar, casi al doble, los valores de transferencia confiable hacia el área, disminuyendo la necesidad de generación interna a gas. Esta medida ha permitido que bajo condiciones de operación con indisponibilidades de circuitos a 500 kV de la red de transmisión hacia la costa, las necesidades de gas para el parque termoeléctrico de la Costa Atlántica se redujera en un 40%, lo cual equivale a cerca de 57 MPCD. • Aunque la mayor eficiencia en generación en las plantas termoeléctricas de la Costa Atlántica se da con generación a gas, se coordinó la generación de algunas plantas con combustible alterno, específicamente con fuel-oil. Esta medida permite reducir las necesidades de gas del sector termoeléctrico en 20 MPCD aproximadamente para todas las condiciones de operación. • Aprovechando la configuración de la red de transmisión y la red de distribución de algunas áreas, se trasladó carga del área de la Costa Atlántica para otra área rica en generación hidráulica, lo cual bajaría los requerimientos de gas del sector eléctrico. • Se realizó a nivel nacional la revisión y divulgación de guías de restablecimiento, con especial énfasis en los operadores de las empresas de la Costa Atlántica. Por su parte el sector gas llevó a cabo las siguientes actividades: • Coordinación con todos los consumidores de la demanda de gas para realizar sus mantenimientos en esta época, buscando que la demanda baje para la época. • Se aprovechó la infraestructura del sector de transporte de gas para atender la mayor parte de la demanda de gas del interior del país con la producción de otros campos diferentes a los de la Costa Atlántica. • Se buscó que las actividades más críticas en cuanto a la producción de gas se realizaran en días de baja demanda, lo cual permitió que las necesidades de ambos sectores fueran mínimas. Como resultado de esta coordinación, la Presidencia de la República, el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y el CNO emitieron el conjunto de medidas necesarias que suministraron las herramientas a ambos sectores para tomar medidas adicionales en la planeación y operación de los sistemas. Es importante mencionar que la ejecución de todas estas medidas de coordinación de ambos sectores permitió realizar todos los trabajos previstos para ampliar la producción de gas durante el mes de enero de 2006, sin necesidad de afectar la seguridad y confiabilidad del SIN, así como la atención de la demanda en su totalidad.
4. COBERTURA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL - SIN Una de las tareas primordiales de la UPME en el tema de electricidad es la elaboración del Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión Nacional. Para la versión 2005-2019 se llevaron 114
a cabo análisis sobre los requerimientos futuros del sistema de generación colombiano, considerando interconexiones eléctricas internacionales actuales y futuras. Los análisis comprendieron la determinación de las alternativas de corto plazo y estrategias de largo plazo para el sistema colombiano considerando intercambios energéticos con Ecuador y hacia el sistema SIEPAC. Así mismo se elaboraron análisis de sensibilidad ante el retiro de la cadena hidráulica La Guaca – Paraíso con una capacidad de 600 MW, así como la ocurrencia de un escenario de demanda alta de energía. De otro lado, para los análisis del comportamiento del Sistema de Transmisión Nacional interconectado con Ecuador se realizaron estudios de sistemas de potencia: confiabilidad, flujos de carga, estabilidad de voltaje y estabilidad transitoria. Igualmente se realizaron análisis eléctricos para el Sistema Colombiano Interconectado con Ecuador SIEPAC y con Venezuela. En términos generales se definieron los requerimientos de expansión tanto en generación como en transmisión y se plantearon las siguientes recomendaciones: Generación La instalación de 900 MW adicionales al proyecto Porce III entre el periodo 2009-2014, con el fin de atender requerimientos de energía y potencia previendo contingencias hidrológicas, el atraso de la ejecución de proyectos en construcción, choques de demanda y la conservación del margen de reserva de potencia del sistema en el 16%. Por otra parte se recomendó la entrada de un proyecto de generación con base en carbón mineral de 150 MW con el fin de reducir la dependencia del sistema de generación térmico frente al gas natural. Para el sistema es necesaria la continuidad en la operación de la cadena hidráulica La Guaca – Paraíso, dado que de darse este retiro, podría presentarse un déficit de energía en el muy corto plazo, implicando que el sistema requiera 600 MW adicionales a los 900 MW anteriormente planteados. En términos energéticos se estableció la viabilidad de la ampliación de la capacidad de la interconexión entre Colombia y Ecuador, la cual se estima en el 2007 y Panamá en el año 2009. Transmisión • Adelanto de la entrada en operación del proyecto Primavera - Bacatá 500 kV y obras asociadas para el 31 de Diciembre de 2006. • Adelanto de la entrada en operación del proyecto Bolívar – Copey – Ocaña - Primavera 500 kV y obras asociadas para 31 de Marzo de 2007. • Construcción de la subestación Sub220 220/115 kV y módulos de línea para la reconfiguración de la línea Pance – Yumbo 220 kV para el 1 de diciembre de 2008.
5. DESARROLLO CONVOCATORIAS PÚBLICAS En cumplimiento de las funciones delegadas por el Ministerio de Minas y Energía, la UPME ha venido realizando el seguimiento a la interventoría de los proyectos objeto de las convocatorias públicas en desarrollo de la expansión del STN. Estos proyectos, líneas Bacatá – Primavera (UPME-01-2003) y Primavera – Ocaña – Copey – Bolívar a 500 kV (UPME-02-2003) y obras asociadas, están siendo desarrollados por ISA, la interventoría del primer tramo la está realizando el consorcio CRA - NORCONTROL y del segundo tramo el consorcio SMA – ACI.
De acuerdo con el reporte de la interventorĂ­a, el avance a mayo de 2006 para la UPME 01 â&#x20AC;&#x201C; 2003 es del 76,4% y para la UPME 02 â&#x20AC;&#x201C; 2003 es del 73,8%. Se estima que estos proyectos, de acuerdo con los ajustes hechos a la programaciĂłn inicial, entrarĂĄn de manera anticipada     	                  ! " #$%&   '"&  
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5.1 CONVOCATORIA PĂ&#x161;BLICA UPME-01-2004 Se encuentra en curso la instalaciĂłn de dos bancos capacitivos de 75 MVAr en la subestaciĂłn Tunal perteneciente al ĂĄrea BogotĂĄ. El inversionista seleccionado fue la Empresa de EnergĂ­a de BogotĂĄ y el consorcio SMA-ACI realiza la interventorĂ­a. De acuerdo con el informe de interventorĂ­a, el avance al mes de mayo de 2006 es de 94,3% y se tiene previsto que entre en operaciĂłn en junio de 2006.
5.2 CONVOCATORIA PĂ&#x161;BLICA UPME-01-2005 Se dio inicio a la construcciĂłn de la lĂ­nea doble circuito a 230 kV Betania-Altamira-Mocoaâ&#x20AC;&#x201C; Jamondino â&#x20AC;&#x201C; Frontera con Ecuador y obras asociadas, una de las lĂ­neas entrarĂĄ a las subestaciones Altamira y Mocoa y la otra conecta directamente Betania con Jamondino. Este proyecto estĂĄ siendo desarrollado por la Empresa de EnergĂ­a de BogotĂĄ y la interventorĂ­a la estĂĄ llevando a cabo la firma CRA. De acuerdo con el informe presentado por la interventorĂ­a, el avance mayo de 2006 es del 27,5%. Se tiene prevista la entrada en operaciĂłn para junio de 2007, veintiĂşn meses despuĂŠs de haber quedado en firme la resoluciĂłn de aprobaciĂłn del ingreso anual esperado.
6. BALANCE POSITIVO DE LAS ELECTRIFICADORAS DE LA NACIĂ&#x201C;N El Ministerio de Minas y EnergĂ­a tiene las siguientes empresas a su cargo en el tĂ­tulo de vinculadas y en las cuales ejerce una labor de coordinaciĂłn de las actividades a travĂŠs de directrices a las juntas
directivas de las mismas: Empresa de Energía de Boyacá, Electrificadora del Meta, Empresa de Energía de Cundinamarca, Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, Empresa Multipropósito Urrá, Electrificadora del Huila, Centrales Eléctricas del Norte de Santander, Electrificadora del Caquetá, Empresa de Energía del Tolima, Centrales Eléctricas de Nariño, Gestión Energética, Distribuidora de Energía del Pacífico y Electrificadora de Santander. Las principales acciones lideradas por el Ministerio son las siguientes: • Análisis e implementación de códigos de buen gobierno, ética y transparencia en el ejercicio empresarial • Homogenización de estatutos sociales, de contratación y el contrato de condiciones uniformes que rige la relación de las empresas con sus usuarios, ajustándolos a su razón social y a la dinámica actual del mercado eléctrico colombiano • Asegurar dentro de las actuales condiciones de competencia la viabilidad de las empresas, reforzando sus líneas estratégicas, dando prioridad a la generación de flujo de caja, a la estabilización financiera, al fortalecimiento del balance y a la rentabilidad de sus negocios (cultura del valor) • Programas de reducción de pérdidas muy bien estructurados e interdisciplinarios que garanticen resultados contundentes y sean sostenibles en el tiempo • Planes de reestructuración mediante la optimización de procesos y de revisión de la planta personal • Inversiones que garanticen una adecuada expansión, una oportuna reposición de la infraestructura, una mayor confiabilidad en la prestación del servicio y una mejor atención a los usuarios finales
6.1 CRECIMIENTO CON RESULTADOS El nivel de crecimiento de las operaciones, expectativas y resultados del grupo de empresas de la Nación, constituye la consolidación de la viabilidad financiera de un segmento importante para el sector eléctrico, y a su vez una fuente importante de crecimiento del patrimonio del Estado.
6.1.1 RESULTADOS ESTRUCTURALES DE ESTE NUEVO ENFOQUE • Capitalización de las empresas Quindío y CHEC, que se encontraban en difícil situación financiera, • Consolidación del modelo de prestación del servicio de energía eléctrica en el departamento del Chocó por DISPAC, que a la fecha presenta buenos resultados financieros, operativos, comerciales, y una mayor satisfacción de los usuarios de este departamento • Liquidación de Electrolima por inviabilidad financiera y creación de ENERTOLIMA, modelo transitorio que al ser tan exitoso en su gestión, maximizó los beneficios para la Nación en su proceso de vinculación de capital que acaba de culminar • Saneamiento financiero de la Empresa de Energía de Boyacá, con la escisión de su negocio de generación, asumido directamente por la Nación • Excelente negociación para la adquisición de los activos de un proyecto de concesión BOOT que involucraba una línea y dos subestaciones por parte de Electrohuila, que mejora su situación financiera en más de $10.000 millones para los próximos años • Reducción considerable de contingencias por servidumbres y laborales de Corelca (de $1,2 billones a menos de $40.000 millones) por la activa participación del Comité de Defensa Judicial de la Nación • Utilización de GENSA como vehiculo para resolver la problemática de prestación del servicio de energía en las zonas no interconectadas y asumir la generación que hacía inviable a la Empresa de Energía de Boyacá.
6.1.2 PLANES ESTRATÉGICOS Se implementó una herramienta denominada Sistema de Información Gerencial - SIGE, que permite efectuar un seguimiento a la gestión de cada empresa en lo relacionado a sus planes estratégicos y de negocios, al grado de cumplimiento de compromisos adquiridos con sus propias juntas directivas y los entes de control, así como el análisis de los principales indicadores individuales y colectivos. En este 117
momento, todas las acciones e inversiones que efectĂşen las empresas deben estar enmarcadas dentro de su propio plan estratĂŠgico, se encuentran valoradas por rentabilidad y cuentan con un responsable directo.
6.1.3 PROGRAMAS DE REDUCCIĂ&#x201C;N DE PĂ&#x2030;RDIDAS DE ENERGĂ?A Todas las empresas distribuidoras â&#x20AC;&#x201C; comercializadoras ya cuentan con programas robustos que se retroalimentan permanentemente por intermedio de la propia coordinaciĂłn y del grupo conformado por todos sus jefes de pĂŠrdidas. Los resultados han sido muy satisfactorios y podrĂ­a considerarse que han sido la piedra angular que explica la notable recuperaciĂłn financiera de las empresas en los Ăşltimos dos aĂąos. La evoluciĂłn del indicador por empresa en los Ăşltimos cuatro aĂąos es la siguiente: 
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6.1.4 PLANES DE REESTRUCTURACIĂ&#x201C;N Y DE AJUSTE A PLANTA DE PERSONAL En la gran mayorĂ­a de las empresas (especialmente las distribuidoras y comercializadoras), se han venido adelantando planes de retiro voluntario con el propĂłsito de adelgazar las nĂłminas y abaratar el costo de las mismas, de manera que dichos negocios puedan ser mĂĄs competitivos. En las empresas del grupo se ha pasado de tener un indicador de 601 usuarios por trabajador en promedio a 762, lo cual refleja el resultado de estas acciones. 	     
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Cabe resaltar el trabajo conjunto que se ha tenido con la organizaciĂłn sindical, que ha permitido la negociaciĂłn de convenciones colectivas a mĂĄs largo plazo, la incorporaciĂłn de nuevos trabajadores sin beneficios convencionales y la contrataciĂłn bajo la modalidad del contrato sindical de algunos de los procesos crĂ­ticos de las empresas. De los contratos sindicales que se han celebrado hasta el momento, el mĂĄs importante es el que se iniciĂł el primero de mayo de 2005, que consiste en la operaciĂłn y el mantenimiento de la central de generaciĂłn Paipas I, II y III. El mismo fue resultado de la escisiĂłn del negocio de generaciĂłn de la Empresa de EnergĂ­a de BoyacĂĄ y al finalizar su primer aĂąo se operaciĂłn, los resultados son muy satisfactorios.
6.1.5 ASPECTOS COMERCIALES Las empresas distribuidoras y comercializadoras de energĂ­a eran muy vulnerables a la incursiĂłn de nuevos agentes en sus mercados y no contaban con la estructura, el conocimiento y el poder de negociaciĂłn para retener a sus usuarios mĂĄs importantes. Sin embargo, consecuencia de acciones como la compra eficiente de energĂ­a en conjunto, la capacitaciĂłn e integraciĂłn de estrategias entre las empresas, la creaciĂłn de una nueva empresa comercializadora del grupo y el fortalecimiento del negocio de generaciĂłn en algunas de ellas, se han podido recuperar buena parte de los clientes mĂĄs importantes en las regiones y atraer algunos que hacĂ­an parte de otros mercados. Esta estrategia permitiĂł pasar de 220 a 501 grandes usuarios atendidos por estas empresas. Otro aspecto comercial importante es la gestiĂłn de recuperaciĂłn de cartera, incluyendo el saneamiento de la cartera oficial con corte a junio de 2002 por valor superior a los $150.000 millones, como parte de una estrategia conjunta del Gobierno Nacional y el Congreso de la RepĂşblica que con la Ley 859 de 2003 logrĂł la autorizaciĂłn para la utilizaciĂłn de recursos del Fondo Nacional de RegalĂ­as para tal fin. Los recaudos, que en el periodo 2002 â&#x20AC;&#x201C; 2005 prĂĄcticamente se han duplicado, son el resultado del ĂŠxito de las estrategias comerciales, sumado a los buenos resultados de los planes de reducciĂłn de pĂŠrdidas de energĂ­a en las empresas y a una remuneraciĂłn mĂĄs adecuada del negocio de distribuciĂłn aprobada hace tres aĂąos por el ente regulador del sector. 	      	   
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6.1.6 INVERSIONES Hasta el 2002 las inversiones en las empresas estuvieron estancadas. Esto generĂł grandes dificultades para atender adecuadamente la prestaciĂłn del servicio con una infraestructura en muchos casos obsoleta y a las empresas les fue prĂĄcticamente imposible empezar a cumplir los requerimientos de calidad exigidos por la regulaciĂłn. Sin embargo, como resultado del cambio de la polĂ­tica y de la remuneraciĂłn por parte de decisiones
regulatorias, asĂ­ como de la obtenciĂłn de excedentes operativos cada vez mĂĄs importantes, se observa cĂłmo en los Ăşltimos aĂąos los niveles de inversiĂłn han crecido considerablemente, pasando de casi $330.000 millones a mĂĄs de $650.000 millones. Las principales se han enfocado en los programas de reducciĂłn de pĂŠrdidas de energĂ­a, asĂ­ como en la recuperaciĂłn de su infraestructura de distribuciĂłn y de generaciĂłn en las que cuentan con esta actividad.
6.1.7 OBTENCIĂ&#x201C;N DE SINERGIAS Producto del trabajo en equipo liderado por los propios gerentes de las empresas y ejecutado por los comitĂŠs temĂĄticos en donde participan sus jefes de cada ĂĄrea, se han alcanzado entre otros los siguientes resultados: â&#x20AC;˘ Compras eficientes de energĂ­a (en algunos casos conjuntas) que garantizan mejores mĂĄrgenes operativos y menores tarifas a los usuarios finales â&#x20AC;˘ Compras de medidores con ahorros superiores al 30% que se le trasladan a los usuarios finales â&#x20AC;˘ Negociaciones de seguros a largo plazo con techos de incremento y ahorros significativos en las primas (superiores al 20%), complementadas con la implementaciĂłn de una cultura de administraciĂłn del riesgo en las empresas â&#x20AC;˘ OptimizaciĂłn del Sistema de InformaciĂłn Comercial SIEC, desarrollado por la Empresa de EnergĂ­a de BoyacĂĄ e implementado en siete de las empresas del grupo
6.1.8 CERTIFICACIĂ&#x201C;N EN CALIDAD â&#x20AC;˘ Centrales ElĂŠctricas del Norte de Santander se ha certificado en ISO 9000 y se encuentra cerca de alcanzar la OSHAS 18000 â&#x20AC;˘ Enertolima, Electrificadora del Meta y Electrificadora de Santander, obtuvieron su certificaciĂłn ISO 9000. â&#x20AC;˘ Al menos dos empresas mĂĄs esperan certificarse en el 2006
6.1.9 RESULTADOS FINANCIEROS Las cifras reflejan los buenos resultados obtenidos en materia comercial, operativa y administrativa. En lo que respecta a la generaciĂłn de caja para las empresas, representada por el EBITDA, puede observarse como en los Ăşltimos cuatro aĂąos las empresas presentan una recuperaciĂłn significativa:  
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Lo mismo ocurre con la utilidad operativa, que pasa de ser negativa en $80.000 millones en el 2002, a revertir su tendencia y pasar a casi $23.000 millones en el 2005.    
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Igual sucede con la utilidad neta, que en aĂąos anteriores se veĂ­a afectada significativamente por los grandes compromisos financieros que en buena parte se han resuelto o al menos reestructurado. Es el caso de empresas como BoyacĂĄ (cuya deuda fue prĂĄcticamente saneada); Huila, que logrĂł mejorar su perfil financiero al prepagar su BOOT y Santander que prepagĂł buena parte de las obligaciones que tenĂ­a.  
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6.1.10 FORTALECIMIENTO EN SU GOBERNABILIDAD Y TRANSPARENCIA ANTE LA COMUNIDAD â&#x20AC;˘ ImplementaciĂłn de cĂłdigos de buen gobierno, cĂłdigos de ĂŠtica y manuales de transparencia en el ejercicio empresarial en todos los estatutos de las empresas, en sus correspondientes asambleas ordinarias de accionistas del aĂąo 2005. Inclusive esta experiencia sirviĂł de piloto a compromisos adquiridos por el Gobierno Nacional con el BID en materia de responsabilidad social empresarial 121
• Profesionalización de Juntas Directivas, contando con personas con amplia trayectoria en el sector eléctrico colombiano y con formación en diferentes disciplinas, que garanticen una mejor toma de decisiones en las empresas • Fortalecimiento de los sistemas de control interno en las empresas • Trabajo conjunto con la Contraloría General de la República en la corrección de observaciones. De las 13 empresas del grupo, en el año 2002 solamente dos pasaban el examen de auditoria de la CGR; a 31 de diciembre de 2005, ya 10 de las empresas están bien calificadas • Implementación de un esquema de remuneración variable en ISAGEN y en CORELCA
6.1.11 CÓMO SE BENEFICIAN LOS USUARIOS DE ESTAS NUEVAS ESTRATEGIAS • Mayores inversiones que redundan en una mejor calidad del servicio y en la conexión de nuevos usuarios al sistema • Fortalecimiento de las oficinas de atención al cliente, utilizando nuevas estrategias y herramientas que faciliten su acceso a la empresa • Lo más importante es que especialmente en el último año la gran mayoría de las empresas ha podido reducir sus tarifas, consecuencia de sus mejores compras de energía, la recuperación de grandes usuarios y la reducción de sus pérdidas de energía
6.2 UN FUTURO PROMISORIO Conscientes de que aún resta mucho por hacer, los aspectos en los cuales aún se trabaja para fortalecer la gestión de las empresas de manera estructural, tenemos las siguientes: • Culminación del proceso de reestructuración de Corelca, para convertirla en una empresa completamente viable en el largo plazo. Se ha constituido Gecelca y en los próximos meses se capitalizarán en ella los activos productivos de Corelca • Saneamiento financiero Urrá, que implica la reestructuración de su deuda externa y la capitalización de la deuda que hoy presenta con la Nación • Vinculación de capital en Cundinamarca • Consolidación de un grupo empresarial y comenzar un proceso de democratización de dicho grupo Como coordinación de grupo se trabaja en lo siguiente: • Contar con un tablero de control que permita efectuar un seguimiento detallado y en tiempo real de la gestión e indicadores de las empresas • Implementar un esquema de remuneración variable (basado en resultados) a los empleados de las empresas, iniciando con los grupos directivos • Fortalecer el negocio de generación de las empresas, invirtiendo en pequeños proyectos hidroeléctricos y en térmicos que se encuentren cerca de los yacimientos de gas
AVANCES EN FONDOS DE FINANCIACIÓN FONDO DE SOLIDARIDAD PARA SUBSIDIOS Y REDISTRIBUCION DE INGRESOS – FSSRI
6.3.1.1 Información Basica El Gobierno Nacional mediante las Leyes 142 de 1994 y 286 de 1996 creó el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos - FSSRI para administrar y distribuir los recursos asignados en el Presupuesto General de la Nación y/o en el mismo fondo, para cubrir los subsidios de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física de tubería, prestados a usuarios de menores ingresos.
Este Fondo se rige por los Decretos reglamentarios 847 de mayo de 2001 y 201 de enero de 2004, que establecen los procedimientos de liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física. Las empresas prestadoras deben efectuar y enviar a este Fondo, con el fin de que se validen y se reconozcan los déficits o superávits (según sea el caso), las conciliaciones de subsidios y contribuciones trimestralmente haciendo uso de la metodología establecida para tal fin. 6.3.1.2 Información Estadística De acuerdo con las estadísticas determinadas con base en las validaciones efectuadas, se observa que el sector eléctrico viene presentando un comportamiento deficitari, donde se ha requerido la participación permanente de los recursos asignados en el Presupuesto General de la Nación. En el sector de gas combustible distribuido por red física de tubería también se comienza a observar un comportamiento similar, aunque en menor escala, ya que el acumulado mas los aportes de los excedentes generados por la contribución de solidaridad recaudada por las empresas superavitarias han sido suficientes para cubrir los faltantes de las empresas deficitarias y aún no se han requerido de los recursos del Presupuesto Nacional. Para el 2005, el Gobierno Nacional en cumplimiento de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios y el Plan Nacional de Desarrollo (Ley 812 de 2003) entregó $315.000 millones a través del Presupuesto General de la Nación y $50.147 millones de recursos del Fondo para cubrir el total de los subsidios de los usuarios del servicio de energía eléctrica en los estratos socioeconómicos con bajos ingresos. En promedio, los usuarios del servicio de electricidad del estrato 1 que se beneficiaron con estos subsidios fueron 2.097.505, los del estrato 2 fueron 3.299.032 y del estrato 3 fueron 2.065.931, para un total de 7.462.469 usuarios beneficiados promedio mes. En cuanto al servicio de gas combustible por red física de tubería se cubrió el total del déficit en subsidios por valor de $17.159 millones con recursos del Fondo, beneficiando a 517.678 usuarios de estrato 1 y 1.290.383 del estrato 2 promedio mes.
FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACION DE LAS ZONA RURALES INTERCONECTADAS – FAER
Los ajustes a la reglamentación llevados a cabo por el Comité de Administración del FAER y el Programa de Normalización de Redes Eléctricas - PRONE durante el 2005, han permitido que las entidades territoriales dispongan de mínimos recursos, logrando resultados positivos en cuanto a la asignación para los proyectos de electrificación rural por parte del FAER, y para llevar a cabo la normalización de las redes eléctricas a través del PRONE. Durante el 2005 y el primer trimestre de 2006, el FAER asignó recursos por más de $38.254 millones a 97 proyectos de electrificación rural correspondientes a municipios de los departamentos de Antioquia, Arauca, Boyacá, Caldas, Cauca, Cundinamarca, Huila, Guajira, Magdalena, Meta, Nariño, Norte de Santander, Santander, Tolima y Valle del Cauca, lo cual permitirá el suministro de energía eléctrica a 9.349 viviendas del sector rural.
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Con estos resultados, sumados a los aĂąos anteriores, por parte del FAER se ha logrado aumentar la cobertura en el sector rural en un 0,58%, alcanzando un consolidado del SIN del 67,2%, teniendo como fuentes de informaciĂłn los registros que tienen Operadores de Red en los sistemas de informaciĂłn comercial y el nĂşmero de viviendas de las proyecciones estadĂ­sticas del DANE.
6.3.3 PROGRAMA DE NORMALIZACION DE REDES ELECTRICAS - PRONE Mediante el Decreto 3735 de diciembre 19 de 2003 se reglamentĂł el ArtĂ­culo 63 de la Ley 812 de 2003 â&#x20AC;&#x153;Programa de normalizaciĂłn de redes elĂŠctricasâ&#x20AC;?. Igualmente, mediante la ResoluciĂłn 180601 de mayo 26 de 2004 â&#x20AC;&#x153;Por la cual se implementa la administraciĂłn del programa de normalizaciĂłn de redes elĂŠctricasâ&#x20AC;? y el Acuerdo 001 CA â&#x20AC;&#x153;Por el cual se reglamenta el ComitĂŠ de Apoyo a la AdministraciĂłn del Programa de NormalizaciĂłn de Redes ElĂŠctricasâ&#x20AC;?, se establecieron los requerimientos y lineamientos para la administraciĂłn de los recursos. Durante el 2005 y el primer trimestre del 2006 se asignaron recursos por mĂĄs $12.704 millones para proyectos de normalizaciĂłn de redes elĂŠctricas en los municipios de IbaguĂŠ, Venadillo, Ambalema, Armero-Guayabal, LĂ­bano y Melgar del Departamento del Tolima, Valledupar (Cesar) y Barranquilla (AtlĂĄntico), con lo cual se lograrĂĄ la normalizaciĂłn de las redes de 11.691 viviendas ubicadas en barrios subnormales.
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6.3.4 FONDO DE ENERGĂ?A SOCIAL â&#x20AC;&#x201C; FOES En el ArtĂ­culo 118 de la Ley 812 de 2003, que contiene el Plan Nacional de Desarrollo para el perĂ­odo 2003-2006, definiĂł como fondo especial del orden nacional, los recursos provenientes del ochenta por ciento (80%) de las rentas de congestiĂłn calculadas por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales como producto de las exportaciones de energĂ­a elĂŠctrica a los paĂ­ses vecinos dentro de los Convenios de la Comunidad Andina de Naciones. Estos ingresos tienen por objeto cubrir hasta cuarenta pesos ($40) por kilovatio hora del valor de la energĂ­a elĂŠctrica destinada al consumo de los usuarios ubicados en zonas de difĂ­cil gestiĂłn, ĂĄreas rurales de menor desarrollo y en zonas subnormales urbanas. El 22 de enero de 2004 el Ministerio de Minas y EnergĂ­a expidiĂł el Decreto 160, por el cual se reglamenta el Fondo de EnergĂ­a Social - FOES y se dictan otras disposiciones, adicionado por el Decreto 3611 de 10 de octubre de 2005. Para el 2005 se distribuyeron recursos para las Ă reas Especiales, reportadas por los comercializadores de energĂ­a por un valor de $120.000 millones, asĂ­:  
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En el primer trimestre de 2006 se han distribuido recursos por $41.037 millones, asĂ­: 	
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FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACION DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS - FAZNI
6.3.5.1 Gestión de Infraestructura Construída Durante el periodo comprendido entre julio de 2005 y junio de 2006 se realizaron las siguientes actividades: • Fue entregada la infraestructura de interconexión del proyecto San Juan de Arama – Mesetas – Uribe (Meta) a la empresa Electrificadora del Meta S.A. - EMSA por medio de la asignación de la responsabilidad de prestación del servicio en la localidad de Uribe en enero de 2006. • Mediante comodato temporal fue entregada la infraestructura de interconexión del proyecto Caucheras - Riosucio a la empresa Gestión Energética S.A. – GENSA, con lo cual se garantizó la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura y se permitió la gestión ante el mercado de las compras de energía de la localidad. 6.3.5.2 Proyectos Financiados Durante el mes de diciembre de 2005 el Ministerio de Minas y Energía firmó Convenios de Administración y Asistencia Técnica por valor de $ 22,575 millones para la ejecución de los siguientes proyectos nuevos aprobados por el Comité de Administración del FAZNI: • Proyecto Piloto - Sustitución de Generación Diesel por Sistema de Generación Eléctrica con Bagazo de Caña de Azúcar en la localidad de Solita, departamento de Caquetá. Valor FAZNI asignado: $7.569 millones. Ejecutor del recurso: GENSA. Este proyecto servirá como piloto para réplica futura a mayor escala en la aplicación de biomasa como energético primario en la generación aislada, desplazando el uso del diesel. Usuarios beneficiados: 850. • Proyecto Piloto - Implementación de Telemedida de Macromedición de Circuitos de Distribución Local en las Zonas No Interconectadas (Proyecto Piloto). Valor FAZNI asignado: $515 millones. Ejecutor del recurso GENSA. Se implementará en 8 de las principales localidades de las zonas no interconectadas, servirá como piloto para réplica futura a mayor escala (42 localidades siguientes en número de usuarios) de la telemedición, con el fin de optimizar el uso de los subsidios, permitir la planificación del aumento de cobertura en las ZNI, facilitar la toma de decisiones de proyectos futuros financiados con FAZNI y monitorear la calidad del servicio. El proyecto cobijará la prestación del servicio para cerca de 20.000 usuarios. • Proyecto Piloto - Mejoramiento del sistema de generación de energía eléctrica en el municipio del Charco, departamento de Nariño (Proyecto Piloto). Valor FAZNI asignado: $1.104 millones. Ejecutor del recurso: CEDENAR. Servirá para instalar paquete de plantas de mayor eficiencia, menor consumo de combustible y con respaldo y se analizará los resultados con el fin de replicar en otras localidades de manera de renovar los equipos de generación que ya han cumplido su vida útil. Beneficiará de manera inmediata a 1.237 usuarios. • Construcción línea de interconexión El Paujil - Cartagena del Chairá y Subestación Cartagena del Chairá 3 MVA 34.5/13.2 kV. Valor FAZNI asignado: $5.411 millones. En ejecución por parte de Electrocaquetá e ISA y fortalecerá el sistema de transporte del Caquetá. Usuarios beneficiados: 2.033. • Ampliación, modernización y mejoramiento de las redes eléctricas de media y baja tensión del circuito Back Road Sector North End y Sarie Bay - San Andrés Isla. Valor FAZNI asignado: $4.560 millones. En ejecución por parte de APL e ISA y servirá para normalizar redes locales de distribución que no han sido técnicamente instaladas, así como para mejorar el estado de las antiguas redes de este circuito. Beneficiará de manera inmediata a 4.242 usuarios.
• Construcción de la línea de media tensión aislada a 34, 5 kv y energizada a 13.2 KV a Puerto Concordia (Departamento del Meta) a partir de la Subestación San José del Guaviare. Valor FAZNI asignado: $1.450 millones. Ejecutor del recurso: ISA. Usuarios beneficiados: 767. • Mejoramiento del sistema de generación de energía eléctrica casco urbano del Municipio de La Macarena Departamento de Meta. Valor FAZNI asignado: $509 millones. Ejecutor del recurso: ISAGÉN. Servirá para instalar paquete de plantas de mayor eficiencia, menor consumo de combustible y con respaldo. Usuarios beneficiados: 858. • Mejoramiento del sistema de generación de energía eléctrica cabecera municipal de Santa Bárbara de Iscuandé Departamento de Nariño. Valor asignado $638 millones. En ejecución por parte de ISAGÉN, servirá para instalar paquete de plantas de mayor eficiencia, menor consumo de combustible y con respaldo. Beneficiará de manera inmediata a 733 usuarios. • Construcción Electrificación de la Comunidad de Bellavista, municipio de Bojayá, Departamento de Chocó. Se asignaron por FAZNI recursos por un total de $713 millones. En ejecución por parte de GENSA. Servirá para permitir la prestación del servicio en la nueva ubicación de Bojayá. Beneficiará de manera inmediata a 297 usuarios. • Reposición unidad de Generación para el Corregimiento de San Felipe, Puerto Inírida, Departamento del Guainia. Se asignaron por FAZNI recursos por un total de $105 millones. Se encuentra en ejecución por parte de GENSA. Beneficiará de manera inmediata a 56 usuarios. Se gestionó la entrega de $13.560 millones de recursos de FAZNI asignados en la vigencia de 2004 para el proyecto de construcción de la Minicentral Hidroeléctrica de Mitú en el Vaupés en cumplimiento de los desembolsos programados. Este proyecto está siendo realizado por GENSA y permitirá la sustitución total del parque de generación diesel actual. Se gestionaron recursos adicionales necesarios para la completa implementación de proyectos autorizados en vigencias anteriores, que por razones comerciales superaron la asignación inicial de FAZNI. • Rehabilitación de la Central Térmica de Leticia , Amazonas - Fase II se adicionaron $2.475 millones. El proyecto esta siendo adelantado por ISAGEN. • Construcción redes eléctricas a 13,2 kV en los resguardos indigenas de Honduras, Agua Negra, Chimborazo y veredas San Martín y el Diviso, Municipio de Morales, Departamento del Cauca, se adicionaron $86 millones. Su realización esta a cargo de ISA. En total se comprometieron $38.695 millones, correspondientes al 90% de los recursos apropiados para el año 2005. 6.3.5.3 Gestión de Procedimientos Teniendo en cuenta los inconvenientes de formulación, presentación y evaluación que dificulta o impide la asignación de recursos de manera diligente a los proyectos elegibles para ser financiados con el FAZNI, se ajustó la reglamentación por medio del Acuerdo CAFAZNI 012 del 22 de noviembre del 2005, que permita adelantar en un mayor nivel la evaluación de los proyectos por parte de las entidades con responsabilidades de apoyo.
7. PRESTACIĂ&#x201C;N DEL SERVICIO DE ENERGĂ?ZACIĂ&#x201C;N EN ZONAS NO INTERCONECTADAS 7.1 PLAN DE INVERSIONES POR ACTIVIDAD Para el 2005 el IPSE apropiĂł recursos por $51.118 millones, de los cuales se ejecutaron $48.512 millones. Su distribuciĂłn y ejecuciĂłn se muestran a continuaciĂłn: 
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La menor inversiĂłn ejecutada obedece a que no se comprometieron recursos de audiencias pĂşblicas por $2.359 millones de los estudios del rĂ­o CalderĂłn, los cuales para su ejecuciĂłn dependĂ­an de los resultados de los estudios de prefactibilidad. Para la presente vigencia fiscal, al IPSE le han asignado recursos por $53.171 millones para cumplir con su objeto misional. 		
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PRINCIPALES PROYECTOS EN EJECUCIĂ&#x201C;N PARA SOLUCIONES ENERGĂ&#x2030;TICAS EN LAS ZNI
Con fundamento en su misiĂłn institucional, el IPSE adelanta los siguientes programas y proyectos orientados a la bĂşsqueda de soluciones energĂŠticas en el ĂĄmbito de las energĂ­as no convencionales: Estudio sobre el rĂ­o CalderĂłn El IPSE adelantĂł los estudios de prefactibilidad para identificar el plan integral y maestro de aprovechamiento hidroelĂŠctrico, principalmente de los RĂ­os CalderĂłn y Tacana, y demĂĄs rĂ­os aledaĂąos a Leticia, Amazonas. Valor estudios: $1.200 millones. Los resultados arrojados indican que el proyecto no ofrece una disponibilidad de agua suficiente durante todo el aĂąo para el aprovechamiento hidroelĂŠctrico y no ofrece la potencia ni la energĂ­a suficiente para cubrir totalmente la demanda de Leticia, lo que indica claramente que no es posible satisfacer simultĂĄneamente a la Ciudad de Tabatinga - Brasil. Esto reduce el interĂŠs del paĂ­s vecino en la promociĂłn del proyecto hidroelĂŠctrico. Desde el punto de vista ambiental, el proyecto se vislumbra como un embalse que trabaja a cabeza constante y a filo de agua para inundar una superficie de 1077 Ha, con un volumen de embalse de 42 millones de metros cĂşbicos, con un ancho de presa aproximadamente de 1.174 metros de longitud, por lo que existe una alta incertidumbre sobre la viabilidad ambiental y social del proyecto en cuanto a la fragilidad del ecosistema en el ĂĄrea de influencia social que involucra comunidades indĂ­genas de Colombia y Brasil sobre el RĂ­o Amazonas.
Teniendo en cuenta lo anterior el IPSE y el Ministerio de Minas y Energía en marzo 28 de 2006, decidieron no continuar con la siguiente etapa del estudio por cuanto la incertidumbre social y ambiental del proyecto, sumado a que la oferta energética del Río Calderón no suplirá la demanda energética a mediano y largo plazo para Leticia. Pequeña Central Hidroeléctrica Guapi, Cauca a 16 MW Obtención de la licencia ambiental y reposición de la misma para incluir la parte de operación del proyecto y convenio con FONADE para su asesoría en la revisión de términos de referencia para la construcción de la planta. El Valor del proyecto es de UD$61,7 millones. Microcentral Hidroeléctrica Mitú, Vaupés de 2MW en la primera etapa y 1MW en la etapa adicional Participación en el CONPES 3328 e inicio de las actividades contempladas en el mismo; promoción del proyecto ante FAZNI, FNR y Gobernación del Vaupés para su financiación. Gerente del proyecto: GENSA S.A. Se ha culminado la recuperación del tablero del puente y se comenzó con la colocación de protección metálica superior sobre el puente del caño Cucura. Se entregó a la CDA la actualización del PMA y de los permisos ambientales. Se adjudicó la adquisición de los equipos electromecánicos al consorcio Vaupés en diciembre de 2005. Se estima que este proyecto entrará en operación en diciembre del 2007. Pequeña Central Hidroeléctrica Juradó, Chocó En proceso de revisión de diseños de una central de generación de 500 kW. El estudio se encuentra en revisión por parte del IPSE, sin embargo se ha identificado que el proyecto no ofrecerá los 500 kW durante todo el año, por cuanto la época de verano se reduce su potencia por falta de agua, por lo que se requiere que en estos meses se respalde con planta diesel. Una vez se concluya la evaluación técnica del proyecto este será presentado al FAZNI para su financiación. Adicionalmente se han analizado otras alternativas de suministro energético en las zonas no interconectadas, como son las de biomasa: Caña de azúcar Con varias instituciones se realizó un estudio sobre la posibilidad de desarrollo de un proyecto energético con bagazo de caña para el municipio de Solita (Caquetá) a 600 kW. El proyecto fue aprobado por el CAFAZNI el 27 de diciembre por un valor de $9.568 millones y en él están incluidos una confinanciación de $2.000 millones con recursos de audiencias publicas asignados al departamento del Caquetá para el mejoramiento de suelos. Biodiesel Mediante la implementación de una planta piloto de 45 kW de mezcla de diesel corriente con aceite de palma para generación de energía eléctrica, el IPSE adelanta la puesta en funcionamiento de un grupo electrógeno con participación de la empresa privada en el corregimiento de Titumate en el municipio de Ungía departamento del Choco. Respecto de otros energéticos, se adelanta un estudio para la implementación de una planta piloto que pretende sustituir diesel en los grupos electrógenos por GLP. Estos estudios se han localizado en el municipio de Timbiquí en el Cauca. Su implementación se estima para diciembre de 2006 por parte del grupo de ciencia y tecnología del gas de la Universidad de Antioquia.
7.3 PROYECTOS DE INVERSIÓN IPSE 2005 Interconexión Acandí - Capurganá – Sapzurro (Chocó) Consiste en una línea de 19 Km a 34,5 kV desde el actual parque de generación de la cabecera municipal de Acandí, la cual abastece el suministro de energía eléctrica a las localidades de Capurganá y Sapzurro, integrando así a todos los usuarios existentes y proyectados a la prestación del servicio de energía a partir de la generación concentrada en Acandí. Entró en operación en marzo 12 de 2006 con un suministro de 18 horas diarias de energía. El costo de la obra fue de $1.000 millones. Interconexión al municipio de Carmen del Darién, Fase I (Chocó) Interconecta la cabecera municipal del municipio del Carmen del Darién (Chocó), con una línea a 44 kV de 30 Km a la línea Caucheras – Riosucio, para beneficiar a 500 usuarios; presenta un porcentaje de ejecución del 70%. El valor aprobado es de $2.200 millones. La obra será entregada en operación el 30 de julio de 2006. Ampliación y remodelación de la generación eléctrica y redes de media y baja tensión en el municipio de Carurú (Vaupés) Se remodelaron y ampliaron las redes de media y baja tensión y se adquirió una planta de 150 kW. El total de usuarios beneficiados es de 247. El valor de la obra fue de $530 millones y se entrego en operación en febrero de 2006. Proyecto pequeña central hidroeléctrica de La Chorrera (Amazonas) El IPSE viene actualizando los estudios por un valor $350 millones. La potencia a instalar es de 400 kW con dos unidades para atender el poblado, el internado de secundaria y el Puesto Militar, con una línea de 1,5 Km en longitud, para un total de 800 habitantes beneficiados. Cuenta con estudio de factibilidad y diseño preliminar; se requiere elaborar y presentar el PMA ante Corpoamazonía para su posterior presentación al FAZNI en el mes de septiembre. Interconexión Nazareth - La Ronda - Leticia (Amazonas) Beneficia a 49 usuarios y a la base del ejército Fuerte Caldas, presenta un porcentaje de ejecución del 50%. El valor aprobado corresponde a $130 millones. La obra será finalizada en el mes de julio de 2006.
7.4 PROYECTOS DE OPERACIÓN COMERCIAL Con los recursos disponibles se ha realizado la contratación con GENSA y CEDENAR para la operación de las centrales de generación en las ciudades de Leticia, Inírida, Mitú, Puerto Carreño, Bahía Solano, López de Micay, Bahía Solano, López de Micay, Guapi, Mongón, Acandí, Satinga, Salahonda, Puerto Leguízamo; se ha aumentado la prestación de las horas de servicio, y se ha optimizado la confiabilidad:
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Los parques a retomar para la vigencia 2007 son UngĂ­a, Pizarro, BojayĂĄ, TimbiquĂ­, Charco y Cupica.
PLAN DE ENERGIZACIĂ&#x201C;N RURAL PARA LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS
Con miras a dar soluciones energĂŠticas sostenibles en el mediano y largo plazo, una pieza fundamental es la realizaciĂłn de proyectos que reduzcan el costo operativo de los sistemas de generaciĂłn y ser viables en los siguientes aspectos: â&#x20AC;˘ GeneraciĂłn de recursos propios â&#x20AC;˘ Aprovechamiento del potencial energĂŠtico local â&#x20AC;˘ UtilizaciĂłn eficiente de los recursos de la NaciĂłn Con miras a la soluciĂłn se elaborĂł el Plan para el periodo 2006-2010, en el cual se presentan proyectos para ser financiados con recursos FAZNI, recursos propios, Presupuesto General de la NaciĂłn y otras fuentes de financiaciĂłn provenientes de los entes territoriales y organismos internacionales. De acuerdo al Plan de EnergizaciĂłn presentado, se intervendrĂĄn 54 municipios de los cuales se atenderĂĄn 47 cabeceras municipales y 49 grupos de localidades menores, para un total aproximado de 44.500 usuarios y cerca de 230 mil habitantes. Se prevĂŠ atender mediante diferentes soluciones energĂŠticas, como son: PequeĂąas Centrales HidroelĂŠctricas Estudios y diseĂąos, construcciĂłn o repotenciaciĂłn de pequeĂąas centrales hidroelĂŠctricas, para lo cual se destinan $246.047 millones, equivalentes a US$105,32 millones, de los cuales se cuenta con el crĂŠdito otorgado por el Gobierno EspaĂąol por valor de US$67 millones para la PCH de Guapi y lĂ­neas asociadas y US$18,5 millones destinados a la PCH de MitĂş con recursos FAZNI y de la GobernaciĂłn del VaupĂŠs. Con la ejecuciĂłn de este Plan se atenderĂĄn cerca de 10.000 usuarios, con 24 horas de prestaciĂłn del servicio. Interconexiones Estudios, diseĂąos y construcciĂłn de lĂ­neas de interconexiĂłn, para lo cual se destinan un total de $49.726 millones, equivalentes a US$21,3 millones. Del valor destinado falta por apropiar recursos por un monto
de $29.590 millones, correspondiente a las lĂ­neas de interconexiĂłn a la PCH de Brazo Seco de las cabeceras municipales de El Charco, Mosquera, La Tola y Bocas de Satinga del departamento de NariĂąo, los proyectos de MapiripĂĄn, Puerto Alvira y Puerto Rico en el departamento del Meta y SIPI, y otras localidades del departamento del ChocĂł. Con la ejecuciĂłn de este plan se atenderĂĄn cerca de 20.200 usuarios, con 24 horas de prestaciĂłn del servicio. TĂŠrmicos ConstrucciĂłn, repotenciaciĂłn, remodelaciĂłn y mejoramiento de sistemas elĂŠctricos, para lo cual se destinan $60.164 millones, equivalentes a US$25,8 millones. Los recursos para atender este Plan pertenecen en un 96% al rubro del FAZNI. Con la ejecuciĂłn de este plan se atenderĂĄn cerca de 23.500 usuarios, asegurando la prestaciĂłn del servicio de 12 horas. Alternativos Estudios, construcciĂłn e implementaciĂłn de energĂ­as alternativas, para lo cual se destinan $7.769 millones, equivalentes a US$3,32 millones. Del Plan de EnergizaciĂłn se destaca el proyecto piloto de sustituciĂłn de generaciĂłn diesel por bagazo de caĂąa de azĂşcar (biomasa) a desarrollarse en Solita, departamento del CaquetĂĄ.
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8. CRĂ&#x2030;DITOS, RECAUDOS Y PAGOS DE OBLIGACIONES POR SECTOR Y ACTIVIDAD EN 2005 La GestiĂłn de la FEN durante el 2005 tuvo como marco de referencia la decisiĂłn de la Junta Directiva del 24 de agosto de 2004 y 2 de junio de 2005; teniendo en cuenta la proximidad de la soluciĂłn a las dificultades ocasionadas por la garantĂ­a a Termopaipa IV, la Junta Directiva impartiĂł instrucciones para optimizar el patrimonio de la Entidad dejando a su cargo y hasta su vencimiento las contingencias y obligaciones, enfocĂĄndose en actividades de banca de inversiĂłn y negocios fiduciarios, manteniĂŠndose sin captar nuevos fondos ni hacer crĂŠditos nuevos. Entretanto, la operaciĂłn de la entidad ha continuado enmarcada dentro de las acciones aprobadas por la Junta en mayo de 2000, centrando sus actividades en el recaudo de cartera, manejo de portafolio, pago del servicio de deuda de las obligaciones crediticias y de las emisiones de bonos en los mercados financieros nacional e internacional, pago de las garantĂ­as otorgadas a los proyectos Termobarranquilla y Termopaipa IV y servicios de apoyo a proyectos que se estĂĄn adelantando en el sector en materia de banca de inversiĂłn. Dentro del proceso de recaudo de cartera, durante el aĂąo 2005 se recuperĂł la cartera mĂĄs cuantiosa que era la asociada a los pagos de la garantĂ­a al proyecto Termopaipa IV por $466.684,9 millones. Todo este proceso se hizo segĂşn lo aprobado por el CONPES. Mediante Decreto NĂşmero 3001 del 30 de agosto de 2005 expedido con fundamento en la Ley 51 de 1990 se autorizĂł a la NaciĂłn â&#x20AC;&#x201C; Ministerio de Hacienda y CrĂŠdito PĂşblico para recibir de la FEN las acciones de EBSA y GENSA que recibiera como pago de la deuda de EBSA, hasta cancelar la totalidad de la deuda de la FEN con la NaciĂłn. Mediante el Decreto 3222 del 13 de septiembre de 2005 se autorizĂł a la NaciĂłn â&#x20AC;&#x201C; Ministerio de Hacienda y CrĂŠdito
PĂşblico para, entre otros, recibir del IPSE las acciones de EBSA correspondientes a la capitalizaciĂłn en esta empresa de sus derechos en Termopaipa III, de acuerdo con el siguiente esquema:  	 
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En resumen, en relaciĂłn con la cartera a cargo de EBSA se efectuaron las siguientes operaciones: â&#x20AC;˘ EBSA entregĂł en daciĂłn en pago a la FEN las acciones producto de la capitalizaciĂłn en GENSA de las centrales Termopaipa I, II y III por valor de $180.709 millones y acciones propias de EBSA por valor de $285.976 millones. â&#x20AC;˘ De conformidad con lo recomendado por el CONPES, la FEN reliquidĂł los intereses de mora de la deuda a cargo de EBSA, lo que significĂł una disminuciĂłn de la deuda en $ 147.457 millones y refinanciĂł la deuda remanente a cargo de esta empresa, por valor de $ 212.578 millones a un plazo de siete aĂąos, incluyendo uno de gracia. Las acciones recibidas por la FEN se entregaron en pago de la deuda que adquiriĂł la FEN con la NaciĂłn en los aĂąos 2000, 2001 y 2002 cuyo monto incluyendo los intereses ascendĂ­a a US$204.783.127, equivalente a $467.026.713.046, en la siguiente forma:     	          
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Otros hechos a destacar de la gestiĂłn de la FEN durante el aĂąo 2005 son los siguientes: â&#x20AC;˘ Prepago por parte de ISAGEN de US$190 millones del crĂŠdito No. 120484 cuyo vencimiento estaba programado para el 15 de junio de 2006, mĂĄs US$60 millones del crĂŠdito No. 11439 con vencimiento en la misma fecha. Adicionalmente, el 11 de enero de 2006 ISAGEN efectĂşo un nuevo prepago del crĂŠdito No. 120484 por valor de US$22.0 millones. Junto con los prepagos indicados, ISAGEN cancelĂł $15.873,5 millones como compensaciĂłn de los prepagos del 28 de diciembre y $749,0 millones por el prepago del 11 de enero.
• Pagó oportunamente sus obligaciones con la Banca Internacional por un total de US$57,7 millones equivalentes, incluido capital e intereses. • Atendió el pago de las garantías emitidas para respaldar los contratos de compra de disponibilidad de potencia firmados entre CORELCA y TEBSA respecto de la Central Termobarranquilla y entre la Empresa de Energía de Boyacá S.A. y la Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. en relación con la Central Termopaipa IV. Los pagos hechos a TEBSA ascendieron a $121.277 millones y a la Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. a $76.757 millones. • Adicionalmente, recibió prepagos de créditos a cargo de ESSA por US$2.255.274, CENS por US$197.717, TRANSELCA por $3.720 millones y ELECTRICARIBE por $22.088,96 millones. • Recuperó cartera en moneda extranjera por $728.400,8 millones y en moneda nacional por $220.704,4 millones, incluidos capital e intereses • Recuperó el saldo de la cartera de créditos redescontados por $73,3 millones. • Obtuvo reembolsos por capital de $108.373 millones e intereses de $492 millones por parte de la Nación - Ministerio de Hacienda y Crédito Público por concepto de los pagos hechos por la FEN en virtud de la garantía otorgada al proyecto Termobarranquilla. Adicionalmente CORELCA trasladó a la FEN $85.500 millones para honrar parte de esta garantía. • Obtuvo a partir del 3 de noviembre de 2005 reembolsos por capital de $13.378 millones e intereses de $67 millones por parte de la Nación - Ministerio de Hacienda y Crédito Público por concepto de los pagos hechos por la FEN en virtud de la garantía otorgada al proyecto Paipa IV. • Creó cartera por $6.730,6 millones por concepto de capitalización de intereses de algunos créditos otorgados para financiar el programa PLANIEP. • Reestructuró el crédito otorgado a ENERTOLIMA por valor de $32.283 millones, el cual será pagado bajo la modalidad bullet en septiembre de 2006 con los recursos que se obtengan en el proceso de capitalización de dicha empresa. • Pagó las utilidades del ejercicio de 2003 por $12.256,6 millones, según lo dispuesto por la Asamblea General de Accionistas y el CONPES, previa aplicación de $1.362 millones como reserva legal. • Mejoró la calificación de riesgo otorgada por Duff and Phelps la cual pasó de categoría AA+ a Categoría AAA que significa emisiones con la más alta calidad crediticia. • Al igual que la Nación, mejoró la calificación de Standard and Poor´s la cual quedó en categoría BB con Outlook positivo. • Administró los contratos fiduciarios suscritos para adelantar las vinculaciones de capital a ENERTOLIMA y Ecogas. En este último proceso la FEN es además el Promotor para la constitución de la Sociedad Transportadora de Gas del Interior S.A. ESP - TGI, futura compradora de los activos de Ecogas, de conformidad con el Decreto 1404 de 2005. Adicionalmente administró los encargos fiduciarios recibidos de DISPAC y de la Nación (acciones de EPSA) y el Convenio para el manejo de los recursos de los fondos de subsidios del sector eléctrico y del sector gas. • Suscribió un encargo fiduciario para manejar recursos de CARBOCOL en liquidación. Durante el periodo la FEN no efectuó captaciones nuevas en los mercados financieros locales ni en los internacionales.
Expectativas para 2006 En el 2006 los desembolsos de crĂŠdito de la FEN serĂĄn Ăşnicamente los relacionados con la capitalizaciĂłn de intereses del PLANIEP por aproximadamente $5.180 millones. Las proyecciones de recuperaciĂłn de cartera son las siguientes: â&#x20AC;˘ Cartera en moneda extranjera: â&#x20AC;˘ Cartera en moneda local: â&#x20AC;˘ RecuperaciĂłn contragarantĂ­as:
US$56 millones $108.166 millones $291.802 millones
Las proyecciones para el aĂąo 2006 tienen en cuenta los anĂĄlisis presentados a la Junta Directiva en su reuniĂłn del 2 de junio de 2005, en relaciĂłn con la optimizaciĂłn del patrimonio de la FEN Las proyecciones de pagos a cargo de la FEN durante el aĂąo 2006 son las siguientes:       	
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9. MARCO REGULATORIO SECTOR ELĂ&#x2030;CTRICO 9.1 MERCADO MAYORISTA 9.1.1 CARGO POR CAPACIDAD Durante el 2005 la CREG estudiĂł y evaluĂł diferentes mecanismos para definir un nuevo instrumento para desarrollar la regulaciĂłn del cargo por capacidad, los parĂĄmetros generales y una agenda de trabajo para desarrollar e implementar el mecanismo que reemplazarĂĄ el actual Cargo por Capacidad. La CREG presentĂł para comentarios de la industria, una alternativa que demanda la implementaciĂłn de un mercado de opciones de energĂ­a firme como mecanismo de remuneraciĂłn del cargo por capacidad. Durante el primer semestre de 2006 la CREG se encuentra desarrollando los detalles de la propuesta en aspectos tales como la definiciĂłn de energĂ­a firme, esquemas de garantĂ­as, subastas, definiciĂłn de precios de ejercicio, esquemas de contratos de gas, pruebas de disponibilidad, mercado secundario y participaciĂłn de la demanda en programas de desconexiĂłn voluntaria, entre los aspectos mĂĄs relevantes.
9.1.2 GENERACIĂ&#x201C;N CON COMBUSTIBLES SUSTITUTOS Con el objeto de mejorar y precisar la regulaciĂłn relativa a la remuneraciĂłn de la generaciĂłn de seguridad fuera de mĂŠrito cuando se utilizan combustibles alternos se expidieron las Resoluciones CREG 084, 108 y 109 de 2005. 135
9.1.3 DESPACHOS ALTERNOS Para lograr un mayor grado de eficiencia económica en el despacho de recursos térmicos con tiempos fuera de línea muy grandes, mediante la Resolución CREG 121 de 2005 se incluyó una nueva causal de redespacho que busca incorporar la condición de operación de cada una de las unidades de generación, con el fin de evitar el arranque de unidades de generación que pueden ser remplazadas por plantas que se encuentran en operación.
9.1.4 COORDINACIÓN GAS-ELECTRICIDAD Dado que los sectores de gas y electricidad son regulados, las reglas deben ser concordantes para facilitar una operación eficiente y que no comprometa la prestación de los servicios públicos de energía y gas, para lo cual se busca regular aspectos relacionados con el flujo de información entre los dos sectores y las responsabilidades de los diferentes agentes involucrados en una operación coordinada de electricidad y gas. Mediante la Resolución CREG 086 de 2005 se sometió a consulta una propuesta para establecer la información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad.
9.1.5 OFERTA DE PRECIOS EN ENLACES INTERNACIONALES Mediante el Documento CREG 005 de 26 de enero de 2005, la CREG puso a disposición de los interesados una propuesta de modificación de oferta de precios en bolsa de energía de enlaces internacionales que no son parte de un mercado regulatoriamente integrado, lo cual se reguló con la expedición de la Resolución CREG 023 de 2005.
9.1.6 FUNCIONES DEL CND Mediante Decreto 848 de 2005, el Gobierno autorizó la constitución de una sociedad anónima prestadora de servicios públicos, encargada de desarrollar dentro de su objeto social, las funciones del CND, ASIC y LAC. Con fundamento en esta autorización se creó la empresa XM. La CREG reguló lo relativo al traslado de funciones de CND, ASIC y LAC, las cesiones de contratos de mandato y el traslado de garantías de ISA a la nueva empresa, con la expedición de las Resoluciones CREG 025 y 078 de 2005.
MECANISMOS DE CUBRIMIENTO PARA LAS TRANSACCIONES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA
A mediados de 2005 se expidió la Resolución CREG 079, mediante la cual se ajustaron los prepagos semanales y se solicitó al ASIC la elaboración de un reglamento de garantías a partir de lo establecido en dicha Resolución. El reglamento fue puesto a consideración de los agentes y terceros interesados quienes hicieron llegar sus comentarios y se aprobó la Resolución CREG 019 donde se definen los mecanismos de cubrimiento que deben presentar los agentes participantes en el Mercado de Energía Mayorista y se acoge el reglamento elaborado por el ASIC.
PRECIOS DE LA GENERACIÓN TÉRMICA A GAS ANTE RACIONAMIENTO DE GAS NATURAL
En sesión CREG del 2 de mayo de 2006, se adoptó una Resolución mediante la cual se establece que la generación térmica a gas debe considerarse como Generación de Seguridad Fuera de Mérito si se cumple lo siguiente:
a) Declaratoria de Racionamiento Programado de gas natural, por parte de la autoridad competente, en el cual se establece la eficiencia térmica como criterio de despacho. b) Oferta de precios, por parte de los generadores térmicos a gas despachados considerando su eficiencia térmica, superior al precio de Bolsa
9.2 TRANSMISIÓN 9.2.1 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN Se expidió la Resolución CREG 007 de 2005 que definió las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas en la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el siguiente periodo tarifario.
DISTRIBUCIÓN CALIDAD DE LA POTENCIA
Se emitieron las resoluciones CREG 024 y 110 de 2005 con el objeto de presentar y regular las definiciones, los antecedentes, las ventajas de usar el PST, la metodología usada para medir fluctuaciones de tensión, los equipos de medición, el plan para instalar el sistema de medición y registro del indicador PST y el plan de recolección de datos.
REMUNERACIÓN ACTIVOS DE TERCEROS
Durante el 2005, la CREG preparó varios proyectos regulatorios que pretendían establecer reglas claras para el reconocimiento de los activos de terceros, en concordancia con la remuneración que reciben los Operadores de Red por tales activos.
En relación con esta actividad de la cadena del servicio público de electricidad, la CREG ha trabajado durante el 2005 en los siguientes aspectos: i) Fórmula Tarifaria General; ii) Remuneración de la Actividad de Comercialización; iii) Reglamento de Comercialización; iv) Calidad de Comercialización y v) Comercialización Minorista.
Con la expedición de la Resolución 047 de 2002, la CREG sometió a consideración de agentes, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria para el siguiente período. Se expidió la Resolución 019 de 2005, mediante la cual se publicó un nuevo proyecto de resolución para la adopción de la fórmula tarifaria general para calcular los costos de prestación del servicio y determinar las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados en el SIN.
REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
La CREG contrató un estudio para identificar y establecer de forma desagregada cada uno de los componentes de costos que determinan la remuneración de la actividad de comercialización de electricidad en Colombia en condiciones de eficiencia económica y un estudio para valorar el riesgo de cartera en la actividad de comercialización.
Como parte del proceso de construcción de una propuesta regulatoria en este tema, el Comité Asesor de Comercialización - CAC, envió a la CREG en el 2005 una propuesta de reglamento de comercialización que plantea una serie de procedimientos para solucionar los inconvenientes presentados en las relaciones entre los diferentes actores de la cadena.
CALIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
Se diseñaron los términos de referencia para la elaboración de un estudio que cumpla con el objetivo mencionado anteriormente. Dicho estudio se adelantará durante el 2006 y tendrá un plazo de cuatro meses.
Durante el 2005 la CREG contrató un estudio con NERA Economic Consulting, titulado “Aspectos fundamentales de la introducción de competencia en el mercado minorista eléctrico”. Así mismo, ha establecido las posibles alternativas que pueden ser desarrolladas para el esquema de comercialización en el país.
OTROS TEMAS SECTOR ELÉCTRICO MARCO REGULATORIO ZONAS NO INTERCONECTADAS
Se concluyó el análisis sobre la remuneración de las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en las ZNI. Se presentó a consulta la Resolución CREG 033 de 2005 con la propuesta de metodología para la prestación del servicio de energía eléctrica en las ZNI y se realizaron 4 audiencias públicas en las ciudades de Bogotá, Villavicencio, Quibdó y Tumaco, durante el mes de septiembre de 2005.
PRESUPUESTO CND-MEM
Para el 2005, los Ingresos Regulados por concepto de los servicios prestados por el CND, ASIC y LAC se establecieron con la Resolución CREG 092 de 2004. Para el 2006, con la misma metodología, la Resolución CREG 124 de 2005 establece los ingresos.
INTEGRACIÓN VERTICAL Y HORIZONTAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Con el objeto de atender los mandatos de ley sobre promoción de la competencia, prevención del abuso de posición dominante y de la concentración accionaria, la CREG sometió a un período de consulta con los agentes del sector y terceros interesados la Resolución 104 de 2005. Se expidió la regulación definitiva (Resolución CREG 001 de 2006), en la que: • Se justificó la pertinencia de eliminar el límite de participación en el mercado en la actividad de distribución • Se establecieron las metodologías y los procedimientos necesarios para establecer, sin ambigüedad, la participación de una empresa en las actividades de generación y comercialización de electricidad • Se aclaró el concepto de control y subordinación pertinente para calcular la participación en las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica. • Se definieron plazos para adecuarse a los límites en el caso de que alguna empresa los excediera al momento de expedirse la Resolución.
PARTICIPACIÓN CIUDADANA EN LA ACTIVIDAD MISIONAL DE LA CREG
De conformidad con el Decreto 2696 del 24 de agosto de 2004, la CREG divulgó en su página web los proyectos de resoluciones que pretendía adoptar, e invitó a los agentes, usuarios y terceros interesados a participar con sus observaciones. Así mismo, tratándose de proyectos de fijación de fórmulas de tarifas, organizó audiencias públicas para presentar y discutir los diferentes aspectos de las propuestas. De igual forma, se publicó la agenda regulatoria en la web y se recibieron comentarios.
10. ENERGÍA NUCLEAR 10.1 COOPERACIÓN TÉCNICA INTERNACIONAL El Grupo de Asuntos Nucleares del Ministerio de Minas y Energía, Oficina Nacional de Enlace con el Organismo Internacional de Energía Atómica - OIEA, efectuó a lo largo del año el proceso de monitoreo y seguimiento a la ejecución de los proyectos nacionales que conformaban el Programa Nacional de Cooperación Técnica Colombia-OIEA (2003-2004), lo mismo que a diez (10) proyectos regionales, seis (6) de ellos en el marco del Programa ARCAL. También durante el 2005 se adelantó la coordinación y apoyo técnico para identificación y formulación de los perfiles de proyectos nacionales y regionales de cooperación para el bienio 2007-2008. El Programa Nacional de Cooperación Técnica Colombia-OIEA en aplicaciones pacíficas de la energía nuclear aprobado y financiado para ser ejecutado durante el bienio 2005-2006, quedó conformado por los siguientes proyectos: • • • •
Determinación de las técnicas óptimas como soporte al desminado humanitario, (COL/1/009) Planeamiento energético para el desarrollo de la sustentabilidad energética, (COL/0/010) Implementación de la Técnica de Radioterapia Intensa Modulada (COL/6/013) Utilización de Nuevas Técnicas en Medicina Nuclear para el mejoramiento del sector salud (COL/6/011) • Aprovechamiento Integral y Seguro del Reactor Nuclear IAN-R1, (COL/1/010) • Desarrollo del recurso humano y apoyo a la tecnología nuclear, (COL/0/009)
10.2 REGLAMENTACIÓN Durante el 2005, como parte de la construcción del marco regulatorio, se expidieron las siguientes normas: • Resolución 180208 del 25 de febrero de 2005, por la cual se modifican y adicionan las Resoluciones 181304 y 181478 de 2004, que reglamentan la expedición de la Licencia de Manejo de Materiales Radiactivos y el procedimiento para la evaluación de inspecciones a las instalaciones donde se gestionan materiales radiactivos y nucleares, respectivamente. • Resolución 181682 del 9 de diciembre de 2005, por la cual se adopta el Reglamento para el Transporte Seguro de Materiales Radiactivos. El Reglamento establece los requisitos y condiciones mínimas que deben satisfacer las personas naturales o jurídicas interesadas en realizar transporte de materiales radiactivos en Colombia, para todas las modalidades de transporte por vía terrestre, acuática o aérea. • Resolución 181757 del 26 de diciembre de 2005, por la cual se crea el Grupo de Trabajo de Asuntos Nucleares en la Dirección de Energía del Ministerio de Minas y Energía. • Resolución 181778 del 29 de diciembre de 2005, por la cual se fijan las tarifas a cobrar por servicios de licenciamiento, vigilancia y control de usuarios de materiales radiactivos en el INGEOMINAS. 139
Con el apoyo del Ministerio de Energía de los Estados Unidos de América, a través del Programa de Reducción de Amenaza Radiológica (PRAR), y del OIEA, el Grupo de Asuntos Nucleares del Ministerio de Minas y Energía y el Grupo de Seguridad Nuclear y Protección Radiológica del INGEOMINAS adelantaron un trabajo conjunto de optimización y mejoramiento de las condiciones de seguridad física y radiológica para los sitios donde se utilizan fuentes intensas de radiación gamma con niveles de actividad mayores de 100 Ci. Estas medidas hacen parte de una estrategia general orientada a la construcción de una cultura de la seguridad, coherente y armónica con lo establecido en el Código de Conducta sobre Seguridad Tecnológica y Física de las Fuentes Radiactivas (OIEA, 2004), y son parte integral del conjunto de medidas reglamentarias que se vienen implementando en el país y cuyo cumplimiento es de carácter obligatorio, con el fin de garantizar el uso seguro del material radiactivo en las diferentes prácticas.
10.3 CONVENCIONES INTERNACIONALES EN MATERIA NUCLEAR El 11 de mayo de 2005, en la ciudad de Viena (Austria), la representación permanente de Colombia ante la Oficina de las Naciones Unidas y los Organismos Internacionales, suscribió por parte del Gobierno colombiano el Protocolo Adicional al Acuerdo de Salvaguardias en relación con el Tratado para la proscripción de las armas nucleares en América Latina. Al final del año se presentó ante el Congreso el proyecto de ley para la aprobación del mencionado Protocolo Adicional.
11.REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS - RETIE El alto impacto en el sector eléctrico, especialmente en el comercio de productos que deben demostrar el cumplimiento de requisitos establecidos en el Reglamento, hizo que durante el segundo semestre de 2005 se dedicaran esfuerzos a la difusión y aclaración de su contenido en distintos foros. El Ministerio de Minas y Energía preparó una cartilla que en forma didáctica permite llegar a cualquier ciudadano en el conocimiento y comprensión del RETIE, cartilla que publicó la UPME en marzo de 2006 y que se está utilizando en la difusión del Reglamento. Para atender algunas inquietudes, especialmente relacionadas con la evaluación de la conformidad tanto de las instalaciones como los producto objeto del Reglamento, fue necesario expedir la Resolución 181419 del primero de noviembre de 2005, donde se aclaró principalmente a qué tipo de productos les aplica el Reglamento y cómo demostrar algunas excepciones. Igualmente, con los mecanismos para demostrar la conformidad de las instalaciones eléctricas con el Reglamento, se da claridad de la aplicación de la Ley 842 de 2003 que regula el ejercicio de la profesión de la ingeniería y sus profesiones afines y auxiliares, y con esto la minimización de riesgos de origen eléctrico al asumir cada instancia profesional su rol y responsabilidad. Otro aspecto importante de la Resolución 181419 de 2005, está en que el Ministerio de Minas y Energía como regulador asume la responsabilidad de estudiar y conceptuar sobre la equivalencia de normas internacionales para la homologación de certificados expedidos por organismos de certificación extranjeros, dando cumplimiento al acuerdo de obstáculos técnicos al comercio. Esta es la actividad que más ha demandado tiempo en relación con el RETIE.
12.TEMAS COMPLEMENTARIOS 12.1 AVANCES SOBRE USO RACIONAL DE ENERGÍA Para cumplimiento de las funciones en esta materia, la UPME abordó labores de divulgación, promoción, planeación e institucionales, encaminadas principalmente a definir y poner en práctica la cultura de URE en los diferentes sectores y su aplicación a algunas actividades en las cuales participa directamente el Estado. Las principales actividades y logros durante el 2005, se pueden resumir como sigue: 1. Se diseñó una estrategia de Uso Racional de la Energía aplicable al sector industrial. 2. Se firmó e inició un convenio interadministrativo con el CERREJÓN para implementar en esta entidad un Programa de Gestión Integral de la Energía a manera de proyecto piloto demostrativo, el cual incluye entre otros opciones tales como: Sustitución de energéticos en el transporte, montaje de un parque eólico, montaje de una planta de trigeneración y desarrollo de material didáctico URE para la minería nacional. 3. Se firmó e inició un convenio interadministrativo con COLCIENCIAS, dentro del cual en julio se dio apertura a una convocatoria pública para la realización de proyectos en el tema de Uso Racional de la Energía aplicable al sector industrial y al área de educación. 4. Se conformó un grupo de trabajo con el sector industrial para el desarrollo del tema URE en este sector; en este contexto se analizó la estrategia URE desarrollada por la UPME y se programó para el 2006, en asocio con la ANDI, la realización del evento académico “Tercer seminario Internacional URE”. 5. Como resultado de la gestión UPME en el tema de etiquetado URE, esta Unidad actualmente está liderando y ejecutando a nivel de la Comunidad Andina de Naciones CAN el proyecto PNUD – GEF CSL Andino.
12.1.1 PROGRAMA CONOCE Se continuó con el desarrollo del PROGRAMA CONOCE, elaborándose el borrador del Reglamento de Eficiencia Energética para algunos equipos eléctricos y electrodomésticos, con destino a la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Comercio Industria y Turismo.
12.1.2 DISEÑO DE ALTERNATIVAS PARA UN PROGRAMA INTEGRAL DEL MANEJO DE LA DEMANDA DE TRANSPORTE PARA LA CIUDAD DE BOGOTÁ Con este estudio desde la óptica del URE se aportan criterios para establecer un programa del Manejo Integral de Demanda de Transporte, mediante un piloto para la ciudad Bogotá, el cual servirá como modelo para el nivel nacional. Con base en la información y actividades del proyecto, se identificaron cuatro estrategias para implementar el URE en el sector transporte: a. Mejoramiento del servicio de transporte público y de su eficiencia en el consumo de combustible; masivo, colectivo e individual (taxis) b. Eliminación de distorsiones de mercado c. Gestión de parqueo d. Cultura y prácticas de conducción Como una segunda fase de este proyecto se acaba de iniciar y ha de realizarse durante el segundo semestre de 2006 la implementación de la estrategia del ítem “iv” en cuanto a cultura y profesionalización en los conductores (particulares y públicos de carga, buses, busetas, taxis y privados). Se esperan impactos positivos para una mayor eficiencia y racionalidad del uso de combustibles. En esta etapa se divulgará material didáctico mediante campañas acompañadas de entidades como el Ministerio de Transporte y la Secretaría de Tránsito de Bogotá. 141
12.1.3 DISEÑO DE LA ESTRATEGIA DE USO RACIONAL DE LA ENERGIA APLICABLE AL SECTOR INDUSTRIAL COLOMBIANO Se desarrolló un programa para el fomento de URE en el sector industrial. Con este proyecto la UPME identificó las alternativas, estrategias y programas que se requieren implantar en el sector Industrial para adelantar un programa masivo de URE. Este trabajo brinda herramientas para que el diseño del PROURE a nivel industrial en el país.
12.1.4 PROYECTO PILOTO URE EN EL SECTOR TERCIARIO Se continuó con la difusión de la metodología para programas integrales de energía en centros hospitalarios (auditorías energéticas). Se presentaron los resultados y el aplicativo del programa de URE en hospitales estatales. Fueron invitados un total de 60 hospitales de la ciudad de Bogotá y los municipios cercanos, a quienes se les suministró material e indicaciones sobre la metodología para la evaluación técnico económica de las oportunidades de URE en centros hospitalarios.
12.1.5 ETIQUETA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PARA LA REGIÓN ANDINA Se inició con el PNUD, un proyecto para divulgar en la Región Andina las experiencias de la UPME en la adopción e implementación de normas y etiquetado en eficiencia energética, para transformar la producción y mercado de equipos consumidores de energía hacia niveles superiores de desempeño energético, apoyando a estos países en su desarrollo en términos ambientales y económicos. El proyecto aplica a electrodomésticos, equipos e iluminación; no aplica a procesos industriales ni al sector transporte.
12.1.6 NORMALIZACIÓN PARA APLICACIONES DE ENERGÍAS ALTERNATIVAS En cuanto a la elaboración y actualización de referencias técnicas que faciliten condiciones para el desarrollo de un mercado sano de las FNCE, se continuó apoyando la elaboración y actualización de normas técnicas colombianas NTC; se participó en tres comités técnicos del Instituto Colombiano de Normas Técnicas - ICONTEC en los temas de energía solar fotovoltaica, energía solar térmica y energía eólica, obteniéndose las siguientes normas NTC: a. NTC-1736 energía solar, definiciones y nomenclatura b. NTC-2775 energía solar fotovoltaica, terminología y definiciones c. NTC-5287 aerogeneradores, requisitos de seguridad
12.1.7 EVALUACION E INVENTARIOS DE LAS FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA Para garantizar la disponibilidad de información de los recursos energéticos no convencionales, con que cuenta el país, principalmente los renovables (sol, viento, hidroenergía, biomasa, geotermia, océanos), se viene trabajando en la construcción de las bases de datos y mapas de los recursos energéticos no convencionales, mejoramiento de la calidad y resolución de los mapas existentes y en la publicación de sus resultados. En el tema de fuentes no convencionales de energía se continuaron labores con el IDEAM para el establecimiento de inventarios al nivel nacional de su disponibilidad: • Se publicó en medio impreso el Atlas de Radiación Solar de Colombia. • Se estableció una metodología para la evaluación del recurso eólico, recopilando, verificando, evaluando, complementando estadísticamente y corrigiendo la información de más de 400 estaciones de datos diarios de viento durante mas de 20 años. • Se publicó en medio impreso el Atlas de Viento de Colombia • Se inició la realización del Atlas Hidroenergético de Colombia
12.1.8 SISTEMA DE INFORMACIÓN DE EFICIENCIENCIA ENERGÉTICA Y ENERGÍAS ALTERNATIVAS –SI3EA En cuanto a la recopilación y difusión de información se iniciaron labores para convertir el Sistema de Información de Eficiencia Energética y Energías Alternativas -SI3EA- en un sistema de gestión de información y conocimiento que facilite a los diferentes actores de las FNCE el suministro y acceso a la información en estos temas y a la vez se facilite mediante un sobrenombre y palabra clave en suministro de información clave para la realización de diagnósticos actualizables anual o semestralmente, que faciliten el planeamiento en las FNCE en Colombia.
12.1.9 ACTIVIDADES RELACIONADAS CON LA EVALUACIÓN DE LA ORDEN AL MÉRITO URE La Orden al Mérito URE es una condecoración anual del Gobierno Nacional al Uso Racional y Eficiente de la Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, que busca estimular acciones que permitan alcanzar la máxima eficiencia energética y el uso de las fuentes no convencionales, mediante proyectos realizados en los sectores industrial, investigativo y de enseñanza, entre otros. Siguiendo los lineamientos del Decreto 3683 de 2003 reglamentario de la Ley URE 697, la UPME realizó en el 2005 la primera convocatoria al Mérito URE. En total se recibieron 11 proyectos, los cuales fueron revisados y evaluados en conjunto por la UPME y COLCIENCIAS, quienes realizaron un informe con las recomendaciones para la CIURE.
12.2 GESTION AMBIENTAL Conjuntamente con la OLADE, la UPME organizó Seminario Andino sobre el Mecanismo de Desarrollo Limpio, el cual se llevó a cabo en la ciudad de Medellín entre el primero y el 3 de marzo de 2005, en el marco del Proyecto: “Metodologías para la Implementación de Mecanismos Flexibles de Kyoto (MDL)” Subvencionado por la Comisión Europea – Programa SYNERGY. El seminario contó con alta atención de expertos internacionales y numerosos participantes de todo el país. En desarrollo de la agenda conjunta que mantiene con la Oficina Colombiana para la Mitigación del Cambio Climático del MAVDT, la UPME calculó la “Línea Base para Proyectos de Generación de Pequeña Escala Interconectados a la Red para el año 2004”, y la “Línea Base Colombiana para proyectos de Escala Completa conectados a la red, que generan con recursos energéticos renovables”, valores que fueron acogidos por resolución del Ministerio de Minas y Energía y que ya han sido utilizados por agentes privados para presentar proyectos ante el Mecanismo de Desarrollo Limpio, con el fin de obtener beneficios económicos provenientes de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones de gases de efecto invernadero.
12.3 PROYECTO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA COLOMBIA - PANAMÁ La ejecución de la interconexión eléctrica Colombia - Panamá constituye un paso fundamental en la integración de los mercados eléctricos de América Central y la Región Andina, con la visión de la conformación de un mercado eléctrico supraregional, que se traducirá en mayores beneficios para la región, asegurando: • • • •
La prestación del servicio eléctrico con altos estándares de calidad, seguridad y confiabilidad El sostenimiento de los mercados Tarifas económicas del servicio Una mejor calidad de vida para los habitantes de la región
12.3.1 RESPALDO DE LOS GOBIERNOS A LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA COLOMBIA PANAMÁ Los Gobiernos de Colombia y Panamá han venido dando un impulso importante al desarrollo del proyecto. En el 2003 se firmó el “Memorando de Entendimiento” de la X Reunión de la Comisión de Vecindad Colombo - Panameña, a través del cual ambos países acordaron promover las acciones necesarias para determinar la viabilidad de la integración energética y formalizar los grupos de trabajo necesarios para desarrollar el objeto previsto. Los importantes avances que se han logrado desde entonces se han concretado en la realización de los estudios ambiental, eléctrico y energético, con el fin de asegurar la viabilización de la interconexión, los cuales fueron reconocidos en el marco del la XI Reunión de la Comisión de Vecindad Colombo- Panameña llevada a cabo durante los días 5, 6 y 7 de febrero de 2006, en la cual los Gobiernos de ambos países se congratularon y expresaron su satisfacción y apoyo a dichos avances, y se lograron los siguientes acuerdos: a. Existe el interés en continuar los estudios de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá, dados los beneficios que su desarrollo pueda representar para los dos países. Para avanzar en el logro de este objetivo se acuerda priorizar los esfuerzos en los siguientes cuatro temas: i) armonización regulatoria para definir el esquema de transacciones de energía; ii) ejecución de los estudios de ingeniería básica; iii) continuación de los análisis ambientales de las posibles rutas y iv) análisis de los esquemas de desarrollo del tramo Panameño. b. Se solicita a los organismos reguladores de los dos países (CREG en Colombia y ERSP en Panamá), preparar los términos de referencia para i) en una primera etapa, ejecutar un estudio de corto plazo que permita realizar la armonización binacional de la regulación eléctrica aplicable, para facilitar los intercambios de energía y ii) en una segunda etapa, más amplia y de mediano plazo, realizar un estudio que considere la armonización entre mercados regionales c. Coordinar las acciones entre ISA y ETESA para avanzar en la ejecución de los estudios de ingeniería básica (prediseños). Para este trabajo se tendrá un acercamiento con el Banco Interamericano de Desarrollo para solicitar financiación no reembolsable para su ejecución. Se estima un plazo de 10 meses para la ejecución de este estudio, a partir de la contratación correspondiente. Adicionalmente se hace necesaria la actualización permanente de los estudios energéticos, acorde con los planes y escenarios de desarrollo en cada país (lo cual estará bajo la responsabilidad de ETESA y XM, con la vinculación y participación de COPE y UPME). d. Asegurar la continuidad de los estudios ambientales en cada país por parte de ISA y ETESA. Al igual que con los estudios técnicos, es conveniente buscar apoyo de la banca multilateral en la financiación y ejecución de los estudios. e. Todas las actividades anteriores deberán ser ejecutadas en forma paralela. Igualmente, se acuerda organizar reuniones con las entidades y agentes relacionados con el sector, para promover y difundir el proyecto y sus beneficios. En cumplimiento de estas disposiciones se vienen ejecutando las acciones necesarias para el logro de los objetivos propuestos.
12.4 PROGRAMA DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA MESOAMERICANA – PIEM El 13 de diciembre de 2005, en el marco de la Cumbre sobre la Iniciativa Energética Mesoamericana llevada a cabo en Cancún México, el Gobierno de Colombia suscribió la llamada “Declaración de 144
Cancún”, mediante la cual los Jefes de Estado y de Gobierno de Belice, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá y República Dominicana y sus representantes, con la firme voluntad de impulsar el desarrollo económico sustentable y la integración regional mesoamericana, acordaron reafirmar el interés y el compromiso de continuar con la implementación del Programa de Integración Energética Mesoamericana – PIEM, para lo cual buscarán el fortalecimiento de los mercados integrados de petrolíferos, gas natural y electricidad, bajo una óptima de maximizar el uso de las fuentes renovables y la eficiencia energética. El Programa de Integración Energética Mesoamericana comprende siete proyectos a saber: • • • • • • •
Planta de Refinación de Crudo Cogeneración Eléctrica Red de Franquicias PEMEX Integración Eléctrica México- Centroamérica- Colombia Gasificación de Centroamérica Energías Renovables Eficiencia Energética
En cumplimento de los compromisos adquiridos, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia conformó los Grupos de Trabajo que lo representarán en las diferentes reuniones de trabajo así: i) Refinería, Franquicia Pemex, LNG: Gasoducto, Regasificadora, ii) Electricidad: Interconexiones y Planta Termoeléctrica iii) Armonización de Normas y iv) Renovables y Eficiencia Energética. En lo corrido del año 2006, Colombia ha participado en todas las reuniones que se han programado en el marco de dicha Iniciativa, sobre las cuales se destacan las siguientes actividades, en forma cronológica: • Videoconferencia llevada a cabo el 6 de enero, en la cual se conocieron comentarios de los diferentes países participantes, al documento Términos de Referencia para el Estudio sobre la Integración del Mercado de Hidrocarburos en Mesoamérica y se definió el propósito y alcance que tendrían la Primera Reunión del Comité Técnico y del Grupo de Trabajo de Hidrocarburos del PIEM. • El 23 de enero se llevó a cabo en México, la Primera Reunión del Comité Técnico y del Grupo de Trabajo de Hidrocarburos del PIEM, en sesión conjunta, en la cual se aprobaron los términos de referencia para la contratación de la Consultora que elaborará el Estudio de integración del mercado de hidrocarburos y expansión de la capacidad de refinación en Mesoamérica, previa incorporación de los comentarios. Adicionalmente, el Comité Técnico se encargó de definir temas relativos a la planeación y organización de los trabajos del PIEM y el Grupo de Hidrocarburos definió el Plan de Trabajo a seguir. • El 30 y 31 de enero se llevó a cabo la Primera Reunión del Grupo de Energías Renovables y Eficiencia Energética en México, en la cual se contó la participación de representantes de todos los países de la región, quienes expusieron sus puntos de vista y posiciones sobre la implementación y desarrollo de medidas de ahorro de energía y eficiencia energética en sus países. Este intercambio permitió integrar un listado de más de 25 propuestas a partir de las necesidades y oportunidades de los países participantes en la Reunión, y en materia de energías renovables se identificaron acciones para el logro del objetivo propuesto en el marco del PIEM. • El 16 de febrero se llevó a cabo en San Salvador, Salvador, la reunión de Directores de Energia de los países miembros del SICA, MEXICO y COLOMBIA. El propósito de esta reunión fue la incorporación de las propuestas del PIEM en materia de Eficiencia Energética y Energías Renovables, a las actividades contenidas en la Matriz de Acciones para la Integración y el Desarrollo Energético de Centroamérica, que fue formulada por los Directores de Energía y de Hidrocarburos de Centroamérica con el apoyo del Grupo Interinstitucional (SG-SICA, SIECA, CEAC, CCHAC, BCIE, INCAE, CEPAL y BID), y en la que se identifican las prioridades y la estructura institucional de trabajo de la región en dichos temas.
• El 06 de marzo Colombia envió los comentarios a la primera versión de los Términos de Referencia del “Estudio para definir una estrategia de introducción del Gas Natural a Centro América”, de conformidad con lo acordado en la reunión del 23 de enero. • El 21 de abril se llevó a cabo en México, la Segunda Reunión conjunta del Comité Técnico y el Grupo de Trabajo Hidrocarburos cuyos objetos fueron i) revisar el reporte de las tareas 1 y 2 del Estudio de Integración del Mercado de Hidrocarburos y Expansión de la capacidad de Refinación en Mesoamérica y ii) aprobar los Términos de Referencia del Estudio para definir una estrategia de introducción de Gas Natural en Centroamérica. • El 18 y 19 de mayo se llevó a cabo en Panamá la Tercera Reunión conjunta del Comité Técnico y el Grupo de Trabajo Hidrocarburos cuyos objetos fueron i) Conocer los resultados y debatir en torno a las tareas 3, 4 y 5 del Estudio de Integración del Mercado de Hidrocarburos y Expansión de la capacidad de Refinación en Mesoamérica, ii) conocer los reportes de avance de las acciones emprendidas en el grupo de trabajo del PIEM con miras a su presentación a los Jefes de Estado y de Gobierno en la Cumbre de la República Dominicana, iii) definir recomendaciones sobre las decisiones y compromisos subsecuentes que los Cancilleres y los Ministros de Energía someterán a la consideración y aprobación de los Jefes de Estado. • El 1, 2 y 3 de junio, los Presidentes y Delegados de los diez países miembros suscriben en República Dominicana la Declaración de La Romana en relación con el PIEM.
13.EVOLUCIÓN DEL GRUPO ISA DURANTE EL 2005 13.1 RESEÑA El Grupo Empresarial ISA es uno de los protagonistas de los sectores eléctrico y de telecomunicaciones en Latinoamérica, con presencia en la Comunidad Andina de Naciones, que desarrolla sus actividades mediante su empresa matriz Interconexión Eléctrica S.A. - ISA. Para prestar servicios de operación, administración y transporte en los mercados eléctricos cuenta con ISA, XM Compañía de Expertos en Mercados, TRANSELCA, ISA Perú, Red de Energía del Perú e ISA Bolivia. Para prestar servicios portador de portadores y de valor agregado, cuenta con INTERNEXA y FLYCOM COMUNICACIONES Tiene inversiones en los sectores eléctrico y de telecomunicaciones y su negocio fundamental es el transporte de energía eléctrica en Colombia, Perú y Bolivia, países donde tiene una considerable participación porcentual sobre el total en las redes de transporte. Posee 16.836 Km de redes. En Colombia, a través de ISA y TRANSELCA, participa con el 84% de las redes con tensión mayor o igual a 220 kV. En Perú, con Red de Energía del Perú –REP e ISA Perú, posee el 79% y en Bolivia, con ISA Bolivia, el 51%. ISA tiene interconexiones internacionales entre Colombia y Venezuela, Colombia y Ecuador, y Perú y Ecuador.
13.2 RESULTADOS DEL GRUPO ISA EN 2005 La gestión del Grupo Empresarial logró resultados significativos entre los que se destacan los siguientes: • Utilidades netas por $200.258 millones (41,3% más que en 2004). • Los ingresos operacionales consolidados fueron de $1.076.495 millones: 85% de las empresas en Colombia y 15% de las filiales en Perú y Bolivia. • Mantiene las calificaciones de riesgo en las emisiones de bonos para ISA, TRANSELCA y REP.
En su propósito de participar en el capital de otras sociedades o emprendimientos, en calidad de socio o accionista, en Joint Venture, como miembro de consorcio o de cualquier forma de colaboración empresarial, el Grupo avanzó en su estrategia de crecimiento: • Puso en operación la nueva subordinada ISA Bolivia el 17 de septiembre, empresa que contribuyó con $365 millones en la utilidad neta consolidada, con $193,020 millones en los activos y con $134,516 millones en los pasivos. • Entró a operar en Bolivia la línea de 248 Km entre Santiváñez (Cochabamba) y Sucre (Chuquisaca), la línea de 176 Km entre Sucre (Chuquisaca) y Punutuma (Potosí), y la línea de 164 Km entre Carrasco (Cochabamba) y Urubó (Santa Cruz). • Creó XM, Compañía de Expertos en Mercado S.A. E.S.P el 1 de septiembre. Esta compañía contribuyó con $2.223 millones en la utilidad neta consolidada, con $160.142 millones en los activos y con $142.879 millones en los pasivos. • Constituyó en noviembre la subordinada ISA Capital Do Brasil Ltda., con sede en Sao Paulo. Hasta el cierre de 2005, ISA no había efectuado aportes.
13.3 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. - ISA 13.3.1 RESEÑA ISA Empresa de transmisión de energía con cubrimiento nacional. Cuenta con 8.941 Km de líneas de transmisión con tensión superior a 110 mil voltios, 46 subestaciones, 10.105 MVA de trasformación y 3.285 MVAR de compensación. Es propietaria del 70% del STN, y en la actualidad construye 1.051 Km de dos proyectos que permitirán reforzar la capacidad de intercambio de energía entre el centro y el norte de país: Primavera-Bacatá a 500 kV, que entrará en operación comercial el 31 de diciembre de 2006 y Primavera-Bolívar a 500 kV, previsto para entrar a operar el 31 de marzo de 2007.
13.3.2 RESULTADOS INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. - ISA - 2005 La gestión empresarial de ISA arrojó resultados significativos, entre los que se destacan los siguientes: • Logró una utilidad neta de $187.179 millones (33,7% más que en 2004). • Mantuvo la calificación AAA otorgada por Duff & Phelps para deuda nacional, y la calificación crediticia internacional BB otorgada por Standard & Poor’s, la cual corresponde al riesgo soberano de la República de Colombia. • Efectuó un aporte de capital en efectivo por US$4,5 millones y avalará una deuda de US$40,0 millones, como nueva socia de la Empresa Propietaria de la Red -EPR. • Logró una valorización de la acción de 170%, superando ampliamente la registrada por el Índice General de la Bolsa de Colombia -IGBC (que fue de 119%). • Negoció un volumen total de acciones por 161,6 millones, lo que la ubicó en el quinto lugar en bursatilidad. • Se adelantaron los estudios de viabilidad técnica para el desarrollo del proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá. • Alcanzó los siguientes indicadores de calidad: 99,942% de disponibilidad total promedio (superior a la meta establecida por la CREG de 99,651%); y una calificación de 83% de satisfacción por parte de los clientes, lo que ubica a la Empresa en una escala de desempeño superior.
13.3.3 RESULTADOS Y COMPROMISOS EN LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS Durante el 2005, la Empresa llevó a cabo la actualización de la “Promesa de Servicio”, donde se expresa el compromiso para responder a las necesidades y expectativas de los clientes sobre los servicios que se le prestan: Uso del STN, Conexión al STN y Servicios Asociados al Transporte de Energía.
13.3.3.1 Servicio de transporte de energía En la actualidad, ISA es propietaria del 70% del STN, y por ello es considerada la mayor empresa de transporte de energía en Colombia y la única con cubrimiento nacional. ISA también es poseedora de las siguientes interconexiones internacionales: • Interconexión Colombia-Venezuela: las líneas a 230kV Cuestecitas-Cuatricentenario y San Mateo-El Corozo. • Interconexión entre Colombia y Ecuador: las líneas Ipiales-Tulcán a 138 kV y Pasto-Quito a 230 kV, las cuales hacen viable los intercambios físicos de energía en el esquema de Transacciones Internacionales de Electricidad - TIE. 13.3.3.2 Gestión operación de la red Desde el Centro de Supervisión y Maniobras -CSM- y bajo el esquema de operación remota centralizada, ISA ejecutó más de 19.200 maniobras en los activos con la calidad y la oportunidad requeridas por el SIN. La disponibilidad de los activos fue de 99,942%, superando la meta establecida por la CREG 99,651%.
El 95,41% de los activos cumplieron con la meta de disponibilidad establecida por la CREG: de un total de 501 activos, 23 estuvieron por debajo de dicha meta y sólo 15 pagaron $50,6 millones por compensación. 13.3.3.3 Gestión social En el servicio de Transporte de Energía, ISA asume su responsabilidad sobre las implicaciones sociales y ambientales de la construcción y operación de una red de transporte de energía de alcance nacional. Dentro de esta gestión ha desarrollado el Programa de Convivencia, que a partir de 2005 consideró tres ejes de actuación: a. Presencia institucional en eventos locales y regionales b. apoyo a obras y proyectos comunitarios c. Educación para la convivencia con el transporte de Energía 13.3.3.4 Gestión ambiental Durante el período, ISA cumplió con los compromisos adquiridos en los planes de manejo ambiental de líneas y subestaciones en operación: compensación forestal y saneamiento básico, manejo de hidrocarburos, y atención de avisos de mantenimiento para gestionar reclamos de propietarios de servidumbres.
13.3.4 LA ACCIÓN DE ISA EN EL MERCADO Por segundo año consecutivo, la acción de ISA se ubicó entre las más rentables del mercado. El precio, que al inicio del período fue $2.090, finalizó en $5.650 (el valor más alto alcanzado en la historia de la acción hasta ese momento). Lo anterior significó una valorización en el año del 170%, superando ampliamente la registrada por el IGBC. El valor intrínseco de la acción al cierre del período fue de $2.902 (4,9% más que en 2004). La capitalización bursátil de la Compañía, al 31 de diciembre, se situó en $5,4 billones, casi tres veces la del año anterior que fue de $2 billones.
13.3.5 GOBIERNO CORPORATIVO Por Prácticas de Buen Gobierno, ISA entiende los compromisos y medidas adoptados por la Empresa en relación con su gobierno, conducta e información, para que las actuaciones de los accionistas, administradores y trabajadores estén orientadas a garantizar la integridad ética empresarial, el adecuado manejo de sus asuntos, el respeto por los que invierten en ella, el cumplimiento de los compromisos con sus grupos de interés y el conocimiento público de su gestión. En la actualidad, ISA prepara una segunda reforma para actualizar el contenido del Código a la luz de las nuevas disposiciones del mercado de valores y de la estructura de la Empresa.
14. GESTIÓN DE ISAGEN 14.1 GENERACIÓN DE ENERGÍA La generación de energía de ISAGEN durante el 2005 fue de 8.701,13 GWh de los cuales 95,66% corresponden a generación hidráulica, 4,10% a generación térmica y 0,24% correspondieron a las importaciones de Venezuela. Comparado con el 2004, la generación de energía de la Empresa aumentó en un 8,75%, y su participación en el SIN varió del 16,54% en el 2004 al 17,25% en el 2005. En el año 2005, ISAGEN produjo la generación de energía más alta de su historia. La generación de energía en el primer cuatrimestre de 2006 asciende a 2.886,12 GWh (enero 767,95 GWh, febrero 636,64 GWh, marzo 772,42 GWh y abril 709,11 GWh). Para el 2006 se espera una generación total del SIN de 50.564 GWh, donde ISAGEN tendría una participación del 16,2% con la producción de 8.208,07 GWh conformados por 7.852,39 GWh hidráulicos y 355,68 GWh térmicos. En el 2005 el promedio ponderado de disponibilidad de las centrales fue de 93,80%, superando el valor programado que se tenía de 93,43%. Así mismo, ISAGEN obtuvo la disponibilidad hidráulica más alta de su historia, alcanzando la cifra de 95,2 %.
14.2 GESTIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA En el 2005 ISAGEN realizó ventas de energía en Contratos en el mercado nacional con ingresos totales por $708.036,8 millones correspondientes a 7.940,4 GWh vendidos. La participación total en el mercado por contratos fue de 16,3%. En el primer cuatrimestre de 2006, ISAGEN ha alcanzado ventas en contratos por 2.723,5 GWh, e ingresos de $ 246.146,6 millones, de los cuales $144.796,7 millones (1.889,13 GWh) corresponden a comercializadores. En las proyecciones al 2006, ISAGEN alcanzaría ventas por 7.062,89 GWh e ingresos de $ 671.073,73 millones: $359.645,23 millones a comercializadores y $311.428,5 millones a clientes finales industriales.
14.3 ACCIONES EJECUTADAS EN MATERIA DE PROTECCIÓN Y MEDIO AMBIENTE ISAGEN, en cumplimiento de la Política Ambiental Corporativa y los principios consagrados en la Misión, ejecuta una Gestión Ambiental que comprende actividades sociales y biofísicas, de carácter obligatorio y 149
voluntario, que aportan al desarrollo sostenible de las áreas de influencia de sus centrales de generación de energía. Durante 2005 ISAGEN ejecutó acciones obligatorias, tanto en sus proyectos como en la operación de sus centrales, orientadas principalmente al cumplimiento de todas las obligaciones derivadas de los Planes de Manejo Ambiental -PMA- y al pago de las obligaciones económicas. Para complementar su Gestión Social y Ambiental, ISAGEN en el 2005, adhirió al Pacto Mundial, iniciativa promovida por las Naciones Unidas, acogiendo como una parte integral de su estrategia y de sus operaciones los diez principios de conducta y acción establecidos en dicho pacto en materia de derechos humanos, trabajo, medio ambiente y lucha contra la corrupción.
14.4 GESTIÓN AMBIENTAL OBLIGATORIA La Gestión Ambiental Obligatoria contempla las actividades que realiza la Empresa para dar cumplimiento a la ley y a los requerimientos de las autoridades ambientales competentes. Su desarrollo se da básicamente en el marco del diseño, ejecución y control de los Planes de Manejo Ambiental y el pago de las obligaciones económicas. Las contribuciones que exige el Artículo 45 de la Ley 99 de 1993, entregadas por la Empresa en el 2005 fueron de $ 24.906.743.667.
14.5 GESTIÓN AMBIENTAL VOLUNTARIA Para hacer efectivo su compromiso con el desarrollo humano y la calidad de vida, ISAGEN realiza la Gestión Ambiental Voluntaria, que como su nombre lo indica, va más allá de las obligaciones de Ley. Los recursos que la Empresa destina al desarrollo de esta gestión se invierten en las áreas de influencia de sus centros productivos, mediante programas sociales y biofísicos que contribuyen a la sostenibilidad ambiental de las regiones.
14.6 PROGRAMA DE INVERSIÓN SOCIAL El Programa de Inversión Social de ISAGEN (PIS) se orienta a la formación de comunidades participativas y autogestoras, por medio de la ejecución de proyectos de beneficio comunitario que cubren las áreas de educación, salud, proyectos productivos y recreación, deporte y cultura. Durante el año 2005, el Programa de Inversión Social fue objeto de un plan de mejoramiento en el cual se trabajó conjuntamente con la fundación CODESARROLLO en el fortalecimiento del cumplimiento de los criterios del Programa, tanto estructurales como operativos. De esta forma, se realizó la gestión social dando prioridad al proceso de formación y acompañamiento a las comunidades para mejorar distintos aspectos relacionados con la formulación y ejecución de los proyectos, así como con el cumplimiento de los requisitos legales y de su soporte documental.
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14.7 COOPERACIĂ&#x201C;N INSTITUCIONAL En desarrollo de esta lĂ­nea de acciĂłn ISAGEN ha estrechado lazos y cooperado para adelantar proyectos de gran importancia para las regiones en las que sus centros productivos tienen influencia. AsĂ­, se ha apoyado econĂłmicamente y a travĂŠs de gestiĂłn tĂŠcnica el desarrollo de proyectos como el del Plan de Seguridad Alimentaria y Nutricional â&#x20AC;&#x201C;MANA- adelantado por la GobernaciĂłn de Antioquia, el Plan EstratĂŠgico de Antioquia -PLANEA-, la gestiĂłn de la ClĂ­nica Santana, el programa ONDAS, Apoyo a la Cadena Productiva de Fique, el programa de Becas a estudiantes universitarios del Oriente AntioqueĂąo, el proyecto de Fomento de estilos de vida saludables para la poblaciĂłn mayor, entre otros, con aportes superiores a los $260 millones. AsĂ­ mismo, con motivo de la celebraciĂłn de los 10 aĂąos de ISAGEN, se trabajĂł con el Ministerio de Cultura y El Fondo Financiero de Proyectos de Desarrollo -FONADE-, para el apoyo al proyectos de Apoyo al Plan Nacional de Lectura y Bibliotecas PĂşblicas, con un aporte de de $ 700 millones Teniendo en cuenta la importancia que tiene para ISAGEN vincularse a las iniciativas regionales de sus ĂĄreas de influencia que buscan la construcciĂłn de condiciones de vida mĂĄs digna para los colombianos, vale la pena resaltar la vinculaciĂłn que ha tenido al desarrollo y mantenimiento de programas de la talla de PRODEPAZ y el Programa de Desarrollo y Paz del Magdalena Centro.
14.8 VINCULACIÓN A INICIATIVAS DE PAZ ISAGEN continuó articulando a su gestión social esta línea de iniciativas de paz, dándole un carácter integral a su accionar y asumiendo una participación en la construcción de la paz. El apoyo a estas iniciativas se realizó siguiendo criterios de oportunidad, civilidad, institucionalidad, colectividad y formación. Durante el 2005 se amplió el área de cobertura de este tipo de apoyos a las áreas de influencia de todas las centrales de ISAGEN, adicionalmente se evidenció el mejoramiento de su efectividad y la oportunidad en las gestiones que dependieron de la Empresa. De esta manera ISAGEN, se vinculó a proyectos como el de Capacitación y Prevención del Impacto de Minas Antipersonas (MAP) dirigido a sus trabajadores, contratistas y comunidades del área de influencia de sus centros productivitos, Educación para la Paz – MANAPAZ- y ayudas humanitarias a comunidades víctimas del desplazamiento forzado, con aportes cercanos a los $200 millones.
Sector energia eléctrica
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La capacidad efectiva neta del SIN (plantas despachadas y no despachadas centralmente) a diciembre 31 de 2005 alcanzó un valor de 13.348,44...

References: Resolución 
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 Artículo 45