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⭐PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PRELIMINAR)
PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PRELIMINAR)
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Hugo Páez Gallego
1 PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PRELIMINAR) Subdirección de Planeación Energética Grupo de Cobertura y Fondos Diciembre de 2010 Versión GFC2 TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN. 1 1 SEGUIMIENTO AL PLAN INDICATIVO DE EXPANSION DE COBERTURA DE ELECTRICIDAD NORMATIVIDAD EN EL PERÍODO PARA LA EXPANSIÓN DE LA COBERTURA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA CUMPLIMIENTO DE LAS PROPUESTAS PARA ALCANZAR LA EXPANSIÓN DE LA COBERTURA Metas de Cobertura Desarrollo de las Áreas de Distribución Desarrollo de Esquemas de Gestión Programa de Energización de las ZNI establecido en el documento CONPES 3108 de RECURSOS DE FINANCIAMIENTO PROPUESTOS Fondo Nacional de Regalías FNR Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas FAZNI Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas FAER Fondo de Ahorro y estabilización Petrolera FAEP Programa de Normalización de Redes -PRONE TÉRMINOS Y DEFINICIONES RELACIONADAS CON LA COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA MARCO NORMATIVO DEL PIEC PROCEDIMIENTO Y ESTIMACIÓN DE LA COBERTURA AÑO BASE SUSCRIPTORES VIVIENDAS TOTALES COBERTURA METODOLOGIA DEL PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ALTERNATIVAS UTILIZADAS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD Pág3 5.2 PARÁMETROS GENERALES PARA EL ANÁLISIS COMPARATIVO DE ALTERNATIVAS Y ELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA PARÁMETROS ESPECÍFICOS PARA SOLUCIÓN CON INTERCONEXIÓN A LA RED DEL SIN Unidades Constructivas para interconexión al SIN Costos de Inversión en transformadores de conexión al STR y/o SDL Costos de líneas de nivel de tensión Costos de redes nivel tensión Costos de AOM del nivel Costos de energía aguas arriba (G+T+D3+D4) Resumen costos comparativos para interconexión al SIN PARÁMETROS ESPECÍFICOS PARA SOLUCIÓN CON GENERACIÓN LOCAL Inversión y AOM en plantas diesel Costos de combustibles y lubricantes de las plantas Inversión y AOM en redes Nivel tensión 1 y Costo de Transformación Resumen costos comparativos para plantas diesel PARÁMETROS GENERALES PARA VALORAR LA MEJOR ALTERNATIVA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO Solución con Interconexión a la red del SIN Solución con generación local RECURSOS PARA FINANCIAR LA INVERSIÓN RESULTADOS POR CENTROS POBLADOS (INTERCONECTABLES O NO INTERCONECTABLES) COBERTURA ELÉCTRICA ALCANZABLE EN EL PAÍS COBERTURA ELÉCTRICA ALCANZABLE EN EL SIN COBERTURA ELÉCTRICA ALCANZABLE EN LA ZNI IMPACTO TARIFARIO DE LA EXPANSIÓN ESTRATEGIAS Y RECOMENDACIONES ANEXO 1 - INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA PRINCIPALES PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN AL SIN PERIODO4 8.2 INDICADORES DE HABITANTE POR VIVIENDA Y PORCENTAJE ZNI ANEXO 2. MAPAS Y RESULTADOS DEL PLAN A NIVEL DEPARTAMENTAL Y MUNICIPAL5 LISTA DE TABLAS Pág Tabla 1. Metas de cobertura de energía eléctrica para SIN y ZNI Tabla 2. Metas de cobertura del servicio de energía eléctrica según Plan Visión Tabla 3. Resultados a 2010 para capitales de departamento ZNI según CONPES 3108 de Tabla 4. Resultados a 2010 para las cabeceras municipales de departamento ZNI según Conpes 3108 de Tabla 5. Proyectos de confiabilidad con recursos aprobados año Tabla 6. Incremento de usuarios en el SIN a diciembre de Tabla 7. Cobertura departamental del SIN y ZNI año base diciembre Tabla 8. Consumo y demanda por usuario Tabla 9. Índice de precios al productor IPP Tabla 10. Índice de precios al consumidor IPC Tabla 11. Unidad constructiva: Transformadores de STR y SDL Tabla 12. Criterio No de Circuitos vs Viviendas Tabla 13. Sobrecosto según la pendiente del terreno Tabla 14. Sobrecosto de acuerdo con la existencia de ríos según el caudal Tabla 15. Sobrecosto según la cercanía a las vías Tabla 16. Costos reconocidos para Niveles de Tensión Tabla 17. Porcentaje AOM de nivel Tabla 18. Resumen costos comparativos para interconexión al SIN Tabla 19. Costos de Inversión y Mantenimiento $/kwh de dic/ Tabla 20. Costos para comparar la alternativa de plantas Diesel Tabla 21. Costo de combustible a nivel mayorista en $/galón proyectado a Tabla 22. Tarifas de transporte de combustible por poliductos Tabla 23. Costo promedio de Combustible y Lubricante por departamento ($ por galón /2010) Tabla 24. Costos reconocidos para Niveles de Tensión 1 y Tabla 25. Resumen costos para valorar la alternativa de Interconexión a la red Tabla 26. Costos para valorar la alternativa de plantas Diesel6 Tabla 27. Recursos disponibles en los fondos - Millones $ Tabla 28. Variables para el índice de distribución de recursos públicos Tabla 29. Cobertura e inversiones estimadas al 2014 discriminadas para cada sistema Tabla 30. Resumen de la cobertura del SIN 2009 y alcanzable al 2014 con recursos públicos y privados Tabla 31. Resumen de la cobertura de la ZNI 2009 y alcanzable al 2014 con recursos públicos y privados Tabla 32. Impacto tarifario de la expansión Tabla 33 Principales proyectos de interconexión financiados Tabla 34. Indicador habitante por vivienda y porcentaje ZNI7 LISTA DE GRÁFICOS Pág Figura 1. Resultados de las convocatorias para ASE s durante el Figura 2. Mapa departamental con recursos asignados por FNR período Figura 3. Mapa departamental con recursos asignados FAZNI año Figura 4. Mapa departamental con recursos asignados FAER año Figura 5. Mapa departamental con recursos asignados PRONE año Figura 6. Mapa División Político Administrativa Figura 7. Mapa cobertura de Energía Eléctrica del SIN por departamento Figura 8. Mapa cobertura de Energía Eléctrica del ZNI por departamento Figura 9. Flujo de datos en el modelo SIG Figura 10. Diagrama de flujo de la Metodología General para el PIEC Figura 11. Subestaciones de 34,5/13,2 y plantas diesel existentes Figura 12. Mapa Cartografía Básica Figura 13. Resultado por centro poblado, interconectable y no interconectable Figura 14.Resultados por centro poblado Figura 15. Cobertura departamental alcanzable año Figura 16. Principales interconexiones al SIN realizadas en los departamentos de Boyacá, Meta y Guaviare en el período Figura 17. Principales interconexiones al SIN realizadas en los departamentos de Caquetá, Putumayo y sur oriente del Cauca en el período Figura 18. Principales interconexiones al SIN realizadas en los departamentos de la Costa Pacífica Caucana y Nariñense en el período Figura 19. Principales interconexiones al SIN realizadas en el departamento de Chocó en el período8 INTRODUCCIÓN La energía eléctrica, como parte integral de la actividad diaria del ser humano, y como insumo básico de cualquier proceso productivo de una comunidad, es fundamental para el logro de los objetivos de desarrollo del milenio del país. Consciente de ello el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, expidió una norma que podría denominarse de Universalización del servicio de energía eléctrica, Decreto 388 de Este decreto busca mediante una planeación indicativa del sistema de distribución de la energía eléctrica del país definir para cada localidad que no cuenta con el servicio de energía eléctrica, si es mejor la prestación vía interconexión al SIN o con solución aislada, por consiguiente se determinan las zonas interconectables y no interconectables del país, estimando en cuanto a costos, la infraestructura necesaria para alcanzar la universalización del servicio de energía eléctrica. Se puede afirmar que el decreto en mención y su reglamentación, dada mediante el Decreto 1122 de 2008, buscan la interacción de las alcaldías y los Operadores de Red- OR reconociendo que son los actores del proceso de universalización de este servicio, ya que: Quien conoce las necesidades de la comunidad, es el Ente Territorial. Quién avala los diseños técnicos para su zona es el OR. Quien mejor conoce las limitantes y condiciones financieras de los proyectos es el OR. Quien presta el servicio es el OR. Para iniciar este proceso de planeación indicativa, se necesita conocer la demanda por el servicio de energía eléctrica, que hace referencia a las diferentes veredas y/o centros poblados del país que carecen de él. Para conocer esta información, con la colaboración de la Federación de Municipios se solicitó a las alcaldías el diligenciamiento de un formato donde se consignó las necesidades por cada vereda. Se recibió respuesta de aproximadamente 600 alcaldías. Esta información fue enviada a cada uno de los Operadores de Red para que fuese evaluada e incorporada en los planes de expansión de cobertura de electricidad que deben elaborar y presentar a la UPME. Los resultados arrojados por el plan brindarán señales sobre los requerimientos de recursos de inversión, tanto pública como privada, para el período Sin embargo, la viabilidad de la ejecución de estas inversiones depende de la disponibilidad de recursos privados y públicos que tenga el país. En relación con la inversión privada solo se logrará a partir de un reconocimiento tarifario y para la inversión pública, mediante la asignación adecuada de los recursos de financiamiento con que cuenta el sector de energía eléctrica en la actualidad. Es necesario aclarar 89 que las cifras calculadas son indicativas, posibles de modificación y mejoramiento continuo mediante el trabajo permanente con las fuentes generadoras de la información que es insumo para este proceso. El contenido de este documento presenta en un primer capítulo un seguimiento a lo expuesto en el anterior plan en materia de: 1. Evolución de la normatividad establecida para lograr la expansión del servicio de energía eléctrica. 2. Cumplimiento de las propuestas para alcanzar expansión de la cobertura (metas de cobertura del PND, Plan Visión 2019, Desarrollo Áreas de Distribución, Esquemas de Gestión, Programa de energización de las ZNI). 3. Recursos de financiamiento propuestos. En el segundo capítulo se presentan todos los aspectos relacionados con el procedimiento para la estimación de la cobertura base tanto en el SIN como en ZNI, la información utilizada a partir de fuentes oficiales y descripción de las zonas no interconectadas. En el tercer y cuarto capítulo, se indican las definiciones básicas y la normatividad aplicada para la elaboración de este documento y actualización de los criterios de expansión involucrados en el modelo del PIEC. En capítulos posteriores, se desarrolla la metodología y criterios utilizados para cuantificar los costos de interconexión y solución diesel a nivel de centro poblado, se estiman los costos para alcanzar una cobertura total, considerando los recursos disponibles de la nación y proyección de la ampliación de la cobertura en el período acorde con los recursos disponibles y el efecto que sobre la tarifa genere la ejecución de la inversión. Durante el periodo señalado se obtuvo como resultado: Total SIN ZNI* Total Cobertura 2009 [%] 95.56% 65.16% 94.9% Viviendas sin servicio ,256 78, ,074 Inversion total para alcanzar el 100% 3,164, ,346 3,392,669 Inversion Pública [Millones $] 367, , ,586 Nuevos Usuarios 61,413 52, ,048 Cobertura 2014 [%] 96.12% 88.43% 95.97% Inversión Privada [Millones $] 593,259 13, ,059 Nuevos Usuarios 133,606 4, ,426 Inversión Total [Millones $] 961, ,419 1,125,646 Nuevos Usuarios 195,019 57, ,474 Cobertura 2014 [%] 97.35% 90.56% 97.21% * Incluye la región Insular: San Andrés y Providencia Fuente: UPME10 Finalmente, se establecen metas de cobertura a nivel municipal y departamental producto de los resultados de la planeación de este periodo, las cuales serán concertadas con los Operadores de Red para la aprobación de los planes de expansión de Cobertura que le presentarán a la UPME. 1011 1 SEGUIMIENTO AL PLAN INDICATIVO DE EXPANSION DE COBERTURA DE ELECTRICIDAD NORMATIVIDAD EN EL PERÍODO PARA LA EXPANSIÓN DE LA COBERTURA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA Con el Decreto 388 de 2007 el Estado generó un esquema para alcanzar la prestación del servicio de electricidad a todos los habitantes del territorio nacional, promoviendo la inversión privada necesaria a través del reconocimiento tarifario y participando en este proceso con recursos públicos de los fondos del sector eléctrico. A manera de reglamentación, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 1122 de 2008 que estableció los procedimientos y criterios a seguir para las siguientes actividades: El planeamiento de la expansión de la cobertura de energía que debe desarrollar la UPME. Presentación, elaboración y evaluación de los planes de expansión que los Operadores de Red deben entregar a la UPME. Asignación de los recursos del fondo de financiación - FAER. Específicamente y de acuerdo con esta norma, las entidades territoriales ET- deben reportar los requerimientos de cobertura del servicio de electricidad de sus centros poblados, para que el Operador de Red defina cuál es la mejor alternativa técnica para llevarle este servicio a las diferentes comunidades que carecen de él. En respuesta a estas necesidades el OR debe elaborar un plan de expansión de cobertura para atenderlas, de tal forma que procure alcanzar las metas establecidas por la UPME en el PIEC y concertadas con los OR. Este proceso se encuentra en reglamentación, y está siendo desarrollado por el grupo de apoyo técnico y operativo del CAFAER, grupo GAT, y requiere del trabajo conjunto del ente generador de la política y del regulatorio, para que se armonice el tema de reconocimiento tarifario, columna vertebral para el éxito de este nuevo esquema. De otro lado y en cumplimiento del Decreto 388 de 2007, la CREG en la resolución 097 de 2008 estableció en el capítulo 4 el tratamiento que le dará a las inversiones que se realicen en distribución y cuyos costos medios sean superiores a los aprobados para el operador de red de la zona. Así se creó el mecanismo para el reconocimiento tarifario de proyectos estructurados con las unidades constructivas definidas por la entidad regulatoria pero teniendo en cuenta la baja demanda que inicialmente tendrán estas localidades que no cuentan con este servicio. 1112 Una vez se encuentre aprobado el reglamento, se tendrá la herramienta que permitirá la ampliación de la prestación del servicio de energía eléctrica a aquellas zonas que en la actualidad carecen de él, de una forma organizada, con la mejor asignación de recursos, reconociendo un incremento tarifario para aquellos proyectos cercanos a la infraestructura existente y asignando recursos públicos a aquellos que son bastante alejadas o con demandas sustancialmente bajas. Todo ello dentro del contexto de eficiencia económica, dado que se evalúa económicamente cuál es la mejor alternativa técnica de prestación del servicio. 1.2 CUMPLIMIENTO DE LAS PROPUESTAS PARA ALCANZAR LA EXPANSIÓN DE LA COBERTURA Metas de Cobertura Plan Nacional de Desarrollo En términos de la estrategia de acceso al servicio público domiciliario de energía eléctrica, se propuso avanzar en la consolidación del marco regulatorio de las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica y, en el proceso de normalización de la prestación del servicio de energía eléctrica en áreas donde la prestación y cobro del servicio fuese difícil. En la Tabla 1 se indican las metas contempladas dentro del Plan Nacional de Desarrollo en relación con la Cobertura de energía eléctrica tanto para el SIN como para ZNI. Tabla 1. Metas de cobertura de energía eléctrica para SIN y ZNI Metas del plan para el tema de cobertura Cobertura de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. (1) Nuevos usuarios con servicio de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas Incremento en tiempo promedio de servicio de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas Fuente: Ley 1151 de 2007: Plan Nacional de Desarrollo Meta Cuatrienio ,10% ,0% Metas del Plan Visión 2019 Estableció que Colombia deberá aumentar a 99,4% su cobertura de servicio de energía en zonas Interconectadas y a 75,49% en Zonas No Interconectadas, tal como se muestra en la Tabla 2. 1213 Tabla 2. Metas de cobertura del servicio de energía eléctrica según Plan Visión 2019 Meta Situación 2010 Situación 2019 Resultados (1) Aumentar cobertura del servicio de energía eléctrica en zonas interconectadas. (2) Aumentar cobertura del servicio de energía eléctrica en zonas no interconectadas (ZNI). Fuente: Plan Visión % 99,37% 45,55% 75,49% De acuerdo con las estimaciones realizadas por la Unidad para diciembre de 2009, según las cuales la cobertura alcanzada en el Sistema Interconectado fue de 94.91% se observa que esta cifra está encaminada a lograr la meta del año 2010 y se encuentra en la senda de la meta propuesta para el En materia de ZNI a diciembre de 2009, y tomando los resultados mencionados en el SIGOB 1 los nuevos usuarios con servicio de energía eléctrica fueron , valor muy cercano a la meta del cuatrienio. Respecto al incremento en tiempo promedio del servicio en mención, durante los años 2007, 2008 y 2009, los aumentos fueron del 3%, 1% y 3,6%, respectivamente, cifras muy cercanas a las metas anuales. Para el cumplimiento de estas metas, han sido fundamentales los recursos de los fondos de financiación como el FAZNI y el FNR de un lado y los recursos propios del IPSE. Es evidente que la política de prestación de servicio de energía eléctrica en estas zonas ha sido la opción de interconexión al SIN, tal como se muestra en la Tabla 33 del numeral 8.1 en el cual se presentan los principales proyectos de interconexión al SIN (24 horas) que se ejecutaron durante el período , así como los que se encuentran en construcción Desarrollo de las Áreas de Distribución El Plan Nacional de Desarrollo PND- estableció que el Gobierno Nacional, en un plazo de seis (6) meses contados a partir de la entrada en vigencia de dicha ley, definirá área de distribución, medida que busca mitigar las disparidades existentes en tarifa de energía eléctrica en áreas geográficas con características comunes y que contribuirá a incrementar el nivel de cobertura de acuerdo con lo establecido en el Decreto 388 de 2008 Políticas para la expansión de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL), con el fin de propender por alcanzar la Universalización del Servicio, los Cargos por Uso Regionales deberán considerar la Base de Inversiones de los Operadores de Red del ADD y los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento. 1 SIGOB:Sistema de gestión y seguimiento a las metas del Gobierno, corte 26/07/14 Resultados En el año 2008 el MME, mediante el Decreto 1111, definió las Áreas de Distribución (ADD): Conjunto de redes de Transmisión Regional y/o Distribución Local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y rurales, que son operadas por uno o más Operadores de Red y que se conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecido en la ley" De esta forma y en cumplimiento de lo establecido en el PND, a través de las Resoluciones de 2009, y de fecha 27 de julio de 2010 el MME determinó las dos áreas que se enuncian a continuación: 1. Área de distribución del Oriente conformada por los Sistemas de distribución de las empresas Codensa, Enelar, EECC, EBSA y Electrohuila 2. Área distribución Occidente conformada por los siguientes OR: Empresas Municipales de EE S.A- E.S.P., Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Empresas Municipales de Cartago S.A. E.S.P., Empresas Municipales de Cali S.A. E.S.P., Centrales Eléctricas del Cauca S.A. E.S.P. y Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P Desarrollo de Esquemas de Gestión Específicamente para las denominadas ZNI, la Ley 1151 de 2007 contempló el diseño e implementación de esquemas sostenibles de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica incluyendo la revisión de los esquemas tarifarios y de subsidios que se aplican, la promoción de proyectos piloto de generación de energía eléctrica que estén soportados en la implementación de tecnologías que utilicen fuentes de energía alternativa, la evaluación y diseño de la infraestructura necesaria para el monitoreo de la infraestructura energética de las ZNI y la coordinación del manejo de la información. La meta establecida para este fin en el SIGOB para el período 2008 al 2010 corresponde a la implementación de 7 esquemas. Mediante documento CONPES 3587 de mayo de 2009, el Gobierno declaró la importancia estratégica de las ASE correspondientes a las áreas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina; Vaupés y Amazonas. Resultados El MME desarrolló las áreas exclusivas de prestación de servicio, mediante las convocatorias en las áreas señaladas por el CONPES. El resultado obtenido fue la adjudicación del Archipiélago a la empresa Sociedad Productora de Energía para San Andrés y Providencia -SOPESA S.A. E.S.P.- y del Amazonas a la Empresa de Energía 1415 para el Amazonas S.A. E.S.P., declarándose desierta la de Vaupés, tal como se observa en la Figura 1. Figura 1. Resultados de las convocatorias para ASE s durante el 2009 Fuente: resoluciones CREG 067 y 160 de 2009 A través de estos contratos los concesionarios tienen la responsabilidad de la prestación y la expansión del servicio de energía eléctrica a 30 años y de incorporar generación con fuentes no convencionales en un 20%, de tal forma que permitan a los usuarios ubicados en dichas áreas tener acceso a un mejor servicio de energía eléctrica en términos de calidad, cobertura y continuidad 2. Si bien en el documento CONPES 3453 de 2006 se indicó, entre otras recomendaciones, la implementación de las ASE en Inírida, Guapi, Bahía Solano y Acandí, dada la solución estructural de interconexión definida para la Costa Pacífica específicamente para Guapi, esta ASE no se realizará. Finalmente, se espera que para el año 2011 salgan a licitación las zonas de Vaupés y Guanía 3, de esta forma se garantizará la prestación del servicio de energía eléctrica a través de privados mejorando la calidad e incrementando las horas de prestación del servicio. Como experiencia en las convocatorias para ASE se deben prever todas las condiciones de tiempo, modo y lugar de la entrega de los parques de generación por parte de los operadores actuales a fin de reducir el periodo entre la adjudicación y la entrada en operación de los nuevos concesionarios y de esta manera evitar dilatar en el tiempo los compromisos de las inversiones por parte de los nuevos agentes. Adicionalmente, el IPSE encargado de la promoción de soluciones de energía en las zonas no interconectadas, está implementando otros tipos de generación aprovechando los recursos naturales de algunas de las zonas, tales como sistemas fotovoltaicos, eólicos e híbridos en los corregimientos de Puerto Estrella y Nazareth, 2 Tomado de las Memorias al Congreso de la República , Ministerio de Minas y Energía, páginas Información suministrada por MME16 municipio de Uribia, departamento de La Guajira e Isla Fuerte en Bolívar 4 ; generación de energía con gasificación de residuos de madera en la vereda El Totumo municipio de Necoclí (Antioquia); generación con biodiesel en Mutatá (Antioquia) y Salahonda (Nariño). Igualmente se está incorporando a la electrificación los programas de desarrollo rural para evaluar su impacto sobre el bienestar social de la comunidad, no sólo en términos de confort sino, sobre todo, en relación con la productividad, como se evidencia en varios de los proyectos piloto actuales de siembra de jatropha e higuerilla en el Urabá Antioqueño, gasificación de madera en Necoclí y producción de hielo por adsorción operada mediante energía solar para la conservación de alimentos, vacunas o aplicaciones similares en Isla Fuerte5, en los cuales sus comunidades son las protagonistas de los proyectos. También está realizando investigación e implementación de prototipos de vivienda bioclimática ubicadas en las localidades de Isla Fuerte (Bolívar); Nazareth (La Guajira); El Totumo, Titumate y Murindó (Antioquia), y Francisco Pizarro (Nariño). Esta entidad administra y opera un Centro Nacional de Monitoreo CNM- en el cual se registra, valida y se hace seguimiento a la operación de la infraestructura de generación (mediciones de potencia, demanda de energía, curva de carga, consumo de combustible y lubricante, calidad de la potencia, entre otras) a través de telemetría, ubicada a la salida del sistema de generación de 54 localidades, entre las cuales se incluyen cuatro capitales departamentales. La incorporación de la telemetría y micromedición en los proyectos está permitiendo evaluar la generación suministrada y la demanda, variables clave para la planificación de dichas zonas; logros que llevarán a mediano y largo plazo a tener control sobre los sistemas energéticos en las ZNI Programa de Energización de las ZNI establecido en el documento CONPES 3108 de 2001 El documento CONPES 3108 de 2001 estableció un programa de energización de las ZNI que incluye entre otros criterios el mejoramiento de las horas de prestación del servicio de energía eléctrica en la ZNI de acuerdo con la tipificación de las poblaciones del estudio contratado por el DNP en el año y la creación, estructuración e implementación de esquemas de gestión que operen en dichas zonas. Resultados Como resultado del seguimiento a este programa en lo concerniente al aumento de horas de prestación del servicio de energía eléctrica, se encontró que para las cinco capitales de los municipios de la ZNI, la meta propuesta de tener 24 horas diarias de prestación de servicio, se cumplió, a excepción de Mitú, la cual tiene 14 h/día, sin 4 Datos tomados del documento Memorias al Congreso de la República , páginas Fuente IPSE, Rendición de cuentas, mayo Establecimiento de un plan estructural, institucional y financiero, que permita el abastecimiento energético de las zonas no interconectadas con participación de las comunidades y el sector privado, Hagler Bailly &Aene Consultoría S.A.,17 embargo en esta capital se está ejecutando una PCH que se espera que entre en operación en el año 2011, prestando las 24 horas diarias de servicio. Se presenta en la Tabla 3 el tipo de generación. Tabla 3. Resultados a 2010 para capitales de departamento ZNI según CONPES 3108 de 2001 Municipio Departamento Tipo de proyecto Horas de servicio promedio (h) Cumple meta documento Puerto Carreño Vichada Interconexión internacional (Venezuela) Pto Carreño-Pto Nuevo-Pto Páez 24 Si Respaldo (2 plantas generación térmica diesel) Inírida Guainía Generación térmica diesel 24 Si Leticia Amazonas Generación térmica diesel 24 Si Mitú Vaupés Generación térmica diesel 14 No San José del Guaviare Guaviare Interconexión SIN 24 Si Fuente: Minminas mayo 2010, CNM: Centro Nacional de Monitoreo del IPSE-2009 Dado que la principal alternativa de prestación del servicio en la ZNI ha sido la interconexión al SIN, en el Anexo 1 de la Tabla 33 se presentan los principales proyectos que permitirán tener 24 h de servicio a localidades que antes contaban escasamente con 12h o 14 h de servicio, posibilitando su desarrollo económico. En el corto plazo se están desarrollando proyectos de electrificación de gran impacto a nivel regional como lo son las interconexiones al SIN del Centro-Occidente del Chocó; Costa pacífica caucana y nariñense y Solano, que mientras ayer eran consideradas una utopía, hoy son realidad, acortando cada vez más las distancias entre los sistemas SIN y ZNI. A pesar de este gran esfuerzo, frente a la meta establecida de llegar a 16 horas de prestación de servicio para las 46 cabeceras municipales 7 con población mayor a 500 habitantes denominadas Localidades Tipo 1, sólo se cumplió para 25 localidades, tal y como se muestra en la Tabla 4. 7 Actualmente son 54 según informe rendición de cuentas IPSE, mayo de 2010, página18 Tabla 4. Resultados a 2010 para las cabeceras municipales de departamento ZNI según Conpes 3108 de 2001 Centro Poblado Departamento Tipo de proyecto Horas de servicio promedio 2010 (h) Cumple meta documento Puerto Nariño Amazonas Generación térmica diesel 14 No Vigía del Fuerte Antioquia Generación térmica diesel 7 No Murindó Antioquia Interconexión SIN 24 Si Labranzagrande Boyacá Interconexión SIN 24 Si Paya Boyacá Interconexión SIN 24 Si Pisba Boyacá Interconexión SIN 24 Si Montañita Caquetá Interconexión SIN 24 Si Paujil Caquetá Interconexión SIN 24 Si Valparaiso Caquetá Interconexión SIN 24 Si Solano Caquetá Interconexión al SIN/Año No Solita Caquetá Interconexión al SIN 24 Si Cartagena del Chairá Caquetá Interconexión SIN 24 Si Orocué Casanare Generación térmica a gas natural 24 Si Guapi Cauca Generación térmica diesel / Año Si Interconexión al SIN (Guapi) López de Micay Cauca Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) Timbiquí Cauca Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) Piamonte Cauca Interconexión al SIN (Puerto Guzmán) 24 Si Cértegui Interconexión SIN 24 Si Domingodó Chocó Interconexión SIN 24 Si Santa Genoveva de Docordó Chocó Generación térmica diesel 5 No Acandí Chocó Generación térmica diesel 18 Si Bojayá (Bellavista) Chocó Generación térmica diesel 4 No Juradó Chocó Generación térmica diesel 10 No Pié de Pató (Alto Baudó) Chocó Generación térmica diesel 4 No Pizarro (Bajo Baudó) Chocó Generación térmica diesel 9 No Unguía Chocó Generación térmica diesel 7 No Carmén del Darién Chocó Interconexión SIN 24 Si Riosucio Chocó Interconexión SIN 24 Si Bahía Solano (Ciudad Mutis) Chocó PCH (respaldo generación térmica 24 Si Sipí Chocó Interconexión SIN 6 No Retorno Guaviare Interconexión SIN 24 Si La Libertad Guaviare Interconexión SIN 24 Si Calamar Guaviare Interconexión SIN 24 Si Miraflores Guaviare Generación térmica diesel 7 No Puerto Concordia Meta Interconexión SIN 24 Si La Macarena Meta Generación térmica diesel 11 No Mapiripán Meta Generación térmica diesel 11 No Puerto Rico Meta Interconexión SIN 24 Si Puerto Lleras Meta Interconexión SIN 24 Si Bocas de Satinga (Olaya Herrera) Nariño Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) El Charco Nariño Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) Francisco Pizarro (Salahonda) Nariño Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) La Tola Nariño Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) Mosquera Nariño Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) Santa Bárbara de Iscuandé Nariño Generación térmica diesel / Año No Interconexión al SIN (Guapi) Puerto Leguízamo Putumayo Generación térmica diesel 13 No Carurú Vaupés Generación térmica diesel 5 No Cumaribo Vichada Generación térmica diesel 11 No La Primavera Vichada Generación térmica diesel 16 Si Santa Rosalía Vichada Generación térmica diesel 10 No Nota: OTROS se refiere a financiación por parte de recursos propios del IPSE, Cooperación internacional, entre otros. Fuente Minminas mayo 2010, CNM: Centro Nacional de Monitoreo del IPSE19 En conclusión, en estas zonas se está cumpliendo en forma paulatina con la política de sostenibilidad y ampliación de la prestación del servicio de energía eléctrica así: 1.La conformación de las áreas de servicio exclusivo ASE-, como son los casos de San Andrés, Providencia y Santa Catalina y Amazonas, adjudicadas a final del año 2009 y comienzos del año 2010, respectivamente; 2.El incremento de las horas de prestación de servicio de energía eléctrica a 24 horas en las capitales (Puerto Carreño, Inírida, Leticia, y San José del Guaviare); 3.El incremento de las horas de prestación de servicio de energía eléctrica en las cabeceras municipales principalmente con los proyectos de interconexión al SIN en los departamentos de Boyacá, Meta, Caquetá, Cauca, Nariño y Chocó; éstos cuatro últimos con proyectos actualmente en ejecución y, el mejoramiento, rehabilitación o adquisición de infraestructura de generación térmica y expansión o rehabilitación de redes de distribución en el resto de los departamentos; 4.La reducción del número de operadores en dichas zonas facilitando de esta forma su seguimiento y control; 5.El desmonte a los subsidios de combustible y 6.La incorporación de sistemas de telemetría para aproximadamente 54 localidades a través del Centro Nacional de Monitoreo que opera el IPSE. 1.3 RECURSOS DE FINANCIAMIENTO PROPUESTOS En el periodo 2006-julio de 2010, los recursos provenientes de los diferentes fondos de financiación del sector corresponden a $ millones de pesos expresados en precios de Se observa que el monto anual se acerca al supuesto realizado en el momento de elaboración del PIEC que básicamente corresponde para el SIN a un valor anual de millones de pesos y para la ZNI a un valor de $ millones de pesos Es decir el supuesto de financiación pública utilizado en el PIEC no estuvo alejado de la realidad. Los recursos de los diferentes fondos de financiación que tiene el sector, se asignan a proyectos de electrificación en localidades que son estructurados por las entidades territoriales. A continuación se presenta un resumen de la gestión realizada en cada uno de los fondos: Fondo de Apoyo Financiero para Energización Rural del SIN FAER-, Fondo de Apoyo Financiero para las Zonas no Interconectadas FAZNI- Fondo Nacional de Regalías FNR- y el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera FAEP-. Adicionalmente existe el fondo de Normalización de Redes Eléctricas PRONE- cuyos recursos se destinan a la legalización de usuarios y adecuación de las redes existentes a los reglamentos técnicos vigentes, pero cuyos recursos no son 1920 tenidos en cuenta para la expansión porque estos usuarios son considerados como viviendas existentes con servicio. Antes de entrar al análisis por cada uno de los fondos, se mostrará de manera global que pasó en este periodo con las diferentes fuentes de financiación del sector de energía eléctrica. En el Gráfico 1 se indica el volumen de proyectos presentados a los diferentes fondos, siendo el Fondo Nacional de Regalías - FNR el más representativo en el año A partir del año 2008, la evaluación de los proyectos de FAZNI y PRONE quedó bajo la responsabilidad del IPSE y Minminas respectivamente. Gráfico 1. Proyectos presentados a los Fondos año Proyectos presentados a los Fondos de Apoyo Financiero # de proyectos año 2006 a FAER FAZNI FNR PRONE FAEP Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos El total de proyectos recibidos en este periodo fue de Con la expedición del Decreto 388 de 2008 se modificó la metodología para la solicitud de recursos FAER, por ello, se observa, a partir del año en mención, un desplazamiento de presentación de proyectos hacia el FNR. En este mismo año se expidió el Decreto 1123 que modificó la metodología de uso de recursos de PRONE e indica que El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias necesarias con amplia publicidad anunciando las fechas de presentación de planes, programas o proyectos en cada una de ellas. Cada convocatoria establecerá los requisitos, plazos y condiciones para la priorización y ejecución de los proyectos. 2021 Los proyectos presentados al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas FAZNI- y Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera FAEP-, representan la minoría. En el Gráfico 2 se presentan los recursos asignados por los comités de cada uno de los fondos. El total de recursos asignados durante el periodo fue de $ millones de pesos en precios corrientes, beneficiando a viviendas proviniendo los mayores volúmenes de recursos de los fondos FAZNI y FNR. Gráfico 2. Recursos Asignados Acumulados año 2006 a 2010 Beneficiados (#) 140, , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0 Recursos Aprobados Acumulados año 2006 a , , , , FAEP FAER FAZNI FNR-EE PRONE Millones de ($) 450, , , , , , , ,000 50,000 0 Recurso Aprobado en Millones de $ Beneficiados Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos 2010 La gestión por cada uno de los fondos se presenta en los siguientes numerales e involucra la información del IPSE y Ministerio de Minas y Energía desde el año Fondo Nacional de Regalías FNR Mediante la Ley 141 de 1994 se crea el Fondo Nacional de Regalías, este fondo se constituye del remanente de los recursos no asignados directamente a los departamentos y municipios productores o los municipios portuarios 8. Los anteriores recursos son recaudados y administrados por la Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público y se destinan a la promoción de la minería, la preservación del medio ambiente y la financiación de proyectos regionales de inversión definidos como prioritarios en los planes de desarrollo de las respectivas entidades territoriales 9. La Ley preveía la disponibilidad de recursos para el sector energético durante los quince (15) años siguientes a la promulgación de la presente ley, periodo que se 8 Ley 141 de 1994, artículo 1. 9 Ley 756 de 2002, articulo 1. 2122 cumplió en el año Sin embargo en el año 2010 dentro del presupuesto nacional quedó aprobado un monto de recursos para el sector de energía de eléctrica $ millones de pesos, la mayor parte, comprometido para proyectos de años anteriores con vigencias hasta el En el sector eléctrico, la normatividad aplica a las entidades territoriales que presenten proyectos de inversión para la construcción, montaje, instalación y puesta en funcionamiento de la infraestructura para: i) la generación de energía eléctrica; ii) el servicio de alumbrado público; iii) las líneas del Sistema de Transmisión Regional STR-; iv) las subestaciones eléctricas del STR; v) las redes de distribución; y vi) la normalización de las conexiones de los usuarios. Los departamentos de Chocó y Cauca obtuvieron la mayor cantidad de recursos asignados seguido de los departamentos de Antioquia, Córdoba y Caquetá. Es de resaltar que los departamentos de Bolívar, Córdoba, Magdalena y Sucre presentaron proyectos de confiabilidad que benefician a grandes poblaciones, como se presenta en la Tabla 5. En el Gráfico 3 se presenta la asignación de recursos desde el año 2007 hasta el año 2009 correspondiente a $ millones de pesos y un total de beneficiarios. Gráfico 3. Asignación recursos FNR- año 2007 a 2009 Asignación Recursos FNR - Acumulado desde 2007 a 2009 Millones de ($) 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 - Beneficiarios (#) 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, Usuarios Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos 2010 A nivel de mapa geográfico se presenta la distribución de los recursos acumulados desde el año 2007 hasta el año Ver Figura 2 2223 Tabla 5. Proyectos de confiabilidad con recursos aprobados año Año aprobación recursos Departamento 2008 Bolívar 2009 Bolívar 2009 Bolívar 2008 Cordoba 2009 Cordoba 2009 Cordoba 2009 Cordoba 2008 Magdalena 2009 Magdalena 2009 Magdalena 2008 Sucre 2008 Sucre Total Nombre proyecto PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN SALIDA DE LA SUBESTACIÓN - CALAMAR Y CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA 34.5 kv. CALAMAR - SAN ESTANISLAO - CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN SAN ESTANISLAO CONSTRUCCION SALIDA DE LA SUBESTACION GAMBOTE Y CONSTRUCCION DE LA LINEA DE 34.5 KV GAMBOTE MAHATES Y CONSTRUCCION DE LA SUBESTACION MAHATES Construccion Salida de la s/e San Jacinto y Construccion de la Linea 34.5 kv San Jacinto San Juan de Nepomuceno y Construccion de la s/e San Juan de Nepomuceno PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN SALIDA DE LA SUBESTACIÓN TIERRA ALTA Y CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA 34.5 kv. TIERRA ALTA - VALENCIA Y CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN VALENCIA CONSTRUCCIÓN SALIDA DE LA SUBESTACIÓN LORICA Y CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA 34,5 KV. LORICA - MOMIL Y CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN MOMIL Población beneficiada Valor Aprobado Comité en millones de $ 1,753 6,261 4,102 4,439 6,652 3,484 1,850 4,050 3,115 4,533 CONSTRUCCION SALIDA DE LA S/E CERETE Y CONSTRUCCION DE LA LINEA 34.5 Kv CERETE SAN CARLOS Y CONSTRUCCION DE LA S/ESAN CARLOS 4,217 2,669 CONSTRUCCION D ELA SALIDA S/E SAN BERNARDO DEL VIENTO Y CONSTRUCCION DE LA LINEA 34.5 Kv SAN BERNARDO DEL VIENTO - MOÑITOS - 4,319 3,097 CONSTRUCCION E LA S/E MOÑITOS PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN SALIDA DE LA SUBESTACIÓN EL DIFÍCIL Y CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA 34.5kV EL DIFÍCIL - NUEVA GRANADA ,446 CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN NUEVA GRANADA PROYECTO DE CONSTRUCCION DE SALIDA DE LA S/E ARACATACA Y CONSTRUCCION DE LA LINEA 34.5 Kv ARACATACA - EL RETEN Y COSNTRUCCION DE S/E EL 2,412 3,446 RETEN CONSTRUCCION DE LA LINEA 34.5 kv SALAMINA - REMOLINO Y CONSTRUCCION DE LA S/E REMOLINO 2,130 4,850 CONSTRUCCIÓN SALIDA DE LA SUBESTACIÓN GALERAS Y CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA A 34.5 kv GALERAS - SAN BENITO ABAD - CONSTRUCCIÓN DE LA 3,373 4,405 SUBESTACIÓN SAN BENITO ABAD PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN SALIDA DE LA SUBESTACIÓN SANTA INÉS Y CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA A 34.5 kv SANTA INÉS - LA UNIÓN - 2,002 1,843 AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LA UNIÓN ,445 45,530 Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos24 Figura 2. Mapa departamental con recursos asignados por FNR período Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas FAZNI El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas FAZNI-, se creó mediante los Artículos 81 al 83 de la Ley 633 de 2000, y se reglamentó con el Decreto 3884 de 2001, según el cual el IPSE realizaba el estudio de viabilidad 2425 técnica y la UPME, el estudio de viabilidad financiera; para los proyectos presentados por el IPSE, la UPME debía realizar los dos estudios. Posteriormente la Ley 1151 de 2007 en su artículo 66 y Decreto 1124 de 2008 establecieron que los dos estudios de viabilidad fueran realizados por el IPSE. A través de la Ley 1099 de 2006, se prorrogó la vigencia de este fondo hasta el año Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas - FAZNI y los rendimientos que se generen de la inversión temporal de los mismos, se utilizan de acuerdo con la ley y con las políticas de energización que para las zonas no interconectadas ha determinado el Ministerio de Minas y Energía, conforme con los lineamientos de política establecidos por el Consejo Nacional de Política Económica y Social en documentos tales como CONPES 3108 de 2001 y 3453 de 2006, para financiar planes, programas y/o proyectos priorizados de inversión para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica y para la reposición o la rehabilitación de la existente, con el propósito de ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía en las Zonas No Interconectadas, así como también para obtener el reembolso parcial o total de los recursos de preinversión que finalmente hubiesen sido aprobados para su ejecución 10. Se observa en el Gráfico 4, la distribución de los recursos a nivel departamental hasta el año 2009, siendo el proyecto de la Costa Caucana Nariñense asignado al departamento de Cauca el mayor beneficiario de los recursos, para un total de viviendas con recursos asignados por $ millones de pesos que incluyen vigencias futuras. El total de recursos entregados en el periodo ha sido de $ 400,423 millones de pesos beneficiando a usuarios. Gráfico 4. Asignación recursos FAZNI año Asignación de Recursos FAZNI Acumulado 2006 a 2009 Millones de $ Beneficiarios (#) 250,000 25, ,000 20, ,000 15, ,000 10,000 50,000 5, Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos beneficiarios 10 Artículo 2 Ley 1099 de 2006; artículo 4, Decreto reglamentario 1124 de26 En el mapa de la Figura 3, se presentan por departamento, los recursos aprobados y las viviendas beneficiadas. Figura 3. Mapa departamental con recursos asignados FAZNI año Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas FAER El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas FAER-, fue creado mediante el Artículo 105 de la Ley 788 de 2002 y se reglamentó con el Decreto 3652 de 2003, modificado por el Decreto 3704 de Como se menciono, la normatividad del fondo fue modificada por el Decreto 1122 de 2008 que estipula que los recursos de este fondo se utilizan para financiar planes, 2627 programas o proyectos de inversión priorizados para la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, que permita ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía 11. En el año 2008, se estableció mediante la resolución de 2008 un periodo de transitoriedad para la presentación, viabilización y aprobación de los planes, programas o proyectos prioritarios de que trata el numeral 9 del artículo 12 del Decreto 1122 de 2008, teniendo en cuenta los requerimientos básicos y el procedimiento definidos en el mismo. Bajo estas condiciones, en dicho año se le asignó recursos al proyecto FAER Mojana Construcción de redes de distribución eléctrica en media y baja tensión en las zonas rurales de los municipios de majagual, San Marcos, Caimito, Sucre y Guaranda departamento de Sucre, por valor de $ millones de las vigencias 2008, 2009 y 2010 beneficiando a usuarios potenciales. Con posterioridad y dada la transitoriedad se revisó y aprobó el Proyecto FAER Sur del Tolima: Electrificación rural para el sur del Tolima ubicados municipios de Ataco, Rioblanco, Chaparral, Planadas del departamento del Tolima., con recursos por valor de $ beneficiando a 1135 viviendas sin servicio. Mediante el Decreto 1376 de 2010 en su artículo 1, se amplió la vigencia del fondo en mención hasta el Durante el periodo se asignaron recursos de este fondo por $ millones de pesos, con un total de beneficiarios. En el Gráfico 5, se observa a nivel departamental los recursos asignados. Se presenta información hasta el año Gráfico 5. Asignación recursos FAER año Asignación Recursos FAER - Acumulado desde Millones de ($) Beneficiarios (#) 8,000 35,000 7,000 30,000 6,000 25,000 5,000 20,000 4,000 15,000 3,000 10,000 2,000 5,000 1, Beneficiados Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos Artículo 4. Decreto 1122 de28 A nivel de mapa se establece una clasificación a partir de los recursos asignados, siendo el departamento de Norte de Santander el de mayor cantidad de recursos asignados y beneficiarios, seguidos por Sucre y Tolima. Ver Figura 4. Figura 4. Mapa departamental con recursos asignados FAER año Fuente UPME, grupo Cobertura y Fondos29 1.3.4 Fondo de Ahorro y estabilización Petrolera FAEP- El Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera FAEP-, creado mediante la Ley 209 de 1995 se alimenta de los recursos que provienen de las regalías de hidrocarburos en época de bonanza, con el fin de reservar fondos para cuando los campos se encuentren en declive y así mantener estabilidad de los recursos percibidos por las entidades territoriales beneficiarias. Los recursos asignados desde el año 2006 hasta el año 2009 corresponden a 103 millones de pesos, para proyectos presentados por los departamentos de Santander y Boyacá Programa de Normalización de Redes -PRONE El Programa de Normalización de Redes Eléctricas -PRONE se crea mediante los artículos 63 y 64 de la Ley 812 de 2003 y consiste en la financiación por parte del Gobierno Nacional de proyectos para Barrios Subnormales que implican la instalación o adecuación de las redes de distribución de energía eléctrica, la acometida a la vivienda del usuario, incluyendo el contador o sistema de medición del consumo el cual podrá ser un sistema de medición prepago. Este programa fue reglamentado mediante Decreto 3735 de La Ley 1117 de 2006 amplió el periodo de vigencia del programa hasta la vigencia del FAER y definió como objetivo del PRONE la legalización de usuarios y la adecuación de las redes a los reglamentos técnicos vigentes, en barrios subnormales, situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional, SIN. 12 Esta ley fue reglamentada con el Decreto 3491 de Como se mencionó con la expedición del Decreto 1123 de 2008 se modificó la metodología de uso de recursos de PRONE a través de convocatorias liderado por el Ministerio de Minas y Energía. Desde el año 2007 hasta el año 2010 se asignaron millones de pesos, distribuidos principalmente en los departamentos de Atlántico, Bolívar, Magdalena para un total de beneficiados de Resulta evidente la incidencia del mecanismo de convocatoria utilizado desde el año 2008, a partir del cual se han aprobado 249 proyectos y un total de recursos de millones de pesos. Ver Gráfico Ley 1117 de 2006, artículo 1 29 Mostrar más
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