Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle
Ciencia Unisalle
Especialización en Gestión Energética y
Ambiental Facultad de Ingeniería
1-1-2011
Desarrollo de una aplicación para la determinación de costos de
Desarrollo de una aplicación para la determinación de costos de
presentación del servicio eléctrico en las zonas no
presentación del servicio eléctrico en las zonas no
interconectadas- ZNI, según resolución 091-2007
interconectadas- ZNI, según resolución 091-2007
Hernando Hermosa OrtizUniversidad de La Salle, Bogotá
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DESARROLLO DE UNA APLICACIÓN PARA LA DETERMINACIÓN DE COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN LAS ZONAS NO
INTERCONECTADAS – ZNI.
SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 091 – 2007.
HERNANDO HERMOSA ORTIZ
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE GESTIÓN ENERGÉTICA Y AMBIENTAL BOGOTÁ DC, COLOMBIA
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DESARROLLO DE UNA APLICACIÓN PARA LA DETERMINACIÓN DE COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN LAS ZONAS NO
INTERCONECTADAS – ZNI.
SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 091 – 2007.
HERNANDO HERMOSA ORTIZ
La energía eléctrica ni se crea ni se destruye, se conserva.
Phd. Ángela María Otálvaro A. Ingeniera Química – Asesor.
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE GESTIÓN ENERGÉTICA Y AMBIENTAL BOGOTÁ DC, COLOMBIA
3 Nota de aceptación. _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ __________________________ Firma del presidente del jurado
_________________________ Firma del jurado.
_________________________ Firma del jurado.
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AGRADECIMIENTOS
Al Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectas ZNI – IPSE.
A mi esposa Marinel e hijos Juan Camilo, Diana Marcela Hermosa Montenegro por su apoyo y comprensión.
5 CONTENIDO Pág 1. INTRODUCCIÓN……… 13 2. OBJETIVOS……… 14 2.1Objetivos generales……… 14 2.2Objetivos específicos……… 14 3. MARCO TEÓRICO……… 15
3.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA… 15
3.2 INSTITUTO DE APROVECHAMIENTO DE AGUAS Y FOMENTO ELÉCTRICO (ELECTROAGUAS)……… 24
3.3 INSTITUTO COLOMBIANO DE ENERGIA ELECTRICA (ICEL)……… 25
3.4 INSTITUTO DE PLANIFICACIÓN Y PROMOCIÓN DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS PARA LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS (IPSE).. 26
3.4.1Estructura organizacional del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas…………. 27
4. DEFINICIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS EN COLOMBIA……… 28
5. ANTECEDENTES……… 30
6. METODOLOGÍA PARA CÁLCULO DE LA TARIFA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS……… 34
7. DESARROLLO DE LA APLICACIÓN PARA DETERMINAR EL COSTO DE LA TARIFA $/kWh SEGÚN LA RESOLUCIÓN CREG 091 DE 2007…… 72
7.1 INTRODUCCIÓN………. 72
7.2 REQUISITOS DEL SISTEMA……… 72
7.3 INTERACCIÓN CON EL USUARIO………. 73
8. CONCLUSIONES……… 77
9. RECOMENDACIONES……… 78
BIBLIOGRAFÍA……….. 79
6
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1 Caracterización del parque de generación de la cabecera municipal de Puerto Leguizamo (Putumayo)……… 37 Tabla 2 Componentes del Precio del electrocombustible para la ciudad de
Neiva (H)……… 38 Tabla 3 Información para el cálculo del costo unitario por consumo de combustible para el mes de enero de 2008……… 41 Tabla 4 Información consolidada para el cálculo del costo medio ponderado de combustible……… 42 Tabla 5 Información para el cálculo del costo unitario por consumo de lubricante para el mes de enero……….. 44 Tabla 6 Información consolidada para el cálculo del costo medio ponderado de lubricante ………. 45 Tabla 7 Componente de remuneración de Inversiones y Mantenimiento de
unidades Diesel de 1800 rpm ($ de diciembre de 2006)………. 46 Tabla 8 Remuneración por Inversión y Mantenimiento para cada máquina a
diciembre de 2006……… 47 Tabla 9 Componente de remuneración de inversiones y de gastos de AOM en Sistemas de Distribución Local ($ de diciembre de 2006)……….. 51 Tabla 10 Cargo máximo base de comercialización de acuerdo a la Resolución CREG 091 de 2007……… 54 Tabla 11 Caracterización de la planta eléctrica diesel en la cabecera municipal de Timbiquí (C)………. 59 Tabla 12 Componentes del precio del electocombustible para la ciudad de
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Tabla 13 Información consolidada para el cálculo del costo medio ponderado de combustible……….. 62 Tabla 14 Información consolidada para el cálculo del costo medio ponderado de
lubricante……… 63 Tabla 15 Remuneración por Inversión y Mantenimiento para la máquina a
diciembre de 2006……… 64 Tabla 16 Caracterización de la Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) en la cabecera municipal de Timbiquí (Cauca)……… 67 Tabla 17 Costos adicional de transporte de combustible desde el centro de abasto más cercano hasta las principales cabeceras municipales de la región (pesos de diciembre de 2006)……… 95
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LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1 Estructura organizacional del IPSE.………..…… 27 Figura 2 Descripción geográfica de las Zonas No Interconectadas en
Colombia……….. 28 Figura 3 Diagnóstico estadístico de las Zonas No Interconectadas en
Colombia... 28 Figura 4. Ventana principal Cálculo Tarifa ZIN V.1……… 74 Figura 5 Ventana alterna para actualizar y/o depurar la base de datos……. 75 Figura 6 Remuneración del servicio en la ZIN………. 75 Figura 7. Portal Web Ecopetrol, precio en el centro de acopio del combustible. 81 Figura 8 Portal Web Ecopetrol, tarifa de transporte de combustible…………. 85 Figura 9 Portal Web CREG. matriz de origen – destino……….. 87 Figura 10 Portal Web DANE, Índice de Precios al Consumidor………. 89 Figura 11 Portal Web DANE, Índice de Precios del Productor……… 91
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LISTA DE ANEXOS
Pág.
ANEXO A. OBTENCIÓN DE DATOS PARA DETERMINAR EL COSTO DE LA TARIFA ($/kWh) EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS
- ZIN……….. 81
ANEXO A1. OBTENCIÓN DEL PRECIO EN EL CENTRO DE ACOPIO DEL
COMBUSTIBLE……….. 81 ANEXO A2. OBTENCIÓN DE LA TARIFA DE TRANSPORTE DE
COMBUSTIBLE……….. 85 ANEXO A3. OBTENCIÓN MATRIZ DE ORIGEN – DESTINO (TRANSPORTE
TERRESTRE)……….. 87 ANEXO A4. OBTENCIÓN ÍNDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR (IPC)…. 89 ANEXO A5. OBTENCIÓN DEL ÍNDICE DE PRECIOS DEL PRODUCTOR…. 91 ANEXO B. COSTOS ADICIONALES DE TRANSPORTE FLUVIAL, MARÍTIMO Y
AÉREO………. 95
10 GLOSARIO
CAC: Comité Asesor de Comercialización.
CAPT: Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión. CEDENAR: Centrales Eléctricas de Nariño SA ESP.
CHEC: Central Hidroeléctrica de Caldas. CND: Centro Nacional de Despacho. CNM: Centro Nacional de Monitoreo. CNO: Centro Nacional de Operación. CNR: Centros Regionales de Despacho.
CONPES: Consejo Nacional de Política Económica y Social República de Colombia Departamento Nacional de Planeación.
CORELCA: Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas. CT’s: Transformadores de corriente.
CVC: Corporación Valle del Cauca.
Decreto 2119 de diciembre 29 de 1992: por el cual se reestructura el Ministerio de Minas y Energía, el Instituto de Asuntos Nucleares, IAN y Minerales de Colombia S.A., MINERALCO.
Decreto 2120 del 29 de diciembre de 1992: por el cual se modifican los estatutos básicos del instituto colombiano de energía eléctrica – ICEL.
Decreto 257 del 24 enero de 2004: por el cual se modifica la Estructura del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE.
Decreto 258 del 28 de enero de 2004: por el cual se modifica la planta de personal del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas, IPSE.
DNP: Departamento Nacional de Planeación. DNP: Departamento Nacional de Planeación.
11 EEB: Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá.
ElectroAguas: Instituto de Aprovechamiento de Aguas y fomento eléctrico. EPM: Empresas Públicas de Medellín.
ESP: Empresa de Servicios Públicos.
FAZNI: Fondo de Apoyo para las Zonas No Interconectadas. FEN: Financiera Energética Nacional.
GENSA: Gestión Energética SA ESP.
ICEL: Instituto Colombiano de Energía Eléctrica. IPC: Índice de Precios al Consumidor.
IPP: Índice de Precios del Productor.
IPSE: Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas ZNI.
ISA: Interconexión Eléctrica SA.
LAC: Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional.
Ley 109 de 1936 (Abril 18): tarifas y reglamentos de empresas de energía eléctrica y de acueductos a domicilio.
Ley 11 del 20 de enero de 1982: por la cual se autoriza a las empresas descentralizadas del sector eléctrico, la creación de una empresa para la financiación de desarrollo del sector FEN.
Ley 113 del 15 de noviembre de 1928: estudio técnico y aprovechamiento de corrientes y caídas de agua.
Ley 142 julio 11 de 1994: por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.
Ley 143 julio 11 de 1994: por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética.
Ley 489 del 29 de diciembre de 1998: por la cual se dictan normas sobre la organización y funcionamiento de las entidades del orden nacional, se expiden las
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disposiciones, principios y reglas generales para el ejercicio de las atribuciones previstas en los numerales 15 y 16 del artículo 189 de la Constitución Política y se dictan otras disposiciones.
Ley 59 de diciembre 26 de 1967: por la cual se crea la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica y se dictan otras disposiciones.
Ley 636 del 10 de abril de 1974: por la cual se revisa la organización ... y las funciones que la Ley 1a de 1984 asignó al Ministerio de Minas y Energía, ...
MEM: Mercado Mayorista de Electricidad. MINMINAS: Ministerio de Minas y Energía. PCH’s: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas. PT’s: Transformadores de potencial.
SA: Sociedad Anónima.
SIC: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. SIN: Sistema Interconectado Nacional.
SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. STN: Sistema de Transmisión Nacional.
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética. ZNI: Zonas No Interconectadas.
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1. INTRODUCCIÓN
Las Zonas No Interconectadas (ZNI) son los Municipio, Corregimientos, Localidades y Caseríos no conectados eléctricamente al Sistema Interconectado Nacional – SIN (Artículo 1 de la Ley 855 de 2003). Por ejemplo el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, Leticia en el Amazonas, Capurganá en el Chocó, Puerto Careno en el Vichada y Mitú en el Vaupés.
Las Empresas prestadoras del servicio público de energía eléctrica localizadas en las Zonas No Interconectadas pueden desarrollar en forma integrada las actividades de generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica (Artículo 74 de la Ley 143 de 1994).
La metodología tarifaría (para la determinación del costo unitario de prestación del servicio) aplicable a estas Zonas No Interconectadas está contenida en la Resolución CREG 091 de 2007, excepto para el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina y las Áreas de Servicio Exclusivo. En dicha Resolución se establece la metodología, mediante fórmulas que permiten determinar los costos de las actividades de generación, distribución y comercialización de la energía.
En las Zonas No Interconectadas la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica se realiza a través de plantas eléctricas con combustible (derivados de hidrocarburos tales como el ACPM (DIESEL), Gas Licuado de Petróleo (GLP), Gasificadores de lecho fijo y de lechofluidizado, paneles solares, Pequeñas Centrales Hidroeléctricas PCH. Por medio de este trabajo se busca generar una herramienta que facilite el cálculo de la tarifa de la energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas de Colombia, a través del desarrollo de una herramienta de software específica, empleando la Resolución CREG 091 de 2007.
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2. OBJETIVOS
2.1 OBJETIVOS GENERALES.
Desarrollar una herramienta de Software que permita aplicando la resolución CREG 091 de 2007, calcular las tarifas para la prestación del servició de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas ZNI – IPSE.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Establecer los parámetros que debería llevar un código para el cálculo del costo de la energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas – ZNI dependiendo la fuente de energía empleada (Paneles solares, grupos electrógenos y PCH).
Desarrollar una base de datos con la información requerida (costos de inversión, operación, mantenimiento y administración) para realizar la valoración del costo de la energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas - ZIN.
Elaborar un código de programación para el cálculo del costo de la energía eléctrica a partir de la Resolución CREG 091 de 2007, y la información contenida en la base de datos desarrollada.
Diseñar una interfaz gráfica amigable para el código desarrollado de modo que pueda ser empleado por distintas personas.
Evaluar el código desarrollado realizando el cálculo del costo de la prestación del servicio eléctrico en al menos 3 de las Zonas No Interconectadas - ZNI.
Comparar los costos obtenidos por medio del programa con los costos actuales de la energía en las Zonas No Interconectadas - ZNI estudiadas en el objetivo anterior para establecer los ajustes que éstos requieran.
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3. MARCO TEÓRICO
3.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA.
La historia del sector eléctrico en Colombia, y su planeación, ha estado marcada por varios hitos, que constituyen cambios en los paradigmas sobre la organización del sector y la función del estado frente a la prestación del servicio de energía eléctrica. Cada nuevo paradigma ha determinado la estructura orgánica y la dinámica del sector durante un cierto periodo de tiempo.
Pueden identificarse los siguientes periodos o etapas de desarrollo:
Periodo inicial: Comprendido entre la llegada de las primeras plantas de generación eléctrica y la creación de la empresa Electroaguas en el año de 1946 (Instituto de Aprovechamiento de Aguas y Fomento Eléctrico).
El Periodo de los sistemas regionales: Comprendido entre la creación de Electroaguas y el nacimiento de Interconexión Eléctrica SA ESP (ISA) en el año de 1967.
El Periodo de la interconexión: Comprendido entre la creación de Interconexión Eléctrica S.A E.S.P en Colombia el 14 de septiembre de 1967, como una empresa de servicios públicos vinculada al Ministerio de Minas y Energía, cuyo negocio fundamental en Colombia era la construcción, el mantenimiento y la administración de la red de transmisión de alto voltaje del país. Así mismo, desde su creación ha tenido como objetivo planear la expansión del sistema de generación y transmisión; y la construcción de proyectos de generación de interés nacional; y el racionamiento de electricidad en los periodos 1992 / 1993 finalizando con la promulgación de Ley de Servicios Públicos (Ley 142 de julio 11 de 1994) y la Ley Eléctrica (Ley 143 de julio 11 de 1944).
El periodo actual: Comprendido entre la reestructuración del sector eléctrico en el año 1994 y nuestros días.
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La prestación del servicio de suministro energía eléctrica en Colombia surgió a finales del Siglo XIX como resultado de la iniciativa de inversionistas privados, quienes constituyeron las 4 primeras empresas que tenían como finalidad generar, distribuir y comercializar electricidad a nivel municipal. En este contexto, la planificación eléctrica obedeció a la negociación entre los concejos municipales y alcaldías de las ciudades principales frente a los empresarios privados, y se hacía bajo criterios empresariales de recuperación de la inversión. La expansión de la cobertura del servicio de suministro de energía eléctrica dependía principalmente del apoyo político del momento que se pudiera conseguir en los concejos municipales para sacar adelante los proyectos de mayor importancia social.
El marco legal en este periodo inicial estaba dado por la Ley 113 del 15 de noviembre de 1928 o Ley de Aguas, que declaró la utilidad pública del aprovechamiento de la fuerza hidráulica, y la Ley 109 de abril 18 del año 1936 que creó el departamento de empresas de servicios públicos con el fin de ejercer el control técnico y económico de las empresas de energía eléctrica. Sin embargo, en la realidad el gobierno nacional se mantuvo al margen del proceso de desarrollo del sector eléctrico.
El esquema de propiedad privada en el sector se mantuvo durante la primera mitad del Siglo XX, presentándose luego un cambio gradual en la propiedad de las empresas existentes hasta su completa estatización, cambio que fue presionado por la clase política de las diferentes regiones del país, fundamentado en el paradigma que relaciona electricidad y desarrollo económico. Este periodo tiene un carácter eminentemente local y municipal, ante la ausencia de un sistema interconectado, con muy poca participación del gobierno nacional en el financiamiento y la planificación en el sector.
En el periodo de la década de los años cuarenta, el sector eléctrico comenzó su transición de un ámbito local a un ámbito regional con la creación de la empresa
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ELECTROAGUAS (1), que posteriormente se convertiría en el Instituto Colombiano
de Energía Eléctrica (ICEL) y finalmente en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE).
La creación de ELECTROAGUAS, por medio de la Ley 80 del año de 1946, adscrita al Ministerio de Fomento, y la formulación del Plan Nacional de Electrificación, reflejó el comienzo de la intervención activa del sector público nacional en el sector eléctrico colombiano. Este plan, que proyectó la expansión de la capacidad instalada desde 1954 hasta 1970, representó el primer plan seriamente formulado, y elaborado con una visión nacional. Esta primera expansión planificada de la prestación del servicio de energía eléctrica se debió principalmente a la reforma constitucional del año 1954, que permitió crear por Ley establecimientos públicos autónomos para la prestación de servicios (tales como las empresas municipales de servicios públicos). Entre los resultados de esta planificación estatal se tiene que, entre los años de 1955 y 1958, ELECTROAGUAS ayudó a crear la mayoría de las empresas relacionadas con el sector energético, de carácter regional y departamental existente en el país.
En esta etapa, la planificación eléctrica responde más a un criterio de cobertura al interior de las regiones y de expansión de la distribución. Las discusiones para interconectar las regiones se comenzaron a dar desde mitad de los años 50s con la creación del Consejo Nacional de Planeación Económica (1952) y el informe de la Misión Técnica Eléctrica (1954). En el año de 1963, por influencia del Banco Mundial, las empresas con mayor área de cobertura del servicio de energía eléctrica (Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá (EEB), Empresas Públicas de Medellín (EPM) y Corporación Valle del Cauca (CVC), crearon el comité de interconexión, el cual tenía como función coordinar la realización de los estudios necesarios para la interconexión eléctrica.
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La entrada de ELECTROAGUAS y el Departamento Nacional de Planeación (DNP) al comité en el año de 1964 contribuyó a darle un carácter de interés nacional al tema de la interconexión eléctrica.
Se comenzaron a estudiar los beneficios de intercambiar excedentes, los cuales se originaban en las diferencias tecnológicas en los recursos de generación y las potencialidades de las diferentes regiones del país. El comité de interconexión encargó a la firma Middle West Service Co. de estudiar la estructura institucional más apropiada para la interconexión eléctrica y ésta recomendó crear una nueva entidad encargada de construir y operar las líneas de interconexión eléctrica y las nuevas centrales de generación de energía eléctrica.
Fue así como nació Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), permitiendo el intercambio de energía eléctrica entre los sistemas regionales, con el fin de lograr el mejor aprovechamiento de la capacidad energética de todo el sistema nacional. Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) se encargaba de la coordinación del suministro de la energía eléctrica, siguiendo procesos de optimización, en donde se minimizaban los costos del sistema, del planeamiento de la expansión del sistema de generación y transmisión y, si era necesario, de la construcción y operación de las nuevas centrales de generación eléctrica.
En concreto, las funciones de ISA eran:
Interconectar los sistemas de las empresas accionistas.
Establecer prioridades en la construcción de nuevas centrales de generación eléctrica.
Programar y construir las futuras plantas de generación (hidroeléctricas, termoeléctricas).
Controlar el despacho diario del suministro de energía eléctrica. Coordinar las situaciones de emergencia en el suministro de energía
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Con la creación de ISA, la planeación y ejecución de los proyectos de interconexión eléctrica entre los sistemas abastecedores de los grandes centros de consumo, quedó a su cargo. Sin embargo en el año de 1968 el gobierno nacional reestructuró a ELECTROAGUAS convirtiéndola en el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL) y asignándole funciones de planeación y ejecución de proyectos de transmisión, similares a las de ISA, en sus áreas de influencia y además por la Ley 59 de 1967(2) se creó la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica (CORELCA), que asumió estas funciones y responsabilidades en lo que tenía que ver con las electrificadoras en los siete departamentos de la costa atlántica. Esto llevó al surgimiento de conflictos de competencias entre las entidades del estado, e implicó que el planeamiento llevado a cabo por ISA no fuera centralizado, como sucedía en otros países, sino negociado con las empresas regionales. En la década de los años 70s, en Colombia se crearon la Comisión Nacional de Recursos Energéticos en el año de 1971(3), Ministerio de Minas y Energía(4), en el año de 1974, y el desarrollo del estudio nacional de energía hacia 1979, momento en el cual se comenzó a tener un enfoque realmente integrado del sector energético en Colombia.
El Ministerio de Minas y Energía comenzó a ser responsable de las siguientes funciones relacionadas con el sector eléctrico en Colombia:
a) Proponer y adelantar la política nacional sobre generación, transmisión, interconexión, distribución y establecimiento de nuevas técnicas en materia de electricidad.
b) Orientar, coordinar y evaluar los planes que sobre electricidad se establezcan a nivel nacional, regional, local e internacional.
(2) Ley 59 de diciembre 26 de 1967
(3) Creada mediante el Decreto 2358 de 1971
(4) Ministerio creado por el Gobierno Nacional mediante el Decreto Ley 636 del 10 de abril de 1974, que reestructuró el anterior Ministerio de Minas y Petróleos.
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c) Promover la interconexión de los diferentes sistemas eléctricos en el país.
Con este nuevo esquema el gobierno nacional pasó de tratar el tema eléctrico a nivel del ICEL y sus empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica regionales(5) a tomar las riendas directas de las políticas del sector, pues centralizaba las decisiones de expansión y ejecución en el Ministerio de Minas y Energía. Sin embargo, esta estrategia colapsó con el racionamiento de la electricidad que fue inevitable en el año de 1981 entre otras razones por la incapacidad financiera de las empresas para culminar las obras a tiempo, incluidas ISA, debido al atraso de sus socios en sus pagos y sus aportes. En la década de los años 80s, debido a las consecuencias del racionamiento de 1981, el gobierno nacional asignó una gran prioridad al desarrollo del sector eléctrico, en especial en el tema del financiamiento, lo cual se reflejó en la creación de la Financiera Eléctrica Nacional (FEN)(6), como continuación de lo que había sido el Fondo de Desarrollo Eléctrico.
En la década de los años 80 el sector eléctrico colombiano estuvo en crisis, al igual que en la mayoría de países de América Latina. Como se mencionó anteriormente, la crisis se debió a las múltiples ineficiencias en la planeación, estructuración y coordinación de las entidades del sector, que condujeron al desarrollo de grandes proyectos de generación, con sobrecostos y atrasos considerables, al subsidio inadecuado de tarifas y a la politización de las empresas estatales. El deterioro en el desempeño del sector llevó finalmente a que el sector se convirtiera en una gran carga para el estado.
(5) El Decreto Ley 636 del 10 de abril de 1974 pasa al ICEL del Ministerio de Obras Públicas a depender del Ministerio de Minas y Energía.
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La tendencia mundial se inclinaba en ese entonces hacia estructuras sectoriales diferentes, con nuevos elementos centrales tales como: introducción de competencia en el sector eléctrico, fomento a la inversión privada y privatización de las compañías estatales, y limitar el rol del estado a solamente el papel de Ente regulador.
A comienzos de la década de los años 90s, un diagnóstico efectuado sobre la gestión y logros que habían alcanzado las empresas de electricidad en manos del estado, mostró resultados altamente desfavorables en términos de la eficiencia administrativa, operativa y financiera que registraban las empresas. El sector, considerado globalmente, enfrentaba la quiebra financiera, que finalmente se tradujo en un racionamiento de energía eléctrica a nivel nacional que abarcó el período 1991-1992; observándose la necesidad de modernizar el sector eléctrico colombiano, se siguió un esquema similar a los países pioneros en esta modernización, en especial el Reino Unido.
La reestructuración del sector eléctrico se inició en Colombia con la constitución política del 1991, que definió un nuevo esquema para la prestación de los servicios públicos domiciliarios, en el que el papel del estado consistía únicamente en asegurar la prestación eficiente de dichos servicios con el fin de mejorar la calidad de vida de la población y el bienestar general. En este esquema, los servicios públicos podían ser prestados por particulares mientras el estado se reservaba el derecho de ejercer la regulación y el control.
Mediante el Decreto 2119 de diciembre 29 de 1992 se reestructuró el Ministerio de Minas y Energía, se convirtió la Comisión Nacional de Energía en Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y se creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Esta última, entidad, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, se creó con el fin de expedir las regulaciones del sector energético
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incluyendo el tema tarifario, labor que anteriormente llevaba a cabo la Junta Nacional de Tarifas en el Departamento Nacional de Planeación (DNP).
El 11 de julio del año 1994, se expidieron las Leyes 142 (Ley de Servicios Públicos) y 143 (Ley Eléctrica), las cuales se orientaron al diseño y consolidación de una estructura institucional adecuada, previsiva y eficiente, para contribuir a lograr las metas de desarrollo económico y social sostenible, tanto a nivel global como de cada sector.
La Ley 142 de 1994, especializó a Interconexión Eléctrica SA (ISA) en la operación y mantenimiento de sus redes de transmisión, y la encargó de la coordinación y planeación de la operación del Sistema Nacional de Transmisión (STN) y del Mercado Mayorista de Energía (MEM) con el fin de organizar la participación de los particulares en la compra y venta de energía y garantizar la igualdad de oportunidades en las transacciones de energía. En particular, se buscaba darles un carácter financiero a los contratos de energía entre generadores y los proveedores del servicio a los usuarios finales, que permitiera valorar de una manera transparente los excedentes o déficits de energía resultantes de comparar la demanda real con las contrataciones hechas por los suministradores del servicio.
Así mismo asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Ley 142) la función de propiciar la libre competencia en el mercado y mediante la expedición del reglamento de operación, regular el funcionamiento de dicho mercado. En este esquema, a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) le corresponde, entre otras funciones:
1) Establecer condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente.
2) Determinar la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia. 3) Aprobar los cargos por el uso y acceso de las redes eléctricas.
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4) Definir las tarifas y fórmulas vinculadas para los usuarios regulados.
5) Establecer el reglamento de operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
6) El estatuto de racionamiento y el código de redes. Este código de redes incluye el código de planeamiento de la expansión de la transmisión nacional, el código de conexión, el código de medida y el código de operación, del cual también hacen parte el estatuto de racionamiento y el reglamento de distribución, que fueron emitidos posteriormente.
La administración del mercado mayorista está a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) quien, a partir de proyecciones de demanda y las ofertas de los generadores, conforma el despacho ideal y calcula el precio de bolsa. La operación del sistema está a cargo del Centro Nacional de Despacho (CND) y, en menor medida, de los Centros Regionales de Despacho (CRD). Con base en el despacho ideal horario y teniendo en cuenta las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional, así como las necesidades de regulación de frecuencia, el CND realiza el despacho real horario de las plantas de generación a medida que se presenta la demanda.
La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dotada de personería jurídica, es la que elabora el proyecto de Plan Energético Nacional, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo, para ser adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, el cual tiene un carácter indicativo. A la UPME le corresponde, además, el registrar los proyectos de generación y transmisión y emitir concepto sobre la viabilidad técnico - financiera de los proyectos de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (SIN). El control, vigilancia y fiscalización de las empresas se asigna a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), quien tiene facultades para sancionar e intervenir las empresas que incumplan de manera reiterada las normas establecidas, los indicadores de gestión y resultados y, en general, cuando se ponga en peligro la
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continuidad de la prestación de los servicios. En el caso de las empresas de origen público la Contraloría General de la República también tiene competencia para llevar a cabo vigilancia sobre el uso de los recursos públicos y control de la gestión.
Hoy en día, uno de los objetivos centrales de la política sectorial del gobierno colombiano, tanto a nivel nacional como regional, consiste en el desarrollo de una interconexión energética entre Colombia y sus países vecinos. En particular, el establecimiento de intercambios comerciales constantes de energía eléctrica y gas entre los países del área; proceso que ya ha dado los primeros pasos y adquiere cada vez más dinamismo y atención, tanto por parte de los gobiernos como de los agentes privados involucrados en el sector de energía y gas. Sin embargo, a pesar del interés por llevar a cabo la interconexión energética internacional, evidente en los diversos avances en materia regulatoria y operativa que se han realizado en este sentido, existen aún diversas trabas al comercio, las cuales dificultan la integración y limitan los beneficios potenciales que esta podría generar para los países involucrados.
A continuación se resalta la labor y el desempeño que hicieron las entidades adscritas al Ministerio de Minas y Energía en Colombia para el desarrollo energético de las zonas más apartadas del país.
3.2 INSTITUTO DE APROVECHAMIENTO DE AGUAS Y FOMENTO ELÉCTRICO (ELECTROAGUAS).
El Instituto de Aprovechamiento de Aguas y Fomento Eléctrico (ELECTROAGUAS), fue creado en el año de 1946 como establecimiento público de carácter nacional, con personería jurídica, autonomía administrativa y patrimonio independiente.
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El Instituto de Aprovechamiento de Aguas y Fomento Eléctrico (ELECTROAGUAS), promovió la constitución de instituciones departamentales de energía eléctrica, que sirvieron para integrar los recursos del estado, a fin de atender el desarrollo eléctrico nacional y regional, mediante electrificadoras como: Antioquia, Atlántico, Bolívar, Boyacá, Cauca, César, Córdoba, Cundinamarca, Chocó, Huila, Santander, Guajira, Magdalena, Nariño, Santander, Sucre, Tolima, Meta, Caquetá y la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC) que servía a Caldas, Quindío y Risaralda.
En el año de 1968, se reestructuró ELECTROAGUAS, transformándose en el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL), continuando vinculado como establecimiento público nacional al Ministerio de Obras Públicas.
3.3 INSTITUTO COLOMBIANO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ICEL).
Creado en el año de 1968, la relación ICEL - electrificadoras constituyó la consolidación del sector eléctrico en el ámbito departamental y regional, facilitando el flujo de recursos financieros y técnicos del centro del país hacia las regiones.
Con el apoyo del ICEL después del año de 1970, se constituyeron cuatro nuevas empresas, llegándose a un total de veinte (20) electrificadoras. En el año de 1992 se modificaron los estatutos básicos del Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL) y la entidad se transformó en empresa industrial y comercial del estado, a través del Decreto 2120 del 29 de diciembre de 1992 se aprobaron los estatutos internos y se estableció la estructura interna y las funciones de cada una de las dependencias del ICEL.
En el año de 1999, se transformó el ICEL en Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE), este Decreto se dictó en ejercicio de facultades permanentes que le confirió, al Presidente de la República, la Constitución Política
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de Colombia del año de 1991, en el numeral 16 del Artículo 189 y el Artículo 54 de la Ley 489 del 29 de diciembre de 1998.
3.4 INSTITUTO DE PLANIFICACIÓN Y PROMOCIÓN DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS PARA LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS (IPSE).
El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) es un establecimiento público del orden nacional, adscrito al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica, patrimonio y autonomía administrativa. Creado el 30 de Junio de 1999 con base en el Decreto 1140 del 29 de junio del mismo año, que transformó al Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL) en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas.
El artículo primero del Decreto 1140 del año de 1999 definió la naturaleza jurídica del IPSE, como la de un establecimiento público del orden nacional, adscrito al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica, autonomía administrativa y patrimonio propio e independiente, constituido por fondos públicos. Posteriormente, se reestructuró el IPSE en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, a través del Decreto 257 del 28 enero de 2004, el cual tiene por objeto identificar, promover, fomentar, desarrollar e implementar soluciones energéticas mediante esquemas empresariales eficientes, viables financieramente y sostenibles en el largo plazo, procurando la satisfacción de las necesidades energéticas de las Zonas No Interconectadas ZNI, apoyando técnicamente a las entidades definidas por el Ministerio de Minas y Energía.
El Decreto 258 de enero 28 del 2004 modificó la planta de personal del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE).
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3.4.1 Estructura organizacional del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas.
Figura 1. Estructura organizacional del IPSE.
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4. DEFINICIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS EN COLOMBIA.
Las Zonas No Interconectadas (ZNI) de Colombia son los Municipios, Corregimientos, Localidades y Caseríos no conectados eléctricamente al Sistema Interconectado Nacional – SIN (Artículo 1 de la Ley 855 de 2003). Por ejemplo el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, Leticia en el Amazonas, Capurganá en el Chocó, Puerto Careño en el Vichada y Mitú en el Vaupés.
Figura 2. Descripción geográfica de las Zonas No Interconectadas en Colombia
Fuente: www.upme.gov.co, febrero de 2011.
Figura 3. Diagnóstico estadístico de las Zonas No Interconectadas en Colombia.
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La Resolución CREG 091 de 2007 establece la metodología para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las formulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en la Zonas No Interconectadas (ZNI), orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia(7).
Adicionalmente las empresas prestadoras del servicio público de energía eléctrica localizadas en las Zonas No Interconectadas (ZNI) podrán desarrollar en forma integrada las actividades de generación, distribución y comercialización (8).
El Consejo Nacional de Política Económica y Social CONPES estable un esquema tarifario apropiado para las Zonas No Interconectadas (ZNI) donde se determina a) los costos reales de la generación de energía eléctrica en las ZNI b) los costos de Administración, Operación, y Mantenimiento y reposición de redes eléctricas c) la rentabilidad coherente con los riesgos inherentes a la gestión de un servicio de energía eléctrica en las ZNI. d) el costo de mantener el Centro Nacional de Monitoreo (CNM) como una unidad independiente para el sector (9).
(7) Artículo 87 de la Ley 142 de 1994. (8) Artículo 74 de la Ley 143 de 1994. (9) Documento CONPES 3453.
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5. ANTECEDENTES.
La prestación del suministro de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI) se ha caracterizaba por:
i) Reducida cobertura; ii) Altos costos en la prestación del servicio; iii) Poca gestión en el servicio por parte de las empresas de servicios públicos, municipios y gobernaciones; iV) Constante asistencia de la Nación, con recursos para mantenimiento, reposición de la infraestructura eléctrica, abastecimiento de combustible fósiles e inversión para la expansión del servicio de suministro de energía eléctrica; V) Dificultad para hacerle seguimiento a los subsidios.
El gobierno colombiano, con el fin de garantizar la continuidad del servicio de suministro de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI) propuso dos metodologías: i) definición de un programa de energización de las Zonas No Interconectadas(10); ii) Creación de una fuente de recursos para la implementación de soluciones energéticas en las (ZNI) (Fondo de Apoyo para las Zonas No Interconectadas FAZNI). Acción realizada para el año 2002, cuya propuesta principal fue la participación de los operadores e inversionistas estratégicos en la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica propuesta que no se concretó debido ha:
a) El esquema tarifario vigente para las Zonas No Interconectadas (ZNI), no reconocía adecuadamente todos los costos de prestación del servicio en la (ZNI), de modo que permita a un prestador del servicio de suministro de energía eléctrica recuperar sus costos y obtener una rentabilidad positiva. b) Los subsidios declarados por la Ley son insuficientes para cubrir los costos
eficientes de la prestación del servicio, frente a la poca capacidad de pago de la población de las Zonas No Interconectadas (ZNI).
(10) Documentos CONPES 3108 de 2001, Esquema de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas ZNI.
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c) La carencia total de un sistema de información que permita un eficaz monitoreo de la gestión técnica, financiera y administrativa de los prestadores del servicio de suministro de energía eléctrica para las Zonas No Interconectadas (ZNI).
En el año 2004 el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) a través de convenios con operadores públicos como Gestión Energética SA ESP (GENSA) y Centrales Eléctricas de Nariño SA ESP (CEDENAR) asume los parques generadores de las capitales de los departamentos de las Zonas No Interconectadas (ZNI) (Leticia, Mitú, Puerto Carreño e Inírida entre otros), lográndose:
El mejoramiento de la calidad del servicio.
Disminución de los costos prestación del servicio.
El uso racional del combustible para la prestación del suministro de la energía eléctrica.
Aumento de las horas de prestación del servicio de suministro de energía eléctrica.
Obtención de datos técnicos y económicos de las Zonas No Interconectadas (ZNI).
Actividad que se descontinuó por su enfoque en sus funciones principales del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE).
Lineamientos de Política. Con base en lo descrito anteriormente el Ministerio de Minas y Energía (MINMINAS), Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE), Departamento Nacional de Planeación (DNP) proyecten un esquema tarifario que logre reflejar a los gestores (GENSA – CEDENAR):
a) Ampliación de la cobertura de prestación del servicio de suministro de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI).
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c) Aumentar las horas de prestación del servicio de energía eléctrica.
d) Cambio de tecnología donde que sea posible, la generación con combustibles fósiles por energías renovables como alternativa a los combustibles fósiles.
e) Implementar el Uso racional de Energía (URE).
Esquema regulatorio. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) implementa un cálculo de tarifa para las Zonas No Interconectadas (ZNI) bajo los siguientes parámetros:
a) Costos reales de la generación eléctrica aplicables para la Zonas No Interconectadas (IPSE).
b) Costos de Administración, Operación, y Mantenimiento y reposición de las redes eléctricas (AOM) en las Zonas No Interconectadas (ZNI).
c) Rentabilidad de prestación del servicio (riesgo) de suministro de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI).
Este esquema determina la calidad y confiabilidad del servicio de la energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI), refleja el costo unitario máximo de energía ($/kWh).
Esquema de subsidios y contribuciones. Es importante saber la capacidad de pago de los usuarios y los costos reales de la prestación del servicio de las Zonas No Interconectadas (ZNI). El cierre financiero se establece con el subsidio por la diferencia entre el Costo real de la prestación del servicio y la capacidad de pago de los usuarios de la (ZNI).
Con base en lo anterior se hace necesario crear un esquema de gestión de subsidio así:
Costos de la prestación del servicio de suministro de la energía eléctrica según sus necesidades en la (ZNI).
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Costo equitativo del precio del ($/kWh) de los usuarios del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Con esta medida se podría reducir gradualmente los subsidios implícitos a los combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica, los cuales están asociados por ECOPETROL SA.
Conjuntamente el Ministerio de Minas y Energía (MINMINAS), Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Departamento Nacional de Planeación (DNP) buscarán las fuentes de financiación para el esquema anteriormente mencionado. Esquema de gestión. Concretados e implementados los esquemas regulatorios y de subsidios y las contribuciones, los operados podrán prestar el servicio de energía en las Zonas No Interconectadas (ZNI) asumiendo el riesgo de gestión y/o inversión.
Esquema financiero. El Ministerio de Minas y Energía (MINMINAS) podrá disponer de los recursos de Fondo de Apoyo para las Zonas No Interconectadas (FAZNI) y/o Fondo Nacional de Regalías (FNR).
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6. METODOLOGÍA PARA CÁLCULO DE LA TARIFA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS.
A continuación se describe el marco tarifario para determinar el costo del $/kWh en las Zonas No Interconectadas (ZNI), aplicando la Resolución CREG 091 de 2007 reconociendo la remuneración de las actividades de generación Gm, distribución Dmn, ycomercialización Cm consolidadas en la siguiente expresión:
CUnm = + Dm,n + Cm Donde:
CUnm = Costo unitario de prestación del servicio. 1 – p = Fracción de pérdidas de energía.
Gm = Cargo máximo de generación. Dm,n = Cargo máximo de distribución. Cm = Cargo máximo de comercialización.
A manera de ejemplo, se aplica la Resolución CREG 091 de 2007 para determinar el costo del $/kWh en dos localidades típicas de la geografía colombiana que hacen parte de las Zonas No Interconectadas:
Caso número 1. Municipio de Puerto Leguizamo, departamento del Putumayo. Para este caso, se considerará una empresa ficticia a la que se denominará “ELECTRORIVER S.A E.S.P.”, encargada de prestar el servicio de suministro de energía eléctrica en el municipio, bajo las siguientes condiciones y características técnicas.
Se supondrá que ELECTRORIVER S.A E.S.P., es una empresa de servicios públicos registrada ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
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(SSPD), que cuenta con la siguiente infraestructura eléctrica para la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica:
Tres plantas de generación diesel de 1.800 rpm, operando con combustible ACPM y de potencias nominales de 200 kW, 300 kW y 1.000 kW, garantizando la prestación del servicio de energía eléctrica durante 16 horas al día, ubicadas en la cabecera municipal de Puerto Leguízamo (P), para el suministro de energía.
La unidad de generación de 1.000 kW es usada como generador base para atender la demanda de energía eléctrica y opera 16 horas al día; mientras que los generadores de 200 kW y 300 kW son encendidos de forma alternada por períodos de 15 días durante 4 horas diarias para cubrir la demanda pico de energía eléctrica en las noches.
Las plantas eléctricas con potencias nominales de 200 kW y 300 kW, pertenecen a ELECTRORIVER S.A E.S.P y la planta eléctrica de 1.000 kW es propiedad de un particular. ELECTRORIVER S.A E.S.P realiza la operación de las tres plantas.
El centro de abastecimiento del combustible y lubricante para los equipos de generación es la ciudad de Neiva (H), éstos se transportan inicialmente por carretera hasta el municipio de Pitalito (H) y luego hasta el municipio de Mocoa (P), para finalizar en el municipio de Puerto Asís (P). Del municipio de Puerto Asís al municipio de Puerto Leguizamo el transporte se realiza por el río Putumayo.
El sistema de distribución pertenece a ELECTRORIVER S.A. E.S.P y está conformada por redes primarias y secundarias con voltaje nominal de 13.2 kV y 127 / 208 V con una extensión de 10 km respectivamente, los transformadores de distribución tienen potencias nominales de 10 kVA, 15 kVA, 30 kVA, 45 kVA y 75 kVA.
La actividad de comercialización de la energía eléctrica se realiza a través de ELECTRORIVER S.A E.S.P, la cual después de un fuerte programa de normalización de acometidas logró la cobertura del 100% de los usuarios
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con medidores de energía, y para el año 2007 el consumo de energía registrado fue de 2.905,3 MWh, el cual se cobró a través de 19.696 facturas.
Como ejercicio se realiza el cálculo del costo unitario de la prestación del servicio para el mes de enero del año 2008, considerando que la energía generada por cada una de las unidades de generación (Plantas eléctricas) en ese mes fue de: 288.000 kWh - mes para la unidad de 1.000 kW, 11.250 kWh - mes para la unidad de 300 kW y de 7.500 kWh - mes para la unidad de 200 kW, para un total de 306.750 kWh en el mes de enero.
Cálculo del costo de operación:
Para el cálculo del costo del combustible en el sitio de operación del generador se aplica lo indicado en la ecuación, así
PCim = PAim + Tim + Calmm Donde:
PCim = Precio del galón de combustible en el sitio para el generador
PAim = Precio del combustible para la planta de abasto más cercana al generador Tim = Costo de transporte de combustible, desde la planta de abasto más
cercana hasta el generador.
Calmm = Costo de almacenamiento de combustible.
Caracterización del parque de generación: De acuerdo con lo indicado en el ejemplo, el parque de generación está compuesto por tres (3) plantas eléctricas, cada una con potencias nominales, ubicación y energías generadas como se indica en la Tabla 1.
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Tabla 1 Caracterización del parque de generación de la cabecera municipal de Puerto Leguizamo (Putumayo).
UNIDAD COMBUSTIBLE POTENCIA
NOMINAL [kW] UBICACIÓN ENERGÍA GENERADA [kWh] 1 ACPM 1.000 Cabecera municipal de Puerto Leguizamo 288.000 2 ACPM 300 11.500 3 ACPM 200 7.500
Energía total generada en enero de 2008 306.750
Fuente: Generada para el ejemplo.
Cálculo de los costos de transporte, almacenamiento y precio en central de abasto del combustible empleado por cada generador eléctrico del parque de generación: Teniendo en cuenta lo indicado por el Anexo B de la Resolución CREG 091 de 2007, se sabe que la central de abasto más cercana para Puerto Leguizamo (P) es Neiva (H) y pertenece al grupo 7, “Fluvial Marítimo = $1000/gal”.
Obtención del precio en la central de abasto del combustible:
Para obtener la estructura de precio del electrocombustible, se sigue la secuencia de enlaces como se indica en el Anexo A1, al dar clic sobre este último enlace, se permite guardar un archivo Excel del cual se puede obtener la estructura de precio del electrocombustible para el mes de enero de 2008; el precio del combustible en la planta de abasto mayorista se debe tener en cuenta las componentes (Ingreso al Productor, IVA, Tarifa de Transporte de Combustibles, Margen del distribuidor mayorista), al sumar estas cuatro componentes se obtiene el Precio de Abasto Mayorista, que para este caso es el precio en la ciudad de Neiva (H). En esta tabla no se tiene la información del componente 3 (Tarifa de Transporte de Combustible), este componente también se obtiene siguiendo los enlaces del Anexo A2. Por medio de este último enlace, se puede descargar un archivo Excel
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con la información de la Tarifa de Transporte de Combustibles hasta la ciudad de Neiva (H). En resumen, los cuatro componentes son necesarios para obtener el precio del electrocombustible en Neiva (H), ver Tabla 2:
Tabla 2 Componentes del Precio del electrocombustible para la ciudad de Neiva (H).
COMPONENTES DE PRECIO ELECTROCOMBUSTIBLE
1. Ingreso al productor 3416.01 $/gal.
2. IVA 546.56 $/gal.
3. Tarifa de Transporte Combustible 343.03 $/gal. 5. Margen del distribuidor Mayorista 231,86 $/gal. PAim precio de combustible en la planta
de abasto más cercana (Neiva) 4537.46 $/gal Fuente: Generada para el ejemplo.
Obtención del costo de transporte del combustible.
Para el costo de transporte del combustible se debe tener en cuenta que el combustible y el lubricante se transportan por carretera desde la ciudad de Neiva (H) hasta la cabecera municipal de Puerto Asís (transporte terrestre). Del municipio de Puerto Asís a la cabecera municipal de Puerto Leguizamo el transporte se realiza por el rio Putumayo (transporte fluvial) ver Anexo B.
El costo del transporte de combustible será la suma de las componentes de transporte terrestre y transporte fluvial. La componente del transporte terrestre se obtiene de la Matriz de origen - destino desplegada en la página Web de la CREG (www.creg.gov.co) como lo indica la secuencia de enlaces en el Anexo A3. Para este caso el costo de transporte terrestre para el año 2008 es de 437.04 $/gal.
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Para el costo de transporte fluvial se usa el Anexo B de la Resolución CREG 091 de 2007, Puerto Leguizamo pertenece al grupo 7, el costo de transporte fluvial reconocido para esta zona a diciembre de 2006 es:
Tmfdic 2006 = 1000 $/gal Precio de transporte a diciembre de 2006
Para actualizar este precio a enero de 2008 se utiliza el Índice de Precios al Consumidor (IPC), este se puede obtener de la página del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (www.dane.gov.co). Para descargar el archivo Excel con la información del IPC se debe seguir la secuencia de enlaces en el Anexo A4; la Figura 7 muestra una vista del archivo de Excel que se descarga de la página del DANE con los índices de Precios al Consumidor (IPC) desde enero de 1996 hasta enero de 2011.
Ahora se actualiza este valor a enero de 2008 así:
Tmfi = Tmf dic 2006*IPCm-1 IPC0 Donde:
IPCm-1 = 92.87 IPC a diciembre de 2007
IPC0 = 87.87 IPC a diciembre de 2006
Tmf dic 2006 = 1000 $/gal
De esta forma se obtiene:
Tmfi = 1000*97.87 = 1,113.80 $/gal Precio de transporte fluvial a enero de 2008. 87.87
El precio del transporte del combustible desde Neiva (H) hasta Puerto Leguízamo (P) es la suma del precio del transporte terrestre y fluvial:
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Tmi = Tmti + Tmfi = 437.04 + 1,113.80 = 1,550.84 $/gal Precio total del transporte a enero de 2008
Obtención del costo de almacenamiento:
Para determinar el costo de almacenamiento del combustible se debe actualizar el Cargo Máximo de Almacenamiento expresado en precios de la fecha base (diciembre de 2006) definido por la CREG en el Artículo 24.1 parágrafo 3 de la Resolución CREG 091 de 2007, el cual es:
Calm0 = 82,14 $/gal Costo Máximo de Almacenamiento a diciembre de 2006, reconocido por galón.
Para actualizar este precio a enero de 2008 se utiliza el Índice de Precios al Productor (IPP), este se puede obtener de la página del DANE (www.dane.gov.co), para descargar el archivo Excel con la información del IPP se debe seguir la secuencia de enlaces en el Anexo A5.
Para la actualización de este costo se usa la siguiente fórmula:
Calmm = Calm0 * IPPm-1 IPP0 Donde:
IPPm-1 = 101,27 IPP a diciembre de 2007 IPP0 = 100,00 IPP a diciembre de 2006
Calmm = 82,14 Costo Máximo de Almacenamiento a diciembre de 2006
Con estos datos y usando la fórmula de actualización anterior se obtiene:
Calmm = 82,14*101,27 = 83,18 $/gal Precio del almacenamiento a enero de 2008. 100,00
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Obtención del costo del combustible para cada una de las máquinas generadoras: Después de calcular el costo del transporte del combustible hasta el sitio del generador, es necesario calcular el costo del combustible del generador, como:
PCim = PAim + Tim + Calmm Remplazando,
PCim = 4537.46 + 1550.84 + 83.18 = 6171.48 $/gal.
Precio del combustible en el sitio para el generador a enero de 2008.
Obtención del cálculo del costo medio ponderado del combustible.
Al considerar la potencia nominal (kW) de cada una de las plantas de generación, se selecciona el consumo específico de combustible y con los registros de la energía eléctrica generada por cada máquina y por el parque de generación se realiza el cálculo del costo unitario por consumo de combustible, ver Tabla 3.
Tabla 3 Información para el cálculo del costo unitario por consumo de combustible para el mes de enero de 2008.
UNID TIPO DE COMBUSTIBLE POTENCIA NOMINAL [kW] CONSUMO ESPECÍFICO DE COMBUSTIB [gal/kWh] UBICACIÓN ENERGÍA GENERAD [kWh] 1 ACPM 1.000 0,0825 Cabecera municipal de Puerto Leguízamo 288.000 2 ACPM 300 0,0825 11.250 3 ACPM 200 0,0880 7.500
Energía total generada en enero de 2008 306.750
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Para el costo medio ponderado del combustible del parque de generación, se tiene en cuenta la ecuación expuesta anteriormente, así:
Se consolida la información necesaria en la Tabla 4.
Tabla 4 Información consolidada para el cálculo del costo medio ponderado de combustible. UNIDAD POTENCIA NOMINAL [kW] Etm [kWh] CONSUMO ESPECÍFICO DE COMBUSTIBLE CECi [gal/kWh] PCim [$/gal] E im [kWh] 1 1.000 306.750 0,0825 5771.48 288.000 2 300 306.750 0,0825 5771.48 11.250 3 200 306.750 0,0880 5771.48 7.500
Fuente: Generada para el ejemplo.
Teniendo en cuenta los valores de la Tabla 4, se reemplazan en la ecuación anterior, así:
CCm = (1/306750)*(0.0825*6171.48*288.000) + (0.0825*6171.48*11,250) +(0.0880*6171.48*7,500)) $/kWh
CCm = (1/306750)*185.807.332.8. $/kWh
CCm = 561. 246 $/kWh Costo medio ponderado del combustible del parque de generación en el mes de enero de 2008.
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El valor obtenido será empleado posteriormente para el cálculo del costo de operación del parque de generación estudiado.
Obtención de los costos de transporte y precio del lubricante empleado por cada generador del parque de generación.
Teniendo en cuenta lo indicado por el Anexo B de la Resolución CREG 091 del 2007, el punto más cercano para el municipio de Puerto Leguízamo (P) es la ciudad de Neiva (H) y que el costo promedio del lubricante allí es:
PAmi 30.000 $/gal Precio del lubricante en el mercado.
El costo de transporte del lubricante Tmi se obtiene de la misma forma como se
obtiene el costo de transporte para el combustible a enero de 2008.
Tmi = Tmti + Tmfi = 437.04 + 1,113.80 = 1,550.84 $/gal
Después de calcular el costo del transporte del lubricante hasta el sitio del generador y determinar el valor del lubricante en el mercado, se calcula el costo del lubricante del generador, como:
PLim = PAim + Tim
PLim = 30.000 + 1,550.84 = 31.550,84 $/gal
Costo del lubricante en el sitio para el generador a enero de 2008.
Información para el cálculo del costo medio ponderado del lubricante.
Al considerar la potencia nominal (kW) de cada una de las plantas de generación se selecciona al consumo específico de lubricante y con los registros de energía eléctrica generada por cada planta eléctrica y por el parque de generación se realiza el cálculo del costo unitario por consumo de lubricante, ver Tabla 5.
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Tabla 5 Información para el cálculo del costo unitario por consumo de lubricante para el mes de enero.
UNIDAD TIPO DE COMBUSTIBLE POTENCIA NOMINAL [kW] CONSUMO ESPECÍFICO DE LUBRICANTE [gal/kWh] UBICACIÓN ENERGÍA GENERADA [kWh] 1 ACPM 1.000 0,00050 Cabecera municipal de Puerto Leguízamo 288.000 2 ACPM 300 0,00050 11.250 3 ACPM 200 0,00050 7.500
Energía total generada por el parque de generación 306.750 Fuente: Generada para el ejemplo.
Para el cálculo del costo medio ponderado del lubricante del parque de generación, se tiene en cuenta la siguiente ecuación:
CLm
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Tabla 6 Información consolidada para el cálculo del costo medio ponderado de lubricante. UNIDAD POTENCIA NOMINAL [kW] Etm [kWh] CONSUMO ESPECÍFICO DE LUBRICANTE CECi [gal/kWh] PLim [$/gal] E im [kWh] 1 1.000 306.750 0,00050 31550.84 288.000 2 300 306.750 0,00050 31550.84 11.250 3 200 306.750 0,00050 31550.84 7.500
Fuente: Generada para el ejemplo.
Teniendo en cuenta los valores de la Tabla 6, se reemplazan en la ecuación anterior, así:
CLm = (1/306750) * ((0,00050*31550.84*288000) + (0,00050*31550.84*11250) + (0,00050*31550.84*7500)) $/kWh
CLm = (1/306750) *4839103.95 $/kWh
CLm = 15,77 $/kWh Costo medio ponderado del lubricante para el parque de generación en el mes de enero de 2008.
El costo medio de operación del parque de generación se determina como la suma del costo medio ponderado del combustible y el del lubricante, así:
Coperación = CCm + CLm $/kWh Remplazando,
Coperación = 561,245 $/kWh + 15,77 $/kWh = 577,015 $/kWh. Para el parque generación en el mes de enero de 2008.
Los componentes de inversión y mantenimiento se determinan según la potencia de cada generador y su periodo de operación. Para este ejemplo se supuso un
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periodo de operación de 16 horas diarias para el generador de 1.000 kW, y de 4 horas diarias para los generadores de 200 kW y 300 kW. Los componentes de inversión y mantenimiento se obtienen de la Tabla 7.
Tabla 7 Componente de remuneración de Inversiones y Mantenimiento de unidades Diesel de 1800 rpm ($ de diciembre de 2006)
kW nominal Inversión $ / kWh Mantenimiento $ / kWh 24 h 12 h 6 h 11 420.28 458.14 547.16 150.02 15 332.43 362.58 433.34 119.58 20 300.80 328.43 393.20 110.02 25 265.68 288.81 343.51 90.88 30 231.49 251.75 299.63 79.72 35 201.88 219.59 261.41 69.70 40 178.16 193.80 230.74 61.53 50 157.06 171.00 203.84 55.01 55 148.29 161.50 192.61 52.18 75 120.88 131.73 157.29 43.05 115 128.30 146.40 166.43 41.59 150 118.55 134.40 169.67 39.86 200 104.09 122.95 163.63 33.48 250 88.28 104.00 137.97 28.70 300 83.91 98.24 129.34 27.90 350 82.66 96.33 126.07 28.02 400 97.97 112.08 143.22 32.88 500 108.45 120.68 152.35 37.31 600 98.00 110.95 139.80 34.68 700 95.30 107.55 134.94 34.17
47 800 98.71 111.09 138.85 35.87 900 108.08 122.43 154.40 39.33 1000 115.93 130.24 162.40 40.68 1200 110.88 125.24 157.32 39.06 1500 127.23 143.01 178.44 48.24 2000 o > 114.31 128.64 160.77 41.85
Fuente: Resolución CREG 091 de 2007.
Para el periodo de funcionamiento de cada planta eléctrica se toma el valor inmediatamente superior que se encuentra en la Tabla 7, respecto al tiempo real de operación de la planta eléctrica, ver Tabla 8.
Tabla 8 Remuneración por Inversión y Mantenimiento para cada máquina a diciembre de 2006. Unidad Potencia nominal [kW] Remuneración por inversión [$/kWh] Remuneración por mantenimiento [$/kWh] Energía generada [kWhl] Energía generada por el parque de generación [kwh] 1 1.000 115,93 40,66 288.000 306.750 2 300 129,34 27,90 11.250 3 200 163,63 33,48 7.500
Fuente: Generada para el ejemplo.
El costo de inversión y mantenimiento total para el parque de generación (a diciembre de 2006), se calcula de acuerdo con la siguiente expresión, así:
48 CIo
CMo
Reemplazando en la ecuación anterior se obtiene:
CIo *(115,93*288.000 + 129,34*11.250 + 163,63*7.500)
CIo 117,59 $/kWh Costo de inversión promedio del parque de generación a diciembre de 2006.
CMo * (40.66*288000 + 27.90*11250 + 33.48*7500)
CMo 40,02 $/kWh Costo de mantenimiento promedio del parque de generación a diciembre de 2006.
Estos valores se actualizan con base en el índice de Precios al Producto (IPP). IPPm-1 101,27 IPP a diciembre de 2007
IPPo 100,00 IPP a diciembre de 2006
Con estos datos y usando la fórmula de actualización se obtiene: CIm = 117,59 * = 119,08 $/kWh
Costo de inversión promedio del parquet a enero de 2008.
CMm = 40,02 * = 40,52 $/kWh
Costo de mantenimiento promedio del parque de generación a enero de 2008.
El componente de administración se determina en función de los costos del lubricante y el combustible del parque de generación, así:
