MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
RESOLUCION NUMERO 18 1851 DE ( 26 DIC.2006 )
Por la cual se adopta el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión 2006 -2020
EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA
En uso de las facultades legales y en especial las dispuestas en el numeral 7° del artículo 5° del Decreto 070 de 2001, y
CONSIDERANDO
Que de conformidad con lo establecido en el Parágrafo del artículo 17 de la Ley 143 de 1994 compete a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, elaborar los Planes de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.
Que el artículo 18 de la Ley 143 de 1994 determina que compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión. Que el artículo 5° numeral 7° del Decreto 70 de 2001, establece como función del Ministro de Minas y Energía adoptar los Planes Generales de Expansión de Generación de Energía y de la red de interconexión elaborados por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.
Que a través de la definición del Plan de Expansión de Referencia del Sistema Interconectado Nacional se determina la forma en que se abastecerá la demanda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera.
Que el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 18 1313 de Diciembre 2 de 2002 determinó los criterios y la forma para elaborar el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.
Que la Resolución 180924 del 15 de Agosto de 2003, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, estableció y desarrolló el mecanismo de las convocatorias públicas para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional.
Que la Unidad de Planeación Minero – Energética, UPME, elaboró el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006– 2020, cuya versión preliminar se hizo pública a partir del mes de julio y hasta el mes de agosto de 2006.
Que al elaborar el Plan de Expansión de Referencia del Sistema Interconectado Nacional, la Unidad de Planeación Minero – Energética, UPME, identificó y propuso aquellos proyectos necesarios para el cubrimiento de la demanda nacional.
Que tras solicitud enviada a la Unidad de Planeación Minero Energética por parte de la Empresa de Energía del Pacífico, con radicado UPME Número 2006-126-0600560-2 de agosto 18 de 2006, se evaluó nuevamente el proyecto de construcción de la subestación Sub220 220/115kV y módulos de línea para la reconfiguración de la línea Pance- Yumbo 220 kV, recomendado en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2005-2019.
Que la nueva alternativa propuesta por la Empresa de Energía del Pacífico, consistente en la conexión de transformación 220/115 kV en la subestación Alto Anchicayá y obras asociadas al nivel de tensión 4, la cual deberá ejecutarse de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente, aplaza la construcción de la subestación Sub 220 por presentar mejores resultados técnico-económicos.
Que en la sesión 68 de octubre 13 de 2006, el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT), aprobó las recomendaciones presentadas en el Plan de Expansión Generación – Transmisión 2006-2020.
Que ACOLGEN, ANDI, CODENSA, DIACO, Empresa de Energía de Bogotá, Empresas Públicas de Medellín, EMGESA, Empresa de Energía del pacífico, ISA, ISAGEN y el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, presentaron comentarios y sugerencias, los cuales se enuncian y responden en el documento de respuesta a los agentes preparado por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.
Que el 5 de diciembre de 2006, mediante oficio radicado bajo el No. 2006028430, la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME-, remitió el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006 - 2020.
Que del documento antes mencionado y del Plan de Expansión de Referencia se ratifican las siguientes recomendaciones:
• Suspender la recomendación del proyecto subestación Sub220, dada en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2005 – 2019, aplazando su definición a próximas revisiones del Plan de Expansión.
• Iniciar, a partir del año 2007, el proceso de convocatoria para la construcción de la obras de expansión del STN necesarias para la conexión del proyecto de generación hidráulica Porce III, mediante la reconfiguración del circuito San Carlos - Cerromatoso 500kV y construcción de la subestación Porce 500kV, requeridas en operación en el año 2010.
• Adelantar las acciones necesarias para la interconexión Colombia- Panamá, dejando condicionada la apertura de la convocatoria a los acuerdos regulatorios que se logren entre los dos países.
Que el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2006–2020 sometido a consideración cumple con los principios generales y las metodologías establecidas en la resolución del Ministerio de Minas y Energía 18 1313 de 2002.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°. Adoptar el “Plan de Expansión de Referencia Generación -Transmisión 2006 - 2020” elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética –UPME-, el cual en anexo forma parte integral de la presente Resolución.
ARTÍCULO 2°. La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.
Dada en Bogotá, D.C. a los
HERNAN MARTINEZ TORRES Ministro de Minas y Energía, LEVC/efmu
Plan de expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006-2020 Pág. 1
REPÚBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA
DOCUMENTO UPME
Plan de Expansión de Referencia
Generación – Transmisión
2006-2020
Noviembre de 2006
Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006-2020
República de Colombia Ministerio de Minas y Energía
Unidad de Planeación Minero Energética UPME
Director General
Carlos Arturo Flórez Piedrahita
Subdirector de Planeación Energética
Alberto Rodríguez Hernández
Subdirección de Planeación Energética
Cra 50 No. 26-00
Tel. (+1) 2220601 Fax (+1) 2219537 Bogotá.
Colombia Julio de 2006
TABLA DE CONTENIDO 1 SITUACIÓN ECONÓMICA... 1-1 1.1 CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA ... 1-1 1.2 Inflación... 1-3 1.3 Tasa de cambio ... 1-5 1.4 Empleo... 1-7 1.5 EXPORTACIONES E IMPORTAICONES ... 1-9 2 SITUACIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD ... 2-19 2.1 ESQUEMA INSTITUCIONAL ... 2-19 2.2 ESTRUCTURA DEL MERCADO... 2-20 2.3 DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ... 2-21 2.3.1 Evolución Histórica de la Demanda de Electricidad... 2-21 2.3.2 Desviación de los Modelos ... 2-30 2.3.3 Interconexiones Internacionales... 2-32 2.4 CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACIÓN ... 2-35 2.4.1 Disponibilidad de Plantas de Generación... 2-37 2.4.2 Disponibilidad de recurso hídrico ... 2-38 2.4.3 Generación de Energía Eléctrica en Colombia. ... 2-40 2.5 TRANSMISIÓN... 2-43 2.5.1 Expansión del Sistema de Transmisión Nacional ... 2-44 2.6 DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACIÓN. ... 2-48 2.7 MODIFICACIONES AL ESQUEMA REGULATORIO 2005 – 2006 ... 2-52 2.7.1 Convocatorias UPME ... 2-52 2.7.2 Activos de uso del nivel de tensión 4 ... 2-52 2.7.3 Generación ... 2-53 2.7.4 Otras resoluciones CREG relacionadas... 2-53 3 PROYECCIONES DE DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA ... 3-55 3.1 METODOLOGÍA ... 3-55 3.2 SUPUESTOS MARZO DE 2006 ... 3-56 3.2.1 Producto Interno Bruto... 3-56
3.2.2 Pérdidas de Energía Eléctrica en el STN ... 3-57 3.2.3 Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución ... 3-57 3.2.4 Cargas Especiales... 3-58 3.3 ESCENARIOS DE PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA ... 3-59 3.3.1 Demanda de Energía Eléctrica... 3-59 3.3.2 Demanda de Potencia Eléctrica ... 3-61 3.3.3 Demanda de Energía Eléctrica Sectorial... 3-63 3.3.4 Sensibilidad con Escenario de Crecimiento Económico DNP Visión Colombia 2019 ... 3-65 4 DISPONIBILIDAD DE RECURSOS Y PROYECCION DE PRECIOS ... 4-66 4.1 DISPONIBILIDAD DE RECURSOS ... 4-66 4.1.1 Carbón ... 4-66 4.1.2 Gas Natural... 4-67 4.1.3 Precios de Carbón ... 4-70 4.1.4 Precios de Gas Natural... 4-72 4.1.5 Precios del Gas de Guajira y Opón ... 4-72 4.1.6 Precios del Gas de Cusiana ... 4-74 4.1.7 Precios de Transporte ... 4-74 5 EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ... 5-1 5.1 PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA GENERACIÓN EN COLOMBIA ... 5-1
5.2 PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Y DEMANDA DE ENERGÍA EN ECUADOR... 5-3
5.3 PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN Y DEMANDA DE ENERGÍA EN perú... 5-4 5.4 PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN y demanda de energía EN panamá ... 5-5 5.5 PROYECTOS DE EXPANSIÓN y demanda de energía RESTANTES PAíSES DEL SIEPAC... 5-7 5.6 METODOLOGÍA DEL PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN ... 5-8 5.6.1 Variables Críticas... 5-8 5.6.2 Supuestos Empleados en los Análisis de Generación... 5-10
5.7 REQUERIMIENTOS DE GENERACIÓN POR ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO
COLOMBIANO ... 5-12 5.7.1 Escenarios de Generación al 2015 ... 5-12 5.7.2 Escenario de Generación al 2020 ... 5-24 5.7.3 Casos de Sensibilidad ... 5-26 5.8 Conclusiones y recomendaciones... 5-33
6 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ... 6-34 6.1 INFORMACIÓN BÁSICA ... 6-34 6.2 ANÁLISIS DE LARGO PLAZO 2015 - 2020... 6-36 6.2.1 Análisis Área Costa ... 6-36 6.2.2 Análisis Área Nordeste ... 6-36 6.2.3 Análisis Área Bogotá ... 6-36 6.2.4 Análisis Área Antioquia... 6-37 6.2.5 Análisis Área Caldas – Quindio – Risaralda... 6-37 6.2.6 Análisis Área Valle... 6-37 6.2.7 Análisis Área Cauca – Nariño... 6-37 6.2.8 Análisis Área Tolima – Huila – Caquetá ... 6-37 6.3 ANÁLISIS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO 2007 - 2015 ... 6-38 6.3.1 Análisis Área Nordeste ... 6-38 6.3.2 Análisis Área Bogotá ... 6-38 6.3.3 Análisis Área Bolívar... 6-42 6.3.4 Análisis Área Atlántico ... 6-43 6.3.5 Análisis Área Caldas - Quindío – Risaralda ... 6-44 6.3.6 Análisis Área Meta... 6-44 6.3.7 Análisis Área Valle... 6-44 6.3.8 Análisis Área Tolima – Huila – Caquetá ... 6-48 6.3.9 Análisis Área Guajira – Cesar – Magdalena... 6-49 6.3.10 Análisis Área Antioquia... 6-50 6.3.11 Análisis Área Chocó ... 6-50 6.3.12 Análisis Área Cerromatoso ... 6-50 6.3.13 Análisis Área Cauca – Nariño... 6-51 6.3.14 Análisis Área Chinú ... 6-51 6.3.15 Conexión del Proyecto de Generación Porce III ... 6-52 6.3.16 Nivel de Cortocircuito en las Subestaciones del STN ... 6-55 6.3.17 Análisis de Estabilidad del SIN ... 6-67
6.4 ANÁLISIS DE LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA - ECUADOR - VENEZUELA CON EL SISTEMA
PANAMA-SIEPAC ... 6-72 6.4.1 Análisis de Estado Estable ... 6-74
6.4.2 Análisis de Estabilidad de Voltaje... 6-74 6.4.3 Análisis de Estabilidad Transitoria... 6-74 6.4.4 Análisis de Estabilidad de Pequeña Señal ... 6-75 6.4.5 Avances Recientes de la Interconexión Colombia – Panamá... 6-76 6.4.6 Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN ... 6-77 6.5 RESULTADOS DEL PLAN 2006... 6-78 7 ASPECTOS AMBIENTALES... 7-79 7.1 NORMATIVIDAD AMBIENTAL... 7-79 7.2 TRANSFERENCIAS ... 7-79 7.3 EMISIONES... 7-80 8 ANEXOS... 8-82
8.1 ANEXO A. PROYECCIONES DISPONIBILIDAD DE RECURSOS Y PROYECCION DE PRECIO . 8-83
8.2 ANEXO C PLANES DE EXPANSIÓN OR... 8-95 8.3 ANEXO D NIVELES DE CORTOCIRCUITO EN LAS SUBESTACIONES DEL STN... 8-114
8.4 ANEXO E DESCRIPCIÓN DE EVENTOS Y DISPONIBILIDAD DE SUBSISTEMAS ELÉCTRICOS
DEL STN PERIODO DICIEMBRE 2004 – DIDIEMBRE 2005... 8-119 8.5 ANEXO g FECHAS DE ENTRADA DE LINEAS Y SUBESTACIONES DEL STN... 8-124 8.6 ANEXO H FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA -FNCE-... 8-128 8.6.1 MAPAS DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES DE COLOMBIA... 8-128 8.6.2 MAPA DE DENSIDAD DE ENERGÍA DEL VIENTO ... 8-129 8.6.3 MAPA DE POTENCIAL HIDROENERGÉTICO... 8-131 8.6.4 MAPA DE POTENCIAL ENERGETICO DE LA BIOMASA ... 8-131
Plan de expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006-2020 Pág. 1-1
1 SITUACIÓN ECONÓMICA
1.1 CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA
El Producto Interno Bruto a diciembre de 2005 ascendió a $284,5 billones, en valores corrientes, equivalente a $88 billones en pesos constantes de 1994, lo que representa un crecimiento anual en términos reales de 5,2%. La variación anual del PIB se presenta en la Gráfica 1-1. El PIB continúa en la senda de crecimiento iniciada en el primer semestre de 2001.
-6,0% -4,0% -2,0% 0,0% 2,0% 4,0% 6,0% 1 996 -I 19 96-III 1 997 -I 19 97-III 1 998 -I 19 98-III 1 999 -I 19 99-III 2 000 -I 20 00-III 2 001 -I 20 01-III 2 002 -I 20 02-III 2 003 -I 20 03-III 2 004 -I 20 04-III 2 005 -I 20 05-III 2 006 -I Fuente DANE Gráfica 1-1 Variación anual PIB (%)
Las ramas de la actividad económica con mayor participación en el PIB del año 2005 fueron en su orden “Servicios sociales, comunales y personales” (19%), “Financieros, seguros, inmuebles y servicios empresariales” (17,5%), “Industria manufacturera” (14,7%), “Agropecuario, silvicultura, caza y pesca” (13,4%). Por el contrario los sectores con menor participación fueron “Electricidad, gas y agua” (3%) y “Explotación de minas y canteras” (4,7%). Gráfica 1-2.
19,0% 17,5% 14,7% 13,4% 11,5% 8,1% 5,5% 4,7% 3,0% 2,7% 0% 4% 8% 12% 16% 20%
Servicios sociales, comunales y personales Financieros, seguros, inmuebles y serv empr Industria manufacturera Agrop, silvic, caza y pesca Comercio, reparación, restaurantes y hoteles Transporte, almacenamiento y comunicación Construcción Explotación de minas y canteras Electricidad, gas y agua Otros
Fuente DANE Gráfica 1-2 Participación porcentual de las ramas de la actividad económica en el PIB (Año 2005)
Sin considerar la categoría “Otros” en la clasificación de sectores que miden el PIB, los sectores con mayor crecimiento en el año 2005 con relación al 2004, fueron “Construcción” (11,9%) y “Comercio, reparación, restaurantes y hoteles” (9,4%), los cuales registraron una variación interanual superior a la del PIB total, los restantes sectores registraron crecimientos inferiores. Gráfica 1-3.
-10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25%
Servicios sociales, comunales y personales Financieros, seguros, inmuebles y serv empr Industria manufacturera Agrop, silvic, caza y pesca Comercio, reparación, restaurantes y hoteles Transporte, almacenamiento y comunicación Construcción Explotación de minas y canteras Electricidad, gas y agua Otros 2005/2004 2004/2003 2003/2002 Crecimiento PIB 2005 = 5,2% Fuente DANE
Al ponderar la variación anual del PIB sectorial con la variación del PIB total, entre los años 2004 a 2005, se observa en la Gráfica 1-4 que los sectores que mas contribuyeron al crecimiento del PIB fueron los de “Comercio, reparación, restaurantes y hoteles” (19,9%), “Servicios sociales, comunales y personales” (14,8%) y “Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas” (12,1%); los de menor contribución fueron “Electricidad, gas y agua” (1,9%) y “Explotación de minas y canteras” (2,7%). 19,9% 14,8% 12,1% 11,9% 11,2% 10,1% 8,0% 7,5% 2,7% 1,9% 0% 4% 8% 12% 16% 20%
Comercio, reparación, restaurantes y hoteles Servicios sociales, comunales y personales Financieros, seguros, inmuebles y serv empr Construcción Industria manufacturera Otros Transporte, almacenamiento y comunicación Agrop, silvic, caza y pesca Explotación de minas y canteras Electricidad, gas y agua
Fuente DANE Gráfica 1-4 Participación ponderada de los sectores en el PIB total
1.2 INFLACIÓN
En el año 2005 el Índice de Precios al Consumidor (IPC) creció 4,85% con respecto al año 2004, lo que lo sitúa en la inflación mas baja de los últimos años. La Gráfica 1-5 muestra cómo la inflación ha declinado en los últimos años alcanzando cifras de un solo digito a partir de 1999.
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% I-8 9 I-9 0 I-9 1 I-9 2 I-9 3 I-9 4 I-9 5 I-9 6 I-9 7 I-9 8 I-9 9 I-0 0 I-0 1 I-0 2 I-0 3 I-0 4 I-0 5 I-0 6 IPC (%) Fuente DANE Gráfica 1-5 Variación trimestral del IPC anualizado
Los sectores que más incidieron en el incremento del IPC en el año 2005 fueron en su orden los de “Alimentos, Transporte, Educación y Salud”. Por otra parte, los sectores “Vestuario, Esparcimiento y Vivienda”, registraron variaciones de precio por debajo del IPC total. Ver Gráfica 1-6.
6,56% 5,60% 5,15% 5,11% 4,12% 2,96% 2,53% 0,59% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% Alimentos Transporte Educación Salud Vivienda Otros gastos Esparcimiento Vestuario IPC (% ) IPC año 2005 = 4,85 % Fuente DANE Gráfica 1-6 Variación IPC a diciembre de 2005 por grupos de bienes y servicios
1.3 TASA DE CAMBIO
En el año 2002 la moneda nacional presentó una fuerte devaluación al pasar la tasa de cambio de $2291,18 en el inicio del año a $2864,79 al final del mismo, esto representa una devaluación del 25% anual, esta tendencia continuó durante el primer trimestre de 2003, alcanzando el valor de $2941,29 al final del primer trimestre de ese año. A partir de esta fecha la tasa de cambio ha presentado una tendencia revaluacionista, hasta alcanzar el valor de $2283,45 en diciembre de 2005, esto representa una revaluación acumulada de 28,8%, llegando a valores similares a los de inicios del año 2001. La Gráfica 1-7 muestra el comportamiento histórico de la tasa de cambio en los últimos años.
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500
I-98 III I-99 III I-00 III I-01 III I-02 III I-03 III I-04 III I-05 III I-06
TASA DE CAMBIO $ por US$
Fuente DANE Gráfica 1-7 Evolución histórica de la tasa de cambio ($ por US$)
Aunque la tasa de cambio en el año 2005 continúo con una tendencia a la baja, se redujo su velocidad de cambio, este comportamiento persistió durante el primer semestre del año 2006. Gráfica 1-8.
-20% -10% 0% 10% 20% 30% 40%
I-98 III I-99 III I-00 III I-01 III I-02 III I-03 III I-04 III I-05 III I-06 VARIACIÓN (% ) TASA
DE CAMBIO
Fuente DANE Gráfica 1-8 Variación anualizada de la tasa de cambio (%)
1.4 EMPLEO
La Tasa de Ocupación de los últimos años ha permanecido relativamente constante alrededor del 53% de la Población en Edad de Trabajar. En el año 2005 la tasa de ocupación registró un crecimiento continuo al pasar de 51,6% en el primer trimestre hasta el 54,6% en el cuarto trimestre, sin embargo descendió levemente a 52,6% al finalizar el primer semestre de 2006.
En los últimos años la Tasa de Subempleo promedio fue de 32,1% de la Población Económicamente Activa. En el año 2005 esta tasa presentó una ligera reducción, alcanzando el nivel de 31,6%, aunque en el primer semestre el subempleo creció al 33,5%. La Tasa de Desocupación ha presentado una ligera reducción en los últimos años, alcanzando un valor de 10,2% en diciembre de 2005. Esta tasa se incremento en el primer semestre de 2006 al 11,4%, ver Gráfica 1-10.
0% 11% 22% 33% 44% 55%
I-01 II III IV I-02 II III IV I-03 II III IV I-04 II III IV I-05 II III IV I-06 II
(%) ocup., desempleo y subempleo
Tasa de desempleo Tasa de subempleo Tasa de ocupación
Fuente DANE Gráfica 1-9 Variación del empleo en el País
La Gráfica 1-10 muestra la relación inversa existente entre la variación del PIB y la Tasa de Desempleo. Hacia el tercer trimestre del año 2005 el PIB alcanzó su máximo crecimiento y simultáneamente el desempleo mostró una clara tendencia a disminuir, favorecido además por el incremento de trabajos temporales de final de año. No obstante en el primer trimestre del año 2006, se presentó un repunte en la tasa de desempleo ubicándose en el 12,6%.
0% 1% 2% 3% 4% 5% 6%
I-01 II III IV I-02 II III IV I-03 II III IV I-04 II III IV I-05 II III IV I-06 PIB (%) 10% 12% 14% 16% 18% T. desempleo (%) PIB T. Desempleo Fuente DANE Gráfica 1-10 Relación Empleo - PIB
1.5 EXPORTACIONES E IMPORTAICONES
La Gráfica 1-11 presenta la evolución de las exportaciones colombianas FOB. En el año 2005 estas fueron de US$21190,5 millones de Dólares, de estos el 48,9% corresponde a exportaciones tradicionales y el 51,1% a no tradicionales. Las exportaciones colombianas han registrado un importante crecimiento en los últimos años, en el período 2004 – 2005 fue de 27%, igual a la registrada en el período 2003 – 2004. En el período 2003 – 2002 este incremento fue del 10%, mientras que en el período 2002 – 2001 decrecieron 3%, lo que equivale a un incremento promedio anual de 15% en valores corrientes para el período 2001 – 2005.
6. 711 5. 463 5. 310 6.03 1 7. 65 9 10. 366 6. 411 6. 846 6. 598 7.097 9. 072 10. 825 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 Millones de dólares FOB No Tradiocionales Tradicionales
Fuente Banco de la República Gráfica 1-11 Exportaciones FOB
En el período 2001 – 2005 las exportaciones no tradicionales han registrado una mayor participación en el total de exportaciones, sin embargo los productos tradicionales tienden a incrementar su participación.
40,0% 45,0% 50,0% 55,0% 60,0% 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 Tradicionales No Tradiocionales
Fuente Banco de la República Gráfica 1-12 Evolución de las exportaciones tradicionales y no tradicionales
Los principales productos tradicionales de exportación son café, carbón, ferroniquel y petróleo y derivados. En el año 2005 el principal producto tradicional de exportación fue el petróleo y sus derivados (53,6%), seguido por el carbón (25,1%), el tercer lugar fue para el café (14,2%) y el cuarto para el ferroniquel (7,1%).
USD 2.598,2; 25% USD 1.470,7; 14%
USD 5.559,0; 54% USD 737,8; 7%
Café Carbón Petróleo y derivados Ferroníquel
Fuente Banco de la República Gráfica 1-13 Principales productos tradicionales de exportación
En el período 2003 – 2005, los productos tradicionales de mayor crecimiento en las exportaciones, fueron el ferroniquel y el carbón, con tasas promedio de crecimiento interanual en términos corrientes de 1.39% y 1.38%. Para el café dicha tasa de crecimiento fue de 1,24%. El petróleo fue el producto tradicional de menor crecimiento en este periodo con una tasa interanual de 1,19%.
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 Millones de US$ FOB Café Carbón
Petróleo y derivados Ferroníquel
Fuente Banco de la República Gráfica 1-14 Evolución histórica productos tradicionales de exportación
El valor de las exportaciones no tradicionales registró un importante repunte en el período 2000 – 2001, superando a las exportaciones tradicionales, gracias al incremento en las exportaciones de los productos del sector industrial y a la disminución de las exportaciones del café y del petróleo. Los principales productos de exportación no tradicionales son: banano y flores, en el sector agropecuario; oro y esmeraldas, en el sector minero y textiles, químicos, papel, cuero y alimentos, en el sector industrial.
Las exportaciones del sector industrial fueron las de mayor participación en el año 2005 contribuyendo con el 72,9% del total de exportaciones no tradicionales; el sector agropecuario participó con el 18,2% y el sector minero con el 8,2%.
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 Millones de dólares FOB
Sector agropecuario Sector minero Sector industrial
Fuente Banco de la República Gráfica 1-15 Evolución histórica productos tradicionales de exportación
Los sectores no tradicionales presentan alta volatilidad en el crecimiento anual de las exportaciones. En el período 2004 – 2005, el sector agropecuario fue el sector exportador no tradicional de mas rápido crecimiento, con el 22%, seguido por el sector industrial con el 19% y el sector minero con el 15%. En el período 2000 – 2001, estos sectores registraron tasas de 1%, 13% y – 58%, respectivamente
-60% -10% 40% 90% 140% 190% 2001 / 2000 2002 / 2001 2003 / 2002 2004 / 2003 2005 / 2004 Agropecuario Minero Industrial
Fuente Banco de la República Gráfica 1-16 Variación anual de exportaciones no tradicionales
Estados Unidos es el principal país de destino de las exportaciones colombiana, con cerca del 40% del total de las exportaciones. Los siguen Venezuela (10%), Ecuador (6,3%), Perú (3,4%), México, Bélgica, Alemania y Japón.
100 1.000 10.000 2003 2004 2005 Millones US$ FOB
Estados Unidos Venezuela Alemania Ecuador Bélgica Perú Japón México 1% 10% 100% 2003 2004 2005
Estados Unidos Venezuela Alemania Ecuador Bélgica Perú Japón México
Fuente Banco de la República Gráfica 1-17 Países de destino exportaciones (Valor (FOB millones US$) y participación (%))
En el período 2003 – 2005, Venezuela se convirtió en el país de destino con mayor crecimiento en el valor de las exportaciones colombianas, pasando de US$696 millones en el año 2003 a US$2098 millones en el año 2005, lo que equivale a un crecimiento en dicho período de 201,3%. Le siguen en su orden: Perú, Ecuador y México.
0% 50% 100% 150% 200%
Venezuela Perú Ecuador México Japón Bélgica USA Alemania
∆ 2005 / 2003 ∆ 2005 / 2004 ∆ 2004 / 2003
Fuente Banco de la República Gráfica 1-18 Variación interanual de las exportaciones por país de destino
En cuanto a las importaciones, estas alcanzaron un valor CIF de US$ 21204,2 millones, acumulado en el año 2005, que equivale a un incremento en valores corrientes del 27% con respecto al 2004. El incremento promedio anual de las importaciones colombianas en el periodo 2001 – 2005 fue de 13,4%.
5. 919 5. 82 6 5. 847 6.445 8. 042 9.520 3.429 4. 468 4. 11 3 4.768 5. 534 7. 70 2 2. 191 2. 540 2. 739 2. 676 3. 172 3. 982 0 5.000 10.000 15.000 20.000 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 Millones de US$ CIF Bienes de Consumo Bienes de Capital
Bienes Intermedios y Materias Primas
Fuente Banco de la República Gráfica 1-19 Evolución histórica de las importaciones del País
Los bienes intermedios y materias primas, tales como combustibles y lubricantes, bienes para el sector agrícola y bienes para el sector industrial, representan el mayor porcentaje en el valor de las importaciones, en el año 2005 representaron el 44,6% del total de importaciones. Dentro del grupo de bienes intermedios y materias primas, los destinados al sector industrial son los que tienen mayor participación, con el 86%.
Combustibles y lubricantes; USD 544; 6% Sector agricola; USD 772; 8% Sector Industrial; USD 8.205; 86%
Combustibles y lubricantes Sector agricola Sector Industrial
Fuente Banco de la República Gráfica 1-20 Valor de las importaciones de los bienes intermedios
Los bienes de capital están conformados por la maquinaria y equipo destinado a los sectores industrial, agrícola, construcción y equipos de transporte. Dentro de los bienes de capital, los destinados al sector industrial fueron los que tuvieron la mayor participación en el valor de las importaciones en el año 2005, con un valor CIF de US$4807 millones, que equivale al 62% del total de bienes de capital; le siguen los equipos de transporte, los materiales de construcción, y el sector agrícola.
Sector Industrial; USD 4.807; 62% Materiales de construcción; USD 446; 6% Sector agricola; USD 65; 1% Equipo de Transporte; USD 2.385; 31%
Materiales de construcción Sector agricola Sector Industrial Equipo de Transporte
Fuente Banco de la República Gráfica 1-21 Valor de las importaciones de los bienes de capital
Desde el año 1999 la balanza comercial presenta un saldo neto positivo. En el año 2005 las exportaciones superaron a las importaciones en US$1392 millones con un crecimiento del 22% en valores corrientes con respecto al año 2004. La Gráfica 1-22 presenta la evolución histórica de la balanza comercial en US$ millones FOB.
-25.000 -20.000 -15.000 -10.000 -5.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 1990 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 Millones de US$ FOB
exportaciones Importaciones Balanza Comercial
Fuente Banco de la República Gráfica 1-22 Balanza comercial
2 SITUACIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
2.1 ESQUEMA INSTITUCIONAL
Desde los años noventa el Estado ha modificando su rol de actor principal encargado de la administración de los recursos, inversionista y propietario casi que absoluto del sector eléctrico, hacia una clara separación de roles entre los inversionistas y el Estado, en la que este último tiene la responsabilidad de fijar las políticas energéticas, regular, ejercer el control y vigilancia y realizar la planeación del sector eléctrico, normativa para el caso de la expansión de la transmisión e indicativa para la expansión de la generación.
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Política sectorial Planeación Regulación y Vigilancia Agentes del la cadena productiva
UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA Planeación de los sectores de energía y minas del País, Formula recomendaciones en materia de política energética COMISION DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Regula actividades y prestación de los servicios públicos de energía y gas
SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS Ejerce control, la inspección y la vigilancia de las entidades Prestadoras de servicios públicos
Generadores
Transmisores
Distribuidores
Comercializadores
UsuariosRegulados y no
regulados
Adminsitración y operación del Mercado de Energía Mayorista MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Política sectorial Planeación Regulación y Vigilancia Agentes del la cadena productivaUNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA Planeación de los sectores de energía y minas del País, Formula recomendaciones en materia de política energética COMISION DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Regula actividades y prestación de los servicios públicos de energía y gas
SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS Ejerce control, la inspección y la vigilancia de las entidades Prestadoras de servicios públicos
Generadores
Transmisores
Distribuidores
Comercializadores
UsuariosRegulados y no
regulados
Adminsitración y operación del Mercado de Energía Mayorista2.2 ESTRUCTURA DEL MERCADO
La Gráfica 2-2 presenta la distribución por actividades de un total de 75 empresas reguladas del sector eléctrico que operan en el Sistema Interconectado Nacional, se observa que únicamente 3 de ellas permanecen con integración vertical total de actividades, estas son: EEPPM, EPSA y ESSA. El número de comercializadores puros se ha incrementado en los últimos años llegando a 28 en el 2005, atendiendo mercado regulado y no regulado localizado principalmente en Bogotá, Cali, Medellín, Barranquilla y Bucaramanga. La mayoría de las antiguas electrificadoras departamentales o municipales separaron sus actividades y actualmente son 22 las que desarrollan simultáneamente actividades de distribución y comercialización, sin embargo existen ocho empresas que adicionalmente a la distribución y comercialización desarrollan también la actividad de generación, entre las cuales se encuentran CHEC, EEP, EBSA, CEDELCA, CEDENAR y EMCALI. Las empresas que tienen por objeto exclusivo la transmisión son 4: ISA, TRANSELCA, EEB, y DISTASA.
G + D + C = 8 D + C = 22 C = 28 G + T + D + C = 3 G = 10 T = 4 Fuente: CREG
2.3 DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
2.3.1 Evolución Histórica de la Demanda de Electricidad
2.3.1.1 Energía
En el periodo 2000 – 2005 (Gráfica 2-3) la demanda de energía creció al 2,75% promedio anual. El acumulado anual de la demanda nacional de energía1 eléctrica en el año 2005 fue de 48828,8 GWh/año, con un crecimiento de 3,8% con respecto al año anterior. El año 2005 registró el crecimiento mas acelerado de la demanda de energía de los últimos diez años. Lo cual es coherente con el mayor crecimiento de la economía, medido a través del Producto Interno Bruto, el cual fue de 5,2%, que también corresponde al mayor alcanzado en los últimos diez años
30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 GWh-año Fuente: XM, Neón Gráfica 2-3 Demanda Nacional de Energía (GWh/año)
La Gráfica 2-4 muestra la relación existente entre la variación trimestral del acumulado anual de la demanda de energía y la variación del PIB en igual período de tiempo. Se observa que históricamente
1 Fuente XM. La Demanda nacional de Energía Eléctrica se calcula con base en la generación neta de las plantas, demanda no atendida, limitación.
existe una alta correlación entre estas series. A partir del segundo trimestre del año 2003, la economía presentó niveles de crecimiento mayores que la demanda de energía eléctrica, esto debido a aspectos como la diversificación de la canasta energética, la penetración del gas natural y las acciones emprendidas por los sectores industrial, residencial y comercial, entorno al uso eficiente de la energía. Sin embargo, desde el primer semestre del 2005, la demanda de energía está creciendo a un ritmo más acelerado que la economía.
-6,0% -4,0% -2,0% 0,0% 2,0% 4,0% 6,0% 1996-I 1996-III 1997-I 1997-III 1998-I 1998-III 1999-I 1999-III 2000-I 2000-III 2001-I 2001-III 2002-I 2002-III 2003-I 2003-III 2004-I 2004-III 2005-I 2005-III 2006-I
Variación anual PIB (%)
Variación anual demanda nacional (%)
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-4 Relación demanda nacional de energía Vs. PIB
La Gráfica 2-5 presenta la evolución mensual de la demanda nacional de energía y el acumulado anual en (GWh).
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 En e-96 Ju l-9 6 En e-97 Ju l-9 7 En e-98 Ju l-9 8 En e-99 Ju l-9 9 En e-00 Ju l-0 0 En e-01 Ju l-0 1 En e-02 Ju l-0 2 En e-03 Ju l-0 3 En e-04 Ju l-0 4 En e-05 Ju l-0 5 En e-06 GWh-mes 41.000 42.000 43.000 44.000 45.000 46.000 47.000 48.000 49.000 50.000 GWh - año Demanda nacional de energía mensual (GWh - mes)
Dem. energía anual (GWh - año)
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-5 Demanda mensual y acumulado anual del sistema interconectado nacional (GWh)
Tabla 2-1 Demanda mensual de energía eléctrica (GWh/mes)
MES 1996 1997 1998 1999 2000 ene 41.861,5 42.342,0 43.807,4 43.480,2 41.499,7 feb 42.015,3 42.267,3 43.966,0 43.239,4 41.619,7 mar 42.025,5 42.225,1 44.226,3 42.982,3 41.624,9 abr 42.091,7 42.378,0 44.269,6 42.746,0 41.595,9 may 42.145,7 42.493,5 44.336,1 42.498,9 41.677,7 jun 42.142,0 42.588,2 44.398,5 42.320,6 41.750,1 jul 42.214,1 42.768,2 44.375,5 42.098,7 41.798,9 ago 42.266,9 42.927,3 44.295,4 41.945,1 41.887,2 sep 42.278,8 43.129,9 44.172,3 41.790,8 41.949,6 oct 42.286,3 43.348,5 44.046,8 41.609,4 42.041,2 nov 42.280,9 43.471,0 43.932,7 41.520,9 42.139,7 dic 42.299,8 43.633,3 43.733,6 41.502,6 42.239,8 MES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ene 42.320,0 43.318,5 44.631,3 45.804,0 47.155,6 48.978,6 feb 42.280,5 43.451,8 44.729,7 46.008,8 47.120,5 49.150,8 mar 42.376,5 43.457,7 44.948,8 46.146,5 47.180,8 49.330,3 abr 42.498,4 43.619,9 44.988,3 46.243,7 47.445,8 49.313,9 may 42.575,0 43.741,9 45.086,9 46.288,1 47.625,0 49.490,6 jun 42.625,7 43.815,6 45.154,4 46.481,7 47.792,9 49.639,4 jul 42.692,3 43.945,7 45.316,6 46.516,6 47.945,9 ago 42.829,7 44.013,5 45.399,3 46.657,0 48.114,4 sep 42.933,7 44.136,7 45.506,1 46.724,4 48.347,0 oct 43.069,7 44.249,3 45.584,7 46.782,9 48.513,9 nov 43.132,4 44.372,1 45.663,7 46.895,1 48.676,1 dic 43.206,1 44.499,2 45.767,9 47.019,2 48.828,8 Fuente: XM, Neón
En los últimos tres años, el mes de mayor demanda de energía ha sido diciembre, particularmente en el año 2005, alcanzó un valor de 4240,8 GWh/mes, seguido por el mes de mayo (4110,8 GWh/mes). Los meses de menor demanda de energía fueron febrero (4708,7 GWh/mes) y enero (3946,8 GWh/mes) 3.000 3.500 4.000 4.500 ene feb ma r
abr may jun jul ago sep oct nov dic GWh-mes
2001 2002 2003 2004 2005 2006
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-6 Demanda Nacional de Energía (GWh/mes) 2001 – 2005
En el 2005 el crecimiento mensual de energía con respecto a igual mes del año anterior presento las más altas variaciones mensuales de los últimos años, alcanzando valores de 7% y 6% en los meses de abril y septiembre, respectivamente.
-2% -1% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% ene feb ma r
abr may jun jul ago sep oct nov dic
2001 2002 2003 2004 2005 2006
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-7 Variación mensual de energía con respecto a igual mes del año anterior
El segundo semestre del año 2005 se caracterizó por las altas tasas de crecimiento de energía acumulado de los últimos doce meses, superando de manera considerable las del año 2003. Las tasas de crecimiento del primer semestre de 2006 registraron valores aun más altos, alcanzando su máximo en el mes de marzo con 4,6%
0% 1% 2% 3% 4% 5% en e fe b ma r ab r ma y ju n jul ag o se p oc t no v di c 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-8 Variación mensual de la demanda de energía, últimos doce meses
Tabla 2-2 Demanda nacional de energía (GWh – año) (acumulado últimos doce meses)
MES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ene 42.320,0 43.318,5 44.631,3 45.804,0 47.155,6 48.978,6 feb 42.280,5 43.451,8 44.729,7 46.008,8 47.120,5 49.150,8 mar 42.376,5 43.457,7 44.948,8 46.146,5 47.180,8 49.330,3 abr 42.498,4 43.619,9 44.988,3 46.243,7 47.445,8 49.313,9 may 42.575,0 43.741,9 45.086,9 46.288,1 47.625,0 49.490,6 jun 42.625,7 43.815,6 45.154,4 46.481,7 47.792,9 49.639,4 jul 42.692,3 43.945,7 45.316,6 46.516,6 47.945,9 ago 42.829,7 44.013,5 45.399,3 46.657,0 48.114,4 sep 42.933,7 44.136,7 45.506,1 46.724,4 48.347,0 oct 43.069,7 44.249,3 45.584,7 46.782,9 48.513,9 nov 43.132,4 44.372,1 45.663,7 46.895,1 48.676,1 dic 43.206,1 44.499,2 45.767,9 47.019,2 48.828,8
2.3.1.2 Potencia
En el año 2005 la potencia máxima del Sistema Interconectado Nacional fue de 8639 MW, registrada en el mes de diciembre, mes en el que en general en los últimos años2 se alcanza la potencia pico anual. Este valor equivale a un aumento de la potencia pico de 3,7% con respecto al 2004
6.000 6.500 7.000 7.500 8.000 8.500 9.000 En e-94 En e-95 En e-96 En e-97 En e-98 En e-99 En e-00 En e-01 En e-02 En e-03 En e-04 En e-05 En e-06 MW Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-9 Evolución de la potencia máxima mensual del SIN (SIN)
Tabla 2-3 Potencia máxima mensual del SIN MES 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 ene 6.394,0 6.811,0 6.939,0 7.067,0 7.358,0 6.980,0 6.993,0 feb 6.519,0 6.905,0 6.998,0 7.150,0 7.483,0 7.278,0 7.103,0 mar 6.505,0 6.871,0 7.028,0 7.271,0 7.506,2 7.178,0 7.139,0 abr 6.547,0 6.920,0 7.051,0 7.175,0 7.448,0 7.107,0 7.105,0 may 6.560,0 6.869,0 6.952,0 7.167,0 7.470,0 7.030,0 7.143,0 jun 6.639,0 6.798,0 6.914,0 7.084,0 7.337,0 7.053,0 7.103,0 jul 6.602,0 6.804,0 6.958,0 7.173,0 7.376,0 7.118,0 7.183,0 ago 6.634,0 6.885,0 7.016,0 7.318,0 7.372,0 7.116,0 7.231,0 sep 6.764,0 6.980,0 7.108,0 7.127,0 7.428,0 7.176,0 7.277,0 oct 6.770,0 7.065,0 7.068,0 7.327,0 7.412,8 7.291,0 7.306,0 nov 6.820,0 7.126,0 7.144,0 7.425,0 7.459,6 7.234,0 7.408,0 dic 6.896,0 7.130,0 7.276,0 7.559,0 7.433,0 7.345,0 7.712,0 MES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ene 7.282,0 7.244,0 7.484,0 7.817,0 7.797,0 8.113,0 feb 7.285,0 7.482,0 7.872,0 7.970,0 7.943,0 8.104,0 mar 7.286,0 7.417,0 7.704,0 8.221,0 8.085,0 8.165,0 abr 7.268,0 7.404,0 7.696,0 7.925,0 8.103,0 8.140,0 may 7.241,0 7.513,0 7.535,0 8.010,0 7.999,0 8.196,0 jun 7.195,0 7.296,0 7.494,0 7.883,0 7.928,0 8.074,0 jul 7.224,0 7.352,0 7.516,0 7.813,0 7.951,0 8.225,0 ago 7.348,0 7.437,0 7.483,0 7.773,0 8.107,0 8.226,0 sep 7.350,0 7.433,0 7.691,0 7.761,0 8.109,0 oct 7.382,0 7.492,0 7.786,0 7.797,0 8.078,0 nov 7.501,0 7.654,0 7.899,0 7.969,0 8.228,0 dic 7.787,0 8.078,0 8.257,0 8.332,0 8.639,0
En los años 1998 – 1999, la potencia máxima del SIN presentó tasas de crecimiento anual de -0,7% y -2,1%. A partir del año 1999, la potencia máxima del SIN crece de manera sostenida, con una tasa promedio anual de 2,7%.
La Gráfica 2-10 presenta la evolución de la potencia máxima anual y la Gráfica 2-11 la variación porcentual anual de la potencia máxima.
6.000 6.500 7.000 7.500 8.000 8.500 9.000 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 MW Fuente: XM, Neón
3,4% 2,0% 3,9% -0,7% -2,1% 5,0% 1,0% 3,7% 2,2% 0,9% 3,7% -3,0% -2,0% -1,0% 0,0% 1,0% 2,0% 3,0% 4,0% 5,0% 6,0% 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-11 Variación de la Potencia máxima anual del SIN
La distribución mensual de la potencia máxima, entre los años 2001 – 2005, se presenta en la Gráfica 2-12. Los valores mínimos de potencia están alrededor del 90% de la potencia máxima.
85% 90% 95% 100% 2001 2002 2003 2004 2005 MW
ene feb mar abr may jun
jul ago sep oct nov dic
Fuente: XM, Neón
2.3.2 Desviación de los Modelos
2.3.2.1 Energía
En el año 2005 la demanda real de energía superó durante todo el año el escenario medio de proyección de demanda de la UPME (Tabla 2-4). Siete de los doce meses del año la demanda real de energía estuvo más cerca del escenario alto de proyección demanda. En cuatro meses estuvo cerca del escenario medio y solamente en un mes la demanda real de energía estuvo mas cerca del escenario bajo.
Tabla 2-4 Proyección demanda nacional de energía eléctrica (GWh – mes)
Medio Bajo Alto
ene 3.946,8 3.955 3.914 4.041 -0,2% feb 3.708,7 3.748 3.710 3.829 -1,0% mar 4.089,0 4.060 4.016 4.104 0,7% abr 4.056,0 3.960 3.918 4.003 2,4% may 4.110,8 4.025 3.982 4.069 2,1% jun 4.003,6 3.964 3.922 4.007 1,0% jul 4.090,5 4.033 3.971 4.095 1,4% ago 4.195,7 4.175 4.117 4.233 0,5% sep 4.136,0 4.043 3.986 4.100 2,3% oct 4.167,1 4.134 4.075 4.192 0,8% nov 4.083,9 4.094 4.049 4.124 -0,2% dic 4.240,8 4.258 4.212 4.287 -0,4% TOTAL 48.828,8 48.449 47.872 49.084 0,8%
Proyección demanda nacional de energía (GW h-mes) Desviación real vs. escenario medio (%) MES Real 3.000 3.200 3.400 3.600 3.800 4.000 4.200 4.400
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic (GWh-mes)
Bajo Medio Alto Real
Gráfica 2-13 Comparación de la demanda nacional de energía Vs.escenarios de proyección de demanda año 2005
La diferencia en términos porcentuales entre el valor de la demanda real de energía versus el escenario medio de proyección de demanda fue del 0,8% en el acumulado anual, equivalente a 380 GWh/año. La máxima diferencia mensual entre la demanda real de energía y el escenario medio de demanda fue de 2,4% en abril, equivalente a 96 GWh/mes, y la mínima de 0,2%, equivalente a -17 GWh/mes, en noviembre. La desviación estándar de la demanda mensual de energía con respecto al escenario medio fue de 1,1%.La potencia máxima real del Sistema Interconectado Nacional en el año 2005 estuvo dentro de la franja comprendida entre el escenario bajo y el escenario medio de pronóstico de potencia.
2.3.2.2 Potencia
La máxima diferencia mensual entre la potencia máxima y el escenario medio de pronostico de potencia fue de -2,5% en el mes de noviembre cuando la potencia real fue inferior en 211 MW a lo estimado en dicho escenario. La menor diferencia se registró en el mes de julio, de 0,2%, equivalente a 14 MW. La desviación estándar de la demanda de potencia con respecto al escenario medio fue de 1%.
Tabla 2-5 Proyección potencia máxima (MW)
Medio Bajo Alto
ene 7.797,0 7948 7866 8123 -1,9% feb 7.943,0 8073 7990 8246 -1,6% mar 8.085,0 8131 8043 8218 -0,6% abr 8.103,0 8217 8129 8305 -1,4% may 7.999,0 7965 7880 8051 0,4% jun 7.928,0 8129 8042 8217 -2,5% jul 7.951,0 7937 7852 8023 0,2% ago 8.107,0 8138 8050 8225 -0,4% sep 8.109,0 8131 8044 8218 -0,3% oct 8.078,0 8113 8028 8200 -0,4% nov 8.228,0 8439 8348 8503 -2,5% dic 8.639,0 8684 8591 8744 -0,5%
MES Real Proyección de potencia máxima (MW)
Desviación real vs. escenario
6.000 6.500 7.000 7.500 8.000 8.500 9.000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
(MW)
Bajo Medio Alto Real
Gráfica 2-14 Comparación de la potencia máxima (MW) Vs.escenarios de proyección de demanda año 2005
2.3.3 Interconexiones Internacionales
2.3.3.1 Colombia – Ecuador
Los intercambios de energía con Ecuador se rigen por el mecanismo de Transacciones Internacionales de corto Plazo (TIE), reglamentado principalmente por las resoluciones CREG 004 de 2003 y 014 de 2004, cuyas reglas fundamentales quedaron consagradas en la Decisión CAN No. 536 de 2002. La Gráfica 2-15 presenta los intercambios de energía con Ecuador en GWh/mes. En el año 2005 el total de energía exportada a Ecuador fue de 1757.8 GWh, con un crecimiento anual de 4,57%. Las importaciones en el 2005 desde el Ecuador llegaron a 16,03 GWh, lo que representó una disminución del 54,16% con respecto al año 2004 en el que se importaron 34,97 GWh.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 Exportaciones (GWh-mes)
Importaciones (GWh-mes)
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-15 Intercambios de energía Colombia - Ecuador
2.3.3.2 Colombia – Venezuela
Entre Venezuela y Colombia no existe el esquema de TIE’s para los intercambios de energía. La Gráfica 2-16 presenta los intercambios de energía con Venezuela desde el 2003 Colombia ha sido básicamente importador. En el año 2005, importó 20,92 GWh, con un incremento del 55,42% con respecto al año 2004.
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06
GWh - mes Exportaciones (GWh-mes)
Importaciones (GWh-mes)
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-16 Intercambios netos de energía de Colombia
La Gráfica 2-17 presenta los intercambios netos de energía de Colombia con Ecuador y Venezuela conjuntamente. Se observa que el País es un exportador neto de energía eléctrica. En el año 2005 exportó 1757,8 GWh con un incremento anual de 4,5%, mientras que las importaciones disminuyeron 23,7% al pasar de 48,43 GWh en el año 2004 a 36,95 en el 2005.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 GWh - mes
Exportaciones (GWh-mes) Importaciones (GWh-mes)
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-17 Intercambios netos de energía de Colombia
2.4 CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACIÓN
La capacidad efectiva neta instalada a 31 de diciembre de 2005 era de 13348 MW (Gráfica 2-18 y Gráfica 2-19), con una disminución neta de 69 MW con respecto al final del año 2004. En el transcurso del año 2005 entraron 57 MW nuevos, entre los que se destaca Termoyopal 1 con 19 MW, y salieron 126 MW, destacándose Barranca 3 con 63 MW.
10.020 10.877 12.127 11.412 12.479 13.082 13.379 13.200 13.417 13.348 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000
Dic-96 Dic-97 Dic-98 Dic-99 Dic-00 Dic-01 Dic-02 Dic-03 Dic-04 Dic-05 MW
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-18 Capacidad efectiva neta a final de año (MW)
Las plantas despachadas centralmente representan el 96,53% (12885 MW) y las no despachadas centralmente el 3,47% (463,44 MW). Del total de capacidad efectiva al final del 2005, las plantas hidráulicas constituyen el 63,92%; las térmicas a gas el 27,41% y a carbón el 5,2%. Las plantas menores hidráulicas el 3,08% y las menores a gas el 0,17%. Los cogeneradores representan el 0,15% y la planta eólica el 0,07%. 411 20 10 23 3.659 694 8.532
Plantas Hidráulicas Plantas Térmicas gas Plantas Térmicas Carbón Menores Hidraulicas Menores Térmicas Gas Eólicas
Cogeneradores
Fuente: XM, Neón
La Gráfica 2-20 presenta la participación porcentual por agente en la capacidad instalada al final de 2005. Los tres agentes con mayor participación son EEPPM, EMGESA e ISAGEN, la capacidad efectiva de estos tres agentes en conjunto representa el 52,2% de la capacidad total.
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 EEPPM EMGESA ISAGEN CORELCA EPSA CHIVOR BETANIA URRA GEST.ENERG. TERMOCANDELARIA TERMOFLORES CHEC TERMOEMCALI MERILECTRICA TERMOTASAJERO PROELECTRICA EMP.GEN.ENER.TOLIMA TERMOYOPAL ESSA Otros 17 Agentes Capacidad (MW) Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-20 Participación porcentual en la generación
2.4.1 Disponibilidad de Plantas de Generación
La disponibilidad promedio diaria del sistema en el año 2005 fue de 11924 MW, la máxima fue de 12842 MW ocurrida el 7 de enero y la mínima fue de 10726 MW ocurrida el 24 de septiembre. La Gráfica 2-21 representa, para el final de cada mes del período comprendido entre enero de 1998 y junio de 2006, la capacidad efectiva neta y la disponibilidad de generación, comparándola con la potencia máxima del SIN. En el año 2005, la máxima diferencia entre la capacidad efectiva y la disponibilidad de generación fue de 2116 MW ocurrida en el mes de septiembre y la mínima diferencia fue de 822 MW en el mes de enero. En promedio esta diferencia fue de 1432 MW. Por otra parte, la diferencia promedio entre la disponibilidad mensual de potencia y la potencia máxima mensual del SIN en el año 2005 fue de 3844 MW.
6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 En e-98 Ju l-9 8 En e-99 Ju l-9 9 En e-00 Ju l-0 0 En e-01 Ju l-0 1 En e-02 Ju l-0 2 En e-03 Ju l-0 3 En e-04 Ju l-0 4 En e-05 Ju l-0 5 En e-06 MW
Capacidad efectiva neta Potencia máxima del SIN Disponibilidad de generación
Gráfica 2-21 Capacidad efectiva, disponibilidad y potencia máxima mensual
2.4.2 Disponibilidad de recurso hídrico
La Gráfica 2-6 presenta la evolución mensual del embalse agregado, en el período 2000 – 2006. El mínimo valor se registró en marzo de 2003 con 46,53% y el mayor en noviembre de 2004 con 87,43%. En el año 2005 el mínimo fue en marzo con 57,06% y el máximo en diciembre con 84,41%, el promedio anual fue 73,62%
Tabla 2-6 Evolución Mensual del Embalse Agregado Nacional (%)
Mes 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Ene 76,24 72,10 75,80 65,31 72,14 74,22 70,86 Feb 73,70 64,14 67,66 54,64 61,02 64,99 59,61 Mar 70,40 59,99 61,88 46,53 53,44 53,64 57,06 Abr 68,40 57,15 67,09 48,73 53,83 51,52 63,67 May 75,65 63,48 75,25 59,35 65,79 59,83 75,09 Jun 81,78 73,16 84,69 67,87 77,23 65,65 81,74 Jul 83,72 78,45 86,84 73,03 82,67 64,95 83,24 Ago 84,20 80,58 86,31 75,77 82,55 67,41 81,46 Sep 84,37 82,32 85,06 76,56 84,59 72,11 79,07 Oct 84,10 81,13 83,32 81,38 86,16 76,54 84,41 Nov 84,07 84,09 81,79 83,62 87,43 84,14 Dic 79,37 83,82 76,70 80,71 82,47 79,56 Promedio año 78,83 73,37 77,70 67,79 74,11 67,88 73,62
El total de aporte hídrico en el año 2005 fue de 44934 GWh, menor en 7,56% al registrado el año anterior. Marzo fue el mes de menor aporte hídrico con 1905 GWh/mes, alcanzando el 79,8% del promedio histórico, mientras que mayo fue el mes de máximo aporte con 5618 GWh/mes con un 109,3% del promedio histórico.
El embalse ofertable mensual en el período comprendido entre enero del 2000 y junio del 2006, se presenta en la Gráfica 2-22 y su valor diario, en el 2005 se presenta en la Gráfica 2-22, en el que el
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000
Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 GWh 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000
Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
GWh
Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-22 Embalse ofertable
El aporte hídrico mensual como porcentaje del promedio histórico, para el período comprendido entre enero de 2004 y agosto de 2006 se presenta en la Gráfica 2-23 , en la que se observa que en julio de 2005 se registró el menor valor con 64,1% y el máximo en el mes de abril de 2006 con 153,2%. El valor promedio del porcentaje de aporte hídrico con respecto al promedio histórico para este período de tiempo es de 101,2% con una varianza de 3,85%.
40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% E ne-04 Ab r-0 4 Ju l-0 4 Oc t-0 4 E ne-05 Ab r-0 5 Ju l-0 5 Oc t-0 5 E ne-06 Ab r-0 6 Ju l-0 6 Fuente: XM, Neón
2.4.3 Generación de Energía Eléctrica en Colombia.
La generación total del SIN en el año 2005 llegó a 50415 GWh3, superior en 3,7% a la del 2004. Las plantas hidroeléctricas aportaron el 72,2% de la generación total. Las menores hidráulicas el 9,1%. Lo cual implica que el recurso hídrico contribuye con el 81,2% de la generación total. Las plantas despachadas centralmente que operan con gas natural participaron con el 13,8% y las menores a gas con el 0,4%, por lo cual la participación del gas en la generación total fue de 14,2%. El carbón contribuyó con el 4,1%. La cogeneración y el recurso eólico contribuyeron de manera reducida con 0,23% y 0,1% respectivamente.
La participación horaria por recurso energético se presenta en la Gráfica 2-24
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
(GWh) OTRAS (Cogener. + eólica + Menor termicas) C
MH G H
Gráfica 2-24 Participación horaria por recurso energético
La energía generada por las plantas hidroeléctricas despachadas centralmente en el año 2005 fue de 36376,3 GWh. La presenta la participación porcentual de las principales plantas hidroeléctricas. Las de mayor participación fueron San Carlos (6065,.34 GWh), Guavio (5722,81 GWh) y Chivor (4185,05 GWh).
3 Incluye conexiones internacionales.
S_CARLOS; 16,7% GUAVIO; 15,7% CHIVOR; 11,5% PA_GUACA; 9,1% GUATAPE; 8,5% BETANIA; 5,8% Otros; 32,7% ANCHICAYA; 5,0% PORCE ; 4,5% MIEL; 4,3% PLAYAS; 4,1% OTRAS; 14,8% Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-25 Participación en la generación de plantas hidráulicas (%)
La generación de las plantas a gas fue de 6,980 GWh, siendo este el segundo recurso empleado para la generación de energía eléctrica. TEBSA aportó 4024,87 GWh, seguida por Termoflores con 786,12 GWh. T_FLORES ; 10,9% T_FLORES 3; 6,2% T_CENTRO1; 4,9% T_FLORES2; 2,8% T_GUAJIRA1; 2,5% OTRAS; 11,2% TEBSA ; 55,9% O tro s; 21, 4% T_SIERRA1 ; 5,7% Fuente: XM, Neón
Gráfica 2-26 Participación en la generación de plantas a gas (%)
El carbón ocupa el tercer lugar como recurso para la generación de energía eléctrica en el País, participando en el año 2005 con 2085,6 GWh. La planta mas despachada fue Paipa 4 con 895,46 GWh, seguida de Tasajero con 481,23 GWh.
PAIPA 1; 4,2% ZIPA 2 y 3; 1,2% ZIPA 4 y 5; 9,7% TASAJERO; 23,1% PAIPA 4; 42,9% PAIPA 2; 12,1% PAIPA 3; 6,7%
Gráfica 2-27 Participación en la generación de a carbón (%)
La Tabla 2-7presenta el valor en millones de peses del recaudo por capacidad mensual.
Tabla 2-7 Recaudo por cargo por capacidad Ene-05 104.365,93 Feb-05 101.770,44 Mar-05 103.926,87 Abr-05 101.832,48 May-05 102.390,54 Jun-05 99.242,12 Jul-05 98.114,80 Ago-05 99.287,29 Sep-05 96.909,51 Oct-05 95.991,06 Nov-05 95.280,86 Dic-05 99.558,13 Fuente: XM, Neón
ECUADOR
CENTRALES HIDRAULICAS ASOCIADAS A EMBALSE OCÉANO PERÚ ATLÁNTICO PANAMÁ TEBSA PROELECTRICA GUAJIRA BRASIL
LOCALIZACIÓN DE PRINCIPALES CENTRALES Y EMBALSES
VENEZUELA PACÍFICO OCÉANO CARTAGENA TFLORES BQUILLA TCANDELARIA CENTRALES TERMICAS CONVENCIONES PAIPA TASAJERO PLAYAS ESMERALDA ALTO Y BAJO ANCHICA YÁ S.CARLOS PARAISO LA GUACA BETANIA PALENQUE GUATAPE GUAVIOCHIVOR LA TASAJERA GUADALUPE IV GUADALUPEIII JAGUAS URRÁ MERILECTRICA * SIERRA DORADA ZIPA TERMOVALLE TERMOEMCALIYUMBO SALVAJINA FLORIDA RIO MAYO PRADO CALIMA S.FRANCISCO TRONERAS CENTRO PORCE II PAIPA MIEL TERMOYOPAL Fuente: XM ECUADOR
CENTRALES HIDRAULICAS ASOCIADAS A EMBALSE OCÉANO PERÚ ATLÁNTICO PANAMÁ TEBSA PROELECTRICA GUAJIRA BRASIL
LOCALIZACIÓN DE PRINCIPALES CENTRALES Y EMBALSES
VENEZUELA PACÍFICO OCÉANO CARTAGENA TFLORES BQUILLA TCANDELARIA CENTRALES TERMICAS CONVENCIONES PAIPA TASAJERO PLAYAS ESMERALDA ALTO Y BAJO ANCHICA YÁ S.CARLOS PARAISO LA GUACA BETANIA PALENQUE GUATAPE GUAVIOCHIVOR LA TASAJERA GUADALUPE IV GUADALUPEIII JAGUAS URRÁ MERILECTRICA * SIERRA DORADA ZIPA TERMOVALLE TERMOEMCALIYUMBO SALVAJINA FLORIDA RIO MAYO PRADO CALIMA S.FRANCISCO TRONERAS CENTRO PORCE II PAIPA MIEL TERMOYOPAL PAIPA TASAJERO PLAYAS ESMERALDA ALTO Y BAJO ANCHICA YÁ S.CARLOS PARAISO LA GUACA BETANIA PALENQUE GUATAPE GUAVIOCHIVOR LA TASAJERA GUADALUPE IV GUADALUPEIII JAGUAS URRÁ MERILECTRICA * SIERRA DORADA ZIPA TERMOVALLE TERMOEMCALIYUMBO SALVAJINA FLORIDA RIO MAYO PRADO CALIMA S.FRANCISCO TRONERAS CENTRO PORCE II PAIPA MIEL TERMOYOPAL Fuente: XM Gráfica 2-28 Principales centrales del País
2.5 TRANSMISIÓN
La actividad de transmisión en el SIN la realizan siete agentes, de los cuales cuatro son transmisores exclusivos: ISA, EEB, TRANSELCA y DISTASA. Los tres restantes realizan la actividad de transmisión conjuntamente con las demás actividades de la cadena de energía eléctrica, es decir, permanecen aun totalmente integradas, estas son: EEPPM, ESSA y EPSA.
El Sistema de Transmisión Nacional está constituido por 10999 km. de líneas de transmisión que operan a niveles de voltaje de 220 y 230 kV y por 1449 km de líneas a 500 kV. ISA es propietario del 72% de las redes del Sistema de Transmisión Nacional, Transelca del 12,4%, EEPPM del 6,5%, EEB del 5,6% y EPSA del 2,2%.
La capacidad de transformación a nivel de 500 kV es de 4560 MVA y a niveles de tensión de 220 y 230 kV es de 12638 MVA.
2.5.1 Expansión del Sistema de Transmisión Nacional
El 18 de junio de 2006 entró en operación comercial los dos bancos de compensación capacitiva, cada uno de 75 MVAr, a nivel de 115 kV en la subestación Tunal en Bogotá, adjudicada mediante Convocatoria Pública UPME-01-2004 a la Empresa de Energía de Bogotá.
Los proyectos de expansión del STN actualmente en ejecución son:
1. Línea de transmisión a 500 kV entre las subestaciones Bacatá y Primavera. Este proyecto le fue adjudicado a ISA mediante Convocatoria Pública UPME-01-2003. El estado de avance del proyecto a octubre de 2006 es de 88,45%. Se estima que entrará en operación a finales de 2006. Bacatá 500 kV 3x150 MVA 1x150 MVA Rpto Primavera 230 kV 3x150 MVA Cerromatoso 500 kV San Carlos 500 kV Primavera 500 kV 3x28 Mvar 2650 Ω 3x28 Mvar 1000 Ω 3x20 Mvar 1400 Ω 3x28 Mvar 2613 Ω(Existente) 1x28 Mvar de Rpto Existente
3x28 Mvar 1274 Ω (Rpto Existente) 51 km 51km 197.1 km 19 4 k m 30 .7 k m T53 T56 Bacatá 230 kV Noroeste 230 kV Torca 230 kV 3. 6 km 3. 6 km 1.63 km 16.2 km ACSR PEACOCK A C A R 950 A C A R 1 2 00 ACAR 1200 ACAR 1200 Bacatá 500 kV Bacatá 500 kV 3x150 MVA 1x150 MVA Rpto Primavera 230 kV 3x150 MVA Cerromatoso 500 kV San Carlos 500 kV Primavera 500 kV Primavera 500 kV 3x28 Mvar 2650 Ω 3x28 Mvar 1000 Ω 3x20 Mvar 1400 Ω 3x28 Mvar 2613 Ω(Existente) 1x28 Mvar de Rpto Existente
3x28 Mvar 1274 Ω (Rpto Existente) 51 km 51km 197.1 km 19 4 k m 30 .7 k m T53 T56 Bacatá 230 kV Noroeste 230 kV Noroeste 230 kV Torca 230 kV Torca 230 kV 3. 6 km 3. 6 km 1.63 km 16.2 km ACSR PEACOCK A C A R 950 A C A R 1 2 00 ACAR 1200 ACAR 1200
Gráfica 2-29 Proyecto Primavera - Bacatá
Las características de este proyecto son las siguientes:
299,1 km Líneas 500 kV (circuito sencillo) 7,2 km Líneas 230 kV (doble circuito)
1 subestación nueva a 230 kV (Bacatá)
1 Ampliación de subestación existente a 230 kV (Primavera)
2. Línea de transmisión a 500 kV que interconecta las subestaciones Primavera – Copey – Ocaña – Bolívar (Bolívar). Este proyecto le fue adjudicado a ISA mediante Convocatoria Pública UPME-021-2003. El estado de avance del proyecto a octubre de 2006 es de 87,19%. Se estima que entrará en operación en abril de 2007.
Ocaña 500 kV Copey 220 kV Ocaña 230 kV 3x40 Mvar 650 Ω 1x40 Mvar de Rpto Primavera 500 kV 3x120 MVA 1x120 MVA Rpto Copey 500 kV 3x40 Mvar 650 Ω 3x40 Mvar 650 Ω Valledupar 220 kV 3x20 Mvar 2650 Ω 3x20 Mvar 2650 Ω
1x20 Mvar de Rpto Existente
3x40 Mvar 650 Ω Sabanalarga 220 kV T/Cartagena 220 kV Bolívar 220 kV Bolívar 500 kV 3x150 MVA 3x150 MVA 1X150 MVA Rpto A A A C G R E E L Y 0 .7 k m 166.5 km 96km 241.1 km 246.3 km 70 km 10 km 64 km 17.5 km T153 T154 T155 ACAR 1200 ACAR 1200 ACAR 1200 A C A R 1 08 0, 6 A C A R 1 08 0 ,6 2 .5 k m ACAR 900 2 .5 k m 0. 7 km Ocaña 500 kV Ocaña 500 kV Copey 220 kV Ocaña 230 kV Ocaña 230 kV 3x40 Mvar 650 Ω 1x40 Mvar de Rpto Primavera 500 kV Primavera 500 kV 3x120 MVA 1x120 MVA Rpto Copey 500 kV 3x40 Mvar 650 Ω 3x40 Mvar 650 Ω Valledupar 220 kV Valledupar 220 kV 3x20 Mvar 2650 Ω 3x20 Mvar 2650 Ω
1x20 Mvar de Rpto Existente
3x40 Mvar 650 Ω Sabanalarga 220 kV Sabanalarga 220 kV T/Cartagena 220 kV T/Cartagena 220 kV Bolívar 220 kV Bolívar 220 kV Bolívar 500 kV Bolívar 500 kV 3x150 MVA 3x150 MVA 1X150 MVA Rpto A A A C G R E E L Y 0 .7 k m 166.5 km 96km 241.1 km 246.3 km 70 km 10 km 64 km 17.5 km T153 T154 T155 ACAR 1200 ACAR 1200 ACAR 1200 A C A R 1 08 0, 6 A C A R 1 08 0 ,6 2 .5 k m ACAR 900 2 .5 k m 0. 7 km
Gráfica 2-30 Proyecto Primavera - Bolívar
Las características de este proyecto son las siguientes:
654 Km Líneas 500 kV (circuito sencillo) 96 Km Líneas 230 kV (circuito sencillo) 3,2 Km Líneas 230 kV (doble circuito)
3 Subestaciones nuevas a 500 kV (Bolívar, Copey y Ocaña) 1 Subestación nueva a 220 kV (Bolívar)
3. Línea de transmisión a 230 doble circuito Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino – frontera con Ecuador y subestaciones asociadas. Adjudicada mediante Convocatoria UPME-01-2005 a la EEB. El estado de avance del proyecto a octubre de 2006 es de 46,2% y se estima que entrará en operación en junio de 2007. 83 km Altamira 230 kV 299 km Mocoa 230 kV 230/115 kV 78 km Pomasqui 230 kV Convenciones 230 kV Existente Reactores del Proyecto Betania 230 kV Jamondino 230 kV 139 km 230/115 kV 230 kV Proyecto Existente Frontera Colombia - Ecuador
Gráfica 2-31 Proyecto Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino – frontera con Ecuador
Las características de este proyecto son las siguientes:
299 km Líneas 230 kV (doble circuito) 79 km Líneas 230 kV (circuito sencillo)
4 Ampliaciones de subestaciones a 230 kV
