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Plan Indicativo de Expansión de Cobertura del

servicio de energía eléctrica

PIEC 2013-2017

Grupo de Cobertura -Subdirección de Energía Eléctrica

Oficina de gestión de proyectos de fondos

3 de septiembre de 2013

9:00 – 11:00 am Presentación de la metodología y resultados del

PIEC 2013-2017.

11:00- 12:30 am Inducción de la herramienta computacional para

el ingreso de los planes de expansión OR.

12:30 m – 2:00 pm Almuerzo libre

2:00 pm- 2:30 pm Experiencia de Energuaviare sobre el esquema

de prestación con paneles fotovoltaicos.

2:30 pm- 3:00 pm Experiencia de Emcali sobre el esquema de

medidores prepagos.

3:00 pm- 3:30 pm Experiencia de EPM sobre el programa

“Antioquia Iluminada”.

3:30 pm- 4:00 pm Cronograma sobre el proceso de planeación de

la expansión del servicio de energía eléctrica.

4:00 pm- 4:30 pm Comentarios, aportes, preguntas y respuestas,

conclusiones

Agenda

1. Objetivo del PIEC.

2. Antecedentes y marco normativo.

3. Metodología del PIEC.

4. Resultados PIEC 2013 – 2017.

5. ¿Qué se esta haciendo en planeamiento energético en

áreas rurales?

Temario

PIEC 2013-2017

1. Objetivo

Plan Indicativo de Expansión de Cobertura

Modelo

PIEC

Estimar las inversiones requeridas tanto públicas que deben realizarse y las privadas que deben estimularse, para la universalización del servicio de energía eléctrica.

La UPME desarrolló un Modelo SIG, que permite evaluar económicamente la mejor alternativa para la prestación del servicio de energía eléctrica, entre interconexión al SIN y generación aislada a partir de combustible diésel, en centros poblados que no cuentan con este servicio.

Antecedentes

2. Antecedentes y Marco Normativo

La UPME ha elaborado los siguientes planes de expansión de cobertura del servicio de energía eléctrica:

Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura del Servicio de energía eléctrica 2010 - 2014 (Preliminar)

Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura del Servicio de energía eléctrica 2006 - 2010 (Preliminar)

Plan Indicativo de Expansión de Cobertura del Servicio de Energía Eléctrica 2002- 2005

http://www.upme.gov.co/Docs/PIEC/PIEC_UPME_2010_2014__Prelimar.pdf































http://www.siel.gov.co/portals/0/PIEC_REV.pdf































http://www.siel.gov.co/portals/0/Piec/Plan_Expansion_2002_2005.pdf




























Fuentes de información

DANE

SUI

Operadores de

Red

IPSE

Proyecciones de población a nivel municipal

2005-2020

Suscriptores y subnormales a nivel municipal

mensual, trimestral, semestral, anual

Usuarios, Índice de Cobertura de Energía

Eléctrica - ICEE, viviendas

Usuarios atendidos con soluciones aisladas

Prestadores del

servicio de ZNI

Se firmó circular conjunta con IPSE

No se recibió información

Entes

Territoriales

Información sobre necesidades del servicio

reportada en 2009 (600 municipios)

Institucionales

Prestadores del

servicio


Marco normativo

Elaborar cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio público, en el cual se

determinen las inversiones públicas que deben realizarse y las privadas que deben estimularse.

Al Estado le corresponde: Alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes

regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los

usuarios de los estratos I, II y III y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos

agentes públicos y privados que presten el servicio.

El Gobierno Nacional asignará y apropiará los recursos suficientes en el Plan Nacional de Desarrollo,

en el Plan Nacional de Inversiones Públicas y en las leyes anuales del presupuesto de rentas y ley de

apropiaciones, para adelantar programas de energización calificados como prioritarios, tanto en las

zonas interconectadas como en zonas no interconectadas con el objeto de que en un período no

mayor de veinte (20) años se alcancen niveles igualitarios de cobertura en todo el país, en

concordancia con el principio de equidad de que trata el artículo 6o. de la presente Ley.

Ley 142 de

1994

Ley 143 de

1994


Marco normativo

Establece la política que debe seguir la CREG para fijar la metodología de remuneración de activos

a fin de alcanzar la universalización del servicio STR y SDL. Res. CREG 097 de 2008.

La UPME deberá elaborar y oficializar un “Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura del Servicio

de Energía Eléctrica” en el área de influencia del SIN. Deberá ajustarse anualmente, cuando así

amerite.

Decreto

388 de

2007

Reglamenta el FAER cuyos recursos serán asignados como resultado de la evaluación de los planes

de expansión de cobertura que deben presentar los OR.

Para la expansión de los STR y cuando no exista interés por parte del OR en la construcción de un

proyecto del SDL, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue podrá realizar

convocatorias públicas, para adjudicar la construcción y/o operación en caso de STR y para la

construcción en caso de SDL.

Decreto

1122 de

2008

Decreto

3451 de

2008

Res. MME

180465

Reglamento para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión que presenten

los OR, así como para la asignación de recursos FAER.

Res. MME

90066

Por la cual se modifica la resolución MME 180465, respecto a los plazos para la concertación de

metas con la UPME, así como para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de

expansión que presenten los OR.


3. Metodología del PIEC

a. Entradas al modelo

Cobertura de energía eléctrica -2012 Departamento ICEE Urbano ICEE Rural ICEE Total

Amazonas 95,76% 27,98% 57,33%

Antioquia 99,98% 91,57% 98,12%

Arauca 100,00% 79,36% 93,63%

Atlántico 100,00% 86,45% 99,40%

Bogotá D.C 100,00% 99,03% 99,99%

Bolívar 100,00% 76,99% 95,35%

Boyacá 99,58% 92,75% 96,43%

Caldas 100,00% 97,58% 99,29%

Caquetá 97,99% 73,93% 90,10%

Casanare 90,74% 50,38% 79,78%

Cauca 99,52% 78,31% 86,82%

Cesar 100,00% 78,73% 95,60%

Chocó 92,07% 68,12% 80,90%

Córdoba 100,00% 80,38% 90,95%

Cundinamarca 99,80% 98,36% 99,30%

Guainía 98,45% 79,06% 84,16%

Guaviare 96,05% 57,93% 78,34%

Huila 99,56% 66,05% 85,38%

La Guajira 100,00% 45,10% 77,83%

Magdalena 100,00% 58,11% 91,23%

Meta 99,43% 71,68% 93,61%

Nariño 98,32% 94,01% 96,01%

Norte de Santander 99,73% 83,06% 96,28%

Putumayo 83,07% 40,04% 61,11%

Quindío 100,00% 98,28% 99,82%

Risaralda 100,00% 96,47% 99,34%

San Andrés y Providencia 100,00% 100,00% 100,00%

Santander 100,00% 87,64% 96,59%

Sucre 100,00% 93,60% 97,92%

Tolima 100,00% 79,97% 93,91%

Valle 97,10% 95,00% 96,83%

Vaupés 97,48% 39,48% 65,37%

Vichada 92,53% 25,21% 59,39%

Total Nacional 99,35% 83,39% 95,54%

Déficit cobertura 4,46%


Número de Viviendas Sin Servicio - VSS

Déficit cobertura 4,46% (539.705 viviendas sin servicio)

1.167 S/E 13,2 kV del SIN, reportadas por los OR 1.438 plantas diesel / fuente IPSE


• Infraestructura eléctrica georeferenciada

b. Supuestos

Parámetro SIN

Evaluar

ZNI Evaluar (24 h)

SIN Valorar

ZNI Valorar (12 h)

Demanda 700 W 700 W 700 W 600 W

Consumo por usuario 120 kWh-mes 120 kWh-mes 120 kWh-mes 60 kWh-mes

Factor de carga 0,238 0,238 0,238 0,28

Horas de servicio 24 h 24 h 24 h 12 h

Vida útil proyecto 30 años 30 años 30 años 5 años

Redes N2 UC Res. CREG

097/2008

Res. CREG

057/2009

UC Res. CREG

097/2008

Res. CREG

057/2009

Redes N1 Estimadas

-Estimadas

-Res. CREG

057/2009

Estimadas

-Estimadas

-Res. CREG

057/2009

AOM

Res. CREG

particular de

cada OR

Planta y MT:

Res. CREG

057/2009 No incluye No incluye

Tasa de retorno 13,90% 14,60% 13,90% 14,60%

• Supuestos de la metodología

AT

BT Cargabilidad

MT

Viviendas sin servicio

115/34,5/13,2 kV

Regulación Tensión

Dispersión

b. Supuestos

considerando la dispersión de las viviendas se estima el valor de las redes N1

b. Supuestos

Parámetro

Número de hilos 3

Medidores por usuario 1

Factor de transporte 0,3

Factor de diseño 0,3

Factor de instalación 0,15

• Supuestos de la metodología

considerando la dispersión de las viviendas se

estima el valor de las redes N1

ADD Empresa Promedio de

Metros Red

BT/Usuario

Centro DISPAC 37,56

Centro EPM 122,15

Centro ESSA SA ESP 206,51

Electricaribe ELECTRICARIBE S.A ESP 50,10

Occidente CEDENAR SA ESP 207,02

Occidente CEO 146,59

Occidente EPSA 69,44

Oriente ENELAR 392,71

Oriente ENERTOLIMA S.A ESP 200,33

Sur ELECTROCAQUETÁ 128,34

Sur ELECTRIFICADORA EL META 157,16

Sur ENERCA 194,49

Sur ENERGUAVIARE 400,68

Sur EEBP 106,58

ADDPromedio de

Metros Red

BT/Usuario

Centro 122,07

Electricaribe 50,10

Occidente 141,02

Oriente 296,52

Sur 197,45

ZNI 296,52

Fuente: histórico de proyectos de

electrificación viabilizados por la UPME

Fuente: UPME, grupo Cobertura y Fondos.

* Los parámetros han sido validados por BRP consultores

Sobrecosto según la pendiente del terreno

($ Dic-2012)

Pendiente del

terreno Criterio Costo (Miles$/km)

Pendiente Alta > 30° 42.427*

Pendiente Media entre 10° y 30° 10.607*

Pendiente Baja < 10° -

Sin pendiente

(Plano) 0° -

b. Restricciones

• Geográficas: Pendiente del terreno

Tipo Criterio Costo

(Miles$/km)

Vía principal pavimentada Distancia <12 km -

Vía secundaria pavimentada Distancia <8 km -

Carretera/Ferrocarril Distancia < 4 km 10.607*

Sin vías - 42.427*

• Geográficas: Vías

Sobrecosto según la cercanía a las vías

($ Dic-2012)



b. Restricciones

Tipo de río Criterio Costo(Miles$/km)

Río Principal Alto caudal 84.853*



b. Restricciones

• Geográficas: Ríos

Sobrecosto según el caudal de los ríos existentes

($ Dic-2012)


b. Restricciones

• Geográficas: Parques naturales

En caso de que un proyecto se encuentre dentro

del área de influencia de un parque natural, la

alternativa seleccionada por el modelo es

solución con generación aislada.

Fuente: UPME – MME.

b. Restricciones

• Técnicas

Para el análisis de la alternativa de interconexión, se tiene en cuenta la

cargabilidad de la subestación acumulada y la regulación de tensión

en cada centro poblado.

Ambos criterios se tiene en cuenta simultáneamente, en caso de que la

cargabilidad llegue al 100%, se sigue conectando centros poblados pero se

considera el costo de transformación para repotenciar el transformador, esto

sin que se deje de lado la regulación de tensión la cual no puede exceder el

10%, la cual se garantiza con la UC elegida en cada proyecto.

Fuente: UPME – MME.

b. Restricciones

• Económicas: disponibilidad limitada de recursos públicos

2.013 2.014 2.015 2.016 2.017

FAER 159.932 84.874 80.000 70.000 70.000 464.806

FAZNI 80.000 108.615 188.615

FONDOMILLONES DE ($)

Total PIEC

2013-2017

• Unidades constructivas de líneas

• Unidades constructivas de transformación

Fuente: CREG, recomendaciones estudio realizado por BRP consultores.

Unidad

constructiva Descripción

COSTO $ 2007

INSTALACIÓN

COSTO $ 2012

INSTALACIÓN

N4T1 Costo transformador 115/13.2 KV $ 247.982.000 $ 282.557.944

N3T2 Costo transformador 34.5/13.2 KV $ 150.088.000 $ 171.014.657

Tipo Definición Nivel de

tensión

Unidad

constructiva Descripción

Costo

$ 2007

Costo

$ 2012

1 Proyecto ubicado a una distancia inferior a 20

Kms y entre 1 y 100 usuarios 2 N2L27

Km línea rural-poste de concreto-vano tipo 1- 3 hilos (3

fases sin neutro) conductor DN2-1 34.632.000 39.460.714

2 Proyecto ubicado a una distancia inferior a 20

Kms y más de 100 usuarios 2 N2L28



3 Proyecto ubicado a una distancia entre 20 y 40

kms y entre 20 y 100 usuarios 2 N2L29



4 Proyecto ubicado a una distancia entre 20 y 40

kms y más de 100 usuarios 2 N2L37


fases con neutro) conductor DN2-5 43.985.000 50.117.795

5 Proyecto ubicado a más de 40 Kms y más de

100 usuarios 3 N3L13

Km línea rural circuito sencillo--poste metálico

conductor DN3-1 63.709.000 72.591.898

zni Proyecto ubicado a más de 40 Kms y menos

de 20 usuarios

c. Criterios técnicos

• Unidades constructivas de Nivel 3 y 4 de transformación

Descripción Unidad Constructiva

Costo Instalado

$ 2007

Costo Instalado

$ 2012

Módulo barraje nivel 4 91.189.000 103.903.414

Módulo de línea nivel 4 645.516.000 735.519.811

Módulo transformador nivel 4 568.989.000 648.322.709

Módulo barraje nivel 3 30.596.000 34.861.977

Módulo de línea nivel 3 330.511.000 376.593.900

Módulo transformador nivel 3 279.974.000 319.010.564


Fuente: CREG, recomendaciones estudio realizado por BRP consultores.

Tamaño

Planta Diesel

kW Nominal

Inversion total

24 Horas

$dic 2012

Inversion total

12 Horas

$dic 2012

Mantenimiento

$/kWh

dic2012

11 28.825.067 52.921.314 173,11

15 31.093.824 57.086.634 91,99

20 37.522.313 68.889.003 63,48

25 41.388.383 75.986.905 91,99

30 43.279.721 79.459.303 77,73

35 44.035.711 80.847.260 56,58

40 44.414.464 81.542.631 49,68

50 48.952.827 89.874.829 48,83

55 50.842.650 93.344.444 47,99

75 56.517.272 103.762.753 44,15

115 92.358.092 169.564.623 43,31

150 111.260.561 204.268.566 38,63

200 131.001.805 240.512.458 43,31

Resolución CREG 057 de 2009 - Costos de inversión y mantenimiento ($/kWh)

diciembre de 2012.

• Costos de inversión y AOM en

ZNI

Costo combustible: 7.346,27 $/galón

Con base en la estructura de costos del ACPM a

precios internacionales, los cuales han sido

proyectados por la UPME. Con esta información se

calcula el precio promedio de venta en la planta de

abasto mayorista para el escenario de referencia

Costo Lubricante: 30.150 $/galón

Basado en el precio al detal en Bogotá, se ha

descontado el 40% del valor total, que correspondería

a los valores de margen de comercialización, compra

al por mayor y otros descuentos. El valor utilizado en

el plan es de $18.090.


Departamento Costo de transporte**

($/galón)

Antioquia 2.025

Atlántico 1.654

Bogotá D.C. 719

Bolívar 1.658

Boyacá 3.891

Caldas 458

Caquetá 8000*

Cauca 6400*

Cesar 3.447

Córdoba 3.233

Cundinamarca 719

Chocó 6400*

Huila 491

La Guajira 4.953

Magdalena 2.834

Meta 6400*

Nariño 8000*

Norte de Santander 1.658

Quindío 458

Risaralda 458

Santander 896

Sucre 3.359

Tolima 360

Valle 604

Arauca 6400*

Casanare 6400*

Putumayo 8000*

San Andrés y Providencia 3.874

Amazonas 8000*

Guainía 8000*

Guaviare 8000*

Vaupés 8000*

Vichada 6400*

* Costos obtenidos de los resultados del estudio realizado por

BRP consultores.

** Matriz CREG de costos de transporte de combustible y

lubricante para ZNI ($ dic 2012).

• Costos de transporte en ZNI

Sitio de entrega Valor

($/galón)

BUCARAMANGA 135,05

LIZAMA 100,57

SEBASTOPOL 152,74

TOCANCIPA 338,05

PTO. NIÑO 184,46

SALGAR 210,19

MANSILLA-CONSORCIO 316,49

PUENTE ARANDA 338,05

SALGAR 210,19

MARIQUITA 233,58

GUALANDAY 289,21

NEIVA 363,91

LA PINTADA 306,65

MEDELLIN 290,63

BUGA 357,09

MULALO 369,83

YUMBO 371,08

BUENAVENTURA/YUMBO 477,43

MANIZALES 330,86

PEREIRA 330,86

CARTAGENA 67,66

Tarifas de transporte de combustible por poliductos.

Fuente: UPME, Grupo de Hidrocarburos ($ dic 2012)

Poliducto De planta abasto a

sitio de entrega

• Parámetros alternativa con interconexión

1. S/E 34,5/13,2 kV

2. Cargabilidad S/E, cuando es mayor a

100%, se incluye el costo de las Unidades

Constructivas para la repotenciación.

3. Restricciones geográficas para el trazado

de la red de MT

4. Decisión de interconectable o no de

acuerdo con criterios económicos (CU)

5. Definición de inversionista (D3, D2)

6. Definición de metas alcanzables


• Centros poblados ubicados < 1 km de la generación existente (planta diesel), el operador podría ser el encargado del servicio.

• Centros poblados ubicados > 1 km de la generación existente (planta diesel), por inversión publica

sistema de generación

• Se utilizan las capacidades típicas establecidas en la Res CREG 057 de 2009 (11 – 200 kW) y su combinación óptima.

Capacidad plantas

• Cada 5 años Reposición

planta

• Parámetros alternativa generación local diesel


Distancia a planta diésel

• Área de influencia de la

S/E (Poligónos de

Thiessen) y centros

poblados

Búsqueda ruta óptima y costo interconexión

• Cálculo de la ruta óptima

con las restricciones del

modelo


• Ruta óptima obtenida por

el modelo en SIG


Comparación de alternativas

Con criterios económicos, se realiza la

comparación entre la interconexión del

centro poblado y la solución aislada

mediante generación con plantas diésel.

la interconexión es la mejor

opción frente a la

generación con plantas

diésel

Cuál es la alternativa para prestar el servicio?

se asume que el CP es interconectable

Definición del inversionista para los proyectos

El proyecto lo debe hacer el Operador de Red con la tarifa actual, en caso

contrario se evalúa qué proyectos se podrían hacer con un determinado

aumento en el Dt y se calcula su impacto en el CU de cada OR.

CM: Costo medio del proyecto

y

Si el acumulado del impacto en Dt < = Delta X, entonces lo debe hacer el

Operador de Red reconociéndole este delta X, de lo contrario, el proyecto

requeriría ser financiado por el FAER.

Quién debería financiar la inversión?

Recursos requeridos para la universalización del servicio

I. Interconexión: El total de las inversiones requeridas en cada nivel de tensión

(N1, N2, N3, incluyendo repotenciaciones).

II. Plantas diésel: El total de las inversiones para generación diésel a 12 horas.

100% Cobertura de EE

Estimación de recursos para universalización

Fuente: Información de S/E reportadas por los OR, cálculos UPME Grupo de Cobertura y Fondos.

Con los costos de interconexión se calcula el impacto en el CU por OR, para cada

caso:

a) Si el OR hiciera el total de la inversión.

b) Si el Estado hiciera el total de la inversión.

Escenarios de impacto en el costo unitario de prestación del servicio - CU por

operador de red

Se consideraron 3 escenarios en la metodología como ejercicio para analizar en cada

caso, los impactos en las inversiones públicas y privadas, el incremento en el CU y la

cobertura de energía eléctrica. Sin embargo el MME, es la entidad competente para

establecer el delta de incremento en el Dt.

Los valores que se analizaron son:

– Incremento de 3% en Dt



Escenarios de acuerdo con la variación del Dt

(D3, D2)

los recursos disponibles se distribuyen a nivel municipal, utilizando los

criterios de la resolución MME 180716:

Distribución de recursos de los fondos

OEP: orden de elegibilidad de proyectos.

CUP: Índice de costo por usuario del proyecto. Corresponde al costo mínimo por usuario entre todos

los proyectos presentados al FAER, dividido por el costo por usuario del proyecto a evaluar.

COB: índice de cobertura por proyecto. Corresponde al número de usuarios beneficiados por el

proyecto a evaluar dividido por el número de usuarios del proyecto con el mayor número de

beneficiarios de todos los proyectos presentados al FAER.

NBI: Índice de necesidades básicas insatisfechas por municipio

UN: Usuarios nuevos.

La distribución de recursos que propone la UPME, se realiza considerando:


El ($/Viv.) de interconexión municipal debe ser menor que el ($/Viv.)

de solución con diesel 24 h.

Se optimiza recursos impactando en una mayor

cobertura con los recursos del FAER

De igual forma para la distribución de los recursos, se tienen en cuenta las

siguientes restricciones:


En el Plan se estima el incremento en la

cobertura municipal, departamental y nacional

que se alcanzaría con:

- La inversión del OR vía tarifa actual.

- Un incremento X en el Dt de cada OR.

- Los recursos disponibles en FAER y FAZNI.

Aumento de Cobertura a 2017

La Resolución MME

No.180465 de 2012 establece

que la UPME deberá concertar

metas de cobertura con cada

operador de red.

Resumen resultados PIEC

Centros poblados susceptibles de interconectarse y aquellos que deben tener

prestación de servicio local en este quinquenio (Interconectables y no

interconectables)

Cuánto le costará ( recursos públicos) al Estado alcanzar el 100% de cobertura y su

impacto en el CU. Asimismo, si esta inversión la realizará el privado cuánto es el

impacto en el CU de cada operador de red.

El costo de la inversión privada para el período que debe realizar el operador de red

con su tarifa y el posible aumento de cobertura.

El costo de la inversión privada para el período del plan que debe promocionar el

Estado, su correspondiente aumento de cobertura y su impacto tarifario tanto para

el Operador de Red como para el ADD correspondiente, de acuerdo a las

variaciones del Dt propuestas por la UPME.

De acuerdo con los recursos anuales de los fondos existentes, su distribución en

cada municipio y departamento para el período de análisis, de acuerdo con cada

escenario de variación del Dt.

Resumen resultados PIEC

El aumento de cobertura que se alcanzaría con los recursos de los fondos de

financiación y su impacto tarifario.

El costo del combustible incluido transporte para los centros poblados que deben

permanecer aislados (no interconectables) en el periodo del Plan.

Estimación del CU del diésel a nivel departamental.

Estimación de las emisiones de CO2 de las plantas diésel como solución aislada

para el quinquenio en los CP que dieron como resultado no conectables en el

período.

Estimación del valor de los subsidios de estrato 1 y 2.

Otras estimaciones como costo de generación diésel por departamento, costo por

usuario, costo por kilómetro de red, entre otros.

4. Resultados del Plan 2013 - 2017

Escenario de universalización del servicio de energía

eléctrica

a. Valor de la inversión necesaria para la universalización del servicio de EE


Número de

Usuarios

Número de

Viviviendas

Número de

Viviendas sin

servicio - VSS

Cobertura 2012 Deficit cobertura

11.573.027 12.112.732 539.705 95,54% 4,46%

Resultados PIECInversión

(Millones $)

Número de

Viviendas sin

servicio - VSS

Costo por

usuario

(Millones $)

Participación Incremento de

Cobertura

Total nacional para la universalización 5.167.313 539.705 9,9

Interconectable 4.888.406 494.856 9,9 91,69% 4,09%

Por parte del Operador de Red

OR vía tarifa actual 935.022 152.781 6,1

Inversión del N1 con cargo actual 25.734

Con recursos del FAER (Propuesta)

FAER (Para inversión de Nivel 1) 419.614

FAER (Para inversión de Niveles 2 y 3) 3.508.036 342.075 10,3

No interconectable 278.907 44.849 6,2 8,31% 0,37%

Estado actual cobertura

Escenarios de impacto en el costo unitario de prestación del servicio por OR

Escenario Universalización

10,7%

26,9%

4,6%

14,6%

2,8%

3,8%2,5% 5,3%

-7,0%

2,9%

5,9%

-0,4%

16,9%

4,3%

0,8%

5,2%

1,3%

1,5% 2,3%4,5% 3,9%

3,4%

6,0%

3,2%1,2%

1,2%0,4%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

-

100

200

300

400

500

600

700

800

Imp

acto

en

el C

U (%

)

CU p

or

com

po

nen

tes

($/k

Wh

)

Impacto en el CU con escenario de Universalización

G T D4 D3 D2 D1 Cv Pr1 Rm % IMPACTO CU

Valor de la inversión para lo interconectable e impacto en el CU de

cada OR

Operador de Red

Costos

Unitarios

Dic/2012

$/kWh

Total Inversión

N3,N2,N1

Millones $

VSS

intercone

ctables

Costo por

vivienda

Millones $

CU con solo

inversión

privada

Impacto en la tarifa

final si el OR

realiza los

proyectos de

expansión

d3 d2

% del Impacto en la

tarifa incluyendo

inversion Publica

(FAER)

CEDENAR 433,45 170.172 15.700 10,8 457,64 5,287% 24,18 100,59 0,0137%

CENS 386,31 174.356 15.971 10,9 404,45 4,485% 29,37 93,37 0,0156%

CEO 477,72 259.553 42.907 6,0 490,18 2,543% 35,13 136,93 0,0000%

CETSA 384,26 16.350 923 17,7 400,06 3,947% 31,09 80,05 0,0048%

CHEC 424,62 21.557 4.918 4,4 428,12 0,818% 23,41 102,14 0,0017%

CODENSA 343,08 104.476 3.579 29,2 347,23 1,193% 33,52 49,20 0,0003%

DISPAC 346,95 65.003 10.547 6,2 369,26 6,041% - 74,47 0,0545%

EBSA 507,00 217.314 15.298 14,2 527,22 3,835% 45,77 161,49 0,0025%

EDEQ 402,62 4.522 385 11,7 408,83 1,517% 32,11 111,03 0,0009%

EEBP 488,65 185.729 26.031 7,1 456,80 -6,972% 38,43 107,88 0,0000%

EEC 519,24 49.466 1.615 30,6 534,00 2,764% 43,47 146,01 0,0022%

EEPEREIRA 341,84 719 41 17,3 346,03 1,212% 26,43 61,02 0,0001%

EEPutumayo 424,23 55.357 6.863 8,1 450,64 5,862% 34,51 152,63 0,0000%

ELECTRICARIBE 339,54 991.169 116.486 8,5 350,78 3,205% 29,23 54,11 0,0178%

ELECTROCAQUETA 457,50 157.442 11.536 13,6 535,84 14,620% 46,97 184,83 0,0162%

ELECTROHUILA 449,21 573.127 57.920 9,9 447,50 -0,381% 32,98 120,78 0,0000%

EMCALI 341,87 117.974 29.717 4,0 343,12 0,365% 16,15 37,73 0,0024%

EMSA 395,27 127.610 8.208 15,5 416,89 5,185% 34,24 107,42 0,0109%

ENELAR 624,30 96.785 3.316 29,2 699,32 10,728% 88,97 313,34 0,0259%

ENERCA 366,93 230.150 19.918 11,6 441,67 16,922% 46,33 126,42 0,1482%

ENERGUAVIARE 456,57 128.987 10.336 12,5 624,86 26,932% 52,70 283,30 0,0000%

ENERTOLIMA 412,61 347.280 25.562 13,6 431,12 4,293% 26,55 120,44 0,0065%

EPM 360,82 549.276 43.349 12,7 373,52 3,401% 26,48 76,37 0,0064%

EPSA 441,12 91.547 5.070 18,1 454,27 2,895% 38,53 118,31 0,0033%

ESSA 396,21 149.954 18.496 8,1 405,44 2,277% 21,82 103,03 0,0052%

RUITOQUE 410,38 480 96 5,0 415,75 1,291% 22,35 115,54 0,0083%

EMEVASI 566,60 2.052 68 30,3 594,22 4,648% 53,66 194,67 0,0044%

Escenario de universalización

impacto en las Áreas de Distribución –ADD-

Departamentos por ADD

ADD EMPRESA

CODENSA

ENELAR

EEC

EBSA

ELECTROHUILA

EMP. MUN. EE

EPSA

CETSA

EMCARTAGO

EMCALI

CEO

CEDENAR

EMEVASI

ELECTROCAQUETA

EEPUTUMAYO

EEBAJOPUTUMAYO

EMSA

ENERCA

ENERGUAVIARE

ESSA

CENS

EPM

EDEQ

EEP

CHEC

RUITOQUE

Centro

Oriente

Occidente

Sur

Operadores de Red que conforman cada ADD:

Impacto en las Áreas de Distribución –ADD-

universalización

ADDCU

($/kWh)*

Total Inversión

N3,N2,N1

(millones $)

Número de VSS

Interconectables

Costo por

vivienda

($)

CU con solo

inversión

privada

($/kWh)

% Impacto

tarifa con

inversión

privada

Componente

D3

Componente

D2

% Impacto

tarifa con

inversión

Publica (FAER)

Sur 633,85 899.862 83.042 11 673,21 5,85% 68,11 165,03 0,00000%

Centro 518,61 779.544 70.557 11 529,82 2,12% 42,57 101,77 0,00502%

Oriente 525,90 1.021.791 78.942 13 532,21 1,18% 58,69 78,48 0,00255%

Occidente 575,28 651.528 96.239 7 583,75 1,45% 47,94 88,75 0,00366%

Electricaribe 339,54 1.026.040 121.382 8

Tolima 326.213 23.905 14

Chocó 183.428 20.788 9

* Fuente: XM S.A. E.S.P. CU a diciembre de 2012

Metas a concertar con los Operadores de Red

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Índi

ce d

e co

bert

ura

ICEE

(%)

Incremento de cobertura con inversión privada

ICCE_Base Incremento con la tarifa actual

Cobertura alcanzable vía tarifa actual

Metas a concertar con cada OR

Cobertura actual: 95,54%

Cobertura alcanzable: 96,81%

Inversión a realizar por el OR vía tarifa actual

Metas a concertar con cada OR

370.203

137.547

106.622

84.280

33.616

29.945

24.343

20.938

20.730

19.647

18.791

16.317

12.794

12.791

12.549

6.811

6.342

6.304

4.327

3.981

3.765

2.859

2.781

1.816

298

199

160

- 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000

Huila

Putumayo

Valle

Cauca

Tolima

Casanare

Boyacá

Chocó

Nariño

Cesar

Meta

Córdoba

La Guajira

Bolívar

Santander

Magdalena

Caquetá

Caldas

Norte de Santander

Risaralda

Arauca

Cundinamarca

Antioquia

Guaviare

Quindío

Atlántico

Sucre

Inversión a realizar por parte del OR vía tarifa

Cobertura departamental alcanzable 2017 Cobertura departamental actual año 2012

Metas de cobertura por departamento con tarifa del OR

Cob. 96,81% Cob. 95,54%

Subestaciones a repotenciar en el

nivel de tensión 3.

Representa el 3% del total de la inversión de universalización

Empresa Inversión N3

(Millones $)

EPM 42.573

ELECTRICARIBE 28.126

CODENSA 19.923

ENERCA 15.235

ELECTROCAQUETA 14.063

ELECTROHUILA 14.063

ENERTOLIMA 8.203

EBSA 5.860

CEDENAR 4.688

EEBP 3.516

ENERGUAVIARE 2.344

CEO 2.344

ESSA 2.344

CHEC 1.172

EEC 1.172

EEPUTUMAYO 1.172

EPSA 1.172

Total 167.970

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Índi

ce d

e co

bert

ura

ICEE

(%)

Incremento de cobertura con inversión pública y privada

ICCE_Base Incremento con la tarifa actual Incremento con FAER Incremento con FAZNI

Incremento de cobertura por inversionista

(Incluyendo recursos públicos)


Cobertura alcanzable: 97,50%

Escenarios de incremento tarifario en Dt (D3, D2)

b. Valor de la inversión para la interconexión para cada variación Dt


Inversión

(millones $)

Número de

VSS

Aumento de

Cobertura (%)

Inversión

(millones $)

Número

de VSS

Aumento de

Cobertura

(%)

Inversión

(millones $)

Número

de VSS

Aumento de

Cobertura (%)

Total nacional Escenario 3.419.303 423.744 99,04% 3.935.151 459.923 99,34% 4.717.923 494.937 99,63%

Interconectable 3.230.688 393.449 3,25% 3.746.536 429.628 3,55% 4.529.308 464.642 3,84%


OR vía tarifa actual 942.335 152.781 1,26% 940.305 152.781 1,26% 938.437 152.781 1,26%

OR vía incremento tarifario 1.805.125 220.923 1,82% 2.320.975 261.080 2,16% 3.103.755 298.727 2,47%

Inversión del N1 con cargo actual 18.422 20.451 22.319


FAER (Para inversión de Nivel 1) 277.567 306.511 335.785

FAER (Para inversión de Niveles 2 y 3) 187.239 19.746 0,16% 158.293 15.768 0,13% 129.012 13.134 0,11%

No interconectable 188.615 30.295 0,25% 188.615 30.295 0,25% 188.615 30.295 0,25%

Descripción

Incremento en Dt < = 3% Incremento en Dt < = 5% Incremento en Dt < = 10%


Fuente: CREG, ORs, UPME.

c. Comparación del Dt por OR

Operador de red

D3 Resolución

($/kWh)

D3 Universalización

($/kWh)

D2 Resolución

($/kWh)

D2 Universalización

($/kWh)

EEBP 61,689 38,434 116,47 107,88

ELECTROHUILA 32,713 32,978 122,75 120,78

EMCALI 15,918 16,152 36,71 37,73

CHEC 22,789 23,407 99,26 102,14

CODENSA 31,323 33,516 47,25 49,20

EEPEREIRA 25,216 26,428 58,04 61,02

RUITOQUE 22,116 22,345 110,40 115,54

EDEQ 30,936 32,114 106,00 111,03

ESSA 21,307 21,822 94,31 103,03

CEO 37,350 35,126 122,24 136,93

EEC 42,113 43,470 132,61 146,01

EPSA 37,578 38,525 106,10 118,31

ELECTRICARIBE 27,529 29,227 44,56 54,11

EPM 23,791 26,481 66,36 76,37

EBSA 44,814 45,774 142,23 161,49

CETSA 30,503 31,092 64,84 80,05

ENERTOLIMA 25,500 26,551 102,98 120,44

CENS 29,659 29,369 74,94 93,37

EMEVASI 53,177 53,656 167,53 194,67

EMSA 34,194 34,236 85,84 107,42

CEDENAR 23,062 24,182 77,52 100,59

EEPUTUMAYO 37,670 34,506 123,05 152,63

DISPAC - - 52,16 74,47

ENELAR 90,391 88,967 236,90 313,34

ELECTROCAQUETA 35,072 46,967 118,39 184,83

ENERCA 35,801 46,326 62,20 126,42

ENERGUAVIARE 100,498 52,700 67,21 283,30

* Precios a diciembre de 2012.


Escenario incremento 3% en Dt

2,5%

1,7%

1,7%

1,7%

-0,3%

1,4%

1,8%1,9%

-0,8%

1,8%

1,2%

1,7%

1,0%

1,6%

1,2%

1,2%

1,5% 1,5% 1,5%

1,2%

1,4%

1,4%

1,0%

1,2%

1,6%

0,9%

0,5%

-1,0%

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

-

100

200

300

400

500

600

700

Imp

acto

en

el C

U (

%)

CU

po

r co

mp

on

ente

s ($

/kW

h)

Impacto en el CU con escenario de incremento D2 y D3 < = 3%



Cobertura con Dt <=3%: 99,04%

3,4%

2,1%

2,3%

2,4%

-0,1%

1,9%

2,4%

2,1%

2,4%

-1,1%

1,6%

2,2%

1,0%

2,2%

1,2%

1,2%

2,2%

2,0%

2,0%1,7%

2,0%

1,8% 1,2%

1,2%

2,0%

0,9%

0,5%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

-

100

200

300

400

500

600

700

Imp

acto

en

el C

U (

%)

CU p

or

com

po

nen

tes

($/k

Wh

)







5,7%

4,2%

2,8%

4,0%

3,4%

1,1%

4,1%

2,1%

-0,1%

2,9%

2,7%

3,7%

1,0%

3,6%

1,2%

3,5%

1,2%2,3%

3,3%

2,9%

3,1%

2,9% 2,0%

2,9%

1,2%0,9%

0,5%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

-

100

200

300

400

500

600

700

Imp

act

o e

n e

l CU

(%

)

CU

po

r co

mp

on

en

tes

($/k

Wh

)







Inversión y cobertura:




96,4%

99,6%

98,7%

92,6%98,4%

99,0%

99,9%

96,1%

99,5%

97,8%

100%99,8%

99,2%95,3%

97,9%

90,9%

99,5%

98,8%

98,8%

94,9%97,9%

80,7%83,8%

99,7%

98,6%85,9%

85,2%

100%

95,8%

100%

100%

100%

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

$ -

$ 50.000

$ 100.000

$ 150.000

$ 200.000

$ 250.000

$ 300.000

$ 350.000

$ 400.000

$ 450.000

Incr

emet

o de

cob

ertu

ra E

E (%

)

Inve

rsió

n (M

illon

es $

)

Inversiones y cobertura con escenario de incremento D2 y D3 < = 3%

Inversión del OR con Tarifa Actual Inversión del OR con incremento Tarifario (Delta) Inversión con recursos FAER disponibles Incremento de cobertura

Inversión y cobertura:




100%

96,9%

100%

100%

98,2%

99,8%

99,8%

100% 100%

97,3%

100%

100%

99,0%

100%

97,9%99,9%

94,6%

99,9%

100%

99,4%

96,9%100% 100%

89,8%

80,7%83,8%

100%

85,2%

95,8%

100%

100%

100%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

$ -

$ 50.000

$ 100.000

$ 150.000

$ 200.000

$ 250.000

$ 300.000

$ 350.000

$ 400.000

$ 450.000

$ 500.000

Ant

ioqu

ia

Hui

la

Tolim

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nare

Nar

iño

Cesa

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Ara

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Sucr

e

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co

Gua

viar

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Vic

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E (%

)

Inve

rsió

n (M

illon

es $

)

Inversiones y cobertura con escenario de incremento D2 y D3 < = 10%

Inversión del OR con Tarifa Actual Inversión del OR con incremento Tarifario (Delta)

Inversión con recursos FAER disponibles Incremento de cobertura

Inversión total requerida para el

escenario normativo ZNI

Número de

Usuarios

Número de

Viviviendas

Número de

Viviendas sin

servicio - VSS

Cobertura 2012 Deficit cobertura

11.573.027 12.112.732 539.705 95,54% 4,46%

Resultados PIECInversión

(Millones $)

Número de

Viviendas sin

servicio - VSS

Costo por

usuario

(Millones $)

Participación Incremento de

Cobertura

Total nacional para la universalización 4.916.905 539.705 9,1

Interconectable 4.867.535 494.730 9,8 91,67% 4,08%


OR vía tarifa actual 935.022 152.781 6,1

Inversión del N1 con cargo actual 25.734


FAER (Para inversión de Nivel 1) 419.614

FAER (Para inversión de Niveles 2 y 3) 3.487.165 341.949 10,2

No interconectable 49.370 44.975 1,1 8,33% 0,37%

Estado actual cobertura

Inversión total requerida para el

escenario normativo ZNI

Costo Inversión+AOM

24 Horas ($)

Demanda anual

2012 (kWh)

CU diesel_24h

($/kWh)

Costo Inversión+AOM

24 Horas ($)

Demanda anual

2012 (kWh)

CU diesel_24h

($/kWh)

Amazonas 143.780.768.186 9.180.000 15.662 111.235.444.674 9.180.000 12.117

Antioquia 716.917.792.062 50.948.640 14.071 573.153.147.962 50.948.640 11.250

Arauca 112.078.809.588 5.035.680 22.257 78.657.681.534 5.035.680 15.620

Atlántico 60.706.989.542 4.604.044 13.186 44.028.679.129 4.604.044 9.563

Bogotá D.C. 2.445.722.983 142.560 17.156 1.521.457.883 142.560 10.672

Bolívar 332.203.632.021 29.181.708 11.384 230.125.534.310 29.181.708 7.886

Boyacá 340.360.875.072 19.660.320 17.312 214.270.654.857 19.660.320 10.899

Caldas 76.086.745.997 2.842.560 26.767 69.614.807.484 2.842.560 24.490

Caquetá 218.047.038.326 13.063.204 16.692 162.185.254.625 13.063.204 12.415

Casanare 448.848.474.329 30.001.774 14.961 321.994.590.776 30.001.774 10.733

Cauca 893.962.689.574 66.821.959 13.378 717.735.278.094 66.821.959 10.741

Cesar 197.890.898.602 15.277.612 12.953 144.345.169.779 15.277.612 9.448

Chocó 469.280.792.140 35.307.010 13.291 378.736.268.200 35.307.010 10.727

Córdoba 590.837.640.007 49.222.095 12.004 419.867.102.062 49.222.095 8.530

Cundinamarca 132.472.342.335 6.978.240 18.984 85.942.146.386 6.978.240 12.316

Guainía 62.790.569.648 3.867.840 16.234 49.050.326.876 3.867.840 12.682

Guaviare 128.636.318.212 8.072.640 15.935 94.543.924.522 8.072.640 11.712

Huila 1.032.753.369.515 83.157.713 12.419 512.333.062.979 83.157.713 6.161

La Guajira 668.690.416.615 51.800.326 12.909 489.445.267.458 51.800.326 9.449

Magdalena 533.641.821.462 42.546.528 12.543 384.043.516.754 42.546.528 9.026

Meta 341.285.119.557 21.565.736 15.825 249.230.083.384 21.565.736 11.557

Nariño 366.418.703.364 22.585.709 16.223 303.914.752.759 22.585.709 13.456

Norte de Santander 243.584.220.448 18.698.794 13.027 191.503.886.160 18.698.794 10.242

Putumayo 808.301.698.612 52.117.443 15.509 589.601.595.187 52.117.443 11.313

Quindío 5.190.563.737 374.400 13.864 4.519.870.420 374.400 12.072

Risaralda 44.827.279.435 2.579.040 17.381 40.918.773.126 2.579.040 15.866

San Andrés y Providencia - - - - - -

Santander 276.713.714.539 27.959.040 9.897 202.602.367.281 27.959.040 7.246

Sucre 87.517.535.233 5.754.025 15.210 66.657.318.098 5.754.025 11.584

Tolima 489.375.599.700 34.595.851 14.145 269.410.796.438 34.595.851 7.787

Valle 449.142.039.264 51.164.640 8.778 316.337.586.092 51.164.640 6.183

Vaupés 67.863.212.200 3.840.480 17.671 54.131.677.300 3.840.480 14.095

Vichada 130.445.153.281 8.228.160 15.854 100.802.202.266 8.228.160 12.251

Escenario propuesta UPME Escenario normativo ZNI

Departamento

• Continuar trabajando conjuntamente con los OR para obtener un

dato de cobertura real.

• Mejorar los insumos de información georefrenciada, por ejemplo

localización de centros poblados, ubicación de subestaciones y

plantas diesel, entre otros.

• Considerar dentro de las soluciones de generación aislada,

alternativas de generación con fuentes no convencionales.

5. Aspectos por mejorar en el modelo

5. ¿Qué se esta desarrollando en

planeamiento energético en áreas rurales?

¿QUÉ SE ESTÁ DESARROLLANDO PARA

ENERGIZACIÓN EN ÁREAS RURALES?

2.

FAER

• FAZNI

• SGR

• COOPERACIÓN

INTERNACIONAL

RESULTADOS PROGRAMA DE

ENERGIZACIÓN RURAL PARA LAS ZNI

Seguimiento a este programa en lo concerniente al aumento de horas de prestación del

servicio de energía eléctrica:

• La principal alternativa de prestación del servicio en la ZNI sigue siendo la interconexión

al SIN; poblaciones que antes contaban escasamente con 12 h o 14 h de prestación del

servicio, llegan a 24 h, posibilitando su desarrollo económico.

• Continúan en desarrollo los proyectos de electrificación de gran impacto a nivel regional

como lo son las interconexiones al SIN del Centro-Occidente del Chocó y Costa Pacífica

Caucana y Nariñense, que mientras ayer eran consideradas una utopía, hoy son realidad,

acortando cada vez más las distancias entre los sistemas SIN y ZNI.

• Respecto a la meta establecida en el CONPES 3108-2001 de llegar a 16 horas de

prestación de servicio para las 43 cabeceras municipales con población mayor a 500

habitantes denominadas Localidades Tipo 1, se ha cumplido para 19 de las 25

alcanzadas en el año 2010. Se observa una disminución en el número de poblaciones

con prestación del servicio mínimo de 16 horas, respecto al corte del documento anterior;

sin embargo, otras poblaciones que no estaban contempladas alcanzaron esta meta,

como son Cupica y El Valle en Bahía Solano-Chocó y Coayare en Guainía.

Estructurar y elaborar el Plan de Energización Rural Sostenible que

permita dar lineamientos de política energética e identificar, formular y

estructurar proyectos integrales y sostenibles en el corto, mediano y largo plazo, para el período 2013-

2031.

Recopilar y clasificar la información disponible

Analizar la oferta de recursos

energéticos

Caracterizar el consumo básico de energía por uso y fuente en los sectores que aplique y estimar

la demanda energética de las poblaciones del

departamento por sector para el

período 2013 – 2031

Evaluar las alternativas energéticas

seleccionadas para los

diferentes proyectos

identificados

Formular proyectos integrales

sostenibles, económica, tecnológica, ambiental y socialmente

Elaborar el Plan de

Energización Rural

Sostenible para el

departamento 2013-2031

PLANES DE ENERGIZACIÓN RURAL

SOSTENIBLE DEPARTAMENTAL Y/O

REGIONAL

OBJETO

ALCANCE

Demanda caracterizada

Oferta energética identificada

Selección de las alternativas energéticas

para los proyectos energéticos identificados

Proyectos integrales y sostenibles

formulados con los respectivos

esquemas empresariales

Catálogo de proyectos integrales

y sostenibles formulados y

estructurados a corto, mediano y

largo plazo

Lineamientos de política energética

para departamento

PRODUCTOS

PLANES DE ENERGIZACIÓN RURAL

SOSTENIBLE DEPARTAMENTAL Y/O

REGIONAL

DESARROLLO DE ESQUEMAS DE

GESTIÓN EN ZNI

ASE’s: En términos generales se resume que para las dos áreas (Archipiélago de San

Andrés y Amazonas) se evidencia un mejoramiento de la infraestructura de generación y

distribución de energía eléctrica, la disminución del nivel de pérdidas en toda la cadena, el

aumento de la calidad, continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

Propuesta nuevo esquema empresarial: la UPME realizó en el año 2012 un estudio de un

esquema empresarial que permita aprovechar las fuentes disponibles de las zonas, utilice

mecanismos reconocidos por la normatividad y regulación energética actual y disminuya los

costos de la prestación del servicio de energía eléctrica con generación térmica diesel, el cual

concluye que es posible plantear el esquema en el cual uno o varios generadores

particulares suministren la energía y un operador de red se encargue de la distribución y la

comercialización en poblaciones cercanas a las áreas del OR en mención y que no se

encuentran actualmente interconectadas. Éste se encuentra en revisión por parte del MME y

la CREG.

Otro(s) esquema(s) de gestión: se estima que se formule(n) y estructure(n) como uno de

los productos de los Planes de Energización Rural Sostenible departamental en Nariño

(actualmente en ejecución) y Tolima (próximo a iniciar)

presentación de powerpointmarco normativo elaborar cada cinco años un plan de expansión de la...

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