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Radicado No.: 20141000068921

Fecha: 20-08-2014 Doctora ANGELA MONTOYA HOLGUÍN Presidente Ejecutiva Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica ACOLGEN Avenida Calle 26 # 59-51. Torre 3 Oficina 309 Bogotá D.C.

Asunto: Respuesta a comentarios informe final estudio para determinar la vulnerabilidad y las opciones de adaptación del sector energético colombiano frente al cambio climático.

Respetada doctora Montoya: Agradecemos el interés de ACOLGEN y el envío de comentarios del análisis al estudio contratado por la UPME cuyo objeto fue “desarrollar el análisis de la exposición y vulnerabilidad para el sector energético colombiano, enfocado en la producción y trasmisión de energía eléctrica, asociado a las amenazas relacionadas con eventos de variabilidad y cambio climático, así como formulación y análisis de medidas de adaptación”. Este estudio responde a la necesidad de identificar y analizar factores de vulnerabilidad y de riesgo y proponer medidas de adaptación del sector energético colombiano ante factores de variabilidad climática y de Cambio Climático; el estudio a su vez servirá de insumo para la formulación del Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático del sector energético. Anexo a esta comunicación enviamos las respuestas a los comentarios, agrupándolas por temas. Durante el último taller de revisión de la incorporación de aclaraciones en el informe final el pasado 28 de julio de 2014, se presentó y se hizo entrega a los asistentes de Acolgen y de empresas afiliadas, de un cuadro resumen de aclaraciones y respuestas a los comentarios puntuales de Acolgen, página por página. Como se les indicó a los asistentes a dicho taller, se conformará una mesa de trabajo técnico en hidrología y climatología en la que participarán técnicos de las empresas, de la UPME y del consultor (Optim) seleccionado para la siguiente fase del diseño del mapa de

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ruta para la adaptación al cambio climático del subsector hidroeléctrico, con el ánimo de profundizar en el análisis de aspectos puntuales técnicos que así lo ameriten. En este sentido, los comentarios y participación de ACOLGEN y de sus afiliados nos parecen muy pertinentes y relevantes, máxime cuando la UPME busca que el producto final sea el resultado de la evaluación y valoración, tanto de los agentes como de la UPME para de esta forma contribuir a asegurar el mejor desempeño del sector en el mediano y largo plazo. Cordialmente, ÁNGELA INÉS CADENA MONROY

Directora General ELABORÓ: HHH / REVISÓ: MBM WJSR, WJHR, JM, MAC, HJZ


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1. Mesas de Trabajo Sectoriales.

“Se sugiere a la UPME, como responsable de la planeación a largo plazo del sistema eléctrico colombiano, que para la realización de este estudio cuente con el concepto y apoyo técnico de las empresas del sector, máxime cuando dentro del mismo documento se hace referencia al CNO (y sus subcomités como el Hidrológico y de Plantas Hidráulicas) como un organismo de apoyo y con capacidad para formular recomendaciones de carácter técnico”.

Respuesta:

Para la realización del estudio se contó con la participación de las empresas al solicitarles información, divulgarles el alcance y avances del estudio, darles a conocer los informes parciales y solicitarles comentarios que han sido (y serán) discutidos en reuniones con los consultores y con las demás entidades que hacen parte del comité interinstitucional del Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático, coordinado por el DNP, en el que participan además de la UPME, el IDEAM, el MADS y la UNGRD.

La UPME considera fundamental la participación activa y el apoyo técnico de las empresas del sector y de las agremiaciones sectoriales en la (s) siguiente (s) fase (s) del Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático del sector de energía, relacionadas con la profundización de las medidas y la estrategia de implementación para la adaptación del sector energético al cambio climático.

2. Conceptualización y análisis hidrológico.

“Numerosas aseveraciones sobre el clima presentadas en el estudio demuestran desconocimiento de aspectos fundamentales de los procesos físicos, con lo cual, las conclusiones son de dudosa validez. A continuación se presentan algunos comentarios en cuanto a conceptos y metodologías en el tema hidrológico:

a. Los análisis que se realizan de los fenómenos de El Niño y La Niña y su

relación con la climatología de Colombia deben fundamentarse tanto en la descripción teórica del fenómeno (ausencia de referencias actualizadas e imprecisiones en las definiciones) como en la metodología para asociar causa-efecto.

Es necesario considerar que la hidrología en Colombia es resultado de fenómenos de diferentes escalas (local y macro), por tanto la generalización de causa-efecto asociado al fenómeno ENSO para el territorio colombiano podría dar señales poco ajustadas a la realidad. Adicionalmente, sería muy importante conocer el soporte o las referencias que llevan a algunas conclusiones”. Respuesta: La información sobre el fenómeno ENSO se toma de un documento del año 2010 y del IDEAM (fuentes nacionales). En cuanto a los efectos que estos han causado,


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se trabaja con información nacional tomada del CONPES 3700. Con respecto a las metodologías utilizadas, éstas fueron propuestas por el comité evaluador en la presentación del segundo informe. “Como se anotó en la revisión del segundo informe, la agregación de embalses sin tener en cuenta criterios físicos e hidrológicos imposibilita definir y entender el grado de vulnerabilidad del sistema y puede enmascarar diferencias importantes a la hora de proponer iniciativas de adaptación, que deben ser definidas por regiones similares. Aunque se hace un cambio en el criterio de agregación en este tercer informe, este aún no se encuentra apropiado y presenta la misma falencia. En el mismo informe se describen las diferencias que hay entre los embalses de un agregado, tanto en topografía como régimen de precipitación y altura sobre el nivel del mar. En este sentido, recomendamos revisar la agregación para que esta cumpla con el criterio expuesto en el estudio de representatividad regional del proceso lluvia”. Respuesta: Para el análisis final por embalses agregados se hizo una redistribución y conformación de los embalses agregados. Este ejercicio se hizo teniendo en cuenta la localización geográfica de los embalses y la cuenca afluente a los mismos. “Se considera que lo mejor es que los embalses sean analizados como unidades independientes y no sean agregados, tal y como se modela posteriormente en el modelo de mercado”. Respuesta: Este ejercicio no se puede hacer para la modelación hidrológica ya que el número de corridas del modelo resultaría muy alto y el tiempo para el estudio fue limitado. De otro lado, si se trabaja como unidades individuales, las medidas de adaptación tendrían que haber sido evaluadas para cada embalse, lo que habría tomado aún mayor tiempo. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. “Se presenta una descripción de los efectos que un fenómeno como el de La Niña puede tener en el país y el sector, sin embargo el documento no ofrece ninguna medida de adaptación para la ocurrencia de eventos extremos que se espera sean más comunes y que corresponderán a un aumento de la precipitación. Sería importante proponer medidas de adaptación frente a la ocurrencia de este fenómeno. Es importante recordar que los efectos del cambio climático y la variabilidad no se limitan a eventos de reducción de precipitación, esto no coincide además con las conclusiones que las regiones presentarán gran variabilidad”.


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Respuesta: Las medidas de adaptación por embalses son presentadas en la versión final del documento y se realizaron teniendo en cuenta el índice de vulnerabilidad y los cambios hidrológicos (Niño y Niña), sociales y ambientales específicos de cada uno de ellos. “Como se dijo para el segundo informe, aunque se precisa que se identificaron más de 12 ocurrencias del fenómeno de La Niña en el transcurso de las últimas 6 décadas, solo se propone evaluar un evento. Dados los objetivos de este estudio y la importancia de analizar detalladamente, y con la mayor profundidad posible la real vulnerabilidad del sistema, se considera adecuado analizar un mayor número de ocurrencias, pues al tener en cuenta sólo un caso se pierde todo enfoque probabilístico y se pueden sesgar los resultados a un solo evento limitando las posibles conclusiones y cerrando los escenarios de reacción y adaptación que se puedan necesitar”. Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, por lo cual se espera haber acogido la sugerencia. “Aunque se hace un análisis histórico de eventos asociados a la variabilidad, y específicamente a El Niño y La Niña, en el informe no se hace referencia a otro tipo de eventos extremos que se hayan vivido en el país con la finalidad de hacer un recuento de medidas y análisis de efectividad en casos que no se relacionan específicamente al ENSO y así vislumbrar en alguna medida posibles efectos del cambio climático como está establecido en los términos de referencia. Esto ayuda a analizar la vulnerabilidad del sistema cuando los eventos no tengan el seguimiento y antelación que de alguna manera se supone de un fenómeno de El Niño o La Niña. Una de las consecuencias que se esperan por el cambio climático y la evidencia sugiere es que dicho fenómeno exacerba las condiciones extremas aumentando la variabilidad hidrometeorológica (este tema no se abarca en el estudio)”. Respuesta: En el segundo informe se definió el alcance de lo que en el estudio se consideraría como “variabilidad climática” y “eventos extremos”. La variabilidad climática se tiene en cuenta en las modelaciones hidrológicas pues se trabajó a escala mensual. De esta forma se tiene en cuenta la variabilidad intra-anual, además de la interanual. Los aumentos en la variabilidad hidrometeorológica sí se abarcan en el estudio. El índice de vulnerabilidad propuesto incluye los aumentos en la variabilidad; las medidas de adaptación presentadas intentan mejorar la capacidad de los embalses (y de todo el sistema) para hacer frente a aumentos en dicha variabilidad. “Es necesario que se analicen a profundidad los resultados obtenidos a partir de los índices climáticos y su relación con el clima de Colombia y los posibles cambios a futuro, pues hace parte de uno de los objetivos del estudio. Entender por ejemplo, los resultados obtenidos en la evaluación de los índices climáticos y su relación con la respuesta de las diferentes variables climáticas y su correcta


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interpretación mostraría como los fenómenos de El Niño y La Niña afectan diferentes regiones del país y en diferentes magnitudes dependiendo de las características del fenómeno”. Respuesta: el alcance del estudio era entender cómo la variabilidad climática y el cambio climático pueden impactar al sector energético del país, el cual tiene que ser necesariamente regional ya que las centrales y microcentrales se encuentran en casi todo el país; por lo tanto, la influencia de los fenómenos de El Niño y La Niña es muy importante. “Es necesario profundizar en el tema climático, pues las referencias sobre este aspecto son pocas, incluso algunas afirmaciones se consideran erradas, por ejemplo en la siguiente definición de El Niño: “Se explica por el movimiento de rotación de la tierra que genera cambios en los patrones de movimiento de las corrientes marinas en la zona intertropical”. Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, para lo cual se espera haber acogido la sugerencia. La profundización en el tema climático está en los anexos. “Análisis realizados han mostrado que en general los modelos del IPCC difieren entre sí en las proyecciones de precipitación para la región tropical. Adicionalmente, debido a las deficiencias en los modelos para representar la precipitación en Colombia, es necesario incluir las incertidumbres en el análisis de los resultados”. Respuesta: Las modelaciones se realizan con la información y metodologías aprobadas por el IDEAM; al momento de llevar a cabo este estudio, era la información oficial con la que contaban la UPME y el consultor. “En el informe se mencionan evidencias del cambio climático en Colombia, y se habla de sus efectos. Sin embargo la resolución temporal (mensual, anual) analizada para las serie de precipitación muestra que no existen tendencias en muchas de las regiones o incluso pendientes positivas para los últimos 40 años. Sentados esos precedentes, se requiere soportar o argumentar la disminución entre el 25 y 40% de precipitación que se trata de exponer en el estudio para los próximos 10-30 años. Es claro que la resolución no permite evidenciar los efectos en los extremos y, por lo tanto, se considera que no es posible tratar de proyectar de la manera que lo hace el estudio. Más aun, la resolución temporal tampoco permite ver cambios en los caudales en las diferentes regiones y, como el mismo informe lo dice, los resultados de las proyecciones obtenidos no son probables. ¿Hasta dónde son aplicables los resultados y dónde se evalúa la incertidumbre de manera que se dé apoyo a los tomadores de decisiones”?


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Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, por lo cual se espera haber acogido la sugerencia. Se usaron escenarios oficiales del IDEAM. También se aplicaron escenarios por tendencia y un análisis de sensibilidad. Consideramos que estos distintos enfoques cubren el problema de la incertidumbre. “Nuevamente se desestima por parte del Consultor la premisa que dada la gran incertidumbre que está asociada a los modelos globales, la precipitación según la academia no debe ser utilizada directamente como insumo desde los modelos para hacer ningún tipo de proyecciones. El estudio no muestra evidencia del comportamiento de estos modelos con respecto a la historia como se había solicitado, si los modelos no representan el presente y el pasado no se puede confiar que sus proyecciones sean acertadas”. Respuesta: Se trabaja con la mejor Información oficial disponible en el momento. Se aplicaron escenarios por tendencia y un análisis de sensibilidad. Consideramos que estos distintos enfoques cubren el problema de la incertidumbre en los escenarios climáticos y dan herramientas a los tomadores de decisiones para evaluar posibles escenarios futuros y sus consecuencias. Entendemos la incertidumbre asociada a las modelaciones climáticas y hacemos explícito esto en el tercer informe. El modelo refleja el comportamiento de la hidrología durante los años para los cuales se cuenta con información del IDEAM. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático.

3. Escenarios hidrológicos modelados.

“Entendiendo la necesidad de generar otros posibles escenarios de evolución de las precipitaciones y, por tanto, de las afluencias a los embalses, se encuentra adecuado modelar otros escenarios, que deberían corresponder a aquellos probables y no a unos poco probables (como concluye el Consultor acerca de los escenarios A2, B2 y A1B) y formular una serie de medidas de adaptación al Cambio Climático, las cuales es necesario implementar en la medida que se compruebe o que se tenga buena certeza sobre la ocurrencia de dichos escenarios”. Respuesta: La información con la que se debe trabajar debe ser oficial por lo que se trabaja con los escenarios de IPCC, aprobados y modelados por el IDEAM. De otro lado, estos escenarios fueron presentados ante el comité técnico y fueron aprobados en su momento. Estos tres escenarios presentan un caso optimista, uno pesimista y el tendencial.


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Se usaron escenarios oficiales del IDEAM. También se aplicaron escenarios por tendencia y un análisis de sensibilidad. Se considera que estos distintos enfoques cubren el problema de la incertidumbre en los escenarios climáticos y se convierten en escenarios “What if?” En cuanto a la evaluación de otros escenarios diferentes a los disponibles por el IDEAM, existen dos explicaciones: la primera, el plazo previsto para el estudio se ajustaba al alcance de los términos de referencia contractuales, motivo por el cual no era posible diseñar, modelar y calibrar modelaciones adicionales. La segunda, incluso si el plazo no hubiera sido una limitante, no se contó con información hidrológica alternativa a la del IDEAM, lo suficientemente completa como para adelantar otras modelaciones. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. 4. Modelo del sistema energético nacional.

“Se considera necesario presentar la validación del modelo energético y hacerle las respectivas pruebas de significancia”. Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final. Se atiende anexando las pruebas del caso con lo cual se espera haber acogido la sugerencia. 5. Nivel de vulnerabilidad de los embalses.

“¿Qué relación tiene el estudio de Vulnerabilidad con la metodología de caudal ambiental actualmente en revisión por parte de ANLA? ¿Cómo impactan estos dos estudios la generación de energía del país? Las restricciones presentadas por el tema de caudal ambiental, podría ser en definitiva una mayor limitación en la disponibilidad de caudal para generación”. Respuesta: El presente estudio no tiene una relación directa con el caudal ambiental. Aunque éste es mencionado como medida de adaptación regulatoria que se está implementando actualmente, el estudio no tiene en cuenta la metodología de vulnerabilidad trabajada para el caudal ambiental.

6. Medidas de adaptación.


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“Para esto sería necesaria una regulación que, además de eliminar el techo de los 19.9 MW para las FNCE mantenido el acceso preferencial al mercado, creara un mercado voluntario de energía para las FNCE. Esa energía limpia (FNCE) podría ser comprada en ese mercado para usuarios, regulados y no regulados, que, por diversas razones, podrían estar interesados asegurar que sus consumos de energía sean de bajo impacto ambiental en el ámbito local, que contribuyen a la mitigación del cambio climático global y que, además, contribuyen a la adaptación del país a sus efectos". De acuerdo con lo indicado anteriormente, la actividad de generación en el mercado eléctrico colombiano obedece a un esquema competitivo y sus resultados han sido los adecuados desde el punto de vista del suministro, de la confiabilidad, de la calidad y de la expansión requerida en el mercado. Por tanto, no se considera conveniente otorgar privilegios a ciertas tecnologías de generación ya que se distorsiona la señal de mercado, con las respectivas consecuencias en la formación del precio, en la tarifa al usuario final, en la remuneración adecuada a los inversionistas y en la óptima expansión”. Respuesta: Con respecto a este comentario, la medida se toma de otras investigaciones realizadas anteriormente en el país, en este caso por CORPOEMA. Por otro lado, coincidimos con ACOLGEN, en el sentido de mantener las mismas condiciones para todas las fuentes que estén participando en el mercado, ya sean renovables o convencionales. Así mismo, consideramos que con la recién sancionada ley 1715 de 2014, se están estableciendo algunos incentivos para que estas fuentes puedan entrar en el mercado, sin que una vez ellas estén instaladas, tengan medidas preferenciales. En este sentido, se tendrá en cuenta el comentario en el documento final.

“En el caso de la energía hidráulica es diferente. En este caso el gobierno, a través de las CARs, podría, mediante la aplicación de las tasas de uso de agua, controlar el precio del agua que se utiliza para la generación. Y aunque en muchos casos lo hace, el valor de esas tasas tiene un techo determinado por el Ministerio del Medio Ambiente (Decreto 155 de 2004). Ese techo, o precio máximo, es actualmente de $0.11/m3 para aguas superficiales y $8.88/m3 para aguas subterráneas. En el año 2003, hace una década, ese precio era significativamente más alto: $24.5/m3 para agua superficiales y $329.6/m3 para aguas subterráneas. Este precio resulta ser bajo comparado con el precio pagado en otros países. En consecuencia, esas tasas de uso de agua no actúan actualmente como un incentivo que tenga el poder de promover efectivamente cambios tecnológicos, o de otro tipo, conducentes a producir la máxima cantidad de electricidad por cada metro cúbico de agua concesionado. Al respecto, se debe tener en cuenta que la finalidad de las Tasas no es promover


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cambios tecnológicos, en el caso de la generación hidroeléctrica estas corresponden a la contraprestación por el uso no consuntivo de un recurso, el agua. Por el contrario, el aumento en el cobro de una tasa, por encima de un valor razonable, representa una distorsión al mercado y mejora en forma ficticia la competitividad de otras tecnologías que bajo condiciones de mercado son más costosas, dando señales equívocas a los agentes que en él intervienen. Las tasas no son una herramienta económica adecuada para incentivar el cambio tecnológico al interior de un mercado.”

Respuesta: La actual Tasa por Uso de aguas, que tiene su fundamento legal en el artículo 43 de la Ley 99 de 1993 y en el Decreto 155 de 2004, es un instrumento económico de tipo compensatorio, cuyos recursos captados tienen como finalidad primordial garantizar la protección y renovabilidad de los recursos hídricos. El valor a pagar por concepto de la tasa está en función de una tarifa mínima, que a nivel nacional es de $0.75 por m3, que puede incrementarse a su vez al multiplicarse por un factor regional cuyo valor máximo es de 7 para aguas superficiales y de hasta 12 para aguas subterráneas; el valor de dicho factor regional varía esencialmente en función del índice de escasez del acuífero o unidad hidrológica de análisis. En este orden de ideas, la tasa por uso de aguas, como todo instrumento económico, cumple una segunda función y es la de generar una señal económica a los usuarios del agua, en este caso las hidroeléctricas para que se ubiquen en aquellas zonas donde hay suficiente oferta hídrica, así como para que hagan un uso más eficiente del recurso hídrico. Es de anotar que de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993, para aquellas empresas generadoras cuya potencia nominal instalada sea superior a 10.000 Kilovatios, están exentas del pago de la tasa por uso de agua pues se entiende que dentro de las transferencias que realizan dichas generadoras se encuentra incluido el valor de la tasa. Los dineros captados por concepto de tasa por uso de agua ascienden a alrededor de $ 20.000 millones anuales, lo cual resulta a todas luces escaso para el financiamiento de las acciones de conservación incluidas en los POMCA para garantizar la renovabilidad del agua. En este sentido, es recomendable el ajuste de las tarifas mínimas actualmente vigentes, así como el establecimiento de cobros diferenciados que tengan en cuenta el uso consuntivo y el uso no consuntivo de este recurso; es claro que las tasas actuales no están diseñadas para promover cambios tecnológicos; sin embargo, y como dice el texto del informe, se propone que se implementen tasas de uso del recurso para promover la eficiencia en el uso del recurso. “Vale la pena resaltar que según el estudio realizado por el MADS, el MHCP y


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Colciencias, entre el año 2008 y 2012 el sector eléctrico asumió $499.000 millones de pesos por concepto de transferencias, lo que representa cerca de 7% del total de los ingresos percibidos por estas y que en 3 casos representa más de la mitad de sus ingresos (CORNARE, CORPOGUAVIO y CORPOCHIVOR). Sería interesante conocer las acciones ambientales desarrolladas con estos recursos”. Respuesta: Es claro que las inversiones realizadas con las transferencias tienen como fin asegurar la protección del recurso hídrico; de hecho, es de suma importancia saber de qué forma se están invirtiendo estos recursos y cómo se ve esto reflejado en una mayor resiliencia de los ecosistemas en las cuencas a los efectos de la variabilidad climática y del cambio climático. Como una de las medidas de adaptación se propone fortalecer, en cabeza de las entidades competentes y de la sociedad en su conjunto, el seguimiento a la inversión de estos recursos para conocer en qué se están invirtiendo y cuáles son los planes de inversiones a futuro. De acuerdo con el artículo 45 de la Ley 99 de 1993, los recursos que por concepto de transferencias del sector eléctrico reciben las autoridades ambientales del país deben ser destinados a la protección del medio ambiente y a la defensa de la cuenca hidrográfica y del área de influencia del proyecto. El seguimiento a la destinación que se le da a estos recursos está en cabeza de la Contraloría General de la Republica; no obstante las audiencias públicas de rendición de cuentas que anualmente adelantan las autoridades ambientales son el escenario idóneo para que la comunidad se informe y se manifieste sobre el uso que se les da a tales recursos. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector podrían proponer medidas en este sentido, dada su relevancia entre las medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. "La hipótesis de que los generadores hidráulicos no generan la máxima cantidad de electricidad se aparta de la racionalidad económica, supuesto en que se basa el consultor para construir el “Modelo del Sistema Energético Nacional”. La máxima generación debería verificar en los resultados del Modelo usado para evaluar la vulnerabilidad del sistema ante eventos climáticos. La generación proyectada por el Modelo debería ser igual a los aportes en energía menos los vertimientos. O realizar una prueba histórica verificando la generación de las plantas con embalses en los que el volumen al inicio del año sea igual al volumen al final del año. Sin embargo es posible que el consultor suponga la hipótesis de que los generadores hidráulicos no generan la máxima cantidad de electricidad basado en los resultados que encuentra en las simulaciones energéticas como se ve en la siguiente gráfica: GENERACIÓN PLANTAS ESTRATÉGICAS CHIVOR; esta gráfica lleva a dos observaciones: (i) Hay necesidad de verificar la consistencia de los resultados para los escenarios considerados. La generación de una sola planta no puede aumentar en el tiempo si se supone que el cambio climático, disminuye los aportes y Una


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planta hidráulica no puede disminuir su generación por la entrada de un proyecto hidráulico de gran magnitud, lo cual valida la hipótesis; pero resulta contradictorio con la racionalidad que se esperaría del generador. Respuesta:

El modelo se basa en la hipótesis que cada generador intenta optimizar su utilidad y su oferta en el mercado eléctrico, lo cual sí está basado en la racionalidad económica. En otro aparte del Estudio el consultor menciona que las plantas en cadena no generan la máxima cantidad de electricidad. Sin demostrarlo, o colocar un ejemplo, o crear argumentos que justifiquen la validez su conclusión. Invitamos al consultor a demostrar o mostrar que los generadores en cadena no producen la máxima cantidad de energía como lo expone en el siguiente párrafo: “En Colombia algunas cuencas están compartidas por más de un generador. En esos casos los generadores comparten los mismos recursos hídricos. Cada uno de ellos, teniendo en cuenta, entre otros factores, las condiciones climáticas prevalentes y esperadas, el nivel de sus embalses y las restricciones regulatorias a las que están sujetos, diseña sus estrategias de generación con el fin último de optimizar sus utilidades. Ese comportamiento estratégico, si bien ha servido para mejorar la confiabilidad del sistema, no siempre conduce a la utilización óptima de los recursos hídricos de la cuenca compartida. En esos casos, resultaría necesaria la intervención del regulador para asegurar que mediante la óptima utilización de los recursos de las cuencas compartidas se pueda generar la máxima cantidad posible de electricidad y, de esa manera, se disminuya la vulnerabilidad del sector al Cambio Climático.” Se debe tener en cuenta que es precisamente la competencia la que hace que el agente generador optimice su oferta en el mercado eléctrico, lo que permite la maximización del uso del recurso hidráulico y un despeje óptimo del precio del recurso. Respuesta: La afirmación del consultor hace referencia a que los operadores de embalses en cadena no tendrían incentivo para operar de manera que se maximice la generación de energía en la cadena de embalses. Sin embargo, es claro para la UPME que el incentivo es, naturalmente, maximizar la utilidad individual. Por otro lado, la Unidad considera que los aprovechamientos en cadena, si bien no trabajan con los caudales naturales (salvo el primero de la cadena), se diseñan de tal forma que la descarga de cada uno de ellos sea aprovechable por el que está inmediatamente aguas abajo, y así sucesivamente. “Colombia tiene su confianza puesta principalmente en tres energéticos: hidrogenaría (sic), carbón y gas. Estos representan actualmente el 64%, 6.9% y 14.8% de la capacidad efectiva neta instalada de generación, respectivamente 234


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(sic)… . En épocas secas, y ante la inminencia de regulaciones sobre el “caudal ecológico”, la disponibilidad de agua también podría convertirse en un factor limitante para la generación térmica.” El consultor olvida que a la fecha no hay evidencia del cambio climático en Colombia, como lo demuestran los análisis realizados por él mismo, argumenta la incertidumbre climática para mencionar la necesidad de contar con más oferta diversificada. Oferta, según el consultor, que debe entrar al sistema sin que sean competitivas, como se muestra en el siguiente párrafo. Sin embargo esto se contradice con los resultados encontrados por el consultor con el “Modelo del Sistema Energético Nacional”, en el que ha (sic) futuro no se evidencia riesgo energético alguno. Además lo solicitado por el consultor está solucionado con base en la Ley de Fuentes No Convencionales de Energías la cual da los incentivos tributarios para que estas tecnologías compitan en el Mercado con las reglas actuales del Mercado de Energía Mayorista. Respuesta: El comentario no hace referencia al texto que cita. Las evidencias del cambio climático son contundentes en casi la totalidad de estudios publicados a nivel internacional. Si bien en el modelo energético no se encontró un riesgo inminente para el sector, la propuesta de contar con una oferta más diversificada apunta a disminuir la vulnerabilidad de los embalses frente al cambio climático y a la variabilidad climática. En cuanto a la generación con carbón, se menciona que “Con respecto al carbón, es importante finalmente resaltar que si bien es cierto que la generación con carbón contribuye a la emisión de Gases con Efecto de Invernadero lo cual tiene efectos ambientales globales, sus impactos ambientales en el ámbito local son, en general, menores que los generados por la construcción de represas que inundan áreas extensas, alteran la hidrología regional y la dinámica de las poblaciones de peces”. Se considera que esta afirmación debe ser suficientemente sustentada desde el punto de vista técnico. No se deben realizar juicios a la ligera sobre cual tipo tecnología contamina más. De igual forma, no se pueden aislar los impactos ambientales locales con los globales solamente para justificar el uso de una tecnología determinada. De otro lado, en este informe se menciona que la matriz eléctrica en Colombia es limpia y eso es gracias al alto componente hidráulico tanto en capacidad instalada como en generación real. Respuesta: Los impactos de los que se habla en esta sección tienen que ver con el ciclo completo de las reservas para el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos. Se está analizando el total de los impactos y no sólo los resultantes de la operación de las plantas. Es cierto que la matriz de energía del país es limpia cuando sólo se está teniendo en cuenta la capacidad instalada y la generación real eléctrica. En este caso no sólo se está hablando de emisiones de GEI sino de los demás impactos ambientales resultantes de la operación y construcción de represas.


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“Respecto a las plantas menores el informe indica que “La resolución CREG 086 del año 1996 estableció que las plantas con una capacidad de generación de hasta 19.9 MW (“Plantas Menores”), incluyendo las PCHs, tienen acceso garantizado al sistema interconectado. Esto, sin tener que ofertar la electricidad en el mercado mayorista. (…) Una posible medida encaminada a diversificar las fuentes de energía consistiría en eliminar ese límite para fuentes no convencionales tales como las energías eólica, solar, geotérmica y biomasa, entre otras; y asegurarles el acceso al sistema interconectado sin importar su tamaño”. Esta propuesta altera negativamente la estructura y funcionamiento del mercado eléctrico, pues se están dando incentivos anticompetitivos a otras tecnologías, lo que se refleja en señales inadecuadas de expansión que alteran no solamente la remuneración óptima de los agentes sino también la señal de precios al usuario final. De igual forma, esta propuesta debe acompañarse de estudios puntuales y exhaustivos que garanticen que cada una de estas plantas no afectará la calidad y confiabilidad del sistema eléctrico y que su remuneración corresponda con el aporte real a la continuidad, confiabilidad y calidad del servicio que le brinden al sistema”. Respuesta: Con respecto a este comentario, y como se explicó en respuesta dada en este mismo documento a un comentario en el mismo sentido, la medida se toma de otras investigaciones realizadas anteriormente en el país, en este caso por CORPOEMA. De otro lado, aun removiendo el techo de los 19,9 MW se continuaría manteniendo el esquema competitivo con la diferencia de que se incrementa la diversidad de fuentes disponibles. En cuanto a los estudios mencionados, es parte de lo que está proponiendo realizar para poder implementar o no esta medida. Como se mencionó anteriormente, éstas son las propuestas de medidas de adaptación y su desarrollo específico e implementación no se está mencionando en este estudio. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector, así como las entidades públicas competentes para ello podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. “En cuanto a las PCH se menciona que “La posibilidad que tienen las PCH’s menores de 10MW de conectarse al sistema interconectado sin tener que ofertar la electricidad en el mercado mayorista de electricidad ha fomentado su construcción. Sin embargo, como se indicó antes, este límite (10MW) puede haber desincentivado, y podría desincentivar hacia el futuro, la construcción de plantas, a filo de agua, con una capacidad algo mayor. Ese límite pudo, en efecto, haber conducido al uso sub-optimo del potencial hidro-energético del país. La construcción de PCHs de mayor tamaño, en aquellos casos en que esto sea técnica, económica


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ambientalmente factible, podría conducir al aprovechamiento más eficiente de la hidro-energía de las cuencas del país. Un cambio (flexibilización) en la regulación sería necesario para evitar que hacia el futuro se dejen de construir PCHs con capacidad mayor a 10 MW en sitios en los cuales su construcción podría ser sería técnica, económica ambientalmente factible”. La solución al problema planteado debe estar encaminada más a la implementación de un mecanismo que permita la optimización de las cuencas y del recurso hidráulico, que de flexibilizar la regulación en cuanto a las condiciones para ser despachado centralmente. El límite al despacho centralizado obedece a condiciones de mercado y de calidad y confiabilidad eléctrica. Respuesta: El límite ha sido establecido por la legislación ambiental de manera indirecta al no requerirse licencia ambiental para los proyectos de generación hidroeléctrica con capacidades menores a 10 MW. Consideramos que la solución es de fondo, en el sentido de ordenar adecuadamente el recurso, considerando claro está la importancia de su uso energético y el marco regulatorio vigente. En este sentido, se acepta el comentario y se tendrá en cuenta en la versión definitiva del documento. “Cogeneración: La relativamente baja contribución de los proyectos de cogeneración con FNCE (0.4% de la capacidad neta efectiva del SIN), se podría aumentar facilitando la entrada al SIN de los proyectos de cogeneración y/o autogeneración de pequeña y mediana capacidad. El PEN indica sobre la necesidad de medidas regulatorias que emitan, mediante tarifarias, señales promuevan (sic) la generación con este tipo de proyectos. La UPME (2008) estima que el sector industrial tendría un potencial de cogeneración de 423 MW. Para el 2012, el sector azucarero (8 ingenios) reporto (sic) una capacidad instalada para la producción de 268.22 MW de electricidad”. Al respecto, se indica que el incentivo a la entrada de cogeneración y autogeneración debe darse bajo el marco del mercado eléctrico, sin otorgar incentivos que distorsionen su señal y bajo el criterio de eficiencia económica”. Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, por lo cual se espera haber acogido la sugerencia. Autogeneración: “El reciente estudio “Caracterización Energética del Sector Residencial Urbano y Rural en Colombia” (UPME, 2012) evidenció que la industria colombiana que genera su propia energía tiene una capacidad instalada de aproximadamente del doble de la que necesita. Sin embargo, actualmente ese excedente de capacidad está subutilizado. Esto por cuanto, en condiciones


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normales, la energía adicional que se podría generar no se podría comercializar total ni parcialmente a terceros. Para corregir esto y, en efecto, aumentar la oferta de energía al SIN sería necesario un cambio regulatorio que facilite el acceso de esa energía al mercado”. Adicionalmente, los mismos criterios que se utilicen para calificar la matriz energética existente deben usarse para valorar la capacidad de autogeneración de los industriales, ya que mucha de esta capacidad puede generar con combustibles fósiles altamente contaminantes y con gran impacto frente al cambio climático. Respuesta: El análisis que se realiza para la energía de autogeneración y cogeneración deberá tener en cuenta todos los factores involucrados en su proceso, siempre teniendo en cuenta que cuando es industrial normalmente se realiza con subproductos de los procesos. Igualmente, como se mencionó anteriormente, éstas son propuestas y no implican que estén completamente desarrolladas para su implementación. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector, así como las entidades públicas competentes para ello podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. Estas propuestas y análisis serán revisados igualmente a la luz de la implementación de la ley 1715 de 2014.

“Cargo por Confiabilidad: Esta propuesta es muy difícil de implementar desde el punto de vista operativo ya que de presentarse un evento ante el cual habría que cortarle el suministro a aquellos usuarios que no pagaron el Cargo por Confiabilidad, es muy difícil hacerlo usuario por usuario. De otro lado, implementar esta medida implica dotar de equipos especiales a cada usuario y habría que identificar si sus costos son mayores o menores que el pago que hacen por el Cargo por Confiabilidad. Adicionalmente, la CREG en nombre y representación de la demanda define las necesidades de Energía Firme que se requieren y las asigna mediante el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, quedando protegida la demanda frente a las condiciones hidrológicas críticas y al precio de escasez. Consideramos que esta propuesta sólo podría aplicarse a Usuarios No Regulados, pero requiere de la implementación de esquemas inteligentes de desconexión de la demanda, cuyos pasos iniciales se tienen regulados en el esquema de Demanda Desconectable." Respuesta: Estas son propuestas de medidas de adaptación que se cree podrían ser


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aplicadas a futuro, una vez se realicen los estudios específicos para cada una. En este caso se deberá establecer una estrategia o metodología específica para implementar el cargo por confiabilidad que se menciona. Sin embargo, el completo desarrollo de cada medida adaptativa que se propone no es del alcance de este estudio. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector, así como las entidades públicas competentes para ello podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. “Cargo por Confiabilidad: “Adicionalmente, con el fin de poder garantizar el pago, optativo, que los usuarios harían del Cargo por Confiabilidad, sería oportuno que el la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad ENFICC que reportan los generadores o inversionistas, se estime, en el caso de la energía hidráulica, utilizando la hidrología más crítica. Y que en el caso de la ENFICC térmica se utilice un nivel mayor de exigencia en la garantía física del combustible: con base en contratos”. Esta propuesta, de manera contradictoria con la propuesta anterior, llevaría al extremo el riesgo que percibe el Sistema mientras que para el Usuario recomienda que éste decida su propio nivel de riesgo. Este planteamiento claramente reduciría la energía firme del Sistema e introduciría elementos de ineficiencia en la determinación de la expansión de la generación”. Respuesta: Estas son propuestas de medidas de adaptación que se cree podrían ser aplicadas a futuro, una vez se realicen los estudios específicos para cada una. Sin embargo, el completo desarrollo de cada medida adaptativa que se propone no es del alcance de este estudio. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático.

7. Resultados de diferentes estudios adelantados por la UPME. “Se considera conveniente unificar las señales y resultados que se generan a partir de los estudios contratados recientemente por la UPME, pues como resultado de este estudio se obtienen reducciones muy importantes tanto en los caudales afluentes a los embalses como en las generaciones de las centrales asociados a dichos embalses, para el horizonte 2011-2022, mientras que en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural se observa un comportamiento esperado para la


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generación hidráulica totalmente contrario, según se ilustra a continuación”. Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final.

8. La Transmisión Eléctrica como uno de los Objetivos de los Estudios.

“Se considera que la componente de la transmisión (entendemos que se refiere a: STN, STR y la distribución) no es un elemento relacionado con el tema del Cambio Climático, su inclusión como objetivo no se refiere a los aspectos de ingeniería, sino a su condición de factor de vulnerabilidad frente “…a las amenazas relacionadas con eventos de variabilidad y cambio climático…”. En nuestra opinión se considera que este componente del sistema eléctrico es independiente de aspectos como el considerado (clima), siendo su estructuración una decisión que depende de criterios de eficiencia económica en la atención de la demanda a partir de los centros de oferta”.

Respuesta: Es claro que las líneas de transmisión no están relacionadas con el fenómeno del cambio climático. No obstante, se analiza lo relacionado con transmisión, teniendo en cuenta posibles problemas de estabilidad de componentes del sistema (torres, conductores) como consecuencia de eventos asociados a la variabilidad y al cambio climático (ejemplo: deslizamientos, avenidas de agua, remoción en masa, entre otros).

9. Sobre la variabilidad climática y el cambio climático.

“A pesar de que el objeto del estudio es analizar la vulnerabilidad y opciones de adaptación ante el Cambio Climático, el enfoque hacia la Variabilidad Climática que se le ha dado, es muy posible que contribuya a crear confusión sobre los resultados del estudio. La Variabilidad Climática es un asunto que el sector eléctrico colombiano ha estado manejando desde la época del racionamiento de 1992, y la planeación tanto del gobierno, de los entes reguladores y de las empresas del sector, tienen la Variabilidad climática inmersa en sus análisis, y quizá por ello el enfoque dado al estudio resulta redundante sobre la planeación que se hace en el sector”.

Respuesta: El estudio fue planteado de esta forma y se encuentra en su etapa final por lo que no se puede modificar el enfoque, pero se explicará coherentemente la diferencia entre estos dos conceptos para así evitar una posible confusión para los lectores del estudio.

10. “Alineación” del marco normativo del sector energético (eléctrico) con las medidas de


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adaptación a ser propuestas.

“En la descripción del alcance de los trabajos el Consultor formula la realización de la “… evaluación del marco normativo del sector energético y los planes de acción gubernamentales alineándolas con las medidas de adaptación a proponer en el documento”

Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, por lo cual se espera haber acogido la sugerencia.

11. Optimización del Uso de Fuentes Convencionales de Energía.

“Sobre la regulación (sic) emisiones, aclaramos estas fueron reguladas mediante la Resolución 909 de 2008, por lo que actualmente el sector eléctrico cuenta con normas y estándares de emisión de contaminantes a la atmósfera para fuentes fijas”.

Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, por lo cual se espera haber acogido la sugerencia.

“Es pertinente aclarar que el marco regulatorio ambiental es necesario para llevar a cabo una actividad económica en equilibrio con nuestro medio ambiente, sin embargo, para el caso de la generación de energía eléctrica no determina de ninguna manera la eficiencia del proceso productivo. Por lo anterior, no compartimos la conclusión del Consultor mediante la cual determina que para el caso de la generación a carbón, gas y biomasa, las normas ambientales han actuado como un incentivo importante para mejorar la eficiencia de los procesos de combustión y generación”.

Respuesta: se menciona el marco ambiental como un incentivo ya que las normas de emisiones exigen que los generadores cumplan con los estándares por medio de procesos y tecnologías. Esto normalmente implica el uso de tecnologías más limpias y eficientes para generar energía a partir de cierta materia prima.

12. Diversificación de fuentes de energía.

“Diversificación de fuentes de energía. La propuesta de eliminar el límite de 19.9 MW no está soportada en hechos reales sino que se trata de una percepción del Consultor. Es de gran importancia que este tipo de recomendaciones tenga en cuenta los riesgos para la operación del Sistema por variaciones significativas en la generación, que en el caso de las plantas no despachadas centralmente se determina por la disponibilidad de la fuente de energía, lo que introduce un alto nivel de incertidumbre al modelo de despacho”.


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Respuesta: Con respecto a este comentario, y como se explicó en respuesta dada en este mismo documento a un comentario en el mismo sentido, la medida se toma de otras investigaciones realizadas anteriormente en el país, en este caso por CORPOEMA. De otro lado, aun removiendo el techo de los 19,9 MW se continuaría manteniendo el esquema competitivo con la diferencia de que se incrementa la diversidad de fuentes disponibles. En cuanto a los estudios mencionados, es parte de lo que está proponiendo realizar para poder implementar o no esta medida. Como se mencionó anteriormente, éstas son las propuestas de medidas de adaptación y su desarrollo específico e implementación no se está mencionando en este estudio. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector, así como las entidades públicas competentes para ello podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas de adaptación del sector de energía al cambio climático. “En cuanto a la propuesta de una tarifa diferenciada para las FNCE que implicaría cambios profundos al esquema de mercado actual, sugerimos la revisión de las experiencias internacionales que han visto en este tipo de incentivo efectos adversos ante el incumplimiento del principio de eficiencia en costos para los usuarios. Existen otros tipos de mecanismos que respetando el esquema de mercado actual pueden ser implementados, como las subastas o los contratos de largo plazo. Respuesta: Esta situación fue revisada y ha sido tenida en cuenta en el informe final, por lo cual se espera haber acogido la sugerencia. Estas propuestas y análisis serán revisados igualmente a la luz de la implementación de la ley 1715 de 2014.

“En lo relacionado con las recomendaciones sobre el incentivo a la generación a partir de la Biomasa, se evidencia una desactualización sobre las iniciativas de cogeneración a partir del bagazo de caña que se vienen ejecutando desde hace varios años (sic) los ingenios azucareros especialmente en el Valle del Cauca, lo que les ha permitido incluso obtener ingresos significativos mediante la venta de sus excedentes al Sistema. Estos proyectos han encontrado su viabilidad en el marco regulatorio actual, determinado principalmente por las reglas e incentivos al esquema de cogeneración (sic) se encuentran consignados en la Resolución CREG 005 de 2010”.


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Respuesta: Estas propuestas y análisis serán revisados igualmente a la luz de la implementación de la ley 1715 de 2014.

“Algunas de las recomendaciones que hace el consultor como incentivos a FNCE, diversificación de la oferta, y cálculo de la ENFICC con la hidrología más crítica, están basados en la incertidumbre climática, sin embargo como se muestran en el siguiente párrafo ninguno de los embalses presenta índices de vulnerabilidad negativa pero se recomienda la conservación de los ecosistemas en los mismos. Lo que es coherente con la conclusión con que se iniciaron estos comentarios. ““Como se indicó antes, ninguno de los embalses agregados presenta índices de vulnerabilidad negativos. En todos los casos se pueden presentar aumentos en la variabilidad y disminuciones en las afluencias. En consecuencia, en todos los casos, los embalses se verían beneficiados por el mejoramiento de la capacidad de regulación de las cuencas hidrográficas. Esto es, por conservación de los ecosistemas remanentes y por la restauración de los ecosistemas degradados. Evidentemente, el valor económico de los esfuerzos hechos a lo largo de décadas en materia de conservación de ecosistemas de alta montaña debe ser significativo””.

Respuesta: Hay un error en la lectura del índice de vulnerabilidad. El índice positivo implica que habrá mayor variabilidad climática y una disminución en las afluencias de los embalses agregados. Como todos los embalses presentan modificaciones en sus hidrologías, la conservación de sus ecosistemas implica una mayor retención de agua dentro de la cuenca, reduciendo y compensando en parte los impactos de bajas hidrologías.

13. Subsidios y Contribuciones

“El consultor hace una propuesta para el desmonte del esquema de subsidios y contribuciones, sin tener en cuenta los principios básicos de solidaridad y suficiencia financiera establecidos en la Ley 142 de 1994. Este tipo de iniciativa debe considerar los efectos sociales para el Estado, así como el efecto en los índices de cartera de las empresas”. Respuesta: Estas son propuestas de medidas de adaptación que se cree podrían ser consideradas a futuro, una vez se realicen estudios específicos. Sin embargo, el completo desarrollo de cada medida adaptativa que se propone no es del alcance de este estudio. En fase (s) futura (s) de medidas de adaptación al CC, las empresas y las agremiaciones del sector, así como las entidades públicas competentes para ello podrán adelantar análisis complementarios que aporten a la discusión, lo que permitirá ajustar y afinar conclusiones y recomendaciones resultantes de esta primera aproximación de medidas


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de adaptación del sector de energía al cambio climático. Las demás notas que figuran como: B. Comentarios detallados sobre el informe final, fueron compartidos por la UPME y el consultor durante el taller de presentación del documento final y su respectivo soporte individual.


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