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ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS A PARTIR DE LAS ENERGÍAS
RENOVABLES SOLAR Y EÓLICA
NATALIA ESTEVE GÓMEZ
PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA
FACULTAD DE ESTUDIOS AMBIENTALES Y RURALES
MAESTRÍA EN GESTIÓN AMBIENTAL
BOGOTÁ D.C. 2011
2
ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS A PARTIR DE LAS ENERGÍAS
RENOVABLES SOLAR Y EÓLICA
Presentado por:
NATALIA ESTEVE GÓMEZ
Trabajo de Grado para Optar el Titulo de Magíster en Gestión Ambiental
Director:
RICARDO QUIJANO HURTADO
PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA
FACULTAD DE ESTUDIOS AMBIENTALES Y RURALES
MAESTRÍA EN GESTIÓN AMBIENTAL
BOGOTÁ D.C. 2011
3
CONTENIDO
1 RESUMEN 7
2 INTRODUCCIÓN 8
2.1 PROBLEMA 8
2.2 JUSTIFICACIÓN 10
2.3 ANTECEDENTES 11
2.4 ALCANCE 12
3 OBJETIVOS 17
3.1 OBJETIVO GENERAL 17
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 17
4 MARCO TEÓRICO 18
4.1 MARCO CONCEPTUAL 18
4.2 MARCO NORMATIVO 22
4.3 MARCO INSTITUCIONAL 27
4.4 POLÍTICA Y NORMATIVIDAD NACIONAL REFERENTE A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 28
4.5 POLITICA GLOBAL REFERENTE A LAS ENERGÍAS RENOVABLES 34
4.6 PROYECTOS DE ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 37
5 AMBIENTE Y ENERGÍA 40
6 TECNOLOGÍAS Y COSTOS 44
7 METODOLOGÍA 47
7.1 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN SECUNDARIA 48
7.2 CÁLCULOS 57
7.3 VARIABLES Y CRITERIOS DE ANÁLISIS DE RESULTADOS DE COSTOS 65
4
7.4 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA 68
8 RESULTADOS 69
8.1 TABLAS DE RESULTADOS 69
9 ANÁLISIS DE RESULTADOS 76
9.1 ANÁLISIS DE COSTOS DE GENERACIÓN 76
9.2 ANÁLISIS DE COSTOS DE CAPITAL 80
9.3 ANÁLISIS DE VARIACIONES EN LOS COSTOS 83
10 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA 86
11 CONCLUSIONES 93
12 RECOMENDACIONES 95
13 BIBLIOGRAFÍA 97
5
TABLAS
TABLA 1: CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES 21 TABLA 2: LEYES Y DECRETOS REFERENTES A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 23 TABLA 3: RESOLUCIONES DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA REFERENTES A LA ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 24 TABLA 4: RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS REFERENTES A LA
ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI 25 TABLA 5: LEYES, DECRETOS Y RESOLUCIONES REFERENTES AL FOMENTO DE ENERGÍAS RENOVABLES 26 TABLA 6: INSTITUCIONES INVOLUCRADAS 27 TABLA 7: COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD 30 TABLA 8: COMPONENTE DE REMUNERACIÓN DE INVERSIONES EN SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS
31 TABLA 9: DEMANDA DE POTENCIA POR USUARIO Y HORAS DIARIAS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO
ESTABLECIDAS, DISCRIMINADAS POR RANGOS DE NÚMERO DE USUARIOS. 32 TABLA 10: FACTOR DE SUBSIDIO POR RANGOS DE NÚMERO DE USUARIOS. 33 TABLA 11: IMPACTO AMBIENTAL DE LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA 42 TABLA 12: CAPACIDAD Y FACTOR DE CAPACIDAD DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Y SISTEMAS DE
GENERACIÓN EÓLICA DE REFERENCIA, PARA CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 44 TABLA 13: COSTOS DE CAPITAL DE REFERENCIA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS, PARA
CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 45 TABLA 14: COSTOS DE GENERACIÓN DE REFERENCIA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS, PARA
CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 45 TABLA 15: COSTOS DE CAPITAL DE REFERENCIA PARA SISTEMAS DE GENERACIÓN EÓLICA, PARA
CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 46 TABLE 16: COSTOS DE GENERACIÓN DE REFERENCIA PARA SISTEMAS DE GENERACIÓN EÓLICA, PARA
CONFIGURACIONES AISLADA Y FUERA DE RED 46 TABLA 17: DEMANDA DE POTENCIA PROMEDIO Y DE ENERGÍA DIARIA, POR TIPO DE CENTRO POBLADO
69 TABLA 18: COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO POR DEPARTAMENTO, CON Y SIN INCLUIR
SUBSIDIOS 70 TABLA 19: RECURSO SOLAR POR MUNICIPIO, POTENCIA SOLAR REQUERIDA Y COSTOS DE CAPITAL. 71 TABLA 20: RECURSO EÓLICO POR MUNICIPIO, POTENCIA EÓLICA REQUERIDA Y COSTOS DE CAPITAL. 72 TABLE 21: COSTOS DE KILOVATIO-HORA; COSTOS MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO, COSTOS
MÁXIMOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO CON SUBSIDIOS, PARA CADA TIPO DE CENTRO POBLADO;
DIFERENCIA PORCENTUAL ENTRE CKWH Y CMPS, Y CKWH Y CMPS CON SUBSIDIOS. 73 TABLA 22 DIFERENCIA PORCENTUAL EN EL COSTO EL KILOVATIO-HORA DEBIDO A LA INCERTIDUMBRE
EXPERIMENTAL EN EL VALOR DEL RECURSO SOLAR Y A LA VARIACIÓN EN EL RECURSO SOLAR 74 TABLA 23: DIFERENCIA PORCENTUAL EN EL COSTO EL KILOVATIO-HORA EÓLICO DEBIDO A LA
INCERTIDUMBRE EN EL VALOR DEL EÓLICO Y LA VARIACIÓN EN EL RECURSO EÓLICO AL
INCREMENTAR LA ALTURA DE 20M A 30M. 75 TABLA 24: EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS BAJO LOS CRITERIOS DE COSTOS COMPARABLES, OPCIÓN
ACEPTABLE, OPCIÓN FAVORABLE Y OPCIÓN SOBRESALIENTE. 86 TABLA 25: PORCENTAJE DE SUBSIDIO ADICIONAL RECOMENDADO CON SU CORRESPONDIENTE COSTO,
OBTENIDOS A PARTIR DE LA VARIABLE DIF%SUBSIDIO, PARA LOS MUNICIPIOS SELECCIONADOS
BAJO OPCIÓN ACEPTABLE. 90 TABLA 26: PROPUESTA ENERGÉTICA POR MUNICIPIO. 91
6
GRÁFICAS
GRÁFICA 1: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) EÓLICO Y SOLAR, Y EL
COSTO MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) ESTABLECIDO POR LA CREG. 77 GRÁFICA 2: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) SOLAR Y EL COSTO MÁXIMO
DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) ESTABLECIDO POR LA CREG, PARA EVALUAR CRITERIO DE
COSTOS COMPARABLES Y OPCIÓN SOBRESALIENTE. 77 GRÁFICA 3: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) SOLAR Y EL COSTO MÁXIMO
DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) CON SUBSIDIOS, PARA EVALUAR EL CRITERIO DE OPCIÓN
FAVORABLE Y ACEPTABLE 78 GRÁFICA 4: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) EÓLICO Y EL COSTO
MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) ESTABLECIDO POR LA CREG, PARA EVALUAR
CRITERIO DE COSTOS COMPARABLES Y OPCIÓN SOBRESALIENTE. 79 GRÁFICA 5: COMPARACIÓN ENTRE EL COSTO DE KILOVATIO-HORA (CKWH) EÓLICO Y EL COSTO
MÁXIMO DE PRESTACIÓN DE SERVICIO (CMPS) CON SUBSIDIOS, PARA EVALUAR EL CRITERIO DE
OPCIÓN FAVORABLE Y ACEPTABLE. 80 GRÁFICA 6: COSTOS DE CAPITAL EN US$ DE LA ALTERNATIVA SOLAR, POR TIPO DE CENTRO POBLADO,
PARA LAS OPCIONES CLASIFICADAS COMO SOBRESALIENTES. 81 GRÁFICA 7: COSTOS DE CAPITAL EN US$ DE LA ALTERNATIVA SOLAR, POR TIPO DE CENTRO POBLADO,
PARA LAS OPCIONES CLASIFICADAS COMO FAVORABLES. 81 GRÁFICA 8: COSTOS DE CAPITAL EN US$ DE LA ALTERNATIVA EÓLICA, POR TIPO DE CENTRO POBLADO,
PARA EL MUNICIPIO DE ACANDÍ. 82 GRÁFICA 9: COMPARACIÓN DE CKWH Y, CMPS CON Y SIN SUBSIDIO, PARA LOS MUNICIPIOS CUYA
ALTERNATIVA SOLAR ES CLASIFICADA COMO OPCIÓN SOBRESALIENTE. 87 GRÁFICA 10: COMPARACIÓN DE CKWH Y, CMPS CON Y SIN SUBSIDIO, PARA LOS MUNICIPIOS CUYA
ALTERNATIVA SOLAR O EÓLICA ES CLASIFICADA COMO OPCIÓN FAVORABLE. 88 GRÁFICA 11: COMPARACIÓN DE CKWH Y CMPS CON SUBSIDIO, Y COSTO ADICIONAL DEL SUBSIDIO
RECOMENDADO, PARA LOS MUNICIPIOS CUYA ALTERNATIVA SOLAR ES CLASIFICADA COMO
OPCIÓN ACEPTABLE. 89
7
1 RESUMEN
En este proyecto se investigan las alternativas de generación solar y eólica como soluciones de
energización para centros poblados pequeños (menos de 500 habitantes) de 49 municipios que
pertenecen a las Zonas No Interconectadas (ZNI) de Colombia. Primero, se realiza una revisión de la
política y normatividad energética actual en Colombia, resaltando aquella relacionada con energías
renovables o con las ZNI. Segundo, se analiza el potencial del recurso solar y eólico de los municipios
considerados, se realizan cálculos de dimensionamiento de los sistemas de generación y, se calculan
costos de generación y de capital aproximados. Finalmente, se diseña una metodología cuantitativa para
evaluar las alternativas según criterios económicos; se evalúan las alternativas y se plantea una
propuesta energética en donde se presentan las recomendaciones de energización para cada municipio,
se plantean instrumentos económicos y se proponen fuentes de financiación.
En el proyecto se realiza un análisis de prefactibilidad económica de desarrollar proyectos de
energización a partir de las alternativas solar y eólica en centros poblados pequeños de las ZNI, y de la
conveniencia económica de plantear una u otra solución. En particular, se resalta la ventaja de plantear
soluciones a partir de energía solar, la cual muestra ser favorable para la mayoría de los municipios. Por
otro lado, la energía eólica no muestra ser tan conveniente para los centros poblados analizados,
solamente se recomienda tener en cuenta dicha alternativa en 3 de los 49 municipios. Sin embargo, se
recomienda que esta alternativa sea considerada para centros poblados más grandes como cabeceras
departamentales y municipales. En general la propuesta recomienda: implementar sistemas fotovoltaicos
en 3 municipios, sistemas híbridos solar-eólica en 2 municipios; y analizar la conveniencia de
implementar sistemas fotovoltaicos o sistemas híbridos solar-hídrico en 16 municipios, sistemas híbridos
solar-hídrico o solar-diesel en 27 municipios, y sistemas híbridos hídrico-diesel u otra alternativa en 1
municipio.
8
2 INTRODUCCIÓN
Las Zonas No Interconectadas requieren una solución de energización local, que ofrezca un servicio
constante y confiable, y cuyos costos de generación sean asequibles a la población. Debido a la
abundancia de recursos naturales en estas zonas, las energías renovables representan una alternativa que
puede cumplir con estas condiciones; y además, contribuir a la disminución de emisiones de gases de
efecto invernadero y al uso eficiente de los recursos naturales. En consecuencia, es necesario evaluar la
viabilidad de la generación de energía eléctrica en estas zonas a partir de fuentes de energía renovable.
2.1 PROBLEMA
Colombia se divide energéticamente en dos tipos de zonas: las Zonas Interconectadas (ZI) y la Zonas No
Interconectadas (ZNI); las ZI son aquellas que tienen acceso al servicio de energía eléctrica a través del
Sistema Interconectado Nacional (SIN) y las ZNI son aquellas que no tienen acceso al SIN. Las ZNI
están ubicadas en lugares de difícil acceso, a largas distancias de los centros urbanos; carecen de
infraestructura física y no cuentan con vías de acceso apropiadas. Son zonas de alta importancia
ecológica; se caracterizan por su riqueza de recursos naturales y gran biodiversidad; encontramos allí la
mayor parte de las reservas y parques naturales del país. Los servicios públicos son escasos y
deficientes; carecen de servicios básicos como energía, acueducto y alcantarillado, y presentan
dificultades para acceder a la educación, la salud, el agua potable y la comunicación.
Las ZNI comprenden alrededor del 66% del área territorio Nacional; incluyen 17 departamentos, 5
capitales departamentales, 54 cabeceras municipales y 1.262 localidades (IPSE, Agosto 2010). El mayor
porcentaje de energización de las ZNI se encuentra en las cabeceras departamentales y municipales, las
cuales cuentan generalmente con generadores diesel y, en algunos casos, con pequeñas centrales
hidroeléctricas; el 96,3% de la capacidad de generación es a partir de diesel (Florez, Tobón. y Castillo,
2009). En los lugares donde hay cobertura, el servicio es deficiente y costoso; en general, se paga el
doble del promedio del SIN por kWh en las ZNI y se recibe la mitad de horas de servicio; el 99% de las
localidades tienen un servicio de menos de 6 horas al día; en promedio se paga 520,38 COP$/kWh y el
costo alcanza los 842,86 COP$/kWh en Vaupés , y los 605,86 COP$/kWh en Chocó
1 (Florez, Tobón. y
Castillo, 2009).
1 Los costos del kWh por departamento son calculados en el documento de Florez, Tobón. y Castillo (2009), a partir de costos de referencia
a diciembre de 1996, actualizándolos a 2006; el valor del costo promedio es obtenido promediando los costos de los 14 departamentos
presentados en dicho estudio.
9
Mapa 1: zonas interconectadas y zonas no interconectadas
Fuente: Presentación Oficial del IPSE (IPSE, Agosto 2010)
La ZNI se encuentran aisladas energéticamente del resto del territorio nacional debido a sus
características geográficas y naturales, y, por lo tanto, la prestación del servicio de energía eléctrica
debe generarse en cada zona. En consecuencia, existe una necesidad de adquirir energéticos como
combustibles para la generación eléctrica local y como combustibles domésticos. Sin embargo, las ZNI
no cuentan con la infraestructura que permita el abastecimiento de energéticos a partir de los medios de
transporte tradicionales (poliductos y gasoductos), lo cual conlleva que el costo de los energéticos se
eleve notoriamente y que el suministro no sea confiable, ni constante.
Las dificultades en el transporte de los energéticos, sumado a las pocas alternativas de generación local,
conlleva a que, el servicio energético en las ZNI sea escaso, deficiente y de alto costo, mientras que la
capacidad de pago por el recurso es baja. De lo anterior se deduce que, las ZNI requieren alternativas de
energización local y económicamente viables para los habitantes de estas regiones. En particular, es de
gran importancia encontrar soluciones energéticas para los centros poblados pequeños; ya que, estos
tienen una cobertura energética inferior a los centros poblados más grandes, y sin embargo, la mayoría
10
de los proyectos de energización propuestos por el Gobierno Nacional se enfocan a las cabeceras
departamentales y municipales.
La gestión energética actual para las ZNI, basada en grandes proyectos de interconexión y en la
implementación de combustibles fósiles para la generación local, no es adecuada y está causando fuertes
impactos ambientales y sociales. Los proyectos de interconexión tienen grandes afectaciones sobre los
ecosistemas generando fragmentación y creando dependencia del SIN; además, no son eficientes, ya
que, se generan grandes pérdidas de energía durante la transmisión. La generación a partir de
combustibles fósiles causa grandes impactos ambientales en la etapa de transporte y generación, y crea
dependencia del abastecimiento del combustible; además, su implementación en los hogares no es
segura siendo causa de varios accidentes, explosiones.
2.2 JUSTIFICACIÓN
La propuesta energética que se plantea es el resultado de una evaluación rigurosa de la prefactibilidad
económica de desarrollar proyectos de energización en las ZNI a partir de energía solar y eólica; se ha
construido a partir de un análisis especifico del potencial de energía solar y eólica que poseen los
diferentes municipios de las ZNI, de la demanda energética y características particulares de las ZNI, y de
una revisión profunda de la política y normatividad actual referente al servicio de energía eléctrica en las
ZNI y de los incentivos (nacionales e internacionales) para las energías renovables.
Evaluar las alternativas de generación solar y eólica en las ZNI se considera de alta pertinencia, debido a
los grandes avances que han tenido estas tecnologías en los últimos años (que han permitido obtener
resultados altamente eficientes a costos asequibles), y a que, no obstante, su aplicación en Colombia
sigue siendo muy limitada. Por otro lado, la alternativa hidroeléctrica ha sido altamente implementada
en el País, no siempre obteniendo los mejores resultados; además, la variabilidad en el recurso hídrico
debido al cambio climático y fenómenos como el niño y la niña, hace que constantemente estén
cambiando las condiciones para su aplicabilidad, y que, esta alternativa no sea siempre la más optima.
Por lo tanto, los avances tecnológicos y las altas variaciones climáticas, hacen que las alternativas solar
y eólica sean cada vez más atractivas.
Contar con un análisis de prefactibilidad de los proyectos con y sin los subsidios actualmente
establecidos, y con la comparación de las diferentes alternativas para cada municipio; facilita la
planeación energética de las ZNI y posibilita la revisión por parte del Estado de los subsidios definidos
para las ZNI. Adicionalmente, la propuesta promueve el desarrollo de proyectos de energización en las
ZNI a partir de energías renovables; y de esta manera, posibilita mejorar la calidad de vida de los
habitantes de las ZNI, fomentar el desarrollo autónomo y sostenible de estas regiones, diversificar la
canasta energética nacional y, contribuir al cuidado de los recursos naturales y a la disminución de
emisiones de gases de efecto invernadero; en contribución a un desarrollo social que tiene muy en
cuenta el medio ambiente.
11
2.3 ANTECEDENTES
Aunque existen diferentes iniciativas de fomentar la implementación de energías renovables en
Colombia, particularmente en las ZNI, el desarrollo de proyectos aún se encuentra en su etapa inicial.
Sin embargo, los diferentes estudios y documentos realizados permiten que se siga avanzando y
construyendo nuevas propuestas. A continuación se presentan algunos estudios y documentos, referentes
al fomento de energías renovables y a la energización en las ZNI, que han sido base para este proyecto.
En 1992 el Instituto de Ciencias Nucleares y Energías Alternativas, (INEA) y la Comisión Nacional de
Energía realizaron el documento, Bases para la formulación de un plan de fuentes nuevas y renovables
para Colombia, en donde se resaltó la importancia de contar con información base para poder avanzar y
tomar decisiones. Siguiendo las recomendaciones de dicho documento se desarrollaron varias
investigaciones y e informes; ente ellos, el Censo y evaluación de sistemas solares fotovoltaicos
instalados en Colombia, elaborado por la INEA en 1996; el Atlas de Radiación Solar de Colombia y el
Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia, elaborados por el Instituto de Hidrología,
Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia (IDEAM) y la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME) en el 2005 y 2006 respectivamente.
Posteriormente, en cabeza de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y a cargo del
consorcio energético Corpoema, se desarrolló un estudio detallado de las Fuentes No Convencionales de
Energías (FNCE) y de su potencial en Colombia, con el fin de formular un plan para fomentar el
desarrollo de las FNCE en Colombia. El informe final de este estudio, Formulación de una Plan de
Desarrollo para las Fuentes No Convencionales de Energía en Colombia (PDFNCE), fue presentando
en diciembre del 2010 y consta de tres volúmenes. El primer volumen, Plan de Desarrollo para Las
Fuentes No Convencionales de Energía en Colombia (PDFNCE), presenta un resumen del diagnóstico y
la formulación del plan de desarrollo para las FNCE, con objetivos y estrategias. El segundo volumen,
Diagnóstico de la FNCE en Colombia, presenta un diagnóstico de las FNCE en Colombia, incluyendo el
marco legal y regulatorio para las FNCE, aspectos ambientales y proyectos desarrollados. El tercer
volumen, Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las
FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE, presenta un análisis de la política internacional
referente a las FNCE y define elementos de política para Colombia; y posteriormente, presenta los
costos de capital y generación para las diferentes tecnologías. Sin embargo, no se calculan los costos
para soluciones particulares en cada municipio, como sí se están tratando en este estudio.
En cuanto a las ZNI se destaca un estudio realizado por el consorcio Hagler Bailly Services y Aene
Consultoría S.A, en cabeza de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en donde se realiza
una caracterización detallada de las ZNI y de sus condiciones energéticas; con el fin de estructurar un
marco institucional, financiero y regulatorio que permita aumentar la cobertura energética y mejorar las
condiciones del servicio en las ZNI promoviendo alternativas autosustentables. Como resultado de este
estudio se obtuvieron varios documentos (entre ellos el Documento No. ANC-375-20: La oferta
energética actual) y un informe final presentado en el 2001, Establecimiento de un Plan Estructural,
Institucional Y Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas No Interconectadas
con Participación de las Comunidades y el Sector Privado, que resume los resultados de los diferentes
documentos particulares y del estudio en general. En dicho estudio se realiza una caracterización de las
ZNI y de sus condiciones energéticas, y una revisión del marco legal y regulatorio. Posteriormente, se
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agrupan los centros poblados de las ZNI según sus características energéticas, económicos y sociales, se
establecen las condiciones mínimas de prestación de servicio para cada grupo, y se recomiendan
tecnologías para el suministro. Finalmente, se plantean estrategias institucionales y financieras, y
mecanismos de regulación y control.
Sin embargo, el enfoque cuantitativo específico para las ZNI planteado en este proyecto es novedoso.
No se encontró ningún estudio que atienda los requerimientos energéticos específicos de las localidades,
teniendo en cuenta los recursos solar y eólico particulares de cada municipio, ni tampoco, que evalúe
cuantitativamente la factibilidad y conveniencia económica de las alternativas de generación solar y
eólica en las ZNI. La mayoría de estudios recomiendan la implementación de energías renovables en las
ZNI, más no profundizan en el tema investigando soluciones puntuales con sus consecuencias
económicas, por lo tanto, no queda clara la aplicabilidad de dichas soluciones; por lo que, se consideró
importante hacer esta investigación con este enfoque para las poblaciones de las ZNI.
2.4 ALCANCE
Este proyecto busca investigar alternativas de electrificación en las ZNI a partir de las tecnologías de
energía renovable solar y eólica, con los estudios aplicados a los centros poblados pequeños, como se
explica a continuación.
Departamentos, municipios y centros poblados considerados
La propuesta va dirigida a los centros poblados pequeños, es decir, con 500 o menos habitantes, de los
municipios considerados. Se consideran los municipios que pertenecen a las ZNI según la presentación
oficial del IPSE 2010; y que adicionalmente, pertenecen a departamentos que son considerados en la
Resolución CREG 082 de 1997, en donde se establecen los costos máximos de prestación de servicio
para las ZNI. En total, se consideran 13 departamentos para un total de 49 municipios pertenecientes a
dichos departamentos.
Se eligió dirigir la propuesta a centros poblados pequeños debido a que, como se plantea en el problema,
estos cuentan con una cobertura energética inferior a los centros poblados más grandes, y sin embargo,
la mayoría de los proyectos de energización propuestos por el Gobierno Nacional se enfocan a las
cabeceras departamentales y municipales; y a que, adicionalmente, los estudios encabezados por la
UPME (UPME, Hagler Bailly Services y AENE, 2001; UPME y CorpoEma 2010), recomiendan la
implementación de energías renovables particularmente en los centros poblados pequeños.
13
A continuación se presenta la lista de departamentos considerados con los municipios correspondientes
y su ubicación sobre los mapas del recurso solar y eólico:
1. Amazonas: Puerto Nariño (1) y Leticia (2)
2. Antioquia: Vigía del Fuerte (3) y Murindó (4)
3. Caquetá: Cartagena del Chairá (5), Solita (6) y Solano (7)
4. Casanare: Orocué (8)
5. Cauca: López de Micay (9), Timbiquí (10), Guapi (11) y Piamonte (12)
6. Choco: Acandí (13), Unguía (14), Juradó (15), Riosucio (16), Carmen del Darién (17), Bohía
Solano (18), Bojayá (19), Alto Baudó (20), Medio Atrato (21), Nuquí (22), Certequí (23), Bajo
Baudó (24), Sipí (25) y Litoral de San Juan (26)
7. Guainía: Inírida (27)
8. Guaviare: El Retorno (28), Calamar (29) y Miraflores (30)
9. Meta: La Uribe (31), Puerto Concordia (32), Puerto Rico (33), Mapiripán (34) y La Macarena
(35)
10. Nariño: Santa Bárbara de Iscuandé (36), El Charco (37), La Tola (38), Olaya Herrera (39),
Mosquera (40) y Francisco Pizarro (41)
11. Putumayo: Puerto Leguízamo (42)
12. Vaupés: Mitú (43), Carurú (44) y Taraira (45)
13. Vichada: Puerto Carreño (46), Cumaribo (47), Primavera (48) y Santa Rosalia (49)
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Mapa 2: Municipios considerados sobre mapa de recurso solar Fuente: Atlas de Radiación Solar de Colombia (IDEAM, 2005) y División político administrativa de Colombia (IGAC,2008)
Imagen superpuesta y modificada por el autor
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Mapa 3: Municipios considerados sobre mapa de recurso eólico Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (IDEAM,2006) y División político administrativa de Colombia
(IGAC,2008)
Imagen superpuesta y modificada por el autor
16
Energías renovables y tecnologías consideradas
Las energías renovables que se tienen en cuenta son la solar y la eólica; con las tecnologías de sistemas
fotovoltaicos y aerogeneradores, que son apropiadas para su consideración en la generación eléctrica en
zonas aislada y remotas. Se tienen en cuenta configuraciones de generación aisladas o de mini-red, con
capacidad de pequeña escala (del orden de 102 a 10
5 vatios).
La alternativa de generación hídrica, a partir de pequeñas centrales hidroeléctricas, no fue evaluada en
este proyecto debido a la falta de información sobre el recurso; no se encontraron datos sobre el caudal y
altura de caídas de los ríos presentes en los municipios considerados. Sin embargo, vale la pena tener en
cuenta dicha alternativa en los municipios que poseen abundancia del recurso hídrico. En la propuesta se
recomienda evaluar la alternativa de sistemas híbridos con generación hídrica, para determinados
municipios.
Aplicabilidad de la propuesta
El proyecto busca evaluar la prefactibilidad económica y conveniencia de plantear soluciones
energéticas en centros poblados pequeños pertenecientes a las ZNI, a partir de las energías renovables
solar y eólica; no pretende establecer soluciones particulares para cada municipio. Por lo tanto, el
dimensionamiento de los sistemas y los costos calculados son aproximaciones que sirven de referencia
para descartar o resaltar opciones; mas no representan el diseño ni los costos específicos de un proyecto.
Para desarrollar un proyecto especifico, se requiere mayor precisión en los datos del recurso y en los
cálculos, lo cual no se cubre en el alcance de este proyecto.
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3 OBJETIVOS
3.1 OBJETIVO GENERAL
Investigar alternativas de energización local para las ZNI a partir de fuentes de las energías renovable
solar y eólica, para construir una propuesta energética orientada hacia la sostenibilidad que guíe los
procesos de planeación y desarrollo nacional.
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Analizar la disponibilidad del recurso solar y eólico de las ZNI, para calcular el potencial
energético a partir de dichas fuentes de energía renovable.
2. Revisar la actual política y normatividad energética en Colombia, para precisar el estado actual de
la regulación, los programas e instituciones involucradas, y el papel que juegan las energías
renovables dentro de esta.
3. Evaluar las alternativas de electrificación solar y eólica en las ZNI, para determinar su
prefactibilidad económica con y sin los subsidios actualmente establecidos.
4. Construir una propuesta de energización para las ZNI, que promueva la implementación de
energías renovables y que sea de utilidad al Estado para realizar una revisión de los subsidios en
las ZNI.
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4 MARCO TEÓRICO
4.1 MARCO CONCEPTUAL
Energía
La energía de un sistema está definida como la cantidad de trabajo que dicho sistema es capaz de
producir. El ser humano requiere energía para realizar sus actividades vitales y productivas. La energía
se presenta en la naturaleza de diferentes formas, como por ejemplo: la energía cinética, que está
asociada el movimiento; la energía potencial, que esta relacionada con la ubicación relativa entre objetos
dentro se un sistema (ejemplo, energía potencial gravitacional); la energía eléctrica, que está asociada el
movimiento de electrones; la energía calórica o energía en forma de calor, entre otras.
Unidades: en el Sistema Internacional, la energía se mide en Julios (J); también es posible medir la
energía en vatios hora (Wh), o kilovatios hora (kWh); kWh= 3,60 X106 J.
Potencia
La potencia promedio (P) es igual a la energía (E) transferida en un intervalo de tiempo determinad (t):
P=E/t. Unidades: en el Sistema Internacional, la potencia se mide en vatios (W); 1W= 1 J/s.
Energía eléctrica
La energía eléctrica es la energía de mayor calidad, debido a que tiene el más alto potencial de realizar
trabajo y, por lo tanto, puede utilizarse para realizar un mayor número de actividades. Se genera a partir
de una diferencia de potencial entre dos puntos de un conductor; esta diferencia de potencial hace que se
genere un flujo de electrones (electrones en movimiento) entre los dos puntos, creando una corriente
eléctrica. La diferencia de potencial se denomina voltaje y se mide en Voltios (V); y la corriente y se
mide en Amperios (A), la corriente puede ser corriente directa (DC) o corriente alterna (AC).
Fuentes de energía convencionales y no convencionales
Las fuentes de energía se pueden clasificar de acuerdo a su uso:
Fuentes Convencionales (FC): son aquellas altamente usadas en un determinado país, están
conformadas por; los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas), e hidráulica.
Fuentes No Convencionales (FNCE): son aquellas cuyo uso es muy limitado en un determinado
país, debido principalmente a los costos de generación; están conformadas por: solar, eólica,
pequeñas centrales Hidroeléctricas (PCH’s), biomasa, geotérmica, mareomotriz y nuclear.
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Fuentes de energía renovables y no renovables
Las fuentes de energía se pueden clasificar de acuerdo a la disponibilidad de los recursos:
Renovables: Se renuevan de forma natural, aprovechan los flujos de energía existentes en la
naturaleza, y por lo tanto, constituyen una fuente inagotable de energía; están conformadas por,
Solar, Eólica, Hídrica, Biomasa, Geotérmica y Mareomotriz.
No Renovables: Se encuentran en depósitos en la naturaleza y el consumo de estas agota les
reservas, están conformadas por; combustibles fósiles y nuclear.
Tecnologías de energía renovables
Las tecnologías de energía renovables son aquellas que transforman los flujos de energía que se
presentan en la naturaleza. (UPME, CorpoEma, 2010: V.1); es decir, transforman la energía obtenida a
partir de recursos renovables en otro tipo de energía útil, como por ejemplo, energía eléctrica.
Configuraciones de sistemas de generación
Aislado (fuera de red): sistema de generación cuya potencia es del orden de W, generalmente se
implementa para suplir la demanda energética de una vivienda.
Minired: sistema de generación cuya potencia es del orden de 103 a 10
5 W, generalmente se
implementa para suplir la demanda de un conjunto de viviendas o pequeño centro poblado,
eléctricamente conectados por una red pequeña o local.
Conectado a red: sistema de generación cuya potencia es del orden de MW (106 W), se
implementa para generar energía que es entregada a la red de distribución eléctrica (Ej. Energía
entregada al SIN)
Energía solar
La energía solar es la energía transportada por las ondas electromagnéticas que proviene del sol. La
emisión de energía desde la superficie del sol se denomina radiación solar; y a la energía emitida,
energía radiante. La energía radiante que incide sobre la superficie terrestre por unidad de área
(irradiación o insolación), se mide en kWh/m²; y la potencia radiante que incide sobre la superficie
terrestre por unidad de área (irradiancia), se mide en kW/m².
La radiación solar que incide sobre la Tierra tiene componentes directa, radiación que incide sobre la
Tierra desde el sol, sin cambiar de dirección; y difusa, radiación que es dispersada en todas las
direcciones debido a la presencia de moléculas y partículas; la radiación global es la suma de la
componentes directa y difusa.
Existen diferentes formas de aprovechamiento de la energía solar:
Energía Solar Fotovoltaica: aprovechamiento de la radiación solar para la generación de energía
eléctrica.
Energía Solar Térmica: aprovechamiento del calor solar para calentar un fluido (típicamente
agua y aire). La energía solar en forma de calor es absorbida por un panel solar térmico o
colector, y transferida al fluido para elevar su temperatura. Los usos más comunes son para
20
calentar agua, climatización y calefacción; también es posible generar energía eléctrica a través
evaporación del fluido mediante su calentamiento y haciendo que este mueva una turbina.
Sistemas fotovoltaicos
Los sistemas fotovoltaicos son dispositivos que generan energía eléctrica mediante el efecto
Fotoeléctrico; los fotones (partículas de luz) que provienen de la radiación solar, inciden en los módulos
fotovoltaicos y liberan electrones, los cuales generan una corriente DC. Se caracterizan por su sencillez,
modularidad y operatividad.
Los Componentes principales de los Sistemas fotovoltaicos son:
Módulo fotovoltaico: componente en donde se transforma la energía de la radiación solar (energía
de los fotones) en energía eléctrica; están construidos con determinados semicondutores basados
principalmente en silicio monocristalino y policristalino.
Regulador de Carga: componente encargado de proteger la batería de la sobrecarga y la
sobredescarga.
Batería: componente encargado de almacenar la energía producida en los módulos.
Carga: consumos o cargas que el sistema debe satisfacer (demanda energética), puede se DC o
AC.
Los módulos fotovoltaicos tienen una potencia nominal, el Vatio Pico (Wp); que corresponde a la
potencia máxima que puede generar dicho módulo, a 25ºC de temperatura y con una irradiancia de
1kW/m2. Su producción de corriente eléctrica a un voltaje dado (fijo para el panel) varía con la
temperatura, lo cual especifica el fabricante del panel en la forma de curvas de potencia.
Energía eólica
La energía eólica es la energía cinética de las moléculas de aire en movimiento. La energía cinética
puede ser transformada en energía mecánica rotacional, al generar el movimiento de las palas de un
rotor. La energía mecánica puede ser implementada para desarrollar trabajo mecánico (ej, molinos,
bombas de agua), o puede ser transformada en electricidad mediante un generador. En cada
transformación, parte de la energía es disipada en forma de calor (energía calórica).
El recurso eólico se mide a partir de la velocidad del viento (m/s) a determinada altura, o de la densidad
de potencia eólica (W/m2) a determinada altura; la densidad de potencia (e) es proporcional a la
densidad del aire y al cubo de la velocidad del viento, .
La velocidad del viento se ve afectada por la altura y la rugosidad del terreno; la velocidad del viento
aumenta con la altura, y un terreno liso favorece la velocidad del viento y disminuye la formación de
turbulencias. Adicionalmente, la densidad de potencia eólica se ve afectada por la densidad del aire; a
mayor densidad del aire, mayor densidad de potencia; la densidad del aire, a la vez, depende de la
temperatura y presión atmosférica del lugar.
21
Generadores eólicos o aerogeneradores
Los aerogenerador transforman la energía cinética de las moléculas de aire en electricidad (movimiento
de partículas portadoras de carga, electrones).
Existen aerogeneradores de eje horizontal (los más comunes) y de eje vertical. Los componentes
principales de un aerogenerador de eje horizontal son:
Rotor: su función es transformar la energía cinética del viento en energía mecánica; está
conformado por la palas y el buje que las unes.
Palas: similares a las alas de un avión, la mayoría de aerogeneradores tiene tres palas.
Góndola: su función es transformar la energía mecánica del rotor en energía eléctrica; esta
conformado por diferentes dispositivos en el interior (como el generador y el multiplicador), y un
anemómetro y una veleta en su exterior.
Multiplicador: multiplica la velocidad de giro que llega del rotor
Generador: transforma la energía mecánica en eléctrica, normalmente generando corriente
alterna.
Torre: soporta la góndola y el rotor.
La potencia de un aerogenerador depende principalmente del área barrida por las palas del rotor; por lo
tanto, los aerogeneradores pueden clasificarse según su potencia y área, como muestra la tabla a
continuación:
Tabla 1: Clasificación de aerogeneradores
Tomado de: Manual de Energías Renovables 3: Energía Eólica (IDAE, 2006).
22
Los aerogeneradores se caracterizan por tener determinada potencia nominal, que representa la máxima
potencia de generación (bajo condiciones óptimas del recurso); y por una curva de potencia, que
representa la potencia que genera dicho aerogenerador como función de la velocidad del viento. La
mayoría de aerogeneradores comienzan a generar con vientos de 3-4m/s, llegan a su máxima potencia de
generación con vientos de 12-15m/s, y se apagan para evitar averiarse con vientos de velocidades
mayores.
4.2 MARCO NORMATIVO
Leyes y Decretos referentes a la energización en las ZNI
LEYES Y
DECRETOS
NOMBRE O ASUNTO DESCRIPCIÓN
Ley 1283 de
2009
Por la cual se modifican y adicionan el
artículo 14 de la Ley 756 de 2002, que
a su vez modifica el literal a) del
artículo 15 y los artículos 30 y 45 de la
Ley 141 de 1994.
Se determina la utilización por los municipios y
departamentos de las participaciones de la regalías.
Decreto 1124
de 2008
Por el cual se reglamenta el Fondo de
Apoyo Financiero para la
Energización de las Zonas No
Interconectadas – FAZNI.
Reglamenta la Ley 1099 del 2006.
Faculta para asignar los recursos del FAZNI a los planes,
programas y proyectos para la implementación de
infraestructura requerida para la prestación del servicio de
energía eléctrica en las ZNI.
Establece la metodología de asignación de recursos del
FANZI.
Ley 1099
de 2006
Por medio de la cual se prorroga la
vigencia del artículo 81 de la Ley 633
de 2000 y se dictan otras
disposiciones.
Se establece una prorroga de recaudo de recursos para el
FANZI hasta 2014.
Ley 1118
de 2006
Por la cual se modifica la naturaleza
jurídica de Ecopetrol S. A. y se dictan
otras disposiciones.
Establece que ECOPETROL S.A. no estará obligada a
asumir cargas fiscales diferentes a las derivadas del
desarrollo de su objeto social.
Lo anterior implica que no se incluirán subsidios en el
precios de venta de los combustibles fósiles demandados
por las ZNI.
Ley 1117
de 2006
Por la cual se expiden normas sobre
normalización de redes eléctricas y de
subsidios para estratos 1 y 2.
Establece que el MME definirá las condiciones y
porcentajes bajo los cuales se otorgan los subsidios del
sector eléctrico a los usuarios de las ZNI, teniendo en
cuenta la capacidad de pago de los usuarios.
Decreto 257
de 2004
Por el cual se modifica la Estructura
del Instituto de Planificación y
Promoción de Soluciones Energéticas,
IPSE.
Se establece que el IPSE es exclusivo para las ZNI y que
procurará satisfacer las necesidades energéticas de dichas
zonas.
Se determina objeto y funciones del IPSE.
Ley 855
de 2003
Por la cual se definen las Zonas No
Interconectadas. Definición de las Zonas No Interconectadas
23
Ley 756
de 2002
Por la cual se modifica la Ley 141 de
1994, se establecen criterios de
distribución y se dictan otras
disposiciones.
Modifica la Ley 141 de 1994.
Se definen criterios de distribución de recursos del Fondo
Nacional de Regalías.
Decreto 2884
de 2001 Por el cual se reglamenta el Fondo de
Apoyo Financiero para la
Energización de las Zonas no
Interconectadas -FAZNI-.
Se establece criterios de distribución de recursos del
FANZI
Ley 633
de 2000 Por la cual se expiden normas en
materia tributaria, se dictan
disposiciones sobre el tratamiento a
los fondos obligatorios para la
vivienda de interés social y se
introducen normas para fortalecer las
finanzas de la Rama Judicial.
Se crea el Fondo de Apoyo Financiero para la
Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI).
Se establecen disposiciones sobre el recaudo de recursos y
la destinación de los mismos.
Decreto 1140 de
1999 Por el cual se transforma el Instituto
Colombiano de Energía Eléctrica,
ICEL, en el Instituto de Planificación
y Promoción de Soluciones
Energéticas.
Transformación del ICEL en IPSE.
Ley 141
de 1994 Por la cual se crean el Fondo Nacional
de Regalías, la Comisión Nacional de
Regalías, se regula el derecho del
Estado a percibir regalías por la
explotación de recursos naturales no
renovables, se establecen las reglas
para su liquidación y distribución y se
dictan otras disposiciones
Modificada por la Ley 756 de 2002
Creación del Fondo Nacional de Regalías (FNR).
Ley 143
de 1994
Por la cual se establece el régimen
para la generación, interconexión,
transmisión, distribución y
comercialización de electricidad en el
territorio nacional, se conceden unas
autorizaciones y se dictan otras
disposiciones en materia energética.
Ley Eléctrica.
Restructuración del sector Eléctrico.
Tabla 2: Leyes y Decretos referentes a la energización en las ZNI
Fuente: El autor
24
Resoluciones del Ministerio de Minas y Energía referentes a la energización en las ZNI
RESOLUCIÓN
MME
NOMBRE O ASUNTO DESCRIPCIÓN
180660
de 2009
Por la cual se modifican las
Resoluciones 182138 de diciembre 26
de 2007 y 180648 de mayo 7 de 2008
y se adiciona a la Resolución 181891
de noviembre 04 de 2008.
Se establece la formula de cálculo del subsidio máximo
otorgado a usuarios residenciales de las ZNI.
Se establece el monto de la energía (kWh/mes) que será
sujeta de subsidio (a partir de enero de 2014, ningún
consumo que supere el consumo de subsistencia).
181891
de 2008
Por la cual se adopta un
Procedimiento transitorio para otorgar
subsidios del Sector Eléctrico en las
Zonas No Interconectadas.
Se establecen condiciones para otorgar subsidios a las
ZNI.
180648
de 2008
Por la cual se adiciona la resolución
182138 de diciembre 26 de 2007, por
la cual se expide el Procedimiento
para otorgar subsidios del sector
eléctrico en las Zonas No
Interconectadas.
Modificada por la resolución 180660 del 2009.
Se establece el desmonte de subsidios para los usuarios de
las ZNI, por cuatro periodos de ajuste.
182138
de 2007
Por la cual se expide el Procedimiento
para otorgar subsidios del sector
eléctrico en las Zonas No
Interconectadas.
Modificada por la resolución 180660 del 2009.
Se determinan las condiciones para el cálculo de los
subsidios y el consumo subsidiable.
180961
de 2004
Por la cual se fijan las fórmulas para
el cálculo y asignación de los
subsidios destinados a los usuarios
pertenecientes a los estratos
socioeconómicos 1, 2 y 3 ubicados, en
las Zonas No Interconectadas y se
delegan unas funciones al Instituto de
Planificación y Promoción de
Soluciones Energéticas, IPSE.
Establece la potencia requerida por usuario y las horas de
prestación de servicio diferenciando rangos, de acuerdo
con el número de usuarios en cada localidad.
Establece los porcentajes de subsidio que se otorga a los
usuarios diferenciando rangos, de acuerdo con el número
de usuarios en cada localidad.
Tabla 3: Resoluciones del Ministerio de Minas y Energía referentes a la energización en las ZNI
Fuente: El autor
Resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas referentes a la energización en las
ZNI
RESOLUCIÓN
CREG
NOMBRE O ASUNTO DESCRIPCIÓN
074
de 2009
Por la cual se modifican las
Resoluciones CREG 091 de 2007 y
161 de 2008
Modifica la fórmula tarifaria para las áreas de servicio
exclusivo
057
de 2009
Por la cual se actualizan los costos
de inversión de las actividades de
generación y distribución de energía
eléctrica en las Zonas No
Interconectadas contenidos en la
Resolución CREG 091 de 2007.
Actualiza la Resolución CREG 091 de 2007
Se actualiza los costos de inversión utilizados para
remunerar las actividades de generación y distribución de
energía eléctrica, a partir de generadores diesel, hídrico y
sistemas fotovoltaicos.
25
161
de 2008
Por la cual se ordena hacer público
un proyecto de resolución de carácter
general que pretende expedir la
CREG por la cual se modifica la
Resolución CREG-091 de 2007.
Modifica la Resolución 091 del 2007
Modifica en lo relacionado con Procesos Competitivos
Se establece la formula tarifaria para las áreas de servicio
exclusivo.
091
de 2007
Por la cual se establecen las
metodologías generales para
remunerar las actividades de
generación, distribución y
comercialización de energía
eléctrica, y las fórmulas tarifarias
generales para establecer el costo
unitario de prestación del servicio
público de energía eléctrica en Zonas
No Interconectadas.
Modificada por la Resolución 161 de 2008
Se definen las áreas de servicio exclusivo con sus
respectivas reglas de conformación.
Se definen la formulas tarifarias generales aplicables a
áreas de servicio exclusivo.
Se determina la componente de remuneración de costos de
inversión y mantenimiento, para tecnologías de generación
diesel, PCHs y sistemas fotovoltaico.
Se definen formulas para la remuneración de actividades
de generación (para generadores diesel, hidroeléctricas y
sistemas fotovoltaicos).
017
de 1998
Por la cual se amplía el ámbito de
aplicación de la Resolución CREG-
077 del 11 de abril de 1997, se
adicionan pautas para el cálculo del
costo de prestación del servicio y se
aclara la aplicación de los costos
máximos establecidos en la
Resolución CREG-082 de 1997.
Aclara el ámbito de aplicación de los costos máximos de
prestación de servicio fijados en la Resolución 082.
Aclara el ámbito de aplicación de la Resolución 077 de
1997 y adiciona al Anexo 1 de la misma.
082
de 1997
Por la cual se aprueban los costos
unitarios máximos de prestación del
servicio de electricidad para
establecer las tarifas aplicables a los
usuarios finales en las Zonas No
Interconectadas (ZNI) del territorio
nacional.
Derogada por la Resolución 091 de 2007
Aclarada por la Resolución 017 de 1998
Se fijan los costos máximos de prestación de servicio para
cada uno de los departamentos que conforman las ZNI
077
de 1997
Por la cual se aprueba la fórmula
general que permite determinar el
costo de prestación del servicio y la
fórmula tarifaria para establecer las
tarifas aplicables a los usuarios del
servicio de electricidad en las Zonas
No Interconectadas (ZNI) del
territorio nacional.
Ampliada por la Resolución 017 de 1998
Se establece la formula general de costos de prestación de
servicio.
Se establece la estructura y fórmulas tarifarias.
114
de 1996
Por la cual se establece la
metodología para el cálculo del costo
de prestación del servicio de energía
eléctrica y se definen las fórmulas
tarifarias para las Zonas No
Interconectadas (ZNI) del territorio
nacional.
Derogada por la resolución 007 de 1997.
Establece la metodología para el cálculo del costo de
prestación del servicio, la fórmula tarifaria, y el cargo o
tarifa máxima de conexión.
Tabla 4: Resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas referentes a la energización en las ZNI
Fuente: El autor
26
Leyes, Decretos y Resoluciones referentes al fomento de energías renovables
LEYES,
DECRETOS Y
RESOLUCIONES
NOMBRE O ASUNTO DESCRIPCIÓN
Resolución MME
180919 de 2010 Por la cual se adopta el Plan de
Acción Indicativo 2010-2015 para
desarrollar el Programa de Uso
Racional y Eficiente de la Energía
y demás Formas de Energía No
Convencionales, PROURE, se
definen sus
objetivos, subprogramas y se
adoptan otras disposiciones al
respecto.
Se definen los objetivos, subprogramas y metas del Plan
de Acción
Decreto 3683 de
2003
Por el cual se reglamenta la Ley
697 de 2001 y se crea una
Comisión Intersectorial.
Se crea la Comisión Intersectorial para el Uso Racional y
Eficiente de Energía (CIURE), con el propósito de
articular las instituciones relacionadas con las políticas de
URE para facilitar la ejecución de dichas políticas.
La CIURE debe realizar funciones asesoría, consultoría y
apoyo de al MME en actividades relacionadas a la
políticas URE.
Ley 788 de 2002 Por la cual se expiden normas en
materia tributaria y penal del orden
nacional y territorial; y se dictan
otras disposiciones.
Establece incentivos tributarios a determinados proyectos,
actividades o bienes, que generen o estén destinados a
generar reducciones certificadas
Exención de renta por venta de energía eléctrica generada
a partir de biomasa, viento y residuos agrícolas.
Exención del IVA a la importación de equipos y
maquinaria destinados a generar reducciones certificadas.
Ley 697 de 2001
Mediante la cual se fomenta el uso
racional y eficiente de la energía, se
promueve la utilización de energías
alternativas y se dictan otras
disposiciones.
Le asigna al Uso Racional y Eficiente de Energía (URE)
un carácter de interés general y de conveniencia nacional.
Promueve la utilización de energías alternativas.
Crea el Programa Uso Racional y Eficiente de la Energía y
demás Formas de Energía No Convencionales (PROURE)
estableciendo como entidad responsable de éste al MME
Establece que el MME formulará los lineamientos de las
políticas para el fomento y la promoción de las fuentes no
convencionales de energía, con prelación en las zonas no
interconectadas.
Ley 629 de 2000 Por medio de la cual se aprueba el
"Protocolo de Kyoto de la
Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático",
hecho en Kyoto el 11 de diciembre
de 1997.
Se aprueba el Protocolo de Kioto
Ley 142 de 1994 Por la cual se establece el régimen de
los servicios públicos domiciliarios y
se dictan otras disposiciones.
Se crea la División de Ahorro, Conservación y Uso
Eficiente de la Energía, como dependencia del INEA.
Ley 164 de 1994 Por medio de la cual se aprueba la
"Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático",
hecha en Nueva York el 9 de mayo
de 1992.
Se aprueba la Convención Marco de Naciones Unidas
Tabla 5: Leyes, Decretos y Resoluciones referentes al fomento de energías renovables
Fuente: El autor
27
4.3 MARCO INSTITUCIONAL
Instituciones Involucradas
Entidad Interés Normatividad
Ministerio de Minas y
Energía
(MME)
Promover, organizar y asegurar el
desarrollo y seguimiento de los
programas de uso racional y
eficiente de la energía
Determinar subsidios
Ley 697 de 2001: se nombra al MME como
entidad responsable de PROURE
Ley 1117 de 2006: se establece que el MME
definirá las condiciones y porcentajes bajo los
cuales se otorgan los subsidios del sector
eléctrico a los usuarios de las ZNI
Unidad de Planeación
Minero Energética (UPME) Planeación energética de todos los
recursos, incluyendo los
renovables.
Financiación de proyectos de
energización e la ZNI a partir de
fuentes renovables.
Decreto 2119 de 1992: se transforma la
Comisión Nacional de Energía (CNE) en la
UPME.
Ley 143 de 1994: determinó la organización de
la UPME como Unidad Administrativa
Especial; asigna funciones a la UMPE.
Comisión de Regulación de
Energía y Gas
(CREG)
Regular el servicio de energía
eléctrica
Definir formulas tarifarias y fijar
costos de prestación del servicio.
Decreto 2119 de 1992: se transforma la CRE
(Comisión de Regulación Energética) en la
CREG y se fortalece.
Instituto de Planificación y
Promoción de Soluciones
Energéticas para las Zonas
No Interconectadas (IPSE)
Identificar, fomentar y desarrollar
soluciones energéticas viables
financieramente y sostenibles a
largo plazo.
Decreto 1140 de 1999: se trasforma el ICEL en
IPSE, exclusivo para las ZNI
Decreto 257 de 2004
Comisión Intersectorial
CIURE Decreto 3683 de 2003: se crea la Comisión
Intersectorial
Decreto 2688 de 2008: modifica
Fondo de Apoyo Financiero
para la Energización de las
Zonas No Interconectadas
(FAZNI);
Financiar planes, programas y
proyectos de inversión en
infraestructura energética en las
ZNI
Ley 633 de 2000: creación
Decreto 2884 de 2001: reglamenta
Ley 1099 de 2006: prorroga
Decreto 1124 de 2008: metodología de
asignación de recursos
Fondo Nacional de
Regalías (FNR) Financiación de proyectos de
energización en las ZNI
Ley 141 de 1994: creación
Ley 756 de 2002: criterios de distribución
Tabla 6: Instituciones Involucradas
Fuente: el autor
28
4.4 POLÍTICA Y NORMATIVIDAD NACIONAL REFERENTE A LA ENERGIZACIÓN EN LAS
ZNI
Para el Gobierno Nacional es prioridad mejorar las condiciones de energización en las ZNI a partir de
soluciones viables financieramente y que sean sostenibles a largo plazo. Por lo tanto, la política
energética nacional tiene como objetivo: ampliar la cobertura y aumentar las horas de prestación del
servicio, asegurando un suministro de energía confiable y de bajo costo para los usuarios. La
formulación de la política energética nacional se encuentra plasmada en el Plan Energético Nacional; en
los Documentos CONPES, que tienen como objetivo direccionar la aplicación de las políticas y plantear
estrategias; y en la normatividad, mediante las cual se adoptan las decisiones de política de
cumplimiento obligatorio.
Plan Energético Nacional y Documentos CONPES
La energización de las ZNI y la implementación de energías renovables son considerados elementos
clave dentro de la política energética nacional, como lo muestran las diversas versiones del Plan
Energético Nacional (PEN) y documentos CONPES referentes al tema.
En las diversas versiones del Plan Energético Nacional (PEN) se recomienda la diversificación de la
canasta energética nacional a partir de la implementación de Fuentes No Convencionales de Energía
(FNCE), con el fin de contribuir a la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero y de
aportar a la seguridad energética nacional (UPME, CorpoEma, 2010: V.1). Adicionalmente, el
Documento CONPES 3055 (1999), Estrategia y acciones para la energización de las zonas no
interconectadas del país, establece que el direccionamiento de las políticas energéticas de las ZNI, y la
formulación de objetivos y estrategias de energización en dichas zonas, es prioridad de la política
nacional.
Posteriormente, se emite el Documento CONPES 3108 (2001), Programa de energización para zonas
no interconectadas, en donde se formula un programa energización según la clasificación de los centros
poblados que pertenecen a la ZNI en tres tipos de centros poblados, con el fin de proporcionar un
servicio acorde a las necesidades de cada centro poblado. La clasificación de los centros poblados se
realiza según su número de habitantes, demanda de energía, necesidad del servicio (horas), categoría
administrativa y capacidad de pago; los centros poblados se clasifican según sus condiciones actuales de
energización y se realiza una propuesta de servicio para cada tipo de centro poblado. Para los centros
poblados de Tipo 3, con menos de 501 habitantes, se propone un servicio de 6 horas diarias, y se
recomienda la implementación de energías alternativas.
En el Documento CONPES 3453 (2006), Esquema de gestión para la prestación del servicio de energía
eléctrica en las zonas no interconectadas, se establecen lineamientos de política para implementar
esquemas de gestión eficiente para la prestación del servicio en las ZNI; con el fin de aumentar la
cobertura, mejorar la calidad y aumentar las horas de servicio, y remplazar la generación a partir de
combustibles fósiles por energías renovables. En el documento se recomienda diseñar un nuevo esquema
tarifario que tenga en cuenta los costos reales de la generación eléctrica a partir de diferentes tipos de
tecnología, y que permita generar rentabilidades coherentes. Adicionalmente, se propone establecer un
subsidio por la diferencia entre el costo real de la prestación del servicio y el valor que pueden pagar los
29
usuarios; y eliminar gradualmente los subsidios implícitos a los combustibles utilizados para la
generación eléctrica.
Adicionalmente, en el CONPES 3453 (2006), se recomienda al IPSE: desarrollar un programa de
aumento de cobertura en las ZNI, teniendo en cuenta el potencial energético de las diferentes zonas;
desarrollar proyectos piloto de generación eléctrica a partir de fuentes no convencionales, y buscar
replicarlas en las ZNI; orientar los recursos provenientes de cooperación internacional al desarrollo de
proyectos de energías alternativas; entre otros. Adicionalmente, se propone fomentar el uso de fuentes
de energía renovable, incorporando incentivos en los esquemas de selección y contratación de
operadores, para remplazar el uso de combustibles fósiles por otras fuentes de energía.
Posteriormente, se emiten CONPES referentes al seguimientos de proyectos estratégicos, (CONPES
3560, 2008); y a la importancia estratégica de las concesiones de área de servicio exclusivo y de
proyecto de interconexión eléctrica (CONPES 3587, 3600 y 3588, 2009). El CONPES 3587 (2009),
Importancia estratégica de las concesiones de área de servicio exclusivo para el servicio de energía
eléctrica en las zonas no interconectadas de Vaupés, Amazonas y San Andrés, Providencia y Santa
Catalina, promueve la implementación de fuentes de energía alternativas y renovables estableciendo
porcentajes de generación a partir de las mismas (10% de la totalidad de la generación en localidades
pequeñas, con menos de 300 casas), y exigiendo la construcción y puesta en operación de una planta
eólica, y de una planta que aproveche los residuos sólidos, y exigiendo la promoción de la energía solar.
Estructura tarifaria y costos de prestación de servicio
Para las ZNI no existe un mercado mayorista que determine el precio de la energía eléctrica, por lo
tanto, se hace indispensable la intervención del gobierno para regular el precio de está; con este
propósito se creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). La CREG tiene entre sus
funciones; establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos (Ley 142 de 1994,
Artículo 73) y definir la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados
del servicio de electricidad (Ley 143 de 1994, Artículo 23).
De acuerdo a sus funciones, la CREG expidió la Resolución CREG 114 de 1996 mediante la cual
establece la metodología del cálculo del costo de prestación de servicio y define la fórmula tarifaria para
las ZNI; dicha resolución es derogada por la Resolución CREG 077 de 1997, buscando una mayor
flexibilidad para el prestador del servicio. La Resolución CREG 077 de 1997 establece una fórmula
general de costos de prestación del servicio (CPS)2 y determina que, con base en la fórmula general de
CPS, se establecerán los costos máximos de prestación del servicio en las ZNI.
Los costos de prestación de servicio están conformados por la suma de los costos unitarios de
generación, comercialización y distribución; cada uno de estos costos unitarios se determina a partir de
los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento correspondientes. Por otro lado, la
fórmula tarifaria está conformada basicamente por el costo de prestación de servicio ponderado por el
IPC menos los subsidios otorgados.
2 Aprobada en el Artículo 3 y contenida en el Anexo 1, de la Resolución CREG 077 de 1997.
30
En la Resolución CREG 082 de 1997 se fijan y aprueban los costos máximos de prestación de servicio,
los cuales son aplicables a cualquier alternativa de generación de energía eléctrica en las ZNI del país3.
En la siguiente tabla se presentan los costos máximos de prestación del servicio aplicables a los usuarios
de las ZNI del territorio nacional, expresados en pesos por kilovatio-hora de diciembre de 1996
($/kWh)4:
DEPARTAMENTO CGo $/kWh CDCo $/kWh CPSo $/kWh
AMAZONAS 190,0 36,0 226,1
ANTIOQUIA 191,4 34,1 225,5
ARAUCA 188,9 35,3 224,2
CAQUETA 204,2 32,6 236,8
CASANARE 201,7 35,0 236,7
CAUCA 197,6 37,5 235,1
CHOCO 232,5 41,0 273,6
GUAINIA 117,8 25,7 143,4
GUAVIARE 187,1 36,8 223,9
META 196,5 34,2 230,7
NARIÑO 187,3 41,9 229,2
PUTUMAYO 156,0 36,5 192,4
VAUPES 344,2 36,6 380,8
VICHADA 196,2 36,9 233,1
Tabla 7: Costos máximos de prestación del servicio de electricidad
($/kWh de diciembre de 1996).
Donde: CGo es el Costo de Generación; CDCo es el Costo de Distribución y comercialización; y CPSo es el Costo Máximo
de Prestación del Servicio, el cual resulta de la suma de CGo y CDCo (calculados en $/kWh del mes de diciembre de 1996).
Fuente: Artículo 2 de la Resolución CREG 082 de 1997.
Siguiendo, las recomendaciones del Consejo Nacional de Política Económica y Social presentadas en el
documento CONPES 3453, la CREG decide diseñar un nuevo esquema tarifario que refleje los costos
reales de prestación de servicio en las ZNI y una rentabilidad coherente con los riesgos inherentes a la
gestión de un servicio de energía eléctrica en las ZNI. Este nuevo marco tarifario es definido en la
Resolución CREG 091 de 20075, en donde se establecen las metodologías generales para remunerar las
actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica.
En el Artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007 se establece la metodología para la remuneración
de la componente de inversión6 y mantenimiento de sistemas de generación a partir de generadores
diesel operando con ACPM, Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCHs), y Sistemas Fotovoltaicos; para
sistemas híbridos y tecnologías no definidas en la Resolución, plantea la alternativa de que el interesado
proponga a la CREG los costos. Los costos de inversión son actualizados por la Resolución CREG 057
de 2009; la siguente tabla presenta los costos de inversión para sistemas fotovoltaicos:
3 Artículo 2 de las Resolución CREG 17 de 1998. 4 Los costos máximos de prestación de servicio no tienen vigencia actual (derogados por la Resolución 091 del 2007); sin embargo, no se
han establecido nuevos costos máximos. 5 Modificado por la Resolución CREG 161 de 2008, en donde se adiciona el capítulos XI que determina la tarifa aplicable a los usuarios
regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica de las ZNI, que tiene en cuenta Costo Unitario de Prestación del Servicio de
Energía Eléctrica y Subsidio por menores tarifas. 6 Resolución CREG 091 de 2007, Artículo 22: La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresada en
($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible,
transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y
dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación.
31
Tabla 8: Componente de remuneración de inversiones en Sistemas Solares Fotovoltaicos
($ de diciembre de 2006).
Fuente: Artículo 2 de la Resolución CREG 057 de 2009.
Adicionalmente, en el Artículo 24 de la Resolución CREG 091, se establece la metodología para la
remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) para diferentes
tecnologías de generación7, y en el Artículo 25 se define la Fórmula de Actualización de Cargos
Máximos de Generación para las diferentes tecnologías8.
Áreas de Servicio Exclusivo
Con propósito de aumentar la cobertura y mejorar la calidad del servicio en las ZNI se determina otorgar
Áreas de Servicio Exclusivo. El Artículo 40 de la Ley 142 de 1994 establece que las entidades
territoriales podrán establecer, mediante invitación pública, Áreas de Servicio Exclusivo; por motivos
de interés social y con el propósito de que la cobertura de los servicios públicos se pueda extender a las
personas de menores ingresos. Adicionalmente, el Parágrafo 1º establece que la comisión de regulación
respectiva definirá cómo se verifica la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de
servicio exclusivo en los contratos; y definirá los lineamientos generales y las condiciones a las cuales
deben someterse ellos; y, verificará que ellas sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera
de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos.
Considerando lo estipulado en la Ley 142 de 1994; la CREG expide los Capítulo II y III9 de la
Resolución CREG 091 de 2007; para asegurar el cumplimiento de los motivos y que las áreas
conformadas cumplen con las condiciones establecidas en esta Ley, para asegurar un proceso
competitivo para la asignación de Obligaciones de Prestación del Servicio, y verificar el cumplimiento
de las obligaciones. La Resolución CREG 091 de 2007 es modificada por la Resolución CREG 161 de
2008 en lo relacionado con Procesos Competitivos y otras disposiciones (Artículo 1); los Capítulo II y
7 Los Gastos de Administración y Operación de generadores Diesel operando con ACPM comprende los costos: de
combustible y lubricante (incluyendo transporte, almacenamiento y consumo) como gastos de operación; y los gastos
administrativos corresponden al 10% de la suma de los costos por consumo de combustible y lubricante, más el costo de las
pérdidas de transformación de la conexión del generador al sistema de distribución. Los Gastos de Administración y
Operación de generadores Diesel operando con Fuel Oil No. 6. comprende los costos: de combustible y lubricante como
gastos de operación; y los gastos administrativos corresponderán al 10% de la suma de los costos por consumo de
combustible y lubricante, más el costo de la energía consumida en la central de generación y el costo de las pérdidas de
transformación de la conexión del generador al sistema de distribución. El cargo máximo para la remuneración de los gastos
de Administración, Operación y Mantenimiento para PCH es de 44,78 $/kWh ($ de diciembre de 2006); y para Sistemas
Solares Fotovoltáicos es de 188,06 Wp-mes ($ de diciembre de 2006). 8 Se establece que el costo de capital invertido para remunerar los activos de la actividad de generación y de distribución de
energía eléctrica en las ZNI, es de 12,18% en pesos constantes antes de impuestos. 9 Resolución CREG 091 de 2007; Capítulo II: Áreas de Servicio Exclusivo; Capítulo III: Remuneración de la Prestación del
Servicio en Áreas de Servicio Exclusivo por Competencia a la Entrada.
Solución Energética
Implementada
RANGO kW $/Wp-mes
Mínimo Máximo
Individual DC 0,05 0,1 439,75
Individual AC 0,075 0,5 422,16
Centralizado Aislado 0,3 10,0 296,69
32
III son modificados (Artículo 4), y se adicionen los capítulos IX y X referentes a la Fórmula Tarifaria
para las Áreas de Servicio exclusivo.
Condiciones de Prestación del Servicio
En el Artículo 1 de Resolución MME 180961 del 2004 se define la Relación Kilovatio/Usuario
(kW/usu), promedio de demanda de potencia por usuario de cada localidad; y el Número de horas de
prestación del servicio (hora/día), promedio de horas al día que la localidad recibe el servicio de
electricidad; de acuerdo con el número de usuarios en cada localidad. La información presentada en la
resolución se resume en la siguiente tabla:
Rango 1 2 3 4 5 6
# usuarios 0 a 50 51 a 150 151 a 300 301 a 500 501 a 800 801 a 1000
horas diarias
de servicio 4 5 8 10 12 14
kW/usuario 0,28 0,3 0,32 0,34 0,35 0,4
Tabla 9: Demanda de potencia por usuario y horas diarias de prestación de servicio establecidas, discriminadas por rangos de
número de usuarios.
Fuente de información: Resolución MME 180961 del 2004.
Elaboración propia.
Subsidios
El servicio de energías eléctrica en las ZNI se caracteriza por ser costoso debido a condiciones
inherentes de estas zonas, mientras que la capacidad de pago por el servicio es baja; por lo tanto, el
Gobierno determina la necesidad de otorgar subsidios por menores tarifas. La Ley 117 del 2006
establece que el MME tiene como función definir las condiciones y porcentajes bajo los cuales se
otorgarán los subsidios del sector eléctrico a los usuarios de las ZNI, teniendo en cuenta la capacidad de
pago de los usuarios. Se establecen dos formas de otorgar subsidios por menores tarifas; a los usuarios,
mediante la disminución el cobro de la tarifa; y a los prestadores de servicio, mediante la asignación de
recursos para la adquisición de combustibles para la generación (subsidio que ha sido desmontado
actualmente).
En el Artículo 1 de Resolución MME 180961 del 2004 se define el factor de subsidio que se otorga a los
usuarios mediante la disminución del cobro en la tarifa, este valor se asigna por rango de número de
usuarios. El cálculo de factor de subsidio se realiza definiendo el porcentaje de usuarios de los estratos
1, 2 y 3, correspondiente a cada grupo, y haciendo un ponderado por el porcentaje de subsidio definido
en la legislación (50% para el estrato 1, 40% para el 2, y 15% para el 3); como se muestra en la siguiente
tabla:
33
Rango de Usuarios Porcentaje de Usuarios por Localidad Factor de
Subsidio
Desde Hasta Estrato
1 2 3
0 150 100% 0% 0% 50%
151 300 95% 5% 0% 49%
301 500 85% 15% 0% 48%
501 800 77% 18% 5% 46%
801 1000 70% 20% 10% 44%
1001 2000 63% 23% 14% 42%
>2001 55% 26% 19% 40%
Tabla 10: Factor de subsidio por rangos de número de usuarios.
Fuente de información: Resolución MME 180961 del 2004.
Elaboración propia.
Incentivos y fuentes de financiación
Mediante la Ley 788 de 2002 se establecen incentivos tributarios a determinados proyectos, actividades
o bienes, que generen o estén destinados a generar reducciones certificadas de gases de efecto
invernadero; exención de renta por venta de energía eléctrica generada a partir de biomasa, viento y
residuos agrícolas, y exención del IVA a la importación de equipos y maquinaria destinados a generar
reducciones. Medianate la Resolución CREG 091 de 2007, se otorga un incentivo a la implementación
de tecnologías de energía renovable en las ZNI, reconociendo una prima de riesgo tecnológico
equivalente a 3,5 puntos del costo de capital (adicinal al costo definido en la Resolución).
La financiación de los planes, programas y proyectos de energización en las ZNI se realiza
principalmente con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No
Interconectadas (FAZNI) y del Fondo Nacional de Regalías (FNR). Adicionalmente, la Unidad de
Planeación Minero Energética (UPME), el Instituto de Fomento Industrial (IFI) y el Banco de Comercio
Exterior de Colombia (Bancoldex), ofrecen recursos para la financiación de proyectos de energización e
la ZNI a partir de fuentes renovables (Florez, Tobón, y Castillo, 2009).
Los recursos del FAZNI provienen principalmente de las transacciones realizadas en el mercado
mayorista, de aportes del Presupuesto General de la Nación y otras fuentes (Ley 633 de 2000, artículo
81 y 82). En el Decreto 1124 se establece la metodología de asignación de recursos; en el artículo 8 de
este decreto, se establecen como criterios para priorizar la distribución de los recursos: menor aporte
estatal requerido, entendido este como los aportes de inversión y subsidios de operación; contribución al
uso de fuentes de energías renovables o alternativas, o a la innovación tecnológica para el usos de
fuentes de energías renovables o alternativas; y mayor número de usuarios beneficiados.
El artículo 37 de la Ley 756 de 2002, establece que el Fondo Nacional de Regalías (creado por la Ley
141 de 1994) asignará el 15% de sus recursos para financiar proyectos regionales de inversión en
energización que presentes las entidades territoriales, durante los 15 años siguientes a la promulgación
de la Ley; los recursos podrán aplicarse a la generación, transporte, transformación, ampliación y
remodelación de redes, mantenimiento, control y disminución de pérdidas de energía; un 40% de estos
recursos son asignados a las ZNI. Adicionalmente, el artículo 84 de la Ley 633 de 2000, establece que el
34
IPSE es el encargado de viabilizar estos proyectos y los exime de la afectación por impuestos o
estampillas de orden territorial. Posteriormente, la Ley 1283 de 2009 determina la utilización por los
municipios y departamentos de las participaciones de la regalías; el Artículo 1 establece que los recursos
de las regalías y compensaciones distribuidas a los municipios productores y portuarios, deben
destinarse en un 90% en proyectos de desarrollo contenidos en el Plan de desarrollo, dando prioridad a
aquellos dirigidos a construcción, mantenimiento y mejoramiento de la red terciaria, proyectos pro-ductivos, saneamiento ambiental, servicios de salud, educación pública, electricidad, agua potable, alcantarillado y demás servicios públicos básicos esenciales.
4.5 POLITICA GLOBAL REFERENTE A LAS ENERGÍAS RENOVABLES
La política energética global que promueve la implementación de energías renovables se ha basado
principalmente en el problema global del Cambio Climático y ha sido jaloneada por los países
industrializados. Al confirmarse la alta participación que tienen las actividades antropogénicas en la
generación de emisiones de GEI, y con la evidencia de los efectos nocivos que han generado las
variaciones climáticas, se declara el Cambio Climático como un problema ambiental de carácter global y
se comienza a tomar medidas globales al respecto:
En 1992, en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente y Desarrollo en
Río de Janeiro, la problemática del Cambio Climático y las emisiones de Gases de Efecto Invernadero
(GEI) se convierten en prioridad de la política global. Siguiendo el principio de responsabilidad
compartida pero diferenciada, los países industrializados, principales generadores emisiones globales,
deben asumir mayor responsabilidad e implementar medidas al respecto (GTZ, Ministerio Federal de
Cooperación Económica y Desarrollo).
En la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC) varios países
industrializados se comprometen a adoptar medidas voluntarias para limitar las emisiones de GEI. Sin
embargo, estas medidas voluntarias no son suficientes para cumplir las metas de disminución de GEI;
por lo tanto, se evidencia la necesidad de optar por medidas obligatorias (GTZ, Ministerio Federal de
Cooperación Económica y Desarrollo). En 1997 se adopta el Protocolo de Kyoto mediante el cual los
países del Anexo I (países industrializados), se comprometen a limitar y reducir las emisiones GEI,
como mínimo en un 5% respecto a las del año 1990 en el periodo comprendido entre el 2008 y el 2012
(Articulo 3); el protocolo es ratificado el 16 de febrero de 2005.
Estos acontecimientos marcan la política energética global en pro de las energías renovables según la
cual, el planeamiento energético de cualquier país debe enfocarse en mejorar la calidad de vida de los
ciudadanos aportando a la equidad social y en el uso racional de los recursos que conlleve a la
sostenibilidad ambiental. La política energética de los países industrializados como Alemania, España,
Holanda, Italia, China, Japón, Estados Unidos, tiene como factores determinantes el reducir las
emisiones de GEI y, disminuir la dependencia en los combustibles fósiles y de las importaciones de
energéticos. Está orientada al aprovechamiento de los recursos energéticos renovables locales y busca
diversificar la canasta energética; con el fin de reducir el impacto de los altos precios de la energía y,
generar industria y trabajo local. (UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
35
Colombia dentro de la política energética global
La participación de Colombia en las emisiones de GEI globales es baja, en el sector de energía esto se
debe a el alto porcentaje de generación hidroeléctrica. Adicionalmente, Colombia cuenta con grandes
yacimientos de energéticos como carbón y gas natural, por lo tanto no depende de importaciones para
suplir su demanda de energéticos. Por estas razones, los factores determinantes de la política de la
mayoría de países industrializados no son plenamente aplicables a Colombia (UPME, CorpoEma, 2010:
V.1). Sin embargo, los acuerdos internacionales aprobados por Colombia, como la Convención Marco
de las Naciones Unidas (Ley 164 de 1994) y el Protocolo de Kioto (Ley 629 de 2000), tienen carácter
decisivo en la formulación de la política energética nacional.
Colombia aprobó el Protocolo de Kyoto mediante la Ley 629 de 2000, y aunque Colombia no pertenece
a los países del Anexo I y por lo tanto no tiene compromisos de reducciones, aprobar el Protocolo
implica que Colombia se compromete a adoptar medidas que contribuyan a mitigar el Cambio
Climático, es decir, se compromete a mantener su bajo nivel de emisiones. Adicionalmente, adoptar una
política energética que promueva las energías renovables permite a Colombia fortalecer la imagen de
país verde (UPME y CorpoEma, 2010: V.1)
En el 2001, mediante la Ley 697, se asigna al Uso Racional y Eficiente de Energía (URE) un carácter de
interés general y de conveniencia nacional, se fomenta la utilización de energías alternativas con
prelación el las ZNI y se crea el Programa Uso Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de
Energía No Convencionales (PROURE). Posteriormente se crea la Comisión Intersectorial para el Uso
Racional y Eficiente de Energía (CIURE)10
mediante el Decreto 3683 de 2003; y mediante la Resolución
MME 180919 de 2010 se adopta Plan de Acción Indicativo 2010-2015 para desarrollar el PROURE, y
se definen los objetivos, subprogramas y metas. El objetivo general se define como: promover el Uso
Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, que contribuya a
asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad de la economía colombiana,
la protección al consumidor y la promoción del uso de energías no convencionales de manera
sostenible con el ambiente y los recursos naturales (Resolución MME 180919 de 2010, Articulo 2º); y
se establece una meta de participación de las Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) dentro de
la generación eléctrica de las ZNI de un 20% (Articulo 7º).
Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)
En el Protocolo de Kyoto se definen tres mecanismos de flexibilidad para ayudar a los países del Anexo
I a dar cumplimiento de sus metas: el Comercio de Emisiones, el Mecanismo de Desarrollo Limpio y el
Mecanismo de Aplicación Conjunta. El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) se define en el
Artículo 12 de Protocolo de Kyoto (1997), con el propósito de ayudar a los países del Anexo I a dar
cumplimiento a sus compromisos y a los países no incluidos en el Anexo I (países no industrializados,
en vía de desarrollo) a lograr un desarrollo sostenible.
El MDL permite a los países con compromisos de reducción (países industrializados) utilizar las
reducciones de emisiones certificadas, provenientes de proyectos de países sin compromisos (países no
industrializados) para contribuir al cumplimiento de una parte de sus metas; esto permite, minimizar el
10 Presidida por el MME, e integrada por los ministerios de Comercio, Industria y Turismo, el MAVDT, el DPN, la CREG, Colciencias e
IPSE.
36
tiempo y los costos de reducción de las emisiones11
. Adicionalmente, los países industrializados ponen
al servicio de los países en vía de desarrollo el capital, los conocimientos técnicos y especializados, y la
tecnología; para el desarrollo de proyectos que contribuyan a la disminución de emisiones, por ejemplo
proyectos que involucren el uso de energías renovables y el aumento de eficiencia energética (GTZ,
Ministerio Federal de Cooperación Económica y Desarrollo).
Posibilidades participación para Colombia dentro del MDL
El MDL representa una muy buena oportunidad de financiación para los proyectos de energías
renovables en Colombia y por esta razón se han venido desarrollando una serie de planes e
investigaciones en cabeza de entidades gubernamentales. En el 2002, el Ministerio del Medio Ambiente
(MMA), la Oficina Colombiana para la Mitigación del Cambio Climático y el IPSE, elaboraron el Plan
de trabajo para el mecanismo de desarrollo limpio, que busca identificar el potencial de este mecanismo
en proyectos de energización en las ZNI. El mismo año, se realizó el Diagnóstico de emisiones de GEI
por suministro de energía en las ZNI, que busca proyectar la demanda eléctrica de las ZNI y calcular las
emisiones de gases de efecto invernadero (Florez, Tobón y Castillo, G. A., 2009).
En el 2003 se elaboró la Estrategia para la Implementación de MDL en ZNI; en donde se investigó la
viabilidad de generar proyectos MDL en las ZNI, y se desarrolló una propuesta de implementación de
proyectos. En dicho estudio se determinó que desarrollar proyectos MDL sólo era factible en localidades
con una demanda superior a 50.000 kWh (sólo Leticia cumple con esta condición); debido a los altos
costos de transacción y del monitoreo de las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, las
condiciones del mercad han cambiado y actualmente no es necesaria una demanda tan alta para que
MDL se una alternativa de financiación, y adicionalmente existen modalidades para agrupar varios
proyectos bajo un proyecto piloto (Florez, Tobón y Castillo, G. A., 2009).
Actualmente existe en las ZNI un gran potencial de proyectos pequeños que tienden a reducir los GEI.
Para dar viabilidad económica a estos proyectos pequeños, que individualmente no pueden ser
registrados como proyectos MDL debido a los altos costos de transacción y a su poca capacidad
individual de reducción, se puede optar por aplicar las modalidades o metodologías simplificadas
propuestas por las Junta Directiva del MDL, que permiten agrupar proyectos o conjuntos de actividades
y replicar metodologías: modalidades de proyectos programáticos (Programme Activities –PoA-) y
proyectos sombrilla; y la replicación de la metodología de los proyectos (UPME, CorpoEma, 2010:
Volumen 1, Anexo 2)
11 Los países industrializados cuentan con tecnología mas avanzada y eficiente, mientras que los países en vía de desarrollo implementan
tecnología poco eficiente y atrasada, muchas veces obsoleta; el aumentar la eficiencia en procesos que implementan tecnología avanzada y
disminuir las emisiones es más difícil y costoso que hacerlo en procesos que implementan tecnología atrasada; por lo tanto, los costos de
evitar la emisión de una tonelada de un GEI en un país industrializado es mayor que hacerlo en un país en vía de desarrollo.
37
4.6 PROYECTOS DE ENERGIZACIÓN EN LAS ZNI
Pequeños Sistemas Fotovoltaicos
Los proyectos de pequeños sistemas fotovoltaicos iniciaron en las ZNI con la implementación de estos
para las telecomunicaciones. A principios de los años 80 se desarrolló el Programa de
Telecomunicaciones Rurales de Telecom, para 1983 se habían instalado 2.950 generadores fotovoltaicos
de 60 Wp; y posteriormente se instalaron sistemas de 3 a 4 kWp para antenas satelitales. Continuaron
instalándose sistemas fotovoltaicos en diferentes aplicaciones para prestar servicios de
telecomunicaciones (repetidoras de microondas, boyas, en estaciones militares remoteas, etc.);
actualmente los sistemas fotovoltaicos son indispensables para las telecomunicaciones en las zonas
rurales del país (UPME, CorpoEma, 2010: V.2)
También se han implementado pequeños sistemas fotovoltaicos para la electrificación rural;
principalmente sistemas en viviendas aisladas conformados por un panel solar de 50 a 70 Wp, una
batería entre 60 y 120 Ah y un regulador de carga; para satisfacer las necesidades básicas (UPME,
CorpoEma, 2010: V.2). Según el IPSE actualmente hay más de 15.000 sistemas fotovoltaicos instalados
para la electrificación en la ZNI; muchos de estos financiados por el FANZI.
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
Actualmente Colombia cuenta con un total de 197 PCHs, con una capacidad instalada de aproximadamente 168,2 MW (UPME y Corpoema, 2010: V1). A continuación se presentan algunos
proyectos de PCH de gran importancia en las ZNI que fueron analizados por la empresa Consultoría
Hagler Bailly Services en el año 2000.
PCH de Araracuara (Caquetá)
Inició su operación en 1958 y funcionó durante 8 años, con una potencia instalada de 30kW. Después
dejó de funcionar debido a problemas técnicos causados por deficiencias de mantenimiento
(turbogeneradores dañados por atascamiento con hojas); hasta la fecha de la visita de la empresa de
consultoría (2000) las reparaciones necesarias no se habían realizado (los turbogeneradores estaban
extraviados).
PCH de López de Micay (Cauca)
Inició su operación en 1998, cuenta con dos turbogeneradores de 160 kW. La PCH se encuentra en
operación, genera un total de 1970 kWh diarios; presta servicio a 443 usuarios del centro urbano de
Municipio de López de Micay (cabecera municipal) y las poblaciones vecinas de Jolí y Correntón. Sin
embargo, ha presentado varios problemas técnicos de operación y mantenimiento, principalmente
debido a la deficiente capacitación de los operadores y falta de soporte técnicos.
PCH de Bahía Solano (Chocó)
Inició su operación en 1999, con una potencia instalada de 1875 kW distribuida en cinco turbogrupos de
375 kW cada uno. La PCH se encuentra en operación, genera un total de 11600 kWh diarios; presta
servicio a 1660 usuarios en las poblaciones de Bahía Solano, El Valle y las comunidades indígenas de
Boro- Boro, Brazo y Posa Manza.
38
PCH de Caracolí (Guajira)
Inició su operación en 1995, cuenta con un turbogenerador de 64 kW, y presta servicio a 138 usuarios.
Sin embargo, la prestación de servicio no satisface la demanda de la población. Al igual que en las otras
plantas, los operarios no se encuentran adecuadamente capacitados y por lo tanto se generan deficiencias
en el servicio.
Centros de Innovación del IPSE
El Instituto de Planeación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectada
(IPSE) está desarrollando proyectos piloto de implementación de diferentes tecnologías para la
generación energética en las ZNI, principalmente a partir energía renovable. Estos proyectos conforman
los Centros de Innovación; ubicados en lugares estratégicos de las ZNI, debido al potencial y recursos
energéticos. El objetivo de los proyectos piloto es evaluar diferentes tecnologías energéticas, y adquirir
conocimiento y experiencia en cuanto a la implementación y apropiación de dichas tecnologías en las
ZNI; para posteriormente ser replicados en las diferentes localidades de las ZNI.
Centro de Innovación con énfasis en Energía Eólica
El Centro de Innovación con énfasis en Energía Eólica busca evaluar diferentes tecnologías de turbinas
eólicas, con el fin de suministrar energía eléctrica a comunidades de las ZNI. Con este fin, se desarrolla
un proyecto pilito en la Alta Guajira (zona con mayor recurso eólico de Colombia), en donde se
implementan dos aerogeneradores monopala de movimiento oscilante; primeros prototipos a instalarse
en el mundo.
Este proyecto piloto consiste en la instalación y operación de dos aerogeneradores trifásicos de 100 kW
(200kW de generación eólica), para ser integrados a sistema de generación aislado e híbrido;
conformado adicionalmente por fuentes de generación solar, grupos electrógenos con combustible gas
licuado de petróleo (GLP) y ACPM.
El proyecto consta de dos etapas; la primera (según IPSE: entrada en operación mayo 2010), incluye la
implementación de los dos aerogeneradores (entre otras actividades); la segunda (según IPSE: en estado
de ejecución), incluye la instalación de los sistemas de seguidores solares fotovoltaicos (entre otras
actividades).
El proyecto está localizado en los Corregimientos de Nazareth y Puerto Estrella, en el Municipio de
Uribia, Departamente de la Guajira; beneficiando a una población de 1800 habitantes conformada por
colonos e indígena de la etnia Wayuu, Internado, hospital y puesto de salud (IPSE).
Centro de Innovación con énfasis en Energía Solar
El Centro de Innovación con énfasis en Energía Solar busca evaluar diferentes tecnologías solares de
última generación (celdas fotovoltaicas, seguidores solares, y tecnologías de concentración solar), con el
fin de suministrar energía eléctrica a comunidades de las ZNI; también, busca evaluar criterios de
integrabilidad con otras tecnologías de generación, como eólica y diesel.
39
Actualmente se están desarrollando dos proyectos piloto; uno en el Departamento de Bolívar
(Cartagena); y el otro en el Departamento de la Guajira (Municipio de Uribia), se seleccionó esta
ubicación debido a que la Guajira es el departamento con mayor potencial de radiación y brillo solar del
país, y debido a la oportunidad de conformar un sistema híbrido de generación con energía eólica
(proyecto integral mencionado anteriormente).
En la Alta Guajira (en Nazareth y Puerto Estrella) se instalaron ocho seguidores solares de dos ejes, cada
uno de 12.5 kW (con paneles solares de potencia máxima de 220 W por módulo, generan electricidad a
tensión trifásica de 120/208 Voltios); beneficiando a una población de 1800 habitantes conformada por
colonos e indígena de la etnia Wayuu, Internado, hospital y puesto de salud (IPSE, 2010).
En Isla Fuerte, se instalaron dos generadores con las mismas condiciones; beneficiando a una población
conformada por afrodescendientes y raizales de 2000 habitantes, colegio, puesto de salud y cabañas
turísticas. Actualmente se encuentra en estado de ejecución (IPSE, 2010).
Centro de Innovación con énfasis en Energía Hidráulica
El Centro de Innovación con énfasis en Energía Hidráulica busca evaluar diferentes tecnologías
asociadas a la conducción de agua que accionará una pequeña turbina, con el fin de suministrar energía
eléctrica a comunidades de las ZNI. Por lo tanto, se implementarán diferentes tipos de turbinas;
aprovechando la gran diversidad de condiciones hídricas de estas Zonas. Este centro de Innovación tiene
sede en zona de Cupica en el Departamento del Chocó; sin embargo, su proyecto piloto se está
desarrollando en el Departamento de Antioquia.
El proyecto piloto consiste en la instalación y operación de una PCH, con una potencia de 55 kW;
conformado por un grupo turbina generador trifásico e incluye obras civiles, boca toma, canal de
conducción, casa de máquinas, equipos electromecánicos y redes de distribución eléctrica. Está ubicado
en los corregimientos de La Encarnación, Veredas Barrancos y San Rafael, pertenecientes al Municipio
de Urrao (Antioquia); y beneficia a 420 habitantes conformada por colonos y mestizos, capilla, cuatro
escuelas y cuatro locales comerciales. Se encuentra actualmente en operación (según IPSE: desde
octubre de 2007).
40
5 AMBIENTE Y ENERGÍA
Impactos ambientales y sociales de la generación eléctrica
Combustibles fósiles
La obtención de energía a partir de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas) genera un alto impacto
social y ambiental en su etapa de exploración, extracción, transporte y generación.
Durante la etapa de exploración de los combustibles fósiles se generan alteraciones de los ecosistemas y
residuos. Durante la etapa de explotación del carbón encontramos todos los impactos ambientales
relacionados con la minería, como la generación de residuos estériles y le emisión de material
particulado. Adicionalmente, se genera un alto impacto social al exponer a los trabajadores a gases como
el grisú y al riesgo de explosiones causadas por estos gases. En la etapa de extracción del petróleo se
genera Compuestos Orgánicos Volátiles (COVs) y como consecuencia la contaminación del recurso
hídrico. Durante la extracción del gas se generan fugas de gas metano (CH4) que tiene una alta
contribución al efecto invernadero (UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
Durante la etapa de transporte de los combustibles fósiles ocurren derrames y fugas, y algunas veces
accidentes que causan grandes impactos ambientales. Como medio de transporte tradicional para el
petróleo se usan los poliductos, carrotanques y barcos petrolero; y para el gas los gasoductos (UPME y
CorpoEma, 2010: V.2). El transporte de los combustibles a regiones aisladas como las ZNI, se realiza
vía terrestre, acuática o aérea dependiendo de las condiciones de accesibilidad de cada zona. Durante
este proceso se requiere combustible para la movilización y se generan emisiones; adicionalmente, se
requiere de la construcción de la infraestructura necesaria, como vías, puertos y aeropuertos, que
también genera impactos ambientales, y en el caso del transporte fluvial o marítimo se liberan
contaminantes al agua.
Durante el proceso de generación eléctrica se liberan grandes cantidades de dióxido de carbono (CO2),
que contribuyen al efecto invernadero, y otros contaminantes a la atmósfera. En las centrales térmicas de
carbón y en la generación térmica con petróleo se también se liberan gases que generan la lluvia ácida
como Dióxidos de Azufre (SO2) y Dióxido de Nitrógeno (NO2). Adicionalmente, las centrales de carbón
generan material particulado, cenizas y polvo; y en la generación a partir del petróleo se emiten COVs.
La generación a partir de gas genera menos impactos ambientales que las anteriores, se emiten
cantidades mucho menores de CO2 y no se emiten óxidos de azufre (UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
Energía Hidroeléctrica
La obtención de energía a parir de las hidroeléctricas no contamina en su etapa de generación; sin
embargo, genera altos impactos ambientales y sociales en su etapa de construcción de represas y
embalses. La construcción de las represas genera emisiones de GEI y requiere de la inundación de
tierras, que implica la pérdida de ecosistemas alguna veces y muchas veces el desplazamiento de la
población, teniendo como consecuencia grandes afectaciones sociales, económicas y ambientales;
adicionalmente, se altera el caudal de los ríos y se interrumpe la migración de los peces generando
41
escasez del recurso hídrico y pesquero del cual pueden depender algunas poblaciones (UPME y
CorpoEma, 2010: V.2).
Pequeñas Centrales Hidráulicas (PCHs)
El impacto ambiental de las PCHs es pequeño, su generación no produce emisiones, ni contamina; sin
embargo, debido a cambios fisicoquímicos en el agua se pueden generan modificaciones en los
ecosistemas (UPME y CorpoEma, 2010: V.2). También puede generar impactos sociales por
competencia de uso del recurso agua en lugares donde la oferta de agua no es suficiente para suplir la
demanda de uso.
Energía Solar
Utiliza como fuente un recurso inagotable, su generación no produce emisiones y es silenciosas. El
mayor impacto ambiental que genera la energía solar fotovoltaica es la afectación del paisaje, también
genera una perdida del suelo en donde se encuentra instalado el sistema durante la vida útil del proyecto
(UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
Energía Eólica
Utiliza como fuente un recurso inagotable y su generación no produce emisiones. Sin embargo, se
generan pequeños impactos ambientales como el ruido de las aspas al girar, el cual puede afectar a
poblaciones cercanas, mortalidad en aves que chocan con las aspas y afectación del paisaje (UPME y
CorpoEma, 2010: V.2).
Emisiones de gases de efecto invernadero en la generación eléctrica
Durante el proceso de generación eléctrica a partir de combustibles fósiles se liberan grandes cantidades
de CO2 debido a que la energía se obtiene a partir de la combustión del carbono presente en los
combustibles. Anteriormente este carbono se encontraba secuestrado es los yacimientos, por lo tanto, su
liberación contribuye al efecto invernadero. La combustión de la biomasa también genera emisiones de
CO2, en efecto, la leña genera más emisiones que los combustibles fósiles; sin embargo, el carbono
liberado había sido previamente capturado de la atmósfera, por lo tanto, no genera un aumento de la
concentración global de CO2. De los combustibles fósiles el carbón es el que más genera emisiones (95
gCO2/MJ), luego el petróleo (73 gCO2/MJ) y el que menos genera emisiones es el gas natural (56
gCO2/MJ) (UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
Las energías renovables no generan CO2 durante el proceso de generación eléctrica; sin embargo si se
tiene en cuenta el ciclo de vida sí hay emisiones. La siguiente tabla presenta las toneladas de
contaminante por GWh producido, incluyendo las emisiones de la etapa de construcción de los equipos.
42
Tabla 11: Impacto ambiental de las diferentes fuentes de energía
(Ton/GWhgenerado). TR=Trazas
Tomada de: Diagnóstico de la FNCE en Colombia (UPME, CorpoEma, 2010: V.2.)
Las energías renovables como aportantes a la mitigación del cambio climático
El cambio climático que se ha venido dando desde los últimos 50 años se debe en gran parte al aumento
de gases de efecto invernadero (GEI) debido a actividades antropogénicas. Aunque el efecto invernadero
es un fenómeno natural, el aumento de la concentración atmosférica de GEI que ha ocurrido en las
últimas décadas a generado un desequilibrio en los procesos naturales, teniendo como consecuencia los
una serie de efectos que alteran el medio ambiente y la vida humana: efectos en el clima, retroceso y
desaparición de glaciares, impacto hídrico, acidificación del océano y detención de la circulación de la
Corriente Termohalina (UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
En Colombia los efectos del Cambio Climático se han visto reflejados en un aumento de la temperatura
media, alteración en el régimen de lluvias generando problemas de sequías e inundaciones, disminución
del área glacial a una tasa del 3% a 5% anual, aumento del nivel del mar entre 2,3 y 3,5mm al año en la
costa Caribe y 2,2mm al año en la costa Pacífica, disminución a futuro de área de páramos del 75% al
90% en la segunda mitad del siglo XXI. Estos efectos tienen consecuencias negativas sobre la vida
humana; alteran el confort higrotérmico generando, por ejemplo, molestias debido al exceso de calor;
afectan la salud humana aumentando la vulnerabilidad a enfermedades tropicales como el dengue y la
malaria; generan una disminución en la disponibilidad de agua causando problemas de
desabastecimiento y de saneamiento básico; aumentan la vulnerabilidad del sistema agropecuario
principalmente debido a procesos de desertificación (UPME y CorpoEma, 2010: V.2).
De acuerdo con estudios realizados para recuperar el equilibrio natural y evitar que continúen
presentándose los efectos nocivos del Cambio Climático, es necesario reducir las emisiones de GEI en
43
un 25% del nivel actual y el sector energético participa con un 24%% en las emisiones globales de CO2
(UPME y CorpoEma, 2010: V.2). Por lo tanto, la sustitución de las fuentes tradicionales por energías
renovables genera grandes aportes a la mitigación del cambio climático.
La gestión ambiental energética en las ZNI
Los habitantes de las ZNI requieren de la energía en sus diferentes formas para realizar sus actividades
diarias y productivas. El acceso a la energía eléctrica posibilita la implementación de diversas
herramientas que facilitan las actividades de los habitantes mejorando su nivel de vida y disminuyendo
los riegos como explosiones debido a la cocción con kerosene, y problemas de salud, como deficiencias
respiratorias causadas por las constante cocción con leña. Adicionalmente, la energía eléctrica posibilita
el acceso a los sistemas actuales de información y comunicación.
Los impactos ambientales y sociales de la energización en las ZNI dependen de la gestión que se realice;
una adecuada gestión energética genera un aumento de la calidad de vida de los habitantes y proporciona
soluciones sostenibles a largo plazo contribuyendo a la autosotenibilidad local, sin implicar grandes
daños ambientales, es más, contribuye al uso eficiente de los recurso y a mitigar el cambio climático.
44
6 TECNOLOGÍAS Y COSTOS
En el estudio “Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las
FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE”, presentado a la UMPE y realizado por el Consorcio
Energético CorpoEma (2010: V.3), se indican costos de capital y generación que sirven de referencia
para los proyectos de energías renovables en Colombia. Los costos presentados en dicho estudio fueron
obtenidos a partir de investigaciones de costos tecnológicos mundiales y algunos nacionales, tomando
como referencia principal datos de un estudio del Banco Mundial. Los costos de capital no incluyen el
factor multiplicador del país; por lo tanto, para adecuarlos a las condiciones locales del país se debe
implementar un factor multiplicador que para las ZNI varía entre 1,5 y 2,5 (UPME y CorpoEma, 2010:
V.1).
En este capítulo se presenta un resumen de dichos costos para las configuraciones de sistemas de
generación aislado y de minired (sistemas con capacidad del orden de kilovatios), configuraciones
adecuadas para la generación en centros poblados pequeños en zonas aislada.
La siguiente tabla presenta datos de referencia de capacidades de generación y los factores de
capacidad12
de las tecnologías consideradas, datos que fueron obtenidos del estudio de la UPME y
CorpoEma (2010: V.3).
Tipo de
Generación
Aislada (fuera de red) Minired
Capacidad
(kW)
Factor de
Capacidad
Capacidad
(kW)
Factor de
Capacidad
Solar FV 0,05 y 0,3 20% 25 20%
Generadores
Eólicos
0,3 25% 100 20%
Tabla 12: Capacidad y factor de capacidad de sistemas fotovoltaicos y sistemas de generación eólica de referencia, para
configuraciones aislada y fuera de red
Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el
SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3).
Elaboración propia.
12 El Factor de Capacidad depende de las características de diseño de la tecnología y la respuesta de esta ante las condiciones
locales. Está definido como la relación entre la energía efectivamente generada en un tiempo dado (un año), y la energía
máxima que podría generar dicha tecnología; es decir, si la tecnología generara energía continuamente a su máxima potencia
(la potencia nominal).
45
Sistemas fotovoltaicos
La siguiente tabla presenta costos de capital por kW en US$ de 2010, para configuraciones aisladas y de
minired de sistemas fotovoltaicos; los costos están discriminados entre equipos, ingeniería, obras civiles
e instalación. Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V3).
Costos de Capital 2010 (US$/kW)
Configuración del sistema Aislada Minired
Capacidad del sistema 0,3 kW 25 kW
Equipos 6.668 4.785
Obras civiles 0 980
Ingeniería 0 200
Instalación 0 700
Imprevistos 700 700
Total 7.368 7.365 Tabla 13: Costos de capital de referencia para sistemas fotovoltaicos, para configuraciones aislada y fuera de red, en US$/kW
instalado
Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el
SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3).
Elaboración propia.
La siguiente tabla presenta el costos nivelado de kWh en US$ de 2010; en los cálculos se implementó
una tasa de descuento del 10%/año, la vida útil del los paneles se tomó como 20 años y de la batería
como 5año s (en los costos de operación y mantenimiento se incluye el reemplazo de la batería). Datos
obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V3).
Costo Nivelado 2010 (cUS$/kWh)
Configuración del sistema Aislada Minired
Capacidad del sistema 0,3 kW 25 kW
Costo nivelado de la inversión 44,25 41,67
Costos fijos de O&M 2,5 1,5
Costos variables de O&M 8 7
Costos de combustible 0 0
Total 54,75 50,17 Tabla 14: Costos de generación de referencia para sistemas fotovoltaicos, para configuraciones aislada y fuera de red, en
cUS$/kWh.
Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el
SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3).
Elaboración propia.
46
Sistemas de generación eólica
La siguiente tabla presenta costos de capital por kW en US$ de 2010, para configuraciones aisladas y de
minired de sistemas de generación eólica; los costos están discriminados entre equipos, ingeniería, obras
civiles e instalación. Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010: V3).
Costos de Capital 2010 (US$/kW)
Configuración del sistema Aislada Minired
Capacidad del sistema 0,3 kW 100 kW
Equipos 3.787 2.290
Obras civiles 860 290
Ingeniería 56 56
Instalación 737 179
Imprevistos 559 290
Total 5.998 3.105 Tabla 15: Costos de capital de referencia para sistemas de generación eólica, para configuraciones aislada y fuera de red, en
US$/kW instalado.
Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el
SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3).
Elaboración propia.
La siguiente tabla presenta el costos nivelado de kWh en US$ de 2010; en los cálculos se implemento
una tasa de descuento del 10%/año, la vida útil del los aerogeneradores se tomó como 20 años y de la
batería como 5años (en los costos de operación y mantenimiento se incluye el reemplazo de la batería).
Datos obtenidos del estudio de la UPME y CorpoEma (2010:V3).
Costo Nivelado 2010 (cUS$/kWh)
Configuración del sistema Aislada Minired
Capacidad del sistema 0,3 kW 100 kW
Costo nivelado de la inversión 29,25 15,14
Costos fijos de O&M 3,9 2,32
Costos variables de O&M 5,47 4,56
Costos de combustible 0 0
Total 38,62 22,02 Table 16: Costos de generación de referencia para sistemas de generación eólica, para configuraciones aislada y fuera de red,
en cUS$/kWh.
Fuente de información: Elementos de Política, Riesgos ante El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el
SIN, y Costos Indicativos de las FNCE (UPME y CorpoEma, 2010: V.3).
Elaboración propia.
47
7 METODOLOGÍA
La metodología que se presenta a continuación fue diseñada con el propósito de evaluar la
prefactibilidad y conveniencia económica de establecer soluciones de energización a partir de energía
solar y eólica en centros poblados pequeños (500 o menos habitantes) pertenecientes a los municipios de
las ZNI considerados en este proyecto. Para evaluar las alternativas se diseño un método de comparación
entre los costos de generación de las alternativas solar y eólica, y los costos actuales de prestación de
servicio con y sin subsidios; y se definieron los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable,
Opción Favorable y Opción Sobresaliente, para calificar las diferentes alternativas de generación.
Para calcular los costos de generación solar y eólica se implementaron dos métodos que fueron
construidos a partir de diferentes metodologías de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos y eólicos,
modificándolas y adaptándolas a las condiciones particulares del proyecto. Después de calcular las
dimensiones requeridas (la capacidad a instalar) se obtuvieron los costos específicos para cada centro
poblado a partir de los costos de referencia presentados en el capítulo 6.
Por otro lado, para realizar el dimensionamiento de los sistemas se requiere información de la demanda
energética por centro poblado, datos del recurso solar y eólico por municipio, y de los costos
tecnológicos; la demanda energética fue calculada y la información restante fue obtenida a partir de
fuentes secundarias.
Para calcular la demanda energética por tipo de centro poblado se requiere conocer el número de
habitantes por centro poblado, la potencia requerida por habitante y las horas de prestación de servicio.
Al no encontrarse datos específicos de la población de cada centro poblado, se estableció un método de
cálculo de demanda por tipo de centro poblado. Se definieron cuatro tipos de centros poblados de
acuerdo al número de habitantes: Tipo 1, de 0 a 50 habitantes; Tipo 2, de 51 a 150 habitantes; Tipo 3, de
151 a 300 habitantes; y Tipo 4, de 301 a 500 habitantes. Adicionalmente, vale la pena resaltar la
conveniencia de esté método de cálculo de demanda por tipo de centro poblado, ya que, al no depender
de un numero especifico habitantes, otorga flexibilidad y permite la validez en el tiempo de los
resultados aún cuando existan variaciones demográficas.
Debido a que no fue posible encontrar los costos actuales de prestación de servicio para cada municipio
(ya que cada empresa define sus propios costos bajo la fórmula tarifaria definida en la Resolución
CREG 091 de 2007 y no se encontraron publicaciones de el conjunto de estos valores); como referencia
de costos de prestación de servicio para realizar las comparaciones, se seleccionaron y actualizaron los
costos máximos de prestación de servicio definidos por la Comisión de Regulación de Gas y Energías en
la Resolución 082 de 1997.
48
7.1 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN SECUNDARIA
Los datos de recurso solar y eólico, la demanda de potencia por usuario, las horas de prestación de
servicio, los costos máximos de prestación de servicio, los subsidios y los costos tecnológicos fueron
obtenidos a partir de fuentes secundarias.
Recurso solar
Los datos del recurso solar para cada municipio se obtuvieron a partir del Atlas de Radiación Solar de
Colombia (2005), dicho atlas contiene mapas que representan la distribución espacial de la
disponibilidad del recurso energético solar en Colombia; mapas de valor promedio diario de radiación
solar global, brillo y radiación ultravioleta que incide sobre una superficie plana de un metro cuadrado.
La información requerida para este proyecto es la de la radiación solar; por lo tanto, se usaron los mapas
de valor promedio diario de radiación solar global incidente sobre una superficie plana de un metro
cuadrado; 13 mapas correspondientes al valor promedio mensual para cada mes del año, y uno para el
valor promedio anual.
Los mapas de radiación del Atlas Solar se construyeron a partir información recopilada de 550
estaciones meteorológicas y de la interpolación de la información; el valor de la radiación solar para
cada punto del territorio nacional se obtuvo a partir de la interpolación de los valores de las 12
estaciones meteorológicas más cercanas.
49
Mapa 4: Valor promedio diario de Radiación Solar Global, promedio anual.
Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 (UPME, IDEAM, 2005).
50
Mapa 5: Ubicación de Estaciones Meteorológicas.
Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 (UPME, IDEAM, 2005).
51
A partir de estos mapas se obtuvieron los valores de radiación solar (kWh/m2) durante un día promedio,
correspondientes a cada mes del año; y se identificó la radiación solar del mes menos favorable (el
menor valor de radiación solar). Dicha información se obtuvo para cada municipio desarrollando las
siguientes actividades:
Primero, se identificó la ubicación del municipio en el mapa de radiación solar, mediante la
comparación del mapa de radiación solar y el mapa político del departamento al cual pertenece el
municipio.
Ejemplo, obtención de datos de radiación solar para los municipios de Chocó
Mapas 6 y 7: Radiación solar para el departamento de Chocó; Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005
Mapa de divisiones políticas (municipios) del departamento de Chocó; Fuente: IGAC
Segundo, se determinó el valor de la radiación en esa zona. Para ello, se tuvo en cuenta que los rangos
de intensidad de radiación solar están referidos mediante una convención de colores; cada color
determina la radiación solar de la zona con una precisión de 0,5 kWh/m2. Y que, adicionalmente, cada
franja de color en el mapa se encuentra dividida por cinco isolíneas de radiación, que definen una
52
precisión de 0,1 kWh/m2. Sin embargo, debido a que el valor de radiación solar que se busca obtener es
el de una zona amplia (un municipio) y no el de un lugar puntual particular, las isolíneas representan una
precisión que no puede tenerse en cuenta en este trabajo. Por lo tanto, los datos obtenidos tiene una
incertidumbre de ±0,25 kWh/m2; lo que equivale a una incertidumbre porcentual de entre el 10%
(cuando la radiación es de 2,5 kWh/m2) al 5% (cuando la radiación es de 5 kWh/m
2).
Convención de Colores para los mapas de Radiación Solar.
Fuente: Atlas de Radiación Solar 2005 (UPME, IDEAM, 2005).
Recurso eólico
La información requerida sobre el recurso solar se obtuvo a partir del Atlas de Viento y de Energía
Eólica de Colombia (2006), el cual contiene mapas que representan la distribución espacial de la
disponibilidad del recurso energético eólico en Colombia; mapas de la velocidad de viento en superficie,
de la desviación estándar y el sesgo de la velocidad del viento en superficie, y de densidad de energía
eólica a 20 y 50 metros de altura.
El Atlas cuenta con 13 mapas (12 promedio mensual y 1 promedio anual) que presentan la velocidad
promedio del viento en superficie (a 10m de altura); la información está interpolada a una resolución de
100 km2
y con una precisión de 0,5 m/s. Los mapas se construyeron a partir de datos de anemógrafos
recopilados de 111 estaciones del país y 122 estaciones localizadas en países fronterizos, los cuales
fueron complementados con información de modelos meteorológicos y procesos estadísticos.
Adicionalmente, el Atlas cuenta con 12 mapas mensuales que presentan la desviación estándar del
viento en superficie, la cual es una medida de la dispersión de los datos de velocidad con respecto a la
media, información que da noción de la variabilidad de la velocidad del viento en superficie.
53
Mapa 8: Velocidad de Viento en Superficie.
Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006).
El Atlas, además, cuenta con 13 mapas que presentan la densidad de energía eólica a 20m de altura, y
otros 13 mapas que presentan la densidad de energía eólica a 50m (para ser exactos, los mapas presentan
54
datos de densidad de potencia eólica en unidades de W/m2); información que se encuentra interpolada a
una resolución de 100 km2.
Mapa 7: Densidad de energía a 20m de altura.
Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006).
55
Mapa 8: Densidad de energía a 50m de altura.
Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006).
56
A partir de los mapas mencionados, se obtuvieron valores de velocidad promedio del viento en
superficie, de la desviación estándar y, de la densidad de energía eólica a 20 y 50 metros de altura;
siguiendo la metodología de comparación de mapas expuesta anteriormente. Los mapas de la velocidad
de viento presenta franjas de colores cuya variación es de 0,5 m/s; por lo tanto, los datos obtenidos tiene
una incertidumbre de ±0,25 m/s, lo que equivale a una incertidumbre porcentual de entre el 25%
(cuando velocidad es de 1 m/s) al 5% (cuando la velocidad es de 5 m/s).
Convención de Colores para los mapas de velocidad del viento en superficie.
Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006).
Convención de Colores para los mapas de densidad de energía.
Fuente: Atlas de Viento y de Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006).
Costos tecnológicos de referencia
Los costos tecnológicos de referencia se obtuvieron del estudio “Elementos de Política, Riesgos ante El
Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE”
(UPME, CorpoEma, 2010: V.3). Se identificaron los costos de capital y generación de sistemas
fotovoltaicos y sistemas de generación eólica, para las configuraciones de tipo minired o sistemas
aislados (ver capítulo 6). Sin embargo, después de realizar el dimensionamiento de los sistemas se
determinó como indicada la configuración de minired y se descartó la configuración aislada, debido a la
capacidad de potencia que se requiere instalar. Por lo tanto, se eligieron los costos de referencia para las
configuraciones de minired para las dos alternativas, con una capacidad de referencia de 25 kW para los
sistemas fotovoltaicos y de 100 kW para los sistemas de generación eólica. Estos son costos de
referencia para configuraciones de sistemas de generación comunes en Colombia13
, obtenidos para un
valor específico del recurso; por lo tanto, requieren ser adaptados a las condiciones locales (esto se
realiza posteriormente en el apartado de cálculos).
13 Los costos de capital no incluyen el factor multiplicador del país; por lo tanto, para adecuarlos a las condiciones locales del país se debe
implementar un factor multiplicador que para las ZNI varía entre 1,5 y 2,5 (UPME, CorpoEma, 2010: V.1).
57
Demanda por usuario y subsidios
La demanda de potencia por usuario, las horas de prestación de servicio y los porcentajes de subsidio
que se otorgan a cada tipo de centro poblado, se obtuvieron de la Resolución MME 180961 de 2004. La
información se presenta en el Artículo 1 de dicha resolución diferenciando rangos de acuerdo al número
de usuarios en cada localidad, para este proyecto se requieren los datos definidos bajo los rangos 1, 2, 3
y 4, en concordancia con los tipos de centros poblados definidos anteriormente.
Costos máximos de prestación de servicio y subsidios
Los costos máximos de prestación de servicio por departamento, expresados en pesos por kilovatio hora
($/kWh) de diciembre de 1996, se obtuvieron de la Resolución CREG 082 de 1997. Vale la pena aclarar
que, aunque los costos máximos de prestación de servicio establecidos por la CREG en la Resolución
082 de 1997 no tiene vigencia actual (debido a no tener en cuenta determinados costos adicionales, y por
lo tanto ser inferiores a los costos reales), sirven de referencia para propósitos comparativos ya que
reflejan las diferencias en costos de generación existentes entre un departamento y otro, y aún no han
sido definidos nuevos costos máximos de prestación de servicio.
7.2 CÁLCULOS
A partir de los datos obtenidos de fuentes secundarias se realizan los cálculos de demanda por tipo de
centro poblado y el dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos y de generación eólica.
Posteriormente, con los valores obtenidos del dimensionamiento de los sistemas y los costos
tecnológicos de referencia, se calculan los costos de capital y de kilovatio-hora generado para cada
alternativa. Finalmente, se actualizan los costos máximos de prestación de servicio.
Cálculo de la demanda por tipo de centro poblado14
La demanda de potencia total por tipo de centro poblado (Dp) en kilovatios, se obtiene multiplicando el
número de usuarios (#usu) por la potencia requerida por usuario (p) en kilovatios. El número de usuarios
se toma como el máximo número de habitantes de un determinado tipo de centro poblado, por ejemplo,
para un centro poblado de tipo 1 (que tiene de 0 a 50 habitantes), se toma 50 como número de usuarios.
La demanda energética diaria total por tipo de centro poblado (De) en kilovatio-hora por día, se obtiene
multiplicando el número de usuarios (#usu) por la potencia requerida por usuario (p) en kilovatios, por
las horas diarias de prestación de servicio (h).
14
Las fórmulas provienen de ecuaciones fundamentales de la Física, las derivaciones puntuales son realizadas por el autor.
58
Dimensionamiento del sistema fotovoltaico15
Se busca calcular la potencia solar que se requiere instalar; es decir, el número de Vatios Pico (Wp)
necesarios para satisfacer la demanda energética de cada tipo de centro poblado (tipo 1, 2 ,3 y 4), para
cada municipio.
Existen varios métodos para calcular el número de Wp que se requieren, métodos que difieren en
complejidad y en la precisión de los resultados. Un criterio clave para definir al método a implementar
es el tipo de sistema que se busca diseñar; si el sistema es conectado a red, se debe implementar un
método que busque maximizar el rendimiento del sistema y producir la máxima energía; por otro lado, si
el sistema es un sistema autónomo, se busca un método que tenga en cuenta la fiabilidad del sistema,
que asegure el funcionamiento adecuado. Por otro lado, existen métodos que, aunque no generan
resultados de alta precisión, representan una buena aproximación que sirven para las primeras fases del
diseño de los sistemas, permitiendo establecer una idea general (CIEMAT,2007).
Al tratarse de un análisis de alternativas, y no del diseño de un sistema especifico que requiere de alta
fiabilidad, se ha diseñado un método que sirve como una primera aproximación y que facilita los
cálculos. Este método se basa principalmente en el método de dimensionamiento propuesto por la GTZ
(GTZ, Klaus Haars Energy Consult, 2002) y en el estudio de la UPME (UPME, CorpoEma, 2010: V.3).
La energía diaria promedio generada por un sistema fotovoltaico, en kilovatios-hora por día,
Egenerada(kWh/día), está dada por: día
Donde Pntot(kWp) es la potencia nominal total instalada, en kilovatios pico, y HSP son las Horas de Sol
Pico. Las HSP equivalen al número de horas al día que se cuenta con una irradiancia de 1 kW/m2
(recuerde que un sistema fotovoltaico alcanza su potencia nominal Wp, bajo condiciones de irradiancia
de 1 kW/m2). El número de HSP al día se obtiene:
Donde RS(kWh/m2/día) es el Recurso Solar, que está dado en unidades de kilovatio-hora por metro
cuadrado por día; es decir, la irradiación solar (nótese que el valor numérico de las HSP equivale al
valor numérico del RS). El valor del recurso solar se obtiene del Atlas de Radiación Solar. Para obtener
la energía generada en un día del año promedio, se debe usar valor de la radiación solar diaria promedio
anual (kWh/m2/día); sin embargo, si se quiere una mayor fiabilidad del sistema se puede usar el valor de
la radiación solar diaria promedio del mes menos favorable (de esta manera se asegura que incluso en el
mes de menor recurso se genera la potencia requerida). Para efectos de esta investigación se usó el valor
de la radiación solar del mes menos favorable, debido a que se trata de sistemas aislados; sin embargo,
es importante resaltar que la mayoría de meses la generación de energía va a ser mayor que el valor
calculado (para profundizar en este aspecto, ir a análisis de resultados).
15
Las fórmulas provienen de ecuaciones fundamentales de la Física y de la metodología de dimensionamiento propuesta por
la GTZ (GTZ, Klaus Haars Energy Consult, 2002), las derivaciones puntuales son realizadas por el autor.
59
Los datos del recurso solar obtenidos a partir del Atlas corresponden a mediciones de irradiación solar
sobre una superficie plana; sin embargo, inclinar los panales de una manera óptima aumenta el valor de
la irradiación; por lo tanto, para obtener una mayor precisión en el valor del recurso, se debe multiplicar
por un factor de corrección de inclinación de los paneles. Los paneles que se encuentran ubicados en
latitud norte, deben inclinarse hacia el sur; y los que se encuentran en latitud sur, deben inclinarse hacia
el norte; en los dos casos el grado de inclinación debe ser igual al valor de la latitud del lugar. En
general, el recurso aumenta en un porcentaje igual al grado de la latitud donde está ubicado el lugar, por
ello, este incremento es mínimo para países ubicados en la zona tropicales como Colombia; por lo tanto,
para efectos de esta investigación el grado de inclinación se toma como cero, es decir, no hay ninguna
coerción en el valor del recurso (para profundizar en este aspecto ir a análisis de resultados).
Adicionalmente, se debe tener en cuenta las pérdidas de energía que ocurren en el sistema, las cuales
dependen de la eficiencia tecnológica (). Por lo tanto, la energía generada debe suplir la energía
demandada y las pérdidas; es decir:
Donde bat es la eficiencia de la batería, inv es la eficiencia del inversor y el coeficiente 0,85
representa otras pérdidas del sistema; para esta investigación se tomo bat=0,8 y inv=1 (debido a que
el sistema no cuenta con inversor, ya que para centros poblados pequeños los sistemas de energización
deben diseñarse para atender cargas de corriente directa, según las condiciones de energización
recomendadas por el estudio realizado por Hagler Bailly Services y AENE (2001)).
Por lo tanto, se requiere una instalar una potencia de:
La potencia nominal total que se requiere instalar es equivalente al valor de Wp necesarios par suplir la
demanda.
Dimensionamiento del sistema de generación eólica16
Se busca calcular la potencia eólica que se requiere instalar; es decir la potencia nominal total necesarios
para satisfacer la demanda energética de cada tipo de centro poblado (tipo 1, 2 ,3 y 4), para cada
municipio.
La potencia nominal total (Pntot) que se requiere instalar, está dada por el número de aerogeneradores a
instalar (#aerogeneradores) multiplicado por la potencia nominal del tipo de aerogenerador
seleccionado (Pn). A la vez, el #aerogeneradores está dado por la potencia total demandada
(Pdemanda), dividido por la potencia que genera un aerogenerador (Pgenerada).
16
Las fórmulas provienen de ecuaciones fundamentales de la Física y los valores específicos de los coeficientes se obtienen
de los documentos del IDEA (2006) y Hau (2006); las derivaciones puntuales son realizadas por el autor.
60
A continuación se deriva la expresión para la potencia generada por un aerogenerador:
La energía eléctrica generada por un aerogenerador es igual a la energía cinética de las masas de aire que
le es posible transformar. La energía cinética (K) de una cantidad de masa de aire (m) está dada por:
A su vez, la masa de aire puede ser calculada a partir de la densidad de masa (
) y el volumen (V)
según, m=ρV (ρ=1,23 kg/m2
a nivel del mar y 15ºC). Y el volumen puede ser expresado como, ;
en donde (A) es el área por donde pasa el viento, que es igual a el área barrida por las palas del rotor
( donde r es el radio de las palas); y (t) es el tiempo que demora la totalidad de la masa de aire
en pasar por el rotor. Es decir:
Adicionalmente, tenemos que potencia promedio (P), es igual a la energía por unidad de tiempo. Por lo
tanto tenemos que:
Esta sería la potencia máxima generada por el aerogenerador, si lograra transformar toda la energía
cinética del viento en energía mecánica del rotor. Sin embargo, esto no es posible; según la Ley de Betz
solo es posible aprovechar como máximo un 59% de la energía; por lo tanto, la potencia máxima
disponible está dada por (IDAE, 2006; Hau, 2006):
Donde 0,59 es el factor de Betz; potencia que representa un límite máximo del rendimiento del equipo.
Adicionalmente, existen pérdidas inherentes al equipo; pérdidas en el proceso de transformación de la
energía mecánica del rotor en energía eléctrica y en la transmisión, entre otras. Al final, un
aerogenerador logra aprovechar cerca del 40% de la energía; por lo tanto, la potencia generada está dada
por (IDAE, 2006; Hau, 2006):
Donde (
Cp) es el coeficiente de potencia cuyo valor depende de las características del aerogenerador y
está limitado por el factor de Betz; para este proyecto se toma
Cp= 0,4.
Algunas veces se conoce la relación entre la potencia nominal y el área del rotor del tipo de
aerogenerador a instalar; es decir, la potencia por unidad de área generada bajo condiciones de diseño.
61
Por lo tanto, es conveniente expresar la ecuación de la potencia nominal total (Pntot) en términos de
dicha relación.
Por lo tanto, la potencia nominal total se calcular a partir de:
P n t o tP d e m a n d a
p g e n e r a d aP n
A
En donde pgenerada es la densidad de potencia generada; es decir, la potencia generada por unidad de
área, y está dada por:
La relación Pn/A para este proyecto, se obtiene a partir de la información de la tabla de clasificación de
aerogeneradores realizada por el IDAE (2006) (ver tabla 1). Según las características de la demanda de
los diferentes tipos de centro poblado, los aerogeneradores requeridos para este proyecto son de baja
potencia; es decir, su potencia se encuentra en un rango de 10 a 100 kW. Según la tabla, el radio del área
barrida por el rotor posee un valor entre 3 y 9m; lo que equivale a un área entre 28,27 y 254,47m2
respectivamente. Si se calcula la relación entre la potencia nominal y el área, para cada uno de los
valores extremos del radio, y se promedian estos valores; se obtiene que, Pn/A= 0,37 kW/m2.
Adicionalmente, hay que tener en cuenta la variación de la velocidad del viento con respecto a la altura
y a la rugosidad, la cual está dada por (IDAE, 2006):
v(m/s) v0h
h0
Donde v es la velocidad del viento que se busca estimar a una altura h;
v0 es la velocidad del viento
conocida a una altura
h0 ; y es el coeficiente de rugosidad que se estima según la características de
lugar variando entre 0,10 y 0,13 para un terreno liso (mar, arena, nieve), entre 0,13 y 0,20 para un
terreno con rugosidad moderada (hierba, cultivos), entre 0,20 y 0,27 para un terreno rugoso (bosques,
edificaciones), y entre 0,27 y 0,40 para un terreno muy rugoso.
Los datos de velocidad promedio del viento obtenidos a partir del Atlas de viento y energía eólica
corresponden a mediciones a 10 m de altura (ver obtención de información); sin embargo, se requiere la
velocidad del viento aproximadamente a 20 m. Por lo tanto, se obtienen los datos de velocidad del
viento a 20 m a partir de la ecuación anterior tomando =0,27, debido a las características del territorio
de las ZNI. Posteriormente, se calcula la densidad de potencia eólica a 20 m de altura; y se compara este
dato con el rango de densidad de potencia eólica a 20 m de altura obtenido a partir del Atlas de viento y
de energía eólica.
62
Costos de capital y de kilovatio-hora generado17
Se calculan los costos de capital a partir de los costos de referencia obtenidos como información
secundaria.
Para la configuración de minired de sistemas fotovoltaicos (capacidad de 25 kW) se tiene un costo de
capital de US$7.365/kW; por lo tanto, el costo total de capital (CTC) para un sistema fotovoltaico se
obtiene:
Donde
Pn(k Wp)son los kilovatios pico requeridos para satisfacer la demanda del centro poblado n. Se
obtienen los costos de capital para cada sistema de generación fotovoltaica propuesto; es decir, cuatro
sistemas (uno por cada tipo de centro poblado) por cada municipio.
Para la configuración de minired de sistemas de generación eólica (capacidad de 100 kW), se tiene un
costo de capital de US$3.105/kW. Por lo tanto, el costo total de capital (CTC) para un sistema de
generación eólica se obtiene:
Donde
Pn(k W) es la potencia nominal requerida para satisfacer la demanda del centro poblado n. Se
obtiene los costos de capital para cada sistema de generación eólica propuesto; es decir, cuatro sistemas
(uno por cada tipo de centro poblado) por cada municipio.
Se calculan los costos de kilovatio hora generado (CkWh), a partir de los costos de referencia obtenidos
como información secundaria, adaptándolos a las condiciones locales; para ello, se calcula un factor de
corrección que depende del recurso local. El método implementado para el cálculo de costos se deriva
del método de Regionalización de Costos propuesto en el estudio “Elementos de Política, Riesgos ante
El Cambio Climático, Complementariedad entre las FNCE y el SIN, y Costos Indicativos de las FNCE”
(UPME, CorpoEma, 2010: V.3). Para convertir los costo de unidades de US$/kW a COP$/kW se usa un
factor de 1900 COP$/ US$.
Los costos de kilovatio-hora generado (CkWh) pueden estimarse a partir de (UPME, CorpoEma, 2010:
V.3):
C k W hC k W hb a s eF Cb a s e
F C
17 Las fórmulas para calcular los costos de capital son derivadas por el autor a partir de los costos de referencia obtenidos en el estudio de
la UPME y CorpoEma (2010: V.3). Las fórmulas para calcular los costos de kilovatio-hora generado son derivadas por el autor siguiendo
el método de Regionalización de Costos propuesto por la UPME (UPME, CorpoEma, 2010: V.3). Las fórmulas para el calcular el factor de
capacidad de los sistemas fotovoltaicos son derivadas por el autor a partir de las formulas generadas planteadas en el estudio de la UPME
(UPME, CorpoEma, 2010: V.3), las fórmulas para el calcular el factor de capacidad de los aerogeneradores son derivadas por el autor a
partir de las formulas generadas planteadas en Wind Turbines: Fundamentals, technologies, application, economics (Hau, 2006).
63
Donde FC es el Factor de Capacidad de la tecnología a implementar, y
F Cb a s ees el Factor de Capacidad
de la tecnología de referencia (nótese que el costo de generación es inversamente proporcional al Factor
de Capacidad). El Factor de Capacidad depende de las características de diseño de la tecnología y la
respuesta de esta ante las condiciones locales. Está definido como la relación entre la energía
efectivamente generada en un tiempo dado (en este caso un año), y la energía máxima que podría
generar dicha tecnología; es decir, si la tecnología generara energía continuamente a su máxima potencia
(potencia nominal) (UPME, CorpoEma, 2010: V.3):
Donde Pn es la potencia nominal; y 8760(horas/año)=365(días/año)*24(horas/día), equivale a que el
sistema estuviese en funcionamiento continuo todo el año.
Para los Sistemas Fotovoltaicos la energía generada durante un año puede hallarse según:
Donde Egenerada (kWh/año) es la energía generada por el sistema en un año, Pn (kWp) es la potencia
nominal instalada y son las Horas de Sol Pico.
Por lo tanto, el factor de capacidad se puede calcular según:
Como se puede notar, el factor de capacidad de los sistemas fotovoltaicos sólo depende del recurso
solar, del valor de la radiación solar promedio diaria. Para los sistemas fotovoltaicos de referencia se
tiene un factor de capacidad de 20%, lo que equivale a que el sistema esté en funcionamiento
4,8(horas/día) con un valor de irradiancia de 1 kW/m2; es decir, FCbase=20% y
HSPbase=4,8(horas/día).
Ahora, se puede calcular una expresión para el factor de corrección, dado por FCbase/FC, que se
requiere para hallar el costo de la tecnología a implementar:
Por lo tanto:
A partir de esta expresión se calculan los costos de kilovatio-hora generado a partir de sistemas
fotovoltaicos para cada tipo de centro poblado, para cada municipio.
64
Para los sistemas de generación eólica, el factor de capacidad se puede hallar según (Hau, 2006):
Donde Pgenerada es la potencia efectivamente generada y Pn es la potencia nominal. La energía total
generada puede calcularse teniendo en cuenta que los generadores hoy en día están en funcionamiento
aproximadamente un 98% del tiempo (Hau, 2006).
Al dividir por el área del rotor encontramos la siguiente expresión, a partir de la cual se puede hallar el
factor de capacidad de los aerogeneradores en cada uno de los municipios:
FC pgenerada
PnA
12Cpv
3
PnA
Donde Pn/A= 0,37 kW/m2, y la densidad de energía generada (pgenerada), se obtiene para cada
municipio a partir de la velocidad del viento. De esta manera es posible hallar el factor de corrección
(FCbase/FC), que se requiere para hallar el costo de la tecnología a implementar en cada municipio;
teniendo en cuenta que para tecnología de referencia se tiene un factor de capacidad de 20%
(FCbase=0,2).
De igual forma, es posible hallar una expresión para el factor de corrección que sólo dependa del recurso
local, es decir de la velocidad del viento18
:
En donde
v b a s ees la velocidad de referencia, la cual puede obtenerse a partir de:
Con Pn/A= 0,37 kW/m2, =1,23kg/m3 Cp=0,4 y FC=0,2;
v b a s e=6,7m/s
Costos máximos de prestación de servicio con y sin subsidio19
Se actualizan los costos máximos de prestación de servicio (CMP) para cada departamento al 2010; se
parte de los costos máximos de 1996 establecidos en la Resolución CREG 082 de 1997, y se
incrementan anualmente con base al Índice de Precios al Consumidor (IPC). Se realiza la siguiente
operación para cada año, desde n=1997 hasta n=2010.
18 Las dos expresiones para el factor de corrección son equivalentes y pueden usarse indistintamente. 19
Las fórmulas para actualizar los CMPS son planteadas por el autor siguiendo el método de actualización propuesto en la
Resolución CREG 082 de 1997.
65
CMPSn CMPSn1 (1IPCn1)
Posteriormente, se incluye el porcentaje de subsidio correspondiente para cada tipo de centro poblado
(i=1,2,3,4) y se obtiene los costos máximos de prestación de servicio con subsidio, según:
Donde
%subsi di oi es el valor porcentual del subsidio otorgado al centro poblado de tipo i: 50%
para los centros poblados de tipo 1 y 2; de 49% para los de tipo 3; y de 48% para los de tipo 4.
7.3 VARIABLES Y CRITERIOS DE ANÁLISIS DE RESULTADOS DE COSTOS
Se definen variables de análisis para poder analizar cuantitativamente las alternativas de generación, el
valor numérico cada una de estas variables indica un aspecto clave para tener en cuenta a la hora de
analizar los resultados de costos. Posteriormente, se definen criterios de análisis para evaluar las
alternativas, estableciendo rangos de valores de las variables de análisis. Se definen las siguientes
variables y criterios de análisis20
:
dif%CMPS
La variable se define como la diferencia porcentual entre el costo máximo de prestación de servicio
(CMPS) y el costo del kilovatio-hora generado (CkWh) a partir de sistemas fotovoltaicos y
aerogeneradores:
d i f%C M P SC k W hC M P S
C M P S
1 0 0
Esta variable indica que tan costosa es la opción de generación comparada con los CMPS establecidos
por la CREG; se calcula para cada municipio.
Se define el criterio de comparabilidad de costos: si dif%CMP es menor o igual a 100% (es decir, el
CkWh es igual o menor al doble del CMPS), entonces los costos son comparables y la opción de
generación se tendrá en cuenta en la evaluación de alternativas; de lo contrario la opción se descarta
debido a los altos costos de generación. Se eligió como valor de acotación 100%, debido a que, existen
costos adicionales en la prestación de servicio, que no están incluidos en los CMPS, que corresponden a
un 55% del costo acumulado (Florez, Tobón. y Castillo, 2009); es decir, el CMPS corresponde a un 45%
del costo acumulado, entonces, el costo acumulado puede llegar a ser más del doble del CMPS.
Se define el criterio de Opción Sobresaliente: si dif%CMPS es negativo, entonces la opción es
sobresaliente; ya que, el CkWh es menor que el CMPS.
20
Las variables y criterios de análisis son diseñados por el autor específicamente para propósitos de este proyecto.
66
dif%subsidio
La variable se define como la diferencia porcentual entre el costo máximo de prestación de servicio
incluyendo subsidios (CMPconsubsidio) y el costo del kilovatio-hora generado (CkWh) a partir de
sistemas fotovoltaicos y aerogeneradores, sobre los costos máximos de prestación de servicio (CMP).
Esta variable indica el porcentaje de subsidio adicional a los definidos por el MME, que se requiere
aplicar para que el CkWh iguale al CMPS con subsidio.
Se definen el criterio de Opción Favorable: si dif%subsidio es negativo o igual a cero, la opción se
clasifica como favorable; esto significa que no es necesario adicionar ningún subsidio a los ya
establecidos por el MME (inclusive, si el valor es negativo, significa que el CkWh es menor que el
CMPS con subsidios).
Se define el criterio de Opción Aceptable: si dif%subsidio es positivo y menor que 50%, la opción es
aceptable, esto significa que se requiere un subsidio adicional igual al valor de la variable dif%subsio21
.
Se eligió como valor de acotación 50%, debido a que, los subsidios actualmente otorgados a los centros
poblados pequeños son de este orden (esto significa que, bajo este criterio, el porcentaje mayor se
subsidio aplicable sería de 100%).
dif%incertidumbre
La variable se define como la diferencia porcentual entre el CkWh calculado con el valor del recurso
obtenido, y el valor del CkWh calculado con el valor del recurso mas la incertidumbre experimental de
los datos.
Esta variable indica las posibles variaciones en el valor del CkWh calculado, debido a la incertidumbre
en los datos del recurso; y se calcula según:
Donde es el costo del kilovatio hora generado calculado usando el valor del recurso
obtenido del Atlas (solar o eólico) para este proyecto, y es costo del kilovatio hora
generado calculado al adicionar el valor de la incertidumbre experimental (x) al valor del recurso
obtenido; x = ±0,25 kWh/m2 para el recurso solar y x = ±0,25 m/s para el recurso eólico (para mayor
información sobre el valor de la incertidumbre experimental ver sección 7.1) .
Esto indica que el valor del CkWh para un lugar especifico puede ser menor o mayor que el valor
calculado en este proyecto; la diferencia porcentual entre un costo y el otro es del orden de
21
Se eligió como valor de acotación 50%, debido a que, los subsidios actualmente otorgados a los centros poblados pequeños
son de este orden (esto significa que, bajo este criterio, el porcentaje mayor se subsidio aplicable sería de 100%).
67
dif%incertidumbre. Esta diferencia se debe a que el recurso obtenido corresponde a una región amplia (un municipio) y, por lo tanto, no es posible conseguir mayor precisión; sin embargo, a la hora de diseñar un proyecto particular es necesario calcular el recurso con una mayor precisión (ver obtención de información).
dif%recursosolar
La variable se define como la diferencia porcentual entre el CkWh calculado tomando como recurso el
valor de la radiación solar del mes menos favorable, y el valor del CkWh calculado tomando como
recurso el valor de la radiación solar promedio. El valor de la radiación solar promedio es de
aproximadamente 0,5 kWh/m2 mayor que el valor de la radiación solar del mes menos favorable. Por lo
tanto, la dif%recursosolar puede calcularse según:
Esta variable indica que el CkWh generado puede ser menos al costo calculado; ya que para este
proyecto se tomó como recurso solar la radiación del mes menos favorable, lo cual determina el valor
del CkWh bajo generación mínima. Si se usara en los cálculos el valor de la radiación solar promedio,
el costo se disminuiría en un porcentaje dado por dif%recursosolar.
dif%recursoeolico
La variable se define como la diferencia porcentual entre el CkWh calculado tomando como recurso el
valor de la velocidad del viento a 20m de altura, y el valor del CkWh calculado tomando como recurso
el valor de la velocidad del viento a una altura h. La dif%recursoeólico se calcula según:
Esta variable indica los variaciones en los costos de generación debido a la variación del recurso eólico,
el cual aumenta con la altura. La velocidad del viento a una altura h > 20m, es mayor que la velocidad
del viento a 20m; por lo tanto los costos de generación pueden22
ser inferiores a los calculados; la
diferencia porcentual está dada por dif%recursoeólico.
22 Según la metodología de cálculos de costos propuesta en este proyecto, el costo kilovato-hora generado sólo depende del valor del
recurso (no se tienen en cuenta la posible diferencia de costos de capital al variar la altura); por lo tanto, la variable dif%recursos simpre va
a ser positiva.
68
7.4 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA
Se evalúan las alternativas de generación bajo los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable,
Opción Favorable y Opción Sobresaliente. Según la definición, los criterios de Costos Comparables y de
Opción Sobresaliente son aplicables a las alternativas de cada municipio (ya que dependen de los
CMPS); mientras que los criterios de Opción Aceptable y Opción Favorable son aplicables a las
alternativas de cada tipo de centro poblado (ya que dependen de los CMPS con subsidios). Sin embargo,
debido a que la variación porcentual entre los subsidios otorgados a cada tipo de centro poblado es
pequeña (2% de variación máxima, entre los centros poblados de tipo 1 y 4), en la evaluación de
alternativas se aplican los criterios de Opción Aceptable y Opción Favorable a los municipios teniendo
como referencia el centro poblado de tipo 4 (que tiene el menor porcentaje de subsidio).
Adicionalmente, si un municipio es clasificado bajo el criterio de Opción Favorable y Opción
Sobresaliente a la vez (ya que estos criterios no son excluyentes), predomina su clasificación bajo
Opción Sobresaliente y será analizado como tal.
Primero, se evalúan las alternativas bajo el criterio de Costos Comparables y se descartan las alternativas
que no clasifican bajo este criterio debido a sus altos costos de generación comparados con los
establecidos por la CREG. Segundo, se clasifican las alternativas bajo los criterios de Opción
Sobresaliente, Favorable y Aceptable; se evalúan las alternativas y se hacen recomendaciones para cada
una de las categorías. Para los municipios clasificados bajo la categoría de Opción Aceptable, se define
un porcentaje de subsidio adicional. El porcentaje de subsidio adicional toma valores entre el 5% y el
35%, con una diferencia de 5% entre valores; y se determina para cada municipio a partir del valor de la
variable dif%subsidios del centro poblado de tipo 4 (asegurando que el subsidio adicional permita que el
costo de kilovatio-hora generado sea asequible a los usuarios de todo el municipio). Finalmente, se
plantea una propuesta energética en donde se presentan las recomendaciones de energización para cada
grupo de municipios, se plantean instrumentos económicos y se proponen fuentes de financiación.
69
8 RESULTADOS
Los resultados de los cálculos realizados se organizan y presentan por tablas: la tabla 17, presenta la
potencia promedio y demanda de energía diaria, por tipo de centro; la tabla 18, presenta los costos
máximos de prestación de servicio actualizados al 2010, con y sin subsidios; las tablas 19 y 20 presentan
el recurso (solar y eólico), la potencia a instalar y los costos de capital; la tabla 21 presenta una
comparación entre los costos de generación (solar y eólico) y los costos máximos de prestación de
servicio (con y sin subsidios), y el valor de las variables dif%CMP y dif%subsidios; las tablas 22 y 23
presenta el costo de generación (solar y eólica), y las posibles variaciones del costo debido a la
incertidumbre experimental (representadas porcentualmente por la variable dif%incertidumbre) y a la
variación en el valor del recurso (representadas porcentualmente por las variables dif%recursosolar y
dif%recursoeólico).
8.1 TABLAS DE RESULTADOS
Demanda por Tipo de Centro Poblado
En la siguiente tabla se presenta la potencia promedio por centro poblado, obtenida a partir del número
de usuarios y la potencia requerida por usuario; y la demanda energética diaria por tipo de centro
poblado, obtenida a partir del número de usuarios, la potencia requerida por usuario y las horas de
prestación de servicio.
Demanda energética diaria por tipo de centro poblado
Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4
# usuarios 50 150 300 500
horas diarias de servicio
4 5 8 10
kW/usuario 0,28 0,3 0,32 0,34
Potencia promedio por centro poblado (kW)
14 45 96 170
Demanda diaria por centro poblado (kWh)
56 225 768 1700
Tabla 17: Demanda de potencia promedio y de energía diaria, por tipo de centro poblado.
Elaboración propia a partir de datos obtenidos de la Resolución MME 180961 del 2004.
70
Costos máximos de prestación del servicio con y sin subsidios
En la siguiente tabla se presentan los costos máximos de prestación de servicio establecidos por la
CREG, actualizados al 2010; y los costos máximos de prestación de servicio con subsidios, que se
obtienen adicionando a los costos máximos de prestación de servicio el subsidio, por tipo de centro
poblado, establecido por el MME.
Departamento
Costo máximo de
prestación del servicio
($/kWh) a 2010
Costo máximo de prestación del servicio con
subsidio ($/kWh) a 2010
Tipo 1 y 2 Tipo 3 Tipo 4
1 AMAZONAS $738,13 $1.107,20 $1.099,82 $1.092,44
2 ANTIOQUIA $736,17 $1.104,26 $1.096,90 $1.089,54
5 CAQUETA $773,06 $1.159,60 $1.151,87 $1.144,14
6 CASANARE $772,74 $1.159,11 $1.151,38 $1.143,65
7 CAUCA $767,52 $1.151,27 $1.143,60 $1.135,92
8 CHOCO $893,20 $1.339,81 $1.330,87 $1.321,94
9 GUAINIA $468,15 $702,22 $697,54 $692,86
10 GUAVIARE $730,95 $1.096,43 $1.089,12 $1.081,81
11 META $753,15 $1.129,73 $1.122,19 $1.114,66
12 NARINO $748,25 $1.122,38 $1.114,90 $1.107,42
13 PUTUMAYO $628,12 $942,17 $935,89 $929,61
14 VAUPES $1.243,17 $1.864,76 $1.852,33 $1.839,89
15 VICHADA $760,99 $1.141,48 $1.133,87 $1.126,26
Tabla 18: Costos máximos de prestación del servicio por departamento, con y sin incluir subsidios
Nota: Debido a que el porcentaje de subsidio es igual para los centros poblados de tipo 1 y 2 (de un 50%), los costos
máximos de prestación de servicio incluyendo subsidios para estos dos tipos de centros poblados son iguales.
Elaboración propia a partir de datos obtenidos de la Resolución CREG 082 de 1997 y
la Resolución MME 180961 del 2004.
Recurso Solar, potencia solar requerida y costos de capital
En la siguiente tabla se presenta el valor del recurso solar (radiación solar del mes menos favorable)
obtenida del Atlas, para cada municipio; las potencia del sistema fotovoltaico que se requiere instalar,
por tipo de centro poblado, obtenida a partir de los cálculos de dimensionamiento; y los costos de
capital, por tipo de centro poblado.
71
Tabla 19: Recurso solar (kWh/m2) por municipio, potencia solar requerida (kWp) y costos de capital.
Elaboración propia a partir de datos obtenidos del Atlas de Radiación Solar de Colombia (UPME, IDEAM, 2005) y de
(UPME, CorpoEma, 2010).
Vale la pena recordar que, los cálculos del dimensionamiento del sistema y, por lo tanto, de los costos de
capital, se realizaron bajo la demanda calculada por tipo de centro poblado (ver tabla 17). Es decir, se
asume número de usuarios de 50, para los centros poblados de tipo 1; de 150, para los de tipo 2; de 300,
para los de tipo 3; y de 500, para los de tipo 4. Sin embargo, a la hora de plantear soluciones para un
municipio en particular, estos valores deben ser recalculados con el número de habitantes del centro
poblado.
72
Recurso eólico, potencia eólica requerida y costos de capital
En la siguiente tabla se presenta el valor del recurso eólico (velocidad media del viento a 20m de altura)
obtenida del Atlas, para cada municipio; las potencia del sistema de aerogeneradores que se requiere
instalar, por tipo de centro poblado, obtenida a partir de los cálculos de dimensionamiento; y los costos
de capital, por tipo de centro poblado.
Tabla 20: Recurso eólico (v/m) por municipio, potencia eólica requerida (kW) y costos de capital.
Elaboración propia a partir de datos obtenidos del Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia (UPME, IDEAM, 2006) y
de (UPME, CorpoEma, 2010).
73
Costos de kilovatio-hora (CkWh), costos máximos de prestación de servicio (CMPS) con y sin
subsidios, y diferencia porcentual entre CkWh y CMPS con y sin subsidios
En la siguiente tabla se realiza una comparación entre los costos de generación solar y eólico, y los
costos máximos de prestación de servicio con y sin subsidios, para cada tipo de centro poblado; se
calcula las variable dif%CMP, para elegir las alternativas bajo el criterio de Costos Comparables; y la
variable dif%subsidios, para clasificar las alternativas bajo los criterios de Opción Favorable y
Aceptable (definición de criterios y variables en la sección 7.3).
Table 21: Costos de kilovatio-hora (CkWh); costos máximos de prestación de servicio (CMPS), costos máximos de
prestación de servicio con subsidios, para cada tipo de centro poblado; diferencia porcentual entre CkWh y CMPS, y CkWh y
CMPS con subsidios.
Nota: Los % resaltados en verde destacan las opciones de costos comparables; y por lo tanto, aquellas que se tienen en cuenta
como alternativa de generación.
Elaboración propia a partir de datos obtenidos del Atlas de Radiación Solar de Colombia (UPME, IDEAM, 2005) y de
(UPME, CorpoEma, 2010).
74
Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora solar debido a la incertidumbre experimental y
la variación en el recurso solar
La siguiente tabla presenta el costo de generación solar y las posibles variaciones del costo debido a la
incertidumbre experimental (x=±0,25kWh/m2) y a la variación en el valor del recurso (+0,5kWh/m2),
variaciones que están representadas porcentualmente por las variables dif%incertidumbre y
dif%recursosolar (para ver definición de variables ira a sección 7.3).
Tabla 22 Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora debido a la incertidumbre experimental en el valor del recurso
solar, x=±0,25kWh/m2; y la variación en el recurso solar, +0,5kWh/m2.
75
Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora eólico debido a la incertidumbre experimental y
la variación en el recurso eólico
La siguiente tabla presenta el costo de generación eólica y las posibles variaciones del costo debido a la
incertidumbre experimental (x=±0,25m/s2) y a la variación en el valor del recurso al incrementar la
altura de 20m a 30m, variaciones que están representadas porcentualmente por las variables
dif%incertidumbre y dif%recursoeólico (para ver definición de variables ira a sección 7.3).
Tabla 23: Diferencia porcentual en el costo el kilovatio-hora eólico debido a la incertidumbre en el valor del eólico,
x=±0,25 m/s; y la variación en el recurso eólico al incrementar la altura de 20m a 30m.
76
9 ANÁLISIS DE RESULTADOS
En este capítulo se analizan los resultados de costos de las alternativas solar y eólica, de los centros
poblados pequeños pertenecientes a los municipios considerados. Primero, se comparan los costos de
generación de las dos alternativas. Segundo, se analizan los costos de generación a partir de las variables
de análisis dif%CMPS y dif%subsidio; se descartan alternativas bajo el criterio de Costos Comparables,
y posteriormente, se clasifican las alternativas restantes bajo los criterios de Opción Sobresaliente,
Opción Favorable y Opción Aceptable. Tercero, se analizan los costos de capital para las alternativas
que fueron clasificadas bajo Opción Sobresalientes o Favorable. Finalmente, se realiza un análisis de
posibles variaciones en los costos debido a diferentes factores: la incertidumbre experimental, cambio en
el valor del recurso, variaciones en la tasa de cambio del dólar, condiciones particulares de las ZNI,
variaciones de costos en el futuro.
9.1 ANÁLISIS DE COSTOS DE GENERACIÓN
Comparación de costos de generación solar y eólica23
La siguiente gráfica muestra el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y solar, y el costo máximo de
prestación de servicio (CMPS) establecido por la CREG, para cada municipio. Se puede notar que en
general el CkWh eólico es muy superior a los CMPS; mientras que el CkWh solar es del mismo orden.
Para todos los municipios, excepto Acandí (Chocó), el CkWh solar es menor que el CkWh eólico; esto
se debe al bajo valor del recurso eólico (velocidad del viento a 20m de altura) obtenido para los
municipios analizados, excepto Acandí.
23Aunque el análisis de costos de generación se presenta por municipios, ya que, los costos de generación son iguales para todos los tipos
de centros poblados pertenecientes a un municipio (debido a que, estos sólo dependen del valor del recurso), es indispensables resaltar que,
las alternativas analizadas pertenecen a soluciones energéticas para centros poblados pequeños pertenecientes a los municipios
mencionados, y no a el municipio como tal.
77
Gráfica 1: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y solar, y el costo máximo de prestación de servicio
(CMPS) establecido por la CREG. Valores de costos en COP$ para el 2010.
Análisis de costos de generación solar bajo los criterios de análisis definidos
A partir de la gráfica de CkWh para la alternativa solar y CMPS, se pueden evaluar los criterios de
Costos Comparables y Opción Sobresaliente. En todos los municipios, excepto Inírida (Guainia), el
CkWh solar es comparable con los CMPS; por lo tanto, se descarta la alternativa solar para el municipio
de Inírida. Adicionalmente, en los municipios de Mitú, Carurú y Tarairá (Vaupes) el costo del CkWh
solar es inferior al CMPS; por lo tanto, la alternativa solar es clasificada como Opción Sobresaliente
para estos Municipios. Nótese que el criterio de Opción Sobresaliente no implica los menores costos de
generación, ya que este criterio se fundamenta es en la diferencia entre CkWh y CMPS.
Gráfica 2: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) solar y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS)
establecido por la CREG, para evaluar criterio de Costos Comparables y Opción Sobresaliente. Valores de costos en COP$
para el 2010.
78
A partir de la gráfica de CkWh para la alternativa solar y CMPS con subsidios (en este caso los
subsidios para el centro poblado de Tipo 4), se pueden evaluar los criterios de Opción Aceptable y
Favorable. Los municipios descartados bajo el criterio de Costos Comparables y los previamente
clasificados Opción Sobresaliente no se tienen en cuenta en el análisis posterior. En los Municipios de
Cartagena del Chairá, Solita, Solano (Caquetá), Orocué (Casanare), Acandí, Unguía, Juradó, Riosucio,
Carmen del Darién, Alto Baudó, Medio Atrato, Nuquí, Certiquí, Bajo Baudó, Sipí, Litoral de San Juan
(Chocó), La Uribe (Meta); Mitú, Carurú, Tarairá (Vaupes) y Puerto Carreño (Vichada), el costo del
CkWh solar es inferior o igual al CMPS con subsidios; por lo tanto, la alternativa solar es clasificada
como Opción Favorable para estos municipios. Por otro lado, se puede notar que la diferencia porcentual
entre el CkWh y los CMPS con subsidios no supera el 50%; por lo tanto, la alternativa solar para los
municipios restantes es clasificada como Opción Aceptable.
Gráfica 3: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) solar y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS)
con subsidios, para evaluar el criterio de Opción Favorable y Aceptable
(los municipios que fueron fue descartados por el criterio de Costos Comparables, o que fueron previamente clasificados bajo
Opción sobresaliente, no se presentan en esta gráfica). Valores de costos en COP$ para el 2010.
79
Análisis de costos de generación eólica bajo los criterios de análisis definidos24
A partir de la gráfica25
de CkWh para la alternativa eólica y CMPS se pueden evaluar los criterios de
Costos Comparables y Opción Sobresaliente. Solamente en los municipios de Acandí y Unguía (Chocó),
los costos de generación son comparables a los CMPS; por lo tanto, los otros municipios se descartarán
del análisis posterior. Nótese que hay dos municipios para los cuales el CkWh eólico es igual al de
Unguía, sin embargo, el criterio de Costos Comparables tiene en cuenta la diferencia entre los CkWh y
los CMPS. En ninguno de los municipios el costo del CkWh solar es inferior al CMPS; por lo tanto, no
hay ninguna alternativa de generación eólica clasificada bajo la Opción Sobresaliente.
Gráfica 4: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS)
establecido por la CREG, para evaluar criterio de Costos Comparables y Opción Sobresaliente.
Valores de costos en COP$ para el 2010. (Nótese que hay valores que superan el límite superior de la gráfica)
A partir de la gráfica de CkWh para la alternativa eólica y CMPS con subsidios (en este caso los
subsidios para el centro poblado de Tipo 4), se pueden evaluar los criterios de Opción Aceptable y
Favorable; los municipios descartados bajo el criterio de Costos Comparables no se tienen en cuenta en
el análisis posterior. Los CkWh eólico es inferior al CMPS con subsidio en el municipio de Acandí; por
lo tanto, la alternativa eólica para este municipio es clasificada como Opción Sobresaliente. Por otro
lado, se puede notar que la diferencia porcentual entre el CkWh y los CMPS con subsidios no supera el
50% para el municipio de Ungía; por lo tanto, la alternativa eólica para este municipio es clasificada
como Opción Aceptable.
24
Aunque el análisis de costos de generación se presenta por municipios, ya que, los costos de generación son iguales para todos los tipos
de centros poblados pertenecientes a un municipio (debido a que, estos sólo dependen del valor del recurso), es indispensables resaltar que,
las alternativas analizadas pertenecen a soluciones energéticas para centros poblados pequeños pertenecientes a los municipios
mencionados, y no a el municipio como tal. 25 Nótese que el límite superior de los valores de costos que se presenta en la gráfica es inferior a los costos de la alternativa para varios de
los municipios; en esta gráfica sólo se pueden apreciar valores hasta 2.000COP$, sin embargo, los valores reales llegan hasta 75.000COP$.
80
Gráfica 5: Comparación entre el costo de kilovatio-hora (CkWh) eólico y el costo máximo de prestación de servicio (CMPS)
con subsidios, para evaluar el criterio de Opción Favorable y Aceptable.
Sólo se incluyen los municipios de Acandí y Unguía, debido a que son los únicos seleccionados bajo el criterio de Costos
Comparables; para Acandí la alternativa se clasifica como Opción Favorable, y para Unguía como Opción Aceptable.
Valores de costos en COP$ para el 2010.
9.2 ANÁLISIS DE COSTOS DE CAPITAL26
En todos los municipios se cumple que el costo de capital de la alternativa eólica es superior al costo de
la alternativa solar. En algunos casos, el costo capital para la alternativa eólica es de 4 o 6 veces el de la
solar; esto ocurre para los municipios de Orocué (Casanare), Acandí, Unguía (Chocó), y La Uribe
(Meta). No obstante, en la mayoría de casos el costo de capital de la alternativa eólica es mucho mayor;
en promedio el costo de capital eólico es aproximadamente 70 veces el costo de capital solar. Los costos
de capital de la alternativa solar promediados por tipo de centro poblado son de 156.000 US$ para los
centros poblados de tipo 1; 628.000 US para los de tipo 2; 2.142.000 US para los de tipo 3; y 4.741.000
US para los de tipo 4.
Los costos de capital varían según la disponibilidad del recurso, que depende de cada municipio; y
según la demanda, que depende de cada tipo de centro poblado. Por otro lado, los criterios de análisis de
costos dependen de la disponibilidad del recurso; de los CMPS establecidos por la CREG, por
departamento; y los subsidios establecidos por el MME, por tipo de centro poblado. Por lo tanto, no
necesariamente las opciones clasificadas como sobresalientes implican menores costos de capital que las
favorables, ni las favorables menores que las aceptables.
A continuación se presentan los costos de capital (CC) por tipo de centro poblado, para los municipios
cuyas opciones que fueron clasificadas como sobresalientes27
:
26 Es indispensable tener en cuenta que los costos de capital calculados en este proyecto son costos aproximados cuyo propósito es servir de
referencia para evaluar las alternativas; sin embargo, no deben tomarse como costos exactos para proyectos particulares. 27 Nótese que la alternativa eólica no aparece, ya que no fue clasificada como Opción Sobresaliente para ningún municipio.
,0$
500,0$
1000,0$
1500,0$
2000,0$
Acandí Unguía
CkWh y CMP con subsidios: Alternativa Eólica
CkWh Eólico CMPS con subsidio, Tipo 4
81
Gráfica 6: Costos de Capital en US$ de la alternativa solar, por tipo de centro poblado, para las opciones clasificadas como
sobresalientes.
Para los municipios de Mitú, Carurú y Taraira (Vaupés), los costos de capital son de 151.632 US$, para
los centros poblados de tipo 1; 609.237 US$, para los de tipo 2; 2.079.529 US$, para los de tipo 3; y
4.603.125 US$, para los de tipo 4. Estos costos son del orden de los costos de capital promediados por
tipo de centro poblado (un poco menores).
A continuación se presentan los costos de capital (CC) de la alternativa solar, por tipo de centro poblado,
para los municipios cuya opción solar fue clasificada como favorables28
:
Gráfica 7: Costos de Capital en US$ de la alternativa solar, por tipo de centro poblado, para las opciones clasificadas como
favorables.
28 Se tienen en cuenta los municipios para los cuales las opciones de generación para los 4 tipos de centro poblado fueron clasificadas como
favorables.
,00$
500000,00$
1000000,00$
1500000,00$
2000000,00$
2500000,00$
3000000,00$
3500000,00$
4000000,00$
4500000,00$
5000000,00$
Mitú Carurú Taraira
Costos de Capital: Alternativa Solar, Opción Sobresaliente
CC Tipo 1 CC Tipo 2 CC Tipo 3 CC Tipo 4
,00$
1000000,00$
2000000,00$
3000000,00$
4000000,00$
5000000,00$
6000000,00$
Costos de Capital: Alternativa Solar, Opción Favorable
CC Tipo 1 CC Tipo 2 CC Tipo 3 CC Tipo 4
82
Los costos de capital promedio para estos municipios son de 157.248 US$, para los centros poblados de
tipo 1; 631.801 US$, para los de tipo 2; 2.156.549 US$, para los de tipo 3; y 4.773.611 US$, para los de
tipo 4. Estos costos son del orden de los costos de capital promediados por tipo de centro poblado (un
poco más altos). No obstante, existe una diferencia notoria entre los costos de unos municipios y otros.
Los municipios de Juradó, Riosucio, Carmen de Darién, Alto Baudó, Nuquí y Bajo Baudó (Chocó)
poseen los costos de capital más altos; de 173.294US$, para los centros poblados de tipo 1; 696.271
US$, para los de tipo 2; 2.376.605 US$, para los de tipo 3; y 5.260.714 US$, para los de tipo 4. Y los
municipios de Sipí (Chocó), La Uribe (Meta) y Puerto Carreño (Vichada) poseen los costos mas bajos;
de 134.784US$, para los centros poblados de tipo 1; 541.544 US$, para los de tipo 2; 1.848.470 US$,
para los de tipo 3; y 4.091.666 US$, para los de tipo 4.
A continuación se presentan los costos de capital (CC) de la alternativa eólica, por tipo de centro
poblado, para municipio de Acandí, cuya opción eólica fue clasificada como favorable:
Gráfica 8: Costos de Capital en US$ de la alternativa eólica, por tipo de centro poblado, para el municipio de Acandí.
Los costos de capital para la alternativa eólica en Acandí son de 582.695,9 US$ para los centros
poblados de tipo 1; de 1.872.951,2 US$ para los centros poblados de tipo 2; de 3.995.629,3 US$ para los
centros poblados de tipo 3; y de 7.075.593,5 US$ para los centros poblados de tipo 4. Vale la pena
resaltar, que la alternativa solar también fue clasificada como opción favorable para este municipio, y
que los costos de capital de la alternativa solar son inferiores.
83
9.3 ANÁLISIS DE VARIACIONES EN LOS COSTOS
Variación de los costos debido a la incertidumbre experimental
La incertidumbre en los valores del recurso obtenidos del Atlas, tiene como consecuencia una
incertidumbre en el valor de los costos de capital y de kilovatio-hora generado; es decir que los costos
no se conocen con total precisión, sino varían dentro de un rango. Para analizar las variaciones en el
CkWh debido a la incertidumbre experimental, se definió la variable dif%incertidumbre, a partir de la
cual se puede establecer un rango de variación porcentual del CkWh.
Los datos del recurso solar tienen una incertidumbre de ±0,25 kWh/m2, lo cual equivale a un rango de
variación promedio en los costos de generación solar de -7% a 6% (ver tabla 22). Los datos del recurso
eólico tienen una incertidumbre de ±0,25 m/s2, lo cual equivale a un rango de variación promedio en los
costos de generación eólica de -63% a 32% (ver tabla 23); este rango de variación es muy amplio, es
decir, la precisión en los resultados de CkWh es muy baja, por lo tanto, se pierde la fiabilidad en los
resultados. No obstante, para los municipios que han sido seleccionados bajo la alternativa eólica (bajo
el criterio de costos comparables) Acandí y Unguía (chocó) el rango promedio de variación es de -23% a
18%.
Estos rangos de variación implican que al identificar el valor del recurso para un lugar puntual (con una
mayor precisión) y calcular, a partir de este el CkWh, el valor del CkWh puede tener una variación
porcentual con respecto al costo establecido en este proyecto dentro del rango definido. Por lo tanto, es
indispensable tener en cuenta los rangos de variación en la evaluación de alternativas y a la hora de
realizar recomendaciones en cuanto posibles subsidios adicionales.
Variación de los costos debido al cambio en el valor del recurso solar
Como valor de recurso solar para realizar el dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos y para
determinar los factores de capacidad, se implementó el valor de la radiación solar del mes menos
favorable obtenido del Atlas; con el fin de asegurar la fiabilidad del sistema (es decir, asegurar que se
genere todos los meses como mínimo la energía demandada). Sin embargo, estos cálculos también
podrían realizarse implementando como valor de recurso solar la radiación promedio presentada en el
atlas solar, el cual es mayor que el valor de la radiación del mes menos favorable; lo que implicaría una
disminución en los costos calculados con este valor de recurso. En promedio, la radiación solar
promedio es de +0,5kW/m2 el valor de la radiación solar del mes menos favorable; por lo tanto, según la
variable de análisis dif%recursosolar, los costos de generación disminuirían en promedio un 11% (ver
tabla 22).
Implementar el valor de la radiación promedio, en vez de la radiación solar del mes menos favorable,
para realizar los cálculos pertinentes, es conveniente cuando se opta por una alternativa de generación
híbrida, ya que en este caso la fiabilidad del sistema fotovoltaico no es tan importante. Por lo tanto, para
los municipios que se recomiende una opción híbrida, es importante considerar esta variación en los
costos.
84
Variación de los costos debido al cambio en el valor del recurso eólico
Para los cálculos del dimensionamiento y los cálculos del factor de capacidad de los aerogeneradores se
implementó como valor del recurso eólico la velocidad del viento a 20m de altura; sin embrago, a mayor
altura mayor velocidad del viento. Por lo tanto, realizar los cálculos implementando el valor de la
velocidad a una altura mayor de 20m conllevaría a una disminución en el valor calculado de los costos
de capital y generación.
Según la variable de análisis dif%recursoeólico, aumentar la altura de 20m a 30m implicaría una
disminución en los costos de generación calculados de un 28% (ver tabla 23). Sin embargo, hay que tener en cuenta que según la metodología de cálculos de costos propuesta en este proyecto, el costo kilovato-hora generado sólo depende del valor del recurso (no se tienen en cuenta la posible diferencia de costos de capital al variar la altura). Por lo tanto, a la hora de desarrollar un proyecto particular es importante tener en cuenta la disponibilidad tecnológica y las diferencia de costos de inversión para definir la altura adecuada.
Variación en los costos debido a la tasa de cambio del Dólar
Para cambiar la unidad de los costos de generación de dólares estadounidenses a pesos colombianos, se
implementó una tasa de cambio de 1US$=1900COP$. No obstante, vale la pena resaltar que, una
variación en la tasa de cambio alteraría el valor en COP$, y por lo tanto, el análisis de costos realizado.
Si la tasa de cambio se modifica por un valor $ (puede ser positivo o negativo), entonces el CkWh
varía porcentualmente según:
Donde, . Por ejemplo, una diferencia de 100COP$ por dólar, implica una variación en el
CkWh del 5,2% aproximadamente (variación inferior al promedio de la variación debido a la
incertidumbre experimental).
Debido a la falta de certeza en cuanto a las variaciones de la tasa de cambio del dólar, la variable
dif%dolar no se tomó en cuenta como una variable de análisis para este proyecto. Sin embargo, es
importante tener en cuenta que los resultados están sujetos a esta variabilidad.
Aumento en los costos debido a las condiciones de las ZNI
Debido a las condiciones de las ZNI, como su ubicación lejana y de difícil acceso, los costos de capital
para los proyectos que se realizan en estas zonas son mayores que en otras zonas del país. En el estudio
Formulación de una Plan de Desarrollo para las Fuentes No Convencionales de Energía en Colombia,
se define un factor multiplicador para las ZNI que varía entre 1,5 y 2,5 para adecuar los costos de capital
al las condiciones locales (UPME, CorpoEma, 2010: V.1). Adicionalmente, debido a las condiciones de
inseguridad y falta de institucionalidad, los costos de operación, administración y mantenimiento pueden
aumentar. Es importante tener en cuenta el aumento en los costos de capital debido a las condiciones de
85
las ZNI a la hora de plantear incentivos económicos y financieros para la generación.
Disminución en los costos tecnológicos futuros
Las tecnologías de punta tienden a tener costos mayores que las tecnologías tradicionales; sin embargo,
a medida que aumenta la capacidad instalada de una tecnología los costos tienden a disminuir. Las
curvas de aprendizaje se implemantan para estimar las reduciones de los costos futuros de las
tecnologías; para las tecnologías renovables la curva de aprendizaje predice que cada vez que se doble la
capacidad instalada, los costos pueden reducirse en más de un 10%. Adicionalmente, los costos
tecnológicos disminuyen a medida que aumenta la capacidad de las máquinas o cuando se generan saltos
tecnológicos, los cuales aceleran la reducción de los costos (UPME y CorpoEma, 2010: V.1). Es
importante tener en cuenta esta disminución en los costos para la elección de soluciones a largo plazo y
para plantear propuestas hacia un sistema energético sostenible.
86
10 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y PROPUESTA ENERGÉTICA
Se evalúan las alternativas de generación bajo los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable,
Opción Favorable y Opción Sobresaliente (ver definición de criterios en sección 7.3). La siguiente tabla
resume los resultados de dicha evaluación:
Tabla 24: Evaluación de Alternativas bajo los criterios de Costos Comparables, Opción Aceptable, Opción Favorable y
Opción Sobresaliente.
87
Las alternativas clasificadas bajo el criterio de Opción Sobresaliente se consideran las mejores
soluciones de energización, debido a que estas permiten obtener costos de generación que ni siquiera
requieren de los subsidios actualmente definidos por el MME (Resolución MME 180961 del 2004). Por
lo tanto, se recomienda implementar dicha alternativa en los centros poblados pequeños de los
municipios clasificados bajo este criterio. Como Opción Sobresaliente se identificó la alternativa solar
para los municipios de Mitú, Carurú y Tarairá (Vaupés), la alternativa eólica no fue clasificada como
sobresaliente para ningún municipio.
Gráfica 9: Comparación de CkWh y, CMPS con y sin subsidio, para los municipios cuya alternativa solar es clasificada como
Opción Sobresaliente.
Valores de costos en COP$ para el 2010.
Las alternativas clasificadas bajo el criterio de Opción Favorable se consideran muy buenas soluciones
de energización, debido a que permiten obtener costos de generación que no requieren de subsidios
adicionales a los ya establecidos por el MME. Por lo tanto, se recomienda implementar dicha alternativa
en los centros poblados pequeños de los municipios clasificados bajo este criterio y analizar la
posibilidad de implementar sistemas híbridos; un sistema híbrido solar-eólico para el municipio de
Acandí y de Unguía (cuya opción de generación eólica es clasificado como Opción Favorable), y
sistemas híbridos solar-hídrico para los municipios que posean una excelente oferta hídrica.
A la hora de plantear una alternativa hídrica, es indispensable que el municipio cuente con abundancia
hídrica y que no exista competencia en la demanda de dicho recurso. Además, es importante tener en
cuenta que el recurso hídrico está siendo altamente afectado por el cambio climático y en particular por
los fenómenos del niño y la niña; por lo tanto, la disponibilidad del recurso y el caudal de los ríos está
variando constantemente. Adicionalmente, vale la pena resaltar que, al plantear un sistema híbrido con
solar, no es necesaria tanta fidelidad en el sistema fotovoltaico instalado29
; por lo tanto, para realizar los
cálculos de dimensionamiento no se requiere como valor del recurso la radiación del mes menos
29 Es decir, no se requiere asegurar que el sistema fotovoltaico supla la demanda energética todos los días del año, ya que se cuenta con otro
sistema de generación (ver sección 7.3).
,0$
200,0$
400,0$
600,0$
800,0$
1000,0$
1200,0$
1400,0$
1600,0$
1800,0$
2000,0$
Mitú Carurú Taraira
Opción Sobresaliente
CkWh Solar CMPS CMPS con subsidio
88
favorable, sino la radiación promedio (ver sección 7.3). En este caso es importante tener en cuenta las
variaciones en los costos debido a la variación en el recurso solar, cuantificada en la variable
dif%recursosolar (ver definición de variable en sección 7.3 y valores en la tabla 22).
Los municipios seleccionados bajo el criterio de Opción Favorable se presentan en la siguiente gráfica,
el único municipio identificado para la alternativa eólica es Acandí,:
Gráfica 10: Comparación de CkWh y, CMPS con y sin subsidio, para los municipios cuya alternativa solar o eólica es
clasificada como Opción Favorable.
Valores de costos en COP$ para el 2010.
Las alternativas clasificadas bajo el criterio de Opción Aceptable se consideran económicamente
viables; ya a que, aunque el CkWh es mayor que el CMPS con subsidios, la diferencia porcentual es
menor o igual a los subsidios actualmente otorgados. Por lo tanto, se recomienda para los centros
poblados pequeños que pertenecen a municipios clasificados bajo este criterio, implementar la opción de
energización que pertenezca a esta categoría y considerar un subsidio adicional por municipio.
Adicionalmente, se recomienda analizar la posibilidad de generación hídrica (dependiendo de la
abundancia de recursos hídricos del municipio) o de implementar un sistema de generación híbrido con
un generador diesel.
Para la alternativa de generación eólica el único municipio que pertenece a esta categoría es Unguía
(Chocó), sin embargo, la alternativa de generación solar para este municipio está clasificada como
Opción Favorable; por lo tanto, el municipio ya fue analizado y no se incluye bajo esta categoría. Los
municipios seleccionados bajo el criterio de Opción Aceptable, con el respectivo costo adicional del
subsidio recomendado, se presentan en la siguiente gráfica:
89
Gráfica 11: Comparación de CkWh y CMPS con subsidio, y costo adicional del subsidio recomendado, para los municipios
cuya alternativa solar es clasificada como Opción Aceptable.
Valores de costos en COP$ para el 2010.
El subsidio adicional se calcula a partir de los valores de la variable dif%subsidio (ver sección 7.3 para
definición de la variable y sección 7.4 para la metodología de cálculo del subsidio adicional); este
subsidio adicional puede ser replanteado como un incentivo económico para fomentar las energías
renovables. Los porcentajes de subsidio adicional recomendados para cada uno de los municipios que
pertenecen a la categoría de Opción Aceptable y los costos adicionales que estos implican se presentan
en la siguiente tabla:
90
Tabla 25: Porcentaje de subsidio adicional recomendado con su correspondiente costo, obtenidos a partir de la variable
dif%subsidio, para los municipios seleccionados bajo Opción Aceptable.
Valores de costos en COP$ para el 2010.
91
A continuación se presenta una tabla resumen de la propuesta que indica la(s) alternativa(s)
recomendadas para los centros poblados pequeños de los municipios considerados en este estudio y los
instrumentos económicos requeridos o sugeridos:
Tabla 26: Propuesta energética por municipio.
En la propuesta se recomienda: implementar sistemas fotovoltaicos, en los centros poblados pequeños de
3 municipios; sistemas híbridos solar-eólica, en los centros poblados pequeños de 2 municipios; y
analizar la conveniencia de implementar sistemas fotovoltaicos o sistemas híbridos solar-hídrico, en los
centros poblados pequeños de 16 municipios; sistemas híbridos solar-hídrico o solar-diesel en los
Departamento Municipio Alternativa recomendada Instrumento ecónómico
AMAZONAS 1 Puerto Nariño
2 Leticia
ANTIOQUIA 3 Vigía del Fuerte
4 Murindó
CAQUETA 5 Cartagena del Chairá
6 Solita
7 Solano
CASANARE 8 Orocué
CAUCA 9 López de Micay
10 Timbiquí
11 Guapi
12 Piamonte
CHOCO 13 Acandí
14 Unguía
15 Juradó
16 Riosucio
17 Carmen del Darién
18 Bohía Solano
19 Bojayá
20 Alto Baudó
21 Medio Atrato
22 Nuquí
23 Certequí
24 Bajo Baudó
25 Sipí
26 Litoral de San Juan
GUAINIA 27 Inírida Sistema híbrido hídrico-diesel u otra alternativa No se determinaron
GUAVIARE 28 El Retorno
29 Calamar
30 Miraflores
META 31 La Uribe Sistema fotovoltáico o híbrido solar-hídrico No requiere subsidios adicionales
32 Puerto Concordia
33 Puerto Rico
34 Mapiripán
35 La Macarena
NARINO 36 Santa Bárbara de Iscuandé
37 El Charco
38 La Tola
39 Olaya Herrera
40 Mosquera
41 Francisco Pizarro
PUTUMAYO 42 Puerto Leguízamo
VAUPES 43 Mitú
44 Carurú
45 Taraira
VICHADA 46 Puerto Carreño Sistema fotovoltáico o híbrido solar-hídrico No requiere subsidios adicionales
47 Cumaribo
48 Primavera
49 Santa Rosalia
PROPUESTA ENERGÉTICA
No requiere subsidios adicionales
No requiere subsidios adicionales
Incentivos económicos que favorezcan las energías
renovables (para cubrir los subsidios adicionales
requeridos)
Sistema híbrido solar-hídrico o solar-diesel
Sistema fotovoltáico o híbrido solar-hídrico
Sistema híbrido solar-hídrico o solar-
diesel
Sistema Fotovoltaico
Sistema híbrido solar-hídrico o solar-
diesel
Sistema híbrido solar-eólico
Sistema fotovoltáico o híbrido solar-
hídrico
Sistema híbrido solar-hídrico o solar-
diesel
Sistema fotovoltáico o híbrido solar-
hídrico
Sistema híbrido solar-hídrico o solar-
diesel
Sistema híbrido solar-hídrico o solar-
diesel
Incentivos económicos que favorezcan las energías
renovables (para cubrir los subsidios adicionales
No requiere subsidios adicionales
Incentivos económicos que favorezcan las energías
renovables (para cubrir los subsidios adicionales
requeridos)
Incentivos económicos que favorezcan las energías
renovables (para cubrir los subsidios adicionales
requeridos)
Incentivos económicos que favorezcan las energías
renovables (para cubrir los subsidios adicionales
requeridos)
No requiere subsidios
Incentivos económicos que favorezcan las energías
renovables (para cubrir los subsidios adicionales
requeridos)
92
centros poblados pequeños de 27 municipios; y sistema híbrido hídrico-diesel u otra alternativa en 1
municipio.
Para desarrollar los proyectos de energización planteados en la propuesta se recomienda hacer uso de los
recursos del FAZNZI y del FNR, como fuentes de financiación de los costos de capital requeridos para
desarrollar algunos proyectos piloto; las alternativas clasificadas como sobresalientes y algunas
favorables pueden ser seleccionadas para desarrollar proyectos piloto. Posteriormente, se recomienda
replicar los proyectos piloto en las diferentes localidades que han sido clasificados como favorables o
aceptables y formar grupos de proyectos, liderados por cada proyecto piloto (proyectos sombrilla), para
aplicar a financiación a partir del MDL vendiendo los bonos generados por cada grupo de proyectos.
Para mitigar el aumento en los costos que conlleva desarrollar proyectos en las ZNI debido a
condiciones inherentes a estas30
, se recomienda plantear incentivos económicos y tributarios, y que
dichos incentivos favorezcan la generación a partir de energías renovables; el incentivo planteado en el
artículo 45 de la Resolución CREG 091 de 2007, que reconoce una prima de riesgo tecnológico
equivalente a 3,5 puntos del costo de capital para tecnologías de energía renovable en las ZNI, es un
ejemplo de esto.
30 En el estudio de la UPME, CorpoEma (2010), se propone un factor multipicador de costos para las ZNI que varía entre 1,5 y 2,5.
93
11 CONCLUSIONES
La disponibilidad del recurso solar en las ZNI es excelente, ya que en promedio para los municipios
analizados se obtuvo una radiación para el mes menos favorable de 4k Wh/m2, lo cual resalta la
importancia de tener en cuenta la alternativa solar como solución energética para las ZNI. Al evaluar la
alternativa solar para los diferentes municipios, se encontró prefactibilidad económica en todos, menos
en el municipio de Inírida (Guainia).
Por otro lado, aunque Colombia cuenta con un excelente potencial eólico, el recurso eólico en los
municipios analizados no es tan favorable, pues en promedio se obtuvo un valor de 2,4 m/s para la
velocidad del viento a 20 m de altura y muy pocos municipios alcanzaron una velocidad de 4 m/s. La
poca disponibilidad del recurso en los municipios analizados implicó que la alternativa de generación
eólica sólo fuera considerada en dos de los municipios, Acandí y Unguía (Chocó), para los cuales
demostró prefactibilidad económica. Sin embargo, vale la pena tener en cuenta la alternativa eólica para
proyectos de mayor capacidad (en centros poblados más grandes, como por ejemplo, cabeceras
municipales o departamentales) en donde pueden implementarse aerogeneradores de mayor altura; ya
que, la variación del recurso con la altura es grande. Según la variable dif%recursoeólico, la variación
del costo del kilovatio-hora generado es de 28% entre los 20 y 30 metros de altura, y los costos siguen
disminuyendo a medida que aumenta la altura.
Las principales instituciones involucradas en la política energética nacional de las ZNI son: el Ministerio
de Minas y Energía (MME), que tiene entre sus funciones promover, organizar y asegurar el desarrollo y
seguimiento de los programas de uso racional y eficiente de la energía (como entidad responsable del
PROURE) y determinar los subsidios; la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), que tiene
entre sus funciones Planeación energética de todos los recursos, incluyendo los renovables y la
financiación de proyectos de energización e la ZNI a partir de fuentes renovables; la Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG) que, tiene entre sus funciones regular el servicio de energía
eléctrica y, definir fórmulas tarifarias y fijar costos de prestación del servicio; y el Instituto de
Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) que
tiene entre sus funciones identificar, promover, fomentar, desarrollar e implementar soluciones
energéticas viables financieramente y sostenibles a largo plazo.
Los costos máximos de prestación de servicio (CMPS) establecidos por la CREG en la Resolución 082
de 1997 son muy bajos y no alcanzan a cubrir los costos de generación en las ZNI; de los 49 municipios
analizados solamente en tres municipios (Mitú Carurú, Taraira) los CMPS alcanzaban a cubrir los costos
de generación. Este análisis corrobora la razón por la cual el CONPES 3453 (2006) recomienda diseñar
un nuevo esquema tarifario que tenga en cuenta los costos reales de la generación eléctrica en las ZNI
(recomendación parcialmente atendida por la Resolución CREG 091 de 2007).
Bajo estos CMPS es necesario recurrir a subsidios adicionales a los establecidos por el MME en la
Resolución 180961 de 2004. Sin embargo, a diferencia de los subsidios establecidos por el MME o los
recomendados por el CONPES 3453 (2006), los subsidios adicionales planteados en este proyecto
pueden formularse en la política como instrumentos económicos para favorecer la implementación de
tecnologías renovables; y pueden desmontarse paulatinamente a medida que los costos tecnológicos
disminuyan.
94
La financiación nacional de proyectos de energización en las ZNI se puede obtener principalmente del
Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI) y del Fondo
Nacional de Regalías (FNR); y la financiación internacional mediante el mecanismo de desarrollo
limpio (MDL), agrupando las localidades con características energéticas similares para generar
proyectos sombrilla.
La propuesta de energización planteada en este proyecto recomienda soluciones de energización para
centros poblados pequeños pertenecientes a 49 municipios de las ZNI. Se recomiendan, principalmente,
soluciones a partir de sistemas fotovoltaicos, y analizar la posibilidad de implementar sistemas híbridos
solar-eólico, solar-hídrico y solar-diesel. Esta propuesta permite realizar una adecuada gestión
energética en las ZNI, basada en proyectos locales de energías renovables que fomentan el uso eficiente
de los recursos naturales y contribuyen a la autosostenibilidad; en contraposición a la inadecuada gestión
energética actual, basada en grandes proyectos de interconexión y en la implementación de combustibles
fósiles para la generación local.
La propuesta planteada en este proyecto contribuye a alcanzar los objetivos de la política energética
nacional presentando alternativas locales de energización, viables financieramente y sostenibles a largo
plazo; que permiten la ampliación de la cobertura energética nacional, mejorando las condiciones del
servicio, aportando a la equidad social y a la reducción de la pobreza. Adicionalmente, la propuesta
contribuye a diversificar la canasta energética nacional, reduciendo la vulnerabilidad frente al cambio
climático y a las fluctuaciones del valor del petróleo y otros energéticos convencionales tendientes a un
aumento; y contribuye a la consolidación de una política verde nacional fomentando el uso racional de
los recursos y contribuyendo a mantener baja la huella de carbono, fortaleciendo la imagen de
Colombia como país verde.
95
12 RECOMENDACIONES
Se recomienda tener en cuenta esta propuesta a la hora de plantear soluciones energéticas para los
centros poblados pequeños que pertenecen a los municipios considerados en el proyecto, con el fin de,
descartar o resaltar soluciones de energización y contar con costos de generación y de capital
aproximados (teniendo en cuenta las variaciones porcentuales en los costos descritas en este proyecto).
Antes de implementar una alternativa de energización en un centro poblado determinado, se recomienda
realizar un análisis de factibilidad que tenga en cuenta las condiciones geográficas, socioculturales y
económicas particulares del lugar. Adicionalmente, se recomienda realizar los cálculos de
dimensionamiento del sistema teniendo en cuenta la demanda específica (que depende del número de
habitantes del centro poblado) y contando con una mayor precisión en el valor del recurso
(preferiblemente con mediciones en el lugar del proyecto). También, se recomienda hacer una revisión
exhaustiva de la oferta tecnológica y de los nuevos costos; para finalmente, calcular los costos de
generación y de capital con una mayor precisión.
Es esencial realizar un estudio que trate los sistemas híbridos en las ZNI, en particular, se recomienda
analizar los sistemas híbridos señalados en este proyecto como posibles alternativas de generación para
los centros poblados pequeños.
Se recomienda implementar la metodología propuesta en este proyecto para analizar la prefactibilidad de
soluciones energéticas a partir de las alternativas solar y eólica en centros poblados más grandes (más de
500 habitantes); realizar modificaciones en los cálculos es sencillo, ya que estos se encuentran
sistematizados. Para evaluar las alternativas solar y eólica en centros poblados más grandes, se requiere
hacer cambios en el cálculo de la demanda (en el número de habitantes, en el valor de la potencia
requerida por habitante y en las horas de prestación de servicio), y en las condiciones de prestación de
servicio31
. También, es importante analizar, si bajo la nueva demanda se requiere un aumento en las
dimensiones de los aerogeneradores (aerogeneradores de mayor altura y con mayor área de barrido32
).
Se recomienda analizar la alternativa de generación eólica en los centros poblados más grandes,
particularmente en las cabeceras municipales o departamentales; ya que, al requerir una mayor
capacidad instalada pueden implementarse aerogeneradores de mayor altura, y por lo tanto, tener acceso
a un mayor valor del recurso eólico (ya que, la velocidad del viento incrementa notablemente a medida
que incrementa la altura). Por lo tanto, es importante realizar un análisis de las variaciones en el valor
del recurso eólico con la altura, si es posible realizar mediciones del recurso en el lugar a diferentes
alturas.
Es indispensable hacer una revisión de los subsidios actuales y plantear nuevas ayudas económicas en
forma de incentivos para el fomento de las energías renovables (especialmente, para aquellas que
actualmente son muy poco aplicadas como la energía solar y eólica). La metodología diseñada en este
31
Por ejemplo, para centros poblados más grandes se requiere un inversor, esto implica modificar el valor de un factor de
pérdidas en los cálculos de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos 32
Esto implica modificar el valor de la variable P/A en los cálculos de dimensionamiento de los sistemas de generación
eólica
96
proyecto puede ser de utilidad al Estado para analizar las posibles variaciones en los subsidios y la
implementación de nuevos instrumentos económicos. En el caso de variaciones en los subsidios
otorgados o en la implementación de incentivos económicos, se recomienda evaluar nuevamente las
alternativas de generación, siguiendo la metodología planteada en este proyecto, pero modificando los
valores requeridos. Realizar modificaciones en los cálculos es sencillo, ya que estos se encuentran
sistematizados; para este propósito se requeriría modificar el valor de la variable de porcentaje de
subsidio por tipo de centro poblado, y/o crear una nueva variable que represente los incentivos
adicionales.
97
13 BIBLIOGRAFÍA
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