todos los derechos reservados xm s.a e.s.p. marzo de 2009 planeaciÓn energÉtica indicativa...

Todos los derechos reservados XM S.A E.S.P.

Marzo de 2009

PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA

ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO

UTILIZANDO EL MODELO AS

Gerencia Centro Nacional de Despacho

Documento XM CND 2009 030

2

Contenido

Situación actual

Panorama energético Colombiano Principales Supuestos Resultados


SITUACIÓN ACTUAL

4

Volumen de los embalses a 8 de marzo de 2009Volumen Util Diario

Nombre %

ANTIOQUIAMIEL I 59.0MIRAFLORES 51.2PENOL 94.6PLAYAS 96.2PORCE II 25.3PUNCHINA 73.0RIOGRANDE2 25.4SAN LORENZO 50.4TRONERAS 23.6total Antioquia 81.7

CARIBEURRA1 44.9total Caribe 44.9

CENTROAGREGADO BOGOTA 54.9BETANIA 96.5MUNA 94.5PRADO 77.9total Centro 57.1

Nombre %

ORIENTECHUZA 58.8ESMERALDA 42.1GUAVIO 53.8total Oriente 52.1

VALLEALTOANCHICAYA 11.1CALIMA1 86.9SALVAJINA 49.8total Valle 63.7

Total -SIN- 64.8

Embalses Agregado BogotáNEUSA 69.7SISGA 59.4TOMINE 51.8

5

Evolución del embalse agregado. Período 2003-2009

*Datos a 8 de marzo de 2009

Durante 2008, las reservas útiles del embalse agregado (línea verde) estuvieron en niveles relativamente altos, en comparación con los valores registrados desde 2003. A fines de noviembre de 2008 ellas alcanzaron su valor máximo (aunque similares a las observadas en 2006), a partir de lo cual empezaron a descender de manera paulatina, lo cual es típico para esta época del año. En lo que va corrido de 2009, las reservas alcanzan el mayor nivel observado para este período.

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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

%Útil

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*Ene 61.6 70.8 72.5 69.0 74.1 70.9 75.6Feb 50.4 58.9 62.7 57.0 60.6 62.7 67.1Mar 42.0 50.8 50.6 54.3 51.0 56.5 64.8Abr 44.3 51.2 48.3 61.3 52.1 52.6May 55.4 64.0 57.2 73.5 59.6 60.7Jun 64.2 76.3 63.4 77.7 70.0 73.2Jul 69.6 81.5 62.6 82.2 69.2 83.8Ago 72.5 81.4 65.3 80.3 73.5 84.6Sep 72.7 83.6 70.3 77.7 73.6 82.3Oct 77.7 85.3 75.0 83.4 81.4 80.5Nov 80.0 86.6 83.1 87.2 81.1 87.2Dic 80.0 81.3 78.2 83.9 78.5 81.5

mesVolumen en %útil

6

Evolución de la reserva útil del embalse agregado

Datos a 8 de marzo de 2009

0

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E, GWh

Volumen diario GWh Vol Útil GWh

7

Evolución de la reserva útil de algunos embalses


Los niveles de los embalses con mayores reservas energéticas como El Peñol, Guavio y Chivor, entre otros, han venido descendiendo de manera sistemática aunque diferencial durante las últimas semanas. Es más fuerte esta tendencia para Guavio y Chivor, los cuales se hallan en niveles medios. El Peñol por su parte, se mantiene aún en niveles muy altos.

Evolución de reserva útil embalse El Peñol

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E, GWh

Vol diario (útil) GWh Vol Útil GWh

Evolución de reserva útil embalse GUAVIO

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E, GWh


Evolución de reserva útil embalse CHIVOR

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E, GWh


8

Aportes hidrológicos a 8 de marzo de 2009

Q, m3/seg Q, %media

A. SAN LORENZO 48.3 201.1CONCEPCIÓN 4.8 100.9DESV. EEPPM (NEC,PAJ,DOL) 8.5 115.3GRANDE 32.2 137.1GUADALUPE 17.1 129.6GUATAPE 44.3 187.9MIEL I 203.1 251.3NARE 43.5 128.8PORCE II 99.6 199.2SAN CARLOS 18.6 109.5TENCHE 5.1 179.7

TOTAL REGIÓN 157.19

Q, m3/seg Q, %media

BATA 14.0 70.7BLANCO 0.0 0.0CHUZA 3.4 58.8GUAVIO 14.4 47.4

TOTAL REGIÓN 54.25

Valores acumulados

ANTIOQUIA

ORIENTE

SERIE

SERIEValores acumulados

Q, m3/seg Q, %media

BOGOTA N.R. 5.4 54.5MAGDALENA BETANIA 425.9 122.7PRADO 47.2 83.1

TOTAL REGIÓN 91.31

Q, m3/seg Q, %media

ALTOANCHICAYA 35.0 94.9CALIMA 12.2 127.5CAUCA SALVAJINA 159.4 115.6DIGUA 21.4 100.0FLORIDA II 8.2 100.0


Q, m3/seg Q, %media

SINU URRA 168.5 129.1


CENTRO



VALLE


CARIBE

123.71TOTAL SIN (%MEDIA)

9

Aportes históricos, escenarios mediano plazo de marzo/2009


La imagen muestra el comportamiento de los aportes energéticos registrados (verde), junto con los escenarios utilizados en el planeamiento de mediano plazo (esperado (azul), contingencia (rojo) y contingencia superior (naranja), cuyo primer año fue preparado por el Subcomité Hidrológico en marzo de 2009. Se destaca en esta figura el escurrimiento registrado durante los últimos meses: muy arriba de los promedios históricos.

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%media

2005-08 Esc. Esper Esc. Conting Cont Superior

2006 2007 2008 2009 2010

10

Aportes hidrológicos históricos (siglo XXI)


La figura presenta la evolución histórica de los aportes energéticos (componente hidráulica) porcentuales durante lo que va corrido del siglo XXI. Se puede ver que de continuar la tendencia actual, marzo podría ser el undécimo mes consecutivo con escurrimiento por encima de los valores medios estacionales (línea horizontal verde), y uno de los más “húmedos” del presente siglo.

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%media

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Anomalías de la temperatura superficial del mar (TSM)

Fuente imagen: CPC-NCEP-NOAA.

Las imágenes muestran la evolución del campo térmico superficial sobre el océano mundial, expresado en anomalías de la TSM, durante las últimas dos semanas. La lámina inferior derecha es la más reciente y corresponde a la semana del 22 al 28 de febrero de 2009. En resumen, continúa observándose el debilitamiento de las anomalías negativas de la TSM y su transición hacia condiciones neutrales en el Pacífico tropical, aunque en algunas zonas de las latitudes medias (concretamente, entre 20°S y 50°S) persiste un leve calentamiento estacionario, que se ha venido intensificando paulatinamente. Se recomienda permanecer atentos a su posterior evolución.

12

Anomalías de la temperatura subsuperficial del mar (TSSM)

Las imágenes muestran la evolución de las anomalías de la TSSM bajo el Pacífico tropical durante los últimos seis meses, siendo la de la esquina inferior derecha la de finales de enero. Nótese el fortalecimiento gradual de las anomalías negativas (enfriamiento, con degradado en azul) bajo el Pacífico tropical oriental, el progresivo calentamiento (en colores amarillo a naranja) que se ha venido dando bajo el Pacífico occidental con su desplazamiento en dirección a las costas de Sudamérica. Es importante permanecer atentos a la evolución de las anomalías positivas.

Imágenes tomadas de CPC-NCEP-NOAA.

13

Anomalías de la temperatura subsuperficial del mar (TSSM)

Las imágenes presentan la evolución del campo térmico subsuperficial bajo el Pacífico ecuatorial hacia los días 22 de febrero y 4 de marzo de 2009. Obsérvese que durante la última semana se ha visto un cambio notorio en la magnitud de las anomalías negativas (enfriamiento), con una reducción significativa que refleja la transición a condiciones neutrales en el Pacífico tropical. Por su parte, el calentamiento que se estaba gestando bajo el Pacífico occidental, ha reducido su intensidad, y los núcleos máximos han descendido de +4°C a +3°C, aunque persiste su extensión. Se recomienda permanecer muy atentos a la dinámica de las masas de aguas calientes.


14

Contenido de Calor Oceánico en el Pacífico Tropical

La imagen -descargada el 2 de marzo-, presenta la evolución del contenido de calor en la capa superficial del océano (de 0 a 300 m de profundidad), entre los 180-100°W, durante el último año. Obsérvese que en la actualidad existe una tendencia clara de aumento de calor oceánico y que su tasa de variación habiéndose reducido en los últimos días, ha vuelto hoy a ganar fuerza.


15

Las imágenes de arriba corresponden a los resultados de dos corridas del sistema de modelación del NCEP (National Centers for Environmental Prediction, adscrito a la NOAA), CFS (Coupled Forecasting System Model), con resolución trimestral, y una semana de diferencia, siendo la de la derecha la más reciente. Según este modelo, parecería estarse gestando un leve calentamiento de las aguas del Pacífico ecuatorial, el cual aumentaría su magnitud hacia finales del horizonte (nov/2009), por lo que conviene permanecer muy atentos a su evolución.

Pronóstico NWS/NCEP (NOAA)

16

Resumen de pronósticos del Instituto IRI

La imagen de la izquierda muestra el análisis más reciente (19 de febrero/2009) de los resultados de los modelos de predicción climática más relevantes, realizado por el Instituto IRI. La tabla de convenciones de dicha figura presenta en su parte superior los modelos dinámicos, y en la inferior los estadísticos. Las imágenes de la derecha permiten conocer la probabilidad de ocurrencia de eventos El Niño-La Niña para los próximos meses. En resumen, de acuerdo con el IRI, se podría esperar que continúen condiciones tipo La Niña (59%) o neutrales (40%) durante los próximos tres meses.

Fuente: The International Research Institute for Climate and Society

17

Resumen de pronósticos del Bureau of Meteorology (Australia)

Se presenta el resultado del análisis de algunos de los modelos de predicción climática más relevantes. La tabla de la derecha corresponde al más reciente análisis disponible (2 de marzo de 2009). En esta oportunidad el modelo australiano (POAMA) se ha sumado al de la NASA, esperando un leve calentamiento hacia el final del horizonte (de julio a septiembre de 2009). Por su parte el modelo británico (UK Met Office) esperaría un leve enfriamiento de aquí a mitad de año, en tanto que el resto de los modelos considerados prevé condiciones neutrales durante todo el horizonte considerado.

Fuente: Bureau Of Meteorology, Australia


PANORAMA ENERGÉTICO COLOMBIANO

Supuestos

19

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2008 – 2013)Modelo optimización

Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas).

Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la bolsa de energía, ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisión eléctrica, ni las de producción y transporte de gas.

Horizonte 5 años / Resolución mensual

Casos Simulados (erstocásticos)

1. Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas.

2. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima)

Demanda Escenario XM-Bajo, generado a partir de la demanda real del año 2008 con base en la proyección de demanda baja de UPME, revisión de noviembre de 2008 (www.upme.gov.co ). Escenario concertado en la reunión del Grupo de Supuestos del Comité de Operación realizada el 3 de marzo de 2009. Se modelan 6 bloques de demanda.

Interconexiones Internacionales

Se adicionan a la demanda colombiana los intercambios netos con Ecuador y Panamá de la corrida mensual LP MPODE del mes inmediatamente anterior y las exportaciones estimadas a Venezuela (Exportaciones promedio mensuales de Colombia hacia Ecuador + Panamá + Venezuela para el horizonte de análisis: 235 GWh/mes). Exportaciones a Venezuela: 1.5 GWh/día hasta abril de 2009. La interconexión Colombia-Panamá se considera en operación a partir de enero de 2013.

Modelamiento de Combustibles por planta

Gas: Tcentro, Ocoa, Flores, TEBSA, Candelaria, Proeléctrica, Termocol, Meriléctrica, Barranca, Sierra, Dorada, Emcali, Valle y Palenque.

Carbón: Paipa, Tasajero, Zipa, Guajiras y Gecelca.

Fuel Oil: TermoBarranquilla y TermoCartagena

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se

encuentra en los documentos “Leame_LP_AS.doc” e “Información_Básica_Marzo09.doc” en este mismo directorio.

20

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2008 – 2013)

Precios Combustibles

Carbón: Precios de UPME, diciembre / 2008, información actualizada con IPP de capital de EEUU..

Gas Natural: Precios de UPME, diciembre / 2008, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL), UPME, diciembre / 2008, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Generaciones Determinísticas

Se consideró la capacidad de las plantas menores, reportada para cargo por confiabilidad/08, adicionando a Florida, Río Mayo, Calderas, Insula, Riogrande1 y El Morro. Las plantas menores de EMGESA: Charquito, Tequendamita, El Limonar, La Tinta, Sueva y La Junca se modelaron como determinísticas, al igual que Providencia, Mayagüez, Caruquia, Guanaquitas, Amaime y El Manso.

Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información disponible hasta diciembre/08.

Consideraciones especiales Modelo AS

El proyecto Urrá está modelado en la posición de Fonce, y Amoyá (Julio/10) en la de Cañafisto.

No se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro, dejándose a éstos y Tunjita con sus capacidades plenas, en la cadena Chivor.

Plantas Subasta y GPPS

Se modelan las plantas térmicas Termocol (Diciembre/12) y Gecelca 3 (Diciembre/12) de manera explícita.

También se modela de manera explícita la planta hidráulica Miel II entrando en noviembre de 2011.

La planta hidráulica Cucuana prevista para entrar en diciembre de 2011, se modela como una determinística con factor de utilización igual a 0.5

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS.doc” e “Información_Básica_Marzo09.doc” en este mismo directorio.

21

Proyectos Subasta 2012 – 2013

Capacidad Efectiva : 201.6 MW

Tecnología : Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)

ENFICC : 4,596,475 kWh/día

(1.678 TWh/año)

Conexión : S/E Santa Marta 220 kV / 110 kV

Fecha de Entrada : Diciembre 1 de 2012

Información Adicional : Está compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*

Capacidad Efectiva : 150 MW

Tecnología : Carbón

ENFICC : 3,060,000 kWh/día

(1.116 TWh/año)

Conexión : S/E Cerromatoso 110 kV

Fecha de Entrada : Diciembre 1 de 2012


Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 587,031 kWh/día

(0.214 TWh/año)

Conexión : Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Fecha de Entrada : Abril 1 de 2011

22

ENFICC :

Tecnología :

Capacidad Efectiva :

8563 GWh/año

Hidráulica

1200 MW



ENFICC : 1923 GWh/año




Capacidad Efectiva : 135.2 MW









Capacidad Efectiva TOTAL : 2991.2 MW


ENFICC Verificada TOTAL : 16261 GWh/año

ENFICC Asignada TOTAL : 6281 GWh/año

Proyectos GPPS 2014 – 2018 PROYECTOFECHA DE ENTRADA

PORCE III Oct-10 a Jun-11

FLORES IV Dic-10

AMOYA Abr-11

MIEL II Nov-11

CUCUANA Dic-11

TERMOCOL Dic-12

GECELCA 3 Dic-12

QUIMBO Jul-13 y Sep-13

SOGAMOSO Jun-14

PORCE IV Jun-15

ITUANGO Dic-18

23

PROYECTO TIPOCAPACIDAD

(MW) A INSTALAR

FECHA PUNTO DE CONEXIÓN

PROVIDENCIA COGEN 19.9 Abr-09 EL CERRITO 115 KvMAYAGÜEZ COGEN 18 Ago-09 CANDELARIA 115 kVCARUQUIA HIDRO 9.9 Dic-09GUANAQUITAS HIDRO 9.9 Ene-10TRAS. GUARINÓ HIDRO -- Jun-10AMAIME HIDRO 18.6 Dic-10

FLORES IVGAS

VAPOR160 Dic-10

Oct-10Ene-11Abr-11Jun-11

TRAS. MANSO HIDRO -- Ene-11EL MANSO HIDRO 27 Ene-11RIO AMOYÁ HIDRO 78 Abr-11 TULUNÍ 115 kV

MIEL II HIDRO 135.2 Nov-11CUCUANA HIDRO 60 Dic-11 MIROLINDOGECELCA 3 TERM 150 Dic-12 CERROMATOSO 115 kVTERMOCOL TERM 201.6 Dic-12 SANTA MARTA 115 kV

210 Jul-13210 Sep-13

SOGAMOSO HIDRO 800 Jun-14PORCE IV HIDRO 400 Jun-15PESCADERO-ITUANGO HIDRO 1200 Dic-18

TOTAL 4368.1

Revisión UPME, febrero 2009Fuente: UPME, julio 15 de 2008.

PORCE III HIDRO 660

QUIMBO HIDRO

RESUMEN ESTADO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EN DESARROLLO Y CONSTRUCCIÓN

PORCE III

SANTA ROSA 44 kV EPM

Proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción

24

0

50

100

150

200

250

300

350

400M

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3

Jun

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Se

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-13

[GW

h/m

es]

Intercambios netos con Ecuador + Panamá + Venezuela

Interconexiones Internacionales consideradasIntercambios netos de Colombia con Ecuador + Panamá + Venezuela

Fuente: Estudio mensual de Largo Plazo realizado con el modelo MPODE en enero/09


PANORAMA ENERGÉTICO COLOMBIANO

Resultados

26

Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xls y Gess.xls, con la siguiente información:

Resultados en medio magnético

Hoja Excel Contenido

VERES • Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE), Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e Histograma de Frecuencias de los racionamientos de Energía.

• Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio

Graf 1 Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional

EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh]

EST.ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh]

FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.]

COS_MARG Costos marginales promedios para los 6 segmentos de demanda durante todo el horizonte de estudio [$/MWh] y costos marginales totales [$/kWh] y [US$/MWh]

BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día]

GRAF_BALANC Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día]

27

Número de Casos con Racionamiento de Energía

0

1

2

3

4

5

6

Ma

r-09

Sep

-09

Ma

r-10

Sep

-10

Ma

r-11

Sep

-11

Ma

r-12

Sep

-12

Ma

r-13

Sep

-13

Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C)

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

Ma

r-09

Sep

-09

Ma

r-10

Sep

-10

Ma

r-11

Sep

-11

Ma

r-12

Sep

-12

Ma

r-13

Sep

-13

%Dem.Energía

Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

Ma

r-09

Sep

-09

Ma

r-10

Sep

-10

Ma

r-11

Sep

-11

Ma

r-12

Sep

-12

Ma

r-13

Sep

-13

Caso Matalas Caso GESS Límite

%Dem.Energía

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

28

Evolución del Embalse Agregado

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100M

ar-

09

Jun

-09

Se

p-0

9

Dic

-09

Ma

r-10

Jun

-10

Se

p-1

0

Dic

-10

Ma

r-11

Jun

-11

Se

p-1

1

Dic

-11

Ma

r-12

Jun

-12

Se

p-1

2

Dic

-12

Ma

r-13

Jun

-13

Se

p-1

3

Dic

-13

Caso GESS Caso Matalas Mínimo Operativo

%

Evolución embalse agregado - Sistemas Coordinados

29

CASO MATALAS

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200M

ar-09

Ag

o-0

9

Ene

-10

Jun-1

0

No

v-1

0

Ab

r-11

Se

p-1

1

Feb

-12

Jul-12

Dic

-12

Ma

y-1

3

Oc

t-13

Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

[GWh]/día]

Balance energético Sistema colombiano

30

CASO GESS SIN CLIMA

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200M

ar-09

Ag

o-0

9

Ene

-10

Jun-1

0

No

v-1

0

Ab

r-11

Sep

-11

Feb

-12

Jul-12

Dic

-12

Ma

y-1

3

Oc

t-13

Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

[GWh/día]

Balance energético Sistema colombiano

31

162

6917861148 2. GESS

7320870 1. MATALAS

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTA

VERANO/13VERANO/12

49156531081636 2. GESS

70173721401836 1. MATALAS

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTAINTERIORCOSTACASO

VERANO/11VERANO/10VERANO/09 GAS [MPCD]

GAS [MPCD]

CARBÓN [Miles de toneladas/mes]

VERANO/09 VERANO/10 VERANO/11 VERANO/12 VERANO/13

1. MATALAS 51 172 168 163 219

2. GESS 38 153 148 149 202

FUEL OIL[Miles de MBTU/día]

VERANO/09 VERANO/10 VERANO/11 VERANO/12 VERANO/13

1. MATALAS 0 211 84 716 368

2. GESS 0 371 1252 1539 2245

Consumos promedio de combustibles 2009-2013

32

Conclusiones y Recomendaciones

En el Caso Matalas no se presenta déficit con violación de los índices de confiabilidad durante todo el horizonte de estudio, mientras que para el Caso Gess se presentan los siguientes casos de déficit con violación del VERE_C: Verano 2010-2011, dos (2) casos (5.85%), verano 2011-2012, uno (1) caso (5.19%), verano 2012-2013, uno (1) caso (5.11%), y verano 2013-2014, uno (1) caso (9.88%), porcentajes referidos a la demanda de energía del mes. Esta situación evidencia un riesgo de desatención de la demanda, el cual se podría materializar si se tiene una situación seca profunda y prolongada, y no se cuente con suficiente gas y combustibles líquidos para generación.

En caso de presentarse series muy secas, a partir del verano 2009 – 2010 se requeriría utilizar combustibles líquidos. Para el verano 2009 – 2010, los requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 72 MPCD (Caso Matalas) y 53 MPCD (Caso GESS).

33

Conclusiones y Recomendaciones

Es de vital importancia que la ampliación contemplada del gasoducto Ballenas - Barranca de 190 a 260 MPCD se disponga para diciembre de 2009. De igual forma, se requiere que las obras programadas en el mediano plazo para aumento en producción (Gibraltar, Cusiana y otros) se ejecuten en los tiempos previstos.

Igualmente, es necesario adecuar la infraestructura y la logística de producción y transporte de combustibles líquidos en el país y estar así preparados para afrontar hidrologías secas.


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