BOLETÍN INFORMATIVO CÁ= MARA SECTORIAL DE ENERGÍA

2010-06 (Marzo 25/2010)

PRÓXIMA REUNIÓN DE CÁMARA SECTORIAL DE ENERGÍA:=

Fecha: martes 20 de abri= l de 2010

Hora: 9 am a 12:30 pm

Lugar: Andesco – Salón 306

Buenos días,

Para su información, estas son las principales novedades de interés sectorial:

1.   REGULATORIAS, NORMATIVAS Y JURÍDICAS

Proyecto de Decreto modificatorio del Decreto 2687 de 2008 sobre Abastecimiento de Gas.

Para conocimiento del sector, se publica el proyec= to de Decreto por el cual se modifica el Decreto 2687 de 2008.

El MME anuncia que recibe comentarios hasta el = lunes 29 de marzo a las 5:00 pm al correo electrónico: laperez@minminas.gov.co=

Favor descargar el texto del proyecto modificatori= o en el siguiente vínculo:

Proy Decreto modificatorio D-2687

_______________________________= ___________________________________________________________________________= _________

-      RESOLUCIONES=

Resolución CREG-043 de 2010. = Se aclaran dispos= iciones de la Resolución CREG 097 de 2008 relacionadas con la regulaci&oacut= e;n de calidad del servicio en los Sistemas de Distribución Local y se adoptan disposiciones complementarias a dicha resolución.=

(18-mar-2010)

Una vez surtido el procedimient= o de consulta de la Res CREG-177 de 2009 y que la CREG realizara reuniones con 24 Distribuidores, se expiden unas correcciones o aclaraciones al Anexo 11 de = la Res CREG-097/2008 sobre el reglamento de calidad del servicio en Distribución.

Resolución CREG-041 de 2010. = Modifica el cobro= y recaudo del Sobrecosto por sustitución de gas natural por combustibl= es líquidos de la Resolución CREG-13= 6 de 2009.

(18-mar-2010)

Las modificaciones a la Res CREG-136 de 2009 son:

1.    Respecto al costo de sustitución (Art 3)

·         El cálculo del costo de sustitución se establece mensual y publicados por el CND

·         Los costos de sustitución para el periodo oct/09-mar/10 serán publicados por el CND en abril/10

2.    Respecto al recaudo (Art 4)

·         Se establece un recaudo mensual por productor-comercializador. Este recaudo tiene en cuenta un sobrecosto ͧ= 0;T ($/MBTU) para el costo de suministro respecto a la demanda de gas beneficia= da mensual

·         El ∆T es el resultado del mínimo valor ent= re 285 $/MBTU (ó 0.15 USD/MBTU*TRM 1900) y la tarifa resultante del sal= do acumulado en el mes m sobre la demanda beneficiada para ese mismo mes.

3.    Se difiere el sobrecosto de la sustitución= .

=

Resolución CREG-040 de 2010. = Se modifica de nu= evo reglas sobre Limitación de Suministro (LS)

(17-mar-2010)

Sobre la magnitud de la LS, se = modifica la Res CREG-039 con la siguiente flexibilización en el horario de in= icio para hacerlo viable operativamente por el Operador de Red encargado de ejec= utar la desconexión de los circuitos que atienden los usuarios del comercializador que se le inicia la LS.

=

ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS

DURACIÓN (Horas)

HORARIO
DE INICIO

Menor a 60 días calendario

3

Entre 07:00

y 13:00.

60 días calendario o más

4

Para los procesos de LS que se = iniciaron con antelación se aplican los siguientes horarios y magnitudes:=

ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS

DURACIÓN
(Horas)

HORARIO DE INICIO

Entre 31 y 60 días calendario

1

Entre 07:00

y 13:00

Entre 61 y 90 días calendario

2

Entre 91 y 120 días calendario

3

Mayor a 120 días calendario

4

Los costos por la ejecuci&oacut= e;n del programa de LS, lo asume el agente incumplido y se cobrará el ca= rgo de reconexión que cobra el Comercializador integrado al OR, conforme= la Res CREG-225 de 1997.

Resolución CREG-039 de 2010. = Se modifican reglas para Limitación de Suministro

(10-mar-2010)

Teniendo en cuenta la propuesta sometida a consulta en la Res CREG-014 de 2010 sobre la modificación a la regulación de la Limitación de Suministro establecida en la R= es CREG-116 de 1998 y la Res CREG-001 de 2003, sobre la duración de la limitación:

=

ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS

DURACIÓN (Horas)

HORARIO
DE INICIO

Menor a 60 días calendario

3

Entre 08:00

y 09:00 am.

60 días calendario o más

4

y asì mismo sobre el Procedimiento para aplicar la Limitación de Suministro tanto para cliente final (Res 116/98) como en Bolsa (Res 001/03).

Resolución CREG-038 de 2010. = Se modifican los procedimientos de registro de fronteras comerciales y se establecen otras disposiciones.

(5-mar-2010)

En caso de inicio de un procedimiento de Limitación de Suministro, no se exigirá la certificación de paz y salvo y tiempo mínimo de vigencia del contrato, para proceder al cambio de comercializador y registro de la front= era comercial.

Se modifica el procedimiento de registro de la frontera comercial establecido en el art. 2 de la Res CREG-0= 06 de 2003.

Se modifica la Res CREG-024 de = 1995 sobre Terminación de contratos y requisito de reporte al ASIC con antelación mínima de 7 días calendario.

Resolución CREG-037 de 2010. = Consulta proyecto de regulación de facturación y recuado conjunto del tributo de Alumbrado Públi= co.

Se somete a consulta un proyect= o de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG = con la cual se regula el contrato y el costo de facturación y recaudo conjunto con el servicio de energía de la contribución creada= por la Ley 97 de 1913 y 84 de 1915 con destino a la financiación del servicio de alumbrado público.

(15-mar-2010)

Plazo de comentar= ios hasta el 29 de abril de 2010.

Resolución CREG-036 de 2010. Modifica funcionamiento del MEM sobre Restricciones (Res 034) y Sostenimien= to de la confiabilidad (Res 137/09 y 010/10).

(10-mar-2010)

Se modifica parcialmente las Resoluciones CREG-034 de 2001, 137 de 2009 y 010 de 2010 y se dictan otras normas sobre el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista.

Se define que el Precio de Reconciliación positiva para las plantas hidráulicas que est&= aacute;n inferior al Nivel de Probabilidad de Vertimento –NPV-, será ig= ual al precio de Bolsa.

Para no producir vertimientos, = el Nivel de ENFICC Probabilístico (NEP) de que trata la Resolució= ;n CREG 137 de 2009 y la cantidad de energía vendida y embalsada según la Resolución CREG 010 de 2010 tienen un valor máximo del 80% del volumen útil agregado de los embalses asociados a plantas de generación.

= ;

Nota: XM publicó los valores del Nivel de ENFICC Probabilísticos (NEP) verificados por el CND aplicando el procedimie= nto establecido en la Resolución CREG-036 de 2010.

Ver Valores=

Resolución CREG-035 de 2010. WACC para convocatorias de expansión en Transmisión

(10-mar-2010)

La CREG aprobó la tasa de descuento y el perfil de pagos para evaluar las propuestas que se presenten= a los procesos de libre concurrencia que se adelanten para ejecutar proyectos= de expansión del Sistema de Transmisión Nacional.

El WACC será igual a la última tasa de retorno que haya aprobado la CREG, antes de la iniciación del respectivo proceso, para remunerar la actividad de transmisión con la metodología de ingreso máximo.=

Resolución CREG-034 de 2010. Consulta Requisitos Auditorías a la información de gastos AOM= en Transmisión

La CREG publicó un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG con el fin de precisar los mecanismos de verificación de la información de AOM entre= gada por los Operadores de Red para el ajuste anual del porcentaje de AOM a reconocer (Auditorías)

(10-mar-2010)

Resolución CREG-033 de 2010. Consulta Requisitos Auditorías a la información de gastos AOM= en Distribución

La CREG publicó un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG = con el fin de precisar los mecanismos de verificación de la información de AOM entregada por los Operadores de Red para el ajuste anual del porcentaje de AOM a reconocer (Auditorías)

(10-mar-2010)

= ;

Resolución CREG-027 de 2010. = Resuelve el recurso de reposición interpue= sto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., con= tra la Resolución CREG 112 de 2009 y, de oficio, se modifica el artículo 1 de la misma Resolución (Cargos de Distribuci&oacut= e;n)

(15-mar-2010)

Resolución CREG-026 de 2010. = Resuelve el recurso de reposición interpue= sto por EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. contra la Resolución CREG 105 de 2009 (Cargos de Distribución)

(18-mar-2010)

Resolución CREG-025 de 2010. = Resuelve el recurso de reposición interpue= sto por la Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 102 de 2009 (Cargos de Distribución)

(15-mar-2010)

Resolución CREG-024 de 2010. = Resuelve el recurso de reposición interpue= sto por la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 114 de 2009 (Cargos de Distribución)

(18-mar-2010)

<= /p>

CIRCULARES

Circular CREG-024 de 2010. GLP - Se convoca = a un taller CREG sobre el Reglamento de Comercialización mayorista de GLP= .

(23-mar-2010)

=

El taller tendrá lugar el miércoles 7 de abril de 2010, a las 9:00 a.m., en el auditorio de la CREG

Circular CREG-023 de 2010. Se amplía plazo para reporte de la información histórica de Pérd= idas de Energía de la Circular 019

(23-mar-2010)

Considerando el volumen de información a reportar y una vez revisados los cronogramas internos = de trabajo, se amplía el plazo de entrega de la información para= el viernes 26 de marzo de 2010.
La información debe reportarse a la CREG en medio magnético al correo electrónico creg@cr= eg.gov.co, indicando en el asunto Información Circular CREG 019 de 2010.

Circular CREG-022 de 2010. Solicitud de información a Distribuidores sobre expansiones de red y flujos de energía

(23-mar-2010)

La CREG solicita informaci&oacu= te;n correspondiente a las expansiones realizadas a partir del año 2008 y= los reportes de los flujos anuales de energía de su sistema.<= /span>

El plazo para reporte de la expansión anual del OR es a más tardar el día 31 de marzo de cada año y la de flujos de energía a más tardar el último día hábil del mes de abril de cada año.

&= nbsp;

Circular CREG-021 de 2010. Nueva aclaración para el cálculo del nivel ENFICC probabilís= tico

(12-mar-2010)

Circular CREG-020 de 2010. Aclaración= de las variables que se deben utilizar para la declaración del nivel EN= FICC probabilístico

(12-mar-2010)

Circular CREG-019 de 2010. Reporte de información histórica de Pérdidas de Energía y facturación a cliente final

(12-mar-2010)

Se solicita a las empresas Distribuidoras el diligenciamiento de los formularios contenidos en el archivo anexo publicad= o en la página web. La información debe ser consistente con la env= iada anteriormente por el OR a la Comisión en respuesta a lo solicitado e= n la Circular CREG 055 de 2007.

El plazo para el reporte de información fue el 23 de marzo de 2010.

<= span lang=3DES-CO style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Trebuchet MS","sans-ser= if"; color:windowtext;mso-ansi-language:ES-CO;mso-fareast-language:ES-CO;mso-no-= proof: yes;text-decoration:none;text-underline:none'>

Circular CREG-018 de 2010. Modelo pa= ra cálculo de ENFICC Probabilístico
(10-mar-2010)

De acuerdo con lo establecido en el artícu= lo 3 de la Resolución CREG 036 de 2010, la Dirección Ejecutiva de = la Comisión publica el modelo para el cálculo del Nivel ENFICC Probabilístico.

Adicionalmente, la CREG convocó a un taller el 12 de marzo para explicar la Resolución CREG 036 de 2010 y el funcionamiento del modelo en cuestión.

<= span lang=3DES-CO style=3D'font-family:"Trebuchet MS","sans-serif";color:blue; mso-ansi-language:ES-CO;mso-fareast-language:ES-CO;mso-no-proof:yes;text-de= coration: none;text-underline:none'>

Circular CREG-017 de 2010 y Anexo. Solicitud de información sobre Calidad de la Potencia.

(10-mar-2010)

Solicitud de información sobre el sistema = de medición y registro de la calidad de la potencia en las Subestacione= s.

<= span lang=3DES-CO style=3D'font-family:"Trebuchet MS","sans-serif";color:windowt= ext; mso-ansi-language:ES-CO;mso-fareast-language:ES-CO;mso-no-proof:yes;text-de= coration: none;text-underline:none'>

<= /p>
Circular CREG-016 de 2010. Convocato= ria a taller CREG sobre Calidad del Servicio realizado el 17 de marzo de 2010.<= /span>

(10-mar-2010)

=

Ver Novedades los resultados del taller CREG=

=

<= /p>
Circular CREG-015 de 2010. Complemento sobre Factores de Pérdidas de Distribución para referir al STN

(9-mar-2010)

Adicional a la Circular CREG 058 de 2009, se publ= ican los factores de pérdidas para los siguientes Distribuidores:

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4.   INFORMATIVAS

Energía para el desarrollo de= las regiones y cluster energético regional

(18-mar-2010)

D= urante 2006 y lo corrido del 2010, el Ministerio de Minas y Energía ha veni= do trabajando intensamente en mejorar el cubrimiento y la calidad del servicio= de energía eléctrica en todo el territorio nacional, a trav&eacu= te;s de los fondos de apoyo financiero para la electrificación y la construcción de mega proyectos que mejorarán la confiabilidad= del sistema, conscientes de de que uno de los factores fundamentales para el desarrollo de las regiones y la competitividad del país es contar co= n un buen servicio de energía eléctrica.

&= nbsp;

M= illonarias inversiones, realizadas a través del Fondo de Apoyo Económico para la Electrificación de las Zonas No Interconectadas, FAZNI, han permitido llevar energía eléctrica a zonas muy apartadas de nuestra geografía, aumentando el número de usuarios de 115 mi= l en 2006 a más de 145 mil en 2010. Así mismo, se aumentó el número de horas diarias promedio de prestación del servicio de 10,9 a 15,62, durante el mismo periodo.

&= nbsp;

A= unque el número aparentemente no es tan significativo, llevar energí= ;a a estas poblaciones es una labor titánica que requiere enormes inversi= ones y grandes dosis de creatividad y en este sentido, el IPSE ha jugado un papel fundamental. Dentro de los proyectos que se destacan están la interconexión de Cartagena del Chairá y San Antonio de Getuchá, en el Caqueta; la de Puerto Rico y Puerto Concordia, en el Meta; Murindó, en el departamento de Antioquia; Piamonte, en el Cauc= a; Labranzagrande Pisba y Paya, en Boyacá; así como la prestación del servicio 24 horas en Inírida, Guanía.

&= nbsp;

El Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, ha realizado un excelente trabajo de legalización y adecuación de redes en las zonas que presentan altos índices de subnormalidad. Dur= ante los últimos años, se ha beneficiado a 45.301 usuarios en 120 barrios en todo el país, adicionalmente, se encuentran en ejecución nuevos proyectos para beneficiar a 96.000 usuarios de 270 barrios a lo largo y ancho del territorio colombiano.

&= nbsp;

A= hora bien, en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, se ha aumentado la cobert= ura en un 12,5%, al pasar de 8.905.443 usuarios a comienzos del periodo, a 10.019.000 usuarios al día de hoy. Lo que quiere decir que, en total= , el aumento en la cobertura del servicio de energía eléctrica pasó del 93,6% al 94,9%. Esto se ha logrado gracias a las inversiones realizadas en infraestructura, tanto de generación, como de transpor= te y distribución.

&= nbsp;

S= i bien durante este cuatrienio se incrementó la capacidad instalada del SIN= de 13.277 MW a 13.495 MW y se sumaron 655 km en líneas de transmisión, la verdadera revolución energética se dará cuando entren en funcionamiento las once centrales de generación eléctrica contratadas en las subastas de Obligación de Energía en Firme, OEF, que adicionarán al país 9.290 GWh/año de energía en firme, equivalentes a 3.420,8 MW, con el fin de asegurar el abastecimiento de energía eléctrica en el mediano y largo plazo.

&= nbsp;

P= ara finales de 2010 se espera la entrada de Porce 3, con 165 MW y Flores IV, con 160 MW. Luego, para el 2012 entrarán las térmicas Termocol con 201,6 MW, a diesel y gas natural; y Gecelca, a carbón, con 150= MW, así como la hídrica Amoyá, con capacidad de 78 MW. Más adelante, para el 2015 y hasta el 2019 se asignó energía para seis proyectos hidráulicos: Pescadero-Itua= ngo, 1.200 MW; Hidrosogamoso, 800 MW; Porce IV, 400 MW; El Quimbo, 3= 96 MW; Miel II, 135.2 MW y Cucuana, 60 MW.

&= nbsp;

C= on la entrada en funcionamientos de estas generadoras se fortalecerá enormemente el sistema eléctrico colombiano, dándole mayor confiabilidad y disminuyendo así el impacto de fenómenos como= el del Pacífico, que hoy afrontamos.

&= nbsp;

E= n la medida en que se ha fortalecido nuestro sistema eléctrico, así mismo ha aumentado nuestra capacidad de exportación de energí= a, la cual a lo largo de este cuatrienio aumentó en un 39,6%, a través de la interconexión Betania – Altamira – M= ocoa – Jamondino (230 kV 250 MW). Es así, como las exportaciones de energía al vecino país del Ecuador pasaron de 6.291 GWh en 20= 06 a 8.640 GWh en 2010, lo cual representa un incremento en ganancias de US$ 494= ,254 millones a US$ 707 millones.

&= nbsp;

El sistema eléctrico colombiano ha demostrado ser uno de los más fuertes y competitivos de Latinoamérica, lo cual es para el Gobierno Nacional no solo un motivo de orgullo sino una motivación para seguir trabajando en su fortalecimiento con miras a ser el principal proveedor ene= rgético de nuestro continente.

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LBogotá, 19 de marzo de 2010

Los usuarios atendidos por la empresa Comercializar ven afectado desde hoy su servicio de energía eléctrica duran= te una hora diaria, como consecuencia del incumplimiento de las obligaciones de dicha empresa con el Mercado de Energía Mayorista por más de = un mes.

Esto corresponde a una aplicación del progr= ama de limitación de suministro de energía eléctrica establecido en la Resolución CREG 116 de 1998.

"En cualquier relación comercial lo qu= e se compra se debe pagar. Aquí pasa lo mismo, cuando un agente deja de cumplir sus obligaciones con el mercado, es decir pagarle al mercado por la energía que consume se le inicia un procedimiento de limitación de suministro", explicó el director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Javier Díaz Velasco.

La limitación del suministro podrá aumentar en la medida en la que Comercializar siga incumpliendo sus obligaciones. En efecto, la CREG expidió la Resolución 39 de = 2010 por la cual después de 15 días hábiles de incumplimien= to se inicia con la desconexión de 3 horas y si es superior a 60 d&iacu= te;as de mora se desconectan 4 horas.

"Los agentes deben entender la importancia de cumplir con sus compromisos para evitar que sus usuarios se vean afectados y estos a su vez deben saber que pueden cambiar de prestador de servicio"= ;, dijo el Experto Comisionado.

Agregó que esta medida es fundamental para asegurar la disponibilidad de energía en el futuro y garantizar la sostenibilidad del sector.

"Si se tolerara esta práctica de no pa= go, se llegaría a la situación de que no habría nadie dispuesto a vender energía eléctrica y por lo tanto se comprometería la prestación del servicio a todos los usuarios= del país", puntualizó.

La norma establece que la desconexión se de= be iniciar entre 7 de la mañana y 1 de la tarde, y el operador de red (= OR) es el encargado de hacer la programación e informar a todos los usuarios, como mínimo con un día de antelación de la limitación del suministro.

La CREG aclaró que es importante saber que = de acuerdo con la Corte Constitucional están protegidos y no se les pue= de interrumpir el suministro a usuarios como hospitales, guarniciones militare= s o de policía y cárceles.

CREG realizó taller de calidad del sistema de distribución local de energía eléctrica=

Bogotá, 17 de marzo de 2010

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y la Superintendencia de Servicios Públi= cos Domiciliarios, aclararon las inquietudes de las empresas de energía eléctrica con respecto al esquema de calidad del sistema de distribución local de energía.

Durante el taller se realizaron tres presentacione= s. La primera por parte de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis) que expuso el trabajo que ha realizado el gremio en esta materia.

Posteriormente la Superintendencia de Servicios Públicos presentó los formatos que se deben utilizar para reportar la información de calidad y la comercial en el Sistema Único de Información (SUI).

Y finalmente la CREG hizo un resumen del esquema de calidad Sistema de Distribución Local (SDL) y finalmente se abrirá un espacio para recibir inquietudes y comentarios.

Con el fin de brindar la posibilidad de conocer di= chas exposiciones, la CREG pone a disposición de los interesados las presentaciones.

Ver presentación Asocodis

Ver presentación Superservicios

Ver presentación CREG (act= ualizada)

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Minambiente lanza Política Nacional del Recurso Hídric= o

El MAVDT presentó el 19 de marzo, la Política Nacional para la Gestión Integral del Recurso Hídrico en el marco de la celebración del Día Mundial = del Agua, que se celebró el 22 de marzo.

El objetivo general de la Política es “garantizar la sostenibilidad del recurso hídrico, mediante la gestión y el uso eficiente y eficaz, articulados al ordenamiento y u= so del territorio y a la conservación de los ecosistemas que regulan la= oferta hídrica, considerando el agua cono factor de desarrollo econó= mico y de bienestar social, e implementando procesos de participación equitativa e incluyente.”

La Política Nacional para la Gestión Integral del Recurso Hídrico se compone de seis (6) objetivos específicos, cada un= o de ellos con sus respectivas estrategias, metas, indicadores y líneas de acción estratégicas.

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F= avor descargar el plegable resumen de la Política Hídrica e= n el siguiente vínculo:

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Comunicado DNP.

Fondo de Tecnología Limpia le aprueba a Colombia US$150 millo= nes para reducir el impacto del cambio climático

M= anila, Filipinas, 16 de marzo de 2010.- El Fondo de Inversión Climát= ica, particularmente, el Fondo de Tecnología Limpia, aprobó, hoy, = una propuesta presentada por Colombia a través del Director del Departam= ento Nacional de Planeación, Esteban Piedrahita, en Manila, Filipinas, por 150 millones de dólares para reducir el impacto del país en el cambio climático a través del desarrollo de sistemas de transporte sostenibles y de eficiencia energética.

D= el total de la donación de 150 millones de dólares, 50 millones = de dólares se destinarán al programa de eficiencia energé= tica y 100 para los sistemas de transporte sostenibles. Los recursos serán ejecutados por el Banco Mundial, el Banco Interamericano de Desarrollo y la Corporación Financiera Internacional.

La inversión total en ambos proyectos está alrededor de 3 mil millones de dólares (670 para Eficiencia energética y 2.325 p= ara sistemas sostenibles de transporte) incluyendo los recursos que provendrán del Gobierno colombiano, de los gobiernos locales, y espe= cialmente de Bogotá, y del sector privado, además de préstamos y recursos de cooperación de la banca multilateral, entre otros.

El Director General del DNP, Esteban Piedrahita, manifestó que la propu= esta de Colombia fue muy bien recibida por la junta. “Nuestro Plan de Inversiones fue aprobado sin reparos. Este es un gran paso para Colombia ya= que nos estamos perfilando como pioneros en el tema,” añadió= ;.

L= os dos grandes focos del Plan de Inversiones de Colombia son el afianzamiento de l= os sistemas sostenibles de transporte y la eficiencia energética. El supuesto que sustentaba el proyecto es que a pesar de que en la actualidad Colombia no es un gran emisor de gases nocivos para el calentamiento global, sí es altamente vulnerable al cambio climático, por lo que es= necesario poder asegurar el abastecimiento energético,

e= specialmente de energía limpia, y usar medios de transporte masivos eficientes y amigables con el ambiente, pues el sector transporte es responsable del 39%= de las emisiones de gas del país, cuando el promedio mundial es del 31%= .

El objetivo de la propuesta para el desarrollo de Sistemas Sostenibles de Transporte es seguir implementado Sistemas Integrados de Transporte Masivo y Sistemas Estratégicos de Transporte Público, profundizando las redes de las ciudades en las que ya existen e implementándolas de ce= ro en las demás y afianzando los programas de chatarrización.

P= or su parte, el objetivo del componente de eficiencia energética de este p= lan de inversiones es movilizar al sector privado para complementar las acciones tomadas por parte del sector público en asegurar que el suministro energético de Colombia en el largo plazo siga siendo limpio y eficie= nte.

E= n los últimos cuatro años en Colombia, más del 80% de los desastres naturales fueron causados por fenómenos hidroclimatol&oacu= te;gicos y a pesar de que no hay indicios de que estén ligados directamente al cambio climático, si es posible que aumenten si la temperatura prome= dio del mundo aumenta entre 1 y 1.5°C, como lo prevén los expertos.<= /span>

La propuesta, elaborada en conjunto con el Banco Interamericano de Desarrollo = y el Banco Mundial, fue presentada por el director del Departamento Nacional de Planeación, ante la junta directiva del fondo, compuesta por representantes de países donantes y receptores.

El Fondo de Tecnología Limpia fue aprobado en 2008 y se financia gracia= s a los esfuerzos mancomunados de la banca multilateral y de diferentes países. Éste tiene como objeto apalancar e impulsar tecnologías que tienen el potencial de disminuir las emisiones de ga= ses nocivos para el calentamiento global en el largo plazo. Se espera que el fo= ndo financie programas en 15 a 20 países o regiones en total. Colombia e= s el noveno país en presentar una propuesta a este fondo y el segundo país latinoamericano después de México.

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Retos de la regulación de Sector Energético (Sobre los contratos de conexión a STR)=

18 = de marzo de 2010

SAN= DRA MANRIQUE LOAIZA *Abogada asociada de Prieto & Carrizosa.

Especial para PORTAFOLIO

El = 26 de septiembre de 2008 la Comisión de Regulación de Energí= a y Gas (Creg) expidió la Resolución 097 de 2008, por medio de la cual se aprobó “La nueva metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y de distribución local”.

Si = bien se trata de una resolución expedida hace ya un tiempo, diferentes preocupaciones se han revelado en los últimos meses por parte de los agentes llamados a implementarla.

De = un lado, por parte de los operadores de redes de energía tanto del Sist= ema de Distribución Local (SDL) como del Sistema de Transmisión Regional (STR), y de otro lado por parte de los grandes usuarios de los servicios de distribución o de transmisión de energía eléctrica (Usuarios No Regulados).

La principal preocupación de los agentes, ha surgido del próximo vencimiento de los contratos de conexión suscritos entre ellos, en un contexto muy diferente al que hoy regula la Resolución 097 de 2008.<= o:p>

En efecto, tales contratos se suscribieron bajo la vigencia de la Resoluci&oac= ute;n 082 de 2002, la cual permitió que los mismos Usuarios No Regulados de los SDL o STR, uniendo esfuerzos y altísimos recursos económi= cos, construyeran infraestructuras que les permitieran conectarse al Sistema de Transmisión Regional, de manera conjunta, es decir que diferentes Usuarios No Regulados utilizaran un mismo activo de conexión a un ST= R.

Lo anterior, en su momento que no sólo fue una estructura permitida por= la regulación vigente sino que se constituyó en un mecanismo que desarrolló la expansión de conexiones eléctricas al STR financiadas por los usuarios industriales principalmente.=

Con= la expedición de la Resolución 097 de 2008, se eliminó la posibilidad que un mismo activo de conexión fuera utilizado por vari= os usuarios finales, toda vez que la definición introducida por esta Resolución respecto de un activo de conexión implica que este sólo será aquel que sea utilizado por parte de un único usuario final.

Res= pecto de este cambio, tantos los operadores de redes de transmisión y de distribución, así como los usuarios finales han mostrado preocupación.

De = un lado los operadores de red han propuesto a sus usuarios la posibilidad de discutir alternativas conjuntas con el fin de dar cumplimiento a la regulación vigente, las cuales en la mayoría de los casos se enfocan al desmonte de las conexiones existentes al STR, y de otro lado, pa= ra los usuarios, el desmonte de sus conexiones actuales implica no solo la pérdida del gran capital invertido en la construcción de las mismas sino además, el encarecimiento de sus tarifas de suministro de energía eléctrica, toda vez que debiendo desconectarse del STR deben entonces conectarse al SDL donde debe pagar cargos adicionales de distribución al operador de red respectivo.

Ant= e la situación planteada por la nueva regulación, es necesario plantearse un análisis desde dos escenarios distintos. Por una parte= , el escenario de los contratos suscritos con posterioridad a la expedició= ;n de la norma y por otra, el escenario de los contratos suscritos con anterioridad a la expedición de la Resolución 097 de 2008 y l= os cuales actualmente se encuentran vigentes y algunos próximos a su vencimiento.

Res= pecto de los primeros es evidente la inmediata aplicación de la Resolución 097de 2008 y en consecuencia un usuario final que pretenda conectarse al STR deberá hacerlo a través de un activo de conexión utilizado únicamente por tal usuario. Sin embargo, l= as dificultades se plantean respecto de los segundos, esto es, respecto de los contratos suscritos con anterioridad a la expedición de la nueva Resolución y en los cuales hay grandes inversiones realizadas por los usuarios.

El papel del regulador será determinante respecto de las soluciones y alternativas que puedan ser estudiadas. Tal vez una primera alternativa se encuentre en la acertada interpretación que ya una vez planteó= ; la propia Creg, considerando admisibles las prórrogas en contratos suscritos, siempre y cuando, el contrato conserve las condiciones estableci= das originalmente.

Una segunda alternativa estaría dada de modo estructural, desde la modificación de la Resolución 097 de 2008 que permitiera preservar las situaciones jurídicas consolidadas con anterioridad a = la vigencia de la misma.

No será menos importante y por el contrario valioso, el papel de la Superservicios en su papel de garante de los derechos de los usuarios.=

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24 de marzo de 2010

Isagen entró en la era de las energí= as renovables

Con varios proyectos eólicos en marcha, entre ellos el parque Jouktai y uno geotérmico en el Nevado del Ruiz, esta empresa incursiona en nuevas soluciones energéticas para el país.

Con una inversión cercana a los 60 millones de dólares, las empresas Isagen S.A. E.S.P. y Wayúu S.A. E.S.P, esperan construir próximamente el Parque Eólico Jouktai, en el Cabo de la Vela, municipio de Uribía (La Guajira). Tal proyecto ya fue avalado por la Corporación Autónoma Regional de La Guajira (Corpoguajira) qu= e, a comienzos del año, les otorgó a estas empresas generadoras de= energía, la licencia ambiental para la construcción y operación de este parque eólico.

El gerente general de Isagen, Luis Fernando Rico Pinzón, señala que se t= rata de un proyecto que tendrá inicialmente la capacidad de producir 31,5 megavatios. Por el momento, esta iniciativa se encuentra en su fase final de estudios y aún no se han tomado decisiones sobre su construcci&oacut= e;n y entrada en operación.

"Lo q= ue sigue del proyecto es acabar los estudios técnicos, los diseñ= os y empezar a trabajar en lo que sería la estructuración financie= ra, para evaluar si se puede lograr el cierre financiero en las condiciones de rentabilidad que haga posible decidir su construcción", explica Rico.

Reitera qu= e, aunque este es un proyecto relativamente pequeño, hay un beneficio p= ara las comunidades indígenas Wayúu, con las cuales se ha hecho t= odos los trámites de consulta previa y a raíz de los pactos que se hicieron con ellos es que se pudo llegar a obtener la licencia ambiental.

Pasos de acuerdo

Para la fi= rma de los acuerdos con la comunidad, se realizó un proceso de consulta previa, el cual incluyó la socialización del proyecto, la participación de las comunidades en la identificación y evaluación de impactos, la formulación de las medidas de mane= jo ambiental del Estudio de Impacto Ambiental y la negociación de las medidas de compensación, explica la resolución emitida por Corpoguajira.

La consulta previa y la reunión de protocolización de los acuerdos con las comunidades indígenas, se llevó a cabo según lo dispue= sto en el Decreto 1320 de 1998, reglamentario de la Ley 21 de 1991, por medio d= e la cual se aprueba el Convenio 169 sobre pueblos indígenas y tribales en países independientes, adoptado por la 76ª reunión de la Conferencia General de la Organización Internacional del Trabajo (OI= T) realizada en Ginebra en 1989, agrega dicho documento.

El proceso contó con la dirección y coordinación de Corpoguajira,= la Dirección de Asuntos Indígenas, Minorías Étnicas del Ministerio del Interior y de Justicia, la Secretaría de Asuntos Indígenas del departamento de La Guajira, la Secretaría de Asuntos Indígenas del municipio de Uribía, las comunidades indígenas del área de influencia directa del proyecto y las empresas promotoras del proyecto.

Segú= ;n el gerente de Isagen, se espera que este proyectos sea financieramente viab= le. "Lo que pasa con los proyectos eólicos en el mercado colombiano= , es que los precios de la energía hidroeléctrica hace que sea difícil la estructuración financiera de los mismos, pero la i= dea es seguir trabajando y ver si logramos conseguir condiciones que permitan e= sa estructuración financiera", indicó Rico.

Aunque no = se tiene una fecha definida de cuando estaría listo el parque eó= lico Jouktai, lo cierto es que estamos adelantando la estructuración financiera y si resulta factible estaríamos definiendo plazos para q= ue entre en funcionamiento próximamente.

Otros proyectos

Rico reconoció que Isagen tiene otros proyectos eólicos en otras z= onas del país, los cuales viene trabajando con Iberdrola, que es el más grande generador eólico que hay en estos momentos en el mundo.

Con esta compañía se ha hecho una evaluación del todo potencial eólico que tiene el país y se han identificado otras zonas en donde se están haciendo estudios preliminares. Esas zonas está= ;n ubicadas en La Guajira y en otras partes de la Costa Caribe.

Tambi&eacu= te;n Isagen está adelantando el tema de la energía geotérmi= ca y, en ese sentido, adelanta un estudio de prefactibilidad de un proyecto geotérmico en la zona del Nevado del Ruiz. Para emprender esta inici= ativa, Isagen comenzó por identificar las zonas en Colombia donde existe ese recurso geotérmico y se logró establecer cinco zonas y de est= as se ha escogido como la más promisoria el Nevado del Ruiz.=

En esta pa= rte del país se ha avanzado en una etapa de prefactibilidad, para luego pasar a la factibilidad que implica hacer perforaciones. El costo del proye= cto se conocería una vez terminen las evaluaciones, advirtió Rico= .

Sobre la f= echa en que podría entrar a operar este proyecto geotérmico anota = que es muy difícil aventurarse a asegurar un plazo. Isagen tiene toda su decisión de avanzar en los estudios e ir conociendo más la tecnología y, sobre todo, ver a qué precios podría sal= ir la energía de una planta geotérmica y, en ese momento, evalua= r si es factible que el mercado colombiano compre este tipo de energía.

Si bien en otros países están muy adelantados en este tipo de energías alternativas y suministran grandes cantidades para abastece= r la demanda, en Colombia falta mucho, porque aquí tenemos una gran rique= za hidroeléctrica por desarrollar, por tanto la electricidad producida = por este sistema tendrá un costo más bajo que la energía eólica, geotérmica e incluso la térmica.

Energ&iacu= te;a Limpia

El proyecto Jouktai será candidatizado al Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sob= re el Cambio Climático y por tanto comercializaría Certificados = de Reducción de Emisiones de CO2 (CER, por sus siglas en inglés)= .

Un porcentaje de estos ingresos sería trasferido a las comunidades del área directa de influencia del proyecto para ser invertidos en proyectos de desarrollo y mejoramiento de su calidad de vida.= De acuerdo con la generación esperada del proyecto, el parque eó= lico podría contribuir con una reducción de emisión de gase= s de efecto de invernadero de cerca de 40.000 toneladas anuales equivalentes de = CO2.

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B= ID: El sector energético de Latinoamérica es vulnerable por su depen= dencia al agua

22-mar-2010

CANCÚN, México (EFE).- Los sectores energéticos de América Latina tienen una "vulnerabilidad descarnada" frente al cambio climático por su gran dependencia = del agua, ya que el 68% de la electricidad se produce a partir de fuentes hidroeléctricas, advirtió hoy el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

En el marco de la Asamblea Anual del BID, que se celebra en la ciudad mexicana de Cancún, el organismo difundió= ; un informe en el que señala que estos niveles de dependencia al agua en energía eléctrica superan el promedio mundial que se sit&uacu= te;a en el 16%.

El BID destaca que la región posee cerca del 31% de los recursos del agua dulce del planeta, pero advierte que "en = los últimos años las severas sequías han convertido a esta= ventaja en una vulnerabilidad descarnada".

En ese sentido, la institución multilateral recordó que tan solo en Chile durante 2008 la producción hidroeléctrica cayó un 34 por ciento debido a la sequía que afectó al país.

Ese mismo año Argentina perdió 1,5 m= illones de cabezas de ganado y casi la mitad de su cosecha de trigo.

Además, "en 2009 y los primeros meses = de 2010, las principales ciudades de Venezuela, Ecuador, Colombia, Paraguay y México se vieron obligadas a racionar el agua, a cortar la electrici= dad o a adoptar ambas medidas al mismo tiempo, con daños económic= os inevitables", sostiene el documento.<= /o:p>

Estas situaciones "profundizaron la brecha en= tre aquellas personas que disfrutan de una conexión de agua en el hogar y los millones de latinoamericanos pobres que deben recurrir a los vendedores= de agua no regulada o adquirir líquido embotellada a elevados precios", agrega la investigación.<= o:p>

El texto del BID afirma que "existe un crecie= nte consenso en la región acerca de que el agua ya no puede ser tratada = como un bien libre y sin límites, y que los cambios en los suministros de este recurso pueden estar entre las primeras y más perjudiciales consecuencias del cambio climático".

Las repercusiones del cambio climático en l= as economías latinoamericanas han provocado que un mayor número = de países soliciten financiamiento de organismos internacionales para realizar estudios que permitan conocer la magnitud de ese impacto.

Colombia, Perú, Bolivia, Ecuador y la mayoría de las naciones caribeñas y de Centroamérica ya iniciaron estudios en la materia financiados por el BID, siguiendo el ejemp= lo de México, Brasil y Chile.

Los resultados de esos estudios y de otros que lle= van a cabo en la región organismos internacionales como Naciones Unidas deben permitir a los países llevar a cabo estrategias de adaptación ante la falta de agua.

"En algunos casos, la adaptación puede significar la construcción de nueva infraestructura para redirigir e= l agua desde los lugares donde abunda a los que están cada vez más secos", explicó el banco.

"En otros casos, la adaptación puede requerir cambiar hacia un uso más inteligente del agua en los sector= es agrícolas existentes", ya que se calcula que "la regi&oacu= te;n podría fácilmente duplicar su producción total de alimentos, utilizando la misma cantidad de agua", concluyó.

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Cordial saludo,

Marco A. Vera Díaz

Director Sectorial de Energía y Gas

ANDESCO

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