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Unidad de Planeación Minero Energética

20 años

Ley 1715 del 13 de Mayo de 2014

“Por medio de la cual se regula la integración de las

energías renovables no convencionales al sistema

energético nacional”

Unidad de Planeación Minero Energética – UPME

Cartagena, 26 de junio de 2014


20 años

Agenda

• Antecedentes y contexto

• Aspectos principales de la Ley 17 15 de 2014: objetivo y finalidad,

algunas definiciones, competencias, mecanismos propuestos

• Proceso de reglamentación de la Ley

• Análisis técnicos de soporte a la reglamentación (Proyecto UPME – BID): geotermia, solar fotovoltaica, eólica, biomasa, ZNI (zonas aisladas)

• Talleres de discusión con los agentes sobre los temas a reglamentar: 1ª

Rueda de negocios de proyectos FNCER, en el marco de FIMA 201;

respuesta de la demanda y entrega de excedentes

• Sistema de gestión de información y conocimiento en FNCER – SGI&C


20 años

Antecedentes

• Proyecto de iniciativa parlamentaria.

• Desde el Gobierno se buscó integrar y armonizar los diferentes intereses

e iniciativas, en un marco coherente y con una visión de futuro.

• Se recibieron comentarios de diferentes entidades como MME, CREG,

MADS, MHCP, y de diferentes organizaciones y gremios.

• Se tomaron en consideración iniciativas previas como la Ley de URE y

su plan indicativo, el estudio de competitividad de la industria realizado

por el PTP y los gremios del sector eléctrico con ECSIM, entre otras.

• Se buscó estructurar las bases para el desarrollo y evolución del sector

hacia las nuevas tecnologías, en armonía con la institucionalidad actual ylas características específicas del país.


20 años

Contexto

Hacia una nueva red

Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Marketshttp://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets

http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets


20 años

Objetivo de los planes de energía y minería

Lograr el abastecimiento interno y externo de

energía y minerales de manera eficiente, con el

mínimo impacto ambiental y generando valor para

las regiones y poblaciones.


20 años


20 años

Contexto

Hacia una nueva red

Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Marketshttp://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets

http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets


20 años

Contexto

Consumo Energía Final (ER y no-ER)

Total (2012): 1.094.136 TJ

Residencial206.414

Comercial y Público70.257

Industrial232.069

Transporte479.458

Agropecuario y Minero78.614

Construcciones6.487

No Identificado20.837

60%

40%

ER No-ER

2%

98%

ER No-ER

28%

72%

ER No-ER

5%

95%

ER No-ER

36%

64%

ER No-ER

4%

96%

ER No-ER

50%

50%

Ren No Ren25%

75%

ER No-ER


20 años

Contexto

Colombia – FNCER

Capacidad (potencia) instalada energías renovablesTecnología Capacidad (MW) Observación

Ele

ctri

cid

ad

(MW

)

Solar fotovoltaica 4,5 Sistemas aislados

Solar fotovoltaica 4,5 Aplicaciones profesionales

Eólico (generación electricidad) 19,5 Parque Jepirachi

PCH's (<10MW) 168,7

PCH's (10MW<P<20MW) 296,0

Biomasa‐Cogeneración 268,2 (8 ingenios)

Total 761,4

Cal

or

(MW

térm

ico

s) Biomasa‐Calordirecto -- Sin información

Solar térmica (calentadores de agua) 77,0 110.000 m2 de colectores solares*

Nuclear 0,1 Reactor de investigación

Total 77,1

Energía mecánica (#)

Molinos de viento Gaviotas, Jober, Indusierra y otros

>5000 Bombeo de agua

*IEASHC(2004) Converting solar thermal collector area in to installed capacity. Paris.


20 años

Objeto y finalidad de la ley

Objeto

• “… promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no

convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter

renovable, en el sistema energético nacional, mediante su

integración al mercado eléctrico, su participación en las zonas no

interconectadas y en otros usos energéticos como medio

necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción

de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad del

abastecimiento energético. Con los mismos propósitos se busca

promover la gestión eficiente de la energía, que comprende tanto

la eficiencia energética como la respuesta de la demanda.”

Se adicionó el subrayado


20 años


Objeto

Promover el desarrollo y la

utilización de FNCER

Integración al mercado eléctrico

Participación en las ZNI

Otros usos energéticos

Promover la gestión eficiente

de la energía

Eficiencia energética

Respuesta de la demanda

Expedición de lineamientos de política, regulación, beneficios, etc.


20 años


Finalidad

• “… establecer el marco legal y los instrumentos para la promoción

del aprovechamiento de las fuentes no convencionales de

energía, principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo

que para el fomento de la inversión, investigación y desarrollo de

tecnologías limpias para producción de energía, la eficiencia

energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la

política energética nacional…”

• “… establecer líneas de acción para el cumplimiento de

compromisos asumidos por Colombia en materia de energías

renovables, gestión eficiente de la energía y reducción de

emisiones de gases de efecto invernadero…”

Se adicionó el subrayado


20 años


Finalidad

PolíticasOrientar las políticas públicas y definir los instrumentos tributarios, arancelarios,

contables y de participación en el mercado.

ProgramasEstablecer el deber a cargo del Estado a través de las entidades del orden nacional,

departamental, municipal o de desarrollar programas y políticas.

Regulación Establecer criterios y principios que complementen el marco regulatorio actual.

CoordinaciónEstablecer mecanismos de cooperación y coordinación entre el sector público, el sector privado y los usuarios para el desarrollo de FNCER, y el fomento de la GEE.

Incentivos Incentivar la penetración de las FNCER en el sistema energético colombiano, la EE y la RD en todos los sectores y actividades, con criterios de sostenibilidad.

EstímulosEstimular la inversión, la I+D para la producción y utilización de energía a partir de

FNCER mediante incentivos tributarios, arancelarios o contables.

CooperaciónFijar las bases para establecer estrategias de cooperación que contribuyan al

propósito de la presente Ley.


20 años

Declaratoria de utilidad pública

e interés social

• La promoción, estímulo e incentivo al desarrollo de las actividades de

producción y utilización de FNCER se declara como un asunto de utilidad

pública e interés social, público y de conveniencia nacional, fundamental

para:

− asegurar la diversificación del abastecimiento energético pleno y oportuno,

− la competitividad de la economía colombiana,

− el uso eficiente de la energía,

− la protección del ambiente, y

− la preservación y conservación de los recursos naturales renovables.

Esta calificación tendrá efectos en lo referente a ordenamiento del territorio,urbanismo, planificación ambiental, fomento económico, en los

procedimientos administrativos de concurrencia y selección, así como a

efectos de expropiación forzosa.


20 años

Algunas definiciones

FNCE y FNCER

Fuentes No Convencionales

de Energía

Fuentes No Convencionales

de Energía Renovable

• Nuclear

• FNCER

• Eólica

• Geotérmica• Solar

• Biomasa• PCHs

• Mares


20 años


Autogeneración a pequeña y gran escala y excedentes

• Aquella actividad realizada por personasnaturales o jurídicas que producen energíaeléctrica principalmente, para atender suspropias necesidades.

• En el evento en que se generen excedentesde energía eléctrica a partir de tal actividad,estos podrán entregarse a la red, en lostérminos que establezca la CREG para talfin.

• La UPME establecerá el límite paraconsiderarse depequeñao gran escala.

• Excedente: La energía sobrante una vezcubiertas las necesidades de consumopropias, producto de una actividad deautogeneración o cogeneración.


20 años


GD, GEE y RD

• Generación distribuida (GD). Es laproducción de energía eléctrica, cercade los centros de consumo, conectadaa un Sistema de Distribución Local(SDL).

• Gestión eficiente de la energía.Conjunto de acciones orientadas aasegurar el suministro energético através de la implementación demedidas de eficiencia energética yrespuesta de la demanda.

• Respuesta de la demanda. Consisteen cambios en el consumo de energíaeléctrica por parte del consumidor, conrespecto a un patrón usual deconsumo, en respuesta a señales deprecios o incentivos diseñados parainducir bajos consumos.


20 años

Competencias

Competencias administrativas del Gobierno

• Ministerio de Minas y Energía

• Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG

• Unidad de Planeación Minero Energética – UPME

• Ministerio de Hacienda y Crédito Público

• Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

• Autoridad Nacional de Licencias Ambientales

• Corporaciones Autónomas Regionales


20 años

Mecanismos propuestos

Promoción de la autogeneración y la GD

Autogeneradores

Pequeña escala

FNCER

Entrega de excedentes

Mecanismos simplificados

Créditos de energía

Venta de créditos

FCE


Mecanismos simplificados

Gran escala


Generación distribuida

Venta de energía, remuneración según beneficios al sistema

Programas de divulgación masiva y focalizada


20 años



• El Ministerio de minas y Energía delegará a la CREG para que

establezca mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta

de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en

períodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de

demanda; así como también para responder a requerimientos de

confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o

por la misma CREG.


20 años

Áreas de servicio exclusivo de energía

eléctrica y gas combustible

Esquema de incentivos a los prestadores del servicio de energía

eléctrica en ZNI


Sustitución de generación con diésel en las ZNI

Objetivo

Reducir los costos

de prestación del

servicio y las

emisiones de

gases

contaminantes


20 años


Desarrollo y promoción de las FNCE y la gestión

eficiente de la energía en las ZNI

ZNI

Soluciones híbridas

Utilización de fuentes locales

para la producción de

energía diferente a la electricidad

Esquemas empresariales

Uso de GLP

Eficiencia energética y respuesta de la demanda

Información, transferencia de tecnología y capacitación

Instrumentos para la

financiación de programas

- FAZNI


20 años


Fondo de Energías No Convencionales y Gestión

Eficiente de la Energía (FENOGE)

• Financiar programas de FNCE y gestión eficiente de la energía.

• Los recursos podrán ser aportados por la Nación, entidades públicas o

privadas, así como por organismos de carácter multilateral e

internacional.

• Será reglamentado por el Ministerio de Minas y Energía.

• Se podrán financiar, entre otros, programas y proyectos dirigidos al

sector residencial de estratos 1, 2 y 3, tanto para la implementación de

autogeneración a pequeña escala, como para la mejora de eficiencia

energética.


20 años


Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE

• Renta

− Reducir anualmente de su renta, por los 5 años siguientes al año gravable enque hayan realizado la inversión, el cincuenta por ciento (50%) del valor totalde la inversión realizada.

− El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al50% de la renta líquida del contribuyente, determinada antes de restar el valorde la inversión.

• IVA

− Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados quese destinen a la preinversión e inversión, para la producción y utilización deenergía partir de las fuentes no convencionales, así como para la medición yevaluación de los potenciales recursos estarán excluidos de IVA.


20 años


Incentivos a la inversión en proyectos de FNCE

• Aranceles

– Exención del pago de los derechos arancelarios de importación demaquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente paralabores de preinversión y de inversión de proyectos con FNCE.

– Será aplicable y recaerá sobre maquinaria, equipos, materiales e insumosque no sean producidos por la industria nacional y su único medio deadquisición esté sujeto a la importación de los mismos.

• Depreciación acelerada de activos

– Aplicable a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para lapreinversión, inversión y operación de la generación con FNCE, que seanadquiridos y/o construidos, exclusivamente para ese fin.

– La tasa anual de depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%) comotasa global anual


20 años

Proceso de reglamentación

Priorización de temas

1. Excedentes de autogeneración y cogeneración

2. Respuesta de la demanda

3. Generación distribuida

4. Zonas No Interconectadas

5. Incentivos a las FNCER

6. Eficiencia energética

7. FENOGE


20 años

Proceso de reglamentación

Cronograma preliminar

Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Difusión

Talleres socialización

Documentos preliminares

Discusión doc. prelim.

Documentos definitivos


20 años

Análisis técnicos de soporte a la reglamentación

Proyecto UPME – BID

Objetivos del proyecto

Doc. propuesta de instrumentos

Evaluación beneficio / costo

Revisión bibliográfica

Diseño de instrumentos

Identificación de barreras e

instrumentos

Difusión

Identificación de oportunidades de

uso de FNCER

Escenarios y proyecciones

Doc. consolidado de barreras

Lineamientos de política (Ley 1715/2014)

Doc. evaluación beneficio costo

Doc. estrategia de desarrollo

SGI&C – FNCER activo

Ruedas de negociosFortalecimiento

institucionalFortalecimiento capital humano


20 años

Análisis técnicos de soporte


Geotermia (proyectos en zonas de alto potencial)

• Fortalecimiento institucional • Procura de marco normativo (ANLA y MADS)

• Por comentar, propuesta metodología calculo ENFICC

Solar fotovoltaica* (generación distribuida)

• Estimación de potenciales •Análisis de escenarios de penetración

• Propuesta y análisis de esquema de remuneración favorables al usuario y al operador

Eólica (proyectos en zonas de alto potencial)

• Estudio de COWI (efectos técnicos, viabilidad económica y financiera)• Propuesta de integración de fuentes intermitentes al mercado

•Análisis de alternativas para el desarrollo infraestructura de conexión

Biomasa (para cogeneración en la industria)

•Análisis del caso de industrias de Caña de Azúcar, Palma y otras (Lácteos, Bebidas y Cementos principalmente)• Formulación de escenarios y proyecciones de aprovechamiento

• Propuesta esquemas de entrega de excedentes (co-generadores y auto-generadores)

ZNI (soluciones con FNCER)

• Por analizar , propuesta nueva metodología de remuneración de la CREG•Análisis de soluciones híbridas con la herramienta HOMER

• Trabajo de la UPME en PERS


20 años



Análisis de barreras - metodología de priorización

Relevancia de la barrera en el desarrollo de la fuente

Facilidad de implementación de la solución

Papel del Estado en lasolución

Beneficios de la tecnología/recurso

Costos estimado de la solución

20

20

2020

20


20 años

Barreras

TIPO BARRERAS COLOMBIA

COSTOS Y

PRECIOS

Subsidios directos o indirectos a los

combustibles fósiles

En las ZNI existen subsidios al diésel para generación

eléctrica

Altos costos de inversión Falta un estudio detallado de costos

No es fácil acceder a la información real de costos, hay

muchas tecnologías que no tienen costos de referencia

para Colombia

Dificultad en la evaluación del riesgo en el

precio de los combustibles

Fijación poco favorable de precios de

electricidad

Despacho en bolsa para generación hidráulica y cargo

por confiabilidad para generación térmica

Costos transaccionales Falta de información del recurso

Falta de procedimientos claros para su licenciamiento

Externalidades ambientales No se tienen en cuenta para definición de costos

Retrasos ocasionados por restricciones ambientales y

sociales


20 años

Barreras


LEGAL Y

REGULATORIO

Falta de marco regulatorios para

productores pequeños e independientes

Restricción a ventas de excedentes de autogeneración

Falta de estándares

técnico para pequeñas instalaciones

Restricciones para la construcción Falta de mano de obra calificada, en el caso de

cogeneración limitantes por plantas menores, asociación

a procesos productivos.

Auto generadores limitación en los tamaños (eficiencias)

por imposibilidad de ventas de excedentes

Accesos a la red de transmisión Dificultades en la conexión de cogeneradores por

remuneración de carga de respaldo

Viabilidad técnica y económica de conexión al STN de

proyectos de generación, especial en la zona norte donde

no habría circuitos disponibles para la conexión

Requerimiento de conexión a la red No existen específicos en los casos que se necesitan

Requisitos para seguros de

responsabilidad


20 años

Barreras


MERCADO

Falta de acceso a crédito y financiamiento De acuerdo con Climate Scope Colombia está rezagada

en este aspecto frente a otros países de la región.

Esta apreciación coincide con la información recolectada

por CIDES en la cual no existe vinculación y/o

conocimiento del sector financiero

Percepción de incertidumbre y riesgo frente al

desempeño de la tecnología

La falta estándares, reglamentos y normas junto con

experiencias poco exitosas pueden acrecentar la

percepción de riesgo sobre la tecnología

Falta de capital humano calificado En particular para instalaciones de pequeña escala esto

se convierte en una barrare ya que al no haber

programas de capacitación, las instalaciones será

diseñadas y realizadas por personal sin calificaciones

resultando en malos desempeños de la tecnología

Información El acceso a la información de mediciones apropiadas

para estimaciones de potenciales no es igual para los

recursos convencionales como para las FNCER, estos

costos adicionales de medición incrementan los costos

pre-operativos

Competencia imperfecta Presencia de oligopolio o monopolios que pueden

presionar las formación de precios y la penetración de

las tecnologías


20 años



Energía geotérmica – Barreras identificadas

• Falta de claridad en términos de

referencia específicos y de

procedimientos de

licenciamiento de proyectos

geotérmicos.

• Operación de la planta de

geotermia vs. Inflexibilidad y

desviaciones en el despacho.

• Alto costo y riesgo de estudios

previos para buscar, identificar y

cuantificar la viabilidad de un

proyecto geotérmico.


20 años



Energía geotérmica - Taller con la ANLA, febrero 4/2014

Identificación previa

ExploraciónPerforaciones

de pruebaEstudio de factibilidad

PerforacionesConstrucción y ejecución

Operacion y mantenimiento

• Propiedad y derechos de la tierra.• Existencia de áreas protegidas como

parques naturales.• Limitaciones regulatorias para la

utilización del recursos.

• Interés por desarrollo de proyectos.• Falta reglamentación especifica y

clara frente al licenciamiento.• Acompañamiento al MADS, ANLA y

agentes.


20 años



Energía solar fotovoltaica – Barreras identificadas

• Autogeneración y venta de

excedentes.

• Política energética.

• Normas y estándares técnicos.


20 años



Energía solar fotovoltaica – Potenciales

Ciudad Área (m2) Ubicación HSS

Bogotá 330.193.785Lat. N: 4°35'56''

Lon. O: 74°04'51''4,31

Medellín 110.220.000Lat. N: 6°14'41''

Lon. O: 75°34'29''4,55

Cali 118.831.700Lat. N: 3°27'00''

Lon. O: 76°32'00''5,66

Barranquilla 154.000.000Lat. N: 10°57'50''

Lon. O: 74°47'47''5,69

Riohacha 24.640.000Lat. N: 11°32'39''

Lon. O: 72°54'25''5,90


20 años




CiudadConsumo (kWh) Potencia del sistema (W)

Estrato 1 y 2 Estrato 5 Estrato 6 Estrato 1 y 2 Estrato 5 Estrato 6

Bogotá 130 250 350 1250 2400 3400

Medellín 130 250 350 1200 2300 3200

Cali 130 250 350 950 1840 2580

Barranquilla 173 429 696 1270 3140 5100

Riohacha 173 429 696 1220 3030 4900

Potencial máximo si todos

los predios unifamiliares y

viviendas propias de

estratos 1, 2, 5 y 6

instalaran SSF.


20 años




-

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

Bogotá Medellin Cali Barranquilla Riohacha

$/k

Wh

LCOE / Tarifas

Media Precio promedio de la factura

* HSS horas de sol estándar (diarias)


20 años



Energía solar fotovoltaica –Análisis financiero E1 y E2

CiudadNúmero

de usuarios

Ahorro en subsidios al año

($Millones)

Energía anual ahorrada

(MWh-año)VPN

Años de recuperación

de la inversión

Bogotá 123.000 34.800 99.000 < 0 19 -24

Medellín 67.000 20.000 55.000 < 0 23 - 25

Cali 89.000 38.500 100.000 < 0 12 - 14

Barranquilla 88.000 27.500 95.000 < 0 20 -25

Riohacha 23.000 8.400 25.500 < 0 19 -24

¿Desmonte de subsidios en el largo plazo?


20 años



Energía solar fotovoltaica –Análisis financiero E5 y E6

• Entrega de excedentes:

• El monto de las inversiones incentiva a los usuarios a autogenerar hasta

cubrir su consumo, no hay señales económicas para la sobreinstalación

CiudadAhorro en la factura($-año)

Energía producida para consumo

(kWh-año)VPN

Años de recuperación

de la inversión

Con beneficio del IVA contemplado en la Ley 1715/14

Bogotá 1.900.000 4.720 > 0 10 8

Medellín 1.300.000 3.700 > 0 9 8

Cali 1.300.000 3.800 > 0 7 6

Barranquilla 2.000.000 6.500 > 0 8 7

Riohacha 2.000.000 6.600 > 0 7 6


20 años



Energía eólica – Barreras identificadas

• Proceso de licenciamiento y

consulta previa.

• Requerimientos técnicos que

deben cumplir los ER para

conectarse y operar en el SIN.

• Distancia a la Infraestructura

necesaria.


20 años



Energía eólica – Estudio de caso (análisis financiero)

• Un parque eólico de 100 MW.

• 48 turbinas Sulzon S-97.

• Interconectado al STN.

Especificaciones técnicas aerogenerador

Sulzon S-97Potencia nominal 2100 kW

Velocidad de arranque 3,5 m/s

Velocidad nominal 11 m/s

Velocidad de parada 20 m/s

Diámetro 97 m

Área de barrido 7368 m2

Frecuencia del generador 50/60 Hz

Tipo de generador Asincrónico trifásico de

inducción

Tipo de torre Torre tubular de acero

Altura de la torre 80m, 90m, 100m


20 años




• Recurso y generación

ENFICC BASE (kWh/día) = 24*1000*0.060*CEN

ENFICC 95% PSS (kWh/día)= 24*1000*0.073*CENCEN: capacidad Efectiva Neta (MW)ENFICC BASE = 144000 kWh/día

ENFICC 95% PSS= 173520 kWh/día

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

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

MW

h

Producción media de energía


20 años




• Transmisión:

– Dos líneas de 220kV desde Puerto

Bolívar hasta Cuestecitas, con longitud

≈ de 142 km.

– Línea de 220kV entre los nodos Copey

220kV a Valledupar con longitud 116,3

km.

– Refuerzo en el enlace la línea Guajira –

Santa Marta 220kV.

– Costo aproximado: 107.199.148 USD.


20 años




• Es necesario cuantificar el impacto de este tipo de proyectos y evaluar las

alternativas que permitan el aprovechamiento del potencial eólico y su integración

al SIN.

Proyecto sin transmisión

Escenario sin incentivos Con incentivos Ley 1715/14

VPN TIR AÑOS VPN TIR AÑOS

<0 8% 9 >0 10% 7

Proyecto con transmisión

Situación sin incentivos Con incentivos Ley 1715/14

VPN TIR AÑOS VPN TIR AÑOS

<0 4% 13 <0 4% 12


20 años



Energía de la biomasa – Barreras identificadas

• Condiciones y requisitos

técnicos para ser cogenerador.

• ¿Quién puede cogenerar?

• Acceso al Cargo por

Confiabilidad.


20 años



Energía de la biomasa – Proyecciones sustitución de

energéticos fósiles con biomasa en la industria

• Modelo de sustitución de energéticos a partir de función de costos, calidad e impacto ambiental, con criterios de ponderación y supuestos de precios:

PENETRACIÓN DE FNCER = 𝑭(𝑪𝑨𝑬,𝑰𝑵𝑽, 𝑪𝑨𝑷, 𝑰𝑨𝑴)

Donde:– CAE = Costo Anual Equivalente (a ser minimizado)

– INV = Costo de la inversión inicial (a ser minimizado)

– CAP = Calidad de la prestación (a ser maximizada)

– IAM = Impacto ambiental (a ser minimizado)

• Se consideran opciones de aprovechamiento de combustibles derivados debiomasa como lo son: bagazo, otros residuos solidos directamente combustibles,carbón vegetal / cultivos energéticos, pellets, biogás, gas de síntesis y otrosproductos de procesos termoquímicos como la pirolisis.


20 años

0%

5%

10%

15%

20%

2010 2015 2020 2025 2030

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2010 2015 2020 2025 2030

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2010 2015 2020 2025 2030



Energía de la biomasa – Proyecciones sustitución de

energéticos fósiles con biomasa en la industria

18,27%

20,15%

22,58%

La biomasa como energético en la industria puede desplazar principalmente el uso de los siguientes combustibles fósiles: • Diesel • GLP• Crudo• Kerosene• Fuel Oil• Coque• Carbón• Gas

% participación de la biomasa a 2030Punto partida 2010: 17,56%


20 años



ZNI (zona aislada) – Caso de estudio San Andrés

• Análisis de la oferta de energía eléctrica y de diferentes mix de tecnologías (diésel, gas natural,

eólica)

• Utilizando el software Homer, se modeló el sistema de generación actual, en cuanto a las

características de las máquinas (capacidad, eficiencia, vida útil, etc.) y su participación en la canasta de generación, las nuevas tecnologías (gas natural y eólica), así como la demanda de

la isla.

Eólica:Capacidad: 6x2,5 MW

Man D/GN:85% GN, 15% D

Inversión: +$12 M

MirrleesBlackstone 1 y 2, 19,347 MW

EMD GM 1 – 617,1 MW


20 años




• Costo nivelado de generación y CU:

• Participación:

LCOE ($/kWh) % Reducción LCOE CU ($/kWh) % Reducción CUCaso base 0,367 - 0,417 -Caso 1: CB+GN 0,339 7,6% 0,389 6,7%Caso 2: CB+Eólico 0,345 6% 0,395 5,3%Caso 3: CB+GN+Eólico 0,338 7,9% 0,388 7,0%Caso 4: CB+GN+Eolico plus 0,332 9,5% 0,382 8,4%

Caso base Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4Mirrlees Blackstone MB 430 21% 6% 4% 5% 5%GM-EMD L16-710G4b 7% 10% 9% 5% 6%Man diesel 72% 13% 81% 16% 16%Man GN - 71% - 69% 60%Eólica - - 7% 7% 13%Total 100% 100% 100% 100% 100%


20 años




• Consumo de combustible:

• Ahorro en transferencias FSSRI para cada caso analizado:

Caso base Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4Diesel (Gal) 12.897.317 3.984.355 10.973.842 3.520.624 3.747.739

GN (m3) - 31.388.636 - 30.787.458 27.600.948

MBTU 1.690.859 1.580.119 1.438.688 1.498.936 1.421.342

$/año 40.512.780 35.432.420 36.963.800 33.533.852 31.913.530

% Ahorro - 13% 9% 17% 21%

LCOE ($/kWh)

% Reducción LCOE

CU ($/kWh)

% Reducción CU

Ahorro FSSRI

Caso base 0,367 0,417Caso 1: CB+GN 0,339 7,6% 0,389 6,7% $ 5.447.020.287,77 Caso 2: CB+Eólico 0,345 6% 0,395 5,3% $ 4.279.801.654,68 Caso 3: CB+GN+Eólico 0,338 7,9% 0,388 7,0% $ 5.641.556.726,62 Caso 4: CB+GN+Eolico plus 0,332 9,5% 0,382 8,4% $ 6.808.775.359,71

Total de transferencias FSSRI para 2013 en la isla de San Andrés: $ 81.121.695.000,00


20 años

1ª Rueda de negocios

Proyectos con FNCER

Realizada en el marco de FIMA 2014

• Dos jornadas realizadas los días 4 y 5 de junio de 2014 en Corferias.

• 45 empresas y entidades financieras oferentes de productos y servicios orientados al desarrollo de proyectos con FNCER a pequeña y mediana escala.

• Más de 53 empresas, entidades y actores interesados en este tipo de productos y servicios.

• Más de 300 encuentros entre los diversos actores mencionados.

• Alto porcentaje de encuentros con medianas posibilidades de concretar negocios en el mediano plazo.


20 años

1ª Rueda de negocios

Proyectos con FNCER

Realizada en el marco de FIMA 2014

• Enfoque en las siguientes tecnologías:

– Paneles fotovoltaicos

– Colectores solares (calentadores solares)

– Pequeños aerogeneradores

– Pequeños biodigestores y gasificadores

– Turbinas para pequeñas centrales hidroeléctricas

• Lanzamiento e invitación a proveedores de productos y servicios a registrar sus

empresas en el nuevo SGI&C – FNCER (http://www1.upme.gov.co/sgic/)

http://www1.upme.gov.co/sgic/


20 años

Talleres de discusión con los agentes

sobre los temas a reglamentar

Talleres de socialización (canalización de comentarios)

• Entidades del estado: MME, MADS, MHCP, CREG, IPSE, ANLA,

SSPD, etc.

• Desarrolladores de proyectos.

• Proveedores de tecnología.

• Financiadores.

• Gremios del sector.

• Universidades.

• Otros interesados.


20 años




• Tarifas diferenciadas (de tiempo de uso, de

tiempo critico, de tiempo real, etc.

• Cargas interrumpibles y control directo de

carga.

• Medición avanzada para respuesta de la

demanda.

• Figura de agregadores / comercializadores.


20 años




• Requerimientos y estándares técnicos.

• Tecnologías y esquemas de medición.

• Esquemas de comercialización y

entrega de excedentes.

• Categorización: autogeneración,

cogeneración, generación distribuida;

pequeña y gran escala.

• Impactos técnicos y económicos en la

red.


20 años

Sistema de gestión de información y

conocimiento en FNCER – SGI&C

ContextoReglamentos

Lista de proyectosFichas técnicas

Estadísticas

Académicos Institucionales

Comerciales

Académicas Financiamiento

Laborales

Directorio grupos de investigación, empresas,

blog y chat




20 años

GRACIASwww.upme.gov.co

[email protected]@upme.gov.co



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Próximo 25 de julio 2014:

Jornada de puertas abiertas UPME

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