Daño en segunda central térmica del país aumenta posibilidades de un racionamiento
'Zona Franca Celsia' redujo su capacidad de generación de energía en 230 megavatios (MW) luego de un daño en una de sus turbinas.
La suerte no está del lado del sistema eléctrico. En momentos en los quela sequía ha llevado el nivel agregado de los embalses a menos del 50%las malas noticias siguen presentándose. Este fin de semana, laUnidad Flores IV de Zona Franca Celsia, la segunda planta térmica del país, tuvo un daño en las turbinas que la dejan fuera de funcionamiento, por lo menos, durante un mes.
En un comunicado de prensa, Celsia informó que “durante el proceso de salida del sistema para realizar el mantenimiento programado de la unidad Flores IV, se presentó un daño en los álabes de una de las turbinas de combustión. Esta situación afecta la generación de Zona Franca Celsia, ya que de los 610 MW de su capacidad total, quedan indisponibles temporalmente 230 MW, que equivalen a 5,5 GWh/día de aportes al Sistema Interconectado Nacional”.
La firma ya activo un plan de contingencia para resolver el daño lo antes posible, sin embargo todavía no hay certeza del tiempo exacto que tardará esa reparación. El Fenómeno de El Niño ha hecho que este tipo de centrales tengan que funcionar a su máxima capacidad. En épocas en las que la hidrología retoma su normalidad, estos activos cubren el 30% de la demanda, sin embargo, en este momento son responsables de la mitad de la generación.
Este hecho se conoce dos semanas luego de que la hidroeléctrica de Guatapé, propiedad de Empresas Públicas de Medellín (EPM), dejara de funcionar tras un incendio en el cuarto de máquinas. Además de generar el 5% de la demanda de energía de Colombia, también contaba con uno de los embalses mejor preservados. No solamente afectó la generación de EPM sino la de Isagén pues las represas de San Carlos, Playas y Jaguas depende del líquido de Guatapé.
A raíz de esta situación, el Gobierno anunció que importaría 7 gigavatios diarios de Ecuador para evitar un posible apagón. Analistas del sector eléctrico que pidieron no ser citados manifestaron su preocupación por lo “ajustado” que está el sistema. Un nuevo golpe llevaría a un corte de energía inminente. “El Gobierno maneja sus cifras, pero mis números me dicen que si El Niño va hasta mayo o junio, estamos en problemas. En Colombia se supone que empieza a llover en abril, pero en los últimos tres años no ha sido así, ha empezado a llover a finales de mayo, el ciclo se corrió, y no estoy seguro de que los embalses alcancen a tener las reservas para llegar hasta ese mes”, dijo una de las fuentes.
Entra electricidad de Termotasajero, pero sale Tebsa por mantenimiento
Esta salida de parte de la capacidad de esta última se prolongará hasta el 2 de abril.
Por: Redacción EL TIEMPO
10:14 p.m. | 14 de marzo de 2016
Empresas Públicas de Medellín (EPM) reiteró que empezó los trabajos de reparación en la central hidroeléctrica Guatapé, mientras que Termotasajero 2, unidad que aporta 160 megavatios de energía, regresó este lunes a su funcionamiento normal, luego de arreglos a los que fue sometida desde hace un mes.
Para su reparación, la Dian permitió el paso rápido del repuesto que se necesitaba, de manera que se pudo agilizar el arreglo, dijo el presidente Juan Manuel Santos.
Sin embargo, esa entrada se da cuando está a punto de empezar un mantenimiento en la Termoeléctrica de Barranquilla (Tebsa) que le restará al sistema un nivel de energía similar.
Entre tanto, el ahorro de energía que se logró el domingo es el mayor desde que comenzó el seguimiento diario, y fue de 4,9 por ciento, según los registros de la firma XM.
Este ahorro es –sin conocerse el resultado de este lunes– el más cercano a la meta mínima de 5 por ciento planteada por el Gobierno.
Sin embargo, en los 6 días que llevaba hasta el domingo la campaña ‘Ahorrar paga’, el promedio de ahorro era de 3,81 por ciento, lo que implica que los usuarios deberán esforzarse más para evitar un racionamiento.
Por el lado de las empresas que proporcionan la energía, la EPM está en movimiento. Desde México trajo 800 toneladas de cables, accesorios y herramientas para reparar daños en la central hidroeléctrica Guatapé.
La compañía informó que, en forma gradual, paralelamente, se evacuará agua de la represa de El Peñol para aportar a centrales de Jaguas, Playas y San Carlos. Así las cosas, se prevé que el 25 por ciento de la central Guatapé esté operando en mayo próximo, indicó la EPM.
Otro grano de arena en la misión de evitar el apagón proviene de Termotasajero 2, que entró en operación desde este lunes.
El problema es que esta unidad será prácticamente un relevo en megavatios, porque dentro del cronograma de mantenimiento le corresponde el turno a Tebsa (Termobarranquilla), con lo que se disminuye su capacidad total, que es de 790 megawatios, en 150 megavatios.
Esta salida de parte de la capacidad de Tebsa se prolongará hasta el 2 de abril.
Adicionalmente, aunque el clima está cediendo y en los últimos días se han registrado lluvias fuertes en algunas zonas, según el más reciente reporte de XM, el nivel de los embalses es de 27,04 por ciento, lo que no alcanza a abastecer la demanda hídrica para la generación de energía.
Según XM, el nivel más bajo lo registran los embalses de Antioquia (9 %) y en el extremo opuesto están los del centro del país, que llegan al 39 por ciento.
Pese a las lluvias, los embalses presentan un nivel promedio inferior al de la semana pasada, cuando habían llegado a 27,2 por ciento.
Algunas predicciones del Ideam señalan que en este mes seguirán las lluvias, pero de forma deficitaria, pues el fenómeno del Niño está pasando de su fase fuerte a moderada. Además, se requieren al menos 40 días de lluvias sostenidas para que los ríos recuperen sus condiciones normales.
Colombia tendrá dos regasificadoras para potenciar importación de gas
El efecto inmediato que tendrá esta alternativa de suministro es el alivio de las necesidades internas del combustible y el acceso al mismo por parte de sectores como la industria. (Fotografía: gentileza El Espectador).
La primera entrará en funcionamiento en diciembre, en Cartagena. La otra ya tiene licencia ambiental. El Grupo Puertos, Inversiones y Obras la construirá en el Pacífico.
El ruido en torno al abastecimiento de gas en Colombia parece más un problema de percepción que de fondo. Si bien durante el fenómeno de El Niño la oferta se ha quedado corta para cubrir la operación del parque térmico, el problema ni siquiera es si hay o no hidrocarburos, sino la poca celeridad con la que se adapta la regulación para tomar decisiones que generen soluciones estructurales para cubrir la demanda.
Tal tesis quedó demostrada en esta sequía. Aunque la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) dio en su momento la señal para la construcción de una planta de regasificación que pudiera garantizar el hidrocarburo para los generadores térmicos, la construcción de la plataforma se inició a mediados del año pasado y, con suerte, en noviembre podrá llevar a cabo el primer proceso de importación.
De haber estado lista antes, probablemente hubiera evitado el estrés de un criticado sistema eléctrico, hoy ajustado por incidentes que se han salido de las manos del Gobierno, problemas meramente operativos —como el incendio en el cuarto de máquinas de Guatapé o la avería de una de las turbinas de Zona Franca Celsia— que comprometen cada vez más la posibilidad de superar esta sequía sin necesidad de un racionamiento programado.
En todo caso, el gerente de la Sociedad Portuaria El Cayao, José Luis Montes, a cargo de la construcción de la obra de la regasificadora de Cartagena, una plataforma que permitirá al país importar gas de los mercados internacionales, aseguró que el avance del proyecto supera el 70%. En diciembre, las termoeléctricas tendrán la posibilidad de importar 400 millones de pies cúbicos diarios de gas, lo suficiente para atender su demanda.
El efecto inmediato que tendrá esta alternativa de suministro es el alivio de las necesidades internas del combustible y el acceso al mismo por parte de sectores como la industria. Pero hay que aclarar que los 400 millones de pies cúbicos que está en capacidad de procesar la regasificadora no son los mismos que van a ser liberados de la oferta.
De acuerdo con el director de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, la regasificadora se construyó para cubrir la demanda de Termocandelaria —hoy intervenida por la Superservicios—, Termoflores y Tebsa, pero solamente esta última está generando con gas. Eso quiere decir que, con las condiciones actuales, el mercado local contaría con 130 millones de pies cúbicos diarios adicionales
¿Cómo no perder la autosuficiencia de gas? El plan indicativo de gas presentado ayer por la UPME es claro. El déficit del hidrocarburo está pronosticado para 2022, no se espera un incremento importante del número de carros convertidos de gasolina a gas ni la construcción de generadoras térmicas que operen con el recurso. La regasificadora vuelve a aparecer en este mapa, pues si no se hubiera construido en dos años el país tendría que buscar alternativas para satisfacer las necesidades.
Entretanto, no solamente es importante contar con el recurso, también lo es el desarrollo de infraestructura de transporte para poder llevarlo a donde se necesite. La salida del combustible de Córdoba y Sucre hacia Cartagena, que será posible gracias a la ampliación de un gasoducto por parte de Promigás, y la posibilidad de que los sobrantes de Bogotá fluyan hacia el suroccidente del país, son apenas dos de los proyectos fundamentales para el planeador del sector gasífero.
Un proyecto que gremios como Naturgás han pedido que se analice con calma y que, dependiendo de las verdaderas necesidades de la demanda, sigue en los planes de la UPME. El director de la entidad, Jorge Valencia, reveló un detalle que al parecer muchas personas del sector ignoraban: la regasificadora del Pacífico es prácticamente una realidad. De hecho, fue por petición de los inversionistas que la UPME lo incluyó en los planes indicativos.
Valencia informó que Puertos, Inversiones y Obras S.A.S., una organización con experiencia en el sector de infraestructura portuaria e hidrocarburos, ya tiene los permisos ambientales y los trámites portuarios para llevar a cabo el proyecto están listos. Por eso será necesario un gasoducto que lleve el recurso desde Buenaventura, donde estará la plataforma, hasta Yumbo o Cali. Así se garantizaría la confiabilidad del suministro en el suroccidente con 400 millones de pies cúbicos diarios.
La suerte está echada. Colombia le va a apostar al gas. Es importante reconocer las falencias que el país tiene para acceder al hidrocarburo y comenzar a trabajar en solucionarlas. Desde lo ambiental ya hay una batalla frontal a favor del recurso. El ministro del ramo, Gabriel Vallejo, no lo pudo decir más claro: “Son medidas de tiempo, pero está claramente definido que la sustitución de combustibles fósiles se tiene que dar por energías alternativas, llámese eólica, solar, y en un renglón siguiente el gas. Es una realidad, no para Colombia, sino para el mundo”. ¿Estarán preparados los productores de carbón
Térmicas amenazan con entregar todas las plantas al Gobierno
Piden duplicar el precio de escasez de $ 302 a $ 685 el kilovatio a partir del 28 de abril.
Los operadores de las 12 plantas térmicas que generan con gas y diésel en el país están dispuestos a entregárselas al Gobierno el próximo primero de mayo si el Ejecutivo no ajusta el precio de escasez a más del doble, debido a las millonarias pérdidas que, según ellos, están afrontando en estos momentos.
Esto se debe a que el próximo 28 de abril vence la resolución 178 mediante la cual el Gobierno elevó durante seis meses el precio de escasez desde 302 pesos a 470 pesos el kilovatio para las plantas térmicas que generan con diésel, con el fin de afrontar la parte más fuerte del fenómeno de ‘El Niño’. Las plantas térmicas están generando actualmente un promedio de 90 gigavatios de los 190 diarios que se consumen en el país. “El mensaje para el Gobierno es claro: o usted ajusta el precio de escasez o a partir del primero de mayo las plantas no van a ser sostenibles en el largo plazo y es mejor que usted coja las plantas, las intervenga y mire qué va a hacer con el sector”, dijo Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg).
El directivo gremial agrega que los inversionistas no están dispuestos a seguir perdiendo plata, pues el compromiso con el Gobierno fue a seis meses y de ahí en adelante el sector está expuesto a perder unos activos de generación por problemas financieros.
El precio de escasez ha permanecido atado al fuel oil 6. Esto ocasionó que cuando el precio del petróleo empezó a caer, este indicador disminuyó hasta los 302 pesos, cuando había estado a 550 o 600 pesos.
Andeg sostiene que el precio de escasez para generar con diésel debería ser de 685 pesos el kilovatio, “lo cual no es negociable” porque los expertos internacionales dicen que para calcularlo se debe utilizar el valor del combustible en la planta más ineficiente del sistema y ese es el valor que debería tener el precio de escasez.
Castañeda afirma que no pretenden que se les suba a 685 pesos de una vez, de tal manera que afecte a la demanda, sino que existen mecanismos como el que ya se hizo con la resolución 168 para irlo subiendo gradualmente y que el usuario no sienta ese efecto o sea bajo.
En octubre pasado, al comienzo del fenómeno de ‘El Niño’, las térmicas a diésel le pidieron al Gobierno ajustar el precio de escasez (302 pesos), argumentando que el costo de producir cada kilovatio era de entre 480 y 700 pesos, lo que se traduciría en pérdidas de entre 180 y 400 pesos el kilovatio generado. En ese momento el Gobierno tomó la decisión de aumentar el precio de escasez para las generadoras con líquidos a 470 pesos por unidad.
Las térmicas prefieren generar con diésel y no con gas porque les reconocen más dinero. Para el gremio, las cuentas son claras: es más costoso generar con diésel que con gas, pero con diésel están recibiendo $470 por kilovatio, mientras que con gas les reconocen 302. Con los precios actuales del gas, generar con este hidrocarburo cuesta hasta 420 pesos, por lo que la pérdida es de 90 o 100 pesos por kilovatio generado. Si produce con diésel cuesta entre 520 o 530 pesos, pero les reconocen 470 pesos, por lo que la pérdida es de unos 50 pesos.
“La lógica es que si voy a perder plata con ambos, trabajo con el que menos pierdo que es con diésel. Me pueden traer todo el gas del mundo, pero no me sirve si no se ajusta el precio de escasez”, concluye el directivo gremial.
Castañeda explica que el cargo por confiabilidad que se les paga para que entren a respaldar al sistema eléctrico en momentos de crisis, como el actual, solo alcanza para salarios, mantenimiento, primas de seguro, primas de combustible por tener vivos los contratos, rentabilidad del accionista.
De las 18 plantas con que cuenta el sistema eléctrico colombiano, 12 de ellas generan con gas, diésel o son duales, el resto, con carbón. El gremio asegura que los mantenimientos que se están haciendo actualmente a algunas de las plantas térmicas obedecen a cronogramas de hasta tres años y que el Gobierno no los está presionando para operar.
Jorge Pinto Nolla, director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), entidad encargada de establecer las tarifas, afirmó que todavía no se ha tomado una decisión al respecto, pero que cuando lo hagan será acertada y le permitirá al país continuar para llegar al final de ‘El niño’ sin problemas.
“Después de ‘El Niño’ veremos si hay que modificar la fórmula”, dice Jorge Pinto Nolla, director de la Creg.
"Percibo un deseo de que las cosas salgan mal", dice director de la Creg
El director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas defiende el cargo de confiabilidad y el precio de escasez pero afirma que no tiene problema en cambiarlo. Propone que el debate técnico se aplace para después de ‘El Niño’.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) es la entidad de moda en Colombia. A ella se le achacan los errores del sistema eléctrico que podrían llevar a un racionamiento de energía, incluso el Senado de la República llegó a pedirle la renuncia a su director: Jorge Pinto Nolla.
Él, un tecnócrata con doctorado en economía de la energía, explica que la Creg no toma decisiones sola, que es un cuerpo colegiado formado junto con los ministerios de Minas y Energía, de Hacienda y el Departamento de Planeación Nacional en el cual se toman decisiones por consenso, “yo soy apenas el portavoz de ese cuerpo colegiado, esas medidas son adoptadas entre todos”.
Asegura que en el sector eléctrico no ve problemas en el cargo de confiabilidad ni en el precio de escasez que tantas críticas ha despertado, y respecto al sector del gas admite que en el tema de la distribución o de las tarifas la Creg tiene responsabilidad, pero no en el de transporte.
¿Ha servido el cargo de confiabilidad para el sistema eléctrico?
Se instauró para que además de los ingresos normales que tienen las empresas generadoras por su actividad de vender electricidad, tuvieran una entrada extra para tener sus equipos disponibles, operativos y prestos a entrar en servicio durante los periodos críticos de ‘El Niño’, como en este caso.
Es el mecanismo que se instaló, ha funcionado y respondido adecuadamente a las necesidades.
¿Qué opina de las críticas al precio de escasez?
Quiero explicar primero que tenemos un sistema de bolsa, en el caso eléctrico, que es donde los agentes van ofreciendo sus precios día a día. Cuando hay un fenómeno de escasez de ‘El Niño’, los precios tienden a subir, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez hay un mecanismo de protección al mercado y los usuarios no pagan más, lo pagan las generadoras de energía.
¿Qué les cambiaría?
Han funcionado porque permiten mantener el sistema operando. Fue necesario hacer un ajuste a principios de noviembre del año pasado a las plantas que generan con líquidos, se les dio un ingreso adicional. El precio de escasez más un plus porque se produjo un desfase por el desplome del valor del petróleo, lo que causó que el precio de escasez bajará con respecto al precio histórico: normalmente oscila entre los 450 pesos pero se bajó a 302 pesos. A los que tenían plantas con combustibles líquidos les dio muy duro.
Ese fue el valor incremental que produjo tantos debates, que ha dado tanta prensa, citaciones al congreso. Había que tomar la decisión, no fue fácil pero finalmente ha permitido que el sistema siga funcionando.
¿Y entonces, qué es lo que ha fallado?
Eso es lo que no entiendo. El sistema está funcionando, hay energía. Se aplicó un correctivo por una situación coyuntural que se ocasionó por un efecto exógeno que es el precio del petróleo. Después de ‘El Niño’ veremos si hay que modificar la fórmula. Con el precio de escasez hay que ser cuidadosos, tener un valor que sea lo suficientemente alto para que no se presenten situaciones como la del año pasado, pero que al mismo tiempo sea bajo porque para eso lo tenemos. Lo tenemos como un indicador por encima del cual los usuarios no debemos pagar.
¿Estaría dispuesto a hacer cambios si son convenientes?
Propongo que una vez superado el fenómeno de ‘El niño’, lo lógico, sensato, lo técnico es que nos sentemos todos aquellos que han hecho críticas y discutamos qué elementos ven negativos o positivos, o por qué debe ser o no, y analizar pros y contras.Este es un tema delicado que requiere de análisis, responsabilidad y visión
El cargo de confiabilidad ha funcionado, puede cambiarse y personalmente no tendría problema en poner otro diferente, ¿qué más da? Pero siempre manteniendo el principio de la garantía de abastecimiento y confiabilidad futura, porque no podemos poner en riesgo el sistema por hacerle caso a alguien.
Hay que ser responsables. Uno oye cantos de sirena y es muy fácil salir a hablar pero sin responsabilidad. Lo que uno percibe es un deseo y un espíritu de buscar culpables, ¿pero de qué? Hay un interés de que las cosas salgan mal.
Lo responsabilizan por la demora en el desarrollo del transporte de gas…
Vamos a introducir unos cambios fuertes en la manera como se hace la expansión. Ellos argumentan que son temas tarifarios y de la Creg, pero sinceramente y con toda franqueza han sido un poco lentos en sus expansiones y no los culpo de algún modo, porque la demanda también quiere tener las cosas pero sin correr riesgos.
Afirman que también ha demorado la regulación en el tema de la distribución…
Es cierto, hay una demora y lo admito. Pero esa demora no ha incidido negativamente sobre las empresas, ellos tiene unas tarifas que son razonables, que les han permitido funcionar y crecer exponencialmente.
Hay una responsabilidad de la Creg, pero decir que eso es un problema y que los ha puesto en un situación crítica no es cierto.
¿Y qué pasa con las tarifas del gas?
Estamos revisando el mecanismo de precios y pensamos sacar en mayo una propuesta metodológica con un nuevo esquema de precios de gas para corregir estos problemas de tarifas diferenciales entre regiones que han causado cierto mal ambiente.
Hidroeléctrica Guatapé estará funcionando al 100 % en julio
Entró a funcionar el 25 % de la operación de la central, que aporta 140 megavatios de 560 en total.
Luego de prenderse el pasado sábado dos turbinas de la central hidroeléctrica de Guatapé (Antioquia), que aportarán 70 megavatios cada una, podría decirse que el país solucionó el problema energético de abastecimiento de energía, ocasionado por el fenómeno del Niño y por varios problemas en algunas de las plantas térmicas de generación.
El presidente Santos, quien prendió las turbinas antes de viajar a Ecuador con el propósito de llevar ayuda humanitaria, resaltó el trabajo que se hizo para poner en marcha de nuevo la central.
“Cuando estuvimos aquí hace siete semanas, nos describieron lo que significaba poner en marcha estos generadores en el menor tiempo posible. El plazo que nos dimos fue del primero; o sea, estamos anticipándonos una semana”, dijo el primer mandatario.
En las cuentas del Gobierno y de EPM, administradora de la central, durante el mes de mayo se reactivarán otras dos turbinas. En junio serán cuatro más para un total de ocho y restablecer así el funcionamiento pleno.
En entrevista con EL TIEMPO, Jorge Londoño de la Cuesta, gerente de EPM, indicó que el pleno funcionamiento de la central será durante la primera semana del próximo mes de julio.
“Entraremos a funcionar de manera gradual. El sábado pusimos a funcionar un primer 25 por ciento de la central; un segundo se pondrá en marcha a mediados de mayo; otra porción igual, a las tres semanas, y el último 25 por ciento durante la primera semana de julio”, indicó el ejecutivo.
Londoño señaló que Guatapé tiene una capacidad instalada de 560 megavatios, en cuatro ‘bancos’ de 140 megavatios cada uno.
Por último, el gerente de EPM sostuvo con respecto al cableado que fue necesario cambiarlo en su totalidad, que, contrario a como estaban, ahora han sido separados, yendo dos por un lado y dos por otro.
Además, estos son con una nueva tecnología, ‘en seco’, frente a los anteriores, que demandaban el uso de aceite. Hoy, el porcentaje total de avance de las obras se encuentra en el ciento por ciento en suministro de equipos, materiales y personal.
El total de las reparaciones programadas, está en un 47 por ciento, y en el servicio, con las dos unidades en operación, en un 25 por ciento.
Se tenía previsto que entrara en pleno funcionamiento, en septiembre.
Una vez la Central Hidroeléctrica de Guatapé esté en pleno funcionamiento, no se prevén otros trabajos mayores sino el programa de mantenimiento, que debe ejecutarse normalmente.
Sobre las responsabilidades por la falla presentada, se sabe que entes de investigación y control trabajan en ello, pero aún no se sabe cuándo entregarán su informe oficial.
Los mandatarios de la región piden al Gobierno que intervenga a la empresa por los constantes apagones. La comercializadora se defiende.
En Barranquilla cerca de 600.000 personas se quedaron sin electricidad.Foto: Archivo SEMANA
El martes y el miércoles pasados las protestas en Barranquilla y Cartagena fueron de gran magnitud, al completar más de 48 horas sin electricidad. A causa de esta situación pareciera que se normalizara una compleja protesta social que implica el cierre de vías, quema de llantas e interminables horas de trancón para los conductores afectados.
La mayoría de barrios en los extremos de la capital de Atlántico se vieron afectados por cortes del servicio. En algunos casos fueron programados, aunque hubo suspensiones a usuarios morosos y, también, hubo lloviznas que afectaron cuñas y transformadores, circunstancias que derivaron en las sentidas protestas. En la metrópoli bolivarense, entretanto, hubo enormes bloqueos vehiculares en barrios subnormales y áreas industriales.
La situación fue tal que los gobernadores de los siete departamentos del Caribe y los alcaldes de las ciudades capitales se reunieron en Cartagena y expidieron una declaración contra Electricaribe. En ella le pidieron al Gobierno que interviniera a la empresa porque no estaba dando garantías para el desarrollo regional. Allí, el gobernador de Bolívar, Dumek Turbay, manifestó que “los términos de espera para esta empresa se acabaron”.
El alcalde de Barranquilla, Alejandro Char, manifestó por su parte que “nunca antes el Caribe se había unido tanto como en este instante histórico para defender a la región del mal servicio de energía”. En esa ciudad cerca de 600.000 personas se quedaron sin electricidad, lo que ocasionó unas 200 emergencias o reportes, según las autoridades.
En medio de las protestas, uno de los malestares más grandes tiene que ver con el incremento del valor del kilovatio/hora en el último año, que pasó de 305 pesos a 430 pesos, y que se refleja en la factura a los usuarios. Electricaribe explicó que ese costo depende en 70 % de lo que cobran las empresas generadoras de energía.
El valor del kilovatio en la última factura fue de 433.07 pesos, discriminado así: 199,74 pesos por generación, 29,34 pesos por transmisión, 36,85 pesos por pérdidas y 12,22 por restricciones, valores que se pagan al generador. Electricaribe cobra, por su parte, 65,04 pesos por comercialización y 89,88 pesos por distribución.
Aunque el problema es la calidad del servicio y los mandatarios de la región le exigen a Electricaribe que haga los mantenimientos de acuerdo con lo que se había acordado, la empresa sostiene que sigue teniendo problemas financieros, entre otros motivos, porque departamentos y alcaldías le adeudan 150.000 millones de pesos. Precisamente Atlántico y Bolívar tienen la cartera más abultada, con 39.000 y 27.000 millones de pesos.
Adicionalmente, los habitantes de los barrios subnormales le deben a la firma 400.000 millones de pesos que son considerados como impagables, aunque se está proponiendo una capitalización por ese valor a cargo de la Nación y los departamentos. Esa deuda se origina en las conexiones ilegales de 404.481 familias asentadas en 1.725 barrios subnormales en los siete departamentos.
Pero no son los únicos deudores. La empresa tiene una cartera en los estratos 1, 2 y 3, que son subsidiados parcialmente por el Estado y les reconoce un consumo de 175 kwh por familia. Si consumen más, el excedente deben pagarlo a la empresa, cifra que puede ser de unos 600.000 millones de pesos.
Otra causa de dificultades financieras que alega Electricaribe son las pérdidas por fraude o robo de energía, que costarían unos 285.000 millones de pesos adicionales.
¿Puede el Gobierno intervenir a Electricaribe como pidieron los gobernadores? Sí, pero no es tan simple. Si se interviene la empresa y llega un nuevo operador, este debe comprar la infraestructura existente o pagarle por usarla, lo que encarecería el costo para el usuario final. Puede también construir unas redes subterráneas, pero eso tomaría bastante tiempo.
Para remediar la situación, el 28 de enero de 2016, en reunión con el presidente Juan Manuel Santos, se acordaron unas inversiones por 5,1 billones de pesos, de los cuales el gobierno nacional aportaría cuatro billones que provendrían de la tarifa que pagan los usuarios y Electricaribe aportaría 1,1 billones de pesos.
El plan se demoró inicialmente, porque no se había nombrado a un gerente, pero hace algunos días se acordó el nombre de Edgardo Sojo, quien tiene experiencia en el sector.
El alcalde Alejandro Char, en la reunión de este jueves, propuso a sus colegas alcaldes y a los gobernadores usar el 1 % de los recursos de los 9 billones de regalías que recibirá la región en los próximos cuatro años para mitigar la crisis, mientras que el presidente de Electricaribe propone bajar los costos de energía con la generación de energía alternativa, ya sea eólica o solar.
Por lo pronto, los gobernadores y alcaldes acordaron la creación de una promotora para estudiar el ingreso de un nuevo operador, pero a Gas Natural-Fenosa, socia mayoritaria de Electricaribe tendrían que comprarle los activos que adquirió en el año 2000 a los primeros socios que tuvo, Electricidad de Caracas y la estadounidense Caribe Energy Holding, para quienes el negocio no pintó nada bien.
Ayer la Superintendente de Servicios públicos domiciliarios, Patricia Duque Cruz, impuso un programa de gestión al prestador de energía, Electricaribe, denominado “Energía digna para el Caribe”. La idea de la Entidad de Control es que por medio de un acompañamiento y un plan con seis indicadores específicos la empresa logre como mínimo en el primer año mejorar sus estándares 60%.
Este programa de gestión es una nueva herramienta que el Plan Nacional de Desarrollo le dio a la Superservicios para ayudar a las empresas en vez de utilizar multas o la intervención. No obstante, Duque señaló que de no cumplir las metas establecidas en por lo menos 60% al realizar la evaluación anual “tenemos la capacidad de sancionar”.
El programa de gestión contempla las variables más relevantes que la Entidad en estos meses de seguimiento ha identificado generan los mayores problemas de interrupción. Según el estudio hoy en día estos indicadores están en niveles por debajo de los estándares nacionales e internacionales.
“El primero es el indicador de efectividad de mantenimiento, que medirá la capacidad y efectividad para atender las fallas extemporáneas, este se medirá diariamente. Luego, se analizará la calidad del servicio. Acá la medición se hará trimestralmente. Tercero, será el indicador de pérdidas, valorado, igual, trimestralmente. De la misma forma, se analizará el cuarto indicador que es el recaudo”, explicó Rafael Albarracín, superintendente delegado de energía y gas.
Quinto, será la inversión, y acá la Superservicios explicó que Electricaribe ya anunció inversiones por $15.000 millones para Barranquilla y que en el año podrá invertir $130.000 millones para toda la zona de cobertura. Finalmente, el sexto indicador mide la atención al usuario.
Ahora, ante la pregunta de si esta es la solución a los problemas de la empresa, el experto de energía de la región, César Lourdy, señaló que a pesar de que “las actuaciones de la Superservicios contribuyen a que esta empresa logre un servicio eficiente, mientras la electrificadora no cuente con los recursos económicos que ha venido solicitando por las deudas, la capacidad de inversión se reduce de manera considerable y desafortunadamente la compañía no tiene la suficiente fuerza para responder”.
Siendo así, explicó que el programa debe ir acompañado de una intervención económica que consiste en que los usuarios morosos, entidades públicas y sectores menos favorecidos, respondan ante sus deudas.
De no ser así, el Gobierno debería, como prometió en la visita del presidente, Juan Manuel Santos, “encontrar los recursos de una manera extraordinaria, o buscar la ingeniería para realizar la capitalización. Solo así, tendremos una empresa, sea el dueño que sea, con la capacidad financiera para poder atender a más de 2,6 millones de personas, 25% de la demanda nacional”, concluyó.
Servicio se sigue deteriorando en la región
Según el director de la Federación de Departamentos, Amylkar Acosta, “la preocupación no es menor ya que según la misma Superservicios durante 2015 en promedio la duración acumulada de las interrupciones en las capitales de la región fue de 67,2 horas, muy por encima del promedio nacional que fue de 45,6 horas. Y la frecuencia no fue menor, 59,9 veces en promedio se interrumpió la prestación del servicio”.
La Opinión
Amylkar Acosta
Director de la Federación de Departamentos
“Los problemas empiezan por el tipo de mercado al cual sirve, se trata de un mercado no competido, pero tampoco competitivo”.
El Chocó estrena centro de energía renovable: el más moderno del país
Está ubicado en el municipio de Andagoya y pertenece a la Universidad Tecnológica de este departamento
En el lluvioso municipio de Andagoya –donde hace cerca de un siglo funcionó una compañía minera norteamericana– la Universidad Tecnológica del Chocó construyó el más moderno centro de investigación en energías renovables del país, que fue inaugurado ayer lunes 9 de mayo por el presidente Juan Manuel Santos, en el marco de la posesión del nuevo Ministro del Ambiente Luis Gilberto Murillo Urrutia, nativo de esta población, quien siendo gobernador del Chocó le correspondió acompañar la gestión de la Universidad Tecnológica del Chocó ante el Fondo Nacional de Regalías, la cual aprobó una inversión de $ $8.737’939.304 para el Programa de Desarrollo e Investigación de Energías Renovables en el Chocó.
Lo que fue el sueño por varios años del rector de la UTCH, Dr. Eduardo García Vega, miembro del Grupo de Investigación en Energía Solar y Meteorología de la UTCH, es ya una realidad. El Centro cuentan con equipos de última tecnología y un equipo humano de alto nivel para la investigación en energías y monitoreo del clima, con el cual se busca brindar soluciones energéticas para diversas regiones del Chocó y el país.
El director del programa, William Murillo López informó que este laboratorio cuenta con un sistema multiplaster que genera una red propia, independiente de la red pública, a partir de 80 paneles solares ubicados en la cubierta del techo que generan a través de un inversor más de 20 kilovatios de energía fotovoltaica. Esta energía es guardada en dos bancadas de baterías de 150 kilovatios y un sistema eólico de apoyo con Aerogenerador, además de una torre de doce metros, que complementa como un sistema aislado para suministrar energía por 4 días.
El investigador Edison Banguero coordinador técnico del proyecto explicó que el centro desarrollara 4 líneas de investigación y se contará con un sistema de almacenamiento a través de pilas de hidrogeno, sistema de biomasa 25 kilovatios y fotovoltaico que generara 20 kilovatios cada uno. También en el municipio de Bahía Solano, comunidad pesquera de Cabo Marzo, se instalará una pequeña central hidroeléctrica PCH y en Playa de Potes un aerogenerador con un sistema fotovoltaico de respaldo.
Los generadores de hidrógeno de la serie HG (HG 30 | 60) permiten la producción de hidrógeno de alta pureza en un (99,9999% vol) para uso de laboratorio e investigativo. Se cuenta con un compresor tipo booster que es un elevador de presión muy utilizado para el almacenamiento de gases a altas presiones, como es el caso de la carga de la botella de hidrógeno.
El centro construido con tecnología española, en terrenos donados por la alcaldía municipal, será autosostenible a través de la energía que produzcan los diferentes sistemas. Además, generará su propia energía y la que sobre será vertida a la red de interconexión eléctrica, que abastece a Andagoya. Los modernos equipos fueron adquiridos por empresas españolas como Tecnosun y Americana, y fueron fabricados en Alemania, España, Grecia y Colombia.
Esta iniciativa también apoyará la formación de profesionales con trayectoria investigativa en los temas del proyecto, 3 a nivel de maestría y 4 de doctorado, quienes se vincularán en calidad de investigadores a partir de sus tesis de grado.
Gestión para la sostenibilidad
Una de las principales preocupaciones de las autoridades del Chocó y la Universidad es la sostenibilidad del centro y los costos de operación, garantizados para los primeros tres años de ejecución con recursos de regalías. De igual manera la rectoría de la Universidad gestionó el Proyecto: “Energía para el Desarrollo, la Promoción de acceso a Energía Renovable y Sostenible en el Chocó. Una Colaboración del Reino Unido y Colombia” 2016 -2018, Newton Fundo, British Council . 2015, que estará articulado al naciente centro.
La iniciativa tiene como objetivo primordial el fortalecer las capacidades técnico-científicas del Grupo de Investigación en Energías Renovables y Meteorología para la gestión tecnológica y a la evaluación ambiental, económica y social de tecnologías en energías renovables que planteen soluciones efectivas, eficientes y apropiadas a la realidad de la región y del país.
En este sentido, se busca desarrollar acciones de capacitación y acompañamiento que permitan la trasferencia de conocimientos en esta materia, desde universidades de gran prestigio internacional como la University College London UCL y del Imperial College London del Reino Unido, así como de la Universidad Tadeo Lozano de Colombia, utilizando como plataforma las actividades de implementación de los proyectos.
La UTCH en esta línea estrategia está ejecutando el Proyecto “Plan de energización rural sostenible para el departamento del Chocó (PERS)”, cofinanciado con recursos de la UPME, IPSE, Fondo nacional de Regalías y recientemente por el Ministerio de Relaciones Exteriores de Colombia,para proyectos pilotos e implementación de tecnologías de energías apropiada para lograr beneficios socioeconómicos y ambientales, el uso de métodos cuantitativos, cualitativos y modelamiento para la estimación a corto y mediano plazo del impacto de acceso de la energía en el bienestar y oportunidades económicas de las comunidades y el uso de encuestas de hogares, estimación de la demanda y de la capacidad de generación de energía en Bahía Solano y Medio San Juan y desarrollo de escenarios para modelar futuras instalaciones de energía renovable.
Para la subasta de la Creg estarían listos 46 de 167 proyectos de energía inscritos
Lo más posible es que las expectativas de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) se cumplan y la próxima matriz energética del país sea más diversificada y confiable. Se proyecta que se continúe con un alto contendido de proyectos hidráulicos pero con una participación más grande de eólicos y de carbón.
Ahora, a pesar de que hay 167 proyectos inscritos ante al Entidad de planeación, con una capacidad instalada de 6.600 megavatios, no todos estarán listos para la subasta que está preparando la Comisión de regulación de energía y gas (Creg) para fin de este año o inicios del siguiente.
Según la información que tiene la Upme a febrero, solo estarían listos para presentarse 46 proyectos con una capacidad de 2.700 megavatios. Cercana a la necesidad de expansión del país para 2025 de 4.208 megavatios (a esta toca sumarle la segunda fase de Hidroituango que aporta 1.200 megavatios).
La Entidad divide los proyectos en tres fases. La primera es prefactibilidad y solicitud a la autoridad ambiental de un estudio. La segunda es el cierre financiero y la adquisición de la licencia ambiental, si no lo requiere el auto de la Autoridad que así lo señala. Finalmente, la tercera fase hace referencia a los diseños definitivos y el cronograma de ejecución; además la licencia ya debe estar expedida.
Siendo así, hay 39 plantas (2.607,09 megavatios) que ya están en fase dos y siete (91,72 megavatios) en fase tres, que podrían estar listas para presentarse, si así lo desean a una subasta. De estos últimos (los más adelantados), se destaca un proyecto solar en Sucre de 19,90 megavatios y cinco, entre hidráulicos y térmicos, en Antioquia.
Por otra parte, en la fase dos habría dos proyectos eólicos en La Guajira, de 32 megavatios; 13 en Antioquia; seis en Casanare, entre otros (ver gráfico).
Con este panorama, y teniendo en cuenta la necesidad de prepararse para aumentar la capacidad, Ángela Montoya, presidente de Acolgen, señaló que lo más importante en este punto es la agilidad de las instituciones que tienen que ver con los trámites ambientales y consultas. “Estos proyectos requieren licencias, no son solo cierres financieros, que necesitan agilidad ya que la próxima subasta hay que sacarla muy rápido, para que cuando estemos en el próximo Fenómeno de El Niño haya confiabilidad”, explicó.
La idea de la propuesta, es que alcancen a entrar cerca de 1.200 megavatios (MW) eólicos que hay en La Guajira , 71,8 MW solares en el Cesar y 29,2 MW también solares en el Atlántico. Todos estos en fase uno, pero que podrían respaldar con fuerza en un Niño, ya que los estudios de la Upme señalan que en el país, normalmente, cuando hay sequía, se presenta alta radiación y fuertes corrientes de viento.
Para analizar las condiciones de esta nueva subasta, los gremios de generación de energía esperan reunirse esta semana con el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, para entender que condiciones se cambiarían frente al cargo por confiabilidad en esta nueva subasta. Esto teniendo en cuenta que las recientes resoluciones que buscan cambiar el mecanismo, hasta ahora están en consulta.
Incentivos Ley 1715 para energías alternativas
A pesar de que la mayoría de planes (128) serían centrales hidráulicas, por la gran potencialidad que tiene el país en este sentido, hay un fuerte crecimiento de energías no convencionales que estaría jalonado por los incentivos tributarios que da la Ley 1715. Según el director de la Upme, Jorge Valencia, todos esos proyectos (17) tendrán derecho a solicitar esos incentivos. “Hasta el momento no se ha hecho ya que aún es muy pronto. Se espera que estas solicitudes se realicen cercanas a cuando vayan a importarse los equipos o cuando se vayan a hacer las inversiones ya que este proceso solo dura 45 días en la entidad y otros 45 en la Anla”, dijo el directivo.
Las opiniones
Jorge Valencia Marín
Director de la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme
“De los proyectos grandes, eólicos y solares, que están en el registro, solo algunos ya han solicitado licenciamiento. Así que no hay certeza de la participación en la subasta”.
Angela Montoya
Presidente de Acolgen
“La nueva subasta debe buscar dos aspectos: competitividad y precios eficientes. Ojalá se logre reemplazar cualquier precio ineficiente manteniendo la confiabilidad”.
Epsa inicia el mejoramiento de plantas de energía en La Guajira
Bogotá_
Los proyectos para mejorar el servicio de energía en la costa caribe siguen avanzando. En esta ocasión Epsa, una empresa de Celsia informó que ya dio inicio a las obras de mejoramiento de tres subestaciones en La Guajira.
En un comunicado de prensa la compañía dijo que en estas obras se realizarán inversiones por $34.433 millones.
“Esta fue una de las seis licitaciones que le fueron adjudicadas a la compañía en el marco del ‘Plan5Caribe’, que busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico en esta región del país, en conjunto con otros proyectos liderados por el Gobierno Nacional”, explicó la comunicación enviada.
Al mirar en detalle el proyecto se incluye la ampliación de la capacidad de la subestación de Cuestecitas y mejoras en las subestaciones de Riohacha y Maicao, con las cuales se podrá atender la nueva demanda que requiere el crecimiento de la región y mejorar la confiabilidad y calidad en el servicio que presta el operador de ese departamento.
“Con el inicio de las obras en estas tres subestaciones de La Guajira, en Epsa logramos el hito de construir proyectos de distribución en otras regiones del país diferentes al Valle del Cauca, donde somos el operador de red” afirmó Julián Darío Cadavid, vicepresidente de Transmisión y Distribución de Celsia.
Además, agregó que “le estamos cumpliendo al Gobierno Nacional y a la región Caribe con la ejecución de los proyectos en las fechas estipuladas. Hasta el momento nos ha ido muy bien en los trámites y los procesos de socialización respectivos; las autoridades departamentales nos han apoyado porque saben de la importancia de estos proyectos la región”.
Uno de los datos que resalta la compañía es que en el mayor pico en la ejecución de este proyecto se generarán cerca de 150 empleos directos en la zona.
Además del mantenimiento de estas subestaciones la Upme le adjudicó a Epsa otros cinco proyectos de infraestructura energía en el marco del ‘Plan5Caribe’. Se trata, de dos proyectos en el Atlántico como son la construcción de la subestación Norte a 110 kV y la ampliación de la capacidad de la subestación Nueva Barranquilla de 220/110 kV, entre otros planes.
Así van las obras que mejorarían el sistema energético del país
Proyecto en Ituango van en el 50% y el de Alejandría al 15%. El Ministro de Hacienda y las autoridades de Antioquia supervisaron las obras.
Los proyectos energéticos de Antioquia son, según el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, de vital importancia para la seguridad energética del país y por ello destacó el avance de las obras de la hidroeléctrica Ituango, que alcanza el 50%, y la de Alejandría, que registra un progreso del 15%.
De acuerdo al titular de la cartera de Hacienda estos proyectos son fundamentales, teniendo en cuenta que Ituango generará 2.400 megavatios de energía y en el caso de la central Alejandría serán 15 megavatios.
“Son inversiones que nos van a dar una enorme seguridad energética. El proyecto Ituango por su dimensión, su escala y el momento en el que va a entrar en operación, va a ser el sello de seguridad en materia de abastecimiento de energía eléctrica en Colombia”, aseguró Mauricio Cárdenas durante un recorrido en compañía de Luis Pérez, gobernador de Antioquia; Federico Gutiérrez, alcalde de Medellín, y Jorge Londoño, gerente de EPM.
El ministro Cárdenas reconoció el aporte que le harán estas obras de infraestructura energética a la economía nacional cuando la construcción esté en un punto de avance aún mayor.
“Venimos a visitar y a ver cómo va el proyecto, cómo va el avance. Además de convertirse estas obras en la garantía que nos va asegurar el suministro de energía eléctrica a todos los colombianos, también juega un papel muy importante para estimular la actividad económica, porque es un proyecto de una envergadura enorme en términos de empleo, en términos de inversión", enfatizó Cárdenas.
Ituango está localizado sobre el río Cauca, en el llamado cañón del Cauca, tramo en el cual este río, que nace en el sur del país, corre a través de profundos cañones y desciende unos 800 metros.
Está conformado por una presa de 225 m de altura y 20 millones de metros cúbicos de volumen, y una central subterránea de 2.400 MW de capacidad instalada y 13.930 GWh de energía media anual. Cada unidad de generación es alimentada por un túnel de conducción, que se inicia en una excavación sobre la margen derecha, en donde se ubica el conjunto de las ocho captaciones. Los túneles están provistos de compuertas de cierre, instaladas en pozos verticales cercanos a las captaciones.
Finalmente, el Ministro de Hacienda destacó cómo se han venido realizando las labores de reparación de la hidroeléctrica de Guatapé, luego del incendio ocurrido en dicha central el pasado 15 de febrero y que afectó el sistema de cableado. “Felicitación a la Alcaldía de Medellín, a las Empresas Públicas de Medellín EPM, por la manera como se resolvió el incidente de Guatapé. Hoy ya no tenemos el fantasma del apagón. Debo resaltar la forma cómo se dieron las soluciones en términos de instalación, la rapidez”.
ALEJANDRÍA APORTARÁ 15 MEGAVATIOS
La Generadora Alejandría se constituyó, en 2011, como una sociedad por acciones simplificadas, empresa prestadora de servicios públicos para construir, operar y comercializar la energía que genere la Central Hidroeléctrica de 15 MW ubicada entre los municipios de Alejandría, Concepción y Santo Domingo en Antioquia.
Para ello, 34 empresas afiliadas a la Cámara Colombiana de la Infraestructura, GEN+ y el municipio de Alejandría se unieron como los gestores de esta iniciativa público privada.
Megaplan del río Magdalena incluye 17 hidroeléctricas
Generación de energía, navegación y protección ambiental de la cuenca, son los principales objetivos del Plan Maestro elaborado por la firma Hidrochina, que debería estar listo en el 2030.
Las intenciones del Gobierno en la utilización del río Magdalena van más allá de la navegabilidad entre Puerto Salgar y Bocas de Ceniza, en Barranquilla.
Un estudio entregado recientemente por la firma Hidrochina a Cormagdalena incluye una radiografía minuciosa sobre las riquezas de la cuenca entre San Agustín, en su nacimiento en pleno macizo Colombiano, y la desembocadura en el Caribe.
El informe se resume en tres aspectos centrales gran interés para el Gobierno: navegación, generación de energía y protección ambiental.
De acuerdo con Hidrochina, el Plan Maestro para el Manejo y la Utilización del río Magdalena incluye la construcción de entre 13 y 17 hidroeléctricas de diferente capacidad, a lo largo del río.
Los puntos identificados como potenciales para la ubicación de las represas son: Guarapo, Chillurco, Oporapa, Pericongo, Quimbo, Betania, El Manso, Veraguas, Bateas, Balsillas, Carrasposo, Nariño, Lame, Ambalema, Cambao, Honda y Piedras Negras.
El periodo de ejecución del Plan a corto plazo es al 2020, en tanto que el de largo plazo se extiende hasta el 2030.
El proyecto plantea la necesidad de que Gobierno subsidie la construcción de las iniciativas hidroenergéticas.
Las tareas para las partes altas son principalmente energía hidroeléctrica, protección ambiental, irrigación, pesca, disminución de riesgos de inundación y erosión, y consolidar una zona de protección ecológica y de recreación desde el nacimiento del río hasta el municipio de San José de Isnos.
En la parte central y baja se trabajará en navegación, control de inundaciones, drenajes, protección ambiental, pesca, recreación, y producción de energía hidroeléctrica.
Se debe ajustar la secuencia de la construcción de las represas teniendo en cuenta el impacto ambiental. Las represas con mayor sensibilidad ecológica se deben posponer.
OBJETIVOS PARA EL 2020
El Plan Maestro proyecta consolidar y mejorar las vías fluviales ente Barrancabermeja y el Canal del Dique, mejorar la navegabilidad entre Puerto Salgar y Barrancabermeja, desarrollar el servicio de transporte terrestre y fluvial para la movilización de petróleo, carbón, contenedores, promover la construcción de 3 o 4 represas hidroeléctricas en las zonas altas del Magdalena, construir un marco para el control de inundaciones y mitigación de desastres, mejorar la irrigación, controlar las fuentes domésticas de contaminación y establecer un sistema de monitoreo ambiental.
En los objetivos de largo plazo, es decir, al 2030, se propone terminar la construcción del sistema de transporte fluvial, implementar un control de inundaciones y de mitigación de desastres adaptable al desarrollo económico y social, y mejorar el manejo de la contaminación.
INDICADORES DE CONTROL
Para las actividades de desarrollo económico y social se deben determinar fuentes específicas que garantizan la seguridad ecológica, propender el desarrollo y obtener el manejo integral de toda la cuenca.
Se planea establecer tres zonas de control ambiental a lo largo de la ribera del río. El proyecto advierte sobre la necesidad de definir un plan especial de control de inundaciones en La Dorada, Barrancabermeja, Puerto Wilches, La Gloria, Tamalameque, El Banco, Pinillos, Magangué, Plato, Calamar, Ponedera, Soledad y Barranquilla.
El estudio concluye que es económica y técnicamente viable la construcción de una represa en Honda, la cual representa grandes beneficios. Sin embargo, implicaría la reubicación de la población. Esta obra debe desarrollarse en una siguiente etapa del Plan Maestro.
“Los recursos hídricos deben utilizarse apropiada y coordinadamente, controlando la relación con los usuarios”. La meta a largo plazo en navegación es tener una vía fluvial de 887 kilómetros entre Puerto Salgar y el Canal del Dique e implementar el plan energético.
EL ESTUDIO PLANTEA AMPLIAR LA INFORMACIÓN
“La información necesaria requerida para este plan es insuficiente, por eso debe hacerse más investigación, observación y monitoreo de la información básica y de los problemas que surjan con la implementación del plan.
Se debe establecer un sistema para el manejo de la cuenca. El Gobierno debe definir la inversión de capital y garantizar los recursos. Es necesario iniciar los trabajos preliminares de los planes a corto plazo e impulsar las construcciones. En Honda se deben realizar estudios sobre indicadores de la inundación y del impacto ambiental para que en la próxima etapa se justifique el uso razonable de la represa que se construirá en este lugar.
Nota del editor: El grupo Navelena, integrado por brasileña Odebrecht y la colombiana Valores y Contratos (Valorcon) será el encargado de devolverle la navegabilidad al río Magdalena. Una tarea que por contrato deberá cumplir por 13 años y medio, y por la que recibirá más de 2 billones de pesos.
El consorcio acaba de ser el ganador de la licitación que las obras de dragado y encauzamiento con las que el Gobierno aspira cumplir el sueño: convertir el Magdalena, después de décadas de intentos, en la primera autopista fluvial del país.
“Las obras de dragado de mantenimiento se inician en 6 meses, luego de la firma del contrato, y las de encauzamiento a los 18 meses. Tres meses después de que se inicie el dragado, el contratista tiene la obligación de cumplir con un ancho de canal, profundidad y radio de curvatura que permitan que, desde Barrancabermeja hasta Barranquilla, se puedan movilizar convoyes de 7.200 toneladas; desde Puerto Berrío hasta Barrancabermeja, convoyes de 6.000 toneladas y de Puerto Salgar a Puerto Berrío se movilicen de 800 toneladas cada uno”, explicó Augusto García, director de Cormagdalena, la entidad contratante.
Con esos indicadores se espera que en el primer año ya estén las condiciones para que haya un transporte fluido de carga en los 652 km desde Barrancabermeja hasta Barranquilla.
Será un río ‘barcacero’, donde se movilizan barcazas con carga líquida (combustóleo y otros hidrocarburos), productos siderúrgicos (alambrón, palanquilla y láminas), cereales (maíz, trigo y soya).
Comentarios
Daño en segunda central térmica del país aumenta posibilidades de un racionamiento
'Zona Franca Celsia' redujo su capacidad de generación de energía en 230 megavatios (MW) luego de un daño en una de sus turbinas.
![[IMG]](http://www.elespectador.com/files/imagecache/560_width_display/imagenprincipal/a13cd09e83cd7ff45a6a8bcc5a454568.jpg)
La suerte no está del lado del sistema eléctrico. En momentos en los quela sequía ha llevado el nivel agregado de los embalses a menos del 50%las malas noticias siguen presentándose. Este fin de semana, laUnidad Flores IV de Zona Franca Celsia, la segunda planta térmica del país, tuvo un daño en las turbinas que la dejan fuera de funcionamiento, por lo menos, durante un mes.
En un comunicado de prensa, Celsia informó que “durante el proceso de salida del sistema para realizar el mantenimiento programado de la unidad Flores IV, se presentó un daño en los álabes de una de las turbinas de combustión. Esta situación afecta la generación de Zona Franca Celsia, ya que de los 610 MW de su capacidad total, quedan indisponibles temporalmente 230 MW, que equivalen a 5,5 GWh/día de aportes al Sistema Interconectado Nacional”.
La firma ya activo un plan de contingencia para resolver el daño lo antes posible, sin embargo todavía no hay certeza del tiempo exacto que tardará esa reparación. El Fenómeno de El Niño ha hecho que este tipo de centrales tengan que funcionar a su máxima capacidad. En épocas en las que la hidrología retoma su normalidad, estos activos cubren el 30% de la demanda, sin embargo, en este momento son responsables de la mitad de la generación.
Este hecho se conoce dos semanas luego de que la hidroeléctrica de Guatapé, propiedad de Empresas Públicas de Medellín (EPM), dejara de funcionar tras un incendio en el cuarto de máquinas. Además de generar el 5% de la demanda de energía de Colombia, también contaba con uno de los embalses mejor preservados. No solamente afectó la generación de EPM sino la de Isagén pues las represas de San Carlos, Playas y Jaguas depende del líquido de Guatapé.
A raíz de esta situación, el Gobierno anunció que importaría 7 gigavatios diarios de Ecuador para evitar un posible apagón. Analistas del sector eléctrico que pidieron no ser citados manifestaron su preocupación por lo “ajustado” que está el sistema. Un nuevo golpe llevaría a un corte de energía inminente. “El Gobierno maneja sus cifras, pero mis números me dicen que si El Niño va hasta mayo o junio, estamos en problemas. En Colombia se supone que empieza a llover en abril, pero en los últimos tres años no ha sido así, ha empezado a llover a finales de mayo, el ciclo se corrió, y no estoy seguro de que los embalses alcancen a tener las reservas para llegar hasta ese mes”, dijo una de las fuentes.
Fuente: http://www.elespectador.com/noticia...ca-del-pais-aumenta-posibilid-articulo-619444
Análisis al sector energético en Red + Noticias
https://www.youtube.com/watch?v=kU5ItwFtQwc&feature=youtu.be
Entra electricidad de Termotasajero, pero sale Tebsa por mantenimiento
Esta salida de parte de la capacidad de esta última se prolongará hasta el 2 de abril.
Por: Redacción EL TIEMPO
10:14 p.m. | 14 de marzo de 2016
![[IMG]](http://www.eltiempo.com/contenido/economia/sectores/IMAGEN/IMAGEN-16537060-2.jpg)
Empresas Públicas de Medellín (EPM) reiteró que empezó los trabajos de reparación en la central hidroeléctrica Guatapé, mientras que Termotasajero 2, unidad que aporta 160 megavatios de energía, regresó este lunes a su funcionamiento normal, luego de arreglos a los que fue sometida desde hace un mes.
Para su reparación, la Dian permitió el paso rápido del repuesto que se necesitaba, de manera que se pudo agilizar el arreglo, dijo el presidente Juan Manuel Santos.
Sin embargo, esa entrada se da cuando está a punto de empezar un mantenimiento en la Termoeléctrica de Barranquilla (Tebsa) que le restará al sistema un nivel de energía similar.
Entre tanto, el ahorro de energía que se logró el domingo es el mayor desde que comenzó el seguimiento diario, y fue de 4,9 por ciento, según los registros de la firma XM.
Este ahorro es –sin conocerse el resultado de este lunes– el más cercano a la meta mínima de 5 por ciento planteada por el Gobierno.
Sin embargo, en los 6 días que llevaba hasta el domingo la campaña ‘Ahorrar paga’, el promedio de ahorro era de 3,81 por ciento, lo que implica que los usuarios deberán esforzarse más para evitar un racionamiento.
Por el lado de las empresas que proporcionan la energía, la EPM está en movimiento. Desde México trajo 800 toneladas de cables, accesorios y herramientas para reparar daños en la central hidroeléctrica Guatapé.
La compañía informó que, en forma gradual, paralelamente, se evacuará agua de la represa de El Peñol para aportar a centrales de Jaguas, Playas y San Carlos. Así las cosas, se prevé que el 25 por ciento de la central Guatapé esté operando en mayo próximo, indicó la EPM.
Otro grano de arena en la misión de evitar el apagón proviene de Termotasajero 2, que entró en operación desde este lunes.
El problema es que esta unidad será prácticamente un relevo en megavatios, porque dentro del cronograma de mantenimiento le corresponde el turno a Tebsa (Termobarranquilla), con lo que se disminuye su capacidad total, que es de 790 megawatios, en 150 megavatios.
Esta salida de parte de la capacidad de Tebsa se prolongará hasta el 2 de abril.
Adicionalmente, aunque el clima está cediendo y en los últimos días se han registrado lluvias fuertes en algunas zonas, según el más reciente reporte de XM, el nivel de los embalses es de 27,04 por ciento, lo que no alcanza a abastecer la demanda hídrica para la generación de energía.
Según XM, el nivel más bajo lo registran los embalses de Antioquia (9 %) y en el extremo opuesto están los del centro del país, que llegan al 39 por ciento.
Pese a las lluvias, los embalses presentan un nivel promedio inferior al de la semana pasada, cuando habían llegado a 27,2 por ciento.
Algunas predicciones del Ideam señalan que en este mes seguirán las lluvias, pero de forma deficitaria, pues el fenómeno del Niño está pasando de su fase fuerte a moderada. Además, se requieren al menos 40 días de lluvias sostenidas para que los ríos recuperen sus condiciones normales.
Fuente:http://www.eltiempo.com/economia/sectores/energia-termotasajero-y-tebsa/16537056
Colombia tendrá dos regasificadoras para potenciar importación de gas
![[IMG]](http://www.americaeconomia.com/sites/default/files/imagecache/cover-ae/colombia_regasificadora.jpg)
El efecto inmediato que tendrá esta alternativa de suministro es el alivio de las necesidades internas del combustible y el acceso al mismo por parte de sectores como la industria. (Fotografía: gentileza El Espectador).
La primera entrará en funcionamiento en diciembre, en Cartagena. La otra ya tiene licencia ambiental. El Grupo Puertos, Inversiones y Obras la construirá en el Pacífico.
El ruido en torno al abastecimiento de gas en Colombia parece más un problema de percepción que de fondo. Si bien durante el fenómeno de El Niño la oferta se ha quedado corta para cubrir la operación del parque térmico, el problema ni siquiera es si hay o no hidrocarburos, sino la poca celeridad con la que se adapta la regulación para tomar decisiones que generen soluciones estructurales para cubrir la demanda.
Tal tesis quedó demostrada en esta sequía. Aunque la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) dio en su momento la señal para la construcción de una planta de regasificación que pudiera garantizar el hidrocarburo para los generadores térmicos, la construcción de la plataforma se inició a mediados del año pasado y, con suerte, en noviembre podrá llevar a cabo el primer proceso de importación.
De haber estado lista antes, probablemente hubiera evitado el estrés de un criticado sistema eléctrico, hoy ajustado por incidentes que se han salido de las manos del Gobierno, problemas meramente operativos —como el incendio en el cuarto de máquinas de Guatapé o la avería de una de las turbinas de Zona Franca Celsia— que comprometen cada vez más la posibilidad de superar esta sequía sin necesidad de un racionamiento programado.
En todo caso, el gerente de la Sociedad Portuaria El Cayao, José Luis Montes, a cargo de la construcción de la obra de la regasificadora de Cartagena, una plataforma que permitirá al país importar gas de los mercados internacionales, aseguró que el avance del proyecto supera el 70%. En diciembre, las termoeléctricas tendrán la posibilidad de importar 400 millones de pies cúbicos diarios de gas, lo suficiente para atender su demanda.
El efecto inmediato que tendrá esta alternativa de suministro es el alivio de las necesidades internas del combustible y el acceso al mismo por parte de sectores como la industria. Pero hay que aclarar que los 400 millones de pies cúbicos que está en capacidad de procesar la regasificadora no son los mismos que van a ser liberados de la oferta.
De acuerdo con el director de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, la regasificadora se construyó para cubrir la demanda de Termocandelaria —hoy intervenida por la Superservicios—, Termoflores y Tebsa, pero solamente esta última está generando con gas. Eso quiere decir que, con las condiciones actuales, el mercado local contaría con 130 millones de pies cúbicos diarios adicionales
¿Cómo no perder la autosuficiencia de gas? El plan indicativo de gas presentado ayer por la UPME es claro. El déficit del hidrocarburo está pronosticado para 2022, no se espera un incremento importante del número de carros convertidos de gasolina a gas ni la construcción de generadoras térmicas que operen con el recurso. La regasificadora vuelve a aparecer en este mapa, pues si no se hubiera construido en dos años el país tendría que buscar alternativas para satisfacer las necesidades.
Entretanto, no solamente es importante contar con el recurso, también lo es el desarrollo de infraestructura de transporte para poder llevarlo a donde se necesite. La salida del combustible de Córdoba y Sucre hacia Cartagena, que será posible gracias a la ampliación de un gasoducto por parte de Promigás, y la posibilidad de que los sobrantes de Bogotá fluyan hacia el suroccidente del país, son apenas dos de los proyectos fundamentales para el planeador del sector gasífero.
Un proyecto que gremios como Naturgás han pedido que se analice con calma y que, dependiendo de las verdaderas necesidades de la demanda, sigue en los planes de la UPME. El director de la entidad, Jorge Valencia, reveló un detalle que al parecer muchas personas del sector ignoraban: la regasificadora del Pacífico es prácticamente una realidad. De hecho, fue por petición de los inversionistas que la UPME lo incluyó en los planes indicativos.
Valencia informó que Puertos, Inversiones y Obras S.A.S., una organización con experiencia en el sector de infraestructura portuaria e hidrocarburos, ya tiene los permisos ambientales y los trámites portuarios para llevar a cabo el proyecto están listos. Por eso será necesario un gasoducto que lleve el recurso desde Buenaventura, donde estará la plataforma, hasta Yumbo o Cali. Así se garantizaría la confiabilidad del suministro en el suroccidente con 400 millones de pies cúbicos diarios.
La suerte está echada. Colombia le va a apostar al gas. Es importante reconocer las falencias que el país tiene para acceder al hidrocarburo y comenzar a trabajar en solucionarlas. Desde lo ambiental ya hay una batalla frontal a favor del recurso. El ministro del ramo, Gabriel Vallejo, no lo pudo decir más claro: “Son medidas de tiempo, pero está claramente definido que la sustitución de combustibles fósiles se tiene que dar por energías alternativas, llámese eólica, solar, y en un renglón siguiente el gas. Es una realidad, no para Colombia, sino para el mundo”. ¿Estarán preparados los productores de carbón
Fuente:http://www.americaeconomia.com/nego...sificadoras-para-potenciar-importacion-de-gas
Térmicas amenazan con entregar todas las plantas al Gobierno
Piden duplicar el precio de escasez de $ 302 a $ 685 el kilovatio a partir del 28 de abril.
Los operadores de las 12 plantas térmicas que generan con gas y diésel en el país están dispuestos a entregárselas al Gobierno el próximo primero de mayo si el Ejecutivo no ajusta el precio de escasez a más del doble, debido a las millonarias pérdidas que, según ellos, están afrontando en estos momentos.
Esto se debe a que el próximo 28 de abril vence la resolución 178 mediante la cual el Gobierno elevó durante seis meses el precio de escasez desde 302 pesos a 470 pesos el kilovatio para las plantas térmicas que generan con diésel, con el fin de afrontar la parte más fuerte del fenómeno de ‘El Niño’. Las plantas térmicas están generando actualmente un promedio de 90 gigavatios de los 190 diarios que se consumen en el país. “El mensaje para el Gobierno es claro: o usted ajusta el precio de escasez o a partir del primero de mayo las plantas no van a ser sostenibles en el largo plazo y es mejor que usted coja las plantas, las intervenga y mire qué va a hacer con el sector”, dijo Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg).
El directivo gremial agrega que los inversionistas no están dispuestos a seguir perdiendo plata, pues el compromiso con el Gobierno fue a seis meses y de ahí en adelante el sector está expuesto a perder unos activos de generación por problemas financieros.
El precio de escasez ha permanecido atado al fuel oil 6. Esto ocasionó que cuando el precio del petróleo empezó a caer, este indicador disminuyó hasta los 302 pesos, cuando había estado a 550 o 600 pesos.
Andeg sostiene que el precio de escasez para generar con diésel debería ser de 685 pesos el kilovatio, “lo cual no es negociable” porque los expertos internacionales dicen que para calcularlo se debe utilizar el valor del combustible en la planta más ineficiente del sistema y ese es el valor que debería tener el precio de escasez.
Castañeda afirma que no pretenden que se les suba a 685 pesos de una vez, de tal manera que afecte a la demanda, sino que existen mecanismos como el que ya se hizo con la resolución 168 para irlo subiendo gradualmente y que el usuario no sienta ese efecto o sea bajo.
En octubre pasado, al comienzo del fenómeno de ‘El Niño’, las térmicas a diésel le pidieron al Gobierno ajustar el precio de escasez (302 pesos), argumentando que el costo de producir cada kilovatio era de entre 480 y 700 pesos, lo que se traduciría en pérdidas de entre 180 y 400 pesos el kilovatio generado. En ese momento el Gobierno tomó la decisión de aumentar el precio de escasez para las generadoras con líquidos a 470 pesos por unidad.
Las térmicas prefieren generar con diésel y no con gas porque les reconocen más dinero. Para el gremio, las cuentas son claras: es más costoso generar con diésel que con gas, pero con diésel están recibiendo $470 por kilovatio, mientras que con gas les reconocen 302. Con los precios actuales del gas, generar con este hidrocarburo cuesta hasta 420 pesos, por lo que la pérdida es de 90 o 100 pesos por kilovatio generado. Si produce con diésel cuesta entre 520 o 530 pesos, pero les reconocen 470 pesos, por lo que la pérdida es de unos 50 pesos.
“La lógica es que si voy a perder plata con ambos, trabajo con el que menos pierdo que es con diésel. Me pueden traer todo el gas del mundo, pero no me sirve si no se ajusta el precio de escasez”, concluye el directivo gremial.
Castañeda explica que el cargo por confiabilidad que se les paga para que entren a respaldar al sistema eléctrico en momentos de crisis, como el actual, solo alcanza para salarios, mantenimiento, primas de seguro, primas de combustible por tener vivos los contratos, rentabilidad del accionista.
De las 18 plantas con que cuenta el sistema eléctrico colombiano, 12 de ellas generan con gas, diésel o son duales, el resto, con carbón. El gremio asegura que los mantenimientos que se están haciendo actualmente a algunas de las plantas térmicas obedecen a cronogramas de hasta tres años y que el Gobierno no los está presionando para operar.
Jorge Pinto Nolla, director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), entidad encargada de establecer las tarifas, afirmó que todavía no se ha tomado una decisión al respecto, pero que cuando lo hagan será acertada y le permitirá al país continuar para llegar al final de ‘El niño’ sin problemas.
“Después de ‘El Niño’ veremos si hay que modificar la fórmula”, dice Jorge Pinto Nolla, director de la Creg.
"Percibo un deseo de que las cosas salgan mal", dice director de la Creg
El director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas defiende el cargo de confiabilidad y el precio de escasez pero afirma que no tiene problema en cambiarlo. Propone que el debate técnico se aplace para después de ‘El Niño’.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) es la entidad de moda en Colombia. A ella se le achacan los errores del sistema eléctrico que podrían llevar a un racionamiento de energía, incluso el Senado de la República llegó a pedirle la renuncia a su director: Jorge Pinto Nolla.
Él, un tecnócrata con doctorado en economía de la energía, explica que la Creg no toma decisiones sola, que es un cuerpo colegiado formado junto con los ministerios de Minas y Energía, de Hacienda y el Departamento de Planeación Nacional en el cual se toman decisiones por consenso, “yo soy apenas el portavoz de ese cuerpo colegiado, esas medidas son adoptadas entre todos”.
Asegura que en el sector eléctrico no ve problemas en el cargo de confiabilidad ni en el precio de escasez que tantas críticas ha despertado, y respecto al sector del gas admite que en el tema de la distribución o de las tarifas la Creg tiene responsabilidad, pero no en el de transporte.
¿Ha servido el cargo de confiabilidad para el sistema eléctrico?
Se instauró para que además de los ingresos normales que tienen las empresas generadoras por su actividad de vender electricidad, tuvieran una entrada extra para tener sus equipos disponibles, operativos y prestos a entrar en servicio durante los periodos críticos de ‘El Niño’, como en este caso.
Es el mecanismo que se instaló, ha funcionado y respondido adecuadamente a las necesidades.
¿Qué opina de las críticas al precio de escasez?
Quiero explicar primero que tenemos un sistema de bolsa, en el caso eléctrico, que es donde los agentes van ofreciendo sus precios día a día. Cuando hay un fenómeno de escasez de ‘El Niño’, los precios tienden a subir, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez hay un mecanismo de protección al mercado y los usuarios no pagan más, lo pagan las generadoras de energía.
¿Qué les cambiaría?
Han funcionado porque permiten mantener el sistema operando. Fue necesario hacer un ajuste a principios de noviembre del año pasado a las plantas que generan con líquidos, se les dio un ingreso adicional. El precio de escasez más un plus porque se produjo un desfase por el desplome del valor del petróleo, lo que causó que el precio de escasez bajará con respecto al precio histórico: normalmente oscila entre los 450 pesos pero se bajó a 302 pesos. A los que tenían plantas con combustibles líquidos les dio muy duro.
Ese fue el valor incremental que produjo tantos debates, que ha dado tanta prensa, citaciones al congreso. Había que tomar la decisión, no fue fácil pero finalmente ha permitido que el sistema siga funcionando.
¿Y entonces, qué es lo que ha fallado?
Eso es lo que no entiendo. El sistema está funcionando, hay energía. Se aplicó un correctivo por una situación coyuntural que se ocasionó por un efecto exógeno que es el precio del petróleo. Después de ‘El Niño’ veremos si hay que modificar la fórmula. Con el precio de escasez hay que ser cuidadosos, tener un valor que sea lo suficientemente alto para que no se presenten situaciones como la del año pasado, pero que al mismo tiempo sea bajo porque para eso lo tenemos. Lo tenemos como un indicador por encima del cual los usuarios no debemos pagar.
¿Estaría dispuesto a hacer cambios si son convenientes?
Propongo que una vez superado el fenómeno de ‘El niño’, lo lógico, sensato, lo técnico es que nos sentemos todos aquellos que han hecho críticas y discutamos qué elementos ven negativos o positivos, o por qué debe ser o no, y analizar pros y contras.Este es un tema delicado que requiere de análisis, responsabilidad y visión
El cargo de confiabilidad ha funcionado, puede cambiarse y personalmente no tendría problema en poner otro diferente, ¿qué más da? Pero siempre manteniendo el principio de la garantía de abastecimiento y confiabilidad futura, porque no podemos poner en riesgo el sistema por hacerle caso a alguien.
Hay que ser responsables. Uno oye cantos de sirena y es muy fácil salir a hablar pero sin responsabilidad. Lo que uno percibe es un deseo y un espíritu de buscar culpables, ¿pero de qué? Hay un interés de que las cosas salgan mal.
Lo responsabilizan por la demora en el desarrollo del transporte de gas…
Vamos a introducir unos cambios fuertes en la manera como se hace la expansión. Ellos argumentan que son temas tarifarios y de la Creg, pero sinceramente y con toda franqueza han sido un poco lentos en sus expansiones y no los culpo de algún modo, porque la demanda también quiere tener las cosas pero sin correr riesgos.
Afirman que también ha demorado la regulación en el tema de la distribución…
Es cierto, hay una demora y lo admito. Pero esa demora no ha incidido negativamente sobre las empresas, ellos tiene unas tarifas que son razonables, que les han permitido funcionar y crecer exponencialmente.
Hay una responsabilidad de la Creg, pero decir que eso es un problema y que los ha puesto en un situación crítica no es cierto.
¿Y qué pasa con las tarifas del gas?
Estamos revisando el mecanismo de precios y pensamos sacar en mayo una propuesta metodológica con un nuevo esquema de precios de gas para corregir estos problemas de tarifas diferenciales entre regiones que han causado cierto mal ambiente.
Pedro Miguel Vargas
Subeditor de Portafolio
Fuente: http://www.eltiempo.com/economia/se...cas-piden-duplicar-precio-de-escasez/16543268
Integrantes del CREG serán investigados por actual crisis energética
https://www.youtube.com/watch?v=jJHJO_vjnwY
Hidroeléctrica Guatapé estará funcionando al 100 % en julio
Entró a funcionar el 25 % de la operación de la central, que aporta 140 megavatios de 560 en total.
Luego de prenderse el pasado sábado dos turbinas de la central hidroeléctrica de Guatapé (Antioquia), que aportarán 70 megavatios cada una, podría decirse que el país solucionó el problema energético de abastecimiento de energía, ocasionado por el fenómeno del Niño y por varios problemas en algunas de las plantas térmicas de generación.
El presidente Santos, quien prendió las turbinas antes de viajar a Ecuador con el propósito de llevar ayuda humanitaria, resaltó el trabajo que se hizo para poner en marcha de nuevo la central.
“Cuando estuvimos aquí hace siete semanas, nos describieron lo que significaba poner en marcha estos generadores en el menor tiempo posible. El plazo que nos dimos fue del primero; o sea, estamos anticipándonos una semana”, dijo el primer mandatario.
En las cuentas del Gobierno y de EPM, administradora de la central, durante el mes de mayo se reactivarán otras dos turbinas. En junio serán cuatro más para un total de ocho y restablecer así el funcionamiento pleno.
En entrevista con EL TIEMPO, Jorge Londoño de la Cuesta, gerente de EPM, indicó que el pleno funcionamiento de la central será durante la primera semana del próximo mes de julio.
“Entraremos a funcionar de manera gradual. El sábado pusimos a funcionar un primer 25 por ciento de la central; un segundo se pondrá en marcha a mediados de mayo; otra porción igual, a las tres semanas, y el último 25 por ciento durante la primera semana de julio”, indicó el ejecutivo.
Londoño señaló que Guatapé tiene una capacidad instalada de 560 megavatios, en cuatro ‘bancos’ de 140 megavatios cada uno.
Por último, el gerente de EPM sostuvo con respecto al cableado que fue necesario cambiarlo en su totalidad, que, contrario a como estaban, ahora han sido separados, yendo dos por un lado y dos por otro.
Además, estos son con una nueva tecnología, ‘en seco’, frente a los anteriores, que demandaban el uso de aceite. Hoy, el porcentaje total de avance de las obras se encuentra en el ciento por ciento en suministro de equipos, materiales y personal.
El total de las reparaciones programadas, está en un 47 por ciento, y en el servicio, con las dos unidades en operación, en un 25 por ciento.
Se tenía previsto que entrara en pleno funcionamiento, en septiembre.
Una vez la Central Hidroeléctrica de Guatapé esté en pleno funcionamiento, no se prevén otros trabajos mayores sino el programa de mantenimiento, que debe ejecutarse normalmente.
Sobre las responsabilidades por la falla presentada, se sabe que entes de investigación y control trabajan en ello, pero aún no se sabe cuándo entregarán su informe oficial.
ECONOMÍA
Fuente:http://www.eltiempo.com/economia/sectores/hidroelectrica-guatape-funciona-al-25-/16572232
La crítica situación de Electricaribe
Los mandatarios de la región piden al Gobierno que intervenga a la empresa por los constantes apagones. La comercializadora se defiende.
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En Barranquilla cerca de 600.000 personas se quedaron sin electricidad.Foto: Archivo SEMANA
El martes y el miércoles pasados las protestas en Barranquilla y Cartagena fueron de gran magnitud, al completar más de 48 horas sin electricidad. A causa de esta situación pareciera que se normalizara una compleja protesta social que implica el cierre de vías, quema de llantas e interminables horas de trancón para los conductores afectados.
La mayoría de barrios en los extremos de la capital de Atlántico se vieron afectados por cortes del servicio. En algunos casos fueron programados, aunque hubo suspensiones a usuarios morosos y, también, hubo lloviznas que afectaron cuñas y transformadores, circunstancias que derivaron en las sentidas protestas. En la metrópoli bolivarense, entretanto, hubo enormes bloqueos vehiculares en barrios subnormales y áreas industriales.
La situación fue tal que los gobernadores de los siete departamentos del Caribe y los alcaldes de las ciudades capitales se reunieron en Cartagena y expidieron una declaración contra Electricaribe. En ella le pidieron al Gobierno que interviniera a la empresa porque no estaba dando garantías para el desarrollo regional. Allí, el gobernador de Bolívar, Dumek Turbay, manifestó que “los términos de espera para esta empresa se acabaron”.
El alcalde de Barranquilla, Alejandro Char, manifestó por su parte que “nunca antes el Caribe se había unido tanto como en este instante histórico para defender a la región del mal servicio de energía”. En esa ciudad cerca de 600.000 personas se quedaron sin electricidad, lo que ocasionó unas 200 emergencias o reportes, según las autoridades.
En medio de las protestas, uno de los malestares más grandes tiene que ver con el incremento del valor del kilovatio/hora en el último año, que pasó de 305 pesos a 430 pesos, y que se refleja en la factura a los usuarios. Electricaribe explicó que ese costo depende en 70 % de lo que cobran las empresas generadoras de energía.
El valor del kilovatio en la última factura fue de 433.07 pesos, discriminado así: 199,74 pesos por generación, 29,34 pesos por transmisión, 36,85 pesos por pérdidas y 12,22 por restricciones, valores que se pagan al generador. Electricaribe cobra, por su parte, 65,04 pesos por comercialización y 89,88 pesos por distribución.
Aunque el problema es la calidad del servicio y los mandatarios de la región le exigen a Electricaribe que haga los mantenimientos de acuerdo con lo que se había acordado, la empresa sostiene que sigue teniendo problemas financieros, entre otros motivos, porque departamentos y alcaldías le adeudan 150.000 millones de pesos. Precisamente Atlántico y Bolívar tienen la cartera más abultada, con 39.000 y 27.000 millones de pesos.
Adicionalmente, los habitantes de los barrios subnormales le deben a la firma 400.000 millones de pesos que son considerados como impagables, aunque se está proponiendo una capitalización por ese valor a cargo de la Nación y los departamentos. Esa deuda se origina en las conexiones ilegales de 404.481 familias asentadas en 1.725 barrios subnormales en los siete departamentos.
Pero no son los únicos deudores. La empresa tiene una cartera en los estratos 1, 2 y 3, que son subsidiados parcialmente por el Estado y les reconoce un consumo de 175 kwh por familia. Si consumen más, el excedente deben pagarlo a la empresa, cifra que puede ser de unos 600.000 millones de pesos.
Otra causa de dificultades financieras que alega Electricaribe son las pérdidas por fraude o robo de energía, que costarían unos 285.000 millones de pesos adicionales.
¿Puede el Gobierno intervenir a Electricaribe como pidieron los gobernadores? Sí, pero no es tan simple. Si se interviene la empresa y llega un nuevo operador, este debe comprar la infraestructura existente o pagarle por usarla, lo que encarecería el costo para el usuario final. Puede también construir unas redes subterráneas, pero eso tomaría bastante tiempo.
Para remediar la situación, el 28 de enero de 2016, en reunión con el presidente Juan Manuel Santos, se acordaron unas inversiones por 5,1 billones de pesos, de los cuales el gobierno nacional aportaría cuatro billones que provendrían de la tarifa que pagan los usuarios y Electricaribe aportaría 1,1 billones de pesos.
El plan se demoró inicialmente, porque no se había nombrado a un gerente, pero hace algunos días se acordó el nombre de Edgardo Sojo, quien tiene experiencia en el sector.
El alcalde Alejandro Char, en la reunión de este jueves, propuso a sus colegas alcaldes y a los gobernadores usar el 1 % de los recursos de los 9 billones de regalías que recibirá la región en los próximos cuatro años para mitigar la crisis, mientras que el presidente de Electricaribe propone bajar los costos de energía con la generación de energía alternativa, ya sea eólica o solar.
Por lo pronto, los gobernadores y alcaldes acordaron la creación de una promotora para estudiar el ingreso de un nuevo operador, pero a Gas Natural-Fenosa, socia mayoritaria de Electricaribe tendrían que comprarle los activos que adquirió en el año 2000 a los primeros socios que tuvo, Electricidad de Caracas y la estadounidense Caribe Energy Holding, para quienes el negocio no pintó nada bien.
Fuente: http://www.semana.com/economia/arti...adores-del-caribe-quieren-intervencion/470617
Nuevo plan a Electricaribe, ¿será la solución?
![[IMG]](http://www.larepublica.co/sites/default/files/larepublica/imagenes/noticias/1/electricaribe0503-1000.jpg)
Bogotá_
Ayer la Superintendente de Servicios públicos domiciliarios, Patricia Duque Cruz, impuso un programa de gestión al prestador de energía, Electricaribe, denominado “Energía digna para el Caribe”. La idea de la Entidad de Control es que por medio de un acompañamiento y un plan con seis indicadores específicos la empresa logre como mínimo en el primer año mejorar sus estándares 60%.
Este programa de gestión es una nueva herramienta que el Plan Nacional de Desarrollo le dio a la Superservicios para ayudar a las empresas en vez de utilizar multas o la intervención. No obstante, Duque señaló que de no cumplir las metas establecidas en por lo menos 60% al realizar la evaluación anual “tenemos la capacidad de sancionar”.
El programa de gestión contempla las variables más relevantes que la Entidad en estos meses de seguimiento ha identificado generan los mayores problemas de interrupción. Según el estudio hoy en día estos indicadores están en niveles por debajo de los estándares nacionales e internacionales.
“El primero es el indicador de efectividad de mantenimiento, que medirá la capacidad y efectividad para atender las fallas extemporáneas, este se medirá diariamente. Luego, se analizará la calidad del servicio. Acá la medición se hará trimestralmente. Tercero, será el indicador de pérdidas, valorado, igual, trimestralmente. De la misma forma, se analizará el cuarto indicador que es el recaudo”, explicó Rafael Albarracín, superintendente delegado de energía y gas.
Quinto, será la inversión, y acá la Superservicios explicó que Electricaribe ya anunció inversiones por $15.000 millones para Barranquilla y que en el año podrá invertir $130.000 millones para toda la zona de cobertura. Finalmente, el sexto indicador mide la atención al usuario.
Ahora, ante la pregunta de si esta es la solución a los problemas de la empresa, el experto de energía de la región, César Lourdy, señaló que a pesar de que “las actuaciones de la Superservicios contribuyen a que esta empresa logre un servicio eficiente, mientras la electrificadora no cuente con los recursos económicos que ha venido solicitando por las deudas, la capacidad de inversión se reduce de manera considerable y desafortunadamente la compañía no tiene la suficiente fuerza para responder”.
Siendo así, explicó que el programa debe ir acompañado de una intervención económica que consiste en que los usuarios morosos, entidades públicas y sectores menos favorecidos, respondan ante sus deudas.
De no ser así, el Gobierno debería, como prometió en la visita del presidente, Juan Manuel Santos, “encontrar los recursos de una manera extraordinaria, o buscar la ingeniería para realizar la capitalización. Solo así, tendremos una empresa, sea el dueño que sea, con la capacidad financiera para poder atender a más de 2,6 millones de personas, 25% de la demanda nacional”, concluyó.
Servicio se sigue deteriorando en la región
Según el director de la Federación de Departamentos, Amylkar Acosta, “la preocupación no es menor ya que según la misma Superservicios durante 2015 en promedio la duración acumulada de las interrupciones en las capitales de la región fue de 67,2 horas, muy por encima del promedio nacional que fue de 45,6 horas. Y la frecuencia no fue menor, 59,9 veces en promedio se interrumpió la prestación del servicio”.
La Opinión
Amylkar Acosta
Director de la Federación de Departamentos
“Los problemas empiezan por el tipo de mercado al cual sirve, se trata de un mercado no competido, pero tampoco competitivo”.
Fuente: http://www.larepublica.co/nuevo-plan-electricaribe-¿será-la-solución_374976
El Chocó estrena centro de energía renovable: el más moderno del país
Está ubicado en el municipio de Andagoya y pertenece a la Universidad Tecnológica de este departamento
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En el lluvioso municipio de Andagoya –donde hace cerca de un siglo funcionó una compañía minera norteamericana– la Universidad Tecnológica del Chocó construyó el más moderno centro de investigación en energías renovables del país, que fue inaugurado ayer lunes 9 de mayo por el presidente Juan Manuel Santos, en el marco de la posesión del nuevo Ministro del Ambiente Luis Gilberto Murillo Urrutia, nativo de esta población, quien siendo gobernador del Chocó le correspondió acompañar la gestión de la Universidad Tecnológica del Chocó ante el Fondo Nacional de Regalías, la cual aprobó una inversión de $ $8.737’939.304 para el Programa de Desarrollo e Investigación de Energías Renovables en el Chocó.
Lo que fue el sueño por varios años del rector de la UTCH, Dr. Eduardo García Vega, miembro del Grupo de Investigación en Energía Solar y Meteorología de la UTCH, es ya una realidad. El Centro cuentan con equipos de última tecnología y un equipo humano de alto nivel para la investigación en energías y monitoreo del clima, con el cual se busca brindar soluciones energéticas para diversas regiones del Chocó y el país.
El director del programa, William Murillo López informó que este laboratorio cuenta con un sistema multiplaster que genera una red propia, independiente de la red pública, a partir de 80 paneles solares ubicados en la cubierta del techo que generan a través de un inversor más de 20 kilovatios de energía fotovoltaica. Esta energía es guardada en dos bancadas de baterías de 150 kilovatios y un sistema eólico de apoyo con Aerogenerador, además de una torre de doce metros, que complementa como un sistema aislado para suministrar energía por 4 días.
El investigador Edison Banguero coordinador técnico del proyecto explicó que el centro desarrollara 4 líneas de investigación y se contará con un sistema de almacenamiento a través de pilas de hidrogeno, sistema de biomasa 25 kilovatios y fotovoltaico que generara 20 kilovatios cada uno. También en el municipio de Bahía Solano, comunidad pesquera de Cabo Marzo, se instalará una pequeña central hidroeléctrica PCH y en Playa de Potes un aerogenerador con un sistema fotovoltaico de respaldo.
Los generadores de hidrógeno de la serie HG (HG 30 | 60) permiten la producción de hidrógeno de alta pureza en un (99,9999% vol) para uso de laboratorio e investigativo. Se cuenta con un compresor tipo booster que es un elevador de presión muy utilizado para el almacenamiento de gases a altas presiones, como es el caso de la carga de la botella de hidrógeno.
El centro construido con tecnología española, en terrenos donados por la alcaldía municipal, será autosostenible a través de la energía que produzcan los diferentes sistemas. Además, generará su propia energía y la que sobre será vertida a la red de interconexión eléctrica, que abastece a Andagoya. Los modernos equipos fueron adquiridos por empresas españolas como Tecnosun y Americana, y fueron fabricados en Alemania, España, Grecia y Colombia.
Esta iniciativa también apoyará la formación de profesionales con trayectoria investigativa en los temas del proyecto, 3 a nivel de maestría y 4 de doctorado, quienes se vincularán en calidad de investigadores a partir de sus tesis de grado.
Gestión para la sostenibilidad
Una de las principales preocupaciones de las autoridades del Chocó y la Universidad es la sostenibilidad del centro y los costos de operación, garantizados para los primeros tres años de ejecución con recursos de regalías. De igual manera la rectoría de la Universidad gestionó el Proyecto: “Energía para el Desarrollo, la Promoción de acceso a Energía Renovable y Sostenible en el Chocó. Una Colaboración del Reino Unido y Colombia” 2016 -2018, Newton Fundo, British Council . 2015, que estará articulado al naciente centro.
La iniciativa tiene como objetivo primordial el fortalecer las capacidades técnico-científicas del Grupo de Investigación en Energías Renovables y Meteorología para la gestión tecnológica y a la evaluación ambiental, económica y social de tecnologías en energías renovables que planteen soluciones efectivas, eficientes y apropiadas a la realidad de la región y del país.
En este sentido, se busca desarrollar acciones de capacitación y acompañamiento que permitan la trasferencia de conocimientos en esta materia, desde universidades de gran prestigio internacional como la University College London UCL y del Imperial College London del Reino Unido, así como de la Universidad Tadeo Lozano de Colombia, utilizando como plataforma las actividades de implementación de los proyectos.
La UTCH en esta línea estrategia está ejecutando el Proyecto “Plan de energización rural sostenible para el departamento del Chocó (PERS)”, cofinanciado con recursos de la UPME, IPSE, Fondo nacional de Regalías y recientemente por el Ministerio de Relaciones Exteriores de Colombia,para proyectos pilotos e implementación de tecnologías de energías apropiada para lograr beneficios socioeconómicos y ambientales, el uso de métodos cuantitativos, cualitativos y modelamiento para la estimación a corto y mediano plazo del impacto de acceso de la energía en el bienestar y oportunidades económicas de las comunidades y el uso de encuestas de hogares, estimación de la demanda y de la capacidad de generación de energía en Bahía Solano y Medio San Juan y desarrollo de escenarios para modelar futuras instalaciones de energía renovable.
@prensautch
Fuente:http://www.las2orillas.co/el-choco-estrena-centro-de-energia-renovable-el-mas-moderno-del-pais/
Para la subasta de la Creg estarían listos 46 de 167 proyectos de energía inscritos
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Lo más posible es que las expectativas de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) se cumplan y la próxima matriz energética del país sea más diversificada y confiable. Se proyecta que se continúe con un alto contendido de proyectos hidráulicos pero con una participación más grande de eólicos y de carbón.
Ahora, a pesar de que hay 167 proyectos inscritos ante al Entidad de planeación, con una capacidad instalada de 6.600 megavatios, no todos estarán listos para la subasta que está preparando la Comisión de regulación de energía y gas (Creg) para fin de este año o inicios del siguiente.
Según la información que tiene la Upme a febrero, solo estarían listos para presentarse 46 proyectos con una capacidad de 2.700 megavatios. Cercana a la necesidad de expansión del país para 2025 de 4.208 megavatios (a esta toca sumarle la segunda fase de Hidroituango que aporta 1.200 megavatios).
La Entidad divide los proyectos en tres fases. La primera es prefactibilidad y solicitud a la autoridad ambiental de un estudio. La segunda es el cierre financiero y la adquisición de la licencia ambiental, si no lo requiere el auto de la Autoridad que así lo señala. Finalmente, la tercera fase hace referencia a los diseños definitivos y el cronograma de ejecución; además la licencia ya debe estar expedida.
Siendo así, hay 39 plantas (2.607,09 megavatios) que ya están en fase dos y siete (91,72 megavatios) en fase tres, que podrían estar listas para presentarse, si así lo desean a una subasta. De estos últimos (los más adelantados), se destaca un proyecto solar en Sucre de 19,90 megavatios y cinco, entre hidráulicos y térmicos, en Antioquia.
Por otra parte, en la fase dos habría dos proyectos eólicos en La Guajira, de 32 megavatios; 13 en Antioquia; seis en Casanare, entre otros (ver gráfico).
Con este panorama, y teniendo en cuenta la necesidad de prepararse para aumentar la capacidad, Ángela Montoya, presidente de Acolgen, señaló que lo más importante en este punto es la agilidad de las instituciones que tienen que ver con los trámites ambientales y consultas. “Estos proyectos requieren licencias, no son solo cierres financieros, que necesitan agilidad ya que la próxima subasta hay que sacarla muy rápido, para que cuando estemos en el próximo Fenómeno de El Niño haya confiabilidad”, explicó.
La idea de la propuesta, es que alcancen a entrar cerca de 1.200 megavatios (MW) eólicos que hay en La Guajira , 71,8 MW solares en el Cesar y 29,2 MW también solares en el Atlántico. Todos estos en fase uno, pero que podrían respaldar con fuerza en un Niño, ya que los estudios de la Upme señalan que en el país, normalmente, cuando hay sequía, se presenta alta radiación y fuertes corrientes de viento.
Para analizar las condiciones de esta nueva subasta, los gremios de generación de energía esperan reunirse esta semana con el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, para entender que condiciones se cambiarían frente al cargo por confiabilidad en esta nueva subasta. Esto teniendo en cuenta que las recientes resoluciones que buscan cambiar el mecanismo, hasta ahora están en consulta.
Incentivos Ley 1715 para energías alternativas
A pesar de que la mayoría de planes (128) serían centrales hidráulicas, por la gran potencialidad que tiene el país en este sentido, hay un fuerte crecimiento de energías no convencionales que estaría jalonado por los incentivos tributarios que da la Ley 1715. Según el director de la Upme, Jorge Valencia, todos esos proyectos (17) tendrán derecho a solicitar esos incentivos. “Hasta el momento no se ha hecho ya que aún es muy pronto. Se espera que estas solicitudes se realicen cercanas a cuando vayan a importarse los equipos o cuando se vayan a hacer las inversiones ya que este proceso solo dura 45 días en la entidad y otros 45 en la Anla”, dijo el directivo.
Las opiniones
Jorge Valencia Marín
Director de la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme
“De los proyectos grandes, eólicos y solares, que están en el registro, solo algunos ya han solicitado licenciamiento. Así que no hay certeza de la participación en la subasta”.
Angela Montoya
Presidente de Acolgen
“La nueva subasta debe buscar dos aspectos: competitividad y precios eficientes. Ojalá se logre reemplazar cualquier precio ineficiente manteniendo la confiabilidad”.
Fuente: http://www.larepublica.co/para-la-s...-de-167-proyectos-de-energía-inscritos_376906
Epsa inicia el mejoramiento de plantas de energía en La Guajira
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Bogotá_
Los proyectos para mejorar el servicio de energía en la costa caribe siguen avanzando. En esta ocasión Epsa, una empresa de Celsia informó que ya dio inicio a las obras de mejoramiento de tres subestaciones en La Guajira.
En un comunicado de prensa la compañía dijo que en estas obras se realizarán inversiones por $34.433 millones.
“Esta fue una de las seis licitaciones que le fueron adjudicadas a la compañía en el marco del ‘Plan5Caribe’, que busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico en esta región del país, en conjunto con otros proyectos liderados por el Gobierno Nacional”, explicó la comunicación enviada.
Al mirar en detalle el proyecto se incluye la ampliación de la capacidad de la subestación de Cuestecitas y mejoras en las subestaciones de Riohacha y Maicao, con las cuales se podrá atender la nueva demanda que requiere el crecimiento de la región y mejorar la confiabilidad y calidad en el servicio que presta el operador de ese departamento.
“Con el inicio de las obras en estas tres subestaciones de La Guajira, en Epsa logramos el hito de construir proyectos de distribución en otras regiones del país diferentes al Valle del Cauca, donde somos el operador de red” afirmó Julián Darío Cadavid, vicepresidente de Transmisión y Distribución de Celsia.
Además, agregó que “le estamos cumpliendo al Gobierno Nacional y a la región Caribe con la ejecución de los proyectos en las fechas estipuladas. Hasta el momento nos ha ido muy bien en los trámites y los procesos de socialización respectivos; las autoridades departamentales nos han apoyado porque saben de la importancia de estos proyectos la región”.
Uno de los datos que resalta la compañía es que en el mayor pico en la ejecución de este proyecto se generarán cerca de 150 empleos directos en la zona.
Además del mantenimiento de estas subestaciones la Upme le adjudicó a Epsa otros cinco proyectos de infraestructura energía en el marco del ‘Plan5Caribe’. Se trata, de dos proyectos en el Atlántico como son la construcción de la subestación Norte a 110 kV y la ampliación de la capacidad de la subestación Nueva Barranquilla de 220/110 kV, entre otros planes.
Fuente:http://www.larepublica.co/epsa-inicia-el-mejoramiento-de-plantas-de-energía-en-la-guajira_378151
Proyecto Hidroelectrico Cañafisto
https://www.youtube.com/watch?v=2PkUxyQhEcI
Así van las obras que mejorarían el sistema energético del país
Proyecto en Ituango van en el 50% y el de Alejandría al 15%. El Ministro de Hacienda y las autoridades de Antioquia supervisaron las obras.
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Los proyectos energéticos de Antioquia son, según el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, de vital importancia para la seguridad energética del país y por ello destacó el avance de las obras de la hidroeléctrica Ituango, que alcanza el 50%, y la de Alejandría, que registra un progreso del 15%.
De acuerdo al titular de la cartera de Hacienda estos proyectos son fundamentales, teniendo en cuenta que Ituango generará 2.400 megavatios de energía y en el caso de la central Alejandría serán 15 megavatios.
“Son inversiones que nos van a dar una enorme seguridad energética. El proyecto Ituango por su dimensión, su escala y el momento en el que va a entrar en operación, va a ser el sello de seguridad en materia de abastecimiento de energía eléctrica en Colombia”, aseguró Mauricio Cárdenas durante un recorrido en compañía de Luis Pérez, gobernador de Antioquia; Federico Gutiérrez, alcalde de Medellín, y Jorge Londoño, gerente de EPM.
El ministro Cárdenas reconoció el aporte que le harán estas obras de infraestructura energética a la economía nacional cuando la construcción esté en un punto de avance aún mayor.
“Venimos a visitar y a ver cómo va el proyecto, cómo va el avance. Además de convertirse estas obras en la garantía que nos va asegurar el suministro de energía eléctrica a todos los colombianos, también juega un papel muy importante para estimular la actividad económica, porque es un proyecto de una envergadura enorme en términos de empleo, en términos de inversión", enfatizó Cárdenas.
Ituango está localizado sobre el río Cauca, en el llamado cañón del Cauca, tramo en el cual este río, que nace en el sur del país, corre a través de profundos cañones y desciende unos 800 metros.
Está conformado por una presa de 225 m de altura y 20 millones de metros cúbicos de volumen, y una central subterránea de 2.400 MW de capacidad instalada y 13.930 GWh de energía media anual. Cada unidad de generación es alimentada por un túnel de conducción, que se inicia en una excavación sobre la margen derecha, en donde se ubica el conjunto de las ocho captaciones. Los túneles están provistos de compuertas de cierre, instaladas en pozos verticales cercanos a las captaciones.
Finalmente, el Ministro de Hacienda destacó cómo se han venido realizando las labores de reparación de la hidroeléctrica de Guatapé, luego del incendio ocurrido en dicha central el pasado 15 de febrero y que afectó el sistema de cableado. “Felicitación a la Alcaldía de Medellín, a las Empresas Públicas de Medellín EPM, por la manera como se resolvió el incidente de Guatapé. Hoy ya no tenemos el fantasma del apagón. Debo resaltar la forma cómo se dieron las soluciones en términos de instalación, la rapidez”.
ALEJANDRÍA APORTARÁ 15 MEGAVATIOS
La Generadora Alejandría se constituyó, en 2011, como una sociedad por acciones simplificadas, empresa prestadora de servicios públicos para construir, operar y comercializar la energía que genere la Central Hidroeléctrica de 15 MW ubicada entre los municipios de Alejandría, Concepción y Santo Domingo en Antioquia.
Para ello, 34 empresas afiliadas a la Cámara Colombiana de la Infraestructura, GEN+ y el municipio de Alejandría se unieron como los gestores de esta iniciativa público privada.
Fuente: http://www.portafolio.co/economia/i...orarian-la-sistema-energetico-del-pais-498039
Pliego de cargos a EPM
https://www.youtube.com/watch?v=FC018G0wVGQ
“El foco va a ser la energía renovable no convencional”
https://www.youtube.com/watch?v=rR_23oO6SOo
En duda efectividad de la sanción a TermoCandelaria
https://www.youtube.com/watch?v=bFzgBt6bVQU
3 6 billones de pesos es el pasivo de Electricaribe
https://www.youtube.com/watch?v=lVjbieRKg3k
El Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo construido en Colombia
https://www.youtube.com/watch?v=nxJSI6__DqM
Megaplan del río Magdalena incluye 17 hidroeléctricas
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Generación de energía, navegación y protección ambiental de la cuenca, son los principales objetivos del Plan Maestro elaborado por la firma Hidrochina, que debería estar listo en el 2030.
Las intenciones del Gobierno en la utilización del río Magdalena van más allá de la navegabilidad entre Puerto Salgar y Bocas de Ceniza, en Barranquilla.
Un estudio entregado recientemente por la firma Hidrochina a Cormagdalena incluye una radiografía minuciosa sobre las riquezas de la cuenca entre San Agustín, en su nacimiento en pleno macizo Colombiano, y la desembocadura en el Caribe.
El informe se resume en tres aspectos centrales gran interés para el Gobierno: navegación, generación de energía y protección ambiental.
De acuerdo con Hidrochina, el Plan Maestro para el Manejo y la Utilización del río Magdalena incluye la construcción de entre 13 y 17 hidroeléctricas de diferente capacidad, a lo largo del río.
Los puntos identificados como potenciales para la ubicación de las represas son: Guarapo, Chillurco, Oporapa, Pericongo, Quimbo, Betania, El Manso, Veraguas, Bateas, Balsillas, Carrasposo, Nariño, Lame, Ambalema, Cambao, Honda y Piedras Negras.
El periodo de ejecución del Plan a corto plazo es al 2020, en tanto que el de largo plazo se extiende hasta el 2030.
El proyecto plantea la necesidad de que Gobierno subsidie la construcción de las iniciativas hidroenergéticas.
Las tareas para las partes altas son principalmente energía hidroeléctrica, protección ambiental, irrigación, pesca, disminución de riesgos de inundación y erosión, y consolidar una zona de protección ecológica y de recreación desde el nacimiento del río hasta el municipio de San José de Isnos.
En la parte central y baja se trabajará en navegación, control de inundaciones, drenajes, protección ambiental, pesca, recreación, y producción de energía hidroeléctrica.
Se debe ajustar la secuencia de la construcción de las represas teniendo en cuenta el impacto ambiental. Las represas con mayor sensibilidad ecológica se deben posponer.
OBJETIVOS PARA EL 2020
El Plan Maestro proyecta consolidar y mejorar las vías fluviales ente Barrancabermeja y el Canal del Dique, mejorar la navegabilidad entre Puerto Salgar y Barrancabermeja, desarrollar el servicio de transporte terrestre y fluvial para la movilización de petróleo, carbón, contenedores, promover la construcción de 3 o 4 represas hidroeléctricas en las zonas altas del Magdalena, construir un marco para el control de inundaciones y mitigación de desastres, mejorar la irrigación, controlar las fuentes domésticas de contaminación y establecer un sistema de monitoreo ambiental.
En los objetivos de largo plazo, es decir, al 2030, se propone terminar la construcción del sistema de transporte fluvial, implementar un control de inundaciones y de mitigación de desastres adaptable al desarrollo económico y social, y mejorar el manejo de la contaminación.
INDICADORES DE CONTROL
Para las actividades de desarrollo económico y social se deben determinar fuentes específicas que garantizan la seguridad ecológica, propender el desarrollo y obtener el manejo integral de toda la cuenca.
Se planea establecer tres zonas de control ambiental a lo largo de la ribera del río. El proyecto advierte sobre la necesidad de definir un plan especial de control de inundaciones en La Dorada, Barrancabermeja, Puerto Wilches, La Gloria, Tamalameque, El Banco, Pinillos, Magangué, Plato, Calamar, Ponedera, Soledad y Barranquilla.
El estudio concluye que es económica y técnicamente viable la construcción de una represa en Honda, la cual representa grandes beneficios. Sin embargo, implicaría la reubicación de la población. Esta obra debe desarrollarse en una siguiente etapa del Plan Maestro.
“Los recursos hídricos deben utilizarse apropiada y coordinadamente, controlando la relación con los usuarios”. La meta a largo plazo en navegación es tener una vía fluvial de 887 kilómetros entre Puerto Salgar y el Canal del Dique e implementar el plan energético.
EL ESTUDIO PLANTEA AMPLIAR LA INFORMACIÓN
“La información necesaria requerida para este plan es insuficiente, por eso debe hacerse más investigación, observación y monitoreo de la información básica y de los problemas que surjan con la implementación del plan.
Se debe establecer un sistema para el manejo de la cuenca. El Gobierno debe definir la inversión de capital y garantizar los recursos. Es necesario iniciar los trabajos preliminares de los planes a corto plazo e impulsar las construcciones. En Honda se deben realizar estudios sobre indicadores de la inundación y del impacto ambiental para que en la próxima etapa se justifique el uso razonable de la represa que se construirá en este lugar.
Nota del editor: El grupo Navelena, integrado por brasileña Odebrecht y la colombiana Valores y Contratos (Valorcon) será el encargado de devolverle la navegabilidad al río Magdalena. Una tarea que por contrato deberá cumplir por 13 años y medio, y por la que recibirá más de 2 billones de pesos.
El consorcio acaba de ser el ganador de la licitación que las obras de dragado y encauzamiento con las que el Gobierno aspira cumplir el sueño: convertir el Magdalena, después de décadas de intentos, en la primera autopista fluvial del país.
“Las obras de dragado de mantenimiento se inician en 6 meses, luego de la firma del contrato, y las de encauzamiento a los 18 meses. Tres meses después de que se inicie el dragado, el contratista tiene la obligación de cumplir con un ancho de canal, profundidad y radio de curvatura que permitan que, desde Barrancabermeja hasta Barranquilla, se puedan movilizar convoyes de 7.200 toneladas; desde Puerto Berrío hasta Barrancabermeja, convoyes de 6.000 toneladas y de Puerto Salgar a Puerto Berrío se movilicen de 800 toneladas cada uno”, explicó Augusto García, director de Cormagdalena, la entidad contratante.
Con esos indicadores se espera que en el primer año ya estén las condiciones para que haya un transporte fluido de carga en los 652 km desde Barrancabermeja hasta Barranquilla.
Será un río ‘barcacero’, donde se movilizan barcazas con carga líquida (combustóleo y otros hidrocarburos), productos siderúrgicos (alambrón, palanquilla y láminas), cereales (maíz, trigo y soya).
Fuente:http://defensaydemocracia.blogspot.com.co/2014/09/megaplan-del-rio-magdalena-incluye-17.html
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