Tecnología competitiva en el Mercado Eléctrico Colombiano

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Por otro lado, a fin de atender sus necesidades de combustible, los generadores térmicos se ven obligados a establecer contrato de suministros y transporte de gas natural del tipo take or pay esto es, “tome o pague” y garantizar al proveedor y al transportador un consumo mínimo anual de 70 y 80%, respectivamente, de la capacidad que sea contratada en firme. Esto significa que el gas hay que pagarlo aunque las centrales térmicas no sean despachadas, por lo que el combustible se ha convertido de costo fijo. La principal razón que obliga a los generadores térmicos a establecer este tipo de contratación es el hecho de que la capacidad de transporte de la red de gasoductos instalada en el país no es suficiente para satisfacer la demanda nacional de gas natural, de modo que los generadores térmicos deben asegurar el suministro de combustible contratando por anticipado.

Aunque las centrales de generación, térmica e hidráulica, tienen derecho al pago de lo que se denomina Cargo por Capacidad –por parte del Sistema Interconectado-, este no ofrece estabilidad en los ingresos de los generadores térmicos que realmente ofrecen firmeza al sistema eléctrico.

Estos factores hacen difícil la sostenibilidad del negocio para los generadores térmicos, dada la baja oportunidad de generación que tienen en condiciones normales de hidrología.

- EVOLUCION Y FUTURO DEL PARQUE ELECTRICO COLOMBIANO

La Tabla 1 presenta el crecimiento que ha experimentado el parque eléctrico instalado en Colombia. Si se tiene en cuenta que en su gran mayoría la nueva generación es térmica, se observa una reducción de la vulnerabilidad del sistema ante la variable hidrológica, el cual logro una composición del parque instalado, a finales de 1999, de 67% hidráulica y 33% térmica.

Los nuevos proyectos de generación de energía considerados por la unidad de Planeamiento Minero Energético (UPME) para el periodo 1999-2003, que al momento de escribir este artículo algunos se encontraban en fase de prueba y otros en fase de construcción, se presentan en la tabla 2. Estos representan

Tabla 1 Capacidad efectiva bruta del Sistema Interconectado Nacional

TIPO

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Capacidad efectiva hidráulica a dic./31(MW)

6757

7658

7863

7838

8016

8101

8148

7892

Capacidad efectiva térmica a dic./ 31(MW)

1770

2184

2256

2264

2623

3116

3935

3703

Total Capacidad efectiva a dic./ 31 (MW)

8527

9842

10119

10102

10639

11217

12083

11595

569 nuevos MW térmicos y 1108 MW hidráulicos que incrementaran el parque instalado, a junio de 1999, de 12215 a 13892 MW en el 2000

Tabla 2 Proyectos Considerados por la Unidad de Planeamiento Minero-Energética (UPME) en el plano de expansión de generación 1999-2004

CENTRAL

CAPACIDAD

OBSERVACIONES

Candelaria (T)

300MW

Operará dos turbinas a gas en ciclo simple, con capacidad nominal de 150MW la primera Centrara en operación comercial en mayo y junio de 2000

Centro (T)

100 MW Adicionales

Opera actualmente dos turbinas a gas, con capacidad nominal de 100MW adicionales con una turbina de vapor. El ciclo combinado entrara en operación comercial en noviembre de 200

Sierra (T)

169 MW Adicionales

Opera actualmente dos turbinas a gas con capacidad nominal de 160 MW cada una en ciclo simple. El proyecto instalara un ciclo combinado con estas dos unidades para generar 100MW adicionales con una turbina de vapor El ciclo Combinado entrara en operación comercial en noviembre de 2000

Urra (H)

343 MW

Opera cuatro turbinas tipo Francis con capacidad DE 85 MW Cada una. Las cuatro turbinas entraran en operación comercial en febrero, abril, mayo y junio de 2000

Porce II (H)

393 MW

Operará tres turbinas tipo Francis, con capacidad de 131 Mw cada una. Las tres turbinas entraran en operación comercial en abril julio y agosto de 2001

La miel (H)

375 MW

Operará tres turbinas tipo Francis, con capacidad de 125MW. Las tres turbinas entraran en operación comercial en enero, abril y julio de 2012

- DESARROLLO DEL PARQUE TERMICO DE LA COSTA ATLANTICA

Cuando llego el “apagon” de 1992, la capacidad de generación de energía de la Costa Atlantica se limitaba a lo entregado por Termo Barranquilla, Termo Cartagena y Termo Guajira, centrales térmicas estatales, que por el abandono que habían