Respuestas minminas proposicion no 37 de 2012 debate energia y gas by Congreso Visible

Doctora DELCY HOYOS ABAD Secretaria General Comisión Quinta de Senado Congreso de la República Carrera 7 No 8 - 68 Bogotá, D.C.

Asunto:

Ministerio de Minas y Energía Origen: SECRETARIA GENERAL Rad: 2013018215 20-03-2013 12:09 PM Anexos: 1 LEGAJO Destino: SENADO DE LA REPUBLICA Serie:

Respuesta cuestionario sobre Energía y Gas, según proposición N o 37 de 2012.

Apreciada doctora Delcy: Atentamente me permito dar respuesta al cuestionario remitido por usted para el debate de control político sobre energía y gas. 7.” ¿Qué acciones ha desarrollado el Gobierno Nacional para garantizar el acceso y calidad en la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía elécfrica y gas en nuestro país? Especifique las zonas del país beneficiarias de estas acciones”.

En materia de energía eléctrica, se han mantenido los fondos de inversión (con recursos del mismo sector) con los cuales se, tal y como se indica a continuación: a) Fondo de Apovo Financiero para la Energización de las Zonas RuralesFAER: Con este Fondo se apalancan los proyectos de electrificación rural para favorecer a los usuarios de escasos recursos, con el fin de que tengan la posibilidad de acceder al servicio público de energía eléctrica. b) Programa de Normalización de Redes Eléctricas-PRONE: El objetivo principal es mejorar las redes en aquellos sectores de subnormalidad

c) Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de Zonas No Interconectadas-FAZNI: La finalidad de este Fondo es sostener y ampliar y mejorar el servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas

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Con respecto al servicio público de Gas, hoy el mercado de Gas Natural cuenta con cerca de 6,5 millones de usuarios atendidos en 650 poblaciones de 24 departamentos que alcanzan en promedio una cobertura efectiva cercana al 75%. Así mismo, es importante indicar que dentro de las metas trazadas por el Gobierno Nacional en el corto plazo, se prevé la expansión de la cobertura del servicio de gas para llegar a la conexión de 350.000 nuevos usuarios por año hasta el 2014. Para tal fin, hoy se cuenta con diferentes mecanismos para la viabilización financiera de proyectos, tal y como ocurre con la cofinanciación de proyectos con recursos públicos, mediante el Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural o por el Sistema General de Regalías. Es importante indicar que a través de los cuales se ha posibilitado la ejecución de nuevos proyectos para la distribución y transporte de gas combustible hacia regiones donde no hubiera sido posible prestar el servicio en condiciones de eficiencia económica y suficiencia financiera.

Así mismo, teniendo en cuenta, que las decisiones de inversión en el sector gas natural corresponden a los agentes participantes de la cadena de distribución del servicio público domiciliario de gas combustible, éstos acometen por iniciativa propia las inversiones en redes para ampliar la cobertura en la prestación del servicio.

2.” ¿Cómo se han desarrollado los últimos dos planes de expansión de la cobertura de los servicios públicos de energía eléctrica y gas?; ¿Qué inversiones públicas se han efectuado, especifique por departamentos del país?” Para energía, los planes han sido indicativos con el apalancamiento del FAER y el antiguo Fondo Nacional de Regalías-FNR y las empresas han adelantado sus proyectos de expansión en la medida en que se le reconoce la inversión en la tarifa como el caso de la fusión de las Empresas Públicas de Medellín-EPM con la Empresa Antioqueña de Energía-EADE que permitió la expansión rural con el plan Antioquia iluminada. Respecto del servicio de Gas, tal como se responde en la pregunta número 1, los planes de expansión de la cobertura de este servicio público se adelantan de una parte por iniciativa de los distribuidores y agentes de la cadena, los cuales con recursos propios acometen proyectos de inversión en redes y, de otra parte, a través de los recursos de cofinanciación para ejecutar proyectos de infraestructura por medio de fondos públicos como son el Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural o mediante el Sistema General de Regalías.

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3.” ¿Cuál es el futuro de la política de energía y gas en Colombia? ¿Qué expectativas tiene el Gobierno Nacional y qué acciones está desarrollando para cumplirlas?” La política energética del Gobierno Nacional se encuentra encaminada a promover la competencia en el sector privado para alcanzar un funcionamiento lo más eficiente posible, con el fin de consolidar un sector eficiente y auto sostenible sin dejar de lado los principios de equidad. En consecuencia, con el fin de lograr los objetivos mencionados anteriormente, se han desplegado acciones como la promoción del uso racional de energía, el desmonte a la contribución en el sector industrial y la disminución a los subsidios con el ajuste del consumo de subsistencia en el sector eléctrico. En cuanto a la política de gas, se han intensificado las actividades de promoción y asignación de áreas para la exploración y producción de hidrocarburos, incluido el gas natural, en tierra y costa afuera a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH. Así mismo, se ha estimulado la búsqueda y desarrollo de campos gasíferos a través de los incentivos contenidos en las normas que definen las regalías para este tipo de yacimientos y se han establecido estímulos para la exploración de yacimientos no convencionales en los cuales el gas natural juega un papel muy importante. De otra parte, en la actualidad se está analizando el tema de confiabilidad y continuidad en la prestación del servicio, teniendo en cuenta la declinación de la producción de los principales campos productores como el de La Guajira, así como por no contar con nuevos hallazgos. En consecuencia, el enfoque del Gobierno se encamina frente a estos asuntos, y es por esta razón que se expidió el Decreto 21O0 de 201 1 “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, entre las cuales se tienen: 0

Asigna responsabilidades a la Comisión de Regulación de Energía y GasCREG para establecer los criterios de confiabilidad que deberán asegurarse para el cubrimiento de la demanda y fija las reglas para la evaluación y remuneración de los proyectos de inversión. Creación de incentivos a la producción de gas proveniente de yacimientos no convencionales. La adopción por parte de este Ministerio de un plan indicativo de abastecimiento de gas natural para un período de diez años, con el objeto de orientar las decisiones de los agentes y que las autoridades competentes cuenten con mejores elementos para la adopción oportuna de las decisiones necesarias para asegurar el abastecimiento nacion

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natural en el corto, mediano y largo plazo. Dicho plan será elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME. Establece la libertad de exportaciones de gas como estímulo a los productores para agilizar nuevos hallazgos.

Con la expedición de este Decreto, se establecen mecanismos para asegurar el abastecimiento de la demanda nacional de gas natural, así como también, se ha permitido conocer las cantidades disponibles a nivel nacional para efectos de su comercialización para los siguientes 1O años. En este sentido, los productores y los productores-comercializadores de gas natural deben declarar al Ministerio de Minas y Energía la información disponible de los campos productores de gas en lo que respecta a la capacidad de producción de cada campo, las cantidades de gas disponibles para ser comercializados y las cantidades comprometidas en contratos firmes, así como la participación de los productores y del Estado en cada campo. Así mismo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas-CREG, ha expedido varios proyectos de resolución entre las que se tienen: 0

Resolución No 113 de 2012, reglamenta aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, considerando: i) transacciones en el mercado primario de suministro y transporte, ii) transacciones del mercado secundario y de corto plazo en suministro y transporte y iii) servicios de gestor de mercado cuyas funciones se encaminan a centralización de la información, gestión de subastas y de transacciones de mercado secundario y de corto plazo, con el objeto de propender por un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas natural y, por ende, un mejor desempeño y coordinación entre los Agentes Operacionales. Resolución No054 de 2012, que establece criterios de confiabilidad y reglas para evaluación y remuneración de proyectos de inversión en confiabilidad en el servicio público de gas natural, evaluación de proyectos de inversión en confiabilidad con base en análisis beneficio-costo, establece protocolos para i) coordinación de mantenimientos programados en infraestructura de producción y transporte, y ii) operación de plantas de gas natural importado y de infraestructura de producción y transporte. Resolución No O90 de 2012, propone criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas por redes en aspectos tales como: criterios para estructuración de mercados, metodologías de cargos para usuarios residenciales diferente de los no residenciales, condiciones para solicitudes de cargos de empresas con mercados comunes, condicion

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mercados con cargos pero sin servicio o sin obras de infraestructura, reglas para cargos en mercados donde hay más de un distribuidor y condiciones a distribuidores que presten servicio a través de gasoductos virtuales. 4. ” ¿Cuáles fuentes de financiamiento para los servicios públicos de energía eléctrica y gas se han identificado? ¿Cuáles son los criterios para su asignación?”

En materia de energía, para el subsidio al consumo se tiene la contribución del 20% de los estratos 5 y 6 y del sector comercial, así como el presupuesto General de la Nación para suplir el déficit del Fondo de Solidaridad- FSSRI para cumplir con los subsidios de Ley de los estratos 1, 2 y 3. También se cuenta con el Fondo de Energía Social-FOES que recauda recursos de las exportaciones a Ecuador para subsidiar el consumo de las áreas especiales subnormales o de difícil gestión. Para la infraestructura de usuarios de bajos recursos se tienen los fondos de inversión FAER, PRONE y FAZNI así como el sistema General de Regalías. Los criterios para la asignación de los recursos se encuentran en los decretos reglamentarios del funcionamiento de los mismos (Del FSSRI los decretos 201 de 2004; 847 de 2005; del FOES los Decretos 4978 de 2007 y 111 de 2012; del FAER el Decreto 1122 de 2088; del FAZNI el Decreto 1124 de 2008 y del PRONE el Decreto 1123 de 2008), los cuales se pueden consultar en nuestra página web en la siguientes direcciones: FSSRl http://www.minminas.qov.co/minminas/enerqia.~sp?cargaHome=50&idseccion=7 84&id subcateqoria=243&id cateqor¡a=71 FOES http ://www. minminas.gov. co/minminas/enerq¡a.isp?ca rqa Home= 3&id cateqoria=7 1&id subcategoria=274 FAER htt p ://www. minminas.gov.co/minminas/energ ¡a.is p?carga Home=3&id cateqoria=7 1&id subcategoria=276 FAZNl http://www.minminas.gov.co/minminas/enerqia.~sp?cargaHome=3&id cateqoria=7 1&id subcateqoria=269 Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www.minmi nas.gov.co

PRONE http ://www.minminas.qov. co/minminaslenerqia. isp?carqaHome= 3&id cateqo ria =7 1&id subcateqoria=254

En el sector gas las fuentes identificadas corresponden a las establecidas en el artículo 98 de la Ley 1450 de 201 1’ para el Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural. La asignación de estos recursos se rige por los Decretos 35312 de 2004 y 1718 de 20083, que considera, entre otros, las mayores necesidades insatisfechas de las poblaciones y por lo tanto su asignación es para usuarios de estratos residenciales1 y 2. Para el Sistema General de Regalías, corresponde a la establecida en la Ley 1530 de 2OIZ4, cuya fuente de recursos proviene de la explotación de los recursos naturales no renovables. Para su asignación se están proponiendo las reglas por parte de los Órganos que lo conforman. 5. ” ¿Qué nuevas tecnologías se han desarrollado para la mejor prestación de los servicios públicos de energía y gas en nuestro país?” En cuanto a Energía, no corresponde a las competencias de este Ministerio, los asuntos relacionados con él área de la investigación dentro de la cual estaría el desarrollo de nuevas tecnologías. En el caso de generación de energía eléctrica para las Zonas No InterconectadasZNI, se construyó el centro de monitoreo por parte del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas-IPSE con el cual se supervisa el funcionamiento de las principales cabeceras municipales. Así mismo es importante indicar, que el IPSE adelanta proyectos pilotos híbridos para generar energía eléctrica combinando diferentes fuentes energéticas como la solar eólica, biomasa y las plantas diésel, aprovechando los recursos según el tipo de región. Estas son nuevas tecnologías ya probadas que se adaptan a nuestras regiones aisladas para obtener el servicio de energía eléctrica. Para el Sistema lnterconectado Nacional-SIN, las tecnologías en generación se deben adaptar al mecanismo de libre competencia por precio de generación y en la medida en que el proyecto sea rentable, el inversionista tiene libertad para “Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo, 2010-2014”

’ “Por el cual se reglamenta el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por la Ley 887 de 2004” “Por el cual se modifica el Decreto 3531 de 2004” 4 “Por la cual se regula la organización el funcionamiento del sistema general de regalía Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colomlia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www.minrninos.gov.co

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construirlo. En este sentido, empresas como EPM construyó el parque de generación eólico en la Guajira. En el campo del sector eléctrico, cada vez más nos acercamos al uso eficiente y confiable de la energía mediante la instalación de Redes inteligentes o Smart Grid, cuyo objetivo es usar avanzadas tecnologías de información para incrementar la eficiencia, confiabilidad y flexibilidad de la red de potencia y reducir la tasa de construcción de nueva infraestructura eléctrica. La instalación de equipos especiales de medida le permite al usuario operar de manera óptima sus máquinas y electrodomésticos y la utilización de mecanismos inteligentes de control, les permiten a los operadores de red automatizar su funcionamiento con mecanismos de conexión y desconexión remotos entre otros. Para el tema de gas natural se ha implementado el transporte de gas a través de

los denominados gasoductos virtuales, que consisten en transportar gas natural comprimido en camiones diseñados para tal fin y llevarlos a sitios donde no se cuenta con redes físicas de transporte por gasoductos, el cual una vez se pasa a través de estaciones descompresoras, se inyecta a la red de distribución para atender a los usuarios conectados a dicha red. También se ha implementado la distribución de Gas Licuado del Petróleo a través de redes de distribución por ductos. 6.” ¿Cual es la política del Ministerio para liberar los precios del gas, cuadro comparativo con costos del Gas en otros países comparados con Colombia?”

Considerando el desarrollo regulatorio por parte de la CREG y el nuevo esquema de mercado mayorista planteado en la Resolución 113 de 2OIZ5, en concordancia con las reglas propuestas, la CREG preparó el proyecto de Resolución 097 de 2012 la cual se encuentra pendiente de rendir comentarios por parte de los agentes del sector, cuyo objetivo principal es establecer libertad de precios para el gas natural que aplicaría partir del año 2014. El siguienfe cuadro presenta precios de gas natural comparados con los del Departamento de La Guajira: í.,

“Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del Reglamento de operación de gas natural” Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 www.minrninas.gov.co

PREClOS GAS (WS$/MBTW)

2QQ81

4.981

12.551

11.561

10.791

5.851

7,991

2009

2,77

9,06

832

485

339

3,38

2020

400

10,91 14,73

8,01 10,61

636

4,39 4,01

3,69

5,81 9,03 20l2l 6,091 Nota: El precio de Guajira corresponde al de agosto de cada ano. Fuente: %P Statisrical Review on “dorld energy. Guajira: Ecopetrol 2011

3,47

7. ” ¿Qué negociaciones internacionales relacionadas con los servicios públicos de energía eléctrica y gas ha realizado el Ministerio? ¿Cuáles han sido los resultados de las mismas?” Con relación a la energía eléctrica se han suscrito convenios básicamente de cooperación, tal y como ocurre con Ecuador con quién se adelanta un estudio para la instalación de una planta de generación geotérmica en la frontera con ese país. Así mismo, con Venezuela y a través del IPSE se han celebrado acuerdos que han permitido la conexión eléctrica desde ese país a localidades aisladas como el caso de Puerto Carreño, Departamento de Vichada. De otra parte, mediante acuerdos con la Comunidad Andina de las NacionesCAN, se ha logrado ampliar la interconexión eléctrica con Ecuador y se está estudiando la forma de interconectarnos eléctricamente hasta Chile. Con Panamá se han suscrito acuerdos que permitirán la interconexión eléctrica con Centro América en los próximos años. Con relación al servicio público gas, el Ministerio de Minas y Energía no ha realizado ningún tipo de negociación internacional. Es importante indicar que de conformidad con el Decreto 2100 de 20116, existe libertad para exportaciones de gas, no obstante se consideran algunas

“Porel cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de g a s natural y se dictan otras disposiciones” Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 w. rninminos.gov.co

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limitaciones a la libre disposición del combustible para efectos de su exportación, tal como lo establece el artículo 26 del mencionado Decreto: “Artículo 26. Libertad de Exportaciones de Gas. Los Agentes Exportadores podrán asumir libremente compromisos de exportación de gas natural sin sujeción a lo previsto en los Artículos 11 y 14 de este Decreto. Parágrafo 7. El MME limitará la libre disposición del gas para efectos de exportación a los productores, los productores-comercializadores y a los Agentes Exportadores cuando se pueda ver comprometido el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para consumo interno. Para este efecto, diseñará un indicador que considere, entre otros aspectos, las Reservas de Gas Natural, el comportamiento de la demanda, las exportaciones y las importaciones de gas. Dicho indicador será calculado y publicado por el MME el julio 30 de cada año. Parágrafo 2. Mientras se mantengan las condiciones que den lugar a la limitación prevista en el Parágrafo 1’ de este artículo, los productores, los productores comercializadores o los agentes exportadores no podrán suscribir o perfeccionar compromisos de cantidades de gas natural relacionados con nuevos contratos de exportación o incrementar las cantidades de gas natural inicialmente acordadas en los contratos de exportación ya existentes”. (El subrayado es nuestro)

8.” ¿Cómo es la política de alumbrado público en el campo? ¿Existen algunos seguros para las zonas rurales? ’’ Es importante aclarar que los asuntos relacionados con el alumbrado público, son responsabilidad de los municipios y en la medida es que se recaude o se cuente con los recursos para pagarlo, las Alcaldías son libres para planear su cobertura, sin que exista ningún tipo de seguro por parte del Estado para efectos de la prestación de este servicio.

9.”La CREG ha venido implementando el cargo por confiabilidad ¿Cómo ha sido el desarrollo de éste y la subasta de energía?” El mecanismo ha sido exitoso en la medida en que ha permitido el apalancamiento para la construcción de proyectos eficientes para generación de

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energía eléctrica con tiempos de construcción superiores a los tres años, teniendo además, asegurado el abastecimiento a largo plazo. Se han presentado algunos retrasos y problemas que han traído como consecuencia la suspensión de algunos proyectos por los asuntos ambientales y sociales.

10.” ¿Cómo ha sido el desarrollo de los nuevos proyectos de generación de energía y cuales han sido los mecanismos para incentivar la entrada en operación de nuevos proyectos? En general el desarrollo de los nuevos proyectos de generación de energía ha sido exitoso, se han presentado retrasos y problemas que han hecho suspender algunos proyectos por los asuntos ambientales y sociales, tal y como se indicó anteriormente. El mecanismo para incentivar la entrada en operación de los nuevos proyectos ha sido una regulación sería y confiable, así como el cargo por confiabilidad que ha permitido el apalancamiento para la construcción de proyectos eficientes para generación de energía eléctrica con tiempos de construcción superiores a los tres años.

11.” ¿Cómo se han optimizado los procesos de coordinación entre gas y electricidad para asegurar la confiabilidad y continuidad de los procesos con base en el Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014 “Prosperidadpara todos”? Como se mencionó en la respuesta a la pregunta número tres, con el proyecto de Resolución 113 de 2012, la cual reglamenta los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, se pretende contratar los servicios de un gestor de mercado cuyas funciones se enfocan en la centralización de la información, gestión de subastas y de transacciones de mercado secundario y de corto plazo, con el objeto de propender por un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas natural y, en consecuencia, generar un mejor desempeño y coordinación entre los Agentes Operacionales. 1

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Con relación a la energía eléctrica, es necesario tener en cuenta el artículo 21 del decreto 21O0 de 201 1, el cual establece: “articulo 21. Protocolos y Acuerdos Operativos. Cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los Acuerdos y Protocolos Operativos que se requieran con el fin de establecer los procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: (0 la operación del SNT; (ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan Calle 43

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en riesgo la continuidad del servicio público; y, (iií) la coordinación de los Agentes que utilicen el SN T cuando se presenten lnsalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007”(subrayado fuera de texto) Como puede verse, este decreto estableció la obligación al Consejo Nacional de Operación de Gas Natural-CNOG, consistente en expedir los Acuerdos y Protocolos Operativos que se requieran, entre otros, para la coordinación de los Agentes que utilicen el SNT, en los eventos en los cuales se presentan restricciones en la oferta de gas natural. Es importante indicar que en cumplimiento de esta obligación, el CNOG envío a la CREG una propuesta para la creación del Comité de Mantenimientos e Intervenciones-COMI, el cual es el encargado de coordinar los mantenimientos e intervenciones al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural SNT. Entre los miembros de dicho comité se encuentra el Centro Nacional de Despacho-CND, operador del Sistema de Generación y Transporte de Energía Eléctrica en la Zona lnterconectada y los generadores térmicos, con lo cual se busca garantizar la coordinación entre los sectores gas y energía eléctrica. Esta propuesta se aprobó en reciente sesión de la CREG y será publicada para comentarios próximamente. 12.” ¿Cómo ha venido operando la política de abastecimiento energético en el país?”

La política de abastecimiento energético ha sido la desregulación en el sector de generación con lo cual la libertad de precios de oferta genera que el mercado se auto regule, teniendo en cuenta que en épocas de escasez la subida del precio de la energía estimula la inversión para construcción de nuevos proyectos y, de otra parte, el exceso de energía deprime los precios e incentiva la construcción de proyectos más eficientes. Es importante aclarar que se espera que el cargo por confiabilidad sea el mecanismo que estimule la construcción de grandes proyectos, más eficientes, con los cuales se garantiza el abastecimiento a largo plazo. 13.” ¿Qué pueden esperar los colombianos de la política de generación de energía para evitar un apagón en el futuro y que acciones se han realizado para la continuidad en el servicio de energía eléctrica diversifícando el uso de generación eléc frica?”

Esperamos que con esta política no se tenga un apagón por falta de generación de energía eléctrica y las acciones que se siguen desarrollando se encuentran Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 w.rninrninas.gov.co

acordes al cargo por confiabilidad, apoyo interinstitucional para los proyectos en construcción, así como la reglamentación del cálculo de energía firme (para participar en las subastas del cargo por confiabilidad) para otros tipos de energía, tal y como ocurre con la energía eólica. 74.” ¿Cuál ha sido el diagnóstico actual de la energía eléctrica que produce el país, cuanto es el consumo del país, su demanda y cual su necesidad real de generación?”

La capacidad efectiva neta instalada en el Sistema lnterconectado Nacional-SIN, al finalizar el año 2011 fue de 14,420 MW. Su distribución por tipo de recurso se muestra en la tabla número 1, es importante aclarar que comparada con la cifra del 31 de diciembre de 2010, fue superior en el 8.5%’. En particular, la capacidad con base en gas, tuvo un notorio incremento, ya que creció de 2478 MW en el 2010, a 3053 MW en el 201 1, aumento del orden del 23.2%. En cuanto a la participación de cada tipo de recurso en la generación de energía en el año 2011, el cual se indica en la tabla número 2, la hidráulica generó un 77.8% del total, mientras que la generación térmica solo alcanzó el 16%. El restante 6% fue generado principalmente por las plantas menores. Tabla 7. Capacidad efectiva neta del SIN a diciembre 31 de 2077

Gas Carbón Fue1 - Oil C o mbustó leo

Hidráulicos Térmicos

3,053 99 1 31 4 187

533

Fuente XM.

’ Esto debido principalmente, a la entrada en operación de la central Porce 3 con su primera unidad (180 MW) el 11 de enero, incrementándose a 370 MW el 2 de mayo, luego a 550 MW el 10 de junio para alcanzar finalmente los 660 MW el 2 de septiembre; y al aumento de la capacidad térmica en un 11.2% debido a la entrada de flores 4 con 450 MW el 12 de agosto de 201 Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www.m inmi nos.gov.co

Tabla 2. Generación de energía en el SIN a diciembre 31 de 2011. 201o

201 1

Hidráulica (GWh) 38,088.6 45,583.1 Térmica (GWh) 15,590.7 9,383.7 Menores (GWh) 2,985.6 3,336.7 Cogener. (GWh) 222.7 316.9 TOTAL (GWh) 56,887.6 58,620.4

Variación Crecimiento

7,494.5 -6,207.0 351.1 94.1 1,732.8

19.7% -39.8% 11.8% 42.3% 3.0%

Participación (2011)

77.8% 16.0% 5.7% 0.5%

100%

Fuente XM.

La demanda de energía eléctrica en Colombia durante el año 2011 alcanzó los 57,150.3 GWh, con un crecimiento de 1002.7 GWh, (1.8% más que en 2010 que fue de 56,147.6 GWh - Ver Figura 7).8 La distribución de la demanda entre energía regulada y no regulada se puede ver en la tabla número 3 que se indica a continuación. En lo que tiene que ver con la potencia pico demandada, ésta alcanzó los 9.295 MW, mostrando un crecimiento ligeramente superior al 2% con respecto al año 2010. Figura 1. Comportamiento de la demanda mensual de energía. %,

5 0%

-7

.O%

Esta desaceleración del crecimiento de la demanda se debió en gran medida al mantenimiento de Cerromatoso y a los bajos consumos de energía en el sector residencial (mercado regulado), como resultado de las bajas temperaturas registradas en el país por la presencia del fenómeno de La Ni"

Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www. rn Inmi nos.gov.co

Tabla 3. Distribución de la demanda y potencia pico en el SIN, año 2077.

Fuente XM

75.” ¿La subasta de generación de energía eléctrica, cumplió con las expectativas del Ministerio de Minas y Energía y la CREG?, ¿Cuál es el estado actual de cada uno de los proyectos?” Es importante indicar que las subastas han cumplido con las expectativas planteadas, tal y como se ha repetido anteriormente, se han generado problemas por los asuntos ambientales y sociales, los cuales no guardan ninguna relación con el mecanismo de subasta. El estado de los proyectos se muestra en el informe de octubre de la UPME, el cual se adjunta al presente documento, así como también puede consultar en la siguiente dirección: htt p ://www .s ie l.q ov. co/ 1 nic io/Ge ne rac iO/O C3 O/O B3 n/ Seq uimie nt oa p roy e ct osd eGe ne ra c iO/O C 3 YOB3 n/tab id/ 112íDefau 1t.as px

7 6. ” 6Habrá futuras subastas de energía eléctrica para nuevos proyectos de inversión en Colombia? ¿Se esta estructurando una nueva subasta? Conforme a lo establecido en la Resolución 071 de 2006’ expedida por la CREG esta Comisión efectúa todos los años, el balance entre la oferta y la demanda de energía eléctrica para cuatro años en el futuro y, conforme a los resultados de dicho balance se toma la decisión de realizar o no subasta. Actualmente no se está estructurando la realización de una subasta, no obstante en el año 2013 se analizará si se configura la necesidad de realizar una subasta para el año 2017”.

Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. 10 Las Obligaciones de Energía Firme se asignan para el período comprendido entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del siguiente año. Por lo tanto, en este caso el período comienza el primero de diciembre del 2016 y termina el 30 de noviembre de 2017. Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (571 ) 2200 300 w . m inmi nas.gov.co

17.” ¿Con la oferta actual de energía es suficiente para el país para evitar el racionamiento de energía eléctrica?

En el corto plazo, es decir en el término de uno o dos años, e suficiente con la oferta actual de energía eléctrica, sin embargo, más adelante se requiere la entrada de los proyectos que actualmente se encuentran en construcción y que están comprometidos con la entrega de energía firme a través del mecanismo del cargo por confiabilidad. Son de especial interés la entrada de los proyectos como Amoyá y Gecelca, teniendo en cuenta que corresponden a refuerzos importantes del parque generador en esta estación de verano, así como los proyectos Termocol y Sogamoso en caso de prolongación del fenómeno del Niño.

18.” ¿Cuáles fueron las inversiones y que apoyo tiene los inversionistas por parte del Gobierno Nacional para hacer atractiva la inversión? ¿Cuál es la función del cargo por confiabilidad y ¿Cómo viene operando?¿Qué inversiones se han efectuado en las subastas de energía en el país?¿Cuál ha sido el seguimiento del Ministerio de Minas y Energía para que se cumpla con estos contratos?¿Se vienen cumpliendo los cronogramas establecidos ?” A continuación adjuntamos la respuesta a una pregunta similar que elaboró la CREG, la cual se relaciona perfectamente con el presente asunto: “La función del Cargo por Confiabilidad es dar los incentivos de mercado necesarios para que se realice la expansión en generación eficiente de forma oportuna con el fin de garantizar el suministro de energía a la demanda. En cuanto a las inversiones que se han definido mediante este mecanismo, la siguiente tabla tiene los siguientes proyectos, los cuales deberán entrar en las fechas definidas en la última columna.

Porce 3

660

Operación 201 1

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PROSPERIDAD

UPARATODOS

Los seguimientos que se tienen para los contratos son a través de una auditoría especializada en construcción de proyectos que reportan los avances cada seis (6) meses. Además, hace una estimación de la fecha de entrada considerando los avances en las obras de la planta.” Por otra parte, en el evento en el que exista desviación entre la necesidad estimada por la UPME para años futuros y revisiones posteriores de la misma, se han estructurado las subastas de reconfiguración, las cuales han permitido que la demanda no sufra las consecuencias en aquellos casos en que la oferta la supera y, si existen proyectos que tengan algún nivel de atraso, tal y como ocurre con los de Amoyá, Termocol y Gecelca 3, a través de estas subastas se puede postergar su entrada en operación obteniéndose grandes beneficios para las partes. Adicionalmente, nos permitimos informarle que con el objetivo de acelerar el proceso de construcción de los proyectos y ayudar a resolver los diferentes problemas relacionados con los permisos ambientales y la relación con las comunidades, entre otros, se estableció la Mesa de Alto Nivel. En esta mesa participan los agentes generadores, así como el Ministerio de Minas y Energía, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Ministerio de Vivienda y Desarrollo Territorial y el Ministerio del Interior, cuyo objetivo principal es evaluar periódicamente el avance de los nuevos proyectos y detectar las medidas necesarias para resolver los problemas que surgen durante la construcción. 19.” ¿En qué año deben empezar a generar energía y entrar en funcionamiento los proyectos seleccionados? Y ¿son suficientes para el autoabastecimiento de la energía eléctrica del país? ¿En cuanto aumentara la capacidad instalada del país en energía eléctrica?”

Las fechas de entrada en funcionamiento se muestran en el cuadro que se indicó en la respuesta anterior, aclarando que las mismas son suficientes para suplir la demanda que se estima alcanzar en esos períodos, sin embargo, tal y C a l l e 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 www.minminas.gov.co

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indicó anteriormente, en el evento que existan diferencias, éstas se ajustarán a través de nuevas subastas.

20.” ¿Cómo pueden acceder a nuevos proyectos los inversionistas y las regiones del país? ¿Cómo pueden participar para presentar los proyectos en próximas subastas de energía eléctrica? i Cuándo será esta nueva subasta? ’’ Los inversionistas y las regiones del país, pueden estructurar cualquier tipo de proyectos de generación de energía, teniendo en cuenta que su construcción, tal y como se ha mencionado anteriormente, se encuentra bajo el riesgo del inversionista y bajo las reglas de la libre competencia en el mercado de energía. En la página web de la UPME se encuentra información tanto de los proyectos presentados como de los inventarios de potencial energético en Colombia. Es importante aclarar que en esta Entidad se puede solicitar asesoría sobre la conveniencia de los proyectos que pretenden formular, con el fin de que no se presente entre otros, superposición de áreas con otros proyectos que se encuentren en etapa de ejecución. Así mismo, en la página web de la CREG se encuentra toda la normatividad que rige la generación de energía en Colombia (www.creq.qov.co), así como también se publican las fechas de las convocatorias que se realizan. Es importante aclarar que las subastas se programan de acuerdo a los requerimientos del sistema. De otra parte, respecto de la capacidad instalada, es importante indicar que ésta se aumenta según gráficas adjuntas las cuales muestran que en el año 2018 estaremos con 18.500 MW instalados.

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Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www. m i nmi nas.gov.co

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21.” ¿Cuál es el costo a los usuarios? ¿Qué impacto tiene en los usuarios y como es el pago del costo por confiabilidad?” El valor que pagan los usuarios por concepto del Cargo por Confiabilidad es de aproximadamente 30 $/kWh, cifra que equivale a un valor de entre el 7 y el 8% del costo de prestación del servicio. Este valor se encuentra incluido en el componente tarifario correspondiente al servicio de generación que pagan los usuarios en su factura del servicio de energía eléctrica.

22.” ¿Cuál es el estado actual de los embalses del país que producen energía eléctrica? ¿Cual ha sido el balance energético del paso del fenómeno de la Niña?”

El estado actual de los embalses se muestra en la gráfica adjunta con un acumulado del 78,20% que representa una energía de 12.000 gigavatios hora (GW-h). Teniendo en cuenta que el consumo mensual es del orden de los 5.000 GW-h, se aclara que se puede atender la demanda para un período de dos meses y medio, siempre y cuando no se presentaran lluvias en todo el territorio nacional y no se contara con el respaldo de generación térmica. Sin embargo, teniendo en cuenta que se cuenta que la generación térmica puede atender hasta el 50% de la demanda, ésta podría ser atendida durante un período de cinco meses. Las obligaciones de Energía Firme para el verano 2012-2013 están soportadas 48.7% con plantas hidroeléctricas, 32.8% con plantas térmicas a gas y carbón y 18.5% con plantas térmicas utilizando combustibles líquidos. Se adjunta texto del informe de seguimiento del Mercado de Energía MayoristaMEM del mes de octubre de 2012 que publicó la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios-SSPD, en el cual se indicó que “el crecimiento anual de la generación se situó en 3.95%, observándose una caída importante en la participación de los despachos hidroeléctricos, cediendo espacio a las térmicas, con un marcado crecimiento de las de carbón. Este cambio se puede explicar por las condiciones de Niña que imperaron el año pasado, los relativamente bajos aportes hidrológicos y los anuncios de una alta probabilidad de Niño que se dieron en este semestre”, Finalmente, se adjunta mapa con el nivel actual que presentan los embalses.

C a l l e 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia (571) 2200 300

Conmutador

www.rninrninas.gov.co

23." ¿Por qué se ha presentado el incremento del costo de kilovatio de energía eléctrica en el país? Relacione los costos de kilovatio en los últimos dos años, por departamento con la empresa prestadora de servicios y un cuadro comparativo. " Los incrementos en el costo del kWh corresponden a la aplicación de la fórmula tarifaria que tiene entre otros componentes, el costo de la generación la cual obedece a la libre interacción del mercado, la nueva infraestructura que se construye y que se deben pagar vía tarifa, las convocatorias que adelanta la UPME, los proyectos de ampliación que construyen los operadores de red y que son reconocidos por la CREG para ser trasladados a tarifa, los sobrecostos por falta de infraestructura adecuada o indisponibilidad de la misma (como los atentados a las líneas de transmisión), los cuales de igual forma, son trasladados a tarifa. Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (571) 2200 300 www. rni nminos.gov.co

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Con el fin de conocer la relación entre las diferentes tarifas, se adjunta el último informe publicado de la SSPD, se aclara que se pueden consultar los históricos en la página web www.superservicios.clov.co, así como en el siguiente link http://www.superservicios.~ov.co/home/web/quest/87) Se adjunta texto del informe tarifario de la SSPD en el tema de componentes de la tarifa ria: '' 1.4. Información de Componentes

G (Generación): corresponde al costo de compra de energía ($/kWh) por parte del comercializador. Es el reconocimiento de los costos máximos de compra de energía a trasladar al usuario final. En el sistema eléctrico colombiano, todos los comercializadores están obligados a comprar su energía en el mercado, pudiendo hacerlo en el mercado de largo plazo o en la bolsa de energía (mercado spot). La actualización de este ítem, depende de cómo contraten los comercializadores y cómo evoluciona el precio en la bolsa de energía. Así mismo, con el costo de generación se cubren los costos de las plantas hidráulicas y térmicas que producen la electricidad que consumen los usuarios y se determinan de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-119 de 2007, teniendo en cuenta los costos de compra de energía de las empresas en el Mercado Mayorista ya sea, a través de transacciones en la Bolsa de Energía o mediante contratos de largo plazo, Lo anterior, toda vez que las empresas distribuidorascomercializadoras, prestadoras del servicio no producen la energía que suministran a sus usuarios y por tanto deben comprarla en el Mercado Mayorista. T (Transmisión): corresponde al costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional ($/kWh) (220 KV). Con este valor se paga el transporte o transmisión nacional de la energía, esto es, los costos de las líneas de transmisión, los transformadores y las subestaciones necesarias para llevar la energía desde las plantas de generación hasta las redes regionales de transmisión. Este valor se determina de acuerdo con los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional expresados en ($/kWh), publicados por el LAC para el mes correspondiente al cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio, de acuerdo con la metodología vigente de remuneración del Sistema de Transmisión Nacional. D (Distribución): el costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al acumulado de los cargos regulados por uso del STR y/o SDL hasta el nivel de tensión al cual se encuentra conectado el usuario. Con este valor se paga la distribución de la electricidad, esto es, los costos de las redes de transporte urbanas y rurales que llevan la energía desde las subestaciones del sistema de Transmisión Nacional hasta usuario final. Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 www.minminos.gov.co

Cv (Comercialización): es igual al costo de atención de clientela ($/kWh). Con este valor se remuneran los costos máximos asociados con la atención de los usuarios, tales como la facturación, lectura, atención de reclamos etc. Se determinan de acuerdo con el Costo Base de Comercialización definido por la CREG para cada empresa comercializadora y con el Margen de Comercialización que incluye los costos variables de esta actividad. PR (Pérdidas): Los costos de gestión de pérdidas de energía trasladables al usuario final, expresados en $/kWh se determina teniendo en cuenta el costo de las pérdidas eficientes de energía, los costos del transporte de las pérdidas eficientes de energía y los costos del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas de energía. R (Restricciones): corresponde al valor de los costos por restricciones y servicios asociados con generación en $kWh. Este valor se calcula teniendo en cuenta la relación entre el costo total de restricciones expresado en pesos ($) conforme a la regulación vigente y el valor de las ventas del Comercializador con destino a usuarios regulados y no regulados de los mercados de comercialización que atienda.” De este informe se adjunta parte de la relación de la tarifa por empresa y departamento así como el incremento que tuvieron entre marzo y abril de 2012. (Ver Anexo 1) 24. ” ¿Cómo se garantiza la generación térmica de gas en Colombia?”

Las plantas que respaldan Obligaciones de Energía Firme” tienen que entregar, como prerrequisito para recibir la asignación, contratos firmes de suministro y transporte de gas natural que garanticen que tienen la disponibilidad del combustible. 7 <,

25”ANÁLISIS DE LOS PRECIOS EN BOLSA, VARIACIÓN DE LOS COSTOS DE ENERGIÁ ¿Qué variables han incidido en los precios de bolsa?’’ Los precios en bolsa reflejan la percepción de los agentes generadores sobre la disponibilidad de los recursos energéticos, sin embargo los costos de la energía generada la representa en la gran mayoría, el precio de los contratos entre las partes, teniendo en cuenta que solo el 30% de la energía se transa en bolsa. ~~

Obligación que adquiere una planta de generación de tener energía disponible cuando el sistema lo requiera y como contraprestación recibe un pago. Ver resolución CREG 071 de 2006.

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Sobre el análisis de los precios en bolsa, también se puede consultar el documento del MEM de la SSPD de octubre de 2012 el cual se puede consultar en la página web (htt~://www.su~erservicios.~ov.co/home/web/~uest/87) Se adjunta texto del informe anterior "Se sostuvo la tendencia creciente de los precios de bolsa que inició en julio; en los últimos tres meses los precios de bolsa se multiplicaron por cuatro. La escalada alcista de que se ha dado tanto en horas de alta, como de baja demanda, coincide con un proceso de des-acumulación de reservas hídricas en los embalses, pero con niveles aún muy elevados; sin embargo, no se descarfa que factores especulativos asociados a la probabilidad de un nuevo Niño, hayan contribuido a consolidar este proceso." Se adjunta gráfica del precio en bolsa y el de los contratos.

PRECIO TRANSACCIONES (kWh) Resolución mensual $ 250

200

+Precios de contratos - No Regulado ($/kWh)

150

-4%- Precios de contratos Regulados ($/kWh)

100

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+Precios de Bolsa Nacional ($/kWh)

26. "EL MERCADO TIENE DISTORSIONES CON LOS CONTRATOS COMO EN LA BOLSA QUE AFECTAN LOS PRECIOS. ¿Cómo se regulan estas diferencias para evitar excesos en las tarifas? ¿Qué relación tiene con las variables de la formación de precios, embalses, combustibles y las tarifas a distribuidoras, comercializadoras y al usuario?"

El Comité de Seguimiento Independiente al Mercado de Energía MayoristaCSMEM, creado en enero de 2006, tiene como objetivo fundamental realizar el monitoreo del mercado eléctrico colombiano con el fin de brindar señales oportunas a los entes de vigilancia, regulación y control, así como a los agentes del mercado para garantizar la eficiencia del mismo. Se adjunta Último informe publicado por la SSPD, en la siguiente dirección:

http:llwww.superservicios.qov.colMEWllarchivoslinformesexpert/informe74.pdf Se adjuntan graficas del informe de la SSPD donde se muestra el precio de bolsa y los niveles de embalse. Las tarifas de las distribuidoras se indicaron en la respuesta a la pregunta número 23.

Evolución del Precio de Bolsa vs. Nivel del Embalse Agregado Octubre 201 1 - Septiembre 2012 Nivel del Embalse Agregado

-Precio

de Bolsa Promedio

Precio de Bolsa Maximo

450

-Precio

de Bolsa Minimo 100

.:o0

250

00 50 40

20 10

Gráfico No 9

Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 www.rninrninas .gov.co

PRECIO DE BOLSA VS NIVEL DEL EMBALSE AGREGADO Octubre 2007 - Septiembre 2012

! 200

- - __- -- - - - - Precio Bolsa

- -“el

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Embalse

- -1

175 150

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100

25 50

“El gráfico ilustra claramenfe la sobre reacción del mercado. Es normal que en períodos de reducción de embalses el precio de bolsa aumente.” 27. ”COMERCIALIZADORES DE ENERGíA Y SUS INCREMENTOS SIN REGULACIÓN O DEFENSA AL CONSUMIDOR EN LA TARIFA FINAL, ¿Existe algún impacto en la tarifa por la incidencia en la fórmula o por cambios en la metodología del mercado regulado o por nuevas resoluciones? g Existe alguna defensa del consumidor diferente al pague y después reclame?” Al respecto, nos permitimos informarle que el valor máximo que los comercializadores de energía eléctrica pueden trasladar a los usuarios se establece conforme a la formula tarifaria fijada por la CREG, la cual, en el caso de energía eléctrica, corresponde a la resolución CREG 119 de 2007. En conclusión, la tarifa máxima se determina mediante regulación’*.

En cuanto a los impactos de las resoluciones CREG en la tarifa al usuario final,

nos permitimos informarle que generalmente las resoluciones que tienen un impacto más significativo en la tarifa al usuario final, (los cuales puede ser reducciones o incrementos de la tarifa) son las metodologías para remunerar cada una de las actividades de prestación del servicio y la determinación de las fórmulas tarifarias. No obstante, también otros tipos de resoluciones pueden 12

Solamente en el caso de los usuarios regulados. Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www.minminos.gov.co

ocasionar variaciones (negativas o positivas) en la tarifa al usuario, ya sea directa o indirectamente. Por otro lado, acerca de lo mencionado en la pregunta sobre el “pague y después reclame”, nos permitimos informarle que el artículo 155 de la ley 142 de 1994 establece: ‘XRTíCULO 155. DEL PAGO Y DE LOS RECURSOS. Ninguna empresa de servicios públicos podrá exigir la cancelación de la factura como requisito para atender un recurso relacionado con ésta. Salvo en los casos de suspensión en interés del servicio, o cuando ésta pueda hacerse sin que sea falla del servicio, tampoco podrá suspender, terminar o cortar el servicio, hasta tanto haya notificado al suscriptor o usuario la decisión sobre los recursos procedentes que hubiesen sido interpuestos en forma oportuna. Sin embargo, para recurrir el suscriptor o usuario deberá acreditar el pago de las sumas que no han sido objeto de recurso, o del promedio del consumo de los últimos cinco períodos.”(Hemos subrayado) De la norma citada anteriormente se concluye que la ley es explicita en la prohibición a las empresas de servicios públicos de exigir el pago de la factura como requisito para atender un reclamo. Adicionalmente, es importante señalar que ante inconformidades con el prestador del servicio que la empresa no resuelva satisfactoriamente, el usuario puede acudir a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios-SSPD, entidad encargada de la inspección, vigilancia y control de las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 79 de la Ley 142 de 1994, el cual fue modificado por el artículo 13 de la Ley 689 de 2001.

28.” ¿Está el Gobierno Nacional estructurando la electrificadoras? Estado actual de los procesos.

venta de otras

El Ministerio de Minas y Energía no se encuentra estructurando ningún proceso de venta de Electrificadoras. Es necesario aclarar que este asunto ha sido de iniciativa del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

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J 1,’ 0.

29.” ¿Cuál es la cobertura actual del país en electrificación rural? Especifique por departamento y cual la de alumbrado público.

Departamento

Cobertura de EE Rural 2011*

Amazonas An tioq uia Arauca Atlántico BOGOTA D.C. Bolívar Boyacá Caldas Caquetá Casanare Cauca Cesar Chocó Córdoba Cundinamarca Guainía Guaviare Huila La Guajira Maadalena Meta Nariño Norte de Santander Putumayo Quindío Risaralda San Andrés y Providencia Santander Sucre Tolima Valle del Cauca Vaupés Vichada Total Nacional

71,2% 93,6% 76,0% 94.3% O,O% 83.6% 91,5% 94.4% 69,9% 84.1% 81,O% 85,8% 69.1% 80,9% 94,5% 58.0% 75,0% 98,5% 52,0% 94,1% 70,0% 80,3% 84,6% 63,0% 73,9% 93,5% 100,0% 95,0% 94,8% 84,4% 91,1% 58,0% 58,0% 83,0%

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Respecto a la cobertura del alumbrado público, este servicio lo prestan directamente las alcaldías, siendo importante aclara que la UPME no cuenta con datos al respecto. Se consultó la persona encargada del SU1 en la SSPD y sugirió que el MME podría tener algo al respecto, al consultar en el MME manifiestan que años atrás se realizó un estudio pero que no disponen de las cifras.

30.” ¿Cuáles son los pasos que deben seguir las regiones que deseen presentar un proyecto de energía? 4 Quién estructura estos proyectos?”

En el caso de proyectos para generación de energía eléctrica, el proyecto lo estructura el inversionista interesado ya sea privado o público y lo debe inscribir en la UPME y tramitar la respectiva licencia ambiental ante el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, así como la eventual consulta previa con el Ministerio del Interior.

31” ¿Cual es la política para masificación del gas para los municipios del país y los del Norte de Santander, Santander, Arauca y Boyacá?

Es importante indicar que con el Fondo Especial Cuota de Fomento han sido notorios los resultados que se han obtenido en materia de expansión y masificación de la prestación del servicio público domiciliario de gas natural. Gracias a los recursos de este Fondo entre 2005 y 2014 se han beneficiado cerca de un millón de nuevos usuarios en diferentes regiones del país, inclusive en regiones en donde en el mediano plazo no se consideraba viable la prestación de este servicio. Este Fondo ha aportado cerca de $168.000 millones en la cofinanciación de proyectos de infraestructura, tanto de transporte como de distribución y cofinanciación de conexiones a usuarios de estratos 1 y 2 (30% y 20% respectivamente). Los departamentos beneficiados con recursos del Fondo son: Córdoba, Magdalena, Meta, Quindío, Guaviare, Cauca, Risaralda, Cundinamarca, Valle del Cauca, Norte de Santander, Boyacá, Atlántico, Cesar, Huila, Caquetá, Tolima, Bolívar, Guaviare y Antioquia.

Para el Departamento de Santander, a través del Fondo Especial Cuota de Fomento se han cofinanciado proyectos para las poblaciones de Floridablanca, Suaita y San Benito.

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PROSPERIDAD

8PARAToDoS Teniendo en cuenta que los distribuidores de gas son los responsables de presentar los proyectos de redes de distribución para ser cofinanciados con recursos de este Fondo, en lo que respecta al Departamento de Arauca no se han presentado proyectos.

A continuación se detallan las solicitudes tarifarias presentadas ante la CREG durante los años 2011 y 2012 como iniciativa privada de las empresas distribuidoras de gas combustible por redes. . Resaluciúri ... CREG 035 d e 20lZ

Fuente. CREG

32." ¿Cuál es el estado actual de las inversiones en materia de gas en Colombia? ¿Podría estar en riesgo de viabilidad financiera a partir de 2013 por no disponer de contratos de gas en firme, en especial la generación de la Costa Atlántica ?" A excepción de los proyectos aprobados para cofinanciar con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, las decisiones de inversión en proyectos de infraestructura corresponden a los agentes de la cadena del servicio público domiciliario y por lo tanto no tenemos conocimiento de nuevas inversiones por parte de los mismos. En ese sentido entre los años 2012 y 2014 se tiene previsto realizar inversiones del orden de los $57.000 millones para ampliar la cobertura en distribución con recursos de este Fondo. Calle 43

No 57-31 CAN Bogotá, Colombia

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Respecto de la contratación de gas, a partir del año 2013 la CREG expidió para consulta de los agentes e interesados la Resolución 113 de 2OI2l3,en la cual reglamenta los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, las transacciones en el mercado primario de suministro y transporte, transacciones del mercado secundario y de corto plazo en suministro y transporte y considera los servicios de un gestor de mercado. En cuanto al gas para los generadores térmicos, la CREG ha dado opciones para que los mismos tengan alternativas de contar con diferentes combustibles, entre las que se cuenta la expedición de la Resolución 054 de 2012, la cual se encuentra pendiente de consulta por parte de los agentes del sector, en la cual se establecen criterios de confiabilidad y reglas para evaluación y remuneración de proyectos de inversión en confiabilidad en el servicio público de gas natural y un período de transición en el cual se aprueban proyectos con gas natural importado para uso de los generadores térmicos.

33.” ¿De qué forma el Gobierno Nacional va a garantizar el acceso a los servicios públicos de energía y gas en nuestro país? ¿Qué políticas tiene el Ministerio de Minas y Energía para que las zonas rurales tengan un precio de energía más bajo? ¿Qué va a pasar con los usuarios que se encuentran en zonas no interconectadas? ¿Qué acciones se están adelantando zonas rurales de los departamentos de Norte de Santander, Santander y Arauca? Respecto a las medidas que ha tomado el Gobierno Nacional para mitigar los efectos de los eventuales incrementos de las tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica, entre otras, se puede mencionar la conformación de Áreas de Distribución en virtud del Decreto 388 de 200714,el cual basado en el principio de neutralidad establecido en el artículo 6”de la Ley 143 de 1994,exige dentro de las mismas condiciones, un tratamiento igual para los usuarios sin discriminaciones diferentes a las derivadas de su condición social o de las condiciones y características técnicas de la prestación de dicho servicio. Mediante las Resoluciones 182306 de 16 de diciembre de 2009, 181347 del 27 de julio de 2010, 180696 del 04 de mayo de 2011 y 180574 del 17 de abril de

5, 13

“Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del Reglamento de operación de gas natural”. l 4 “Por el cual se establecen las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, que debe seguir la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, al fijar la metodología de remuneración a través de Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de energía eléctrica en el Sistema lnterconectado Nacional. ”

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PROSPERIDAD

PARATODOS

2012, el Ministerio de Minas y Energía determinó las nuevas Áreas de Distribución Oriente-ADD Oriente, Occidente-ADD Occidente y Sur-ADD Sur y Centro respectivamente. En desarrollo de esta medida se han conformado cuatro Áreas de Distribución en las diferentes regiones del país que hacen parte del Sistema lnterconectado Nacional-SIN con el fin de que el costo unitario por el uso de las redes en las zonas rurales (el cual es mayor por la dispersión de los usuarios en estas zonas), se equilibre al costo que se asume en los centros urbanos (menor, por la densidad de los usuarios) y también facilita la inversión en la expansión del servicio de energía eléctrica en el sector rural por parte de los operadores de red, teniendo en cuenta que antes de esta conformación no se les reconocían dichas inversiones. Otra medida que se debe mencionar, es la correspondiente a la asignación de recursos para cubrir el 50% del costo de la energía eléctrica y el gas natural que consuman usuarios de los distritos de riego que utilicen equipos electromecánicos para su operación, la cual se configura como un subsidio para los sectores productivos rurales. En Colombia la tarifa de la energía eléctrica debe reflejar el costo real de prestación del servicio para el estrato cuatro y éste es conocido como CU-Costo Unitario y está determinado por la fórmula que establece la CREG, independientemente de que se trate de sector urbano o rural, teniendo en cuenta que se toma un promedio ponderado para los dos sectores. Es necesario aclarar que la contribución del 20% sobre el consumo, que se aplica a los estratos cinco y seis, industriales y comerciales, mediante la Ley 1430 de 2OIOl5, se desmontó su cobro al sector industrial el cual aplica tanto al urbano como al rural.

Con relación a las alternativas de energía, se han promocionado diversos proyectos a través del IPSE, los cuales se han desarrollado mediante la producción de electricidad a partir de biomasa, con paneles fotovoltaicos, etc., en diversas zonas del país. Estos programas piloto tienen como objetivo el aprovechamiento de los recursos energéticos de las diferentes regiones con el fin de obtener la energía eléctrica para atender sus necesidades, tal y como ocurre en el caso de generación con energía eólica y solar en el Departamento de La Guajira y biogás en los municipios Necoclí (Antioquia), Timbiquí (Cauca) e Isla Fuerte (Bolívar). Los recursos para estos proyectos provienen del Presupuesto General de la Nación y de ventas de activos del IPSE a las empresas operadoras de red.

“Por medio de la cual se dictan normas tributarias de control y para la competitividad”.

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Por otra parte con recursos del FAZNI, se han construido soluciones energéticas institucionales en escuelas rurales de los departamentos de Meta y Guaviare, por el orden de los $2.000 millones de pesos. En lo que respecta al servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía como administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento continúa cofinanciando proyectos de infraestructura de distribución y conexiones en diferentes regiones del país. En ese sentido, en el mes de agosto de 2012 aprobó recursos del orden de los $42.056 millones para cofinanciar siete nuevos proyectos, dentro de los cuales, cinco son para infraestructura de distribución y conexiones y, dos de conexiones a usuarios de menores ingresos en los Departamentos de Sucre, Antioquia, Putumayo y Valle del Cauca. Estos proyectos se ejecutarán entre los años 2012 y 2014 y beneficiaran a aproximadamente a 207.546 nuevos potenciales usuarios. Así mismo se cuenta con el Sistema General de Regalías, través del cual se podrán cofinanciar proyectos de gas combustible que sean solicitados por los entes territoriales. En relación con la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible en zonas rurales, éste se continuará desarrollando a través de GLP por cilindros, dadas las dificultades técnicas y económicas para la prestación de este servicio a través de redes. 34.” ¿Qué subsidios ha dado la Nación en los últimos 4 años los servicios públicos de energía eléctrica y gas? Especifique por Departamento y cuales han sido para las zonas rurales. ¿Bajo qué criferios se asignan? ¿Cuáles se asignaron para el Presupuesto 2012? ¿Cuáles son los usuarios beneficiados? ¿Cómo se distribuirán los recursos para el Departamento de Santander, Norte de Santander y Arauca?” Se anexa tabla con la información de 2011 del sistema Único de información de la SSPD SUI. (VerAnexo 2) A continuación de detalla la cantidad de recursos asignados por Departamento a través del Fondo Especial Cuota de Fomento durante los Últimos cuatro años. DEPARTAMENTO

2008

ANTlOQUlA ATLÁNTICO

C a l l e 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 w. m i nrni nas.gov.co

2010

2011

$ 3.553

$ 3.290

$1.165

2012

2013

2014

$ 5.267 $ 10.884 $ 7.453

$545

$977

$1.070

WrC GP l a : moS

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ATLÁNTICO MAGDALENA

R ISARALDA

Cifras en rni/lones de pesos Fuente: MME

35.”EN EL CASO DE LAS ELECTRIFICADORAS DE SANTANDER Y CENS (NORTE DE SANTANDER), LOS CONTRATOS ANTERIORES TIENEN DIFERENCIA CON EPM. ¿Por que el aumento de tarifas? Relación de las tarifas antes de la deuda de las empresas y en la actualidad”. Se contesta de forma conjunta con la siguiente pregunta. 7

36. ” ¿Cual es la deuda de los municipios de Norte de Santander, Santander y Arauca con las nuevas empresas de energía? ¿Qué ha sucedido con la exoneración de la deuda, una vez las empresas de energía se privatizaron? Relacione la deuda por municipio de estos departamentos. Es necesario aclarar que estas preguntas son competencia de CENS y ESSA, razón por la cual fueron efectivamente remitidas. Así mismo, se anexa al Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 w minminos govco

PROSPERIDAD

PARATODOS

Es necesario aclarar que estas preguntas son competencia de CENS y ESSA, razón por la cual fueron efectivamente remitidas. Así mismo, se anexa al presente documento, la respuesta remitida por ESSA, indicando que una vez CENS responda el requerimiento remitido, el mismo será enviado de manera inmediata a su Despacho. {Ver Anexo 3, 4 Y 5) En los anteriores términos esperamos haber satisfecho su solicitud, cualquier duda Sto será atendida.

TER0 ROJAS Ministerio de Minas y Energía

/’

Anexos: Un Legajo

Proyectó: Aura Toro Revisó: Alonso C a r d o n a w Revisó: Martha Liliana Amaya Revisó: Nathalia Succar Jaramillo Aprobó: Germán Eduardo Quintero Rojas Enlace radicado: (2012063260 del 15/11/12, 2012064753 del 22/11/12, 2012064856 del 22/11/12, 2012066230 del 28/11/12, 2012067233 del 4/12/12, 2012067235 del 4/12/12. 2012068025 del 6/12/12, 2012068001 del 6/12/12, 201 3009729 del 15/02/13)

C a l l e 43 No 57-31 C A N Bogotá, Colombia Conmutador (571 ) 2200 300 www. mi nmi nas .gov.co

ANEXO 1 Tarifas Publicadas en Abril de 2012 por Empresa (en cada mercado) y para usuarios del nivel de tensión 1, línea aérea y activos propiedad 100% de la Empresa Tarifas para Estrato 1 < Cs ($/kWh)

E. E. E. DEL DEPTO DEL GUAVIARE S.A ESP-GUAVIARE ELECTROCAQUETA S.A. ESP-CAQUETA EBSA S.A. ESP-BOYACA EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. €.S.P.-BAJO PUT. EEC S.A. ESP-CUND. CHEC S.A. E.S.P.-CALDAS ELECTROHUILA S.A. E.S.P.-HUILA ENERTOLIMA S.A E.S.P-TOLIMA EEQ S.A.E.S.P.-QUINDIO CEDENAR S.A. €.S.P.-NARINO EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. ESP-PUTUMAYO ENCRCASAESP-CASANARE EMSA S.A. E.S.P.-META EMCALI E. I.C. E E.S.P-CAL1 ENERTOTAL S.A. E.S.P.-NARI”3 EMPRESA DE ENERGIA DE ARAUCA-ARAUCA DICEL S.A. E.S.P.-CAUCA EMP. MUN. DE E.E S.A-E.S.P-POPAYAN DlCEL S.A. €.S.P.-TOLIMA EPSA S.A. €.S.P.-EPSAU DlCEL S.A. E.S.P.-EPSAU ESSA S.A. E.S.P.-SANTANDER DISPAC S.A. E.S.P-CHOCO DlCEL S.A. E.S.P.-NARINO ENER. SOC. DE LA COSTA S.A. ESP-CTA CARIBE ENERTOTAL S.A. E S.P.-EPSAU ENERTOTAL S.A. E.S P:CALI VATIA S.A. E S.P.-EPSAU DICEL S.A. E.S.P.-META CENS S.A. ESP-NTE DE SANT CETSA S.A. E.S.P.-TULUA CEO S.A. ESP.-CAUCA ENERTOTAL S.A. E.S.P.-CAUCA CODENSA S.A. ESP-BOGOTA EMCARTAGO S.A. E.S.P.-CARTAGO ENERTOTAL S.A. E.S.P.-BOGOTA EPM E.S.P.-ANT. UNIF. CREG 078 E.E.P. S.A. €.S.P.-PEREIRA ENERTOTAL S.A. E.S.P.-ANT. UNIF. CREG 078 DICEL S.A. E.S.P.-BOYACA DICEL S.A. €.S.P.-BOGOTA DICEL S.A. E.S.P.-HUILA DICEL S.A. E.S.P.-CUND. DICEL S.A. E.S.P.-ANT. UNIF. CREG 078 VATIA S.A. E.S.P.-ANT. UNIF. CREG 078 ELECTRICARIBE S.A. E.S.P.-CTA CARIBE DICEL S.A. E.S.P.-PEREIRA ENERTOTAL S.A. E.S.P.-CUND. VATIA S A. €.S.P.-CTA CARIBE DlCEL S.A. E.S.P.-CTA CARIBE

O .O0

201,35 186.33 183,43 181,66 181,20 181,16 176,93 176,03 175,52 173.88 171,77 166,69 166,09 166,05 165.60 165,24 164,81 163,90 163.69 163,36 163,06 162,73 162.20 161,48 159,75 159,44 158,38

152,78 152,05 151,69 150,57 149,15 148,26 147.66 146,64 146,63 145 46 144,39 144,20 142,79 140,50 137.49 135,55 50,OO

100,OO

150.00

200,OO

250.00

Fuente: Publicaciones reportadas por las Empresas

Dirección Técnica de Gestión de Energía. Superintendencia Delegada para Energía y Gas.

Variacih Cu marzo de 2012 - abril de 2012

Calle 43 No 57-31 CAN Bogotรก, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 www.rninrninos.gov.co

ANEXO 2 SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES SECTÓR ELECTRICO 2011 ($1 Rural 301.266.255.603 Rural 227.837.106.160 Total 1.893.519.645.358 Total 1.139.343.057.273 Empresa Total Subsidios &os Total Contribuciones A.S.C INGENIERIA SOCIEDAD ANONIMA SA ESP. 3.294.184 662.870.728 CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.1 54.703.451.674 55.070.226 22.164.419.835 CENTRALES ELECTRlCAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 53.313.125.613 124.050.753 6.497.695.332 CEMWVES ELECTRlCAS DEL NORTE DE SANTANDER ! 66.258.264.939 173.883.012 21.111.052.117 CODENSA S.A. ESP 266.875.972.092 3.456.593.968 210.658.108.793 COMPAÑ~ADE ELECTRICIDAD DE TULUÁ S.A. E.S. 7.623.380.233 2.728.915 3.438.298.688 COMPAÑIA ENERGEllCA DE OCCIDENTE S.A.S. E 41.934.018.795 50.628 5.021.691.170 COMPAÑ~AENERGÉllCA DEL TOLIMA S.A E.S.P 55.684.265.881 760.977.089 19.388.677.477 21.733.313.959 DISTRIBUIDORAY COMERCiALIZA!XRA DE ENERGIA ELECTRICA SA. l 64.588.316 9.594.873 ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 76.867.687.852 523.996.693 40.M9.428.777 2.724.516.724 ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. ESP 14.650.083.595 1.161.313 96.722.032.170 ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 548.098.144.954 4.935.521 10.774.478.140 ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 48.903.933.595 153.255.430 (572.462.756) (22.846.561.607) ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. ELECTRIFICADORA DEL MUNICIPIO DE RlOSUClO 99.892.871.071 EMGESA S.A. E.S.P. 194.305.874 1.405.789.291 EMPRESA DE ENERGIA DE ARAUCA 11.028.886.775 81.343.185 12.438.756.047 EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. ESP 43.781.457.924 117.362.904 4.621.932.992 EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 16.244.449.881 43.190.448 11.244.334.315 EMPRESA DE ENERGlA DE CUNDINAMARCA S A. ESP 31.512.497.720 315.157.088 15.680.171.904 EMPRESA DE ENERGiA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 14.622.289.034 132.176.855 9.824.226.954 EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A.E.S.P. 22.213.739.326 169.944.985 EMPRESA DE ENERGlA DEL BAJO PUTüMAYO S.A. E.S.P. 4.004.719.871 12.220.234 794.888.281 EMPRESA DE ENERGk DEL PACIFICOS.A. E.S.P. 77.517.255.172 1.161.589 36.468.794.949 732.027.518 EMPRESA DE ENERGlA DEL PUTüMAYO S.A. ESP 4.309.546.017 97.729 EMPRESA DE ENERGlA DELVALLE DE SIBUNDOY S.A. E.S.P. 74.207.931 1.520.913.007 EMPRESA D E O . I W G 1 4 E L E C T R l C A D U D E P A R T A M W l O D a G U A V l A P 2.450.236.096 1.799.546 708.798.070 1.860.918.867 EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P 16.916.104.245 26.672.616 164.640.690 EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGk ELECTRICA S.A-E.5.P 111.126.023 351.050 57.502.579.859 EMPRESAS MUNICIPALES DE CAL1 E.1.C.E E.S.P 75.055.145.813 1.932.830.128 2.419.489.985 EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO E.S.P. 4.390.383.702 125.523 EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 235.124.381.364 41 1.409.169 248.582.951.439 51.322.052 ENERGIA SOCIAL DE LA COSTA S.A. ESP 119.407.188.101 3.313.106.425 ENERMONT S A S ESP 18.164.004 14.470.973.438 ENERTOTAL S.A. E.S.P. 896.432.455 6.515.434 2.215.685.040 E2 ENERGIA EFICIENTE S.A. E.S.P. 45.908.154.523 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A E.S.P 77.757.713.627 ISAGEN S.A. E.S.P. 292.328.571 PROFESIONALES EN ENERGíA S.A E.S.P 4.531.568.253 RUITOQUE S.A. E.S.P. 26.705.980 1O. 349.441 26.010.704.028 VATlA S.A. E.S.P. 234.372.731 13.266.328

Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (571) 2200 300 www. nii nrn i nos .gov.co

NETO APORTE NACION PGN 73.429.149.443 754.176.588.085

(659.576.544) 32.539.031.839 46.815.430.281 45.147.212.822 56.217.863.299 4.185.081.546 36.912.327.625 36,295,588,404 (21.668.725.643) 36.818.259.075 11.925.566.871 451.376.112.784 38.129.455.455 (22.274.098.851) (99.892.871.071) 9.623.097.484 3132.701.877 11.622.516.889 20.268.163.405 (1.057.882.870) 12.389.512.372 3.209.831.590 41.O48.460.224 3.577.518.499 1.446.705.076 1.741.438.026 15.055.185.378 (53.514.667) 17.552.565.954 1.970.893.717 (13.458.570.075) 119.355.866.049 (3.294.942.421) (13.574.540.983) (2.215.685.040) (45.908.154.523) (77.757.713.627) (292.328.571) (4.504.862.273) (25.776.331.297) NTC GP l a ñx)9

SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES SECTOR RURAL ($) 2011 301.266.255.603 227.837.106.160 Empresa Total Subsidios Total Contribuciones A.S.C INGENIERIA SOCIEDAD ANONIMA SA ESP. 107.242.889 CENTRAL HIDROELECTRICADE CALDAS S.A. E.S.P. 10.958.250.855 2.788.815.186 CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 20.381.326.367 922.780.577 CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SAMANDE 7.275.886.483 1.198.125.034 21.295.947.128 10.622.569.144 CODENSA S.A. ESP COMPAÑíA DE ELECTRICIDAD DE TULUÁ S.A. E.S.P. 1.294.839.936 295.535.625 COMPAÑIA ENERGmCA DE OCCIDENiE S.A.S. ESP 19.519.199.448 469.840.368 12.339.812.446 4.273.355.969 COMPAÑíA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A E.S.P DISTRIBUIDORA Y COMERClALlZADORA DE ENERGlA ELECTRICA S.A. E.S.P. 728.789.894 8.896.784.296 ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 15.073.1O1,365 1.841.523.660 277.367.512 ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. ESP 2.987.130.188 71.209.150.858 ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 2.110.188.488 12.345.590.496 ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. (3.291523.836) ( 128.712.407) ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. ELECTRIFICADORA DEL MUNICIPIO DE RlOSUClO CH 32.795.662.615 EMGESA S.A. E.S.P. 2.392.843.862 53.284.549 EMPRESA DE ENERGIA DE ARAUCA 13.258.559.174 1.985.226.971 EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. ESP 2.543.637.555 132.695.562 EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 1.140.871.175 8.198.181.362 EMPRESA DE ENERGlA DE C U N D I M C A S.A ESP 1.042.329.202 2.825.412.399 EMPRESA DE ENERG¡A DE PEREIRA S.A. E.S.P. 1,949.108.828 2.236.780.002 EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A.E.S.P. 54.085.722 449.719.640 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. I 22.714.216.077 12.659.738.153 EMPRESA DE ENERGíA DEL PACíFICO S.A. E.S.P. 119.903.070 641.895.582 EMPRESA DE ENERGIA DEL PüTUMAYO S.A. ESP EMPRESA DE ENERGlA DEL VALLE DE SIBUNDOY S.A. E.S.P. 306.864.094 17.277.690 8.558.578 EMPRESA DE ENERGlA ELECTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE 39.299.556 EMPRESA DlSTRlBLllDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P 2.182.846.343 75.686.049 1.462.641 EMPRESA MUNICIPAL DE E N E R G h ELÉCTRICA S.A-E.S.P 32.362.874 1.780.796.119 EMPRESAS MUNICIPALES DE CAL1 E.1.C.EE.S.P 2.664.955.016 149.397.754 EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO E.S.P. 4.106.743 88.654.423.345 EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 49.023.030.633 1.851.573 ENERGIA SOCIAL DE LA COSTA S.A. ESP 1.448.296.561 629.452.140 ENERMONT S.A.S ESP 2.118.007.788 ENERTOTAL S.A. E.S.P. 347.814.099 E2 ENERGIA EFICIENTE S.A. E.S.P. 45.877.073.027 GENERADORA Y COMERCIALIZADORADE ENERGIA DEL CARIBE S.A E.S ISAGEN S.A. E.S.P. 42.059.823 PROFESIONALES EN ENERGíA S.A E.S.P RUITOQUE S.A. E.S.P. 710,669,849 VATiA S.A. E.S.P.

Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (571 ) 2200 300 w . m inrninas.gov.co

NETO APORTE PGN 73.429.149.443 (107.242.889) 8.169.435.669 19.458.545.790 6.077.761.449 10.673.377.984 999.304.311 19.049.359.080 8,066.456.477 (728,789,894) 6.176.317.o69 1.564.156.148 68.222.020.670 10.235.402.008 (3.162.811.429) (32.795.662.615) 2.339.559.313 11,273.332.203 2.410.941.993 7.057.310.187 1.783.083.197 (287.671.174) 395.633.918 10.054.477.924 521.992.512 289.586.404 30.740.978 2.107.160.294 30.900.233 884.158.897 (145.291.011) (39.631.392.712) 1.446.444.988 (629.452.140) ( 1.770.193.689) (45.877.073.027) (42.059.823) (710.669.849)

RaZ 2012068025 06-12-2012 0255 PM Anexos: 5 FOLIOS Destino: ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E S P . Serie:

Bogotá, D.C.

Doctor CARLOS ALBERTO G ~ M E Z GÓMEZ Representante Legal ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. Calle 24 No. 18 - 26 Bucaramanga, Santander

Asunto: Traslado preguntas 35 y 36 del cuestionario de la proposición No. 37 de 2012 presentada por el Honorable Senador Manuel Guillermo Mora Jaramillo. (Oficio fechado 30 de Noviembre de 2012 con número 26272012 de la Comisión Quinta Senado, enviado por la Secretaria General) Estimado doctor Gómez: En cuanto a los temas de su competencia, comedidamente le solicitamos responder las siguientes preguntas (35 y 36) del cuestionario del asunto (Anexo). 35. En el caso de las electrificadoras de Santander y CENS (Norte de Santander), los contratos anteriores tienen diferencia con EPM. ¿Por que el aumento de tarifas?. Relación de las tarifas antes de la deuda de las empresas y en la actualidad. 36. ¿Cuál.es la deuda d e los municipios de Norte de Santander, Santander y Arauca con las nuevas empresas de energía?. ¿Qué ha sucedido con la exoneración de la deuda, una vez las empresas de energía se privatizaron?. Relacione la deuda por municipio de estos departamentos,

Cordialmente,

ALONSO M CARDONA DELGADO Director de Energía Eléctrica Anexos Oficio del asunto radicado 26272012 (5 folios doble cara) Copia Doctora Delcy Hoyos Abad, Secretana General Comisión Quinta Senado, Edificio Nuevo Congreso cra 7@No 8 -68 Of 2398 Bogoth D C Proyectó Alfredo Higuera Revisó Alonso Cardona Aprob6 Alonso Cardona Radicado 2012067233 04/12/2012 TRD Facililativo Atención Entidades Control - Congreso

Página 1 d e 1

Calle 43 No 57-31 CAN Bogotá, Colombia Conmutador (57 1 ) 2200 300 w. m inminas.gov.co

Ministerio de Minas y Energía Origen: DIRECCION DE ENERGIA ELECTRICA Rad: 2012068001 06-12-2012 02:28 PM 71 Anexos: 5 FOLIOS Destino: CENTRALES ELECTRICAS DE NORTE DE SANTANDER CENS Serie:

Bogotá, D.C.

Doctor LUIS ALBERTO RANGEL BECERRA Representante Legal CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. Avenida Aeropuerto 5N-'220 Barrio Sevilla Cúcuta, Norte de Santander Asunto: Traslado preguntas 35 y 36 del cuestionario de la proposición No. 37 de 2012 presentada por el Honorable Senador Manuel Guillermo Mora Jaramillo. (Oficio fechado 30 de Noviembre de 2012 con número 26272012 de la Comisión Quinta Senado, enviado por la Secretaria General) Estimado doctor Rangel: En cuanto a los temas de su competencia, comedidamente le solicitamos responder las siguientes preguntas (35 y 36) del cuestionario del asunto (Anexo). 35. En el caso de las electrificadoras de Santander y CENS (Norte de Santander), los contratos anteriores tienen diferencia con EPM. ¿Por qué el aumento de tarifas?. Relación de las tarifas antes de la deuda de las empresas y en la actualidad.

36. ¿Cuál es la deuda de los municipios de Norte de Santander, Santander y Arauca con las nuevas empresas de energía?. 'Qué ha sucedido con la exoneración de la deuda, una vez las empresas de energía se privatizaron?. Relacione la deuda por municipio de estos departamentos. Cordialmente,

c1116rnb

K . ccu¿bvu

ALONSO M CARDONA DELGADO Director d e Energía Eléctrica Anexos: Oficio del asunto radicado 26272012 (5 folios doble cara) Copia: Doctora Delcy Hoyos Abad, Secretaria General Comisibn Quinta Senado, Edificio Nuevo Congreso cra 7a No 8 -68 Of 2390 Bogotá O. C. Proyectó: Alfredo Higuera Revisó: Alonso Cardona Aprobo: Alonso Cardona Radicado: 2012067233 04/12/2012 TRD: Facililativo Atención Entidades Control - Congreso

Página 1 d e 1

Calle 43 No 57-31 CAN Bogorá, Colombia Conmutador (57 1) 2200 300 www. minrninos.gov. co

CENS

Seric:

NiT 840.500.534-9

2490

201200025736 Cúcuta, 2012112/19 Doctor ALONSO M. CARDONA DELGADO Director de Energía Eiéctrica Ministerio de Minas y Energia Calle43 57-31 CAN Teléfono 571-2200300 BOGOTA Respuesta al Radicado MME No. 2012068001

Asunto:

Estimado Dr. Cardona: En atención a su comunicación con radicado referenciado en el asunto, recibida y radicada en CENS S.A. E.S.P. el 11 de Diciembre de 2012, mediante la cual traslada las preguntas 35 y 36 del cuestionario de la proposición No. 37 de 2012 presentada por el Honorable Senador Manuel Guillermo Mora Jaramillo, nos permitimos comunicar lo siguiente: ~

Pregunta 35. "En el caso de las electrificadoras de Santander y CENS (Norte de Santander), los contratos anteriores tienen diferencia con EPM. ¿Por qué el aumento de tarifas?. Relación de las tarifas antes de la deuda de las empresas y en la actualidad." l

Respuesta :

Con el fin de atender esta pregunta, es necesario se nos aclare a que tipo d e contratos se refiere dado que CENS S.A. E.S.P. en el desarrollo de su objeto social, efectúa contratos civiles, comerciales, laborales, entre otros, lo que no permite ofrecer una respuesta clara y precisa sobre su petición. Con respecto al incremento en las tarifas, CENS S.A. E.S.P. aplica la metodología establecida en la Resolución 119 de 2007, expedida por la Comisión de Regulación de Energia y Gas, quien periódicamente fija las formul2s tarifarias para liquidar y facturar los cargos por concepto de consumo de energía eléctrica a los Cdruta .Norte de Santander

Avenldo Aeropuerto sN-110 Barrio Sevillo PBX (7) 582 4444 Fox: (7) g 8 oggo

Orada Norte de Santander

C o k 7 29783 Avehida Francisco

Fernández de Contrerin PBX (7)563 6363-Fox: (7) 561 1363

Tlbl NO& dc Sontondci Conera 6 6-r7Sarrio El Carmen PBX (7) 566 3278 - h x : 171 566 3383

Wmplona Uotte de Sontander

4uodiiw C m r Carrero 8 Calle 7 Esquina Calle i i 14-10h r r h fa Ceiba Esquina PBX (7) 568 1187.Fax: (7)568 4027 PSX (.i $63 J0150. Fax: (956s 1 9 6

Centroles Eléctrlcar del Norte de SontanderS.A. E.S.P

ww.cens.com.co

Grupo epqQ CENS NIT 830.500 514-9

usuarios.

Pregunta 36. “Cuál es la deuda de los municipios de Norte de Santander, Santander y Arauca con las nuevas empresas de energía. ¿Qué ha sucedido con la exoneración de la deuda, una vez las empresas de energía se privatizaron?. Relacione la deuda por municipio de estos departamentos.” Respuesta: La deuda de los Municipios de Norte de Santander con CENS S.A. E.S.P. por concepto de consumo energía eléctrica de instituciones educativas y entidades oficiales y alumbrado pdblico, se muestra en el anexo adjunto a esta comunicación. En cuanto al Municipio de Arauca, informamos que a está área geográfica CENS S.A. E.S.P., no presta servicio de energía eléctrica.

Es necesario aclarar que no se ha dado tratamiento especial a la cartera de los municipios antes o despues de haber sido adquirida CENS S.A. E.S.P. por Empresas PUblicas de Medellin EPM.

De conformidad con los Artículos 34.2 y 99-9 de la Ley 142 de 1994, las empresas de Servicios Públicos Domiciliarios no deben exonerar a ninguna persona natural o jurídica del pago de los servicios publicos, esto con el fin de dar cumplimiento a los principios de solidaridad, equidad y redistribuciónde ingresos. En caso de requerir mayor información, sugerirnos comunicarse con el Area de Transacciones de Energía al teléfono 7+5824444 Ext 41204121 , para resolver sus inquietudes adicionales con respecto al terna. Atentamente,

LUIS AL6EdrO RANGÉL B EERRh

Gerente General Anexo:

Una hoja (1) reiaci6n deuda Muniapios de Norte de Santander

Ocailo No& de Santonder Calle 7 29-183Avenido irnRclSc0 krndndez de Contieras PSX (7) ~ 6 6369 3 FOX: (7)56i 136s

nbU Noriedebntandei Carfem 6 6-17 &nio €1 Carmen PBX (7) 566 3278. Fax: (7) 566 3383

&,mpiom Nomde kntmfcr

Aguochh .Cewr

Carrero 8 Colle 7 Esquina Colle ri y-10Borrlo la Ceibo Esquino PBX (~568 rrL9 - Fax: (7) 568 4027 PBX 6)5 5 o.;o - Fox: &} 565 zp6

Centrules Zlértricos de/ Norte de Sontander S.A. €5. P

www.cens.com.co

Grupoep$' CENS Ni? 880.500.514-8

ANEXO. Retacibn deuda lunicip,& de Norte de Santander. CONSOLIDADOESTADO DE CUENTAS DE MUNICIPIOS DEL NORTE DE SANTANDER A 11 DE DICIEMBRE DE 20l.2 DEUDA ESCUELAS

MUNlQPlO

P&JJCU

$ 925,210,360

ARBOLEDAS

S 990,386

$36,912,830

BOCHALEMA

$ 2,320,690

$45,584,790

BUCARASICA

S 1.477.059

S 901,472,078 S 5.974.233

HACARI

S 6,681,514

$ 3,044.590

$ 56,991.059

HERRAN

s 1,710,730

$ 679,230

LA PLAYA LOS PATiOS

LWRDES

MUilXUA

OCAI~A

Oaollo. Norte de Santander Culk 7 29-183 Avenlda frandrro krndndex de Contremr PEX(7)563 6363- Mx: (7)561 1365

$ 1,818,670

S 1.546.530

f 792.597

$ 80,442,4501

S 509.4501

5 3,223,2731 5 01

S 3.925752

$930,4001 S 483.612.8761

$ 270,8601 5 330.210.447

$ 7,175,130 S 5.283.450

1,009,534

LABATECA

ALUMBRADO

ENT,DADES

S 78,729,709 $34,500,617

ABREGO

C k v t o - Norte de Sontandn Avenido Aeropuerto sM- I I Q Bardo Scvlllu PBX (7) 58a w .Fax: (7) 578 0990

DEUDA TOTAL

nbú Norte de Soniunder Carrero 6 6-17 Barrio E l t o m e n PBX(7)5663178- Fox: (715663383

PDrnpiom No& de Santander Carrera 8 Calle 7 Erqulna PBX(7)568 1787- Fax (7)56840r7

Centroles Eíédricas del Norte de Santander S.A. E.5.P

Aguachica Cewr

Qlk n

rq-10 8aIrlO la Ceiba Esqulno

PEX&)$6$o i p Far ($)s6szy6

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