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Las térmicas en Colombia




Enviado por gfranco



    La inversión en termoelectricidad en el
    periodo 1992 – 2002

    Una visión crítica
    y analítica desde la perspectiva del uso de los recursos
    carbón y gas natural y sus
    consecuencias sobre la inversión
    pública

    1. Antecedentes
    2. Marco
      Regulatorio
    3. Carbón, Gas Natural e
      Inversión Pública
    4. Inversión pública
      y procesos de privatización en la generación
      térmica
    5. Bibliografía

    Introducción

    Indiscutiblemente, con los actuales procesos de
    globalización que se han venido presentando
    en el mundo desde inicios de los años noventa, la economía colombiana,
    al igual que la economía de la mayoría de los
    países de la periferia, se esta viendo afectada en forma,
    tanto directa como indirecta, por las crisis y
    problemas que
    se presentan en otras partes o regiones del mundo.

    Teniendo en cuenta lo anterior, el crecimiento en la
    demanda de
    energía
    eléctrica en Colombia y la
    inversión en nueva infraestructura para atenderla,
    estarán relacionados o asociados con el crecimiento
    económico que se prevé en el ámbito
    internacional y al mismo tiempo, de la
    política
    nacional de desarrollo
    económico y social que se defina.

    Finalmente, es importante señalar, que se hace
    necesario analizar y evaluar el desarrollo y
    transformación del sector energético en el periodo
    1992 – 2002, en vista de que, es en este periodo en donde se
    presentan entre otros aspectos, reformas importantes al sector y
    existe un comportamiento
    recesivo de la economía.

    1. Antecedentes

    El presente trabajo tiene
    como objetivo,
    identificar las variables de
    evolución y el rol de la generación
    térmica en el contexto de la reforma del sector
    eléctrico colombiano en el periodo 1992 – 2002,
    así mismo, realizar una visión critica y
    analítica desde la perspectiva del uso de los recursos –
    carbón y gas natural – y
    sus consecuencias sobre la inversión
    pública.

    En primer lugar, dentro de las principales
    características especificas del sector energético,
    y teniendo en cuenta a Pistonesi, vale la pena destacar entre
    otras, las siguientes:

    1. Alta intensidad del capital y
      lenta maduración de las inversiones
    2. Carácter fundamental de la energía para
      las diversas actividades productivas y de la calidad de
      vida de la población
    3. Uso de recursos
      naturales de propiedad
      social
    4. Presencia predominante de oligopolios y monopolios
      naturales
    5. Fuertes impactos ambientales del sector
    6. Fuerte influencia del sector en el desarrollo de la
      economía colombiana, tanto por su impacto a nivel de
      actividad sectorial, como por su aporte de divisas.

    En segunda instancia, Colombia es un país que
    cuenta con recursos energéticos relativamente importantes.
    Según la UPME, al año 2002, posee reservas probadas
    de petróleo de alrededor de 2179 millones de
    barriles, lo que significa una relación reservas /
    producción de 7 años y reservas
    probadas de gas natural de 6928 Gpc los cuales podrían
    alcanzar para más de 30 años produciendo al ritmo
    actual. Mientras tanto, el carbón es el principal recurso
    con que cuenta Colombia, cuyas reservas probadas son de 6615,3
    millones de toneladas, que teniendo en cuenta el ritmo de
    producción actual alcanzarían para 202 años.
    Mas del 80% de estas reservas, la mayoría de ellas de
    excelente calidad por su
    alto poder calorífico y bajo contenido de azufre y
    cenizas, están localizadas en la zona norte del
    país, lo que da una gran posibilidad al desarrollo de
    proyectos
    destinados a la exportación.

    Teniendo en cuenta nuevas fuentes de
    energía, se puede decir, que Colombia tiene un buen nivel
    de radiación
    solar, además, con posibilidades localizadas para la
    utilización de energía eólica y con
    considerables residuos de biomasa aprovechable.

    Se puede afirmar que desde la perspectiva de los
    recursos – hídricos, carboníferos,
    gasíferos, petroleros, entre otros – el problema de
    Colombia no es su disponibilidad, sino su contribución a
    la economía y su uso eficiente, teniendo en cuenta, como
    se había expresado anteriormente, la abundancia relativa,
    los costos de
    producción y los impactos sociales y ambientales
    derivados de la explotación y
    utilización.

    Finalmente, teniendo en cuenta el Plan
    Energético Nacional – PEN -, Colombia debe diversificar el
    uso de la canasta de energéticos. Este objetivo
    también es válido para la generación
    eléctrica, en donde el carbón cobra una especial
    importancia debido entre otros aspectos, a la gran cantidad de
    reservas que el país posee y a la robustez que este
    energético brinda al sistema de
    generación, y que constituye una ventaja comparativa
    frente a la incertidumbre del recurso hidráulico y a los
    problemas operativos que tiene el gas natural.

    1. Marco
      Regulatorio

    La reforma del sector eléctrico

    A escala global,
    hasta mediados o fines de la década de los ochentas, la
    mayor parte de los sistemas
    energéticos a nivel mundial presentaban un fuerte grado de
    integración vertical y horizontal y una
    marcada presencia del Estado en las
    actividades de producción por medio sus empresas
    públicas.

    En Colombia, desde comienzos de la década de los
    90´s, el sector energético ha venido registrando una
    serie de reformas muy importantes, plasmadas en las Leyes 142 y 143
    de 1994. Estas reformas se pueden sintetizar en los siguientes
    aspectos:

    1. Conformación de una nueva institucionalidad
      basada en la idea que la función
      principal del Estado colombiano en materia de
      energía debe ser la de regular y controlar y no la de
      ser empresario.
      Se crea entonces, la Comisión de Regulación de
      Energía y gas – CREG -; la Unidad de Planeación Minero Energética –
      UPME – y la Superintendencia de Servicios
      Públicos -SSP.
    2. Promoción de la participación privada
      en el sector eléctrico: Hasta 1992 toda la cadena
      eléctrica era propiedad del Estado. A partir del Decreto
      700 de 1992 y de las Leyes 142 y 143 de 1994 se establecen las
      condiciones para una participación privada en todas las
      actividades de la cadena eléctrica.
    3. Estructuración de un mercado
      competitivo en generación y creación de la bolsa
      de energía eléctrica, la cual entró a
      funcionar el 20 de julio de 1995.
    4. Creación de un mercado no regulado de usuarios
      de energía eléctrica. En este momento cualquier
      usuario con una demanda máxima mayor a 500 kw puede
      hacer parte de ese mercado.
    5. Libertad de acceso a la red de transmisión.
      Con lo cual se busca garantizar la competencia en
      generación y facilitar la competencia en el mercado
      mayorista.
    6. Libertad de acceso a la red troncal de
      gas.
    7. Definición de un esquema de precios
      basado en costos
      económicos de prestación de servicios de
      electricidad
      y gas.
    8. Ampliación de la red troncal de gas e
      incremento del número de usuarios y de la cobertura a
      nivel nacional.
    9. Liberación parcial de los precios de la
      gasolina y otros derivados del
      petróleo. Mejorando las condiciones para la
      exploración y producción de petróleo crudo y gas.

    Algunos de los principales supuestos sobre los que se
    basó la reforma del sector energético, según
    la UPME, fueron el ingreso del sector privado como el principal
    factor de desarrollo de las actividades empresariales, la
    concentración del Estado en las funciones de
    determinación de políticas,
    regulación y control y la
    determinación de objetivos,
    metas y procedimientos
    empresariales para las empresas que el sector
    público mantuviera bajo su control, con el fin de
    fortalecer su actividad dentro del nuevo esquema
    competitivo.

    Sin embargo, el proceso de
    participación privada en el sector energético –
    como uno de los principales objetivos de la reforma sectorial –
    no ha avanzado en la medida que se esperaba, es por lo anterior
    que el Estado se
    ha visto en la obligación, de continuar realizando
    transferencias al sector, al mismo tiempo que desarrolla sus
    funciones como planeador, regulador y supervisor.

    Consecuencias e implicaciones sobre la generación
    térmica

    Las transformaciones introducidas en la
    organización y funcionamiento de las industrias
    energéticas – relacionadas en este caso con la
    generación térmica – han implicado cambios
    sustanciales en la naturaleza de
    los procesos de decisión relativos a la operación y
    a las inversiones de
    expansión de los sistemas y con ello con el rol que
    había venido desempeñando el Estado en la planificación y coordinación de este tipo de
    decisiones.

    A continuación se describen las principales
    implicaciones fiscales de la reforma de sector energético
    en el periodo 1992 – 2002, teniendo en cuenta la
    generación de termoelectricidad.

    La reforma del sector energético, cambio su
    papel en las finanzas
    públicas: la deuda externa del
    sector eléctrico llegó ser la tercera parte de la
    deuda
    pública externa a mediados de los 80s, y su saldo era
    US$ 5200 millones en 1990. En ese año era responsable de
    un tercio del déficit. En el año 2000, la deuda
    eléctrica es un 15% de la deuda pública externa, y
    contribuye con un 5% del déficit público. Las
    empresas del sector pagan un 6 % de los impuestos de
    renta.

    Pero la crisis de las electrificadoras amenaza otra
    vez al fisco:

    1. Las 13 electrificadoras de la nación tenían en el 2000
      pérdidas operacionales del orden de $100,000
      millones/año, y perdidas totales cercanas a $160 mm. El
      PPA de Corelca, con garantía de la nación perdía en el 2001 $ 240
      mm/año. Le debe Ecopetrol más $50 mm por
      combustible. Si FEN asume la garantía del PPA de Paipa
      IV le cuesta $220 mm/3 años.
    2. Empresas municipales también gravan los fiscos
      locales y amenazan al fisco nacional, como EMCALI que en el
      2000 perdió $120 mm.
    3. Respondiendo sólo por pérdidas
      operacionales y PPAs al fisco nacional le podrían caer
      "sorpresas" cercanas a $400mm/año. Pero se
      requerirán más recursos para las
      capitalizaciones. Al parecer, no existen las previsiones para
      estas cargas.
    4. El panorama fiscal de
      mediano plazo está muy restringido. Sólo si hay
      reformas sustanciales, como la pensional y si hay otro hallazgo
      petrolero grande, se estabilizará la deuda
      pública en los noventa (IMF Staff Report 2002). Sin
      estos eventos, la
      deuda sube de 45% a 55% del PIB en esta
      década.
    5. Estas perspectivas no han involucrado efectos de
      posibles necesidades extraordinarias del sector
      infraestructura, ni gastos
      extraordinarios para la seguridad y
      la paz. No hay campo para volver "atrás", y hay que
      fijar muy bien prioridades y lograr gran eficiencia en
      el gasto
      público en el sector eléctrico.

    Con el fin de dar un ejemplo sobre lo anterior, en la
    tabla 1, se muestra la
    situación financiera de las Distribuidoras bajo control
    del Gobierno al 31 de
    diciembre de 2000, teniendo en cuenta que se compromete no
    sólo la viabilidad empresarial en la prestación del
    servicio en
    cada región en particular, sino la de todo el esquema del
    mercado energético colombiano.

    Tabla 1.Situación financiera de las
    Distribuidoras bajo control del Gobierno al

    31 de diciembre de 2000 (miles de millones de
    pesos)

    Empresa

    Activos

    Patrimonio

    Ingresos
    operacionales

    Utilidades

    Caldas

    997

    782

    158

    -36.70

    Santander

    673

    527

    249

    3.20

    Boyacá

    523

    300

    170

    -100.30

    N. de Santander

    472

    378

    113

    0.40

    Tolima

    353

    186

    115

    9.80

    Cauca

    217

    124

    52

    Cundinamarca

    168

    112

    91

    -12.30

    Nariño

    151

    62

    73

    8.30

    Huila

    146

    95

    65

    Meta

    140

    110

    52

    2.50

    Quindío

    98

    69

    44

    1.30

    Chocó

    34

    -35

    15

    -14.00

    Caquetá

    22

    15

    16

    -1.50

    Total

    3994

    2725

    1213

    -139.30

    Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Citado por
    UPME en Plan de expansión de referencia.

    1. Carbón,
      Gas Natural e Inversión Pública

    Consumo de carbón vs. gas natural para
    generación térmica

    El carbón producido en el interior del
    país se utiliza para abastecer una gran variedad de
    actividades económicas, dentro de las cuales vale la pena
    destacar, en orden de importancia, la producción de
    electricidad, la industria
    cementera y la producción de ladrillos, entre otras. Tabla
    2.

    La demanda de carbón mineral depende en un alto
    grado, 42% en promedio en los últimos diez años,
    del dinamismo de la generación de energía
    eléctrica y de la producción de cemento.

    Tabla 2. Consumo de
    Carbón por sectores en el periodo 1992 – 2002

    (Miles de Toneladas)

    Sectores

    1992

    1993

    1994

    1995

    1996

    1997

    1998

    1999

    2000

    2001

    2002

    Sector Eléctrico

    1.716

    1.302

    1.048

    1.294

    592

    939

    1.017

    402

    775

     

     

    Sector Industrial

     

     

     

     

    3.676

    3.470

    3.192

    2.723

    2.713

     

     

    – Cogeneración

     

     

     

     

    661

    534

    525

    200

     

     

    – Cemento

     

     

     

     

    1.173

    1.072

    913

    572

    744

     

     

    – Textil

     

     

     

     

    120

    130

    121

    195

    200

     

     

    – Ladrillo

     

     

     

     

    496

    449

    423

    633

    393

     

     

    – Alimentos

     

     

     

     

    285

    254

    245

    302

    81

     

     

    – Metalúrgico

     

     

     

     

    427

    541

    458

    463

    521

     

     

    – Papel

     

     

     

     

    192

    235

    252

    338

    560

     

     

    Otros sectores

     

     

     

     

    322

    255

    255

    220

    14

     

     

    Residencial

     

     

     

     

    194

    125

    116

    95

    37

     

     

    Total

     

     

     

     

    4.446

    4.648

    4.325

    3.220

    3.526

     

     

    Fuente: UPME. Estadísticas minero energéticas.
    2001

    En la tabla 3,se muestra lo relacionado con la
    generación de energía eléctrica, se puede
    decir, que el consumo de carbón para esta actividad,
    alcanzó en el periodo 1992 – 2002, las 908 mil toneladas,
    en promedio anual. El consumo del mineral fue esencialmente alto
    entre 1992 y 1995 – 1,340 millones de toneladas -, en promedio
    anual, especialmente en los años 1992 y 1993, justo el
    periodo de racionamiento eléctrico, cuando las plantas
    térmicas a carbón entraron a sustituir a las
    hidroeléctricas. Se puede observar que desde que
    comenzó el mercado mayorista de electricidad – 20 de julio
    de 1995 – y particularmente la bolsa de energía
    eléctrica, la participación de las térmicas
    a carbón en el cubrimiento de la demanda de energía
    eléctrica en Colombia, disminuyó ostensiblemente.
    Entre 1996 y el 2002, el consumo anual promedio fue apenas de 744
    mil toneladas. Siendo 1999 – año húmedo y de baja
    generación térmica -, el año más
    critico que se halla presentado en toda la historia del parque
    térmico a carbón: el consumo de carbón para
    generación de electricidad fue de solo 400 mil toneladas,
    ni siquiera la mitad del consumo promedio anual de la
    década.

    Tabla 3.Transformación en centrales
    térmicas de carbón mineral en el periodo 1992 –
    2002 (Miles de Toneladas de Carbón)

    Año

    1992

    1993

    1994

    1995

    1996

    1997

    1998

    1999

    2000

    2001

    2002

    Consumo

    1.716

    1.302

    1.048

    1.294

    592

    939

    1.017

    402

    775

    Modificado de: www.upme.gov.co/estadisticas

    Por otro lado, Colombia cuenta con dos grandes mercados de gas
    natural: uno conformado por los departamentos de la Costa
    Atlántica y otro por los departamentos del centro y el
    occidente del país.

    En la tabla 4, se muestra el comportamiento
    histórico de los consumos de gas natural, en los
    diferentes sectores del país. Vale la pena destacar los
    incrementos en los sectores termoeléctrico y residencial,
    debido básicamente, con la implementación del
    programa de
    masificación – en 1993 – , con la que se logró la
    sustitución de leña y de electricidad en
    cocción y la sustitución de electricidad en
    calentamiento de agua y en
    acondicionamiento de aire.
    Adicionalmente, la demanda de gas natural para el consumo
    térmico es la más volátil y la de mayor
    consumo, para el año 1998, este consumo constituyó
    el 50% de la demanda nacional.

    Tabla 4. Consumo de gas natural por sectores –
    MPCD – para el periodo 1992

    – 2002

    Sector

    1992

    1993

    1994

    1995

    1996

    1997

    1998

    1999

    2000

    2001

    2002

    Termoeléctrico

    199.4

    181.2

    203.3

    180.3

    286.6

    303.9

    184.5

    Ecopetrol

    77.0

    79.2

    68.1

    109.3

    117.3

    115.8

    123.4

    Petroquímico

    10.7

    12.2

    11.5

    16.4

    10.9

    11.7

    9.4

    Industrial

    94.2

    103.6

    107.9

    108.1

    109.5

    109.9

    112.8

    Residencial

    26.8

    30.7

    35.3

    38.9

    48.2

    59.7

    71.1

    GNV

    4.2

    4.4

    4.9

    5.6

    5.9

    6.0

    6.3

    Total

    412.3

    405.0

    431.0

    458.6

    578.4

    607.0

    507.5

    Modificado de: www.upme.gov.co/estadisticas

    Mientras tanto, el sistema eléctrico colombiano
    ha venido aumentando su componente térmica de manera
    considerable; como se puede observar en la gráfica 1, en
    1994 la estructura del
    sistema eléctrico era de 80% hidráulica y 20%
    térmica; en 1996 la composición se situaba en 76%
    hidráulica y 24 térmica y en 1998, con el ingreso
    de nuevos proyectos, de los cuales el 88% corresponden a plantas
    térmicas, utilizando fundamentalmente gas natural, la
    composición se modificó incrementando el valor de las
    térmicas con un 34% e hidráulica con un 66%; de
    igual forma la proyecciones que se tienen para el sistema
    energético colombiano sitúan en partes iguales, es
    decir, 50% térmicas y 50% hidráulica, la
    generación energética para el año 2010, lo
    que se convierte en una perspectiva favorable para la
    penetración del gas y el carbón. En el
    gráfico 1 se muestra la evolución de
    expansión en generación eléctrica en
    Colombia para el periodo 1994 – 2010.

    Gráfico 1. Estructura del sistema
    eléctrico colombiano

    Inversión
    pública y procesos de privatización en la generación
    térmica

    La inversión pública en la
    generación de termoelectricidad, en el periodo 1992 –
    2002, ha sido muy baja, debido principalmente a la de la estrategia
    general de reforma y modernización del Estado, la cual se
    fundamenta en la reorientación de las labores del Estado y
    con el fin de asegurar la sostenibilidad financiera de toda la
    cadena eléctrica – generación, transmisión,
    distribución y comercialización -, así como de
    mejorar la cobertura y la calidad del servicio para los usuarios
    finales, a través del fomento del mercado de
    capitales y la competencia, como se describe a
    continuación, propició la participación
    privada en diferentes empresas del sector mediante diversos
    mecanismos:

    1. La constitución de empresas alrededor de
      plantas generadoras y la posterior venta de sus
      acciones:
      Chivor (1,000 MW), Termotasajero (163 MW) y Termocartagena (187
      MW) a finales de 1996.
    2. La venta de acciones de la empresa de
      generación BETANIA (540 MW) a finales de
      1996.
    3. El fomento de las condiciones necesarias para la
      instalación de 2.079 MW nuevos por parte de productores
      independientes privados.
    4. La venta de la participación accionaria de la
      Nación (84,02%) en la Empresa de
      Energía del Pacífico – EPSA (869
      MW).
    5. La reestructuración, por medio de la
      desintegración vertical de una empresa
      existente (EEB) y la posterior capitalización por parte
      del sector privado de las empresas resultantes de
      distribución/comercialización (CODENSA) y de
      generación (EMGESA con 2,468 MW).
    6. La reestructuración y capitalización
      del 65% de la propiedad accionaria de la Nación en las
      electrificadoras de la Costa Atlántica,
      conformándose 2 empresas Electrocaribe y Electrocosta.
      Con ello, la participación privada en
      distribución alcanzó a finales de 1998, el 41.56%
      de los usuarios del país.
    7. Capitalización de una nueva empresa de
      transmisión (TRANSELCA) creada a partir de la
      desintegración vertical de CORELCA.

    Así mismo se tiene planeado para este la
    vinculación de capital estratégico en las
    siguientes empresas:

    1. La venta de la participación accionaria de la
      Nación en la empresa ISA, con lo cual quedaría en
      manos privadas casi la totalidad del negocio de
      transmisión del país
    2. La enajenación de la participación
      accionaria de la Nación en ISAGEN. Con la
      culminación de este proceso la capacidad de
      generación estaría casi en un 80% bajo control
      privado.
    3. La vinculación de capital privado en 14
      distribuidoras del centro del país: Chocó,
      Caquetá, Huila, Cundinamarca, Tolima, Boyacá,
      Caldas, Quindío, Risaralda, Santander, Norte de
      Santander, Meta, Nariño y Cauca.

    Por otro lado, dentro de los procesos de
    privatización en generación, la evolución de
    la participación privada en la generación ha
    aumentado significativamente en los últimos años.
    Mientras en 1995, el único generador privado era
    Proeléctrica (0.8%), en 1999 cerca del 62% de los
    generadores son empresas privadas.

    El monto de las operaciones de
    vinculación de capital privado en actividades de
    generación es de US$1,176 millones (1.21% del PIB) para
    1996, y US$1,573 millones para 1997, para un total de US$ 2,749
    millones y 5,205 MW de capacidad bajo control del
    sector privado.

    En la tabla 5, se presentan los principales procesos de
    privatización en generación desde 1996 hasta el
    presente:

    Tabla 5. Principales procesos de
    privatización en generación desde 1996

    (millones de dólares corrientes)

    Empresa

    Adjudicatario

    Precio pagado

    BETANIA

    Endesa de Colombia, Compañía
    Eléctrica Cono Sur, Proyectos de Energía e
    Inversiones y Promociones

    502

    CHIVOR

    Energy Trade and Finance Corp.

    641

    CARTAGENA

    Electricidad de Caracas

    Solidarios

    16

    TASAJERO

    Solidarios

    18

    EMGESA

    CAPITAL ENERGIA (Endesa Chile, Endesa España, Akasaka
    Corporation)

    951.2

    EPSA

    Electricidad de Caracas y Houston Industries
    Inc.

    622

    Fuente: DNP. Unidad de infraestructura y
    energía.

    Al mismo tiempo, en la tabla 6, se muestra la
    conformación actual del sector de generación en
    el Colombia.

    Tabla 6. Conformación actual del sector
    de generación en el Colombia:

     

    Hidráulica

    Térmica

    Total

    M W privados

    %
    participación

    Control privado

    EMGESA

    2,274

    220

    2,494

    1,209

    20.67%

    CHIVOR S.A

    1,000

    0

    1,000

    1,000

    8.29%

    EPSA

    772

    210

    982

    557

    8.14%

    TEBSA

    0

    877

    877

    877

    7.27%

    CHB

    540

    0

    540

    540

    4.48%

    FLORES

    0

    397

    397

    397

    3.29%

    TERMODORADA

    0

    52

    52

    52

    0.43%

    MERIELECTRICA

    0

    154

    154

    154

    1.28%

    PAIPA IV

    0

    152

    152

    152

    1.26%

    TERMOTASAJERO

    0

    153

    153

    153

    1.27%

    TERMOCARTAGENA

    0

    180

    180

    180

    1.49%

    PROELECTRICA

    0

    90

    90

    90

    0.75%

    TERMOEMCALI

    0

    233

    233

    233

    1.93%

    CHIDRAL

    74

    29

    103

    103

    0.85%

    SUBTOTAL

    4,660

    2,747

    7,407

    5,697

    61.39%

    Control
    público

    EEPPM

    1,708

    300

    2,008

    0

    16.64%

    ISAGEN

    1,410

    193

    1,603

    80

    13.29%

    CORELCA

    0

    320

    320

    0

    2.65%

    CHEC

    222

    0

    222

    0

    1.84%

    ESSA

    18

    151

    169

    0

    1.40%

    EBSA

    0

    164

    164

    0

    1.36%

    ECOPETROL

    0

    40

    40

    0

    0.33%

    ELECTROLIMA

    53

    0

    53

    0

    0.44%

    CEDELCA

    33

    0

    33

    0

    0.27%

    CEDENAR

    28

    0

    28

    0

    0.23%

    CENS

    0

    15

    15

    0

    0.12%

    ELECTROHUILA

    4

    0

    4

    0

    0.04%

    SUBTOTAL

    3,476

    1,183

    4,659

    80

    38.61%

    TOTALES

    8,136

    3,930

    12,066

    5,777

    100.00%

    Fuente: Departamento Nacional de
    Planeación. Unidad de infraestructura y
    energía.

    De la misma forma se han presentado considerables
    procesos de privatización en el sector en las cadenas de
    transmisión y distribución, los cuales no hacen
    parte del análisis del presente
    trabajo.CONTROL PRIVADO

    Bibliografía

    1. www.upme.gov.co/estadisticas
    2. www.creg.gov.co
    3. www.dnp.gov.co
    4. www.contraloriagr.gov.co

    Notas Bibliográficas

    PISTONESI, HÉCTOR. Elementos de teoría
    económica de la regulación. Aplicación a las
    industrias energéticas. Instituto de economía
    energética. 2001

    UPME. Futuros para una energía sostenible en
    Colombia. Bogotá. 2000

    PLAN ENERGÉTICO NACIONAL. Participación
    del Gas Natural y del carbón en la generación
    térmica. Perspectivas energéticas 1997- 2010.
    UPME

    UPME. Plan de expansión de referencia.
    Generación transmisión, 2001 – 2015. Bogotá
    2001.

    ULPIANO AYALA Y JAIME MILLÁN. La sostenibilidad
    de la reforma del sector eléctrico en Colombia.
    Fedesarrollo. 2002

    REVISTA ESCENARIOS Y ESTRATEGIAS.
    Carbón Mineral. Reactivación del Consumo en el
    Interior del País. Unidad de Planeación Minero
    Energética.. N° 6, octubre de 2000. pp 7 –
    12

    REVISTA
    ESCENARIOS Y ESTRATEGIAS. Plan de masificación de gas.
    Desempeño en la ultima década.
    Unidad de Planeación Minero Energética.. N° 6,
    octubre de 2000. pp 15 – 25

    AMEL, ANDRÉS Y BEDOYA, HUGO. Implicaciones
    económicas de las variaciones de la temperatura
    ambiente en la
    operación de centrales térmicas a gas en Colombia.
    Universidad
    Nacional de Colombia. Sede

    Medellín. Tesis de
    grado. 1999. 128p

     

    Giovanni Franco Sepúlveda

    Ingeniero de minas y metalurgia
    Candidato a Magíster en Ciencias
    Económicas
    Universidad Nacional de Colombia
    Sede Medellín

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