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
- Antecedentes
- Marco
Regulatorio - Carbón, Gas Natural e
Inversión Pública - Inversión pública
y procesos de privatización en la generación
térmica - Bibliografía
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.
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:
- Alta intensidad del capital y
lenta maduración de las inversiones - Carácter fundamental de la energía para
las diversas actividades productivas y de la calidad de
vida de la población - Uso de recursos
naturales de propiedad
social - Presencia predominante de oligopolios y monopolios
naturales - Fuertes impactos ambientales del sector
- 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.
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:
- 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. - 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. - 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. - 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. - 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. - Libertad de acceso a la red troncal de
gas. - Definición de un esquema de precios
basado en costos
económicos de prestación de servicios de
electricidad
y gas. - Ampliación de la red troncal de gas e
incremento del número de usuarios y de la cobertura a
nivel nacional. - 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:
- 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. - Empresas municipales también gravan los fiscos
locales y amenazan al fisco nacional, como EMCALI que en el
2000 perdió $120 mm. - 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. - 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. - 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 | 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.
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:
- 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. - La venta de acciones de la empresa de
generación BETANIA (540 MW) a finales de
1996. - El fomento de las condiciones necesarias para la
instalación de 2.079 MW nuevos por parte de productores
independientes privados. - La venta de la participación accionaria de la
Nación (84,02%) en la Empresa de
Energía del Pacífico – EPSA (869
MW). - 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). - 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. - 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:
- 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 - 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. - 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 | 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 | 951.2 |
EPSA | Electricidad de Caracas y Houston Industries | 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 | % | |||||
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 | ||||||||||
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
- www.upme.gov.co/estadisticas
- www.creg.gov.co
- www.dnp.gov.co
- 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