Proyectos de Energia Renovable e Inversiones Hector Ulloa Julio de 2010

Descripción de la Industria. Actualidad del mercado eléctrico. Descripción de la oportunidad de inversión. 2

Eólica y Cogeneración Eólica: 18.4 MW (0.1%) Cogeneración: 35 MW (0.3%) Capacidad Instalada: 13,495.8 MW Interconexiones Internacionales: MW Hidráulica Despachadas Centralmente 8,525.0 MW (63.2%) No despachadas centralmente (menores) 472 MW (3.5%) Térmica Despachadas Centralmente 2,757 MW gas (20.4 %) 984 MW carbón (7.3 %). 434 MW Fuil – Oil (3.2%). 187 MW Combustóleo (1.4%). No despachadas centralmente (menores) 83.4 MW (0.6%) Fuente: UPME 3

Debido a la expansión económica, el potencial de inversión en proyectos de Pequeñas Centrales de Generación, Autogeneración y Cogeneración es una realidad. Plantas Despachadas Centralmente: (Resolución CREG-054 de 1994) Capacidad Efectiva Neta mayor o igual a 20 MW. Plantas Menores: (Resoluciones CREG-086 de 1996 y 039 de 2001) Con Capacidad Efectiva Neta entre 10 y 20 MW optan participar en el despacho central. Con Capacidad Efectiva menor a 10 MW, no participan en el despacho central. Cogeneradores: (Resoluciones CREG-085 de 1996 y CREG-039 de 2001). Producción combinada de energía eléctrica y térmica que hace parte integral de una actividad productiva. Pueden vender sus excedentes previo cumplimiento de los requisitos exigidos por la CREG. Autogeneradores: (Resolución CREG-084 de 1996). Producen energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del SIN, y puede o no, ser el propietario del sistema de generación. Posibilidad de Participar en el despacho central en época de racionamiento. 4

El STN o sistema de transmisión nacional es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: Plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión (STR), las redes de distribución (SDL) y las cargas eléctricas de los usuarios. Las redes y equipos que operan a tensiones menores a los 220 kV hacen parte de la actividad de distribución y su principal función es transportar la energía eléctrica hasta el domicilio del usuario final. Estos activos se agrupan en Sistemas de Transmisión Regional (STR) y en Sistemas de Distribución Local (SDL) todos a cargo de empresas denominadas Operadores de Red – OR. Fuente: CREG 5

Tarifa* GTD C =++ x 1,20 20% Contribución de Solidaridad Consiste en la compra y venta de energía en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operadores en dicho mercado o a los usuarios finales. Facturan, recaudan y distribuyen todos los cargos asociados al servicio de entrega de energía al usuario final. Para la tarifa regulada, el margen de comercialización corresponde a costos eficientes reconocidos por la CREG. Definición Componentes Tarifarios. G: Costo de Compras de energía [$/kWh]. T: Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional [$/kWh]. D: Costo por uso del Sistema de Distribución [$/kWh]. C: Margen de Comercialización [$/kWh]. Rm: Costo de restricciones [$/kWh]. Pr : Costo de compra, trasporte y reducción de perdidas de energía. [$/kWh]. + Rm ++ Pr 6

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Demanda Acumulada del SINTasas de Crecimiento Tasas de Crecimiento SIN y PIB Fuente: XM 8

Evolución embalses Volumen útil Fuente: XM 9

$/kWh Constantes 10

Fuente: XM 11 SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central) La infraestructura del Proyecto SIEPAC consiste en la ejecución del Primer Sistema de Transmisión Eléctrica Regional que reforzará la red eléctrica de América Central (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá) con una capacidad de transmisión de 300 MW. Actualmente se estudia la viabilidad para la conexión Colombia – SIEPAC a través de Panamá. ISA como promotor del proyecto, ve en SIEPAC una oportunidad de expansión con los países vecinos.

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Fuente: UPME 13 Proyección de Demanda de Energía Eléctrica  Las expectativas de una economía en crecimiento y de una mayor demanda de energía impulsada por el sector minero energetico, hacen de los proyectos de generación de energía eléctrica una oportunidad de negocio al alcance de nuestros inversionistas.  A pesar de que el sistema no requeriría de capacidad adicional en el mediano plazo, los atrasos anunciados en proyectos de expansión de gran envergadura indican que el momento adecuado para la entrada de recursos adicionales son los años 2011 a 2015, época en donde se presentaría un mayor precio de la energía en el sistema.  En el plan expansión de generación de la UPME, solo se contempla la entrada de 60 MW por cogeneración en el

Fuente: UPME 14 Oferta efectiva vs Escenarios de Crecimiento  Las expectativas de una economía en crecimiento y de una mayor demanda de energía impulsada por el sector minero energetico, hacen de los proyectos de generación de energía eléctrica una oportunidad de negocio al alcance de nuestros inversionistas.

Fuente: UPME 15 Oferta efectiva vs Escenarios de Crecimiento 1 años de retraso  A pesar de que el sistema no requeriría de capacidad adicional en el mediano plazo, los atrasos anunciados en proyectos de expansión de gran envergadura indican que el momento adecuado para la entrada de recursos adicionales son los años 2011 a 2015, época en donde se presentaría un mayor precio de la energía en el sistema.

Fuente: UPME 16 Oferta efectiva vs Escenarios de Crecimiento 3 años de retraso  En este escenario critico, sin considerar efectos drásticos como la presencia del fenómeno del niño, se hace evidente la fragilidad del sistema para suplir la creciente demanda de energía eléctrica.