2019 fue un año de gran expansión en el negocio de Transmisión y Distribución de Celsia: culminamos en los tiempos acordados las siete licitaciones del Plan5Caribe para fortalecer el sistema eléctrico en la costa norte de Colombia y crecimos con la adquisición de los activos de distribución de Enertolima. Nuestro propósito es seguir creciendo y dar lo mejor para alcanzar la excelencia operativa, y así brindarles un servicio de calidad a nuestros clientes finales allí donde somos los operadores de red.
De esta manera, el negocio de Transmisión y Distribución se consolida como uno de los ejes transversales de nuestra compañía y aporta al crecimiento, rentabilidad y sostenibilidad del negocio.
Durante 2019 seguimos expandiendo nuestra infraestructura de transmisión y distribución con la adquisición de los activos de Enertolima, con una red de distribución de 19.506 km; así aumentamos la cobertura del negocio y llegamos a más de un millón de usuarios atendidos con el servicio de energía. Esto garantiza el incremento de energía comercializada en cerca de 994 GW por año, lo que apoya el fortalecimiento patrimonial necesario para mantener una estructura de capital sostenible y competitiva.
de red de distribución (21.874 más que en 2018).
de distribución (76 más que en 2018).
de longitud total de red de transmisión (≥ 220 kV).
de transmisión (una menos que en 2018 por la venta de Zona Franca).
más de ingresos respecto a 2018 gracias a las inversiones en infraestructura y a la nueva forma de remunerar los activos en Colombia.
invertidos nos permitieron mantener los indicadores de calidad y pérdidas en valores óptimos.
0,34%
superamos la meta propuesta por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que además, nos aprobó el Plan de Reducción de Pérdidas para los siguientes 10 años.
La CREG nos aprobó el Plan de Calidad para los siguientes 10 años. Nos planteamos el objetivo de mejorar el indicador de calidad en un
anual.
Las inversiones realizadas en infraestructura y la nueva forma de remunerar los activos por parte del regulador en Colombia nos permitieron un crecimiento del 24% respecto a los ingresos del año anterior.
Realizamos inversiones superiores a los COP 420.000 millones, que nos permitieron mantener los indicadores de calidad y pérdidas en valores óptimos.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) nos aprobó el Plan de Reducción de Pérdidas para los siguientes 10 años y para el primer año de aplicación (2019). Este año cumplimos la meta propuesta por el regulador: la superamos en 0,34%.
La CREG nos aprobó el Plan de Calidad para los siguientes 10 años; en este nos planteamos el objetivo de mejorar el indicador de calidad en un 8% anual.
26,03% fue el cubrimiento logrado en 2019 gracias a la modernización de nuestra infraestructura de redes inteligentes que benefician a nuestros clientes finales con la disminución del pago de sus facturas. También efectuamos programas de desconexión remunerada y consumo eficiente de energía.
prueba piloto realizada para el producto de consumo eficiente.
107,7toneladas
de CO2 menos durante el año.
menos en promedio en el consumo de energía mensual para los clientes.
Pérdidas totales en Colombia
El indicador de pérdidas totales (IPT) fue establecido por la regulación que mide el nivel de pérdidas integrado desde el nivel de 115 kV, y es el matriculado ante la CREG, entidad reguladora en Colombia. Este indicador solo tiene información a partir de 2019, según la regulación enunciada.
(IPT-CREG)
En Celsia Colombia, el cumplimiento de este indicador es fruto de la ejecución eficaz del Plan de Pérdidas, con una efectividad en las actividades de campo del 60%.
El indicador estuvo por encima de la meta debido, principalmente, a un ajuste de energía entre agentes (Celsia Colombia y Cetsa), que declaró una energía como salida de Celsia Colombia y esa misma energía como entrada a Cetsa, lo que afectó negativamente el indicador de pérdidas.
El IPT en Celsia Tolima estuvo por debajo de la meta debido principalmente a la ejecución de los planes de choque realizados por los equipos de Operación y Ejecución, tales como la normalización e instalación de macromediciones nuevas, normalización de clientes sin medida y crítica de lecturas en sitio. La efectividad en las actividades de campo fue del 65%.
Confiabilidad disponibilidad de activos en el Sistema de Transmisión Nacional y Regional
Focalizamos nuestros esfuerzos en el mejoramiento y desempeño de nuestros activos, con el fin de fortalecer y flexibilizar la red para que los clientes tuvieran un servicio de energía continuo y confiable.
En Cetsa tenemos únicamente redes a nivel 1, 2 y 3 del Sistema de Distribución Local (SDL). Por tanto, no aplica SNT/STR.
Nuestros indicadores de calidad del servicio
Con el indicador SAIDI medimos la duración de las interrupciones en el servicio y con el indicador SAIFI la frecuencia de las mismas. Estas son percibidas por nuestros clientes y están relacionadas estrechamente, ya que el desempeño de nuestros activos mejora continuamente en el entorno donde se encuentren; además, contamos con la colaboración de nuestros aliados: con ellos tenemos toda una completa logística que nos permite hacer los mantenimientos requeridos para atender los eventos presentados en la red en el menor tiempo posible.
(EU28)(EU29)
En cuanto a los indicadores de calidad del Sistema de Distribución Local (SDL) de Celsia Colombia, la mejora en los resultados está basada en:
- Reducción de fallas en las subestaciones.
- Planes de mantenimiento autónomos en circuitos con una buena cantidad de clientes.
- Incremento en la aplicación de recierres.
- Revisión de coordinación de protecciones a todo nivel.
- Instalación de 174 reconectadores que permiten flexibilizar la red.
- Ingreso de proyectos que mejoraron la confiabilidad en los usuarios. Entre los proyectos de mayor magnitud están:
- Nueva subestación Carmelo.
- Nueva subestación Guabinas 34,5 kV.
- Ampliación subestación Calima 115 kV.
- Refuerzo de anillo 34,5 kV en las subestaciones Argelia, Alban y Ansermanuevo.
- Nuevo circuito 16 Pailón 13,2 kV.
- Nueva transformación subestación Cerrito 115/13,2 kV.
(EU28)(EU29)
Los indicadores de los años 2016, 2017 y 2018 corresponden a eventos > 1 minuto. Para el año 2019 corresponden a eventos > 3 minutos por el nuevo esquema de calidad CREG 015 2018.
En cuanto a los indicadores de calidad del Sistema de Distribución Local (SDL) en Tolima, los resultados están influenciados por el alto impacto de las épocas invernales en la zona y por el incremento en las fallas en las subestaciones.
En la mejora de las redes de Tolima se destaca:
- Instalación de 150 reconectadores que permiten flexibilizar la red.
- Ingreso de proyectos que mejoraron la confiabilidad en los usuarios, como son:
- Tercer transformador 115/34,5 kV de la subestación Lanceros.
- Nuevo transformador 115/34,5 kV 20 MVA en la subestación Natagaima.
- Nueva subestación Arboleda 34,5 kV.
- Transformador 115/34,5 kV 20 MVA subestación Tuluní.
- Remodelación del circuito Lanceros a Melgar 1 de 34,5 kV.
- Remodelación de circuitos salida a 13,2 kV de la subestación San Jorge.
- Segundo circuito Lanceros-Melgar 34,5 kV.
(EU28)(EU29)
Nuevos desafíos
- Corto plazo0 a 2 años
- Mediano plazo3 a 5 años
- Largo plazo6 a más años
Realizar inversiones superiores a los COP 600.000 millones en proyectos que permitan mejorar los índices de calidad del servicio, ampliar cobertura y disminuir el nivel de pérdidas de energía, con el propósito de superar las metas regulatorias.
Poner en operación comercial Tolú Viejo (230 kV).
Participar en convocatorias que permitan generar oportunidades para generar ingresos adicionales.
Implementar el Plan Estratégico de Gestión de Activos (PEGA).
Continuar con la fase de implementación del Sistema de Gestión de Activos (SGA), bajo la Norma ISO 55001.
Crecer los productos de gestión de demanda para lograr un ingreso de COP 1.716 millones.
Realizar inversiones superiores a los COP 590.000 millones en proyectos que permitan mejorar los índices de calidad del servicio, ampliar cobertura y disminuir el nivel de pérdidas de energía, con el propósito de superar las metas regulatorias.
Consolidar nuevos modelos de negocio de telecontrol y gestión de demanda que permitan incrementar los ingresos.
Dotar de nuevas capacidades tecnológicas al negocio de administración de activos mediante la entrada en operación de los proyectos de modernización.
Continuar creciendo nuestros ingresos de gestión de demanda por COP 3.457 millones y desarrollar nuevos negocios a partir de respuesta de la demanda.
Incrementar nuestros ingresos mediante el crecimiento del negocio a través de modelos diferentes de administración y adquisición de activos de transmisión y distribución.
Cumplir nuestros planes de inversión asociados al desarrollo de los proyectos tanto regulatorios como de nuevas convocatorias.
Desarrollar la infraestructura de movilidad eléctrica y de almacenamiento eléctrico.
En 10 años crecer en ingresos de gestión de demanda por COP 5.499 millones.
Premios y reconocimientos
Certificado Colciencias para el proyecto de gestión inteligente de la demanda, con un reconocimiento para el año 2019 por valor de COP 8.808 millones. Con este proyecto hemos ganado eficiencia en nuestro negocio de administración de activos e innovamos en dos nuevos productos y servicios de demanda activa.
Glosario
Resolución CREG
Esquema de tarifas diferenciales para establecer los costos de prestación del servicio de energía eléctrica a usuarios regulados en el SIN para promover el ahorro voluntario de energía.
Sistema de Transmisión Nacional (STN)
Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.
Sistema de Transmisión Regional (STR)
Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; además, está conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y no pertenecen a un sistema de distribución local.
SAIFI
Índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del Sistema.
SAIDI
Índice de Duración Promedio de Interrupción del sistema.