GENERACIÓN DE ENERGÍA

Comprometidos con los ODS

Diego León González OchoaGerente Producción de Energía

“La gestión de la producción de energía va más allá de unos equipos en funcionamiento y se enfoca en la forma como las comunidades, las instituciones y los grupos de interés en general pueden crecer paralelamente con ISAGEN. La Empresa se convierte de esta manera en un actor más del territorio que busca en unión con otros potenciar el progreso mediante procesos eficientes e innovadores, que mantengan la disponibilidad de las centrales en niveles

óptimos y fomenten un desarrollo en armonía con el entorno”.

CONTENIDO

Operación

Gestión de los activos físicos de generación

Gestión de los recursos energéticos

Retos

11.391,74 GWh de generación total con una disminución del 11,1% respecto al 2015.

90,34% de energía producida con hidroelectricidad.

91% de disponibilidad operacional de nuestras centrales de genera-ción, cifra que supera nuestras metas de disponibilidad y refleja la gestión eficaz de los activos de generación.

Funcionamiento del Centro de Supervisión en Línea de las centrales de ge-neración e inicio de actividades para el nuevo Centro de Operación Integrado (COI) de ISAGEN.

100% de cumplimiento en los programas de mantenimiento y 99% de los planes de modernización con una inversión total para ambos de $68.962 millones.

Mantenimiento mayor de la unidad 1 de la central Termocentro, moderni-zación del sistema de control y protecciones de la planta, lo que permitió el incremento de su capacidad de generación y confiabilidad, también el mejoramiento de su eficiencia.

Certificación de la central Sogamoso en los sistemas de Gestión Ambiental, de Calidad, y Seguridad y Salud en el Trabajo.

HITOS 2016

Nos enfocamos en la adecuada gestión de los activos productivos durante todo su ciclo de vida para garantizar nuestro objetivo estratégico de mantener niveles competitivos de disponibilidad. Tomamos como base la regulación colombiana y aplicamos buenas prácticas de operación, mantenimiento, modernización y abastecimiento, con el fin de garantizar la preservación y el ópti-mo uso de nuestras centrales de generación; además trabajamos en extender su vida útil más allá de las expectativas iniciales del diseño. A esto se suma una gestión ambiental integral que busca preservar el equilibrio con los componentes social, físico y biótico a través del cabal cumplimiento de los Planes de Manejo Ambiental (PMA) y la gestión complementaria.

Casa de máquinas, Central Hidroeléctrica Río Amoyá-La Esperanza (80 MW).

La producción de energía tiene asociados los siguientes riesgos corporativos:

Riesgo de indisponibilidad en las centrales de generación, descrito como eventos internos o externos que afecten la ope-ración de las centrales y que impacten su disponibilidad.

Riesgo regulatorio, normativo y de cumplimiento, descrito co-mo el incumplimiento o desconocimiento de las leyes, normas y/o regulación.

Riesgo hídrico y de variabilidad del clima, descrito como la va-riabilidad climática e hidrológica que impacta negativamente la producción de energía de las centrales hidroeléctricas.

Riesgo ambiental y social, descrito como la inadecuada gestión social y biofísica para contribuir a la sostenibilidad ambiental de la Empresa y de las áreas de influencia durante la construc-ción u operación de centrales de generación.

Gestionamos los riesgos estratégicos y operativos mediante la adecuada gestión de los activos de generación a través de:

La operación, mantenimiento, modernización y abastecimien-to, acordes a las necesidades de los equipos y las obras de generación.

El seguimiento y realimentación permanente del proceso de generación para encontrar oportunidades de optimización.

La atención permanente a la reglamentación de la industria de energía y participación activa en los diferentes comités sectoriales.

El estudio, identificación y evaluación periódica de los impac-tos ambientales y medidas de manejo.

A continuación presentamos los resultados y retos más relevantes durante el 2016 en la operación, gestión de los activos físicos de ge-neración y de los recursos energéticos. Por su parte, la información ambiental y social se desarrolla en el capítulo Gestión ambiental:

Contamos con siete centrales de generación de energía, seis hi-droeléctricas y una térmica, que suman una capacidad instalada de 3.032 megavatios (MW), distribuidos en 2.732 MW hidráulicos y 300 MW térmicos. Destacamos algunos aspectos de la operación:

La generación durante el 2016 fue de 11.391,74 GWh con una dis-minución del 11,1% respecto a la generación del 2015 (12.820,79 GWh), debido a los efectos del fenómeno El Niño que durante el primer semestre presentó una intensidad catalogada como muy fuerte y se consideró como uno de los más prolongados que se hayan registrado históricamente a nivel nacional. Por esta razón, los ríos que abastecen las centrales hidroeléctricas presentaron niveles por debajo del promedio histórico hasta el mes de noviem-bre, lo que disminuyó los aportes hidrológicos a los embalses y afectó la disponibilidad del recurso para la generación de energía. En general, los caudales de los ríos de las hidroeléctricas estuvie-ron al 65% del valor promedio histórico la mayor parte del año.

Durante el segundo semestre se presentó un enfriamiento de las aguas superficiales del océano Pacífico, llegando a niveles de fe-nómeno La Niña con una intensidad catalogada como leve, sin ha-berse declarado oficialmente. Este enfriamiento ayudó al aumento de las precipitaciones sobre las hidroeléctricas, incrementando los niveles de los ríos a partir de agosto, los cuales alcanzaron caudales muy por encima de los promedios históricos, especialmente para las centrales San Carlos y Sogamoso en diciembre con caudales promedio 133,31% y 145,65% de un promedio histórico de 26,97 m3/s y 399,75 m3/s, respectivamente.

En diciembre el embalse Topocoro de la central Sogamoso alcanzó su cota máxima de almacenamiento, debido a las lluvias y los altos caudales de los ríos Chicamocha, Suárez y Chucurí, afluentes del río Sogamoso. La hidroeléctrica cuenta con un vertedero que permite

evacuar agua de manera paulatina y controlada. Preventivamente, activamos las cuatro compuertas para no afectar la seguridad y operación de la presa, lo que permitió disminuir hasta en cerca de un 65% las afluencias máximas que estaban entrando al embalse. El vertimiento, sumado a la generación de energía, produjo un aumento en los niveles del río Sogamoso, aguas abajo de la presa. Destacamos que en un escenario sin presa y embalse, los efectos de las crecientes naturales pudieron ser catastróficos para las comunidades. Finalmente, realizamos las maniobras de cierre de las compuertas exitosamente con lo cual estuvieron parcialmente abiertas por 13 horas.

La central Termocentro respaldó efectivamente la producción de energía con una generación de 1.100,97 GWh, inferior en un 43,32% frente al año anterior, sin embargo, a pesar de su menor

Embalse Topocoro, Central Hidroeléctrica Sogamoso (820 MW).

OPERACIÓN

2014

2015

2016

generación, fue un soporte importante para la confiabilidad del sistema eléctrico durante las condiciones del fenómeno El Niño.

La central Guatapé, propiedad de EPM, ubicada aguas arriba de la central San Carlos, estuvo por fuera de servicio des-de el 15 de febrero hasta el 22 de abril. Durante este tiempo la energía almacena-da en el embalse Guatapé quedó atrapa-da, reduciendo las reservas del sistema en aproximadamente un 14% e impidiendo el paso del agua a la central San Carlos. Para mitigar el impacto en la generación de esta hidroeléctrica, se recurrió a la generación de la central Jaguas para llevar sus aguas turbinadas hacia la central San Carlos, con lo que se logró conservar el Cargo por Confiabilidad.

Puesta en pleno funcionamiento del Centro de Supervisión de las centrales de generación y el manejo operativo de todas estas, así como inicio de actividades para el nuevo Centro de Operación Integrado (COI) de ISAGEN, el cual integrará la operación de todas las centrales bajo los mismos criterios operativos y una mejora notable en la eficiencia operacional.

Centrales de generaciónConoce aquí más sobre:

Participación de la generación de ISAGEN en el Sistema Interconectado

Nacional (2014 – 2016)

201416,49%

201519,37%

201617,28%Nuestra generación total durante el 2016

contribuyó a satisfacer en un 17,28% la de-manda de energía eléctrica de Colombia. Presentamos una reducción en 2,09% de nuestra participación, debido a las condi-ciones del fenómeno El Niño durante el primer semestre y a la indisponibilidad de la central Guatapé de EPM, que afectó la generación de la central San Carlos.

Torres de captación, Central Hidroeléctrica San Carlos (1.240 MW).

98

3.032MW

Total capacidad instalada *

Antio

quia

SAN

CA

RLO

S

1.240MW

Antio

quia

JAG

UAS

170MW

Antio

quia

CALD

ERA

S

26MW

Tolim

aA

MO

YÁ

80MW

Sant

ande

rSO

GA

MO

SO

820MW

Sant

ande

rTE

RMO

CEN

TRO

300MW

Cald

asM

IEL

I

396MW

Capacidad instalada total de ISAGEN

* Los datos de capacidad instalada son tomados de la información de diseño de las centrales de generación, soportada en fuentes propias de la Empresa.

Generación anual de ISAGEN (2014 – 2016)

Tipo de energía GWh-año 2014 2015 2016

Hidráulica (GWh) 8.562,64 10.878,32 10.290,77

Térmica 2.046,51 1.942,47 1.100,97

TOTAL 10.609,15 12.820,79 11.391,74

En el 2016 nuestra generación fue de 11.391,74 GWh, la cual estuvo por debajo de lo proyectado e inferior en un 11,1% frente a la registrada en el 2015. Esta disminución se debió a los bajos caudales presentados durante el fenómeno El Niño y a la indispo-nibilidad de la central Guatapé de EPM, que afectó la generación de la central San Carlos.

99

Participación de las centrales en la generación neta (2014 – 2016)

Central2014 2015 2016

GWh Participación % GWh Participación

% GWh Participación %

San Carlos 5.521,69 52,05 5.558,97 43,36 5.009,32 43,97Miel I 1.540,13 14,52 1.003,38 7,83 1.013,70 8,90Jaguas 702,11 6,62 657,40 5,13 624,27 5,48Amoyá 402,07 3,79 409,04 3,19 433,23 3,80Calderas 74,77 0,70 72,61 0,57 76,64 0,67Sogamoso 321,87 3,03 3.176,92 24,78 3.133,61 27,51Total Hidráulica 8.562,64 80,71 10.878,32 84,85 10.290,77 90,34Termocentro 2.046,51 19,29 1.942,47 15,15 1.100,97 9,66Total Térmica 2.046,51 19,29 1.942,47 15,15 1.100,97 9,66Total ISAGEN 10.609,15 12.820,79 11.391,74

Disponibilidad por tipo de energía y central

Disponibilidad por tipo de energía (2014 – 2016)

Tipo de energía 2014 %

2015 %

2016 %

Hidráulica 93,71 95,63 92,21

Térmica 92,45 88,35 79,12

TOTAL 93,55 94,70 91

Casa de máquinas, Central Hidroeléctrica Miel I (396 MW).

100

Disponibilidad (D) por central (2014 – 2016)

Central 2014 %

2015 %

2016 %

San Carlos 95,17 96,13 93,89

Sogamoso - 86,22 88,68

Miel I 89,10 94,72 91,63

Jaguas 92,73 95,90 96,42

Amoyá 95,44 92,09 94,96

Calderas 95,55 94,27 97,76

Total Hidráulica 93,71 95,63 92,21Termocentro 92,45 88,35 79,12

Total Térmica 92,45 88,35 79,12Total ISAGEN 93,55 94,70 91,00

La disponibilidad se calculó con base en la siguiente fórmula:(Hp-Hpa)

Hpx 100D =

Hp = Horas periodo. Hpa = Horas de paradas.

La disponibilidad total de nuestras centrales fue del 91%, inferior a la registrada en el 2015, pero superior a la meta esperada de 89,72%. Esta disminución se debe a dos mantenimientos mayores en las centrales Termocentro y Miel I, la ampliación del mantenimiento de la central Sogamoso y la modernización del sistema de control y protec-ciones de la planta térmica. La central Sogamoso no presenta cálculo de disponibilidad para el 2014 debido a que su entrada en operación se dio a finales del mes de diciembre de dicho año.

Eficiencia en la generación de la Central Térmica

TermocentroEficiencia Térmica ( )

201446,35%

201544,58%

45,23%2016

Fórmula:

(P*3413.17)Q = x 100

Donde:Q es el calor suministrado con el combustibleQ= B*Qi, donde B es el flujo de combustible en

pie 3 y Qi es el poder calorífico inferior del combustible en BTU/pie3.

P= Potencia neta entregada por la central en kW.

Esta eficiencia se calcula con base en la generación neta y el consumo real de combustible anual, referenciado al poder calorífico inferior.

Este indicador evidencia el comportamiento de la eficiencia de opera-ción de la central Termocentro. Para el 2016 fue de 45,23%, superior a la registrada en el 2015 (44,58%), debido a la mayor generación en ciclo combinado (dos ciclos térmicos, uno con turbina de gas y otro con turbina de vapor) y al mantenimiento mayor realizado en la unidad n° 1 entre los meses de julio - agosto, con el cual logramos recuperar cerca de 2,5 MW y una mejora en eficiencia de esta unidad en ciclo combinado de cerca de 0,8%.

101

Gestión sostenible de los embalsesEn el 2016 desarrollamos estrategias de aprovechamiento efectivo en nuestros embalses, entre ellas:

Realizamos un estudio del embalse San Lorenzo de la central Jaguas como parte del segui-miento a su volumen útil y a los procesos de sedimentación. Los resultados finales de estas mediciones se tendrán a principios del 2017.

Contratamos el estudio para la identificación de las fuentes de los sedimentos del embalse Punchiná, de la central San Carlos, y la estimación de su vida útil con base en mediciones de la cantidad de sedimentos ya almacenados en este y la tasa a la cual están ingresando los nuevos aportes. Este estudio mostró la importancia de continuar realizando las me-diciones de la cantidad de sedimentos que ingresan al embalse e identificar las medidas más adecuadas para el manejo de los sedimentos con el objetivo de realizar una operación sostenible del mismo.

En el 2017 realizaremos el estudio del plan-teamiento de alternativas de gestión de sedi-mentos de los embalses Punchiná y Calderas, además continuaremos con las mediciones de la cantidad de sedimentos que ingresan a todos los embalses de ISAGEN diariamente.

Embalse San Lorenzo, Central Hidroeléctrica Jaguas (170 MW).

102

La disponibilidad y vida útil de las centrales de generación dependen de la excelencia operacional de los equipos, un adecuado programa de mantenimiento y un plan de modernización acorde con sus necesidades tecnológicas.

La gestión de mantenimiento garantiza la confiabilidad para que día a día se asegure la excelencia operacional. Por su parte, la implementación de proyectos de moderniza-ción se enfoca en la actualización tecnológica de largo plazo, al igual que en procesos que incrementen nuestro rendimiento y aseguren el desempeño durante la vida útil esperada de los equipos. En el 2016 la inversión en planes de mantenimiento y modernización fue de $68.962 millones.

Por otro lado, la gestión del abastecimiento permite el aseguramiento confiable y oportu-no de los repuestos y suministros necesarios para la atención de los requerimientos de la producción de energía. La gestión integral de los predios y servidumbres define directri-ces, criterios y procedimientos que aseguren su oportuna adquisición, conservación y aprovechamiento, el saneamiento legal, la disponibilidad de la información relacionada con los mismos y su disposición final, contri-buyendo a mantener niveles competitivos de disponibilidad operacional.

GESTIÓN DE LOS ACTIVOS FÍSICOS DE GENERACIÓNA continuación los aspectos más relevantes en la gestión del mantenimiento y modernización:

ModernizaciónLos planes de modernización se rigen por normas de calidad y un ciclo de mejoramiento conti-nuo. En el 2016 cumplimos en un 99% el plan de modernización previsto y en el transcurso del año fueron ejecutados proyectos por $39.359,86 millones, incluyendo la ejecución de estudios de factibilidad y proyectos de mejora continua para nuestras centrales. Consideramos tanto los aspectos técnicos como los compromisos comerciales para incrementar la productividad de las plantas en el largo plazo, disminuir los costos operacionales, mitigar los riesgos e incorporar los cambios normativos. Presentamos un atraso con el proyecto de las obras de estabilización y mitigación en el talud de acceso a la casa de máquinas de la central Calderas. No se cumplió con lo previsto porque fue necesario aclarar inquietudes técnicas que permitiesen tener la seguridad en relación con la obra por contratar.

A continuación presentamos algunos proyectos de modernización ejecutados en el 2016 con sus respectivos impactos:

Proyectos de modernización Impactos

Modernización del sistema de supervisión, control y pro-tecciones de la central Termocentro e implementación del sistema de excitación de la turbina a vapor de esta térmica.

Mejora en la supervisión y control de la planta de acuerdo con los más altos estándares de la industria térmica, lo que garantiza su confiabilidad y disponibilidad en el largo plazo.

Implementación de servicios auxiliares de corriente conti-nua en las centrales Jaguas y San Carlos.

Incremento de la confiabilidad y maniobrabilidad de las centrales, optimizando los tiempos de indisponibilidad.

Modernización de siete de los ocho sistemas de excitación en la central San Carlos.

Actualización tecnológica a los más altos estándares y me-jora en la confiabilidad y disponibilidad de la hidroeléctrica.

Fabricación de discos de forja para los nuevos rodetes de la central Amoyá.

La hidroeléctrica tendrá nuevos rodetes en el 2017, lo que permitirá mejorar su disponibilidad y confiabilidad.

Implementación del sistema de vibraciones de la central Amoyá.

Actualización tecnológica a los más altos estándares y me-jora en la confiabilidad y disponibilidad de la hidroeléctrica.

103

MantenimientoComo resultado de una adecuada planeación, programación y ejecu-ción de los mantenimientos de los equipos principales, periféricos y obras civiles, cumplimos el 100% de los planes previstos, alcanzando el logro de las metas de disponibilidad y garantizando la disminución de indisponibilidad por fallas, lo cual evidencia la alta confiabilidad de los activos de generación. También prestamos servicios de apoyo a las centrales en mantenimientos especializados que permitieron obtener ahorros por la optimización del recurso interno, además de capitalizar el conocimiento y la experiencia para futuras intervenciones.

Como parte de una gestión permanente de la confiabilidad opera-cional, mantuvimos un seguimiento periódico a los eventos de falla, apoyando su categorización y realizando seguimiento a su compor-tamiento. En cuanto al desempeño, obtuvimos resultados muy po-sitivos para la cantidad de eventos de falla presentados en todas las centrales, pasando de 256 fallas en el 2015 a 141 fallas en el 2016.

Los índices de confiabilidad (tiempos entre fallas) para los últimos tres años muestran niveles positivos, en su gran mayoría por enci-ma del promedio histórico, y los de mantenibilidad (tiempos para reparar) están por debajo del promedio, lo que indica, entre otras

cosas, una rápida atención de las fallas por parte del personal de las centrales, el nivel de conocimiento en la resolución de las fallas y la disponibilidad de recursos para ello. La relación entre la confiabilidad y mantenibilidad permiten al cierre del 2016 obtener unos niveles de disponibilidad técnica superiores al 99% en la mayoría de las unidades de generación de nuestras plantas, muy por encima de estándares internacionales e indicadores generales de mantenimiento mundial.

La disponibilidad técnica es el resultado de la relación entre la Confiabilidad (MTBF) y la Mantenibilidad (MTTR).

Fórmula: Dt =MTBF

MTBF+MTTR

A continuación presentamos algunos mantenimientos ejecutados en el 2016 con sus respectivos impactos:

Mantenimientos Impacto

Mantenimiento mayor unidad 1, manteni-miento general unidades 2 y 3, y mante-nimiento a la torre de enfriamiento en la central Termocentro.

Garantiza la condición óptima de los activos según los estándares del mantenimiento y con una adecuada optimización de costos y recursos.

Mantenimientos generales a unidades de generación de las centrales San Carlos, Jaguas, Calderas, Miel I y Sogamoso, en cumplimiento del plan de mantenimientos.

Mantenimiento mayor de la unidad 3 de la central Miel y la inspección robotizada del túnel de fuga (4 km).

En el mediano plazo el reto es garantizar la sostenibilidad de la central San Carlos mediante la ejecución de proyectos asociados de man-tenimiento y modernización de los equipos y las obras civiles. En el largo plazo nos trazamos la meta de definir e implementar el proce-dimiento para operación sostenible del embalse Punchiná, mediante el adecuado manejo de sedimentos, ampliando la expectativa de vida de la central San Carlos más allá de la vida útil definida en el diseño.

104

Un uso eficiente de los recursos energéticos nos permite ser cohe-rentes con la Política Ambiental y reducir nuestra huella de carbono, también cumplir con los principios y convenios suscritos en materia ambiental. A continuación compartimos información sobre los insumos del proceso productivo, los consumos energéticos (agua turbinada, gas y combustible líquido), el consumo energético interno y externo, la gestión del piloto de eficiencia energética de la central San Carlos y el indicador de intensidad energética:

Agua turbinadaEl principal insumo utilizado para el proceso de generación de energía en las hidroeléctricas corresponde al agua embalsada que luego se reintegra a las fuentes hídricas.

GESTIÓN DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS

En el 2016 el volumen total de agua turbinada de las centrales dis-minuyó frente al año anterior debido a la reducción en la generación este año.

Central Mm3 2015 Mm3 2016Amoyá 303 321Calderas 161 174Jaguas 964 917Miel I 1.986 1.984San Carlos 3.671 3.292Sogamoso 9.740 9.529Total 16.825 16.217

Volumen turbinado por central (2015 – 2016)

201516.825

201616.217

Total de agua turbinada en las

centrales (2014 - 2016)

Millones de metros cúbicos (Mm3) 2014

8.781,09

105

Gas natural y combustible líquido Central Térmica Termocentro

(2014 - 2016)

201416.730.128

2014208.589

201516.357.113

2015652.341

20168.531.925

20164.796.280,8

En el 2016 el consumo total de gas natural y combustible líquido disminuyó frente al año anterior debido a una menor generación de la central Termocentro.

Consumo total de gas natural

(MBTU)

Consumo total de combustible líquido

(Galones)

Central Térmica Termocentro (300 MW).

106

Consumo energético internoEl consumo interno proviene de energías renovables (agua) y no renovables (combusti-bles fósiles) e incluye la energía eléctrica que se consume en el proceso de generación de energía a través de los servicios auxiliares, los combustibles para las plantas de emergencia en las centrales, así como el combustible asociado al transporte con vehículos propios como maquinaria pesada y mantenimiento locativo de las plantas. Solo se compra ener-gía eléctrica a externos para los consumos de la sede principal en Medellín.

La sede principal consumió 327.450 kWh menos respecto al 2015 pero la variación de las tarifas de energía (mercado del kWh) representó un pago del 10,92% más respec-to al 2015. La disminución del consumo de energía entre 2015 y 2016 fue del 11,82%.

No se incluyen los consumos internos de energía eléctrica de los proyectos porque en el 2016 no se adelantó ningún proceso de construcción.

201459,43

201553,75

201649,95

Consumo de energía eléctrica de las centrales

(2014 – 2016)

Terajulios (TJ)

2014 2.800.00010,08

2015 2.769.6449,97

2016 2.442.193,9 8,79

kWhTerajulios (TJ)

Consumo de energía eléctrica de la sede

principal (2014 – 2016)

107

Consumo interno de combustibles

(2015 – 2016) Los datos de consumo de combustibles son tomados de los consolida-dos que se reportan en el Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Las diferencias en ACPM y gasolina internos entre 2015 y 2016 se debió al cambio en la dinámica de la hidroeléctrica Sogamoso, ya que uno de los contratistas de la etapa de construcción (Conalvías) dejó de reportar los consumos de estas dos sustancias al finalizar las actividades constructivas en las vías sustitutivas en septiembre del 2015. Para el 2016 solo se reporta lo utilizado por ISAGEN (una sola planta eléctrica) y un contratista con plantas menores y de poco uso.

Consumo externo de combustibles

(2015 – 2016) El consumo externo se encuentra en las actividades de transporte que se realizan con vehículos pertenecientes a empresas que son contratadas para la movilización de nuestros trabajadores. Los datos son tomados de los consolidados que se reportan en el Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y no incluyen el consumo energé-tico de nuestros proveedores. Esta es la segunda vez que se reporta el indicador por lo que aún no contamos con históricos que permitan comparar su evolución en los últimos tres años.

Para el 2016 se agregó el reporte de la gasolina para la operación de los equipos de los contratistas. Antes estos consumos se incluían en la combustión estacionaria, para algunos casos, o no se reportaban.

2016 18,987,80ACPMGasolina

2015 4,79 39,90Terajulios (TJ)

2016 2,670,222015 13,57 55,21

Terajulios (TJ)

ACPMGasolina

108

Intensidad energéticaLa intensidad energética está calculada como la relación entre el con-sumo interno de energéticos requeridos en el proceso de generación de energía y nuestro producto, que corresponde a la generación neta total de la Empresa entregada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el cálculo de la intensidad energética tomamos el consumo interno total que contiene los consumos de energía eléctrica y com-bustibles utilizados para transporte interno, como se mostró en el indicador de consumo energético interno.

Este dato nos indica que estamos requiriendo el uso de 5,41 Gigajulios para generar un Gigawatio/hora de energía. La disminución responde al menor valor de los consumos de combustibles fósiles por efectos el cambio de la hidroeléctrica Sogamoso de la etapa de proyecto a la etapa de operación.

Esta es la segunda vez que se reporta el indicador, por lo que aún no contamos con históricos que permitan comparar su evolución en los últimos tres años.

Proyecto Piloto de Gestión Integral Energética (GIE)

Continuamos con el piloto del Proyecto GIE en la central San Carlos, el cual busca optimizar procesos y reducir el consumo de energía en las centrales, en coherencia con la norma ISO 50001. Durante el 2016 realizamos las siguientes actividades:

Realizamos una auditoría energética en la cual se evaluaron los consumos y las posibilidades reales de ahorro.

Compramos los motores de alta eficiencia y realizamos el manteni-miento a las bombas del sistema de refrigeración de unidades de generación. Esperamos que una vez se cambien todos los motores de las bombas, ganemos hasta un 20% de eficiencia energética.

Iniciamos la implementación de un sistema de control de ilumi-nación de la casa de máquinas, con el cual se esperan ahorros estimados de $36 millones de pesos anuales con una tasa de rendimiento de 10,51% y un tiempo de de ocho años de retorno de la inversión.

Instalamos un centro de medida o centro de costo para el mo-nitoreo de consumos. Continuaremos con la habilitación de un segundo centro de costo.

Construimos una línea base de meta del consumo de energía en la casa de máquinas vs generación, con el fin de hacer seguimiento al consumo real y buscar oportunidades de optimización del perfil de consumo.

Definimos dar por concluido el piloto GIE y entrar a una fase de segui-miento y control de las oportunidades de mejora que a lo largo de los últimos tres años fueron identificadas e implementadas en la central.

5,4110,35

Total consumo interno para generación (Gigajulios)

Total generación neta (GWh)

Intensidad energética (consumo interno/generación neta total ISAGEN, GJ/GWh)

132.730

12.820,79

61,62

11.391,74

Intensidad energética (2015 – 2016)

20162015

Mantener los altos índices de disponibilidad mediante el cabal cumplimiento de todos los planes de man-tenimiento, modernización, operación y abastecimiento.

Implementar las obras de mejora en la estructura de la captación de agua de la central Amoyá.

Realizar el estudio del planteamiento de alternativas de gestión de sedimentos de los embalses Punchiná y Calderas, ampliando la expectativa de vida de la central San Carlos más allá de la vida útil definida en el diseño.

Iniciar el diseño para el montaje y puesta en marcha de un Centro de Operación Integrado (COI), cuya finalización (100%) se estima para el 2019.

Iniciar las actividades de la modernización de los interruptores de potencia y el vaciado de la conducción de la segunda etapa de la central San Carlos. Se estima que el proyecto tenga una duración de tres años.

Cumplimiento Avanzar en la implementación de un Centro de Control

Centralizado para la supervisión de las centrales de generación e implementar la modernización del Sistema de Control en la central Termocentro.

Poner en operación y consolidar la gestión integral de la cade-na de abastecimiento para la producción de energía, además avanzar en el esquema para atender la gestión integral de los predios de la Empresa por la incorporación de aquellos de la central Sogamoso y la gestión de servidumbres.

Operar la central Termocentro durante el período de bajas hidrologías por causa del Fenómeno El Niño en el primer se-mestre del 2016 y la ejecución del mantenimiento mayor de la unidad 1.

RETOS 2016

RETOS 2017