Jue. 2 de Dic. de 2021

Gobierno- Infraestructura. Conpes 4060. Política para el desarrollo de proyectos de infraestructura de Transporte Sostenible: Quinta Generación de Concesiones bajo el esquema de Asociación Público Privada – Concesiones del Bicentenario

El objetivo de este documento es establecer un modelo de gestión para el desarrollo de las Concesiones del Bicentenario (5G) por APP aplicables a todos los modos de transporte.

Señala 13 estrategias para la consolidar este modelo incorporando el criterio de intermodalidad:

1.En el segundo semestre de 2022 el DNP hará un estudio que profundice el capítulo financiero del Plan Maestro Ferroviario, teniendo en cuenta las necesidades de los actores.

2.Se establecerán mejoras para la financiación de los proyectos aeroportuarios, estructurando entre 2022 y 2031, bajo el esquema de disparadores de la inversión, conel objetivo de permitir la viabilidad de los proyectos, la optimización de los recursos y evitar la subutilización de la infraestructura con base en el análisis técnico y financiero. En este esquema, los proyectos se ejecutarán progresivamente las obras requeridas por los aeropuertos de la mano de la demanda alcanzada y de acuerdo con los planes maestros aeroportuarios. Se presentará a fines de 2022 un documento de alternativas jurídicas que faciliten la estructuración de los proyectos de asociaciones público privadas.

3.Se promoverán nuevos contratos de concesión que desarrollen infraestructura logística especializada o nodos de intercambio modal para la conexión e intercambio multimodal

4.En 2022 se actualizará el Plan Maestro de transporte intermodal PMTI, con la priorización de inversiones en el mediano y largo plazo. Este plan deberá actualizarse cada 5 años.

5A diciembre de 2022 se dejará constituida la Subcomisión Interinstitucional de Estructuración y Gestión Contractual SIEG. Esta comisión gestionará y resolverá los inconvenientes que se presenten en el desarrollo de los proyectos mediante la instalación de mesas técnicas, así como la articulación operacional para evitar reprocesos y dilaciones y solucionar ágilmente los problemas.

6.Se complementará el ANIscopio con un visor que permitirá usar la información reportada por la ANI y los concesionarios para monitorear la implementación de los atributos de sostenibilidad financiera, ambiental, social y económica de los proyectos.

7.El Ministerio de Transporte y la ANI junto con los demás entidades competentes, realizarán un documento de análisis para acceder a las fuentes alternativas de pago de proyectos de infraestructura a través del Fondo de Fuentes Alternativas de Pago para el Desarrollo de Infraestructura. Entre las fuentes se encuentran el modelo de valor residual de las concesiones y el uso de mecanismos de captura del valor del suelo para transporte como la Contribución Nacional de Valorización. Adicionalmente explorar el mecanismo de obras por impuestos.

8.Se realizará un proceso de asesoría para habilitar fuentes de financiación asociadas al uso de bonos de carbono, verdes,sociales y sostenibles en las concesiones.

9.Se realizarán en 2022 documentos que definan el tipo y alcance de las intervenciones sociales que pueden realizarse en los proyectos de quinta generación. Se realizará un convenio interinstitucional para el acompañamiento de una oferta en materia de dotación de bienes y servicios públicos locales y en la promoción de las actividades económicas en las zonas de proyectos de concesión.

10.Se presentará en 2022 con trabajo conjunto de Mintransporte, ANI e Invías, los lineamientos para el cobro de las tarifas de peaje con base en criterios socioeconómicos, para reflejar desde la estructuración las proyecciones de los ingresos y la rentabilidad de los proyectos.

11.Se establecerán lineamientos de infraestructura verde para el cambio climático, considerando aspectos de mitigación y adaptación y el uso eficiente de los recursos en la planeación de los proyectos. Se crearán incentivos a las buenas prácticas de sostenibilidad, con mecanismos que promuevan la inclusión de propuestas y estrategias innovadoras para desarrollar alternativas de infraestructura sostenible en los procesos de licitación y durante la ejecución de los proyectos.

12.Finalmente, se analizarán y evaluarán herramientas para la cuantifiacaión de los bienes no mercadeables y orientar las decisiones de inversión, mantenimiento y gestión de flujos de los ecosistemas que se inscriben en los proyectos.

13.Aunque el documento plantea la actualización del PMTI, varios de estos proyectos corresponderían a la segunda ola de las concesiones 5G:

https://colaboracion.dnp.gov.co/CDT/Conpes/Econ%C3%B3micos/4060.pdf

Mié. 1 de Dic. de 2021

Gobierno-Hidrocarburos. Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos. UPME, Noviembre 2021. Análisis de alternativas para aumento de la capacidad de transporte. Proyectos de inversión planteados.

El presente capítulo el documento expone las alternativas para resolver las necesidades de expansión de capacidad de transporte así como sus costos asociados.

1.Poliducto Galán – Lizama. Para aumentar la capacidad de transporte de este poliducto de 23 kBPD a 38 kBPD se plantean las alternativas de incorporar al sistema existente nueva capacidad de bombeo o aumentar el uso de DRA. En el siguiente cuadro se presenta el costo de la primera opción mientras que para la segunda para obtener una capacidad de transporte de 38 kBD se estima que se requieren costos superiores a 140 MUSD de diciembre de 2020.

2.Poliducto Sebastopol – Puerto Salgar. Con el traslado de demanda de la planta de abasto de Mansilla a la planta de Tocancipá se alcanzaría una reducción de flujo en el poliducto Sebastopol – Puerto Salgar (ver numeral 5.3). Esta acción sería complementaria a la de aumentar el flujo en el poliducto Sebastopol – Medellín que se trató en el numeral 4.2.4.

Traslado de demanda desde Mansilla hasta Tocancipá. Con el propósito de hacer un uso óptimo de la infraestructura existente, se propone trasladar progresivamente una proporción del suministro que actualmente se presta desde la planta de abasto de Mansilla (ubicada en Facatativá) a la planta de abasto de Tocancipá, con lo que se reduciría el flujo en el poliducto Puerto Salgar – Mansilla y aumentaría en la misma magnitud el flujo en los poliductos Sebastopol – Sutamarchán. Adicionalmente, esta acción reduce el flujo en el poliducto Sebastopol – Puerto Salgar, según se mencionó en el numeral 5.2

Poliducto Puerto Salgar – Cartago. Para aumentar la capacidad de transporte de este poliducto hasta 47 kBPD se identifican las alternativas de incorporar al sistema existente nueva infraestructura o de aumentar el uso de DRA. Entre estas, la primera alternativa sería la de menores costos asociados, según se explica a continuación. Además, se ha identificado una tercera alternativa que consiste en realizar un cabotaje desde Cartagena hacia el puerto de Buenaventura, cuyo análisis se desarrollará en el análisis de confiabilidad. De la ampliación del nuevo poliducto los costos estimados son:

3.Jet ducto - El Dorado. Para abastecer la demanda del aeropuerto El Dorado se han identificado dos alternativas generales: 1- Aumentar la capacidad de transporte del poliducto Puente Aranda – El Dorado hasta 30 kBPD (ver numeral 4.2.5) a través de la incorporación al sistema de un nuevo ducto de 8” paralelo al existente, una nueva estación de bombeo y un tanque de al macenamiento, con los costos asociados que se presentan en la Tabla 5-3. Sin embargo, las obras de infraestructura del aeropuerto podrían requerir la reubicación del almacenamiento de combustible actual, lo que haría inviable esta alternativa.

2-Construcción de una derivación en un punto intermedio del poliducto Mansilla – Puente Aranda directamente hasta un nuevo depot ubicado en el Aeropuerto. Esta opción podría requerir la construcción de un poliducto más corto que la alternativa anterior dependiendo de la ubicación del inicio de la derivación. Esta alternativa también requiere de la construcción de nuevos tanques de almacenamiento, de acuerdo con lo indicado en la Tabla 5-3. En la Gráfica 5-10 se ilustra la alternativa planteada.

4.Poliducto Yumbo – Pasto. Para construir esta capacidad de transporte de 25 kBPD se analizó la construcción de un poliducto de 8”, tres estaciones de bombeo y ocho tanques de almacenamiento, con los costos que se presentan en la Tabla 5-4, en la configuración geográfica que se muestra en la Gráfica 5-11. A continuación, se estiman las tarifas por poliducto y carrotanque para el suministro entre estas dos poblaciones. Las estimaciones entre esas dos tarifas no resultan con amplias diferencias.

5.Planta de Abasto de gasolina, diésel y GLP en Ayacucho. En consecuencia con lo establecido en el numeral 4.3.2, para construir esta capacidad de almacenamiento operativo para gasolina, diésel y GLP se estiman los costos que se presentan en la Tabla 5-6, los cuales se surtirían desde el poliducto existente Pozos Colorados – Galán (ver Gráfica 4-7). Por otra parte, se estiman los costos de transporte por poliducto (Ayacucho – Galán) y carrotanque (Galán - Ayacucho) para el suministro del nodo Ayacucho, los cuales en su agregado de 20 años serían significativamente superiores al costo de la nueva infraestructura de almacenamiento.

6.Planta de Abasto de gasolina, diésel y GLP en Apiay. En consecuencia con lo establecido en el numeral 4.3.3, para construir esta capacidad de almacenamiento operativo para gasolina, diésel y GLP se estiman los costos que se presentan en la Tabla 5-8, los cuales se surtirían desde el poliducto existente entre Sutamarchán y Apiay (ver Gráfica 4-7) que actualmente conduce Nafta (diluyente). A continuación, se estiman las tarifas por poliducto y carrotanque para el suministro entre estas dos poblaciones, las cuales, al ser semejantes y considerando la incertidumbre relativa a ambas opciones, exigen nuevos análisis para la toma de esta decisión.

7.Conexión Costa Atlántica – interior del país. En consecuencia con lo establecido en el numeral 4.3.4, una alternativa es construir un poliducto que conecte Cartagena con el sistema de transporte en El Copey. Para este poliducto se estiman los costos que se presentan en la Tabla 5-11.

https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Plan_Indicativo_Abastecimiento_Combustibles_Liquidos_modificado_2021_v5.pdf

Mar. 30 de Nov. de 2021

Gobierno-Hidrocarburos. Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos. UPME, Noviembre 2021.Transporte.

Este documento se centra en en analizar las características, oferta y demanda de combustibles líquidos en tanto su impacto en el transporte, distribución y comercialización de combustibles, así como el desarrollo del segmento de Biocombustibles. Se analizan las alternativas para el aumento de la capacidad de Transporte y la priorización de las necesidades y acciones propuestas, presentando un resumen del as obras y acciones propuestas.

En la presentación del marco normativo, se registran las obligaciones de cada uno de los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos en Colombia:

Transporte

Señala este documento que por su posición geográfica, el país dispone infraestructura para el movimiento de hidrocarburos en los puertos de Tumaco, Buenaventura, Coveñas, Cartagena, Barranquilla, Santa Marta, Puerto Bolivar y San Andrés.

Tumaco y Coveñas se consolidaron como especialistas en el embarque de crudo y para recibo de productos refinados del exterior.

Coveñas es el principal puerto de movimiento de hidrocarburos en Colombia, en tanto el terminal petrolero de Cartagena básicamente realiza operaciones de cargue y descargue de productos refinados y en menor proporción de crudos.

El terminal de Pozos Colorados en Santa Marta recibe del mercado internacional combustibles líquidos y naftas que luego son transportados vía poliducto y carrotanque al interior del país, mientras que por Puerto Bolívar en Guajira se reciben productos refinados para la operación del Complejo Cerrejón.

El puerto de Buenaventura dispone de un terminal para el recibo de productos refinados que atienden parte de la demanda del sur occidente colombiano.

En Tumaco está un segundo puerto sobre el Pacífico destinado a la exportación de crudo y que también contiene instalaciones para el recibo de productos derivados.

Transporte Fluvial. Destaca el documento que esta infraestructura requiere una modernización que permita llevar a cabo operaciones eficientes y más competitivas, incluyendo aspectos medioambientales y de seguridad. Específicamente se destaca el proyecto de recuperación de la Navegabilidad del Río Magdalena para potenciar la intermodalidad en la red logística, posibilitar la reducción de costos y tiempos de transporte de mercancías principalmente. Dicha recuperación debe superar las restricciones físicas, como la reducción del calado, las altas tasas de sedimentación, la fluctuación de los niveles y las orillas inestables en algunas secciones que generan disminución de la sección hidráulica efectiva. Para el caso de los hidrocarburos el Río Magdalena que ha servicio como medio de tránsito para la entrada y salida de crudo y productos refinados entre Barrancabermeja y Cartagena, vía canal del Dique, lo mismo que en Barranquilla y Gamarra con navíos de cinc pise te tamaño o menos

En transporte férreo se menciona que con las obras de rehabilitación en la infraestructura existente previstas en el corto plazo, se espera mejorar y conectar nuevas localidades facilitando su uso para la movilización de crudo y algunos productos refinados.

En transporte terrestre, señala que dados los niveles de emisión de las flotas, actualmente es uno de los modos más contaminantes y moviliza combustibles entre grandes centros de acopio y los mercados vía estaciones de servicio, donde se entrega el producto a usuario final.

Su uso es común para transporte de crudo y refinados cuando los volúmenes son pequeños y no es factible otro modo de transporte, ya sea por razones técnicas, financieras, ambientales u orográficas.

Teniendo en cuenta que en Colombia muchos de los campos productores de petróleo no están conectados por ducto con los nodos de almacenamiento, su desplazamiento hacia centros de refinación, exportación o nodo de agregación se realiza por modo terrestre. Por este medio también se desplaza diluyente desde Cartagena hacia interior del país y entre los distintos terminales de transporte por ducto cuando su capacidad lo permite. Así mismo, el transporte de los combustibles entre las plantas de abastecimiento y las estaciones de servicio o grandes consumidores se realiza principalmente vía camiones tanque.

En transporte por ductos o tuberías, destaca el bajo consumo de energía así como sus cualidades de transportar gases y líquidos a grandes distancias de manera segura, rápida, económica, simultánea e ininterrumpida. Este transporte se realiza desde campos de producción hasta centros de transformación, puerto de exportación o a grandes centros de consumo. El sistema de oleoductos está conformado por:

El documento señala que la red nacional de oleoductos tiene como punto de convergencia la estación de Vasconia, en el centro del país, donde existe la posibilidad de desviar el producto hacia la refinería de Barrancabermeja o hacia el puerto Coveñas para su exportación.

Los oleoductos se clasifican en: i) tuberías de recolección localizadas en campos de producción y conducen el crudo a puntos de almacenamiento para operaciones de medición, fiscalización y bombeo a oleoductos principales y ii) tuberías de transporte que llevan el crudo desde sitios de acopio a centros de refinación o puertos de exportación, denominados de oleoductos troncales. También existen las llamadas líneas de transferencia o líneas de recolección, que transportan el crudo dentro del campo de producción, entre boca de pozo y las instalaciones de tratamiento o de fiscalización.

Para trasportar los derivados del petróleo, el país cuenta con una extensa red para el abastecimiento de los principales centros de consumo, que incluye ductos para gasolinas, ACPM, GLP y Nafta.

En el transporte de refinados, las redes mueven simultáneamente dos o más productos diferentes, con separación física entre los diferentes productos los cuales se transportan bajo la modalidad de “baches”. En la actualidad la separación entre productos se efectúa con la denominada cuña, cuyas calidades son compatibles con los productos adyacentes, lo que permite distribuir dicha cuña en los tanques de recibo de los productos.

Si por alguna razón ocurre mezcla de productos generando interfaz en las instalaciones de recibo, este frente de contaminación se direcciona hacia tanques dedicados para su manejo y se segrega, mezclándose con aquellos productos que, dadas sus especificaciones, pueden asimilarlo sin riesgo de alterar su calidad.

El sistema de poliductos en Colombia casi en su totalidad es propiedad de la empresa Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S, subsidiaria de ECOPETROL S.A, y consiste en una red radial conectada desde la estación de Pozos Colorados, con varias estaciones finales, como Buenaventura, Neiva y Puente Aranda. Solo una línea es de terceros y moviliza productos refinados entre Medellín y Rionegro.

Refinación

En la actualidad, Colombia dispone de dos grandes refinerías propiedad de ECOPETROL S.A y refinerías pequeñas en distintas localizaciones del país, que para efectos de esta evaluación no son consideradas por cuanto los productos obtenidos no cumplen en su mayoría especificaciones de calidad para su uso en el transporte.

Sobre la refinería de Barrancabermeja cuenta con un volumen de carga nominal de 250,000 barriles día (kBPD), señalando el documento su especialización en crudos livianos, y su restricción para el procesamiento de crudos pesados con mayor cotización en los mercados externos por lo que no es posible obtener la máxima cantidad de combustible y otros productos de mayor valor agregado.

Hoy este complejo produce el 60.3% de la gasolina requerida 57.8% del diésel y 64% de la demanda nacional de Jet, así como el 70% de los productos petroquímicos, supliendo parcialmente las necesidades de combustibles en el interior del país.

La refinería de Cartagena Reficar, que luego de su ampliación y actualización tecnológica aumentó su capacidad de procesamiento de 80 a 165 mil barriles día y una configuración superior al 95, permite el procesamiento de crudos pesados con alto contenido de azufre y la obtención de mayor cantidad de fracciones livianas a partir del mismo crudo, consecuente con la evolución mundial del mercado de crudo cada vez más pesados, mientras que la demanda se mueve hacia el uso de combustibles con menos fracciones contaminantes, acorde con las exigencias internacionales en esta materia

Señala el Plan de Abstecimiento que las refinerías de Apiay, Orito e Hidrocasanare son pequeños complejos de procesamiento y refinan en total 15.3 kBPD, produciendo asfalto, ACPM, GLP, nafta y destilados medios. Las dos primeras plantas son de propiedad de ECOPETROL S.A y la tercera de un grupo inversionista y posee menor cantidad de procesos que las dos primeras. Actualmente, la capacidad nacional de producción de derivados excede en volumen a la demanda en algunos productos.

Sin embargo, a nivel de productos se requiere la importación de gasolina de alto octanaje (para mezclas con el propósito de abastecer la demanda y mejoramiento de la calidad para cumplir con la normatividad colombiana), de ACPM1 y Jet. Solo así es posible satisfacer la demanda de combustibles y sus especificaciones de calidad.

Señala el documento que aunque la refinería de Cartagena ha permitido ampliar la oferta de ACPM, en épocas de recuperación de la demanda se hace necesario importar para atender la demanda nacional, pues su oferta es insuficiente para mantener el equilibrio.

Pero también advierte el documento que teniendo en cuenta el bajo grado de aprovechamiento de las fracciones pesadas en la refinería de Barrancabermeja y la falta de plantas especializadas, existe cierto grado de restricción para producir combustibles que cumplan estándares ambientales que se adapten a las expectativas de mercado previstas a medio y largo plazo. En consecuencia, hoy requieren mezclas con producto importado para cubrir faltantes y adecuarse a la normatividad establecida en materia ambiental, lo que también significa menor rentabilidad en la operación de la refinería.

El desempeño indica menores requerimientos de ACPM (diésel) importado frente a gasolina, debido a la necesidad de entregar al país gasolina en especificaciones de calidad, lo cual exige adquirir en el mercado externo este combustible con bajo contenido de azufre para que, al mezclarlo con el producto nacional, disminuya su proporción y se alcancen las 300 ppm que dicta la norma. El caso del Jet, los volúmenes importados vienen en ascenso, en tanto que en GLP la situación es particular, por el aporte de este producto de los campos de producción petrolera.

Biocombustibles

Señala el documento que en lo atinente a Etanol, La oferta actual de alcohol carburante proviene de siete plantas de procesamiento cuya materia prima es caña de azúcar; suman una capacidad nominal de 12,410 barriles-día que equivalen a 1.65.000 litros por día. La Tabla 2 2 registra el aporte de cada una de las plantas existentes. Por razones técnicas, climáticas, entre otras, la operación de las plantas no ha superado el 60% de su capacidad, con lo cual, la oferta es inferior a la capacidad instalada. Las plantas productoras de Alcohol Carburante son:

Desde el 2016, se importó alcohol carburante proveniente principalmente de la producción a partir de maíz en los Estados Unidos, que representan cerca del 20% de la oferta nacional. Dichas importaciones han sido necesarias debido al comportamiento cíclico de los cultivos de caña de azúcar, los cuales por razón de estacionalidad no permiten mantener un suministro continuo, aunque la oferta nacional ha aumentado gradualmente.

Respecto del Biodiesel, con corte a 2020 la capacidad de producción de biodiesel de palma en el país es de 13,000 barriles por día, que equivalen a cerca de 858,000 toneladas por año, distribuida en 11 plantas ubicadas en la Costa Atlántica y centro del país. La producción total de biodiesel ha permitido suministrar una mezcla (90-10) en casi todo el territorio nacional y de acuerdo con la información de SICOM el consumo durante 2018 fue de 10,631 barriles día, un incremento importante con respecto a 2017. Es de anotar que el ACPM importado para el sector industrial (minería) no se mezcla con biodiesel, esto solo aplica desde 2020.

https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Plan_Indicativo_Abastecimiento_Combustibles_Liquidos_modificado_2021_v5.pdf

Lun. 29 de Nov. de 2021

Gobierno-energía. UPME. Rendición de cuentas 2021, 26 de Noviembre de 2021. Planes y proyectos nuevos Sector Energía.

Entre este año se publicará el Plan de abastecimiento de gas natural adicional al publicado en 2020 así como el plan de desarrollo minero. El siguiente cuadro presenta los documentos de política que se publicarán en 2022:

1.Plan Energético Nacional

2.Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión (PERGT)

3.Plan indicativo de Expansión de Cobertura de Energía eléctrica (PIEC-EE)

4.El Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN)

5.El Plan Indicativo de abastecimiento de Combustibles Líquidos y Gas Licuado de Petróleo

6.El plan de sustitución de leña y otros combustibles altamente contaminantes (nuevo)

7.El Plan Nacional de Desarrollo Minero (nuevo)

En lo asociado con la gestión social y ambiental, se desarrolló la política de gestión de riesgo de desastres, y el plan integral de gestión de Cambio Climático 2050, relacionada con la ampliación de los factores de emisión de los combustibles colombianos y una metodología de riesgos climáticos para el sector de materiales de la construcción.

Sector Energía

En la subdirección de energía eléctrica se identifican las necesidades de expansión en la capacidad de generación con 6 escenarios que indican que en el más exigente se requieren 6.000 mw nuevos adicionales a los que hoy en día están comprometidos y que deben estar entrando al sistema hacia 2023. De estos, 5.000 MW serían renovables entre sol y viento.

Los análisis de transmisión permitieron identificar 7 nuevas obras, dos de ellas de largo plazo y mayor magnitud por sus dimensiones físicas, tres de ellas con nuevas tecnologías, con facts, con válvulas inteligentes que permiten administrar los flujos, es la primera vez que se instalarán en el país. En las convocatorias de transmisión se abrieron tres procesos de manera oficial en 2021: El primero de baterías, la solución de Buenaventura y la subestación Carrieles

Se estructuraron otros proyectos como Atrato en el Chocó, Pasacaballos y Carreto en Bolivar y Alcarabán y La Paz estos últimos son dos proyectos o convocatorias independientes son obras tendientes a solucionar la problemática eléctrica en Arauca.

En el transcurso del año entró en operación la subestación Suria en el Meta que entra a reforzar el sistema y las obras asociadas a la interconexión para la central de Hidroituango.

Sobre cobertura de energía eléctrica se elaboraron tres planes de Expansión de la Cobertura de Operadores de Red-PECOR.

En fuentes no convencionales y portafolio de proyectos se realizaron dos estudios, el primero el análisis de simultaneidad de los vientos en la Guajira, el comportamiento mismo de estas fuentes y terminar reflejando estos estudios en los despachos de energías y el estudio de cómo incorporar nuevas fuentes de generación energética al listado de las nuevas fuentes.

La implementación de la resolución 075 de 2021 que corresponde al nuevo procedimiento de recepción y evaluación de las solicitudes de conexión de generadores y grandes consumidores. En el período de transición de esta resolución se están evaluando las solicitudes entregadas. Se aprobaron 48 solicitudes por 3.872 MW, 30 solicitudes que no fueron aprobadas por requerir capacidad de expansión y 4.937 estaban exentos por haber ya acreditado el requisito y 6491 MW contaron con garantías de reserva. Después de la verificación de los requisitos hasta 31 de diciembre, se procede la liberación de capacidad de los que no los cumplieron. En el primer trimestre de 2023 se confirmará la capacidad de generación liberada.

Hasta marzo 31 de 2022 se recibirán las nuevas solicitudes, se evaluará y revisará publicando resultados ultimo trimestre del año próximo. Se trabaja en la ventanilla única y el algoritmo de asignación de nueva capacidad.

En términos de los retos de implementación se trabajará los siguientes temas:

En términos de transmisión, además de análisis y definición de nuevas obras de transporte se evaluará la aplicación de nuevas tecnologías.

Se desarrollará la nueva fase de renovables con el proyecto de corriente continua o HBDC para incorporar la nueva fase de renovables desde la Guajira y avanzar con la implementación de la resolución 075.

En conexiones se continuará el proceso de liberación de la capacidad, aplicación de la ventanilla única, la aplicación del algoritmo y la asignación de esta nueva capacidad y la implementación de nuevas obras que puedan eventualmente definirse.

En gestión de proyectos, para ampliar la cobertura y gas combustible a comunidades que hoy no cuentan con este servicio se adelantó la evaluación en los diferentes fondos que beneficiarán a 219 mil personas en el país.