Miércoles 14 de octubre. 6:00 p.m. – 9:30 p.m.

• Objetivo de la sesión: Que el participante entienda cómo la reforma de 1994 transformó la gestión del sector y por qué desde entonces no ha habido nuevos racionamientos.
• De la Constitución de 1991 a las Leyes 142 (Servicios Públicos Domiciliarios) y 143 (Ley Eléctrica) de 1994.
• Cómo la Ley 143 cambió la gestión de la energía: separó la cadena en generación, transmisión, distribución y comercialización, y abrió el sector a la participación privada.
• La nueva institucionalidad: MME, CREG, UPME, SSPD y el operador del mercado (hoy XM).
• El Mercado de Energía Mayorista y, más adelante, el Cargo por Confiabilidad como mecanismo para asegurar energía firme.
• Por qué, gracias a esta institucionalidad, Colombia no ha vuelto a racionar desde 1992.
• Nota de precisión: las Leyes 142 y 143 fueron sancionadas en 1994 (no en 1993).

Jueves 15 de octubre. 6:00 p.m. – 9:00 p.m.

• Objetivo de la sesión: Que el participante identifique los eslabones de generación y transmisión, comprenda los niveles de tensión y el concepto de factor de planta.
• Panorama de la cadena de valor y sus agentes.
• Generación: la matriz colombiana (cierre de 2025: ~21.029 MW de capacidad efectiva neta; hidráulica ~13.210 MW, el 62,8 %); la térmica como respaldo y las renovables no convencionales (solar y eólica) en crecimiento.
• Factor de planta: qué es y por qué importa; la importancia de contar con fuentes firmes que no dependan del clima.
• Transmisión: el Sistema de Transmisión Nacional (STN, tensiones iguales o superiores a 220 kV) e ISA como principal transportador; la expansión planeada por la UPME.
• Niveles de tensión: STN (≥220 kV), Sistemas de Transmisión Regional (STR) y Sistemas de Distribución Local (SDL).
• Los cuatro niveles de tensión de la CREG: Nivel 4 (≥57,5 y <220 kV), Nivel 3 (≥30 y <57,5 kV), Nivel 2 (≥1 y <30 kV) y Nivel 1 (<1 kV, baja tensión).

Viernes 16 de octubre. 6:00 p.m. – 9:00 p.m.

• Objetivo de la sesión: Que el participante comprenda la distribución, las diferencias entre regiones y sus operadores de red, y los retos de calidad y modernización.
• La distribución: Sistemas de Transmisión Regional (STR) y Sistemas de Distribución Local (SDL); el papel del Operador de Red (OR).
• La Ley 143 y sus modificaciones aplicadas a la distribución: áreas de distribución, remuneración y calidad del servicio.
• Diferencias entre regiones y sus operadores de red: Enel Colombia (Bogotá y Cundinamarca), EPM (Antioquia) y sus filiales (CHEC, CENS, ESSA, EDEQ), Celsia (Valle y Tolima), EMCALI (Cali), EBSA, EMSA, Electrohuila, CEDENAR y otros.
• El caso del Caribe: la liquidación de Electricaribe y el surgimiento de Air-e (Atlántico, Magdalena, La Guajira) y Afinia (Bolívar, Cesar, Córdoba, Sucre).
• Calidad del servicio, pérdidas técnicas y no técnicas, y el reto de la modernización de las redes (redes inteligentes).

Lunes 19 de octubre. 6:00 p.m. – 9:00 p.m.

• Objetivo de la sesión: Que el participante valore la gestión de las redes de uso final y las protecciones, y comprenda los retos actuales del sistema eléctrico colombiano.
• El uso final: comercialización, usuarios regulados y no regulados, y las redes de uso final.
• El apagón del 26 de abril de 2007: un error humano en la subestación Torca dejó fuera de servicio transformadores y líneas de 230 kV, con cerca del 80 % del país sin energía durante unas cinco horas.
• De ese episodio a la lección: la importancia de la gestión de las protecciones eléctricas y su correcta coordinación (selectividad, respaldo y ajuste).
• Retos actuales: el riesgo de racionamiento para 2026–2027 advertido por XM (una brecha estimada de ~3.906 GWh al año), con el fenómeno de El Niño (alta probabilidad de ser muy fuerte a finales de 2026).
• Los cuellos de botella: atrasos en proyectos del STN (42 proyectos, ~60 % de la capacidad proyectada) y en la línea Colectora, que impide llevar la energía eólica de La Guajira al SIN.
• El cambio en las fuentes: tras la crisis de Hidroituango, los grandes proyectos hidroeléctricos lucen cada vez más lejanos; la transición energética y el trilema (seguridad, equidad y sostenibilidad).
• Cierre: la importancia de gestionar bien las redes de uso final.

Para participar en el curso, necesitas:

• Una conexión estable a internet.
• Un computador con acceso a un navegador web.
• Se recomienda el uso de audífonos y micrófono para una mejor experiencia.
• La plataforma a usar será Microsoft Teams, te daremos instrucciones claras para acceder.

Son clases magistrales en vivo por parte del instructor, las cuales van acompañadas de talleres para interactuar con los participantes y compartir resultados de los ejercicios desarrollados durante la capacitación.

• Las sesiones son grabadas para apoyo académico; por políticas de derechos de autor no son descargables (Se prohíbe grabación parcial o total de audio y/o video del curso)

Sí. Cumpliendo el 85% de asistencia, recibirás un certificado digital de asistencia. Este certificado puede ser útil para tu hoja de vida o desarrollo profesional.

El Curso tendrá una duración de 16 Horas los cuales se distribuiran en 5 Sesiones virtuales de 6:00 p.m. a 9:00 p.m. y 9:30 p.m.

El valor del curso es de $1´000.000 + IVA
Ofrecemos:

• Facilidades de pago: Efectivo o cheque; Pago en línea a través de la tienda virtual de ACIEM: www.tienda.aciem.org.
• Tarifa especial de $700.000 + IVA para Afiliados ACIEM.

Para acceder al descuento debes hacer lo siguiente:

• Acreditar ser AFILIADO ACIEM para el respectivo descuento.
• Acreditar mínimo dos (2) meses como AFILIADO.
• No existe descuento posterior al inicio del curso.

No, los requisitos de admisión son los mismos para estudiantes colombianos y extranjeros.

• Para pagos internacionales se usa transferencia bancaria (solicite instrucciones a: tesoreria@aciem.net)