El sector eléctrico en Colombia está dominado por la gran generación hidroeléctrica (65%) y la generación térmica (35%). A pesar del gran potencial del país para nuevas tecnologías de energía renovable (principalmente eólica , solar y biomasa ), este potencial apenas se ha aprovechado. Una ley de 2001 diseñada para promover energías alternativas carece de ciertas disposiciones clave para lograr este objetivo, como tarifas de alimentación , y ha tenido poco impacto hasta ahora. Los planes de expansión actuales dominan las grandes centrales hidroeléctricas y térmicas. Está en marcha la construcción de una línea de transmisión con Panamá , que unirá a Colombia con Centroamérica.
Una característica interesante del sector eléctrico colombiano (así como de su sector hídrico ) es un sistema de subsidios cruzados de usuarios que viven en áreas consideradas relativamente prósperas y de usuarios que consumen mayores cantidades de electricidad a aquellos que viven en áreas consideradas pobres y a aquellos que que usan menos electricidad.
El sector eléctrico se ha desagregado en generación , transmisión , distribución y comercialización desde que se llevaron a cabo las reformas del sector en 1994. Aproximadamente la mitad de la capacidad de generación es de propiedad privada. La participación privada en la distribución de electricidad es mucho menor.
El suministro de electricidad en Colombia depende del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de varios sistemas locales aislados en las Zonas No Interconectadas (ZNI). El SIN abarca un tercio del territorio, dando cobertura al 96 por ciento de la población. La ZNI, que cubre los dos tercios restantes del territorio nacional, sólo atiende al 4 por ciento de la población. [1]
Treinta y dos grandes centrales hidroeléctricas y treinta centrales térmicas suministran electricidad al SIN. [2] Por otro lado, la ZNI cuenta principalmente con pequeños generadores diésel, muchos de los cuales no están en buenas condiciones de funcionamiento. [1] A junio de 2015, la capacidad neta efectiva instalada era de 15,5 Gigavatios (GW), con la siguiente participación por fuente: [3]
La participación de la energía térmica en la generación ha aumentado desde mediados de los años 1990. Esto sucedió en respuesta a la crisis de 1992/1993 causada por las sequías asociadas a El Niño y la Oscilación del Sur y la gran dependencia de la generación de energía en instalaciones hidroeléctricas que carecían de capacidad de almacenamiento para varios años. Como resultado de las nuevas políticas adoptadas por el país, el predominio de la energía hidroeléctrica en la cartera de generación se ha reducido del 80 por ciento a principios de los años 1990 a menos del 65 por ciento en la actualidad. El camino de expansión implicó agregar 1.500 MW de nueva capacidad, distribuidos equitativamente entre fuentes hidráulicas y térmicas, para 2011. Esto implicará inversiones de 258 millones de dólares al año. [1]
La producción total de electricidad en 2005 fue de 50,4 teravatios-hora (TWh). [2] Las centrales hidroeléctricas generaron el 81,2 por ciento, las térmicas el 18,6 por ciento y la eólica de Jepírachi el 0,1 por ciento del total. [4]
En 2005, el consumo total de electricidad fue de 48,8 TWh, lo que corresponde a un consumo medio de energía per cápita de 828 kW·h al año. [4] El consumo por sector se divide de la siguiente manera: [2]
La demanda está creciendo aproximadamente un 4 por ciento anual. [4]
Colombia es un exportador neto de energía. En 2005 el país exportó 1,76 TWh de electricidad a Ecuador (3,5% de la producción total). Importó sólo volúmenes muy pequeños de electricidad de Venezuela y Ecuador (0,02 TWh cada uno). Según el Ministerio de Minas y Energía, se estima que las exportaciones aumentarán un 5 por ciento anual. [2]
El Plan Puebla Panamá incluye un proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá que permitirá la integración de Colombia con Centroamérica. Este proyecto, ejecutado por Interconexión Eléctrica SA (ISA) en Colombia y Empresa de Transmisión Eléctrica SA (ETESA) en Panamá, contempla la construcción de una línea de transmisión de 300 MW de capacidad (3% de la capacidad instalada) de Colombia a Panamá y 200 MW de capacidad en sentido inverso. [5] Se espera que la línea entre en funcionamiento en 2010. [6]
En 2005, el sistema eléctrico interconectado abastecía al 87 por ciento de la población, porcentaje que está por debajo del promedio de 95 por ciento de América Latina y el Caribe. [7] En Colombia, la cobertura eléctrica es del 93 por ciento en las zonas urbanas y del 55 por ciento en las rurales. Alrededor de 2,3 millones de personas aún no tienen acceso a la electricidad. [4]
Como en otros países, las zonas fuera del sistema interconectado plantean condiciones especialmente difíciles para la electrificación, así como importantes deficiencias en la prestación de servicios. Este sistema, cuya capacidad instalada se basa casi exclusivamente en diésel, sufre importantes deseconomías de escala, ya que el 80 por ciento de la capacidad se encuentra en plantas por debajo del umbral de 100 kW. [1]
La calidad del servicio en Colombia, medida por las interrupciones del servicio, es mucho más baja que el promedio de América Latina y el Caribe. En 2005, el número promedio de interrupciones por suscriptor fue de 185,7, muy por encima del promedio regional de 13 interrupciones. La duración de las interrupciones por suscriptor fue de 66 horas, también muy por encima del promedio regional de 14 horas. [7]
Las pérdidas en la transmisión y las fugas siguen siendo una preocupación, aunque la cantidad total ha disminuido en los últimos años. Las pérdidas de distribución en 2005 fueron del 16 por ciento, en comparación con el 13,6 por ciento promedio en América Latina y el Caribe (ALC). [7]
Colombia ha tenido un mercado energético liberalizado desde 1995. El sector se caracteriza por un marco desagregado de generación, transmisión, distribución y comercialización.
La estructura del mercado energético colombiano se basa en las Leyes 142 (Ley de Servicios Públicos) y 143 (Ley de Electricidad) de 1994. El Ministerio de Minas y Energía es la institución líder en el sector energético de Colombia. Dentro del Ministerio, la Unidad de Planificación Minero Energética (UPME) es responsable del estudio de las necesidades y situaciones futuras de suministro de energía, así como de la elaboración del Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión. [4]
La Comisión Reguladora de Gas y Energía (CREG) es la encargada de regular el mercado para el suministro eficiente de energía. Define estructuras tarifarias para los consumidores y garantiza el libre acceso a la red, cargos de transmisión y estándares para el mercado mayorista, garantizando la calidad y confiabilidad del servicio y la eficiencia económica. Entre otros, la CREG es responsable de brindar regulaciones que aseguren los derechos de los consumidores, la inclusión de principios ambientales y socialmente sostenibles, la mejora de la cobertura y la sostenibilidad financiera de las entidades participantes. [4]
La prestación de servicios públicos (agua, electricidad y telecomunicaciones) a los usuarios finales es supervisada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), independiente. [4]
Colombia tiene 66 productores de electricidad registrados. [4] Las empresas privadas poseen el 60 por ciento de la capacidad de generación instalada y representan del 43 por ciento (medido en número de consumidores) al 49 por ciento (medido en ventas de kWh) de la energía suministrada a la red interconectada. [4]
Sólo tres empresas -las empresas públicas de Medellín (EPM) e ISAGEN, así como la privada EMGESA- controlan en total el 52 por ciento de la capacidad total de generación. [2]
La transmisión en el Sistema Interconectado Nacional es realizada por siete empresas públicas diferentes, cuatro de las cuales se dedican exclusivamente a la transmisión (ISA, EEB, TRANSELCA y DISTASA). Las tres restantes (EEPPM, ESSA y EPSA) son empresas integradas que realizan todas las actividades de la cadena eléctrica (es decir, generación, transmisión y distribución). [2] La empresa más grande es Interconexión Eléctrica SA (ISA), que pertenece al gobierno. [4]
Actualmente existen 28 empresas comercializadoras puras; 22 de distribución y comercialización; 8 que integran generación, distribución y comercialización; y 3 totalmente integrados. [2] Los tres mayores actores en la comercialización son Unión Fenosa (con Electrocosta y Electrocaribe), Endesa (en Bogotá ) y Empresas Públicas de Medellín (EPM). [1]
Colombia tiene 28,1 MW de capacidad instalada de energía renovable (excluyendo grandes hidroeléctricas), compuesta principalmente por energía eólica. El país cuenta con importantes recursos hidroeléctricos, eólicos y solares que permanecen en gran medida sin explotar. Según un estudio del Programa de Asistencia a la Gestión del Sector Energético (ESMAP) del Banco Mundial, la explotación del importante potencial eólico del país por sí sola podría cubrir más que las necesidades energéticas totales actuales del país. [4]
El primer hito histórico en el establecimiento del suministro eléctrico se remonta a 1928, cuando la Ley 113 declaró de interés público la explotación de energía hidroeléctrica. El sistema funcionaba de manera centralizada, en la que las empresas estatales verticalmente integradas mantenían un monopolio en sus correspondientes regiones. Una empresa pública, ISA, intercambiaba electricidad entre los diferentes sistemas regionales.
Durante la década de 1980, el sector sufrió una crisis, similar a la de la mayoría de los países de América Latina. La crisis fue el resultado de las tarifas subsidiadas, la influencia política en las empresas estatales y los retrasos y sobrecostos de los grandes proyectos de generación. [8]
A principios de la década de 1990, el gobierno tomó medidas para modernizar el sector eléctrico, abriéndolo a la participación privada. La reestructuración se llevó a cabo a través de las Leyes 142 (Ley de Servicios Públicos) y 143 (Ley de Electricidad) de 1994, que definieron el marco regulatorio para el desarrollo de un mercado competitivo. El nuevo esquema, diseñado por la CREG, se implementó a partir de julio de 1995. [8]
Colombia tiene una ambiciosa agenda de reformas en el sector eléctrico. El país busca incentivar la inversión extranjera, con énfasis en hidrocarburos y expansión de capacidad eléctrica; simplificar las modalidades para proyectos energéticos de pequeña escala; y renovar el interés por las tecnologías de energías renovables no convencionales con un marco regulatorio que facilite un cambio gradual en el mix energético . [4]
En el año 2001 se promulgó la Ley 697, que promueve el uso eficiente y racional de la energía y las energías alternativas. Esta ley fue reglamentada por el Decreto 3683, emitido en 2003. La ley y el decreto contemplan aspectos importantes como el estímulo a la educación y la investigación en fuentes de energía renovables (FER). Sin embargo, el programa creado bajo esta ley carece de aspectos fundamentales para impulsar significativamente el desarrollo de las FER, como un sistema de apoyo regulatorio para incentivar la inversión, la definición de políticas para promover las energías renovables o objetivos cuantitativos para la participación de las energías renovables. [9]
Limitaciones como las anteriores presentan un vacío legal importante para la energía renovable en Colombia. [4] Si bien se han presentado algunas iniciativas en materia de uso eficiente y racional de la energía (diseño del programa colombiano de normalización, acreditación, certificación y etiquetado de equipos de uso final de energía, y promoción de mezclas carburantes para uso vehicular y uso masivo de gas natural), no ha habido iniciativas recientes relacionadas con nuevas tecnologías de energía renovable . [9]
El mercado eléctrico en Colombia tiene segmentos regulados y no regulados. El mercado regulado, que es contratado y abastecido directamente por empresas distribuidoras, se aplica a usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de energía inferiores a 0,5MW. En este mercado, la estructura tarifaria la establece la agencia reguladora CREG. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de energía iguales o superiores a 0,5 MW pueden negociar libremente y contratar su suministro en el mercado mayorista (es decir, mercado spot y de contratos) directamente o a través de entidades comerciales, distribuidores o productores. [4]
En 2005, la tarifa residencial promedio fue de US$0,0979 por kWh, ligeramente por debajo del promedio ponderado de ALC de US$0,115. La tarifa industrial promedio fue de US$ 0,0975 por kWh, ligeramente por debajo del promedio ponderado de ALC de US$ 0,107. [7]
Por ley, todas las áreas urbanas de Colombia están clasificadas en uno de seis estratos socioeconómicos, que se utilizan para determinar el nivel de las tarifas de electricidad, agua y otros servicios. Según ese sistema, los consumidores que viven en zonas consideradas pobres -y los consumidores que consumen poca electricidad- reciben electricidad y gas natural a tarifas subvencionadas. Estos subsidios cruzados son financiados casi en su totalidad (aproximadamente el 98 por ciento) por consumidores que viven en áreas consideradas relativamente prósperas y que usan más electricidad. Los subsidios cruzados cubren alrededor del 25 por ciento de la factura de electricidad y gas de los consumidores de bajos ingresos. [4] Un fondo especial que cubre la cantidad restante no cubierta por los consumidores proporcionó 21,8 millones de dólares en 2005. En promedio, 7,5 millones de personas al mes se beneficiaron de este fondo. Además, el fondo otorgó subsidios por COP$ 17.159 millones (US$ 7,4 millones) a 1.808.061 usuarios de gas natural. [4]
También se conceden subvenciones para suministrar diésel para la producción de energía en zonas no conectadas a la red. Mientras que el diésel en el interior del país puede costar del orden de US$0,8/gal, en zonas remotas puede costar del orden de US$4,5/gal debido a los altos costos de transporte. [4]
El sistema de estratificación de subsidios en Colombia ha demostrado ser bastante ineficaz para canalizar los subsidios hacia los pobres. Aunque el plan tiene una cobertura amplia y excluye a no más del 2 por ciento de los pobres de servicios con amplia cobertura como electricidad, agua y saneamiento, también hay altas tasas de fuga. Entre el 50 y el 60 por ciento de los beneficiarios de los subsidios pertenecen a la mitad superior de la distribución del ingreso y, además, sólo entre el 30 y el 35 por ciento de los recursos de los subsidios son captados por los pobres. Sin embargo, el desempeño de este esquema de subsidios varía dependiendo del servicio considerado, siendo el agua el sector con peor desempeño y la telefonía el de mejor comportamiento. [1]
Un informe de 2004 del Banco Mundial estimó las siguientes necesidades de inversión en el sector eléctrico para Colombia hasta 2010: [1]
(1) Acuerdo de compra de energía
En resumen, las necesidades generales de inversión en el sector de generación, transmisión y distribución de electricidad ascienden a 767 millones de dólares al año. Alrededor del 60 por ciento de esa cantidad se relaciona con obligaciones de mantenimiento y pago de garantías del Acuerdo de Compra de Energía (PPA), y el 40 por ciento restante con nuevas inversiones en generación y transmisión. Estas necesidades de inversión están completamente relacionadas con el SIN y no toman en cuenta las necesidades asociadas con el ZNI. [1]
Hay tres fondos y programas diferentes que apoyan la electrificación rural en Colombia, cada uno establecido en un momento diferente con propósitos diferentes, y todos administrados por el Ministerio de Minas y Energía. A finales de 2006, el Ministerio de Minas y Energía había aprobado un total de US$23,3 millones de fondos de electrificación rural de estos tres fondos y programas dirigidos a beneficiar a 14.965 familias. [10]
El Fondo para la Electrificación de Zonas No Interconectadas (FANZI), fue creado en 2000 para ayudar a las regiones aisladas en las zonas fuera del sistema interconectado. Contempló tanto la expansión de las redes existentes como el establecimiento de soluciones independientes. [4]
En 2003 se creó un fondo especial conocido como Fondo de Electrificación Rural (FAER), de características similares al FAZNI, para subsidiar la inversión en las zonas rurales del sistema interconectado. El fondo fue diseñado para recaudar un recargo de 0,40 dólares EE.UU. por MWh de electricidad vendida al mercado mayorista, lo que produciría aproximadamente 18 millones de dólares EE.UU. al año. Los proyectos son presentados a la FAER por las autoridades gubernamentales locales. Para ser elegibles, deben formar parte del plan de desarrollo local y del plan de inversiones de la distribuidora correspondiente y también deben pasar por el sistema nacional de selección y evaluación de proyectos.
Los proyectos de electrificación también reciben apoyo del Programa de Normalización de Redes (PRONE) que obtiene sus recursos de los fondos del Plan Nacional de Desarrollo. [1]
El Instituto para la Investigación y Aplicación de Soluciones Energéticas (IPSE) apoya al Ministerio de Minas y Energía en sus esfuerzos por impulsar la electrificación rural.
Colombia ha tenido un mercado energético liberalizado desde 1995. El sector se caracteriza por un marco desagregado de generación, transmisión, distribución y comercialización.
Con 66 productores de electricidad registrados, las empresas privadas poseen el 60 por ciento de la capacidad de generación instalada y representan entre el 43 por ciento (medido en número de consumidores) y el 49 por ciento (medido en ventas de kWh) de la energía suministrada a la red interconectada. La transmisión está a cargo de siete empresas públicas diferentes, mientras que la distribución y comercialización están en manos de más de 60 empresas, tanto públicas como privadas.
El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial asume las responsabilidades ambientales en Colombia y lidera el compromiso del país hacia el desarrollo sostenible. Dentro del Ministerio, el Grupo de Mitigación del Cambio Climático aborda todos los temas relacionados con el cambio climático. [11]
Debido al abundante potencial hidroeléctrico de Colombia, las emisiones de gases de efecto invernadero son muy bajas per cápita (1,3 tCO 2 e) y por unidad de PIB (0,2 tCO 2 e). [4]
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) estimó que las emisiones de CO 2 procedentes de la producción de electricidad en 2003 fueron de 6,5 millones de toneladas de CO 2 . [12] Actualmente, el 30 por ciento de las emisiones de CO 2 en Colombia provienen del sector eléctrico, pero estas podrían aumentar si la generación térmica gana una mayor parte de la combinación energética. [4]
En agosto de 2007, había tres proyectos registrados del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) en el sector eléctrico de Colombia, con reducciones de emisiones totales estimadas de 107.465 tCO 2 e por año.
El proyecto Jepírachi, en la región de Uribia , es el primer y único parque eólico de Colombia. Se espera que este proyecto de 19,5 MW desplace unas 430.000 tCO 2 hasta 2019. [13] El proyecto Jepírachi se encuentra ahora en su cuarto año de funcionamiento. Generó alrededor de 144 GWh y desplazó alrededor de 48.500 tCO 2 e desde febrero de 2004 hasta agosto de 2006. [4]
Los otros dos proyectos registrados son la Central Hidroeléctrica Santa Ana, en el suburbio de Usaquén en Bogotá , con reducciones de emisiones estimadas de 20.642 tCO 2 e por año; [14] y el Proyecto Hidroeléctrico La Vuelta y La Herradura, en el Departamento de Antioquia , con reducciones de emisiones estimadas de 69.795 tCO 2 e por año. [15]
El Banco Interamericano de Desarrollo tiene actualmente en ejecución un proyecto energético en Colombia, la Central Hidroeléctrica Porce III, propiedad de Empresas Públicas de Medellín y aprobada en octubre de 2005. Se trata de un proyecto de 900 millones de dólares, de los cuales el BID contribuye con EE.UU. 200 millones de dólares. [dieciséis]
Además, el BID está apoyando el proyecto de interconexión eléctrica Colombia-Panamá a través de un financiamiento de US$1,5 millones para la fase de estudios de factibilidad. [17]
ESMAP, 2007. Revisión del marco de políticas para una mayor dependencia de energías renovables en Colombia. En prensa
Ministerio de Minas y Energía & UPME, 2006. Plan de Expansión de Referencia: Generación, Transmisión. 2006-2020.
