El sector eléctrico en Colombia está dominado por la generación de energía hidroeléctrica a gran escala (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 las energías alternativas carece de ciertas disposiciones clave para lograr este objetivo, como las tarifas de alimentación , y hasta ahora ha tenido poco impacto. Las grandes plantas hidroeléctricas y térmicas dominan los planes de expansión actuales. 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 de agua ) es un sistema de subsidios cruzados desde los usuarios que viven en zonas consideradas relativamente prósperas y desde los usuarios que consumen mayores cantidades de electricidad hacia los que viven en zonas consideradas pobres y hacia los que usan menos electricidad.
Desde que se llevaron a cabo las reformas sectoriales en 1994 , el sector eléctrico se ha dividido en generación , transmisión , distribución y comercialización. Aproximadamente la mitad de la capacidad de generación es de propiedad privada, mientras que la participación privada en la distribución de electricidad es mucho menor.
El suministro eléctrico en Colombia se sustenta en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y 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. Las ZNI, que cubren los dos tercios restantes del territorio nacional, solo atienden al 4 por ciento de la población. [1]
Treinta y dos grandes centrales hidroeléctricas y treinta centrales térmicas suministran electricidad al SIN. [2] Por otra parte, la ZNI es abastecida en su mayor parte por pequeños generadores diésel, muchos de los cuales no se encuentran en buenas condiciones de funcionamiento. [1] En junio de 2015, la capacidad neta efectiva instalada era de 15,5 gigavatios (GW), con la siguiente distribución por fuente: [3]
La participación de la energía térmica en la generación ha aumentado desde mediados de los años 1990. Esto ha sucedido en respuesta a la crisis de 1992/1993 causada por las sequías asociadas a El Niño-Oscilación del Sur y la alta dependencia de la generación de energía de las instalaciones hidroeléctricas que carecían de capacidad de almacenamiento plurianual. 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. La vía de expansión implicó agregar 1.500 MW de nueva capacidad, distribuida equitativamente entre fuentes hidroeléctricas y térmicas, para 2011. Esto implicará inversiones de US$258 millones por año. [1]
La producción total de electricidad en 2005 fue de 50,4 teravatios-hora (TWh). [2] Las plantas hidroeléctricas generaron el 81,2 por ciento, las plantas térmicas el 18,6 por ciento y la planta 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 energético medio 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), mientras que sólo importó 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% 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, supone la construcción de una línea de transmisión con una capacidad de 300 MW (3% de la capacidad instalada) de Colombia a Panamá y 200 MW en sentido inverso. [5] Se espera que la línea entre en funcionamiento en 2010. [6]
En 2005, el sistema eléctrico interconectado atendía al 87 por ciento de la población, porcentaje que está por debajo del promedio del 95 por ciento para 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]
Al igual que en otros países, las zonas fuera del sistema interconectado presentan condiciones especialmente difíciles para la electrificación, así como importantes deficiencias en la prestación del servicio. Este sistema, cuya capacidad instalada se basa casi exclusivamente en diésel, adolece de importantes deseconomías de escala , ya que el 80% de la capacidad se encuentra en plantas por debajo del umbral de los 100 kW. [1]
La calidad del servicio en Colombia, medida a través de las interrupciones del servicio, es muy inferior al promedio de América Latina y el Caribe. En 2005, el número promedio de interrupciones por abonado fue de 185,7, muy por encima del promedio regional de 13 interrupciones. La duración de las interrupciones por abonado 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 un motivo de preocupación, aunque su cuantía total ha disminuido en los últimos años. En 2005, las pérdidas en la distribución fueron del 16 por ciento, frente al 13,6 por ciento de media en América Latina y el Caribe (ALC). [7]
Colombia cuenta con 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 rectora del sector energético de Colombia. Dentro del Ministerio, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) es responsable del estudio de los requerimientos futuros de energía y de la situación de abastecimiento, así como de la elaboración del Plan Energético Nacional y del 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 las estructuras tarifarias para los consumidores y garantiza el libre acceso a la red, los cargos de transmisión y los estándares para el mercado mayorista, garantizando la calidad y confiabilidad del servicio y la eficiencia económica. Entre otras, la CREG es responsable de proporcionar regulaciones que aseguren los derechos de los consumidores, la inclusión de principios ambientales y socialmente sustentables, 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 independiente de Servicios Públicos Domiciliarios, o SSPD. [4]
Colombia cuenta con 66 productores de electricidad registrados. [4] 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. [4]
Sólo tres empresas –las públicas Empresas Públicas de Medellín (EPM) e ISAGEN, así como la privada EMGESA– controlan en conjunto el 52 por ciento de la capacidad total de generación. [2]
La transmisión en el Sistema Interconectado Nacional está a cargo de siete empresas públicas diferentes, cuatro de las cuales trabajan exclusivamente en 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]
En la actualidad, existen 28 empresas comercializadoras puras; 22 distribuidoras y comercializadoras; 8 que integran generación, distribución y comercialización; y 3 totalmente integradas. [2] Los tres mayores actores en comercialización son Unión Fenosa (con Electrocosta y Electrocaribe), Endesa (en Bogotá ) y Empresas Públicas de Medellín (EPM). [1]
Colombia tiene una capacidad instalada de energía renovable de 28,1 MW (excluyendo las grandes centrales hidroeléctricas), compuesta principalmente por energía eólica. El país cuenta con importantes recursos de energía eólica, solar y de pequeñas centrales hidroeléctricas que permanecen en gran medida sin explotar. Según un estudio del Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP) del Banco Mundial, la explotación del importante potencial eólico del país por sí sola podría cubrir más de las necesidades energéticas totales del país en la actualidad. [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 la energía hidroeléctrica. El sistema funcionaba de manera centralizada, en la que empresas estatales integradas verticalmente mantenían el monopolio en sus respectivas regiones. Una empresa pública, ISA, intercambiaba electricidad entre los distintos sistemas regionales.
Durante la década de 1980, el sector sufrió una crisis similar a la de la mayoría de los países de América Latina, 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 mediante 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 energético. El país busca fomentar la inversión extranjera, con énfasis en los hidrocarburos y la expansión de la capacidad energética; simplificar las modalidades para proyectos energéticos de pequeña escala; y renovar el interés en las tecnologías de energía renovable no convencional con un marco regulatorio que facilite un cambio gradual en la matriz energética . [4]
En 2001 se promulgó la Ley 697, que promueve el uso eficiente y racional de la energía y las energías alternativas, la cual fue reglamentada por el Decreto 3683, emitido en 2003. La ley y el decreto contemplan aspectos importantes como el estímulo a la educación e investigación en fuentes de energía renovable (FRE). Sin embargo, el programa creado bajo esta ley carece de aspectos fundamentales para impulsar significativamente el desarrollo de las FRE, como un sistema regulatorio de apoyo para incentivar la inversión, la definición de políticas para promover las energías renovables o metas cuantitativas para la participación de las energías renovables. [9]
Limitaciones como las anteriores presentan un vacío legal importante para las energías renovables en Colombia. [4] Si bien han existido algunas iniciativas en torno al 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 cuenta con segmentos regulados y no regulados. El mercado regulado, que es contratado y abastecido directamente por las empresas distribuidoras, aplica para los usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de potencia menores a 0,5 MW. En este mercado, la estructura tarifaria es establecida por el ente regulador CREG. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de potencia de 0,5 MW y más pueden negociar libremente y contratar su suministro en el mercado mayorista (es decir, mercados 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 tarifas de electricidad, agua y otros servicios. Según ese sistema, los consumidores que viven en áreas consideradas pobres -y los consumidores que utilizan cantidades bajas de electricidad- reciben electricidad y gas natural a tarifas subsidiadas. Estos subsidios cruzados son financiados casi en su totalidad (aproximadamente el 98 por ciento) por los consumidores que viven en áreas consideradas relativamente ricas y que utilizan 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 el monto restante no cubierto por los consumidores proporcionó 21,8 millones de dólares estadounidenses en 2005. En promedio, 7,5 millones de personas al mes se beneficiaron de este fondo. Además, el fondo proporcionó subsidios por 17.159 millones de pesos colombianos (7,4 millones de dólares estadounidenses) a 1.808.061 usuarios de gas natural. [4]
También se otorgan subsidios para suministrar diésel para la producción de energía en zonas no conectadas a la red. Mientras que en el interior del país el diésel puede costar alrededor de 0,8 dólares por galón, en áreas remotas puede costar alrededor de 4,5 dólares por galón 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 esquema tiene una amplia cobertura 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. Alrededor del 50-60 por ciento de los beneficiarios de los subsidios pertenecen a la mitad superior de la distribución del ingreso y, además, solo el 30-35 por ciento de los recursos de los subsidios son captados por los pobres. Sin embargo, el desempeño de este esquema de subsidios varía según el servicio considerado, siendo el agua el sector con el 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 energético de Colombia hasta 2010: [1]
(1) Contrato de compra de energía
En resumen, las necesidades de inversión totales 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 de contratos de compraventa 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 tienen en cuenta las necesidades asociadas con la ZNI. [1]
Existen tres fondos y programas diferentes que apoyan la electrificación rural en Colombia, cada uno de ellos creado en un momento diferente con diferentes propósitos 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 en fondos de electrificación rural provenientes de estos tres fondos y programas, destinados a beneficiar a 14.965 familias. [10]
El Fondo para la Electrificación de Zonas No Interconectadas (FANZI), creado en el año 2000 para ayudar a las regiones aisladas en las zonas fuera del sistema interconectado, contempla tanto la ampliación de las redes existentes como el establecimiento de soluciones autónomas. [4]
En 2003 se creó un fondo especial, denominado 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 US$0,40 por MWh de electricidad vendido al mercado mayorista, lo que rendiría aproximadamente US$18 millones por año. Los proyectos son presentados al FAER por las autoridades de los gobiernos locales. Para ser elegibles, deben formar parte del plan de desarrollo local y del plan de inversiones de la empresa 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 de Investigación y Aplicación de Soluciones Energéticas (IPSE) apoya al Ministerio de Minas y Energía en sus esfuerzos por promover la electrificación rural.
Colombia cuenta con 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 es el organismo que tiene a su cargo las competencias ambientales en Colombia y lidera el compromiso del país con el desarrollo sostenible. En el 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 CO2 derivadas de la producción de electricidad en 2003 fueron de 6,5 millones de toneladas de CO2 . [ 12] Actualmente el 30 por ciento de las emisiones de CO2 en Colombia provienen del sector eléctrico, pero estas podrían aumentar si la generación térmica gana una parte mayor de la matriz energética. [4]
En agosto de 2007, existen tres proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) registrados en el sector eléctrico de Colombia, con reducciones generales de emisiones estimadas en 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 aproximadamente 430.000 tCO2 hasta 2019. [13] El proyecto Jepírachi se encuentra ahora en su cuarto año de operación. Generó alrededor de 144 GWh y desplazó alrededor de 48.500 tCO2e desde febrero de 2004 hasta agosto de 2006. [4]
Los otros dos proyectos registrados son la Central Hidroeléctrica Santa Ana, en Usaquén , suburbio de Bogotá , con reducciones de emisiones estimadas en 20.642 tCO2e por año; [14] y el Proyecto Hidroeléctrico La Vuelta y La Herradura, en el Departamento de Antioquia , con reducciones de emisiones estimadas en 69.795 tCO2e por año. [15]
El Banco Interamericano de Desarrollo tiene actualmente un proyecto energético en ejecución en Colombia, la Central Hidroeléctrica Porce III, propiedad de Empresas Públicas de Medellín y aprobado en octubre de 2005. Se trata de un proyecto de US$900 millones, de los cuales el BID aporta US$200 millones. [16]
Además, el BID está apoyando el proyecto de interconexión eléctrica Colombia-Panamá mediante un financiamiento de US$1,5 millones para la fase de estudios de factibilidad. [17]
ESMAP, 2007. Revisión del marco de políticas para aumentar la dependencia de las energías renovables en Colombia. En prensa
Ministerio de Minas y Energía & UPME, 2006. Plan de Expansión de Referencia: Generación, Transmisión. 2006-2020.
