domingo, 11 de julio de 2010

ENERGIA ELECTRICA EN COLOMBIA


Colombia, país montañoso y rico en aguas tiene un potencial eléctrico elevado. Las principales centrales hidroeléctricas del país están en Antioquia: Guadalupe, Rio Grande y Troneras, Cundinamarca: El Colegio, El Charquito, El Salto y Laguneta, Valle: Anchicayá y Calima, Caldas: la Insula y la Esmeralda.
En las regiones donde no se pueden construir presas la electricidad se obtiene en las termoeléctricas. Las principales termoeléctricas están en Paipa y Belencito en Boyacá, Zipaquirá, en Cundinamarca, la de Barrancabermeja en Santander y en la llanura del Atlántico.

FUENTES DE ENERGÍA

Entre las principales fuentes de energía térmica figuran la hulla o carbón mineral, el petróleo, la hidráulica y la atómica. La fuente hidroeléctrica, representa el 65% de la energía eléctrica que se genera en Colombia. Se destacan las centrales de Bogotá, las de Guadalupe, Guatapé y Río Grande (Medellín), la de Anchicayá (Cali), la Central Hidroeléctrica de Caldas, la de Lebrija (Bucaramanga) y la de Chivor (Boyacá).

Historia del sector eléctrico
Historia temprana

El primer hito histórico en el establecimiento del suministro eléctrico data de 1928, cuando la Ley 113 declaró la explotación de energía hidroeléctrica de interés público. El sistema funcionó de manera descentralizada, en la cual las compañías estatales verticalmente integradas mantenían un monopolio en sus regiones correspondientes. Sólo una compañía pública, ISA (Interconexión Eléctrica S.A.), intercambió electricidad entre los diferentes sistemas regionales.
Durante la década de 1980, el Sector Eléctrico Colombiano sufrió una crisis, en la misma línea que el resto de países latinoamericanos. La crisis fue resultado de las tarifas subsidiadas, la influencia política en las compañías estatales, y las demoras y sobrecostos de grandes proyectos de generación.8
Las reformas de 1994: Desagrupación, participación y regulación del sector privado
A comienzos de la década de 1990, el gobierno avanzó en la modernización del 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 regulativo para desarrollar un mercado competitivo. El nuevo esquema, diseñado por CREG (la Comisión Reguladora de Gas y Energía), fue implementado a partir de julio de 1995.8

Ley de 2001 para promover la eficiencia energética y las energías alternas

Colombia cuenta con una ambiciosa agenda de reforma del sector energético. El país pretende fomentar la inversión extranjera, con énfasis en hidrocarburos y expansión de la capacidad energética; simplificar modalidades para proyectos de energía en pequeña escala; y renovar el interés en tecnologías de energía renovables no tradicionales con un marco regulatorio que facilite un cambio gradual en la matriz energética.

En 2001, se promulgó la Ley 697 que promueve el uso eficiente y racional de energía y las energías alternas. Esta Ley fue regulada mediante el Decreto 3683, emitido en 2003. La Ley y el Decreto contemplan aspectos importantes tales como el estímulo a la educación e investigación en fuentes de energía renovable (FER). No obstante, el programa creado por esta Ley carece de aspectos fundamentales para impulsar el desarrollo de FERs de manera significativa, como por ejemplo un sistema de apoyo regulativo para fomentar la inversión, la definición de políticas para promover energía renovable, o el establecimiento de metas cuantitativas para sobre el porcentaje de energía renovable.

Limitaciones como las descritas anteriormente representan un significativo vacío legal para energía renovable en Colombia3 Si bien ha habido algunas iniciativas en materia del uso eficiente y racional de energía (diseño del programa colombiano de normalización, acreditación, certificación y etiquetado del uso final de equipos de energía, y promoción de mezcla de carburantes para uso de vehículos y uso masivo de gas natural), no existen iniciativas recientes relativas a tecnologías de nuevas tecnologías de energía renovable.

Tarifas y Subsidios
Tarifas

El mercado eléctrico en Colombia tiene segmentos regulados y no regulados. El mercado regulado, que es directamente contratado y servido por compañías de distribución, abarca usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de energía inferiores a 0.5 MW. En este mercado, la estructura de tarifas es establecida por la agencia reguladora CREG. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de energía superiores a 0.5 MW pueden negociar y contratar libremente su suministro en el mercado mayorista (es decir, mercados spot' y de contratos) directamente o por medio de entidades comerciales, distribuidores, o productores.

En 2005, la tarifa residencial promedio fue de US$0.0979 por kWh, ligeramente inferior a la media ponderada de América Latina de US$0.115. La tarifa industrial promedio fue de US$0.0975 por kWh, ligeramente inferior a la media ponderada de América Latina de US$0.107.10

Subsidios y Subsidios Cruzados

Por ley, todas las áreas urbanas en Colombia están clasificadas de uno a seis en la escala socioeconómica, clasificación que se utiliza para determinar el nivel de tarifas para electricidad, agua y otros servicios. De acuerdo con este sistema, los consumidores que viven en áreas consideradas pobres – y los consumidores que utilizan bajas cantidades de electricidad – reciben servicio eléctrico y de gas natural a tarifas subsidiadas. Estos subsidios cruzados son financiados casi por completo (aproximadamente 98 por ciento) por los consumidores que viven en áreas consideradas como relativamente afluentes y quienes usan más electricidad. Los subsidios cruzados cubren alrededor del 25 por ciento de la factura eléctrica y de gas de consumidores de bajos ingresos.3 Un fondo especial que cubre la cantidad restante no cubierta por los consumidores proveyó US$21.8 millones en 2005. En promedio, 7.5 millones de personas por mes se benefician de este fondo. Adicionalmente, el fondo proveyó subsidios de Col$ (pesos) 17,159 millones (US$7.4 millones) a 1,808,061 usuarios de gas natural.

Los subsidios son asimismo otorgados para proveer diesel para la producción de energía en zonas no conectadas a la red. En tanto que el diesel en el interior del país puede costar alrededor de US$0.8/gal, en áreas remotas puede alcanzar valores de US$4.5/gal debido a los altos costos de transporte.3
Este sistema de estratificación de subsidio en Colombia ha demostrado ser relativamente inefectivo en la canalización de subsidios a los pobres. Aunque el esquema es amplio en su cobertura y no excluye a más del 2 por ciento de los pobres en servicios con amplia cobertura como electricidad, agua y saneamiento, el subsidio no está adecuadamente restringido. Cerca del 50-60 por ciento de los beneficiarios de subsidios son de la mitad alta de la distribución de ingresos, y es más, solamente 30-35 por ciento de los recursos de subsidios son capturados por los pobres. No obstante, el desempeño de este esquema de subsidios varía dependiendo del servicio considerado, siendo el agua y la telefonía los sectores con el peor y mejor desempeño respectivamente.

Inversión y financiación
Inversión

Un informe del Banco Mundial de 2004 estima que las necesidades de inversión en el sector energético en Colombia hasta 2010 son las siguientes:1
2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total Promedio anual
Mantenimiento 310 310 310 310 310 310 1,860 310
Rehabilitación 43 43 43 43 43 43 258 43
ACEs(1) 113 113 113 113 113 113 678 113
Generación 82 331 388 306 248 190 1,545 258
Transmisión 86 85 85 0 0 0 256 43
TOTAL 634 882 939 772 714 656 4,597 767

Acuerdo de Compra de Energía

En resumen, las necesidades de inversión en el sector de generación, transmisión y distribución de electricidad suman US$767 millones por año. Alrededor del 60 por ciento se redestinaría a mantenimiento y pago de garantías de los Acuerdos de Compra de Energía (ACE), y el restante 40 por ciento a nuevas inversiones en generación y transmisión. Estas necesidades de inversión solamente tienen en cuenta el SIN y no tienen en cuenta las necesidades asociadas con las ZNI.

Financiación de electrificación rural

En Colombia, tres fondos y programas diferentes apoyan la electrificación rural. Cada uno de ellos fue establecido en un momento diferente con diferentes propósitos y todos son 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 destinados a los fondos y programas de electrificación rural, orientados a beneficiar a 14,965 familias.

El FAZNI (Fondo de Electrificación de Zonas No Interconectadas) fue establecido en 2000 para ayudarle a las regiones aisladas fuera del sistema interconectado. Este fondo contempla tanto la expansión de las redes existentes como el establecimiento de soluciones individuales.

En 2003, un fondo especial conocido como FAER (Fondo de Electrificación Rural), de características similares a FAZNI, fue establecido para subsidiar inversiones en áreas rurales del sistema interconectado. El fondo fue diseñado para cobrar un recargo de US$0.40 por MWh de electricidad vendida al mercado mayorista, lo que produciría aproximadamente US$18 millones por año. Los proyectos son presentados a FAER por las autoridades gubernamentales locales. Para ser elegibles, los proyectos deben formar parte de un plan de desarrollo local y del plan de inversión de la correspondiente empresa de distribución. Asimismo, deben pasar por un sistema nacional de escrutinio y evaluación de proyectos.

Los proyectos de electrificación también reciben apoyo de PRONE, el Programa de Normalización de Redes, el cual recibe sus recursos del Plan Nacional de Desarrollo.1 El Instituto de Investigación y Aplicación de Soluciones Energéticas (Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas - IPSE) apoya al Ministerio de Minas y Energía en sus esfuerzos por promover la electrificación rural.

Electricidad y medio ambiente
Responsabilidades ambientales

El Ministerio del Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial tiene las responsabilidades Ambientales en Colombia y lidera el compromiso del país por un desarrollo sostenible. Dentro del Ministerio, el Grupo de Mitigación de Cambio Climático trata todos los asuntos relacionados con el cambio climático.12
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
Debido al elevado porcentaje de producciónl hidroeléctrica de Colombia, las emisiones de gases de invernadero son muy bajas por cápita (1.3 tCO2e) y por unidad de PIB (0.2 tCO2e).

OLADE (La Organización Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO2 de la producción eléctrica en 2003 fueron de 6.5 millones de toneladas de CO2.13 Actualmente, el 30 por ciento de las emisiones de CO2 en Colombia provienen del sector energético, pero éstas podrían incrementarse si la generación térmica acapara una mayor parte de la matriz energética

Proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio en Electricidad

Actualmente (agosto de 2007), existen tres proyectos MDL registrados en el sector eléctrico de Colombia, con reducciones totales de emisiones estimadas en 107,465 tCO2e por año.

El proyecto Jepírachi, en la región de Uribia, constituye el primer y única parque eólico de Colombia. Se estima que este proyecto de 19.5 MW desplazará 430,000 tCO2 hasta 2019. El proyecto Jepírachi se encuentra actualmente en su cuarto año de operaciones, genera alrededor de 144 GWh y desplazó cerca de 48,500 tCO2e desde febrero de 2004 hasta agosto de 2006.

Los otros dos proyectos registrados son la Planta Hidroeléctrica Santa Ana, en el suburbio de Usaquén en Bogotá, con reducciones de emisiones estimadas en 20,642 tCO2e por año; y el Proyecto Hidroeléctrico de La Vuelta y La Herradura, en el Departamento de Antioquia, con reducciones de emisiones estimadas en 69,795 tCO2e por año.

Asistencia externa
Banco Interamericano de Desarrollo

El Banco Interamericano de Desarrollo tiene actualmente un proyecto energético en implementación en Colombia, la Planta de Energía Hidroeléctrica Porce III, propiedad de Empresas Públicas de Medellín (EEPPM) y aprobado en octubre de 2005. Este es un proyecto de US$900 millones de los cuales el BID contribuye con US$200 millones.Además, el BID apoya el proyecto de interconexión eléctrica Colombia-Panamá mediante una financiación de US$1.5 millones para la etapa de estudios de factiblidad.

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