FUENTES DE ENERGIA ALTERNATIVA

A pasos de gigante avanzan en los países industrializados el desarrollo de fuentes de energía alternativas para los carros. En Colombia, hasta el momento, existen vehículos híbridos (gasolina y de gas natural.
Pero el panorama para los eléctricos es incierto, pues hay barreras de infraestructura. Así lo deja ver una investigación sobre la penetración de vehículos con fuentes alternativas (AFVs) en el mercado colombiano adelantada por el ingeniero Diego Figueroa y el profesor Carlos Franco, de la Universidad Nacional. LA REPUBLICA presenta los combustibles que se imponen.

Gasolina-eléctricos

Un híbrido formado por un motor de gasolina de 1.8 litros y dos motores eléctricos es el Toyota Prius. En el modo eléctrico, no consume combustible ni produce emisiones y al llegar a los 50 kilómetros pasa a gasolina. Para el profesor universitario, Colombia tiene potencial para la introducción de este tipo de vehículos, pero señala que “hay que considerar que esto aumentaría la demanda de electricidad, para lo cual debemos estar preparados, además de desarrollar destrezas en el mantenimiento y reparación de este tipo de vehículos”.

Solo eléctricos

Esta tecnología, mediante la cual un carro funciona con una batería que se carga conectándose a una corriente de energía, todavía está en desarrollo. El investigador de la Universidad Nacional explica que los híbridos de eléctricos y gasolina, son posiblemente una transición hacia los vehículos completamente eléctricos, pero que éstos tienen dos inconvenientes: la autonomía para viajes largos, pues “rara vez pasan de 100 km” y las adecuaciones que deben hacerse para conectarse a una red eléctrica.

FCX Clarity: hidrógeno

Un ejemplo claro de los avances de fuentes alternativas de energía para los vehículos es el Honda FCX Clarity, un carro certificado con cero emisiones que utiliza un sistema llamado pila de hidrógeno, una célula de combustible que combina el H2O con el oxígeno para generar energía. El agua es en único producto derivado del FCX Clarity. Por seguridad, sus líneas de alto voltaje están eléctricamente aisladas.

Autonomía extendida

El Volt de Chevrolet es un carro eléctrico que tiene una autonomía de hasta 60 kilómetros, una vez recorrido dicho kilometraje, un motor de gasolina o de etanol E85 aumenta su autonomía. De esta forma se genera la electricidad adicional necesaria para andar por más kilómetros sin consumir gasolina. Sus creadores lo definen como “un Vehículo Eléctrico de Autonomía Extendida (E-REV).

Biocombustible - gas natural

Los biocombustibles son de origen animal o vegetal, en Colombia, se produce etanol (reemplaza la gasolina) con caña de azúcar; y biodiesel (sustituye el diesel), con palma de aceite. En el país circulan híbridos con un motor de gasolina que utiliza 10 por ciento de etanol. Según Franco, “dada la infraestructura de producción del país, la mejor opción es un híbrido entre gasolina y etanol. El paso siguiente es aumentar el porcentaje de etanol y de biodiesel en el combustible. Igualmente, hay híbridos de gasolina y de gas natural, una opción económica y limpia.

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.

SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA

El sector eléctrico en Colombia está mayormente dominado por generación de energía hidráulica (64% de la producción) y generación térmica (33%). No obstante, el gran potencial del país en nuevas tecnologías de energía renovable (principalmente eólica, solar y biomasa) apenas si ha sido explorado. La ley de 2001 diseñada para promover energías alternas carece de disposiciones clave para lograr este objetivo, como, por ejemplo feed-in tariffs, y hasta ahora ha tenido muy poco impacto. Las grandes plantas de energía hidráulicay térmica dominan los planes de expansión actuales. La construcción de una línea de transmisión con Panamá, que enlazará a Colombia con Centroamérica, ya está en marcha.
Una característica interesante del sector eléctrico de Colombia (así como de su sector de abastecimiento de agua) es la existencia de un sistema de subsidios cruzados desde usuarios que viven en áreas consideradas como relativamente afluentes, y de usuarios que consumen cantidades de electricidad superiores, a aquellos que viven en áreas consideradas pobres y quienes usan menos electricidad.
El sector eléctrico ha sido desagrupado en generación, transmisión, Red de distribución y comercialización desde que se llevaron a cabo las reformas del sector eléctrico en 1994. Alrededor de la mitad de la capacidad de generación es privada. La participación privada en distribución eléctrica es mucho más baja.

Capacidad instalada

El suministro eléctrico en Colombia depende del Sistema de Interconexión Nacional (SIN) y varios sistemas locales aislados en las Zonas No Interconectadas (ZNI). El SIN comprende la tercera parte del territorio, proveyendo cobertura al 96 por ciento de la población. El sistema ZNI, que cubre las dos terceras partes restantes del territorio nacional, solamente provee servicio al 4 por ciento de la población.1
Treinta y dos grandes plantas hidroeléctricas y treinta estaciones de energía térmica proveen electricidad al SIN.2 Por otra parte, el ZNI es servido principalmente por pequeños generadores diésel, muchos de los cuales no están en buenas condiciones de funcionamiento.1 A finales de 2005, la capacidad neta efectiva instalada era de 13.4 GW, con la siguiente proporción por fuente:2
• Energía hidráulica de gran tamaño: 63.92 %
• Térmica (gas): 27.41%
• Térmica (carbón): 5.2 %
• Energía hídrica de pequeño tamaño: 3.08 %
• Mini-gas: 0.17 %
• Cogeneración: 0.15 %
• Eólica: 0.07 %
El porcentaje de participación térmica en la generación se ha incrementado desde mediados de la década de 1990. Esto sucedió en respuesta a la crisis de 1992/1993 ocasionada por las sequías asociadas a El Niño y la alta dependencia de la generación de energía de instalaciones hidroeléctricas que carecían de capacidad de almacenaje para múltiples años. Como resultado de las nuevas políticas adoptadas por el país, el predominio de energía hídrica en la cartera de generación se ha reducido del 80 por ciento a principios de la década de 1990 a menos de 65 por ciento actualmente. El programa de expansión preve agregar 1,500 MW de nueva capacidad, equitativamente distribuida entre fuentes hídricas y térmicas, para el año 2011. Esto implica inversiones de US$258 millones por año.1
Producción
La producción eléctrica total en 2005 fue de 50.4 TWh.2 Las plantas hidroeléctricas generaron 81.2 por ciento, las plantas térmicas 18.6 por ciento y la planta eólica Jepírachi 0.1 por ciento del total.3
Demanda
En 2005, el consumo eléctrico total fue de 48.8 TWh, lo que corresponde a un consumo de energía promedio per cápita de 828 KWh por año.3 El consumo por sector se divide como sigue:2
• Residencial: 42.2 %
• Industrial: 31.8 %
• Comercial: 18 %
• Oficial: 3.8 %
• Otros usos: 4.3%
La demanda está creciendo aproximadamente un 4 por ciento anualmente.3
Importaciones y exportaciones
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) e importó solamente pequeños volúmenes de electricidad de Venezuela y Ecuador (0.02 TWh cada uno). De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, se estima que las exportaciones se incrementarán en un 5 por ciento anualmente.2
El Proyecto Mesoamérica, antiguo Plan Puebla Panamá incluye un proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá que permitirá integrar a Colombia con Centroamérica. Este proyecto, llevado a cabo por Interconexiones Eléctricas S.A. - ISA en Colombia y Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. - ETESA en Panamá, comprende la construcción de una línea de transmisión de 300 MW de capacidad (3% de la capacidad instalada) desde Colombia a Panamá y 200 MW de capacidad de modo revertida.4 Se anticipa que la línea entrará en operación en 2010.5
Además de eso, el gobierno Colombiano suscribio un acuerdo con los gobiernos nacional de Republica Dominicana y estatal de Puerto Rico para el suministro de energía eléctrica por medio de una red submarina que conectaría el norte de Colombia con Republica Dominicana, la cual tendría un costo aproximado a los 4.000 o 5.000 millones de dólares y actualmente se encuentra en estudio de prefactibiidad económica.

Acceso a electricidad

En 2005, el sistema de interconexión eléctrica proveyó servicio al 87 por ciento de la población, un porcentaje inferior al promedio de 95 por ciento para Latinoamérica y el Caribe.6 En Colombia, la cobertura eléctrica es del 93 por ciento en áreas urbanas y 55 por ciento en áreas rurales. Alrededor de 2.3 millones de personas todavía no tienen acceso a electricidad.3
Como en otros países, las zonas que se encuentran fuera del sistema interconectado plantean condiciones de electrificación especialmente difíciles, así como importantes insuficiencias en la dotación del servicio. Este sistema, cuya capacidad instalada se basa casi exclusivamente en diésel, padece importantes diseconomías de escala ya que el 80 por ciento de la capacidad se encuentra en plantas en el umbral inferior a 100 kW.1

Calidad del Servicio

Frecuencia y duración de las interrupciones

La calidad del servicio en Colombia, medida por interrupciones del servicio, es mucho menor al promedio para Latinoamérica y el Caribe. En 2005, el número de interrupciones promedio 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.
Pérdidas en distribución y transmisión
Las pérdidas y fugas en transmisión todavía son preocupantes aunque el monto total haya disminuido en los últimos años. Las pérdidas en distribución en 2005 fueron del 16 por ciento, comparado con un promedio de 13.6% en América Latina.7 Como ejemplo, ese mismo año, las pérdidas para una sola empresa de servicio público (Empresas Públicas de Medellín) fueron de más del 2 por ciento de la generación de energía total.

Responsabilidades en el Sector Eléctrico

Política y Regulación

Colombia cuenta con un mercado energético liberalizado desde 1995. El sector se caracteriza por un marco que desagrupa 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 principal institución del sector energético de Colombia. Dentro del Ministerio, UPME (Unidad de Planificación de Minería y Energía) es responsable del estudio de los futuros requerimientos de energía y escenarios de suministro, así como de la elaboración del Plan Nacional de Energía y Plan de Expansión.3

CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) está a cargo de regular el mercado para un suministro eficiente de energía. CREG define estructuras de tarifas para consumidores y garantiza libre acceso a la red, cobros de transmisión, y normas para el mercado mayorista, garantizando la calidad y confiabilidad del servicio y eficiencia económica. Entre otros, CREG es responsable de elaborar regulaciones que garanticen los derechos de los consumidores, la inclusión de principios de sostenibilidad ambiental y social, la mejora de la cobertura, y la sostenibilidad financiera de las entidades participantes.3
La dotación de servicios públicos (agua, electricidad, y telecomunicaciones) a usuarios finales es supervisada por la Superintendencia de Servicios Públicos Residenciales que es independiente y es conocida como SSPD.3
Generación
Colombia tiene registrados 66 productores de electricidad.3 Las compañías privadas son propietarias del 60 por ciento de la capacidad de generación instalada y totalizan 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.3
Solamente tres compañías juntas – las compañías públicas Empresas Públicas de Medellín e ISAGEN, así como la privada EMGESA –controlan el 52 por ciento de la capacidad de generación total.

Transmisión

La transmisión en el Sistema Nacional Interconectado es servida por siete compañías públicas distintas, cuatro de las cuales trabajan exclusivamente en transmisión (ISA, EEB, TRANSELCA y DISTASA). Las tres restantes (EEPPM, ESSA y EPSA) son compañías integradas que llevan a cabo todas las demás actividades de la cadena eléctrica (es decir, generación, transmisión y distribución).2 La compañía más grande es Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), que pertenece al gobierno.3
Distribución y Comercialización

Actualmente, existen 28 compañías puramente comercializadoras; 22 de distribución y comercialización; 8 que integran generación, distribución y comercialización; y 3 completamente integradas.2 Los tres principales actores en materia de comecialización son Unión Fenosa (con Electrocosta y Electrocaribe), Endesa (en Bogotá) y Empresas Públicas de Medellín (EPM.1
Recursos de Energía Renovable

Colombia tiene una capacidad instalada de energía renovable de 28.1 MW (excluyendo grandes planta hidroeléctricas) que consiste principalmente en energía eólica. El país tiene importantes recursos de pequeña hidráulica, eólica, y solar que permanecen en gran parte sin explotar. De acuerdo con un estudio del Programa de Asistencia en Gestión del Sector Energético del Banco Mundial (ESMAP), la explotación del gran potencial eólico del país podría cubrir más de la totalidad de sus necesidades actuales de energía.