Colombia: Sector EléctricoDatosCobertura Eléctrica (2021) 97,02% (total), 99,72% (urbana), 87,81% (rural); (América Latina y el Caribe, promedio total en 2014: 97%)Continuidad del servicio n/aCapacidad instalada (2021) 19.769 GWPorcentaje de energía fósil 33% Porcentaje de energía renovable 66% (en gran parte hídrica) Emisiones de GEIs de la generación eléctrica (2003) 7.9 mCO2 Uso promedio de electricidad (2013) 1310 kWh per cápitaPérdidas en distribución (2005) 16%; (Promedio de América Latina en 2005: 13.6%)Consumo residencial (% del total) 42.2%Consumo industrial (% del total) 31.8%Tarifa residencial promedio (US$/kWh, 2006) 0.0979; (Promedio de América Latina en 2005: 0.115)Tarifa industrial promedio (US$/kWh, 2006) 0.0975,(Promedio de América Latina en 2005: 0.107)InstitucionesSector desagrupado SiPorcentaje de generación del sector privado 60%Suministro competitivo a grandes usuarios SíSuministro competitivo a usuarios residenciales Sí (solamente por encima de 0.5 MW)Número de proveedores del servicio 66 (generación), 7 (transmisión), 61 (distribución)Regulador eléctrico nacional Sí: CREGResponsable de la fijación de políticas Ministerio de Minas y EnergíaResponsable de energía renovable Ministerio de Minas y EnergíaResponsable de medio ambiente Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible Ley del Sector Eléctrico Sí (Ley 143 de 1994)Ley de Energía Renovable Sí (Ley 1715 de 2014)Transacciones MDL relativas al sector eléctrico 3 proyectos MDL registrados; emisión reducida de 107,465 t CO2e anualesEl sector eléctrico en Colombia está mayormente dominado por generación de energía hidráulica (68,3%), generación térmica (30,7%), cogeneración (0,9%), eólica (0,1%) y solar (0,1%). El país proyecta aumentar la generación a través de energías renovables no convencionales - ERNC (principalmente eólica, solar y biomasa). 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.
Suministro y Demanda de Electricidad Suministro Capacidad instalada
El suministro eléctrico en Colombia depende del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y varios sistemas locales aislados en las Zonas No Interconectadas (ZNI). El SIN comprende la tercera parte del territorio y brinda 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.Banco Mundial 2004
Treinta y dos grandes plantas hidroeléctricas y treinta estaciones de energía térmica proveen electricidad al SIN.Ministerio de Minas y Energía & UPME 2006 Por otra parte, el ZNI es servido principalmente por pequeños generadores diésel, muchos de los cuales no están en buenas condiciones de funcionamiento.
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 prevé 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.
Capacidad efectiva neta del SIN (2018)RecursoCapacidad (MW)Participación (%)Variación (%) 2018-2017Hidráulicos10 97463,39%0,28 %Térmicos5 08729,38%7,57%Gas2 12912,30% 0,00%Carbón1 6129,31%21,29%Combustóleo2721,57%45,45%ACPM 766 4,42% -1,03%Jet1440,25% -4,35%Gas-Jet A12641,52% 0%Menores1049,3886,06%10,65%Hidráulicos859,0684,96%10,26%Térmicos171,90,99% 21,91%Eólica18,420,11%0%Solar0,00% -100%Cogeneradores 149 0,86%21,63%Autogeneradores 53,14 0,31% 47,61%Total SIN17 312100%3,18%
Producción La generación total de energía eléctrica total en 2015 al 2019 fue de 66 548,5 GWh. La generación hidráulica representó en 2015 un 63,8%, las plantas térmicas un 31% y las plantas menores (que incluyen la planta eólica Jepírachi) y cogeneración aportaron un 5,2%.
En el año 2015 se presentó un incremento de la generación térmica con un crecimiento del 12.1% frente a 2014, mientras que la generación hidráulica para 2015 solo aumentó en un 0.7% frente a 2014. El crecimiento en la generación térmica fue consecuencia del déficit en aportes hídricos evidenciado desde septiembre de 2015 ocasionado por el fenómeno de El Niño que se desarrolló durante el segundo semestre de 2015.
Demanda
En términos de energía, en el año 2015 el consumo de energía eléctrica llegó a 66 174 GWh, lo que representa un crecimiento del 4,2% frente al año anterior. Esto representaría un consumo per cápita en 2015 de 1412,2 kWh. Desde 2010 a 2015 la demanda de energía ha crecido en promedio un 3,25% anualmente.
En términos de potencia, en 2015 la demanda máxima se presentó el día miércoles 2 de diciembre entre las 6 p. m. y 7 p. m., con un valor máximo de potencia de 10 095 MW y un crecimiento del 7.3% con respecto a 2014. Por su parte, la demanda mínima en 2015 se presentó el 1 de enero entre las 6 a.m. y 7 a.m. con una demanda de potencia de 4508 MW, presentando igual un crecimiento del 5.7% con relación al 2014.
El consumo de energía eléctrica por tipo de consumidor y sector económico se presenta en la siguiente tabla:
Demanda de energía por tipos de mercados y actividades económicas en 2015Demanda [GWh]ParticipaciónCrecimientoUsuario regulado (Residencial)44 63069%5,5%Usuario No Regulado21 18731%1,7%Industrias manufactureras9 49143,6%0,2%Explotación de minas y canteras4 63722,6%5,8%Servicios sociales, comunales y personales1 8098,2% -1,9%Comercio, reparación, restaurantes y hoteles1 4317,0% -2,2%Electricidad, gas de ciudad y agua4752,4%22,7%Transporte, almacenamiento y comunicación3551,8%18,3%Agropecuario, silvicultura, caza y pesca5912,8%8,4%Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas1 1255,4%0,7%Construcción1 2746,1% -3,9%
Importaciones y exportaciones
Entre 2015 y 2017 el país pasó de exportar 460 GWh de energía, a solo 0,44; las importaciones pasaron de 45 a 71 GWh. Este balance se vio afectado por condiciones climáticas adversas, que incidieron en el bajo nivel de los embalses generadores de energía en el país durante 2016.
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.Plan Puebla Panama El proyecto ha tenido desde 2011 todo tipo de inconvenientes, incluidos ambientales, políticos y sociales. Sin embargo, después de dos trazados y cuatro años de planificación, estaría funcionando para 2019.
Además de eso, el Gobierno colombiano suscribió un acuerdo con los gobiernos nacional de República 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 República Dominicana, la cual tendría un costo aproximado a los 4.000 o 5.000 millones de dólares y actualmente se encuentra en estudio de prefactibilidad económica.
Acceso a electricidad
En 2015, el sistema de interconexión eléctrica proveyó el servicio al 96,96% de la población, un porcentaje casi idéntico al promedio de 97% para Latinoamérica y el Caribe. En Colombia, la cobertura eléctrica es del 99,72% en áreas urbanas y 87,83% por ciento en áreas rurales. 425.212 viviendas todavía no tienen acceso a electricidad.
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 deseconomías de escala ya que el 80 por ciento de la capacidad se encuentra en plantas en el umbral inferior a 100 kW.
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.Datos de referencia del sector de distribución eléctrica en la Región de Latinoamérica y el Caribe 1995-2005
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 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.ESMAP 2007
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.
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.
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.
Generación
Colombia tiene registrados 66 productores de electricidad.