El sector eléctrico en Colombia está dominado por la generación de grandes centrales hidroeléctricas (65%) y la generación térmica (35%). A pesar del gran potencial del país en 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 centrales 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.
Datos | |
---|---|
Cobertura eléctrica (2015) | 96,96% (total), 99,72% (urbano), 87,83% (rural); ( Promedio total de ALC en 2014: 97%) |
Capacidad instalada (2015) | 15,5 GW |
Participación de la energía fósil | 33% |
Cuota de energía renovable | 64% (principalmente grandes hidroeléctricas) |
Emisiones de GEI por generación de electricidad (2003) | 6,5 Mt CO 2 |
Uso promedio de electricidad (2005) | 828 kWh per cápita |
Pérdidas de distribución (2014) | 11%; ( Promedio de ALC en 2014: 16%) |
Consumo por sector (% del total) | |
Residencial | 42,2% |
Industrial | 31,8% |
Tarifas y financiación | |
Tarifa residencial promedio (US $ / kW · h, 2006) | 0,0979; ( Promedio de LAC en 2005: 0.115) |
Tarifa industrial promedio (US $ / kW · h, 2006) | 0.0975 ( promedio de LAC en 2005: 0.107) |
Servicios | |
Desagregación del sector | sí |
Participación del sector privado en la generación | 60% |
Suministro competitivo a grandes usuarios | sí |
Oferta competitiva a usuarios residenciales | Sí (solo por encima de 0,5 MW) |
Instituciones | |
No. de proveedores de servicios | 66 (generación), 7 (transmisión), 61 (distribución) |
Responsabilidad de la transmisión | Transelec |
Responsabilidad por la regulación | CREG |
Responsabilidad por el establecimiento de políticas | Ministerio de Minas y Energía |
Responsabilidad por el medio ambiente | Ministerio de Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo Regional |
Ley del sector eléctrico | Sí (1994) |
Ley de energías renovables | No |
Transacciones MDL relacionadas con el sector eléctrico | 3 proyectos MDL registrados ; 107.465 t CO 2e reducciones de emisiones anuales |
Una característica interesante del sector eléctrico colombiano (así como de su sector del agua ) es un sistema de subsidios cruzados de los usuarios que viven en áreas consideradas como relativamente prósperas, y de los usuarios que consumen mayores cantidades de electricidad, a los que viven en áreas consideradas. como pobres y para los que usan menos electricidad.
El sector de la electricidad se ha desagregado en generación , transmisión , distribución y comercialización desde las reformas del sector llevadas a cabo 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
Oferta 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 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, solo 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 es servida principalmente por pequeños generadores diesel, muchos de los cuales no están en buenas condiciones de funcionamiento. [1] En junio de 2015, la capacidad efectiva neta instalada era de 15,5 Gigavatios (GW), con la siguiente proporción por fuente: [3]
TECNOLOGÍA | CAPACIDAD INSTALADA (MW) | PORCENTAJE |
---|---|---|
Hidroeléctrico | 10.919,8 | 70,35% |
Térmica (gas) | 1.684,4 | 10,85% |
Carbón térmico) | 1,180 | 7,60% |
Líquido | 1366 | 8,80% |
Gas - Líquido | 276 | 1,78% |
Biomasa | 77,2 | 0,50% |
Viento | 18,4 | 0,12% |
TOTAL | 15.521,8 MW | 100% |
La participación de la energía térmica en la generación ha aumentado desde mediados de la década de 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 en instalaciones hidroeléctricas que carecían de capacidad de almacenamiento de 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 la década de 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 hidroeléctricas y térmicas, para 2011. Esto implicará inversiones de US $ 258 millones por año. [1]
Producción
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 termoeléctricas el 18,6 por ciento y la planta eólica Jepírachi el 0,1 por ciento del total. [4]
Demanda
En 2005, el consumo eléctrico total fue de 48,8 TWh, lo que corresponde a un consumo energético medio per cápita de 828 kW · h por año. [4] 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 crece aproximadamente un 4 por ciento anual. [4]
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). Importó solo 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 en 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, realizado por Interconexión Eléctrica SA (ISA) en Colombia y Empresa de Transmisión Eléctrica SA (ETESA) en Panamá, implica la construcción de una línea de transmisión con 300 MW de capacidad (3% de la capacidad instalada) desde Colombia a Panamá y 200 Capacidad de MW en sentido inverso. [5] Se espera que la línea entre en funcionamiento en 2010. [6]
Acceso a la electricidad
En 2005, el sistema eléctrico interconectado atendió 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 de electricidad es del 93 por ciento en las zonas urbanas y del 55 por ciento en las zonas rurales. Aproximadamente 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 desafiantes para la electrificación, así como importantes deficiencias en la prestación del servicio. Este sistema, cuya capacidad instalada se basa casi exclusivamente en diesel, adolece de 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]
Calidad de servicio
Frecuencia y duración de la interrupción
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 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]
Pérdidas de distribución y transmisión
Las pérdidas en la transmisión y las fugas siguen siendo una preocupación, incluso si la cantidad total ha disminuido en los últimos años. Las pérdidas de distribución en 2005 fueron del 16%, en comparación con el 13,6% del promedio en América Latina y el Caribe (ALC). [7]
Responsabilidades
Política y regulación
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 Energética y Minero (UPME) es responsable del estudio de las futuras necesidades energéticas y situaciones de suministro, así como de la elaboración del Plan Nacional de Energía y 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, tarifas 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 normativas que aseguren los derechos de los consumidores, la inclusión de principios ambientales y socialmente sustentables, la mejora de la cobertura y la sustentabilidad financiera de las entidades participantes. [4]
La provisión de servicios públicos (agua, electricidad y telecomunicaciones) a los usuarios finales es supervisada por la Superintendencia de Servicios Públicos Residenciales (SSPD) independiente. [4]
Generacion
Colombia tiene registrados 66 productores de electricidad. [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 kWh de ventas) de la energía suministrada a la red interconectada. [4]
Solo tres empresas, las empresas públicas 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]
Transmisión
La transmisión en el Sistema Interconectado Nacional es realizada por 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]
Distribución y comercialización
Actualmente, existen 28 empresas puramente comercializadoras; 22 de distribución y comercialización; 8 que integran generación, distribución y comercialización; y 3 totalmente integrados. [2] Los tres mayores actores en comercialización son Unión Fenosa (con Electrocosta y Electrocaribe), Endesa (en Bogotá ) y Empresas Públicas de Medellín (EPM). [1]
Recursos energéticos renovables
Colombia tiene 28,1 MW de capacidad instalada de energía renovable (excluidas las grandes hidroeléctricas), que consiste principalmente en energía eólica. El país tiene importantes pequeños recursos hidroeléctricos, eólicos y solares que permanecen en gran parte 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 que las necesidades energéticas totales actuales del país. [4]
Historia
Historia temprana
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 las empresas estatales integradas verticalmente mantenían un monopolio en sus regiones correspondientes. Una empresa pública, ISA, intercambia 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 tarifas subsidiadas, influencia política en las empresas estatales y los retrasos y sobrecostos de los grandes proyectos de generación. [8]
Reformas de 1994
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, fue implementado a partir de julio de 1995. [8]
Ley 697 de 2001
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 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 la combinación energética . [4]
En 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 energías 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 metas cuantitativas para la participación de las energías renovables. [9]
Limitaciones como las anteriores presentan un importante vacío legal para las energías renovables en Colombia. [4] Si bien se han realizado algunas iniciativas en materia de uso eficiente y racional de la energía (diseño del programa colombiano de normalización, acreditación, certificación y etiquetado de uso final de equipos energéticos, y promoción de mezcla carburante para uso vehicular y uso masivo de gas natural), no ha habido iniciativas recientes relacionadas con nuevas tecnologías de energía renovable . [9]
Tarifas y subvenciones
Tarifas
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 es establecida por la agencia reguladora CREG. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de energía de 0.5 MW y más pueden negociar libremente y contratar su suministro en el mercado mayorista (es decir, mercados al contado y de contratos) directamente oa través de entidades comerciales, distribuidores o productores. [4]
En 2005, la tarifa residencial promedio fue de US $ 0,0979 por kWh, levemente por debajo del promedio ponderado de LAC de US $ 0,115. La tarifa industrial promedio fue de US $ 0,0975 por kWh, levemente por debajo del promedio ponderado de ALC de US $ 0,107. [7]
Subvenciones y subvenciones cruzadas
Por ley, todas las áreas urbanas de Colombia están clasificadas en uno de los seis estratos socioeconómicos, que se utilizan para determinar el nivel de las tarifas de electricidad, agua y otros servicios. De acuerdo con ese sistema, los consumidores que viven en áreas consideradas pobres - y los consumidores que usan poca cantidad 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 como relativamente prósperas y que consumen 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 US $ 21,8 millones 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 otorgan subsidios para proporcionar diesel 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 áreas remotas puede costar del orden de US $ 4,5 / gal debido a los altos costos de transporte. [4]
El sistema de estratificación de los subsidios en Colombia ha demostrado ser bastante ineficaz para canalizar los subsidios hacia los pobres. Aunque el esquema es amplio en su cobertura y no excluye a 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 de ingresos y, además, los pobres solo captan entre el 30 y el 35 por ciento de los recursos del subsidio. Sin embargo, el desempeño de este esquema de subsidio varía en función del servicio considerado, siendo el agua el sector con peor desempeño y la telefonía el de mejor comportamiento. [1]
Inversión y financiación
Inversión
Un informe de 2004 del Banco Mundial estimó las siguientes necesidades de inversión en el sector energético para Colombia hasta 2010: [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 |
PPA (1) | 113 | 113 | 113 | 113 | 113 | 113 | 678 | 113 |
Generacion | 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 |
(1) Acuerdo de compra de energía
En resumen, las necesidades generales de inversión en el sector de generación, transmisión y distribución de electricidad totalizan US $ 767 millones por año. Alrededor del 60 por ciento de eso se relaciona con obligaciones de mantenimiento y pago de garantías del Acuerdo de Compra de Energía (PPA), y el 40 por ciento restante a 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 la ZNI. [1]
Financiamiento de la electrificación rural
Hay tres fondos y programas diferentes que apoyan la electrificación rural en Colombia, cada uno establecido en un momento diferente con diferentes propósitos, y todos administrados por el Ministerio de Minas y Energía. A fines 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 destinados a beneficiar a 14.965 familias. [10]
El Fondo para la Electrificación de Zonas No Interconectadas (FANZI), fue establecido 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 estableció un fondo especial conocido como Fondo de Electrificación Rural (FAER), de características similares al FAZNI, para subsidiar la inversión 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 generaría aproximadamente US $ 18 millones por año. Los proyectos son presentados al FAER por las autoridades del gobierno local. Para ser elegibles, deben formar parte del plan de desarrollo local y del plan de inversión 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.
Resumen de la participación del sector privado
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 kWh de ventas) de la energía suministrada a la red interconectada. La transmisión la realizan siete empresas públicas distintas, mientras que la distribución y comercialización están en manos de más de 60 empresas, tanto públicas como privadas.
Actividad | Participación privada (%) |
---|---|
Generacion | 60% |
Transmisión | 0% |
Distribución | n / A |
Electricidad y medio ambiente
Responsabilidad por el medio ambiente
El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial tiene las responsabilidades ambientales en Colombia y lidera el compromiso del país con el desarrollo sostenible. Dentro del Ministerio, el Grupo de Mitigación del Cambio Climático aborda todos los temas relacionados con el cambio climático. [11]
Emisiones de gases de efecto invernadero
Debido al abundante potencial hidroeléctrico de Colombia, las emisiones de gases de efecto invernadero son muy bajas per cápita (1,3 t CO
2e) y por unidad de PIB (0,2 t CO
2mi). [4]
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) estimó que el CO
2las emisiones de la producción de electricidad en 2003 fueron de 6,5 millones de toneladas de CO
2. [12] Actualmente el 30 por ciento de CO
2Las emisiones en Colombia provienen del sector eléctrico, pero podrían aumentar si la generación térmica gana una mayor parte del mix energético. [4]
Proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio en electricidad
En agosto de 2007, hay tres proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) registrados en el sector eléctrico en Colombia, con reducciones de emisiones estimadas en general de 107,465 t CO
2e por año.
El proyecto Jepírachi, en la región de Uribia , es el primer y único parque eólico de Colombia. Se prevé que este proyecto de 19,5 MW desplazará unas 430.000 t CO
2hasta 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 t CO
2e de febrero de 2004 a agosto de 2006. [4]
Los otros dos proyectos registrados son la Central Hidroeléctrica Santa Ana, en el suburbio de Bogotá Usaquén , con reducciones de emisiones estimadas de 20.642 t CO
2e 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 t CO
2e por año. [15]
Asistencia externa
Banco Interamericano de Desarrollo
El Banco Interamericano de Desarrollo tiene actualmente un proyecto de energía 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 está contribuyendo con EE.UU. $ 200 millones. [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]
Ver también
- Economía de Colombia
- Energía hidroeléctrica en Colombia
- Lista de centrales eléctricas en Colombia
Referencias
ESMAP, 2007. Revisión del marco de políticas para una mayor 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.
Referencias
- ^ a b c d e f g h i "Volumen II: Informe principal" (PDF) . Colombia: Desarrollos económicos recientes en infraestructura (REDI). Equilibrar las necesidades sociales y productivas de infraestructura . Banco Mundial. 1 de noviembre de 2004 . Consultado el 3 de enero de 2009 .
- ^ a b c d e f g Ministerio de Minas y Energía y UPME 2006
- ^ Colombia quiere emprender la revolución eólica
- ^ a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u ESMAP 2007
- ^ "Plan Puebla Panamá" . Archivado desde el original el 27 de septiembre de 2007 . Consultado el 1 de septiembre de 2007 .
- ^ Argenpress
- ^ a b c d Datos de evaluación comparativa del sector de distribución de electricidad en la región de América Latina y el Caribe 1995-2005
- ^ a b "ISA" . Archivado desde el original el 7 de agosto de 2004 . Consultado el 1 de septiembre de 2007 .
- ^ a b Ruiz y Rodríguez-Padilla, 2005
- ^ " Compañía Colombiana de Certificación " . Archivado desde el original el 2 de septiembre de 2007 . Consultado el 4 de septiembre de 2007 .
- ^ "Ministerio de Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial" . Archivado desde el original el 29 de mayo de 2006 . Consultado el 1 de septiembre de 2007 .
- ^ OLADE Archivado el 28 de septiembre de 2007 en la Wayback Machine.
- ^ "MDL: Proyecto de energía eólica Jepirachi" . Consultado el 3 de enero de 2009 .
- ^ "MDL: Central Hidroeléctrica Santa Ana" . Consultado el 3 de enero de 2009 .
- ^ "MDL: Proyecto Hidroeléctrico La Vuelta y La Herradura" . Consultado el 3 de enero de 2009 .
- ^ "Proyecto: Central Hidroeléctrica Porce III - Banco Interamericano de Desarrollo" . Consultado el 3 de enero de 2009 .
- ^ "Proyecto: Interconexión Eléctrica Colombia - Panamá - Banco Interamericano de Desarrollo" . Consultado el 3 de enero de 2009 .
enlaces externos
- Ministerio de Minas y Energía
- Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial
- Unidad de Planeamiento Energético y Minero UPME
- Regulador de Electricidad CREG
- Programa de asistencia para la gestión del sector energético ESMAP del Banco Mundial