PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y … · La economía colombiana mostró durante...

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PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE ENERGÍA

ELÉCTRICA Y POTENCIA

MÁXIMA EN COLOMBIA

Revisión

Octubre de 2018

Avenida calle 26 No 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901 PBX (57) 1 222 06 01 FAX: 221 95 37 Línea Gratuita Nacional 01800 911 729 www.upme.gov.co

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Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima en Colombia Revisión Octubre de 2018

Proyección de Demanda de Energía Eléctrica

en Colombia Revisión Octubre de 2018

http://www.upme.gov.co/


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“Those who would legislate against the teaching of evolution should also legislate against gravity, electricity and the unreasonable velocity of light,

and also should introduce a clause to prevent the use of the telescope, the microscope and the spectroscope or any other instrument

of precision which may in the future be invented, constructed or used for the discovery of truth.”

Luther Burbank

“If you want to be respected by others, the great thing is to respect yourself. Only by that, only by self-respect will

you compel others to respect you.”

Fyodor Dostoyevsky

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía

Unidad de Planeación Minero Energética, UPME Subdirección de Demanda

Ricardo Humberto Ramírez Carrero Director General

Carlos Arturo García Botero

Subdirector de Demanda

William Alberto Martínez Moreno Profesional Especializado

Romel Rodríguez Hernández

Profesional Especializado

Revisión Octubre de 2018



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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 1. PANORAMA INTERNACIONAL: RIESGO DE RECESIÓN MUNDIAL REVIERTE RECUPERACIÓN EN

LOS PRECIOS DE LAS MATERIAS PRIMAS (OIL& GAS) Y PRODUCE BRUSCA CAÍDA EN PRINCIPALES INDICADORES BURSÁTILES ............................................................................ 9

2. ECONOMÍA COLOMBIANA: RECUPERACIÓN QUE AVANZA AUNQUE AMENAZADA A MEDIANO PLAZO POR EL DETERIORO DEL ENTORNO EXTERNO ......................................... 12

3. ANÁLISIS MICROECONÓMICO MERCADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ............ 16 4. PREVISIONES MACROECONÓMICAS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO ................................... 18 5. INTENSIDAD ENERGÉTICA COMO INDICADOR DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA .................... 19

5.1 Consumo per cápita de electricidad a nivel nacional 2013-2017 ......................................... 19 6. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA .............................................. 22

6.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual) ............................................................ 22 6.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual) ........................................................... 25 6.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual) ....................................................... 26 6.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual) ...................................................... 27 6.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual) ......................................................................... 27 6.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual) ....................................................................... 34 6.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual) .................................................................... 37 6.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual) ................................................................... 38

ANEXO A. SEGUIMIENTO A LAS PROYECCIONES DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ...................................................................................................................... 40

Análisis de Sesgo Sistemático....................................................................................................... 40 ANEXO B. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA DE LOS GRANDES CONSUMIDORES

ESPECIALES (GCE) ............................................................................................................ 45 Indicadores de desempeño de los GCE ........................................................................................ 45

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 49



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INTRODUCCIÓN En el presente informe se realiza la revisión cuatrimestral de las proyecciones de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima, continuando con la combinación de los modelos de demanda que genera una proyección más precisa. En esta revisión, se resaltan los siguientes elementos: 1. La economía colombiana mostró durante

el primer semestre de 2018, claras señales de fortalecimiento de su proceso de reactivación, que se manifestaron en la aceleración de la tasa de crecimiento, que pasó del 2.2% al 2.8%. Detrás de este mejor desempeño de la actividad económica, en el aspecto interno, está la recuperación de la dinámica de la demanda de electricidad y gas, el repunte en el consumo de los hogares y un mayor gasto público, tanto a nivel central como en entes departamentales y municipios.

2. Sin embargo, el proceso de reactivación

de la economía colombiana puede verse frenado por el deterioro de la economía mundial, que a pesar de una previsión de crecimiento de 3.7% anual para 2018 – 2019, refleja en la caída de los índices accionarios más importantes como el Dow Jones, y en el brusco descenso que ha tenido el precio del petróleo (interrumpiendo un rally de 44 meses de continua recuperación tras el choque 2014 – 2016, un pesimismo sobre lo que sea el desempeño de la economía a mediano plazo (2019 – 2020), en particular, por la evidente ralentización del crecimiento económico de China, el

riesgo de una recesión en Estados Unidos, tras completar en 2019 lo que sería su mayor período de expansión del PIB en su historia, el estancamiento de las principales economías europeas, el deterioro de las finanzas públicas, en particular en economías emergentes y países OCDE, como Turquía, Brasil y Argentina, y la presencia de la mayor ola migratoria que se tenga presente a nivel global, como producto del deterioro de orden público y crisis institucionales en Medio Oriente, Centroamérica (Honduras) y el caso de Venezuela.

3. El aspecto positivo para Colombia, es

haber estabilizado su inflación en medio de presiones alcistas en el tipo de cambio, ubicándose en 3.2% a septiembre de 2018. No obstante, la inflación de energéticos se ha mantenido por encima de la inflación al consumidor; la inflación de electricidad se ubica en septiembre en 7.7% anual, mientras, la inflación de combustibles es 6.7%, y la inflación de gas cede bajando al 2.9% en éste mes; en este aspecto, ha tenido que ver el ajuste en los precios por subasta., en respuesta al aumento de la probabilidad de la ocurrencia de un fenómeno del Niño en 2019 – 2020 y el retraso de la entrada en funcionamiento del Proyecto de Hidroituango.

4. Otro factor que condicionará las

expectativas de los agentes en Colombia, es el proyecto de ley de financiamiento del nuevo Gobierno, que busca incrementar el recaudo, aumentando tasas impositivas en personas naturales, fortaleciendo la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN) y reduciendo el gasto estatal en



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funcionamiento. Ello puede explicar el freno en el mejoramiento de las expectativas de consumidores y empresas que se experimentó en el segundo trimestre de 2018, en particular, tras el término del proceso electoral presidencial que eligió a Iván Duque como Mandatario para el período 2018 – 2022.

5. La Subdirección de Demanda de la UPME

considerando los riesgos externos que enfrenta la economía nacional, anteriormente descritos, y ponderando el mejor desempeño de su industria, comercio y gasto de los hogares, revisó al alza su proyección de crecimiento económico, en un escenario base para 2018 de 2.1% a 2.6%, y para 2019 de 2.6% a 2.9%. En un escenario optimista, la Subdirección de Demanda considera que el crecimiento podría alcanzar el 2.9% en 2018 y 3.5% en 2019.

6. A pesar de la mejor perspectiva de corto

plazo, la Subdirección de Demanda, mantiene inalterada su previsión de crecimiento potencial de largo plazo de la economía nacional, crecimiento que sitúa en el 3.2% en el escenario base, y 3.6% en el escenario optimista.

7. Se ha mostrado una reducción del 1,06%

promedio anual de la cantidad de energía eléctrica requerida para producir un peso de PIB para el período comprendido desde 2001 a 2017.

8. Al analizar la tendencia en el consumo per cápita en el sector residencial, se ha visto que ésta ha estado limitada en los últimos años por factores tales como: hábitos de consumo, disponibilidad

energética, condiciones climáticas y penetración de electrodomésticos más eficientes de acuerdo a estándares reglamentados.

9. La participación promedio sectorial dentro del consumo de electricidad 2013 – 2017, se conforma de la siguiente manera: Residencial (42,00%), Industrial (28,51%), Comercial (25,90%), y Oficial (3,59%).

10. El consumo de energía eléctrica de Colombia es función directa del crecimiento económico; el cual está ligado al nivel de industrialización y de desarrollo de la economía, así como también en cuanto al avance en I+D+i de las tecnologías, como de su progreso productivo y laboral.

11. En cuanto a la Generación Distribuida: a)

se utilizó la base de datos de los proyectos que han solicitado y se han certificado, para acceder a los incentivos tributarios contemplados en la citada ley 1715 de 2014, empleando Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), y b) se empleó la metodología por NREL, en donde modela la generación de un sistema fotovoltaico utilizando una simulación de hora por hora durante un período de un año. Para representar las características físicas del sistema, la calculadora requiere valores de seis entradas: tamaño del sistema (kW), tipo de módulo, tipo de matriz, pérdidas del sistema, ángulo de inclinación y ángulo de acimut de la matriz.



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12. Se empleó los datos reportados por el IDEAM en cuanto a Brillo (horas día) y Radiación Solar (kWh/m2), los cuales fueron contrastados con la base de datos de NREL - NSRDB (Base de Datos Nacional de Radiación Solar).

13. Es importante resaltar, que los valores

presentados en éste informe en cuanto a la conexión con Panamá, fueron realizados como ejercicio de planeación en colaboración con la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) de Panamá (la cual se encuentra analizándolos para su aval correspondiente). Estos valores permiten visualizar los posibles cambios estructurales en el SIN.

14. El crecimiento promedio anual para la

demanda de energía eléctrica para el período comprendido entre 2018 a 2032 será: SIN (2,82%), SIN+GCE (3,16%), SIN + GCE + Panamá (3,30%) y SIN + GCE + Panamá + GD (3,20%).

15. El crecimiento promedio anual para la

demanda de potencia máxima para el período comprendido entre 2018 a 2032 será: SIN (2,01%), SIN+GCE (2,41%), SIN + GCE + Panamá (2,56%) y SIN + GCE + Panamá + GD (2,40%).

16. Para los modelos de demanda de energía

eléctrica (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se han obtenido reducciones del 0,90% y 0,01% en el MSE de las proyecciones respectivamente.

17. En cuanto a los modelos de demanda de

potencia máxima (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y

Drummond), se obtuvieron reducciones del 1,27% y 0,06% en el MSE de las proyecciones.

18. El crecimiento anual promedio de la

demanda de energía eléctrica, durante los últimos 5 años para los Grandes Consumidores existentes (GC) fue: Cerromatoso (-1,4%), Cerrejón (-1,6%), OXY (-4,9%), La Cira Infantas (4,3%), Rubiales (10,8%) y Drummond (18,7%).

19. El crecimiento anual promedio de la

demanda de potencia máxima, durante los últimos 5 años para los Grandes Consumidores existentes (GC) fue: Cerromatoso (1,3%), Cerrejón (3,7%), OXY (-4,2%), La Cira Infantas (6,1%), Rubiales (10,0%) y Drummond (15,9%).



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Resumen de Resultados Demanda Energía Eléctrica 2018 - 2032

Proyección de la Demanda Energía Eléctrica (GWh)

Fuente: UPME, 2018.

Los resultados de integrar estas

demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1. Proyección de la Demanda Energía Eléctrica (GWh)

Año PROYECCIÓN ESCENARIO MEDIO

SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá

SIN + GCE + Panamá + GD

2018 68.099 69.377 69.377 69.365 2019 70.098 72.146 72.146 72.119 2020 71.921 74.374 74.374 74.319 2021 73.962 76.948 76.948 76.846 2022 75.982 79.349 79.349 79.176 2023 77.881 81.045 81.045 80.777 2024 79.934 82.990 85.153 84.767 2025 82.155 85.065 87.644 87.119 2026 84.371 87.222 89.933 89.256 2027 86.770 89.707 92.552 91.713 2028 89.234 92.444 95.217 94.212 2029 91.663 95.453 98.262 97.104 2030 94.191 99.518 101.917 100.621 2031 97.014 103.017 105.213 103.779 2032 99.821 106.714 108.829 107.276

Los resultados de los porcentajes de crecimiento de la demanda proyectada nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2. Crecimiento de la Demanda Energía Eléctrica (%)




2018 3,6% 3,7% 3,7% 3,7%

2019 2,9% 4,0% 4,0% 4,0%

2020 2,6% 3,1% 3,1% 3,1%

2021 2,8% 3,5% 3,5% 3,4%

2022 2,7% 3,1% 3,1% 3,0%

2023 2,5% 2,1% 2,1% 2,0%

2024 2,6% 2,4% 5,1% 4,9%

2025 2,8% 2,5% 2,9% 2,8%

2026 2,7% 2,5% 2,6% 2,5%

2027 2,8% 2,8% 2,9% 2,8%

2028 2,8% 3,1% 2,9% 2,7%

2029 2,7% 3,3% 3,2% 3,1%

2030 2,8% 4,3% 3,7% 3,6%

2031 3,0% 3,5% 3,2% 3,1%

2032 2,9% 3,6% 3,4% 3,4%

Resumen de Resultados Demanda Potencia Máxima 2018 - 2032

Proyección de la Demanda Potencia Máxima (MW)

Fuente: UPME, 2018.

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

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SIN + GCE

SIN + GCE + Panamá


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MW

SIN

SIN + GCE

SIN + GCE + Panamá




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Los resultados de la proyección de potencia máxima total se muestran en la Tabla 3.

Tabla 3. Proyección de la Demanda Potencia Máxima (MW)




2018 10.154 10.462 10.462 10.460

2019 10.402 10.768 10.768 10.762

2020 10.598 11.028 11.028 11.017

2021 10.805 11.333 11.333 11.312

2022 11.010 11.608 11.608 11.571

2023 11.198 11.758 11.758 11.702

2024 11.414 11.955 12.311 12.228

2025 11.625 12.136 12.522 12.409

2026 11.847 12.340 12.699 12.554

2027 12.084 12.580 12.940 12.762

2028 12.310 12.836 13.175 12.959

2029 12.537 13.133 13.494 13.244

2030 12.775 13.568 13.884 13.612

2031 13.031 13.903 14.211 13.899

2032 13.289 14.275 14.586 14.258

Los resultados de los porcentajes de

crecimiento de la demanda proyectada potencia máxima total se muestran en la Tabla 4.

Tabla 4. Crecimiento de la Demanda Potencia Máxima (%)




2018 3,0% 4,7% 2,6% 4,6%

2019 2,4% 2,9% 2,6% 2,9%

2020 1,9% 2,4% 2,6% 2,4%

2021 2,0% 2,8% 2,6% 2,7%

2022 1,9% 2,4% 2,6% 2,3%

2023 1,7% 1,3% 2,6% 1,1%

2024 1,9% 1,7% 2,6% 4,5%

2025 1,9% 1,5% 2,6% 1,5%

2026 1,9% 1,7% 2,6% 1,2%

2027 2,0% 1,9% 2,6% 1,7%

2028 1,9% 2,0% 2,6% 1,5%

2029 1,8% 2,3% 2,6% 2,2%

2030 1,9% 3,3% 2,6% 2,8%

2031 2,0% 2,5% 2,6% 2,1%

2032 2,0% 2,7% 2,6% 2,6%



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1. PANORAMA INTERNACIONAL: RIESGO DE RECESIÓN MUNDIAL REVIERTE RECUPERACIÓN EN LOS PRECIOS DE LAS MATERIAS PRIMAS (OIL& GAS) Y PRODUCE BRUSCA CAÍDA EN PRINCIPALES INDICADORES BURSÁTILES

El mundo atraviesa una serie de tensiones políticas, que no habían interferido con la recuperación económica, y fortalecimiento de las economías emergentes. Estas tensiones se relacionan con las diferencias que han venido presentándose entre Estados Unidos y China (dada la asimetría en la política arancelaria entre ambos países), la incertidumbre por los efectos del Brexit en Europa (que se hará efectivo en 2019), el anuncio de sanciones de Estados Unidos a Irán por desacuerdos en la política nuclear (lo que reduciría en por lo menos 4 millones de barriles de crudo por día, la oferta mundial de crudo), y la ralentización del crecimiento económico, bajo distintas dinámicas, en China (que transita ahora de tasas de 9% promedio anual que tuvo en la década anterior, a tasas de 5% a largo plazo) y la Eurozona, que parece reducir su crecimiento potencial de 3% a 2% anual. El gran desempeño de la economía de Estados Unidos, que ha crecido en promedio 4% en el primer semestre de 2018, impulsado por la reforma tributaria de la Administración Trump que redujo a la mitad, aproximadamente, los impuestos corporativos, no fue suficiente para calmar el creciente nerviosismo en los mercados financieros, a partir del segundo semestre de 2018. El Fondo Monetario Internacional (FMI) ha revisado a la baja sus previsiones de crecimiento para 2019. Si bien, no es un escenario recesivo, destaca la drástica

reducción de previsión en el crecimiento de Latinoamérica (de 2.6% a 2.2%), y su pesimismo sobre un crecimiento en la Eurozona superior al 3% (Gráfica 1). El Dow Jones que alcanzó su récord histórico en septiembre de 2018 rebasando los 26000 puntos, tuvo uno de sus mayores descensos en octubre, generando un efecto espiral en los demás índices accionarios (Gráficas 2 – 3).

Gráfica 1. Previsión Crecimiento Económico Mundial - FMI, Revisión Octubre 2018

Fuente: FMI (2018)

Gráfica 2. Dow Jones Vs Nadasq

Fuente: Bloomberg (2018)

Gráfica 3. Variación Anual Indicadores Accionarios

Ene. 2011 – Oct. 2018

Fuente: Bloomberg - Cálculos Propios (2018)

4.7

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4.9

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4.7

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2017 2018 2018 Rev. 2019 2019 Rev.

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Un aspecto que ha ayudado a alimentar las expectativas pesimistas, ha sido el endurecimiento de la política monetaria de la Reserva Federal de los Estados Unidos (FED), que ha subido sus tasas en 2018 de 1.5% a 2.25% anual, y que de acuerdo a las minutas, de su sesión más reciente en Septiembre, deberán ubicarse al menos en 3%, en 2019, para estabilizar la inflación. Esto ha reducido el diferencial de tasas interna – externa entre países emergentes y Estados Unidos. En particular, para Colombia, el diferencial de tasas se redujo de 6% (600 Pb) a 200 Pb en sólo dos años (Gráfica 4).

Gráfica 4. Tasas Política Monetaria Reserva Federal Vs Tasas BanRepública

Fuente: Reserva Federal de San Luis (2018)

El aumento de las tasas de la FED, se ha manifestado, en el aumento de las tasas del Tesoro Americano, que en un entorno de menor liquidez, dada la terminación de los programas QE (Quantitative Easy) de liquidez a tasas bajas, lleva al aumento de tasas de deuda pública en emergentes. La reducción del diferencial de tasas largas versus y cortas, con el respectivo aplanamiento de la curva de rendimientos (la pendiente se redujo de 96 Pb a 46 Pb entre Enero y la semana final de Octubre) denota una mayor aversión al riesgo, que castiga con una prima de mercado mayor las colocaciones de vencimientos más altos en deuda, en relación a los bonos con plazos al vencimiento o duraciones cortos (Gráfica 5 – 6).

Históricamente, este hecho, el aplanamiento de la curva, es un predictor de crisis económicas.

Gráfica 5. Tasas Tesoro a 1 y 10 Años

Fuente: Reserva Federal de San Luis (2018)

Gráfica 6. Aplanamiento Curva de Rendimiento Bonos del

Tesoro (Puntos Básicos – Pb)

Fuente: Cálculos Propios (2018)

En esta turbulencia de los mercados financieros, se ha vuelto a fortalecer el dólar y se ha retornado a la correlación natural negativa de éste con relación al petróleo (Gráfica 7). Gráfica 7. Dólar (USD / EUR) Versus Petróleo (Precio Brent –

USD / Barril)

Fuente: Bloomberg (2018)

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Brent USD/ EUR



11


El precio del crudo, que tocó en septiembre su máximo de USD 86/ Barril, en la referencia Brent en octubre tuvo su mayor descenso desde el primer bimestre de 2016: se redujo 15% aproximadamente, cayendo a USD 73/ Barril al final del mes. La consecuencia, ha sido, en otras, un aumento en la percepción de riesgo de emergentes, en particular Latinoamérica, que volvió a presentar un Embi por encima de los 500 puntos básicos (Gráfica 8) Gráfica 8. Dólar (USD / EUR) Versus Petróleo (Precio Brent –

USD / Barril)

Fuente: Cálculos Propios – Bloomberg (2018)

No obstante, para Colombia el riesgo país se ha mantenido en niveles históricamente bajos (por debajo de 200 puntos básicos) dado que el Marco Fiscal de Mediano Plazo se hizo con un precio Brent de USD 60 por barril, inferior al rango promedio de precios del crudo en 2018 (Gráfica 9).

Gráfica 9. Embi Colombia Versus Petróleo (Precio Brent – USD / Barril)

Fuente: Cálculos Propios – Bloomberg (2018)

518

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12


2. ECONOMÍA COLOMBIANA: RECUPERACIÓN QUE AVANZA AUNQUE AMENAZADA A MEDIANO PLAZO POR EL DETERIORO DEL ENTORNO EXTERNO

Durante el primer semestre de 2018, Colombia comenzó a consolidar una recuperación económica, que se refleja en una aceleración del crecimiento anual del PIB que pasó de 1.8% en 2017 a 2.5% promedio, en los primeros dos trimestres de 2018, a la par de una recuperación del precio del crudo, lo que evidencia la sensibilidad que el ciclo económico de Colombia con la dinámica de precios del crudo en los mercados internacionales (Gráfica 10)

Gráfica 10. Crecimiento Económico Colombia. Evolución Trimestral

Fuente: DANE – Bloomberg

La clave de este proceso de reactivación se llama Confianza. En la medida que la confianza de los consumidores y empresarios volvió a estar en niveles ´positivos, la economía colombiana retornó a crecimientos por encima de 2.55 (Gráfica 10). En ello fue determinante, el clima de tranquilidad que la elección del Presidente Iván Duque dio a los agentes e inversionistas extranjeras, dado que fue el candidato en campaña que contó con el respaldo del Consejo Gremial, además de las principales fuerzas políticas del país (Gráfica 11).

Gráfica 11. Índices de Confianza del Consumidor (ICC) e Industria (ICI) Versus Índice Seguimiento de la Economía

(ISE)

Fuente: Fedesarrollo – Cálculos Propios

La industria ha sido determinante también en el proceso de recuperación de la economía colombiana. Tras un período alrededor de 3 años con variaciones negativas, en promedio, el índice de producción industrial (IPI) volvió a mostrar tasas de crecimiento por encima del 5%, lo que es consistente con la mayor confianza de los empresarios, y la mayor dinámica en el volumen de pedidos (Gráfica 12).

Gráfica 12. ICI Versus Crecimiento Anual IPI e Índice Volumen Pedidos de la Industria

Fuente: Fedesarrollo – DANE – ANDI - Cálculos Propios

La capacidad instalada ha retornado a niveles históricos, por encima del 80%, lo que ayuda a explicar el repunte en la demanda de electricidad – EE y de gas natural – GN (Gráficas 13 – 14).

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Crecimiento Económico

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ICI,

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IPI

IPI Índice de Confianza Industrial (ICI) Volumen actual de pedidos



13


Gráfica 13. Capacidad Instalada Versus Demanda EE (Crecimiento Anual)

Fuente: XM – ANDI – Cálculos Propios

En consecuencia, el aumento de la producción, que responde a mayores pedidos y ventas, se refleja en el aumento de las empresas que consideran su situación buena o mejor con relación al mes anterior. Cabe destacar que el porcentaje de empresas que se consideran en una mejor situación, entre enero de 2017 y agosto de 2018, pasó de 39.3% a 47.4% (Gráfica 15).

Gráfica 14. Capacidad Instalada Versus Demanda GN (Crecimiento Anual)

Fuente: Concentra – ANDI – Cálculos Propios

Gráfica 15. Porcentaje de Empresas que consideran su

situación económica en el mes Buena o Mejor respecto al mes anterior

Fuente: Fedesarrollo – DANE – Cálculos Propios

Desafortunadamente, la tasa de desempleo en las principales 13 ciudades, aun no plasma el mejor comportamiento de la actividad económica en 2018; la tasa de desempleo ha seguido en aumento, ubicándose en septiembre en 10.9%, si bien es cierto que el desempleo actúa con rezago ante la dinámica de la actividad económica. Sin embargo, el desempleo en grandes ciudades se está alejando de la tasa natural de 8%, lo que según el análisis del nuevo Gobierno, es en parte consecuencia del aumento en la tasa impositiva a empresas que se dio en últimas reformas tributarias, desestimulando la generación de empleo (Gráfica 16). Gráfica 16. Tasa Desempleo 13 Grandes Ciudades (TD) Versus

ISE

Fuente: DANE – Cálculos Propios

La inflación al consumidor se ha mantenido estable alrededor del 3% anual, cumpliendo el rango meta de la inflación objetivo del Banco de la República. Gráfica 17. Inflación al Consumidor y Productor Versus Tasas

BanRepública (BR)

Fuente: BanRepública – Cálculos Propios

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Capacidad Instalada Demanda GN

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35

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Tasas BR Consumidor (IPC) Productor Nacional (IPP)



14


Sin embargo, la inflación de precios al productor viene subiendo de forma sostenida a lo largo de 2018, lo que está asociado al repunte en el tipo de cambio, el cual rebasó los COP 3200 al final de octubre (depreciación anual del tipo de cambio – TRM del 6%), que al asociarlo con el efecto que esto tendría sobre precios al consumidor (Pass – Trough), hace prever un repunte moderado de la inflación que la pueda ubicar a 3 – 6 meses en un rango del 3.5% - 4%, que en todo caso se ajusta, hacia el límite superior del rango meta de inflación objetivo del Banco Central (Gráficas 17 – 19).

Gráfica 18. Variación Tasa de Cambio


Gráfica 19. Pass – Trough Versus Inflación al Consumidor

Colombia


A pesar de la depreciación de la TRM a partir de septiembre, las expectativas de inflación se mantienen sin modificación, y convergen a

dos años a 3.4%, dentro del rango meta de inflación (Gráfica 20)

Gráfica 20. Expectativas Inflación Colombia


El punto crítico en cuanto expectativas refiere al comportamiento de la tasa de cambio, dado que según los analistas, esperan una tasa de cambio de largo plazo o de equilibrio sobre los COP 3000, y esperaban una TRM por debajo de esta cifra en 2018, por lo que es factible que pueda afectar en las encuestas de noviembre y diciembre del Banco de la República, las previsiones de inflación a uno y dos años (Gráfica 21)

Gráfica 21. Expectativas TRM (COP /USD) Colombia

Cierre de Octubre 2018


3004

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r-0

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9o

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09

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-10

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10

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-11

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11

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-12

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12

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-13

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13

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-14

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14

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-15

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-16

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16

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-17

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17

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e-1

8a

br

-18

jul-

18

oc

t-1

8

Fin de Año 12 meses Fin de Mes

3.2%

0.4%

-3.0%-2.5%-2.0%-1.5%-1.0%-0.5%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%

1%2%3%4%5%6%7%8%9%

10%11%

en

e-0

0o

ct-0

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1a

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-02

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3o

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-05

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6o

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5ju

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br

-17

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e-1

8o

ct-1

8

Inflación Pass Trough

3.1%

3.4%3.2%

4.25%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

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p-1

7

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8

jun

-18

se

p-1

8

ObservadaMetaFin Año ActualA 12 MesesA 24 MesesTasa Banrepública

21

80

19

02

18

54

17

99

18

80

20

18

27

72 3

04

0

29

58 32

02

22

61

19

42

18

20

18

00

18

71 20

37

26

32

30

19

29

98

30

04

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Spot

Dic. Año Actual

A 1 Año

A 2 Años



15


Con relación a las tasas de interés de los bonos de deuda pública, éstas han mostrado un repunte en septiembre y octubre, en consonancia con la mayor volatilidad en los mercados financieros. La curva de rendimientos se ha aplanado, lo que refleja aversión al riesgo y puede ser señal de una posible desaceleración en el ritmo de crecimiento económico a mediano plazo. (Gráficas 22 – 23).

Gráfica 22. Tasas Anuales Cero Cupón TES


Gráfica 23. Pendiente Curva de Rendimientos Títulos TES

(Puntos Básicos – Pb)

Fuente: Cálculos Propios

4.77%

6.31%

7.28%

2%3%4%5%6%7%8%9%

10%11%12%13%14%

feb

-08

jun

-08

oct

-08

feb

-09

jun

-09

oct

-09

feb

-10

jun

-10

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-10

feb

-11

jun

-11

oct

-11

feb

-12

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-12

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-12

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-13

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-13

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-13

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-14

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-14

feb

-15

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-15

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-15

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-16

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-16

oct

-16

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-17

jun

-17

oct

-17

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-18

jun

-18

oct

-18

1 año 5 años 10 años

28

01020304050607080

ab

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3o

ct-

03

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r-0

4o

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8o

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6o

ct-

16

ab

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7o

ct-

17

ab

r-1

8o

ct-

18



16


3. ANÁLISIS MICROECONÓMICO MERCADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

La inflación de energéticos se ha venido situando significativamente por encima de la inflación al consumidor, lo que responde al efecto de la reforma tributaria de 2016, que subió el precio de combustibles, a la depreciación del tipo de cambio en el segundo semestre de 2018, y a la especulación en el mercado de bolsa, originada por el aumento de probabilidad se ha presentado de ocurrencia del Fenómeno del Niño en 2019 – 2020 al 90%, según el Instituto de Oceanografía de Estados Unidos y expertos en clima (Gráfica 24).

Gráfica 24. Inflación Energéticos

Fuente: DANE – Cálculos Propios

En consecuencia, se ha estimulado una mayor sensibilidad a los precios de la electricidad, en particular, en industria y comercio, tal como señalan las gráficas de elasticidad precio – demanda construidas a partir de modelos de cointegración cuya metodología es diseñada por la UPME y están a disposición para requerimientos del lector (Gráficas 25 – 29)

Gráfica 25. Elasticidad Precio – Demanda EE Marcado Regulado

Fuente: Cálculos Propios – UPME

Gráfica 26. Elasticidad Precio – Demanda EE Hogares


En general, el sector no regulado muestra una mayor sensibilidad, que además es creciente, lo que infiere una capacidad de reacción más que proporcional en la demanda (contrayéndose) ante aumentos de X% en los precios.

Gráfica 27. Elasticidad Precio – Demanda EE Industria


1.2%2.9%

7.7%

3.2%6.7%

-30%-25%-20%-15%-10%

-5%0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%50%55%60%65%

dic

-10

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1d

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12

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-12

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18

jun

-18

sep

-18

Devaluación

GN

EE

Inflación (IPC)

Combustibles

0.45

0.62

0.38

0.23

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

feb

-11

ma

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1a

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-11

no

v-1

1fe

b-1

2m

ay

-12

ag

o-1

2n

ov

-12

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-13

ma

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3a

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-13

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b-1

4m

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-14

ag

o-1

4n

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-14

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-15

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-15

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5fe

b-1

6m

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-16

ag

o-1

6n

ov

-16

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-17

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7a

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-17

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7fe

b-1

8m

ay

-18

ag

o-1

8

Hogares Industrial Comercial Oficial

0.76

0.38

0.16

0.46

0.11

0.23

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

feb

-10

ma

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0a

go

-10

no

v-1

0fe

b-1

1m

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-11

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-11

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-12

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-12

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2fe

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3m

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-13

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3n

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-13

feb

-14

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-14

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4fe

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5m

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-15

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5n

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-15

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-16

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-16

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-17

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7n

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-17

feb

-18

ma

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-18

E1 E2 E3 E4 E5 E6

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

feb

-10

ag

o-1

0

feb

-11

ag

o-1

1

feb

-12

ag

o-1

2

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-13

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3

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-14

ag

o-1

4

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-15

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o-1

5

feb

-16

ag

o-1

6

feb

-17

ag

o-1

7

feb

-18

ag

o-1

8Industrial No ReguladaIndustrial Regulada



17


Gráfica 28. Elasticidad Precio – Demanda EE Mercado No Regulado


Gráfica 29. Elasticidad Precio – Demanda EE Mercado Total,

Mercado Regulado Versus Mercado No Regulado


Así mismo, resalta la creciente sensibilidad de la industria, tanto regulada como no regulada, lo que infiere mayor capacidad de sustitución bien sea por cogeneración/ autogeneración, y es consistente con el repunte observado en la demanda de gas natural en Colombia, durante 2018.

1.74

2.33

0.63

-0.50.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5

feb

-10

ma

y-1

0a

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-10

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0fe

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1m

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-11

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-11

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-12

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3m

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3n

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-13

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-14

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-15

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-16

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7m

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-17

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7n

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-17

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-18

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y-1

8a

go

-18

Industrial No Regulada Comercial Oficial

0.53

1.14

0.74

0.200.400.600.801.001.201.401.601.80

feb

-10

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no

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-11

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1n

ov

-11

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-12

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-12

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2fe

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3m

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-13

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3n

ov

-13

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-14

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-14

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5m

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-15

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-15

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-16

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-16

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7m

ay

-17

ag

o-1

7n

ov

-17

feb

-18

ma

y-1

8a

go

-18

Regulado No Regulado Total



18


4. PREVISIONES MACROECONÓMICAS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO

La Subdirección de Demanda de la UPME, en un escenario base, subió sus previsiones de crecimiento económico de 2.3% a 2.6%, en un escenario base para 2018 y de 2.5% a 2.9% para 2019. El escenario optimista, se ubica en 3% para 2018 y 3.5% para 2019, en línea con el mayor optimismo que han manifestado los analistas y entidades multilaterales.

Gráfica 30. Proyección Crecimiento Económico Colombia


Sin embargo, la previsión de crecimiento potencial se mantiene en 3.2%, reconociendo dificultades relacionadas con factores estructurales (envejecimiento de la mano de obra, caída en la productividad, incertidumbre sobre la dinámica de precios del crudo) que dificultan un crecimiento sostenido por encima del 3.5% anual a largo plazo. Así mismo, la Subdirección de Demanda, considera que es factible un mayor descenso en los precios del petróleo (los modelos de la Subdirección de Demanda, consideran un precio de equilibrio del Brent en un rango de USD 60 – USD 65 por barril) si se siguen exacerbando los mercados, y se acentúa el deterioro de indicadores líderes en la economía mundial, en particular con el ciclo económico de Estados Unidos.

2.6

% 2.9

%

3.1

%

3.2

%

3.2

%

3.0

% 3.5

%

3.4

%

3.5

%

3.6

%

2.3

%

2.2

%

2.1

%

2.1

%

2.1

%

3.2%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

2018 2019 2020 2021 2022

Base Optimista Pesimista Potencial



19


5. INTENSIDAD ENERGÉTICA COMO INDICADOR DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Rosenfeld's Law1

The original quote by Arthur H. Rosenfeld is: “From 1845 to the present, the amount of energy required to produce the same amount of gross national product has steadily decreased at the rate of about 1 percent per year. This is not quite as spectacular as Moore's Law of integrated circuits, but it has been tested over a longer period of time. One percent per year yields a factor of 2.7 when compounded over 100 years. It took 56 BTUs (59,000 joules) of energy consumption to produce one (1992) dollar of GDP in 1845. By 1998, the same dollar required only 12.5 BTUs (13,200 joules).”

En conclusión, el texto anterior indica que la cantidad de energía requerida para producir un dólar de PIB ha disminuido en aproximadamente un 1% por año desde 1845. Para el caso colombiano, de acuerdo a la intensidad energética (kWh por unidad de PIB) calculada a partir de los datos reportados por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (consumo en kWh) y el DANE (Producto Interno Bruto - PIB). Ésta ha mostrado una reducción del 1,06% promedio anual de la cantidad de energía eléctrica requerida para producir un peso de PIB, para el período comprendido desde 2001 a 2017.

1 ROSENFELD, A. H., KAARSBERG, T. M., ROMM, J. J. (2001).

"Efficiency of Energy Use". The Macmillan Encyclopedia of

Energy, John Zumerchik, Editor in CHIEF, Macmillan

Reference USA (Consulta: Junio 25 de 2018).

Gráfica 31. Intensidad energética vs consumo per cápita

Fuente: UPME, Base de Datos SUI, DANE, 2018.

De la gráfica anterior, se puede corroborar que la intensidad energética ha venido disminuyendo, convirtiéndose en un indicador de eficiencia energética. Lo que traduce en una reducción del consumo energético mediante la utilización de tecnologías más eficientes. Sin embargo, en el período 2015 – 2016 y parte del 2017 se redujo el consumo energético, mediante cambios en los hábitos de comportamiento (Campaña Apagar Paga).

5.1 Consumo per cápita de electricidad a nivel nacional 2013-2017

De acuerdo a lo encontrado y analizado por Joel Darmstadter2, reconoce una interrelación entre la población y la energía. Por lo general, cuanto mayor sea el ingreso per cápita de una región, mayor será su consumo de energía per cápita.

2 DARMSTADTER, JOEL. (2004). “Energy and Population”.

Resources for the Future, pages: 1 – 10, Issue Brief 04–01. En

línea: http://home.wlu.edu/~caseyj/RFFEnergy.pdf

(Consulta: Junio 25 de 2018).

1.050

1.066

1.082

1.098

1.114

1.130

0,000050

0,000062

0,000074

0,000086

0,000098

0,000110

2013 2014 2015 2016 2017

kWh

per

cá

pit

a

Inte

nsi

dad

en

ergé

tica

(kW

h p

or

un

idad

de

PIB

)

Intensidad energética TotalIntensidad energética Sector IndustrialIntensidad energética Sector Comercial y OficialConsumo per cápita Total


http://home.wlu.edu/~caseyj/RFFEnergy.pdf


20


A medida que el ingreso per cápita aumenta, también lo hace el uso de energía per cápita. La energía eléctrica permite impulsar la productividad y estimular el crecimiento económico. A su vez, ese mismo crecimiento da lugar a la adquisición de necesidades domésticas y comodidades asociadas con el aumento del consumo de energía. Cabe resaltar que Darmstadter, hace referencia a lo sucedió en los Estados Unidos, en donde a finales del siglo XIX hasta el siglo XX, el mayor uso de la energía por unidad de PIB estuvo asociado al crecimiento de la manufactura a gran escala y de la infraestructura asociada a la energía. Sin embargo, a finales del siglo XX la actividad manufacturera comenzó a disminuir y el auge de las actividades de prestación de servicios, mostró una desaceleración proporcional de la tasa de crecimiento del consumo de energía, aunque continuó, por supuesto, su crecimiento constante en términos absolutos. Esta desaceleración, estuvo impactada por factores no estructurales, que le permitieron tener beneficios en cuanto a mejoras económicas y de eficiencia energética en la generación de electricidad. Lo anterior, se hizo con el fin de ilustrar el comportamiento que tuvo en su momento EE.UU y lo que actualmente se presenta en Colombia.

Gráfica 32. Histórico de las variables más representativas en cuanto al consumo per cápita de electricidad


Tabla 5. Matriz de correlaciones para el período 2013-2017

Consumo de electricidad

PIB Población

Consumo de electricidad 97,8% 98,0%

PIB 97,8% 94,6%

Población 98,0% 94,6%

Al analizar la tendencia en el consumo per cápita en el sector residencial, se ha visto que ésta ha estado limitada en los últimos años por factores tales como: hábitos de consumo, disponibilidad energética, condiciones climáticas y penetración de electrodomésticos más eficientes de acuerdo a estándares reglamentados. De otra parte, la composición y estructura de los hogares ha jugado un papel importante en la demanda energética de estos, asociado a los niveles de bienestar, lo cual se ha traducido en los últimos 5 años, en el aumento leve y casi imperceptible de su participación en un 0,002%.

42.000

44.000

46.000

48.000

50.000

52.000

54.000

56.000

2013 2014 2015 2016 2017

Consumo (GWh)

PIB (10^10 en pesos constantes de 2005)

Población (miles de Habitantes)



21


Gráfica 33. Participación promedio sectorial dentro del consumo de electricidad 2013 - 2017

Fuente: UPME, Base de Datos SUI, 2018.

Gráfica 34. Consumo per cápita por sector

Fuente: UPME, Base de Datos SUI, 2018.

En cuanto al sector industrial y al sector comercial-oficial, se ha notado una desaceleración leve y mínima en sus participaciones del 0,001%, 0,0008% y 0,0002% respectivamente. Donde ha mostrado una relación directa entre el consumo energético y el desarrollo económico del país de los últimos años. También estos sectores se han visto afectados por las condiciones climáticas, la tasa de cambio representativa del mercado, los precios de los commodities y las mejoras en la eficiencia energética.

Gráfica 35. Relación entre el PIB per cápita y el consumo de electricidad per cápita para el período 2010 - 2017


El consumo de energía eléctrica de Colombia es función directa del crecimiento económico; el cual está ligado al nivel de industrialización y de desarrollo de la economía, así como también en cuanto al avance en I+D+i de las tecnologías, como de su progreso productivo y laboral.

42,00%

28,51%

25,90%3,59%

Residencial

Industrial

Comercial

Oficial

0

200

400

600

800

1.000

1.200

20132014

20152016

2017

kWh

per

cá

pit

a

Residencial Industrial Comercial Oficial

16,02

16,06

16,10

16,15

16,19

16,24

16,28

6,90 6,93 6,95 6,98 7,00 7,03

LN P

IB p

er c

áp

ita

(Bas

e 2

005)

LN Consumo per cápita de electricidad



22


6. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA

6.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual)

Como se ha mencionado anteriormente en los informes de revisión, el modelo de largo plazo es un modelo econométrico de combinación de pronósticos3 (explicado en los informes de julio y noviembre de 2014), empleando modelos multivariados como los VAR (Modelo de Vectores Autorregresivos) y los VEC (Modelo de Vectores de Corrección de Error), los cuales proponen un sistema de ecuaciones, con tantas ecuaciones como series a analizar o predecir. Los datos introducidos en el modelo de esta revisión son: las series históricas de la Demanda de Energía Eléctrica de Colombia obtenidas del Operador del Sistema (XM), los datos económicos (PIB Total) del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), los datos demográficos (Población) de la Organización de las Naciones Unidas (UN) y el dato climático (Temperatura) obtenido del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM). La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 6:

3 CASTAÑO V., ELKIN. Revista Lecturas de Economía No. 41.

“Combinación de pronósticos y variables predictoras con

error”.

Tabla 6. Variables de la Demanda de EE a largo Plazo ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica :

DEE Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2018)

XM

PIB Total : PIBTotal

Trimestral (Marzo 1994 – Junio 2018)

DANE

Trimestral (Septiembre 2018 – Diciembre 2050)

UPME

Población : POB Anual (1950 – 2100)

ONU (Organización

Naciones Unidas)

Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN :

TEMP Mensual (Enero 1971 – Diciembre 2100)

IDEAM

Fuente: UPME, Base de Datos XM (22 de Octubre), ONU, DANE e IDEAM, 2018.

Los modelos empleados para la construcción del modelo de largo plazo en esta revisión fueron: un modelo VAR endógeno, un VAR exógeno, y un modelo VEC con variable exógenas (variable simulada de tipo impulso o escalón “Dummy” – Q2/2010 a Q1/2011, Q1/2013 a Q4/2013 y Q3/2016 a Q2/2017). La estimación eficiente de las ponderaciones se realizó otorgándole mayor valor al modelo que cumpliera con los parámetros más idóneos. Los parámetros calificados fueron: los criterios de Akaike, Schwarz y el Logaritmo de Máxima Verosimilitud Conjunto. Como resultado, la composición del modelo combinado es: VAR Endógeno (17%), VAR Exógeno (50%) y VEC (33%).



23


Por otra parte, los escenarios alto y bajo se calcularon a partir del escenario medio con un ancho de banda del 95% (Z1,96), lo que permitirá incorporar la incertidumbre originada por los Grandes Consumidores Especiales (GCE), capturando con un mayor grado de confiabilidad los valores reales futuros asociados a la demanda de energía, tanto en electricidad como en potencia máxima. Se evidencia una correlación positiva y significativa a lo largo del tiempo entre la demanda de energía eléctrica, el PIB Total y la Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN (Ver Gráfica 36). Gráfica 36. Crecimiento anual de las variables empleadas en

las proyecciones UPME


A continuación en la Tabla 7, se presentan los supuestos macroeconómicos (PIB), sociales (Población) y climáticos (Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN), tanto históricos como proyectados, que son los drivers empleados para la elaboración de los modelos de largo plazo de demanda de energía eléctrica.

Tabla 7. Principales Supuestos Macroeconómicos, Sociales y Climáticos empleados en las proyecciones

PIB (Precios Constantes –

Miles de Millones de Pesos 2015)

Temperatura Media - Áreas Geográficas del SIN (°C)

Población (Millones de Habitantes)

2011 686.897 23,29 46.407

2012 713.707 23,31 46.881

2013 746.301 23,38 47.343

2014 781.589 23,55 47.792

2015 804.692 23,98 48.229

2016 820.485 24,21 48.653

2017 835.165 24,09 49.066

2018 856.620 24,00 49.465

2019 881.566 24,01 49.850

2020 908.702 24,10 50.220

2021 937.666 24,22 50.576

2022 968.063 24,26 50.917

2023 998.208 24,19 51.244

2024 1.029.784 24,22 51.556

2025 1.062.093 24,26 51.854

2026 1.095.899 24,27 52.139

2027 1.130.712 24,33 52.409

2028 1.166.983 24,36 52.665

2029 1.204.255 24,32 52.907

2030 1.242.768 24,30 53.134

2031 1.282.618 24,39 53.347

2032 1.323.713 24,38 53.546

Fuente: DANE - Cálculos

UPME IDEAM (ONU)

Revisión: Septiembre de

2018 2015 Junio de 2017

Tabla 8. Crecimiento anual de las variables empleadas en las

proyecciones UPME

Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN Población

2011 7,36% -1,84% 1,06%

2012 3,90% 0,10% 1,02%

2013 4,57% 0,29% 0,98%

2014 4,73% 0,74% 0,95%

2015 2,96% 1,80% 0,91%

2016 1,96% 0,96% 0,88%

2017 1,79% -0,48% 0,85%

2018 2,57% -0,35% 0,81%

2019 2,91% 0,01% 0,78%

2020 3,08% 0,40% 0,74%

2021 3,19% 0,47% 0,71%

2022 3,24% 0,17% 0,67%

2023 3,11% -0,29% 0,64%

2024 3,16% 0,14% 0,61%

2025 3,14% 0,16% 0,58%

2026 3,18% 0,02% 0,55%

2027 3,18% 0,26% 0,52%

-10%

-8%

-5%

-3%

0%

3%

5%

8%

10%

mar

.-95

sep

.-95

mar

.-96

sep

.-96

mar

.-97

sep

.-97

mar

.-98

sep

.-98

mar

.-99

sep

.-99

mar

.-00

sep

.-00

mar

.-01

sep

.-01

mar

.-02

sep

.-02

mar

.-03

sep

.-03

mar

.-04

sep

.-04

mar

.-05

sep

.-05

mar

.-06

sep

.-06

mar

.-07

sep

.-07

mar

.-08

sep

.-08

mar

.-09

sep

.-09

mar

.-10

sep

.-10

mar

.-11

sep

.-11

mar

.-12

sep

.-12

mar

.-13

sep

.-13

mar

.-14

sep

.-14

mar

.-15

sep

.-15

mar

.-16

sep

.-16

mar

.-17

sep

.-17

mar

.-18

sep

.-18

Demanda de Energía Eléctrica PIB Total

Población Temperatura Media del SIN

Correlación Demanda de Energía Eléctrica con:* PIB Total :66,3%* Temperatura promedio del SIN: 59,8%* Población: -3,6%



24


Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN Población

2028 3,21% 0,13% 0,49%

2029 3,19% -0,14% 0,46%

2030 3,20% -0,09% 0,43%

2031 3,21% 0,36% 0,40%

2032 3,20% -0,06% 0,37%

Como se pudo observar en la Gráfica 37, el escenario de crecimiento económico construido por la UPME es consistente con las proyecciones de largo plazo estimadas por: el Fondo Monetario Internacional (FMI) y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP).

Gráfica 37.Crecimiento potencial de la economía

Fuente: UPME, MINHACIENDA, FMI, 2018.

Cabe resaltar que en 2018, las expectativas de crecimiento potencial por parte de la UPME, se encuentran por debajo respecto a las demás entidades. En la Tabla 9, se muestran los resultados de la proyección de demanda de energía eléctrica – sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales - con el modelo que mejores ajustes mostró. A continuación, en la Gráfica 38 se ilustran los resultados:

Tabla 9. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni Panamá

PROYECCIÓN GWh Año Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

2018 68.496 68.099 67.705

2019 71.685 70.098 68.522

2020 73.550 71.921 70.306

2021 75.637 73.962 72.301

2022 77.701 75.982 74.275

2023 79.645 77.881 76.131

2024 81.742 79.934 78.140

2025 84.015 82.155 80.309

2026 86.279 84.371 82.476

2027 88.731 86.770 84.822

2028 91.252 89.234 87.230

2029 93.736 91.663 89.605

2030 96.320 94.191 92.076

2031 99.206 97.014 94.837

2032 102.076 99.821 97.581

Gráfica 38. Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni

Panamá


Se estima que la demanda de energía eléctrica – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2018 a 2032 de 2,82% en el escenario medio. En la Gráfica 39 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Abril 2018 y la presente revisión.

2,8%

3,6% 3,7%

3,6%

3,5%

3,5%3,6%

3,5%

3,5%

3,5%

3,5%

3,5%

2,6%

2,9%

3,1% 3,2%

3,2%

3,1%

2,0%

2,2%

2,4%

2,6%

2,8%

3,0%

3,2%

3,4%

3,6%

3,8%

2018 2019 2020 2021 2022 2023

FMI (Rev. Oct 2018) MinHacienda (MFMP 2018) UPME (Rev. Oct 2018)

71.921

82.155

99.821

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo



25


Gráfica 39. Comparación Abril vs Octubre 2018 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 0,72% en el período 2018 – 2032.

6.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual)

El modelo de largo plazo emplea los datos obtenidos de la proyección del modelo de corto plazo de potencia máxima. La periodicidad de los datos es mensual, para lo cual se deben anualizar tomando el máximo valor presentado durante los doce meses de cada año. La Tabla 10 muestra estas proyecciones de demanda de potencia máxima, sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales ni ventas a Panamá.

Tabla 10. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni Panamá

PROYECCIÓN MW Año Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

2018 10.540 10.154 9.947

2019 10.797 10.402 10.021

2020 11.001 10.598 10.210

2021 11.216 10.805 10.410

2022 11.429 11.010 10.607

2023 11.624 11.198 10.788

2024 11.848 11.414 10.996

2025 12.067 11.625 11.199

2026 12.298 11.847 11.413

2027 12.543 12.084 11.641

2028 12.778 12.310 11.859

2029 13.014 12.537 12.078

2030 13.261 12.775 12.307

2031 13.527 13.031 12.554

2032 13.794 13.289 12.802

La Gráfica 40 muestra los resultados de esta proyección para el período 2018 - 2032.

Gráfica 40. Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni Panamá


Se estima que la demanda de potencia máxima en el escenario medio – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2018 a 2032 de 2,01%. En la Gráfica 41 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Abril 2018 y la presente revisión.

99.821

101.537

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.00020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

2920

3020

3120

32

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2018

Esc. Medio UPME (GWh) - Abril 2018

10.598

11.625

13.289

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW

Histórico Demanda PMÁX (MW)Esc. MedioEsc. AltoEsc. Bajo



26


Gráfica 41. Comparación Abril 2018 vs Octubre 2018 de la

Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 0,90% en el período 2018 - 2032.

6.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual)

El modelo de corto plazo utiliza los datos obtenidos del modelo de largo plazo de la demanda de energía eléctrica. Cabe anotar que la metodología empleada es similar a la de los informes elaborados desde noviembre de 2013 hasta la fecha. La abreviatura y la periodicidad de las variables para el modelo se muestran en la Tabla 11:

Tabla 11. Variables de la Demanda de EE a Corto Plazo

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica

DEM_TRIM Trimestral (Marzo 1991 – Diciembre 2032)

XM

UPME

DEM_MENS Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2018)

XM

Efecto Calendario

CALEND Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2032)

Construcción Propia

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2018.

La Tabla 12 muestra los resultados de esta proyección sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales. Tabla 12. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Sin

GCE ni Panamá

PROYECCIÓN GWh Mes Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

oct-18 6.023 5.890 5.757

nov-18 5.853 5.723 5.594

dic-18 5.975 5.842 5.710

ene-19 5.867 5.734 5.603

feb-19 5.562 5.436 5.312

mar-19 6.004 5.868 5.734

abr-19 5.824 5.696 5.570

may-19 6.077 5.944 5.811

jun-19 5.859 5.730 5.603

jul-19 6.086 5.953 5.821

ago-19 6.128 5.994 5.861

sep-19 5.979 5.848 5.718

oct-19 6.177 6.040 5.904

nov-19 5.994 5.861 5.730

dic-19 6.128 5.993 5.858

La Gráfica 42 muestra los valores proyectados entre octubre de 2018 a diciembre 2019:

Gráfica 42. Proyección Demanda EE Mensual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


13.289

13.607

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW

Histórico Demanda PMÁX (MW)

Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2018

Esc. Medio UPME (MW) - Abril 2018

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



27


Las proyecciones mensuales entre 2018 y 2032 se presentan en los archivos Excel disponibles en la página web de la Unidad4.

6.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual)

Con los datos obtenidos del modelo de corto plazo de la demanda de energía eléctrica, el cual emplea el método de combinación de pronósticos, se realiza un modelo de regresión lineal de donde se obtienen las potencias máximas mensuales asociadas. La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 13:

Tabla 13. Variables de la Demanda de PMÁX a Corto Plazo

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Potencia Máxima :

DPMÁX Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2018)

XM

Demanda de Energía Eléctrica:

DEE Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2032)

XM

UPME

Dummy : DUMMY Mensual (05/1992 – 02/1993)

Construcción Propia

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2018.

A continuación, en la Tabla 14 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual sin incluir la demanda de potencia de Grandes Consumidores Especiales para el período octubre 2018 - diciembre 2019. Tabla 14. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Sin GCE ni Panamá

PROYECCIÓN MW Mes Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

oct-18 10.441 10.059 9.690

nov-18 10.482 10.098 9.728

dic-18 10.540 10.154 9.782

ene-19 10.555 10.169 9.796

feb-19 10.491 10.107 9.737

mar-19 10.560 10.173 9.801

abr-19 10.566 10.179 9.806

4 SIEL. Sistema de Información Eléctrico Colombia. Demanda

de Energía. Escenarios de Proyección de Demanda. En línea:


may-19 10.633 10.243 9.868

jun-19 10.628 10.238 9.863

jul-19 10.681 10.290 9.913

ago-19 10.730 10.337 9.958

sep-19 10.729 10.336 9.957

oct-19 10.777 10.383 10.002

nov-19 10.769 10.374 9.994

dic-19 10.797 10.402 10.021

Estos valores se ilustran en la Gráfica 43. Gráfica 43. Proyección Demanda PMÁX Mensual (MW) – Sin

GCE ni Panamá


6.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual)

Se presentan los valores y los tiempos de entrada de algunos de los Grandes Consumidores Especiales como: a) Datos actualizados y ajustados del GCE

Otras Ecopetrol, b) Generación distribuida a partir del año

2018, c) Entrada de Sociedades Portuarias para el

año 2018, d) Entrada de la conexión de Drummond “La

Loma” para 2019,

http://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDe

manda/tabid/97/Default.aspx

9.300

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

MW



http://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.aspx

http://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.aspx


28


e) Entrada de la conexión de Ternium Sabanalarga para 2019,

f) Entrada de la conexión de las Exportaciones a Panamá a partir de 2023.

g) La demanda asociada a la movilidad con vehículos eléctricos. En línea con los compromisos ambientales adquiridos por Colombia en la COP21, las acciones estratégicas y sectoriales del Plan de Acción Indicativo de Eficiencia Energética PROURE 2017-2022 y la iniciativa de lineamientos de política pública definidos en las misión de crecimiento verde, se asume una diversificación de la matriz de consumo de energéticos y la promoción de tecnologías cero emisiones en el sector transporte. Las metas relacionadas con el impulso de esta tecnología, es decir el uso de la electricidad en los distintos segmentos del sector transporte a 2032 (900 mil vehículos) son las siguientes:

Segmento de Transporte

Meta 2032

Transporte de Carga (Interurbano y Urbano)

Fomento a los vehículos eléctricos en recorridos interurbanos menores a 200km y en transporte de carga urbana. El 5% del segmento de carga es eléctrico aproximadamente 21 mil camiones.

Transporte Público Urbano

Las principales ciudades de Colombia cuentan con sistemas de transporte urbano integrados. El 8% de los vehículos son eléctricos, aproximadamente 25 mil unidades entre buses, busetas, microbuses, articulados y padrones.

Transporte Particular

El parque automotor es un 8% eléctrico e híbrido. Aproximadamente 670 mil vehículos entre automóviles, camperos y camionetas.

Segmento de Taxis

El 14% de los taxis en las principales ciudades colombianas son eléctricos, aproximadamente 86 mil vehículos.

Segmento de Transporte

Meta 2032

Segmento Oficiales

Aproximadamente 98 mil vehículos del sector oficial son eléctricos e híbridos.

Fuente: UPME, 2018.

h) Actualización de la fecha de entrada, para

la demanda asociada al Metro de Bogotá a partir de 2024, según el Documento CONPES 3900 “Apoyo del gobierno nacional al sistema de transporte público de Bogotá y declaratoria de importancia estratégica del proyecto primera línea de metro-tramo 1”; expedido el día 25 de septiembre de 2017.

Generación distribuida El artículo 11 de la Ley 143 de 1994, define el concepto de autogenerador como aquel generador que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Mediante la Resolución 084 de 1996, la CREG reglamentó las actividades del autogenerador conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN). La Ley 1715 de 2014, tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional. Así mismo, autoriza la entrega de excedentes de energía a la red por parte de los autogeneradores y le otorga a la CREG la facultad de establecer los procedimientos para la conexión, operación, respaldo y comercialización de energía de la autogeneración y de la generación distribuida.



29


En particular, para la autogeneración a pequeña escala, la Ley 1715 de 2014 determinó que los elementos para promover esta actividad deben tener en cuenta la definición de mecanismos simplificados de conexión y la entrega de excedentes, así como, la aceptación de medidores bidireccionales de bajo costo para esta actividad. La Ley 1715 de 2014, le confirió a la CREG la facultad de definir las normas, para la remuneración de los excedentes que generen autogeneradores de pequeña escala, que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable-FNCER-, los cuales se reconocerán mediante un esquema bidireccional como créditos de energía. El límite de potencia máximo para que un autogenerador sea considerado como de pequeña escala, definido en la Resolución UPME 281 de 2015, es igual a 1 MW. De otra parte, en la Resolución CREG 030 de 2018 en su artículo 3°, establece la definición de Generador distribuido (GD). Siendo este, la Persona jurídica que genera energía eléctrica cerca de los centros de consumo, y está conectado al Sistema de Distribución Local y con potencia instalada menor o igual a 0,1 MW. Para nuestro caso particular, se empleó la base de datos de los proyectos que han

solicitado y se han certificado, para acceder a los incentivos tributarios contemplados en la citada ley 1715 de 2014, empleando Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE).

Gráfica 44. Proyectos para Generación Distribuida empleando FNCE (Solar Fotovoltaica) a nivel sectorial

Fuente: UPME, 2018.

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

Comercial,oficial, público y

terciario

Industrial ParqueGenerador

ResidencialC

apac

idad

Inst

alad

a (M

W)

2016 2017

0

10

20

30

40

50

60

70


terciario


Residencial

Nú

mer

o d

e p

roye

cto

s

2016 2017



30


Gráfica 45. Proyectos para Generación Distribuida empleando FNCE (Solar Fotovoltaica) a nivel Sectorial y Regional

Año 2016

Año 2017

Fuente: UPME, 2018.

Con base en la información anterior, se empleó la Calculadora desarrollada por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (acrónimo en inglés NREL), la cual estima la producción de electricidad de un sistema fotovoltaico montado en una azotea o puesto en tierra conectado a la red, basado en el ingreso de algunos datos de referencia. La calculadora estima la producción de electricidad mensual y anual de un sistema fotovoltaico utilizando una simulación de hora por hora durante un período de un año. Para representar las características físicas del

sistema, la calculadora requiere valores de seis entradas: a) Tamaño del sistema DC Tamaño (kW) = Área de la matriz (m²) × 1 kW

/ m² × Eficiencia del módulo (%) b) Tipo de módulo

Tipo de módulo

Material celular

Eficiencia Nominal Aprox.

Cubierta del

módulo

Coeficiente de Temperatura de la energía

Estándar Silicio

cristalino 15% Vaso -0.47% / ° C

Premium Silicio

cristalino 19%

Vidrio con revestimiento

antirreflectante -0.35% / ° C

Película delgada

Película delgada

10% Vaso -0.20% / ° C

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14


terciario


Residencial

Cap

acid

ad In

stal

ada

(MW

)

Antioquia Caldas

Cundinamarca Meta

Norte de Santander Risaralda

Santander Sucre

Tolima Valle del Cauca

0

1

2

3

4

5


terciario


Residencial

Nú

mer

o d

e p

roye

cto

s

Antioquia Caldas

Cundinamarca Meta

Norte de Santander Risaralda

Santander Sucre

Tolima Valle del Cauca

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40


terciario


Residencial

Cap

acid

ad In

stal

ada

(MW

)

Amazonas Antioquia

Atlántico Bolivar

Boyacá Caldas

Casanare Córdoba

Cundinamarca Huila

Magdalena Meta

Norte de Santander Quindio

Risaralda San Andrés

Santander Tolima

Valle del Cauca

0

2

4

6

8

10

12


terciario


Residencial

Nú

mer

o d

e p

roye

cto

sAmazonas Antioquia

Atlántico Bolivar

Boyacá Caldas

Casanare Córdoba

Cundinamarca Huila

Magdalena Meta

Norte de Santander Quindio

Risaralda San Andrés

Santander Tolima

Valle del Cauca



31


c) Tipo de matriz: describe si los módulos

fotovoltaicos en la matriz son fijos, o si se mueven para rastrear el movimiento del sol en el cielo con uno o dos ejes de rotación.

d) Pérdidas del sistema CATEGORÍA VALOR POR DEFECTO (%)

Ensuciamiento 2

Sombreado 3

Nieve 0

Desajuste 2

Alambrado 2

Conexiones 0,5

Degradación inducida por la luz 1,5

Calificación de la placa de identificación

1

Años 0

Disponibilidad 3

e) Ángulo de inclinación: es el ángulo con

respecto a la horizontal de los módulos fotovoltaicos.

f) Ángulo de acimut de la matriz: es el ángulo en sentido horario desde el norte verdadero que describe la dirección a la que se enfrenta los módulos fotovoltaicos.

Además, se empleó los datos reportados por el IDEAM5 en cuanto a Brillo (horas día) y Radiación Solar (kWh/m2), los cuales fueron contrastados con la base de datos de NREL - NSRDB6 (Base de Datos Nacional de Radiación Solar). La NSRDB es una base muy completa de valores horarios y semanales de las tres mediciones más comunes de la radiación

solar (horizontal global, normal directa y horizontal difusa) y datos meteorológicos. Estos datos se han recopilado en un gran volumen en distintas ubicaciones, escalas temporales y espaciales para representar con precisión los climas regionales de radiación solar. En la Tabla 15 y la Gráfica 46 se presentan los valores de la proyección de demanda de energía eléctrica esperada para Grandes Consumidores Especiales y ventas a Panamá, los cuales se actualizaron con respecto a las solicitudes de conexión presentadas. De lo anterior, se empleó la metodología utilizada por Staffell & Stefan7, en donde modela la generación de los generadores eólicos y solares, utilizando datos reportados y series de tiempo de variables climáticas (manteniendo constantes factores técnicos tales como capacidad instalada, ubicación y antigüedad). Es importante resaltar, que los valores presentados en éste informe en cuanto a la conexión con Panamá, fueron realizados como ejercicio de planeación en colaboración con la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. –ETESA- de Panamá (la cual se encuentra analizándolos para su aval correspondiente). Estos valores permiten visualizar los posibles cambios estructurales en el SIN.

5 IDEAM. Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios

Ambientales. (2018). “Atlas de Radiación Solar, Ultravioleta

y Ozono de Colombia”. En línea:

http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html

(Consulta: Junio de 2018)

6 NSRDB. National Solar Radiation Database (2018). “NSRDB

Data Viewer”. En línea: goo.gl/9iyt76 (Consulta: Junio de

2018).

7 STAFFELL, IAIN & PFENNINGER, STEFAN. (2018). “The

increasing impact of weather on electricity supply and

demand”. Energy 145, pages: 65 – 78, DOI:

10.1016/j.energy.2017.12.051




32


Gráfica 46. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2018.

Tabla 15. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

AÑO RUBIALES OTRAS

ECOPETROL

SOCIEDADES

PORTUARIAS

DRUMMOND VEHÍCULOS ELÉCTRICOS

METRO DE

BOGOTÁ

TERNIUM SABANALARGA

EXPORTACIONES HACIA

PANAMÁ

GENERACIÓN DISTRIBUIDA

2017 1.074

62 3 5

2018 1.100 60 43 72 3 12

2019 892 467 165 438 21 66 27

2020 664 788 247 647 34 72 55

2021 580 1.173 247 856 52 79 102

2022 481 1.496 247 982 76 85 173

2023 391 1.401 247 919 114 92 268

2024 318 1.281 247 841 175 95 99 2.164 387

2025 264 1.161 247 762 272 97 105 2.580 526

2026 217 1.053 247 691 432 99 112 2.711 677

2027 178 965 247 633 695 101 118 2.845 839

2028 146 879 247 577 1.133 103 125 2.773 1.004

2029 121 800 247 525 1.861 105 131 2.809 1.158

2030 99 728 247 478 2.862 108 805 2.399 1.296

2031 99 664 247 436 3.620 110 828 2.196 1.434

2032 99 605 247 397 4.580 112 853 2.115 1.554

Nota: Los valores y el tiempo estimado de entrada en operación se revisa en cada proyección Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2018.

Los resultados de integrar estas demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica (sin incluir GD), se muestran en la Tabla 16:

Tabla 16. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE y Panamá

PROYECCIÓN GWH Año Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

2018 69.762 69.365 68.971

2019 73.706 72.119 70.544

2020 75.947 74.319 72.704

2021 78.521 76.846 75.185

2022 80.895 79.176 77.469

2023 82.540 80.777 79.026

2024 86.575 84.767 82.972

2025 88.978 87.119 85.273

-3.000

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

GW

h

Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias

Drummond Ternium Sabanalarga Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá Exportaciones hacia Panamá Generación Distribuida



33



2026 91.164 89.256 87.361

2027 93.674 91.713 89.765

2028 96.230 94.212 92.209

2029 99.177 97.104 95.045

2030 102.750 100.621 98.507

2031 105.970 103.779 101.602

2032 109.531 107.276 105.036

La Gráfica 47 ilustra la proyección nacional más los GCE la cual presenta un crecimiento promedio anual del 3,16% entre 2018 a 2032 para el escenario medio de proyección.

Gráfica 47. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 48, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Abril 2018 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 0,70% en el período 2018 – 2032.

Gráfica 48. Comparación Abril vs Octubre 2018 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 49 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,30% durante el período proyectado.

Gráfica 49. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 17 y en la Gráfica 50 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,20% durante el período proyectado.

74.374

85.065

106.714

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

106.714

108.418

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2018

Esc. Medio UPME (GWh) - Abril 2018

74.374

87.644

108.829

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



34


Tabla 17. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con

GCE, Panamá y GD


2018 69.762 69.365 68.971

2019 73.706 72.119 70.544

2020 75.947 74.319 72.704

2021 78.521 76.846 75.185

2022 80.895 79.176 77.469

2023 82.540 80.777 79.026

2024 86.575 84.767 82.972

2025 88.978 87.119 85.273

2026 91.164 89.256 87.361

2027 93.674 91.713 89.765

2028 96.230 94.212 92.209

2029 99.177 97.104 95.045

2030 102.750 100.621 98.507

2031 105.970 103.779 101.602

2032 109.531 107.276 105.036

Gráfica 50. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE,

Panamá y GD


6.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual)

Las proyecciones de potencia máxima a largo plazo, se estimaron de acuerdo a la carga declarada en las solicitudes de conexión de los GCE, los atrasos o adelantos presentados en su entrada. En la Tabla 18 y Gráfica 51 se presentan los valores de la proyección de la potencia eléctrica total anual de GCE (MW), los cuales se actualizaron con respecto a las solicitudes de conexión presentadas.

74.319

87.119

107.276

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



35


Gráfica 51. Proyección de la Demanda Potencia Máxima de GCE (MW)

Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2018.

Tabla 18. Proyección de la Demanda PMÁX de GCE (MW)

AÑO RUBIALES OTRAS

ECOPETROL SOCIEDADES PORTUARIAS

DRUMMOND VEHÍCULOS ELÉCTRICOS

METRO DE

BOGOTÁ

TERNIUM SABANALARGA

EXPORTACIONES HACIA

PANAMÁ

GENERACIÓN DISTRIBUIDA

2017 198 15 0 1

2018 178 60 47 35 1 3

2019 144 89 47 83 3 15 6

2020 107 150 47 123 5 15 12

2021 94 223 47 163 8 15 23

2022 78 285 47 187 11 15 40

2023 63 267 47 175 16 15 61

2024 51 244 47 160 25 19 15 400 88

2025 43 221 47 145 39 20 15 398 120

2026 35 200 47 132 61 20 15 400 155

2027 29 184 47 120 97 21 15 399 192

2028 24 167 47 110 157 21 15 395 229

2029 19 152 47 100 256 22 15 400 264

2030 16 139 47 91 390 22 105 389 296

2031 16 126 47 83 489 23 105 393 327

2032 16 115 47 83 614 24 105 387 354

Nota: Los valores y el tiempo de entrada en operación se revisa en cada proyección. Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2018.

Los valores resultantes de la proyección de la potencia eléctrica máxima nacional, con los valores integrados de las potencias de Grandes Consumidores Especiales y Panamá, se presentan en la Tabla 19.

Tabla 19. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Panamá


2018 10.846 10.460 10.098

2019 11.158 10.762 10.381

2020 11.420 11.017 10.629

2021 11.723 11.312 10.916

2022 11.990 11.571 11.168

2023 12.127 11.702 11.292

2024 12.660 12.228 11.811

2025 12.851 12.409 11.983

2026 13.005 12.554 12.120

2027 13.221 12.762 12.319

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

MW

Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias

Drummond Ternium Sabanalarga Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá Exportaciones hacia Panamá Generación Distribuida



36



2028 13.427 12.959 12.509

2029 13.721 13.244 12.785

2030 14.098 13.612 13.144

2031 14.394 13.899 13.421

2032 14.763 14.258 13.771

Al igual que la demanda de energía eléctrica total, la estimación de la potencia máxima total no varió su metodología con respecto a la presentada en las revisiones de anteriores. El crecimiento promedio anual en el escenario medio de la proyección nacional más los GCE seria 2,41% entre 2018 a 2032. (Gráfica 52)

Gráfica 52. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE


En la Gráfica 53, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Abril de 2018 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 0,86% en el período 2018 - 2032.

Gráfica 53. Comparación Abril vs Junio 2018 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Sin Panamá


En la Gráfica 54 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,56% durante el período proyectado.

Gráfica 54. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 20 y en la Gráfica 55 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,40% durante el período proyectado.

11.028

12.136

14.275

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW


14.275

14.591

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW


Esc. Medio UPME (MW) - Octubre2018

Esc. Medio UPME (MW) - Abril 2018

11.028

12.522

14.586

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW




37


Tabla 20. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con

GCE, Panamá y GD


2018 10.846 10.460 10.098

2019 11.158 10.762 10.381

2020 11.420 11.017 10.629

2021 11.723 11.312 10.916

2022 11.990 11.571 11.168

2023 12.127 11.702 11.292

2024 12.660 12.228 11.811

2025 12.851 12.409 11.983

2026 13.005 12.554 12.120

2027 13.221 12.762 12.319

2028 13.427 12.959 12.509

2029 13.721 13.244 12.785

2030 14.098 13.612 13.144

2031 14.394 13.899 13.421

2032 14.763 14.258 13.771

Gráfica 55. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE,

Panamá y GD


6.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual)

A continuación, en la Tabla 21 y en la Gráfica 56 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Octubre 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE.

Tabla 21. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Con GCE


oct-18 6.164 6.030 5.897

nov-18 5.988 5.858 5.729

dic-18 6.116 5.983 5.851

ene-19 6.021 5.889 5.758

feb-19 5.719 5.594 5.469

mar-19 6.172 6.037 5.902

abr-19 5.990 5.862 5.735

may-19 6.256 6.123 5.991

jun-19 6.028 5.900 5.772

jul-19 6.261 6.128 5.995

ago-19 6.305 6.171 6.038

sep-19 6.151 6.020 5.890

oct-19 6.354 6.217 6.081

nov-19 6.165 6.032 5.901

dic-19 6.308 6.173 6.038

Gráfica 56. Proyección Demanda Mensual EE (GWh) – Con

GCE


En la gráfica anterior, la cual integra la demanda del SIN + GCE, tiene un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 4,26% durante el período proyectado. En la Tabla 22 y en la Gráfica 57 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Octubre 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD.

11.017

12.409

14.258

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW


Esc. Medio

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

6.600

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



38


Tabla 22. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Con GCE y GD


oct-18 6.163 6.029 5.896

nov-18 5.987 5.857 5.728

dic-18 6.115 5.982 5.850

ene-19 6.019 5.887 5.755

feb-19 5.717 5.592 5.467

mar-19 6.170 6.035 5.900

abr-19 5.987 5.860 5.733

may-19 6.254 6.121 5.989

jun-19 6.026 5.898 5.770

jul-19 6.259 6.126 5.993

ago-19 6.303 6.169 6.035

sep-19 6.149 6.018 5.888

oct-19 6.352 6.215 6.079

nov-19 6.163 6.030 5.899

dic-19 6.306 6.170 6.036

Gráfica 57. Proyección Demanda Mensual EE (GWh) – Con

GCE y GD


En la gráfica anterior, la cual integra la demanda del SIN + GCE + GD, tiene un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 4,25% durante el período proyectado.

6.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual)

En la Tabla 23 y en la Gráfica 58 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Octubre

2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 23. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE


oct-18 10.752 10.369 10.001

nov-18 10.802 10.418 10.048

dic-18 10.848 10.462 10.090

ene-19 10.906 10.519 10.146

feb-19 10.849 10.464 10.094

mar-19 10.911 10.524 10.151

abr-19 10.918 10.531 10.158

may-19 10.991 10.601 10.226

jun-19 10.986 10.597 10.222

jul-19 11.044 10.652 10.275

ago-19 11.088 10.695 10.316

sep-19 11.090 10.697 10.318

oct-19 11.147 10.752 10.372

nov-19 11.150 10.755 10.375

dic-19 11.164 10.768 10.387

Gráfica 58. Proyección Demanda Mensual PMÁX (MW) – Con

GCE


En la gráfica anterior, la cual integra la demanda del SIN + GCE, tiene un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 5,65% durante el período proyectado.

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

6.600

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

MW




39


En la Tabla 24 y en la Gráfica 59 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Octubre 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 24. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE y GD


oct-18 10.749 10.367 9.998

nov-18 10.800 10.416 10.046

dic-18 10.846 10.460 10.088

ene-19 10.900 10.513 10.140

feb-19 10.843 10.459 10.089

mar-19 10.905 10.518 10.145

abr-19 10.913 10.525 10.153

may-19 10.985 10.595 10.220

jun-19 10.981 10.592 10.216

jul-19 11.038 10.647 10.270

ago-19 11.082 10.689 10.310

sep-19 11.084 10.691 10.312

oct-19 11.141 10.746 10.366

nov-19 11.145 10.750 10.370

dic-19 11.158 10.762 10.381

Gráfica 59. Proyección Demanda Mensual PMÁX (MW) – Con

GCE y GD


En la gráfica anterior, la cual integra la demanda del SIN + GCE + GD, tiene un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 5,62% durante el período proyectado.

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

MW




40


ANEXO A. SEGUIMIENTO A LAS PROYECCIONES DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

Análisis de Sesgo Sistemático En las revisiones publicadas desde noviembre de 2013, se ha definido una mayor calidad de las proyecciones, reflejado en la reducción de los errores, por lo menos en el corto plazo. Cabe anotar que en este análisis incluye la demanda de los Grandes Consumidores Especiales. Además, el enfoque de la revisión se basa en la disminución el error sistemático tipo “sesgo”, para producir resultados que no se aparten sistemáticamente del valor real. Los resultados son los siguientes: a. Se analizó el comportamiento del total

histórico de las proyecciones realizadas en la Unidad desde noviembre 2013 a Abril de 2018, con respecto a los valores realmente demandados. Empleando el Error Promedio Porcentual (APE), el Error Promedio Absoluto (AAE), y el Error Cuadrático Medio (MSE) (Gráfica 60 y Tabla 25).

Tabla 25. Errores de las proyecciones

ENERGÍA ELÉCTRICA

Con Grandes Consumidores Nuevos

(Incluye Rubiales y Drummond)

Sin Grandes Consumidores Nuevos

(Excluye Rubiales y Drummond)

APE AAE MSE APE AAE MSE

Nov. 2013 2,33% 170 0,15% 0,78% 90 0,04%

Mar. 2014 1,27% 181 0,15% -0,41% 92 0,05%

Jul. 2014 3,77% 229 0,24% 0,54% 110 0,05%

Nov. 2014 4,53% 261 0,28% 1,26% 117 0,06%

Mar. 2015 3,64% 253 0,26% 1,45% 137 0,07%

Jul. 2015 6,20% 397 0,59% 1,20% 132 0,07%

Oct. 2015 8,73% 500 0,90% 3,70% 229 0,20%

Ene. 2016 6,55% 368 0,48% 4,72% 264 0,25%

Jun. 2016 6,79% 381 0,48% 4,50% 247 0,21%

Oct. 2016 5,01% 281 0,27% 2,53% 138 0,08%

Feb. 2017 2,27% 126 0,07% 1,97% 110 0,05%

Jun. 2017 2,45% 138 0,07% 1,86% 103 0,04%

Abr. 2018 2,33% 170 0,15% 0,78% 90 0,04%

POTENCIA MÁXIMA

Con Grandes Consumidores Nuevos

(Incluye Rubiales y Drummond)

Sin Grandes Consumidores Nuevos

(Excluye Rubiales y Drummond)

APE AAE MSE APE AAE MSE

Nov. 2013 7,76% 754 0,72% 6,45% 615 0,46%

Mar. 2014 5,33% 538 0,42% 3,88% 379 0,19%

Jul. 2014 7,04% 686 0,57% 4,50% 434 0,25%

Nov. 2014 7,38% 720 0,61% 4,81% 462 0,27%

Mar. 2015 5,90% 602 0,49% 3,85% 395 0,21%

Jul. 2015 8,78% 879 0,97% 3,83% 390 0,20%

Oct. 2015 10,71% 1.051 1,27% 5,80% 559 0,38%

Ene. 2016 9,02% 885 0,88% 6,62% 638 0,46%

Jun. 2016 9,06% 890 0,89% 5,85% 564 0,36%

Oct. 2016 8,11% 798 0,71% 4,49% 434 0,21%

Feb. 2017 5,18% 510 0,28% 3,86% 373 0,16%

Jun. 2017 4,58% 454 0,23% 2,92% 284 0,10%

Abr. 2018 3,71% 367 0,14% 2,24% 218 0,06%



41


Gráfica 60. Histórico de las proyecciones – Revisión Noviembre de 2013 a Revisión Abril de 2018

Energía Eléctrica – Sin Grandes Consumidores Nuevos (Excluye Rubiales y Drummond)

Energía Eléctrica – Con Grandes Consumidores Nuevos (Incluye Rubiales y Drummond)

Potencia Máxima – Sin Grandes Consumidores Nuevos (Excluye Rubiales y Drummond)

4.500

4.700

4.900

5.100

5.300

5.500

5.700

5.900

6.100

6.300

6.500

ene.

-13

feb

.-13

mar

.-13

abr.

-13

may

.-13

jun

.-13

jul.-

13ag

o.-

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13o

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ov.

-13

dic

.-13

ene.

-14

feb

.-14

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.-14

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-14

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.-14

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14o

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ov.

-14

dic

.-14

ene.

-15

feb

.-15

mar

.-15

abr.

-15

may

.-15

jun

.-15

jul.-

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-15

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.-15

ene.

-16

feb

.-16

mar

.-16

abr.

-16

may

.-16

jun

.-16

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16ag

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16o

ct.-

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-16

dic

.-16

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

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17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

GW

h

Histórico Noviembre de 2013 Noviembre de 2014 Octubre de 2015

Octubre de 2016 Junio de 2017 Abril de 2018

4.500

4.700

4.900

5.100

5.300

5.500

5.700

5.900

6.100

6.300

6.500

ene.

-13

feb

.-13

mar

.-13

abr.

-13

may

.-13

jun

.-13

jul.-

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-13

dic

.-13

ene.

-14

feb

.-14

mar

.-14

abr.

-14

may

.-14

jun

.-14

jul.-

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14se

p.-

14o

ct.-

14n

ov.

-14

dic

.-14

ene.

-15

feb

.-15

mar

.-15

abr.

-15

may

.-15

jun

.-15

jul.-

15ag

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p.-

15o

ct.-

15n

ov.

-15

dic

.-15

ene.

-16

feb

.-16

mar

.-16

abr.

-16

may

.-16

jun

.-16

jul.-

16ag

o.-

16se

p.-

16o

ct.-

16n

ov.

-16

dic

.-16

ene.

-17

feb

.-17

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.-17

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-17

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.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

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-18

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.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

GW

h



9.000

9.300

9.600

9.900

10.200

10.500

10.800

11.100

11.400

11.700

12.000

ene.

-13

feb

.-13

mar

.-13

abr.

-13

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.-13

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.-13

jul.-

13ag

o.-

13se

p.-

13o

ct.-

13n

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-13

dic

.-13

ene.

-14

feb

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mar

.-14

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-14

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.-14

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14ag

o.-

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14o

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14n

ov.

-14

dic

.-14

ene.

-15

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.-15

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-15

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.-15

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p.-

15o

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-15

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.-15

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-16

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.-16

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-16

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.-16

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16ag

o.-

16se

p.-

16o

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-16

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.-16

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-17

feb

.-17

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.-17

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-17

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.-17

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.-17

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17ag

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17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

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.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

MW





42


Potencia Máxima – Con Grandes Consumidores Nuevos (Incluye Rubiales y Drummond)

Fuente: UPME, Base de Datos XM (22 de Octubre), 2018.

b. El desempeño de los modelos de

noviembre de 2013 hasta marzo de 2018 son modelos: a) VAR Endógeno y Exógeno y, b) VEC combinado respectivamente. Los cuales han mostrado un alto grado de precisión. Para los modelos de demanda de energía eléctrica (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se han obtenido reducciones del 0,90% y 0,01% en el MSE de las proyecciones respectivamente. (Gráfica 61).

c. Por otra parte, en cuanto a los modelos de demanda de potencia máxima (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se obtuvieron reducciones del 1,27% y 0,06% en el MSE de las proyecciones.

Gráfica 61. Seguimiento al Error Medio Cuadrático de las Revisiones Publicadas por la Unidad

Energía Eléctrica

Potencia Máxima


9.000

9.300

9.600

9.900

10.200

10.500

10.800

11.100

11.400

11.700

12.000en

e.-1

3fe

b.-

13m

ar.-

13ab

r.-1

3m

ay.-

13ju

n.-

13ju

l.-13

ago

.-13

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.-13

oct

.-13

no

v.-1

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e.-1

4fe

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ar.-

14ab

r.-1

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14ju

n.-

14ju

l.-14

ago

.-14

sep

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oct

.-14

no

v.-1

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14en

e.-1

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ar.-

15ab

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5m

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15ju

n.-

15ju

l.-15

ago

.-15

sep

.-15

oct

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no

v.-1

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15en

e.-1

6fe

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16m

ar.-

16ab

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ay.-

16ju

n.-

16ju

l.-16

ago

.-16

sep

.-16

oct

.-16

no

v.-1

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16en

e.-1

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b.-

17m

ar.-

17ab

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ay.-

17ju

n.-

17ju

l.-17

ago

.-17

sep

.-17

oct

.-17

no

v.-1

7d

ic.-

17en

e.-1

8fe

b.-

18m

ar.-

18ab

r.-1

8m

ay.-

18ju

n.-

18ju

l.-18

ago

.-18

sep

.-18

oct

.-18

no

v.-1

8d

ic.-

18

MW



Nov.2013

Nov.2014

Oct.2015

Oct.2016

Jun.2017

Abr.2018

Con GCE 0,15% 0,28% 0,90% 0,27% 0,07% 0,02%

Sin GCE 0,04% 0,06% 0,20% 0,08% 0,04% 0,01%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

ERR

OR

MED

IO C

UA

DÁ

TIC

O -

MSE

Nov.2013

Nov.2014

Oct.2015

Oct.2016

Jun.2017

Abr.2018

Con GCE 0,72% 0,61% 1,27% 0,71% 0,23% 0,14%

Sin GCE 0,46% 0,27% 0,38% 0,21% 0,10% 0,06%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

ERR

OR

MED

IO C

UA

DÁ

TIC

O -

MSE



43


Los informes de proyección de demanda de energía eléctrica y potencia máxima para Colombia presentados cuatrimestralmente por la entidad, han mostrado una alto grado de correlación entre las variables empleadas (PIB, Población y Temperatura de las áreas geográficas del SIN). De manera similar, la metodología empleada para la construcción de los escenarios de proyección desde noviembre de 2013 a la fecha, guardan una estrecha relación; que ha permitido realizar los contrastes necesarios para el desarrollo de mecanismos, que permitan identificar los cambios tanto en bases de datos como en las metodologías.

La incorporación de la demanda constituida como Grandes Consumidores Especiales (GCE – Rubiales y Drummond), se realiza de acuerdo a una constante verificación del avance de dichas conexiones y se ajusta en función de los retrasos en la ejecución reales verificados. Los modelos empleados para este seguimiento de la demanda se han ajustado y han reflejado el comportamiento de la demanda real del SIN (Gráfica 62).

Gráfica 62. Seguimiento a las Proyecciones de Demanda de EE

Energía Eléctrica (Con GCE Nuevos)

Energía Eléctrica (Sin GCE Nuevos)

4.500

4.650

4.800

4.950

5.100

5.250

5.400

5.550

5.700

5.850

6.000

6.150

ene.

-13

mar

.-13

may

.-13

jul.

-13

sep

.-1

3n

ov.

-13

ene.

-14

mar

.-14

may

.-14

jul.

-14

sep

.-1

4n

ov.

-14

ene.

-15

mar

.-15

may

.-15

jul.

-15

sep

.-1

5n

ov.

-15

ene.

-16

mar

.-16

may

.-16

jul.

-16

sep

.-1

6n

ov.

-16

ene.

-17

mar

.-17

may

.-17

jul.

-17

sep

.-1

7n

ov.

-17

ene.

-18

mar

.-18

may

.-18

jul.

-18

sep

.-1

8

GW

H

Histórico mensual Proyección Esc. MedioProyección Esc. Alto Proyección Esc. Bajo

Rev. 2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017 R

ev. A

br.

201

8

4.500

4.650

4.800

4.950

5.100

5.250

5.400

5.550

5.700

5.850

6.000

6.150

ene.

-13

mar

.-13

may

.-13

jul.

-13

sep

.-1

3n

ov.

-13

ene.

-14

mar

.-14

may

.-14

jul.

-14

sep

.-1

4n

ov.

-14

ene.

-15

mar

.-15

may

.-15

jul.

-15

sep

.-1

5n

ov.

-15

ene.

-16

mar

.-16

may

.-16

jul.

-16

sep

.-1

6n

ov.

-16

ene.

-17

mar

.-17

may

.-17

jul.

-17

sep

.-1

7n

ov.

-17

ene.

-18

mar

.-18

may

.-18

jul.

-18

sep

.-1

8

GW

H


Rev. 2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017 R

ev. A

br.

201

8



44


Potencia Máxima (Con GCE Nuevos)

Potencia Máxima (Sin GCE Nuevos)


8.500

8.750

9.000

9.250

9.500

9.750

10.000

10.250

10.500

10.750

11.000e

ne

.-13

mar

.-1

3m

ay.-

13ju

l.-1

3se

p.-

13

no

v.-1

3e

ne

.-14

mar

.-1

4m

ay.-

14ju

l.-1

4se

p.-

14

no

v.-1

4e

ne

.-15

mar

.-1

5m

ay.-

15ju

l.-1

5se

p.-

15

no

v.-1

5e

ne

.-16

mar

.-1

6m

ay.-

16ju

l.-1

6se

p.-

16

no

v.-1

6e

ne

.-17

mar

.-1

7m

ay.-

17ju

l.-1

7se

p.-

17

no

v.-1

7e

ne

.-18

mar

.-1

8m

ay.-

18ju

l.-1

8se

p.-

18

MW


Rev.2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017 R

ev.

Ab

r. 2

018

8.500

8.750

9.000

9.250

9.500

9.750

10.000

10.250

10.500

10.750

11.000

en

e.-

13m

ar.-

13

may

.-13

jul.

-13

sep

.-1

3n

ov.

-13

en

e.-

14m

ar.-

14

may

.-14

jul.

-14

sep

.-1

4n

ov.

-14

en

e.-

15m

ar.-

15

may

.-15

jul.

-15

sep

.-1

5n

ov.

-15

en

e.-

16m

ar.-

16

may

.-16

jul.

-16

sep

.-1

6n

ov.

-16

en

e.-

17m

ar.-

17

may

.-17

jul.

-17

sep

.-1

7n

ov.

-17

en

e.-

18m

ar.-

18

may

.-18

jul.

-18

sep

.-1

8

MW


Rev.2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017 R

ev. A

br.

201

8



45


ANEXO B. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA DE LOS GRANDES CONSUMIDORES ESPECIALES (GCE)

Indicadores de desempeño de los GCE Se evidencia que los GC Existentes (Cerromatoso, Cerrejón, La Cira-Infantas, OXY) han ido disminuyendo a través del tiempo su participación dentro de la demanda total del SIN. Pero, si le adicionamos los GC Nuevos (Rubiales y Drummond), esta participación aumentará levemente, mostrando un crecimiento casi vegetativo de la demanda total que integra éstos para el período 2011-2018.

Gráfica 63. Participación Promedio mensual de los GC Existentes (2011 – 2018p)


De otra parte, Cerromatoso y OXY poseen alrededor del 75% en la participación de los Grandes Consumidores Existentes. A continuación, se presenta las participaciones de estos en la demanda total del SIN: Energía eléctrica: pasa de alrededor de

2,53% de la demanda total desde enero de 2000 y llega hasta 5,24% en octubre de 2018. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda total de energía eléctrica para el período enero de 2000 a septiembre de 2018, se encuentra en

4,33%; y alcanza un máximo de 5,59% en febrero de 2014 y un mínimo de 1,79% en octubre de 2000.

Gráfica 64. Evolución de la Participación Promedio Anual de

los GCE en la Demanda de Energía Eléctrica


Potencia máxima: pasa de alrededor de

1,62% de la demanda total desde enero de 2000 y llega hasta 5,08% en octubre de 2018. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda máxima de potencia para el período enero de 2000 a septiembre de 2018, encuentra en 3,86%; y alcanza un máximo de 5,94% en julio de 2015 y un mínimo de 1,50% en marzo de 2000.

Gráfica 65. Evolución de la Participación Promedio Anual de

los GCE en la Demanda de Potencia Máxima


0%20%40%60%80%100%

Dem

and

a d

eEn

ergí

aEl

éctr

ica

Dem

and

a d

eP

ote

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aM

áxim

a

55,5%

52,7%

17,7%

21,9%

14,6%

12,9%

12,1%

12,5%

Cerromatoso OXY Cira Infantas Cerrejón

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018p

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales Drummond

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018p





46


Como insumo de las proyecciones de demanda de energía eléctrica que hace la UPME; se emplea la información del SIN. La cual incorpora información de los agentes en mención, por lo que se incluyen dentro de la bolsa de energía usada para modelar la demanda total. A continuación se presenta un seguimiento de la demanda de estos:

Gráfica 66. Histórico de la demanda de energía eléctrica de los Grandes Consumidores Existentes (GWh)


Gráfica 67. Histórico de la demanda de potencia máxima de

los Grandes Consumidores Existentes (MW)


Por otra parte, se realizó el ejercicio de mostrar en un índice la relación de los grandes consumidores versus la demanda nacional del SIN. El índice de los GCE, se ve afectado en

gran medida por el comportamiento de la demanda de energía eléctrica como de potencia máxima a razón del GC Cerromatoso. Tomando como base a enero del 2000, de lo cual se puede observar que: a. Energía eléctrica: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a octubre de 2018 ha crecido 3,59 veces, mientras la demanda del SIN solamente ha crecido 1,68 veces, lo cual demuestra que los GCE poseen una dinámica y un crecimiento más pronunciado con relación a la demanda del SIN, la cual muestra un crecimiento moderado, tendencial y con estacionalidad. (Gráfica 68).

Gráfica 68. Índice de la demanda de energía eléctrica

(Base Enero de 2000 = 100)


El índice para la Demanda de energía eléctrica del SIN, alcanza un máximo de 1,74 veces en agosto de 2018, y un mínimo de 0,98 veces en febrero de 2000. Mientras que los GCE, alcanzan un máximo de 3,78 veces en agosto de 2018, y un mínimo de 0,76 veces en febrero de 2000.

0

50

100

150

200

250

300

350

ene.

-07

ago

.-07

mar

.-08

oct

.-08

may

.-09

dic

.-09

jul.-

10

feb

.-11

sep

.-11

abr.

-12

no

v.-1

2

jun

.-13

ene.

-14

ago

.-14

mar

.-15

oct

.-15

may

.-16

dic

.-16

jul.-

17

feb

.-18

sep

.-18

GW

h

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales Drummond

0

100

200

300

400

500

600

ene.

-07

ago

.-07

mar

.-08

oct

.-08

may

.-09

dic

.-09

jul.-

10

feb

.-11

sep

.-11

abr.

-12

no

v.-1

2

jun

.-13

ene.

-14

ago

.-14

mar

.-15

oct

.-15

may

.-16

dic

.-16

jul.-

17

feb

.-18

sep

.-18

MW

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales Drummond

168

359

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ene.

-00

ago

.-00

mar

.-01

oct

.-01

may

.-02

dic

.-02

jul.-

03fe

b.-

04se

p.-

04ab

r.-0

5n

ov.

-05

jun

.-06

ene.

-07

ago

.-07

mar

.-08

oct

.-08

may

.-09

dic

.-09

jul.-

10fe

b.-

11se

p.-

11ab

r.-1

2n

ov.

-12

jun

.-13

ene.

-14

ago

.-14

mar

.-15

oct

.-15

may

.-16

dic

.-16

jul.-

17fe

b.-

18se

p.-

18

Demanda de Energía Eléctrica

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)



47


El crecimiento de los GC durante los últimos 5 años (Gráfica 69), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerromatoso (-1,4%), Cerrejón (-1,6%), OXY (-4,9%), La Cira Infantas (4,3%), Rubiales (10,8%) y Drummond (18,7%).

Gráfica 69. Crecimiento promedio de la demanda de energía

eléctrica de los GCE en los últimos 5 años


b. Potencia máxima: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a octubre de 2018 ha crecido 4,59 veces, mientras la demanda del SIN ha crecido 1,41 veces. (Gráfica 70). El índice para la Demanda de potencia máxima del SIN, alcanza un máximo de 1,41 veces en diciembre de 2015, y un mínimo de 1,00 veces en enero de 2000. Mientras que los GCE, alcanzan un máximo de 5,08 veces en marzo de 2015, y un mínimo de 0,95 veces en febrero de 2000.

Gráfica 70. Índice de la demanda de potencia máxima (Base Enero de 2000 = 100)


El crecimiento de los GC durante los últimos 5 años (Gráfica 71), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerromatoso (1,3%), Cerrejón (3,7%), OXY (-4,2%), La Cira Infantas (6,1%), Rubiales (10,0%) y Drummond (15,9%).

Gráfica 71. Crecimiento promedio de la demanda de

potencia máxima de los GCE en los últimos 5 años


-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Oct/ 13-Sep/ 14

Oct/ 14-Sep/ 15

Oct/ 15-Sep/ 16

Oct/ 16-Sep/ 17

Oct/ 17-Sep/ 18



141

459

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

ene.

-00

ago

.-00

mar

.-01

oct

.-01

may

.-02

dic

.-02

jul.-

03fe

b.-

04se

p.-

04ab

r.-0

5n

ov.

-05

jun

.-06

ene.

-07

ago

.-07

mar

.-08

oct

.-08

may

.-09

dic

.-09

jul.-

10fe

b.-

11se

p.-

11ab

r.-1

2n

ov.

-12

jun

.-13

ene.

-14

ago

.-14

mar

.-15

oct

.-15

may

.-16

dic

.-16

jul.-

17fe

b.-

18se

p.-

18

Demanda de Potencia Máxima

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Oct/ 13-Sep/ 14

Oct/ 14-Sep/ 15

Oct/ 15-Sep/ 16

Oct/ 16-Sep/ 17

Oct/ 17-Sep/ 18





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