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PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE ENERGÍA

ELÉCTRICA Y POTENCIA

MÁXIMA EN COLOMBIA

Revisión

Febrero de 2019

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 Febrero de 2019

Proyección de Demanda de Energía Eléctrica

en Colombia Revisión Febrero de 2019

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“We really can't forecast all that well,

and yet we pretend that we can, but we really can't”.

Alan Greenspan

“Your eyes are too pure to look on what is evil, And you cannot tolerate wickedness.

Why, then, do you tolerate the treacherous And keep silent when a wicked man swallows

up someone more righteous than he is?”.

Habacuc 1:13

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 Febrero de 2019



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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 1. PANORAMA INTERNACIONAL: SE REDUCEN LAS EXPECTATIVAS DE CRECIMIENTO EN LOS

PAÍSES DESARROLLADOS, SE ACELERA EL CRECIMIENTO DE ESTADOS UNIDOS, Y SE ACENTÚA LA DESACELERACIÓN DE CHINA .......................................................................................... 9

2. ECONOMÍA COLOMBIANA: RECUPERACIÓN QUE AVANZA AUNQUE AMENAZADA A MEDIANO PLAZO POR EL DETERIORO DEL ENTORNO EXTERNO ......................................... 11

3. ANÁLISIS MICROECONÓMICO MERCADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ............ 15 4. PREVISIONES MACROECONÓMICAS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO ................................... 18 5. EFICIENCIA ENERGÉTICA: RELACIÓN ENTRE INTENSIDAD ENERGETICA Y CONSUMO PER

CÁPITA ……. ...................................................................................................................... 21 6. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA .............................................. 25

6.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual) ............................................................ 25 6.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual) ........................................................... 28 6.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual) ....................................................... 29 6.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual) ...................................................... 30 6.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual) ......................................................................... 31 6.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual) ....................................................................... 36 6.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual) .................................................................... 39 6.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual) ................................................................... 40

ANEXO A. SEGUIMIENTO A LAS PROYECCIONES DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ...................................................................................................................... 42

Análisis de Sesgo Sistemático....................................................................................................... 42 ANEXO B. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA .............................................................. 47

Indicadores de desempeño de los GCE ........................................................................................ 47 Demanda comercial de energía eléctrica por tipo de mercado .................................................. 50

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 51



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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. Tras haber enfrentado de 2015 a 2017,

una fuerte desaceleración de la economía, como consecuencia de la caída de precios de crudo, la economía colombiana mostró señales claras de recuperación en 2018, creciendo 2.7% casi el doble del crecimiento en 2017 (1.4%). De los 12 sectores productivos que conforman el Producto Interno Bruto – PIB, sólo uno tuvo contracción: Minería, que se contrajo 0.8%, aunque con una tendencia clara de recuperación, dado que en 2017 este sector se había contraído en 0.8%.

2. Los sectores que más contribuyeron al crecimiento en 2018, fueron actividades profesionales (5%), administración pública (4.1%), comercio (3.1) y comunicaciones (3.1%). Sin embargo, el aspecto más notable del crecimiento económico en 2018, ha sido la recuperación d e la industria, que creció 2%, tras haberse contraído 1.8% en 2017, lo que incidió en la baja dinámica que se presentó hasta el primer semestre de 2018, en la demanda de electricidad y gas natural.

3. Aunque a nivel general, la inflación tuvo un excelente desempeño, siendo de 3.2% en 2018, y bajar hasta 3% en los primeros dos meses de 2019, las presiones inflacionarias que la energía viene presentado, preocupan, dado que el Fenómeno del Niño ha tenido una intensidad mucho menor a la que se presentó en 2016, y a pesar del retraso del proyecto de Hidroituango, la infraestructura energética del país sigue sólida sin riesgos de suministro, y capaz de responder a la aceleración del crecimiento económico que en 2019, se espera, se acentúe.

4. En 2018, la inflación de gas fue 5.8%, mientras en electricidad, de 8.8%, y en combustibles, de 8.4%, muy por encima del resto de bienes. Factores externos han también contribuido a la inflación de energéticos: la depreciación del peso colombiano, que fue en promedio de 9.4% en 2018, el repunte en el precio del petróleo y el gas a lo largo de 2018 hasta la primera semana de octubre, cuando el crudo alcanzó un máximo de USD 85 dólares por barril, y la mayor intensidad del invierno en Estados Unidos, que presionó al alza el Henry Hub, precio referente del gas natural.

5. Las mayores presiones inflacionarias de los energéticos en Colombia, se han reflejado en un incremento de la sensibilidad de la demanda frente a los precios, en los mercados de gas natural y electricidad.



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6. En cuanto refiere al mercado de electricidad, la industria no regulada es quien experimenta la mayor sensibilidad, con niveles observados de elasticidad mayor a uno (más altos si se considera la facturación por consumo pero no el precio). En el mercado de gas natural se presenta una mayor sensibilidad en industria, independiente de si hace parte del mercado regulado o no. A pesar del repunte en precios de la energía, la demanda de electricidad y gas natural muestra un repunte notable consistente con el aumento de la capacidad instalada, la cual se ubica en promedio, por encima del 80%, en el segundo semestre de 2018, y acorde con la recuperación de la dinámica de crecimiento de la actividad industrial.

7. El nuevo Gobierno ha sido activo en la actividad legislativa, en el propósito de estimular la confianza de los inversionistas y de promover a través del emprendimiento, la economía, procurando que Colombia retorne dentro de los próximos cuatro años, a crecer alrededor de su tasa potencial, estimada en un rango entre 3.7% y 4.1%.

8. La Ley de Financiamiento que fue el principal acto legislativo del Nuevo Gobierno, reduce cargas impositivas a las empresas, y crea estímulos tributarios en la economía del emprendimiento, que el Gobierno reconoce como Economía Naranja.

9. En consecuencia, considerando las mejores señales de los indicadores líderes, en particular asociados con la industria y la construcción, así como el impacto positivo que la reducción de impuestos de la Ley de Financiamiento debe tener en la inversión, la Subdirección de Demanda de la UPME ha incrementado su previsión de crecimiento de 3.2% a 3.5% para 2019, así como ha elevado su previsión de crecimiento a 2022 de 3% a 3.5%. Adicionalmente, la estimación de crecimiento potencial a 10 años, dentro de un escenario base se ha movido de 3% a 3.2%, y dentro de un escenario optimista de 3.5% a 4.1%. Esto a pesar, que el entorno externo, en particular por la crisis económica que enfrentan Argentina y Brasil, y la severa recesión de Venezuela, restringen el potencial de crecimiento de las economías latinoamericanas más sólidas (Colombia, Chile, México y Perú).

10. Finalmente, vale mencionar las implicaciones que tendrán los resultados del Censo 2018 en política pública, crecimiento económico, y la capacidad de consumo de energía de los hogares. Los dos primeros informes que el DANE ha publicado sobre el último censo, muestran que Colombia ha acelerado su envejecimiento, los hogares se han reducido en su tamaño a 3.3 personas, la tasa de natalidad y el número de hijos por mujer se siguen reduciendo, y que en consecuencia, la población colombiana que se preveía en 50 millones de personas, se ubicaría a Junio 30 de 2018 en 45.5 millones de personas.



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11. Las implicaciones de una población menor a la estimada, en una perspectiva a 2050, deben llevar a un replanteamiento de la política fiscal, donde el régimen vigente de transferencias, llevaría a una disminución en términos reales, de los recursos que recibirían municipios y departamentos. Así mismo, es posible que metas previstas de alcanzar a muy largo plazo en materia de cobertura, estuvieran prontas de alcanzarse, y que en consecuencia, programas de ayudas y de subsidios deberán rediseñarse frente a una nueva realidad, con un país menos joven, donde la reducción del tamaño de hogares ha ido acompañada de una mayor capacidad de ingreso y consumo del colombiano promedio.

12. Colombia, se ubica en el puesto 90 del

ranking del IDH para 2018. En cuanto al consumo per cápita, Colombia en el año 2017 se ubica en el puesto 10 a nivel de Sudamérica, muy cercano a los consumos per cápita de Ecuador y Guyana.

13. Los resultados mostraron que la reducción de la Intensidad Energética se debe al incremento de la proporción del consumo residencial y comercial energético respecto al total. Así, los bienes durables (la iluminación, el aire acondicionado, la refrigeración) representan una parte cada vez más importante del presupuesto y generan más demanda energética residencial y comercial.

14. De otra parte, se evidencia que la economía del país se ha ido desplazando de la industria a los servicios (reducción de actividades intensivas en energía “manufactura y/o minería” y el incremento de actividades con baja intensidad energética), lo que ha llevado a una separación del crecimiento económico del consumo de energía.

15. Como se mencionó en el informe anterior de Octubre de 2018, se tuvo en cuenta la normativa regulatoria y los decretos pertinentes a la Generación Distribuida. Además, se empleó nuevamente 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), la cual fue actualizada por el Grupo de Incentivos y Certificaciones a principios del presente año.

16. La diferencia y reducción de la presente revisión de la proyección de la demanda con la revisión de Octubre de 2018, se debe en gran medida a la desaceleración de la proyección del crecimiento potencial de la economía en algunos períodos de la misma, tales como: 2023-2024, y 2028-2044.

17. El crecimiento promedio anual para la demanda de energía eléctrica para el período comprendido entre 2018 a 2032 será: SIN (2,56%), SIN+GCE (2,98%), SIN + GCE + Panamá (3,12%) y SIN + GCE + Panamá + GD (3,04%).



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18. El crecimiento promedio anual para la demanda de potencia máxima para el período comprendido entre 2018 a 2032 será: SIN (1,91%), SIN+GCE (2,36%), SIN + GCE + Panamá (2,51%) y SIN + GCE + Panamá + GD (2,38%).

19. Para los modelos de demanda de energía

eléctrica (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se han obtenido reducciones del 0,92% y 0,01% en el MSE de las proyecciones respectivamente.

20. En cuanto a los modelos de demanda de

potencia máxima (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se obtuvieron reducciones del 1,34% y 0,03% en el MSE de las proyecciones.

21. El crecimiento anual promedio de la

demanda de energía eléctrica, durante los últimos 8 años para los Grandes Consumidores existentes (GC): Cerromatoso (-0,4%), Cerrejón (-1,2%), OXY (-6,5%), La Cira Infantas (13,1%), Rubiales (10,4%) y Drummond (23,4%).

22. El crecimiento anual promedio de la

demanda de potencia máxima, durante los últimos 8 años para los Grandes Consumidores existentes (GC) fue: Cerromatoso (-2,9%), Cerrejón (5,5%), OXY (-9,7%), La Cira Infantas (11,2%), Rubiales (6,7%) y Drummond (12,2%).

Resumen de Resultados Demanda Energía Eléctrica 2019 - 2033

Proyección de la Demanda Energía Eléctrica (GWh)

Fuente: UPME, 2019.

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

2019 69.402 71.335 71.335 71.314

2020 70.842 73.324 73.324 73.282

2021 72.701 75.688 75.688 75.608

2022 74.583 77.958 77.958 77.822

2023 76.349 79.875 79.875 79.664

2024 78.245 81.623 83.786 83.483

2025 80.333 83.503 86.083 85.670

2026 82.421 85.477 88.188 87.657

2027 84.669 87.761 90.606 89.948

2028 86.963 90.307 93.080 92.292

2029 89.216 93.122 95.931 95.023

2030 91.548 96.977 99.376 98.360

2031 94.130 100.207 102.403 101.279

2032 96.695 103.640 105.755 104.537

2033 99.288 107.405 109.521 108.226

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2.01

1

2.01

2

2.01

3

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4

2.01

5

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2.02

0

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1

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2.03

0

2.03

1

2.03

2

2.03

3

GW

h

SIN

SIN + GCE

SIN + GCE + Panamá




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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 (%)




2019 2,2% 3,2% 3,2% 3,2%

2020 2,1% 2,8% 2,8% 2,8%

2021 2,6% 3,2% 3,2% 3,2%

2022 2,6% 3,0% 3,0% 2,9%

2023 2,4% 2,5% 2,5% 2,4%

2024 2,5% 2,2% 4,9% 4,8%

2025 2,7% 2,3% 2,7% 2,6%

2026 2,6% 2,4% 2,4% 2,3%

2027 2,7% 2,7% 2,7% 2,6%

2028 2,7% 2,9% 2,7% 2,6%

2029 2,6% 3,1% 3,1% 3,0%

2030 2,6% 4,1% 3,6% 3,5%

2031 2,8% 3,3% 3,0% 3,0%

2032 2,7% 3,4% 3,3% 3,2%

2033 2,7% 3,6% 3,6% 3,5%

Resumen de Resultados Demanda Potencia Máxima 2019 - 2033

Proyección de la Demanda Potencia Máxima (MW)

Fuente: UPME, 2019.

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

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




2019 10.333 10.680 10.680 10.675

2020 10.513 10.896 10.896 10.887

2021 10.711 11.175 11.175 11.159

2022 10.905 11.461 11.461 11.432

2023 11.082 11.706 11.706 11.664

2024 11.284 11.886 12.251 12.186

2025 11.486 12.050 12.436 12.348

2026 11.698 12.236 12.595 12.481

2027 11.925 12.456 12.816 12.676

2028 12.141 12.698 13.038 12.876

2029 12.358 12.982 13.343 13.147

2030 12.584 13.403 13.719 13.506

2031 12.826 13.722 14.030 13.792

2032 13.071 14.071 14.382 14.125

2033 13.315 14.463 14.774 14.495

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 (%)




2019 3,1% 4,8% 4,8% 4,8%

2020 1,7% 2,0% 2,0% 2,0%

2021 1,9% 2,6% 2,6% 2,5%

2022 1,8% 2,6% 2,6% 2,5%

2023 1,6% 2,1% 2,1% 2,0%

2024 1,8% 1,5% 4,7% 4,5%

2025 1,8% 1,4% 1,5% 1,3%

2026 1,9% 1,5% 1,3% 1,1%

2027 1,9% 1,8% 1,8% 1,6%

2028 1,8% 1,9% 1,7% 1,6%

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

2030 1,8% 3,2% 2,8% 2,7%

2031 1,9% 2,4% 2,3% 2,1%

2032 1,9% 2,5% 2,5% 2,4%

2033 1,9% 2,8% 2,7% 2,6%

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

2.01

12.

012

2.01

32.

014

2.01

52.

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2.01

72.

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92.

020

2.02

12.

022

2.02

32.

024

2.02

52.

026

2.02

72.

028

2.02

92.

030

2.03

12.

032

2.03

3

MW

SIN

SIN + GCE

SIN + GCE + Panamá




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1. PANORAMA INTERNACIONAL: SE REDUCEN LAS EXPECTATIVAS DE CRECIMIENTO EN LOS PAÍSES DESARROLLADOS, SE ACELERA EL CRECIMIENTO DE ESTADOS UNIDOS, Y SE ACENTÚA LA DESACELERACIÓN DE CHINA

La economía mundial ha venido enfrentando un clima de tensión marcado por dos hechos: el enfrentamiento comercial entre Estados Unidos y China; la entrada en vigencia del Brexit, que marcará la salida de Gran Bretaña de la Unión Europea, la segunda economía más grande de la región. Adicional a ello, en Latinoamérica, se ha agudizado la crisis de Venezuela, reflejada en una ola migratoria sin precedentes, donde Colombia ha sido el principal receptor. Se estima que a Colombia han llegado alrededor de 3.4 millones de venezolanos en los últimos seis años, cifra que podría incrementarse hasta 6 millones al finalizar 2020, teniendo en cuenta que cada día llegan a Colombia alrededor de 5000 venezolanos según cifras de la Oficina de Migración. Estados Unidos ha venido liderando el crecimiento de los países desarrollados en la presente década (Gráfica 1). La reforma tributaria hecha por el Gobierno de Trump, que redujo la carga impositiva de las empresas estadounidenses, de 35% a 21%, así como la tributación efectiva por repatriación de ganancias de empresas estadounidenses en el exterior, ha estimulado la inversión y el aumento de los flujos de capitales a Estados Unidos, lo que se reflejó en una aceleración del crecimiento económico, el cual se ubicó en 4% en el primer semestre del año, y 2.9% al finalizar 2018.

El desempleo en Estados Unidos se ha reducido a 3.7%, una cifra inferior a la estimación de su tasa natural (4%).

Gráfica 1. Evolución Crecimiento Económico Mundial y Perspectiva Largo Plazo

Fuente: FMI – Wood Mackenzie (2018)

Comparativamente, Estados Unidos fue la única región económica que se revisó al alza en crecimiento económico en 2018, mientras Latinoamérica enfrento una drástica revisión a la baja, tanto en 2018, creciendo 0.7 puntos porcentuales por debajo de lo previsto, como en las previsiones para 2019 donde crecería 2.2%, significativamente por debajo del promedio mundial (Gráfica 2)

Gráfica 2. Previsión Crecimiento Económico Mediano Plazo Mundial - Revisión Oct. 2018.

Fuente: FMI (2018)

Sin embargo, las preocupaciones se tornan alrededor de la desaceleración que tendría la economía de Estados Unidos en 2019 – 2022.

11

.0%

7.6

%

6.6

%

6.1

%

5.7

%

4.6

%

3.8

%

2.2

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2.8

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3.0

%

2.7

%

2.6

%

2.6

%

2.5

%

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%

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0.4

% 1.6

%

2.2

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2.3

%

2.2

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0.5

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%

1.9

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0.3

% 1.4

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1.4

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0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%

10%11%12%13%

2007 - 2010 2011 - 2017 2018 2019 2019 - 2022 2023 - 2030 2050

China Mundo Latam EE. UU. Europa

4.9

%

4.9

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5.0

%

5.1

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5.1

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3.7

%

3.9

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3.7

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3.5

%

3.6

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%

2.3

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2.2

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2.0

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1.9

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1.5

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0%

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2%

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6%

7%

2018 2018 Rev. 2019 2019 Rev. 2020 -2023

Emergentes Mundial LATAM Colombia EE. UU Eurozona



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Estas preocupaciones, llevaron a una fuerte corrección en los mercados accionarios (Gráfica 3) así como en el precio de las materias primas, en particular el petróleo, que luego de alcanzar los USD 85 por barril, en la referencia Brent, cayó hasta ubicarse sobre los USD 50, en diciembre (Gráfica 4). Posteriormente, los mercados han venido tomando un nuevo impulso, ante una mejor expectativa de crecimiento en Estados Unidos. Si bien la economía de EE. UU., crecerá menos en 2019 tras el choque positivo que produjo la reforma fiscal de la Administración Trump, un crecimiento de 2% como se prevé a 2022, está distante de ser un escenario de crisis, que pudiera afectar la confianza del inversionista a niveles de la crisis 2007 – 2009.

Gráfica 3. Índices Accionarios (Enero 2017 = 100)

Fuente: Bloomberg - Cálculos Propios (2018)

Gráfica 4. Precio Petróleo USD / Barril – Referencia Brent Vs

Euro (USD/EUR)

Fuente: Reserva Federal de San Luis (2018)

Las tasas del Tesoro Americano que venían ubicándose por encima del 3% en respuesta a las presiones inflacionarias, y la expectativa de un mayor incremento en las tasas de la Reserva Federal de EE. UU., retornaron a (Gráfica 5 – 6), corrigieron a la baja, ubicándose a marzo de 2019 en niveles de 2.6% a 10 años, nivel que también se alcanzó en las tasas de corto plazo, acentuando el aplanamiento a lo largo de la curva de rendimientos, lo que responde al temor de una brusca desaceleración de la economía de EE. UU en 2020.

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)

30405060708090

100110120130140150

Fe

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0

Au

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0

Fe

b-1

1

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g-1

1

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2

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g-1

2

Fe

b-1

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11


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

La economía colombiana tuvo un notable repunte en 2018, creciendo 2.7% anual, poniendo fin a tres años consecutivos de disminución en la variación del PIB (Gráfica 7).

Gráfica 7. Crecimiento Económico Colombia 2015Q3 – 2018Q4

Fuente: DANE

Al examinar por sectores, resalta el hecho que sólo un sector, Minería, tuvo crecimiento negativo (-0.8%), de los doce en los que se desagrega el PIB (Gráfica 8). 8 de los 12 sectores crecen por encima del promedio (2.7%) y 5 sectores crecieron en 2018 a una tasa menor a la que lo hicieron en 2017, donde sobresale el sector agrícola que redujo su crecimiento 3.5 puntos porcentuales, el comercio y el sector financiero, éstos dos con un crecimiento de 3.1%, con lo cual dejaron de ser los dos impulsores del crecimiento, como lo venían siendo a lo largo de la década.

Gráfica 8. Crecimiento Económico Colombia Enfoque Oferta. Comparativo 2017 – 2018

Fuente: DANE

Por el lado de la demanda (Gráficas 9 – 11) se destaca la recuperación del crecimiento de los hogares, que subió de 1.4% en 2017Q1 a 3.5% en 2018Q4, y la inversión, que luego de contraerse 3.1% en 2017, se expandió en 3.3% en 2018, cerrando 2018 con un crecimiento en el Q4 de 6.7%. La demanda interna sigue claramente siendo el motor del crecimiento por el lado del gasto; las exportaciones se han recuperado con menor dinámica aunque de forma sostenida, mientras, las importaciones tuvieron una fuerte aceleración, creciendo en el último trimestre de 2018 en 14%. Gráfica 9. Crecimiento Económico Colombia Enfoque Gasto.

Consumo 2016Q4 – 2018Q4

Fuente: DANE

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Q4

Consumo Hogares Gasto Gobierno



12


Gráfica 10. Crecimiento Económico Colombia Enfoque Gasto. Inversión – Demanda Interna 2016Q4 – 2018Q4

Fuente: DANE

Gráfica 11. Crecimiento Económico Colombia Enfoque Gasto.

Sector Externo 2016Q4 – 2018Q4

Fuente: DANE

La inflación al consumidor mostró un drástico descenso, ubicándose en 3.2% al finalizar 2018 y 3% en 2019 (Gráfica 12). La inflación de Regulados sigue siendo la que más impacta de forma negativa la inflación (presionando el alza de precios), ubicándose en 5.6%, casi el doble del punto medio del rango meta de inflación al consumidor. Así mismo, los bienes y servicios No Transables están presionando al alza la inflación, aunque con una tendencia descendente, que los ubica ya en el rango de inflación objetivo 2% - 4% (Gráfica 13).

Gráfica 12. Inflación al Consumidor y al Productor. Colombia 2011 - 2019

Fuente: DANE – Banco de la República

Gráfica 13. Inflación al Consumidor. Transables, No

Transables y Regulados. Colombia 2011 - 2019

Fuente: DANE – Banco de la República

La inflación se mantiene con tendencia a la baja, a pesar del sensible repunte en la cotización de la tasa de cambio, que volvió a rebasar la barrera de los COP 3200 al finalizar 2018, y que a Febrero de 2019 presenta una depreciación del 7.6% (Gráfica 14). Ello hace prever, dado el Pass –Trough de la tasa de cambio, que la inflación al consumidor deberá repuntar aunque dentro del rango meta, a lo largo del primer semestre de 2019.

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Meta Consumidor Transables No Transables Regulados



13


Gráfica 14. Tasa de Cambio COP/USD. Variación Anual

Fuente: Banco de la República El repunte de la actividad económica, acompañado de una inflación estable y a la baja, son señales de una macroeconomía sana, que no genera presiones a la política monetaria. De hecho, la Junta Directiva del Banco de la República, ha mantenido su tasa de interés en 4.25%, desde mayo de 2018, decisión que justifica en el buen comportamiento de la inflación, y que la economía colombiana, a pesar de su recuperación, aún está creciendo por debajo de su tasa potencial. La mayor confianza en la economía colombiana, el mejoramiento de las expectativas sobre su desempeño, y la mayor inversión, han llevado al repunte de la capacidad instalada, que ha retomado niveles superiores al 80%, lo que explica el fuerte repunte en el crecimiento de la demanda interna de electricidad y de gas natural (Gráficas 15 – 18), que a su vez explican la mayor dinámica del índice de producción industrial (IPI) y del índice de seguimiento de la economía (ISE).

Gráfica 15. Capacidad Instalada Vs Demanda EE (Variación Anual)

Fuente: ANDI – XM – Cálculos Propios

La mayor presión por demanda de electricidad y de gas natural, dado el rezago que tiene la actividad industrial, frente a su capacidad instalada, está contribuyendo al incremento de los precios de la energía, que se favorecen por una mayor insensibilidad ante los precios, dado el buen comportamiento de las expectativas de los inversionistas.

Gráfica 16. Capacidad Instalada Vs Demanda GN (Variación Anual)

Fuente: ANDI – CONCENTRA – Cálculos Propios

Gráfica 17. IPI Vs Variación Anual Demanda GN – EE

Fuente: DANE– XM – CONCENTRA – Cálculos Propios

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14


Gráfica 18. ISE Vs Variación Anual Demanda GN – EE

Fuente: DANE – XM – CONCENTRA - Cálculos Propios

Las tasas de interés se mantienen en niveles bajos, aunque superiores a los que tenían hasta septiembre de 2018, lo que refleja el mayor clima de confianza en la economía nacional (Gráfica 19).

Gráfica 19. Tasas TES

Fuente: SEN – Banco de la República

Por último, las expectativas de inflación se mantienen dentro del rango meta, lo cual es positivo de cara a mantener una política monetaria conservadora, sin presiones por aumentar tasas de interés, estimulando un clima favorable para fortalecer la inversión.

Gráfica 20. Expectativas de Inflación a partir de Tasas TES en Pesos y UVR

Fuente: Cálculos Propios

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GNE

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EE ISE GN

4.74%5.99%6.98%

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

10%11%12%13%14%15%16%

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9

1 año 5 años 10 años

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9

1 año 5 años 10 años



15


3. ANÁLISIS MICROECONÓMICO MERCADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

Los precios de la energía vienen mostrando un fuerte repunte en Colombia, lo que se corresponde con la mayor demanda que viene haciendo la industria, el fortalecimiento del dólar, el repunte en el precio mundial del gas natural (referencia Henry Hub) y la incertidumbre en el mercado interno, por el retraso del Proyecto Hidroituango y la irrupción, aunque moderada, del Fenómeno del Niño. Los precios de la electricidad han mostrado una fuerte tendencia al alza ubicándose 2.5 veces aproximadamente por encima de la inflación al consumidor, siendo evidentes las presiones inflacionarias de la electricidad, tanto en el mercado regulado, como en el no regulado, impulsadas por el consumo industrial (Gráficas 21 – 22). Gráfica 21. Inflación Precios Energía Versus Inflación Precios

al Consumidor y Variación Tasa de Cambio COP / USD

Fuente: Banco de la República

Gráfica 22. Variación Anual Precios Electricidad Según Mercado Versus Inflación Consumidor

Fuente: SUI – BanRepública – Cálculos Propios La estimación de modelos GARCH, pone en evidencia una mayor volatilidad en los precios del gas natural, además de un rezago de la velocidad de ajuste de los precios de la electricidad, en relación con los precios del gas natural (Gráfica 23).

Gráfica 23. Modelo GARCH Variación Anual Precios Energía


En el caso de los precios del gas natural, las presiones que ha generado la mayor intensidad del invierno en Estados Unidos y Europa en el último trimestre de 2018, llevó a la revisión al alza en las previsiones de precios, lo que también induce el incremento en los precios de electricidad, dada la participación que tiene la generación con térmicas en la oferta de electricidad a nivel nacional (Gráfica 24).

8.9%

5.8%

8.8%

3.2%

7.3%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

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20%

25%

30%

35%

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50%

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65%

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Devaluación COP/USD

GN

EE

Combustible

Inflación al Consumidor (IPC)

8.1%6.9%3.2%

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

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Regulado No Regulado Industria Inflación

0.0000

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0000

0.0010

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0.0030

0.0040

0.0050

0.0060

0.0070

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0.0090

0.0100

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8

EE GN



16


Gráfica 24. Precio Mundial Gas Natural

Fuente: Wood Mackenzie

El análisis de la elasticidad precio – demanda de electricidad, muestra, en el mercado regulado, una mayor sensibilidad en el sector oficial, y una demanda inelástica (Menor a uno) aunque con tendencia a ser menos sensible en hogares, en particular en Estrato 1 – E1 (Gráficas 25 y 26). En el mercado no regulado, la demanda tiende a ser elástica, tanto en industria como en el sector oficial y en comercio (Gráfica 27). En el mercado no regulado, la elasticidad es cada vez mayor en el sector comercial, en razón a su creciente participación dentro de la demanda.

Gráfica 25. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado EE

Fuente: Cálculos Propios con base en Información SUI

Gráfica 26. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado EE. Hogares


Gráfica 27. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo)

Mercado No Regulado


Aunque en el global, los mercados regulado y no regulado siguen teniendo demanda inelástica, es clara su tendencia a tener una mayor elasticidad, y responder en mayor magnitud en cambios en patrones de consumo, frente a cambios en los precios (Gráfica 28).

Gráfica 28. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado Vs Mercado No Regulado EE


2.7

4.9

3.3 2.8

4.2

1.52.02.53.03.54.04.55.05.5

20

14

20

15

20

16

20

17

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18

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19

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20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

Revisión Dic. 2016Revisión Marzo 2019

0.40

0.570.52

1.07

0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.8

Fe

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-10

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-14

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-15

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-16

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-17

Au

g-1

7N

ov

-17

Fe

b-1

8M

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-18

Au

g-1

8

Hogares Industrial Comercial Oficial

0.68

0.37

0.20

0.41

0.17

0.26

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

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E1 E2 E3 E4 E5 E6

0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.8

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18

Industrial No Regulada Comercial Oficial

0.46

0.65

0.53

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

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-18

Regulado No Regulado Total



17


Por último, en ese aparte, se comparan las elasticidades precio – demanda de la industria obtenidos en electricidad, con los que se estiman para gas natural, dado que en ambos es el principal consumidor, como agente productor. A nivel consolidado nacional, si bien la demanda es cada vez más elástica en la industria para ambos servicios públicos, la brecha de elasticidad ha venido aumentando, en favor del gas, reflejo de los mayores precios, en particular en los tres últimos años (Gráfica 29).

Gráfica 29. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Industria. Consolidado Nacional Comparativo EE Versus GN

Fuente: Cálculos Propios con base en Información SUI - CONCENTRA

Una magnitud en la elasticidad de 1.8 en industria, para gas natural, indica que un 1% de cambios en los precios, están conduciendo en la actualidad a cambios en las demandas de gas natural hasta de 1.8%, más que proporcional. El ajuste en la demanda, para el sector eléctrico es de 0.9%. Esta brecha en la elasticidad entre gas natural y electricidad para la industria, es también persistente al mirar por aparte el mercado regulado, y el mercado no regulado, a nivel nacional (Gráficas 30 – 31), aunque en el mercado no regulado, la industria en ambos servicios, tiene una demanda elástica, donde los coeficientes de elasticidad exhiben una tendencia creciente acentuada desde 2015.


Industria. Comparativo Mercado Regulado EE Versus GN



Industria. Comparativo Mercado No Regulado EE Versus GN


0.92

1.85

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

2.00

2.25

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-09

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EE GN

0.53

1.24

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0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

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1.80

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7

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-18

De

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EE GN

1.05

1.90

0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.002.20

Jun

-09

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5

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7

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Oct

-18

EE GN



18


4. PREVISIONES MACROECONÓMICAS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO

La Subdirección de Demanda revisó al alza los escenarios macroeconómicos, a partir de los cuales se alimentan las proyecciones de corto y largo plazo en electricidad y gas natural. La justificación de esta decisión, según la Subdirección, acorde con la teoría económica y la evidencia empírica, es la secuencia lógica con la que debería responder el crecimiento económico colombiano (choque positivo) a través de una mayor inversión, por la reducción en la carga impositiva de empresas y los estímulos tributarios al emprendimiento (Economía Naranja), que estableció la Ley de Financiamiento, que consiguió aprobar el Gobierno en el Congreso, en su primera legislatura, al término de 2018. El escenario base para 2019 subió de 3.2% a 3.5%, escenario que para 2020 – 2022, también se ajustó al alza, pasando de 3.0% a 3.5%, en línea con un crecimiento potencial de 3.2% (Gráfica 32). En un escenario optimista, el crecimiento podría llegar a ser de 4.1% promedio en 2020 y 2021, en línea con un crecimiento potencial de la misma magnitud.

Gráfica 32. Escenarios Crecimiento Económico Colombia: 2019 – 2022. Crecimiento Potencial


Las previsiones por trimestre entre 2019 y 2022, indicarían que la economía colombiana en la mayor parte de este período crecería

igual o más de 3.5%, es decir, por encima del crecimiento potencial en el escenario base, y 30 Pb por debajo del escenario optimista.

Gráfica 33. Previsiones Crecimiento Económico Colombia: 2019Q1 – 2022Q4. Escenario Base

Fuente: Fuente: Cálculos Propios Por sector productivo, las previsiones de crecimiento 2019 – 2022 (Gráfica 34), indican que el crecimiento económico durante este período estaría impulsado por el sector financiero, la, construcción, el transporte, el comercio y el entretenimiento (que concentra la economía naranja).

Gráfica 34. Previsiones Crecimiento Económico Colombia Según Sector Productivo: 2019 - 2022. Enfoque Oferta.

Escenario Base


Por sector productivo, las previsiones de crecimiento 2019 – 2022 (Gráfica 34), indican que el crecimiento económico durante este período, estaría impulsado por el sector financiero, la, construcción, el transporte, el comercio y el entretenimiento (que concentra la economía naranja).

2.7%

3.5% 3.

8%

3.6%

3.3%

3.2%

2.7%

3.8% 4.

2%

4.1%

3.8% 4.

1%

2.7% 3.

1%

2.6%

2.3% 2.

6%

2.5%2.

7%

3.3%

4.0%

3.7%

3.4% 3.

8%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

2018 2019 2020 2021 2022 Potencial

Base Optimista Pesimista Alterno

3.5

%

3.8

%

3.5

%

3.3

%

4.3

%

4.1

%

3.6

%

3.3

%

3.6

%

3.5

%

3.5

%

3.6

%

3.6

%

3.5

%

3.4

%

2.6

%

20

19

Q1

20

19

Q2

20

19

Q3

20

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Q4

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Q1

20

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Q4

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Q1

20

21

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Q4

20

22

Q1

20

22

Q2

20

22

Q3

20

22

Q4

7.2

%

5.8

%

4.3

%

4.3

%

4.2

%

3.9

%

3.5

%

3.4

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3.0

%

2.6

%

2.4

%

2.2

%

1.9

%

0.5

%

4.7

%

3.3

%

3.2

%

3.6

%

3.7

%

2.5

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%

2.7

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%

3.3

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3.5

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3.7

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2.6

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Fin

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Co

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Ele

ctri

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2019 2020 - 2022



19


Bajo un enfoque de demanda, el Gobierno seguirá siendo determinante para el crecimiento, con una tasa promedio de 4.3% de 2019 a 2022 (Gráficas 35 - 36). No obstante, el motor fundamental será la inversión, que de 2019 a 2022, crecería en promedio 5.2%, lo que acentúa el rol de la demanda interna en el crecimiento económico del país.

Gráfica 35. Previsiones Crecimiento Económico Colombia Según Sector Productivo: 2019 - 2022. Enfoque Oferta.

Escenario Base


Bajo un enfoque de demanda, el Gobierno seguirá siendo determinante para el crecimiento, con una tasa promedio de 4.3% de 2019 a 2022 (Gráficas 35 - 36). No obstante, el motor fundamental será la inversión, que de 2019 a 2022, crecería en promedio 5.2%, lo que acentúa el rol de la demanda interna en el crecimiento económico del país. El punto crítico seguirá siendo el sector externo, pues las exportaciones seguirían creciendo por debajo del promedio de la demanda y del nivel de importaciones, haciendo que siga persistente el déficit en cuenta comercial (Gráfica 36). Las previsiones de la Subdirección de demanda de la UPME a mediano plazo se sincronizan con las previsiones de multilaterales, aunque por debajo de la proyección oficial (Gráfica 37).

Las discrepancias vendrían a largo plazo, donde la Subdirección de Demanda considera que los cambios demográficos asociados al envejecimiento, así como las restricciones fiscales, sin reformas estructurales o con un efecto de rezago considerable, ponen un techo al crecimiento potencial, que se estimaría en 3.2%, aunque en el promedio de los escenarios que se simularon, este valor se ubica en un 3.4%.

Gráfica 36. Previsiones Crecimiento Económico Colombia Según Demanda: 2019 - 2022. Enfoque Gasto Escenario Base


Gráfica 37. Comparativo Previsiones Crecimiento Económico

Colombia 2019 – 2022 y Potencial.


Los escenarios de inflación muestran que el país mantendría un nivel próximo al punto medio del rango objetivo (3%) y que a largo plazo, se situaría en niveles entre 2% y 3% (Gráfica 38). Colombia es uno de los países emergentes con mayor éxito en reducir la inflación, acompañado de una aceleración del crecimiento económico y la reducción en sus tasas de interés.

3.5

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3.2

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3.5

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2018 2019 2020 2021 2022

Consumo Hogares Gasto Gobierno Inversión (FBK) PIB

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2018 2019 2020 2021 2022

Demanda Interna Exportaciones Importaciones

2.5

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3.5

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3.6

%

3.2

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% 4.1

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0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%5.0%5.5%6.0%

2018 2019 2020 Potencial

UPME MHCP FMI Analistas



20


Gráfica 38. Escenarios Inflación Precios al Consumidor Colombia 2050


Las señales de inflación para los precios de la energía, indican que los precios de gas y electricidad, se mantendrán por fuera del rango meta de inflación, 5.4% y 4.2% anual, respectivamente, mientras se conseguiría una acelerada reducción en la inflación de los combustibles líquidos (Gráfica 39). No obstante, a largo plazo, se prevé que se tomen las políticas que lleven a la inflación de energía a ubicarse entre 2% y 3% anual.

Gráfica 39. Escenario Base para Colombia.

Inflación Precios Energía


Por último, es pertinente examinar de donde viene y hacia dónde va el ciclo económico colombiano, y sus repercusiones en cuanto hace a la demanda de electricidad. Es a partir del tercer trimestre de 2017, que se exhibe una recuperación de la demanda de electricidad, así como de la demanda de gas natural, saliendo de una fase de contracción, que respaldan la aceleración que el crecimiento económico ha tenido desde entonces (Gráfica 40).

Sin embargo, el crecimiento potencial a 2018Q4 se ubica para el PIB en 2.8%, y para la demanda de electricidad en 2.1%, cifras que son muy inferiores a las que se tenían en la década anterior (Gráfica 41). Este por tanto, es el principal reto que tiene la política macroeconómica en la nueva administración: la aceleración del crecimiento económico potencial, para lo que se requiere una mayor dinámica del crecimiento de la demanda de electricidad, que mutuamente consigan un mayor bienestar para la sociedad colombiana en la próxima década, y que consiga ser sostenible a largo plazo.

Gráfica 40. Ciclo Económico Colombiano Versus Ciclos Demanda EE – GN


Gráfica 41. Comparativo Crecimiento Económico Potencial

Versus Crecimiento Potencial Demanda EE


5.5%

3.9%

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5.5%

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2001 - 2010 2011 - 2018 2019 - 2022 2023 - 2032 Potencial a2050

Optimista Base Pesimista

9.4%

5.4%

3.8%

2.5%

5.3%

4.2%

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2011 - 2018 2019 - 2022 2023 - 2032 Potencial a 2050

GN EE Combustible-30%

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Q1

20

18

Q4

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Cic

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Ciclo EconómicoCiclo EECiclo GN

2.8%

2.1%

0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%5.0%5.5%6.0%

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Q1

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Q4

20

01

Q3

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Q1

20

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20

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Q1

20

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20

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10

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20

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Q3

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Q2

20

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Q1

20

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Q4

20

16

Q3

20

17

Q2

20

18

Q1

20

18

Q4

Potencial PIB Potencial EE



21


5. EFICIENCIA ENERGÉTICA: RELACIÓN ENTRE INTENSIDAD ENERGETICA Y CONSUMO PER CÁPITA

En línea con el análisis de la coyuntura económica nacional presentada en la parte inicial del documento, se ha explorado para esta revisión, el comportamiento de la consumo per cápita a nivel Internacional, para Sudamérica y Colombia. Para la realización de los cálculos a nivel Internacional y a nivel de Sudamérica de consumo per cápita (kWh per cápita), se emplearon los datos reportados por: a) Fondo Monetario Internacional - FMI (para los años 2001 – 2014), y b) IndexMundi (para los años 2015 – 2017). La clasificación y ordenamiento de los países de realizo a partir el Índice de desarrollo humano (IDH) de 2018, elaborado Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). Gráfica 42. Panorama Internacional del consumo per cápita

empleando el IDH

Fuente: FMI, IndexMundi, 2019.

Colombia, se ubica en el puesto 90 del ranking del IDH para 2018. En cuanto al consumo per cápita, Colombia en el año 2017 se ubica en el puesto 10 a nivel de Sudamérica, muy cercano a los consumos per cápita de Ecuador y Guyana.

Gráfica 43. Panorama Sudamericano del consumo per cápita

empleando el IDH

Fuente: FMI, IndexMundi, 2019.

Para la realización de los cálculos a nivel de Colombia de intensidad energética (kWh por unidad del PIB) y consumo per cápita (kWh per cápita), se emplearon los datos reportados por: a) la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y publicados en la plataforma SUI, en su bodega de datos el Reporteador O3, y b) el DANE en cuanto a demografía población y cuentas nacionales (PIB en Precios Constantes - Base 2015). Las gráficas fueron desagregadas por sector: residencial, industrial, y terciario. Los resultados mostraron que la reducción de la Intensidad Energética se debe al incremento de la proporción del consumo residencial y comercial energético respecto al total. Así, los bienes durables (la iluminación, el aire acondicionado, la refrigeración) representan una parte cada vez más importante del presupuesto y generan más demanda energética residencial y comercial.

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2001 2017Co

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Islandia Noruega Canadá SueciaLuxemburgo Finlandia Estados Unidos AustraliaNueva Zelanda Japón Bélgica SuizaSingapur Austria Alemania HolandaDinamarca Reino Unido Irlanda Hong Kong, China

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2001 2017

Co

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Venezuela Chile Surinam Argentina Uruguay Brasil

Paraguay Colombia Perú Ecuador Guyana Bolivia



22


Gráfica 44. Intensidad energética sectorial

Fuente: UPME, DANE, Base de Datos SUI, 2019.

Gráfica 45. Consumo per cápita y eléctrico


Gráfica 46. Participación sectorial dentro del consumo de

electricidad 2006 - 2018

Fuente: UPME, Base de Datos SUI, 2019.

De otra parte, se evidencia que la economía del país se ha ido desplazando de la industria a los servicios (reducción de actividades intensivas en energía “manufactura o minería” y el incremento de actividades con baja intensidad energética), lo que ha llevado a una separación del crecimiento económico del consumo de energía. A continuación, se presenta un breve análisis que permitirá evidenciar lo hallado: a) Sector Residencial

Gráfica 47. Intensidad energética vs consumo eléctrico


Intensidad energética: Con respecto al año

2006, el indicador para el 2018 presenta una reducción del 7,94%; explicado por un incremento del 43,92% del consumo de energía frente a un incremento del 66,93% del PIB total.

Consumo eléctrico: Con respecto al año 2006, el indicador para el 2018 presenta un incremento del 43,92%, mostrando un aumento promedio anual del 3,38%, para el período comprendido desde 2006 a 2018.

0

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2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018Inte

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PIB

)

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20.000

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2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

GW

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Co

nsu

mo

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cá

pit

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Wh

per

cá

pit

a)

Residencial (GWh) Industrial (GWh)Terciario (GWh) Total (Consumo per cápita)Total (GWh)

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Terciario 25,27% 26,58% 28,52% 27,93% 29,92% 30,14% 30,00%

Industrial 32,80% 32,37% 29,67% 31,04% 27,88% 28,00% 27,00%

Residencial 41,93% 41,05% 41,80% 41,03% 42,20% 41,85% 43,00%

0%

10%

20%

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2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Bas

e 2

006

=100

Intensidad energética Consumo



23


En conclusión, los datos muestran una mejora muy importante de la eficiencia energética del sector Residencial. Ésta ha mostrado una reducción del 0,61% promedio anual de la cantidad de energía eléctrica requerida para producir un peso de PIB, para el período comprendido desde 2006 a 2018. b) Sector Industrial




2006, el indicador para el 2018 presenta una reducción del 16,52%; explicado por un incremento del 15,53% del consumo de energía frente a un incremento del 46,89% del PIB industrial.

Consumo eléctrico: Con respecto al año 2006, el indicador para el 2018 presenta un incremento del 15,53%; mostrando un aumento promedio anual del 1,19%, para el período comprendido desde 2006 a 2018.

En conclusión, los datos muestran una mejora muy importante de la eficiencia energética del sector Industrial. Ésta ha mostrado una reducción del 1,27% promedio anual de la cantidad de energía eléctrica requerida para

producir un peso de PIB, para el período comprendido desde 2006 a 2018. c) Sector Terciario




2006, el indicador para el 2018 presenta una reducción del 30,26%; explicado por un incremento del 66,55% del consumo de energía frente a un incremento del 74,78% del PIB Comercial.


En conclusión, los datos muestran una mejora muy importante de la eficiencia energética del sector terciario. Ésta ha mostrado una reducción del 2,33% promedio anual de la cantidad de energía eléctrica requerida para producir un peso de PIB, para el período comprendido desde 2006 a 2018.

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2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Bas

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2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Bas

e 2

006

=100




24


d) Total Nacional




2006, el indicador para el 2018 presenta una reducción del 10,24%; explicado por un incremento del 40,33% del consumo de energía frente a un incremento del 66,93% del PIB.


En conclusión, los datos muestran una mejora muy importante de la eficiencia energética a nivel nacional. Ésta ha mostrado una reducción del 0,79% promedio anual de la cantidad de energía eléctrica requerida para producir un peso de PIB, para el período comprendido desde 2006 a 2018.

Gráfica 51. Relación entre el PIB y el consumo de electricidad para el período 2006 - 2018


Como se ha mencionado en informes anteriores, el consumo de energía eléctrica de Colombia es función directa del crecimiento económico.

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2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Bas

e 2

006

=100


32,76

33,12

33,48

33,84

34,20

34,56

23,00 23,36 23,72 24,08 24,44 24,80

LN P

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Pre

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ante

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Bas

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015)

LN Consumo de electricidad

Residencial Terciario

Industrial Total



25


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 pronósticos1 (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 5:

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

“Combinación de pronósticos y variables predictoras con

error”.

Tabla 5. Variables de la Demanda de EE a largo Plazo ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica :

DEE Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2018)

XM

PIB Total : PIBTotal

Trimestral (Marzo 1994 – Septiembre 2018)

DANE

Trimestral (Diciembre 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 (31 de Enero), ONU, DANE e IDEAM, 2019.

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 (19%), VAR Exógeno (50%) y VEC (31%).



26


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 52). Gráfica 52. Crecimiento anual de las variables empleadas en

las proyecciones UPME


A continuación en la Tabla 6, 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 6. 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 857.463 24,13 49.465

2019 886.947 24,14 49.850

2020 919.233 24,10 50.220

2021 951.962 24,22 50.576

2022 982.728 24,26 50.917

2023 1.010.646 24,19 51.244

2024 1.038.893 24,22 51.556

2025 1.073.693 24,26 51.854

2026 1.108.603 24,27 52.139

2027 1.144.427 24,33 52.409

2028 1.180.367 24,36 52.665

2029 1.216.239 24,32 52.907

2030 1.252.995 24,30 53.134

2031 1.290.741 24,39 53.347

2032 1.329.567 24,38 53.546

2033 1.370.548 24,35 53.730

Fuente: DANE - Cálculos

UPME IDEAM (ONU)

Revisión: Febrero de 2019 2015 Junio de 2017

Tabla 7. 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 2,67% 0,17% 0,81%

2019 3,44% 0,05% 0,78%

2020 3,64% -0,15% 0,74%

2021 3,56% 0,47% 0,71%

2022 3,23% 0,17% 0,67%

2023 2,84% -0,29% 0,64%

2024 2,79% 0,14% 0,61%

2025 3,35% 0,16% 0,58%

2026 3,25% 0,02% 0,55%

2027 3,23% 0,26% 0,52%

-10%

-8%

-5%

-3%

0%

3%

5%

8%

10%

mar

.-95

ago

.-95

ene.

-96

jun

.-96

no

v.-9

6ab

r.-9

7se

p.-

97fe

b.-

98ju

l.-98

dic

.-98

may

.-99

oct

.-99

mar

.-00

ago

.-00

ene.

-01

jun

.-01

no

v.-0

1ab

r.-0

2se

p.-

02fe

b.-

03ju

l.-03

dic

.-03

may

.-04

oct

.-04

mar

.-05

ago

.-05

ene.

-06

jun

.-06

no

v.-0

6ab

r.-0

7se

p.-

07fe

b.-

08ju

l.-08

dic

.-08

may

.-09

oct

.-09

mar

.-10

ago

.-10

ene.

-11

jun

.-11

no

v.-1

1ab

r.-1

2se

p.-

12fe

b.-

13ju

l.-13

dic

.-13

may

.-14

oct

.-14

mar

.-15

ago

.-15

ene.

-16

jun

.-16

no

v.-1

6ab

r.-1

7se

p.-

17fe

b.-

18ju

l.-18

dic

.-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: 59,9%* Población: -4,4%



27


Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN Población

2028 3,14% 0,13% 0,49%

2029 3,04% -0,14% 0,46%

2030 3,02% -0,09% 0,43%

2031 3,01% 0,36% 0,40%

2032 3,01% -0,06% 0,37%

2033 3,08% -0,13% 0,34%

Como se pudo observar en la Gráfica 53, 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 53.Crecimiento potencial de la economía

Fuente: UPME, MINHACIENDA, FMI, 2019.

Cabe resaltar que en 2019, las expectativas de crecimiento potencial por parte de la UPME, se encuentran por debajo respecto a las demás entidades. En la Tabla 8, 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 54 se ilustran los resultados: Tabla 8. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE

ni Panamá

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

2019 70.992 69.402 67.823

2020 72.463 70.842 69.232

2021 74.364 72.701 71.049

2022 76.289 74.583 72.888

2023 78.097 76.349 74.613

2024 80.035 78.245 76.468

2025 82.171 80.333 78.507

2026 84.306 82.421 80.549

2027 86.604 84.669 82.746

2028 88.952 86.963 84.987

2029 91.257 89.216 87.189

2030 93.641 91.548 89.468

2031 96.281 94.130 91.992

2032 98.906 96.695 94.499

2033 101.557 99.288 97.033

Gráfica 54. Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni

Panamá


2,8

%

3,6

% 3,7

%

3,7

%

3,7

%

3,7

%

3,6

%

3,5

%

3,5

%

3,5

%

3,5

%

3,5

%

2,7

%

3,4

%

3,6

%

3,6

%

3,2

%

2,8

%

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. Feb 2019)

2,4%

2,6%

2,8%

3,0%

3,2%

3,4%

3,6%

3,8%

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

Comparación del crecimiento potencial de la economía según Revisiones de la UPME

UPME (Rev. Oct 2018)

UPME (Rev. Feb 2019)

70.842

80.333

91.548

99.288

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

2033

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo



28


Se estima que la demanda de energía eléctrica – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2019 a 2033 de 2,56% en el escenario medio. En la Gráfica 55 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Octubre 2018 y la presente revisión.

Gráfica 55. Comparación Enero 2019 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 2,36% en el período 2019 – 2033.

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 9 muestra estas proyecciones de demanda de potencia máxima, sin incluir la

demanda de Grandes Consumidores Especiales ni ventas a Panamá. Tabla 9. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin

GCE ni Panamá

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

2019 10.725 10.333 9.955

2020 10.911 10.513 10.129

2021 11.117 10.711 10.319

2022 11.319 10.905 10.507

2023 11.502 11.082 10.677

2024 11.711 11.284 10.871

2025 11.921 11.486 11.066

2026 12.142 11.698 11.271

2027 12.377 11.925 11.489

2028 12.601 12.141 11.698

2029 12.826 12.358 11.906

2030 13.061 12.584 12.124

2031 13.312 12.826 12.358

2032 13.566 13.071 12.593

2033 13.820 13.315 12.829

La Gráfica 56 muestra los resultados de esta proyección para el período 2019 - 2033.

Gráfica 56. 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 2019 a 2033 de 1,91%.

99.288

102.654

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

2033

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Enero 2019

Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2018

10.513

11.486

12.584

13.315

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

2033

MW

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



29


En la Gráfica 57 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Octubre 2018 y la presente revisión.

Gráfica 57. Comparación Enero 2019 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 1,25% en el período 2019 - 2033.

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 10:

Tabla 10. Variables de la Demanda de EE a Corto Plazo

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica

DEM_TRIM Trimestral (Marzo 1991 – Diciembre 2033)

XM

UPME

DEM_MENS Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2018)

XM

Efecto Calendario

CALEND Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2033)

Construcción Propia

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2019.

La Tabla 11 muestra los resultados de esta proyección sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales. Tabla 11. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Sin

GCE ni Panamá

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

ene-19 5.831 5.698 5.566

feb-19 5.526 5.400 5.275

mar-19 5.967 5.831 5.696

abr-19 5.785 5.656 5.529

may-19 6.037 5.903 5.770

jun-19 5.819 5.690 5.562

jul-19 6.022 5.888 5.756

ago-19 6.064 5.929 5.796

sep-19 5.915 5.784 5.653

oct-19 6.084 5.947 5.812

nov-19 5.914 5.781 5.649

dic-19 6.030 5.894 5.760

ene-20 5.903 5.769 5.635

feb-20 5.729 5.599 5.469

mar-20 6.044 5.907 5.770

abr-20 5.914 5.783 5.652

may-20 6.101 5.965 5.831

jun-20 5.951 5.819 5.688

jul-20 6.143 6.007 5.871

ago-20 6.147 6.010 5.875

sep-20 6.064 5.930 5.796

oct-20 6.232 6.093 5.954

nov-20 6.044 5.909 5.775

dic-20 6.191 6.053 5.915

La Gráfica 58 muestra los valores proyectados entre enero de 2019 a diciembre 2020:

13.315

13.547

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

2033

MW

Histórico Demanda PMÁX (MW)

Esc. Medio UPME (MW) - Enero 2019

Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2018



30


Gráfica 58. Proyección Demanda EE Mensual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


Las proyecciones mensuales entre 2019 y 2033 se presentan en los archivos Excel disponibles en la página web de la Unidad2.

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 12:

Tabla 12. Variables de la Demanda de PMÁX a Corto Plazo

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Potencia Máxima :

DPMÁX Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2018)

XM

Demanda de Energía Eléctrica:

DEE Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2033)

XM

UPME

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

Construcción Propia

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2019.

2 SIEL. Sistema de Información Eléctrico Colombia. Demanda

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

A continuación, en la Tabla 13 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual sin incluir la demanda de potencia de Grandes Consumidores Especiales para el período enero 2019 - diciembre 2020. Tabla 13. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Sin GCE ni Panamá

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

ene-19 10.447 10.066 9.698

feb-19 10.407 10.027 9.661

mar-19 10.490 10.107 9.738

abr-19 10.505 10.122 9.752

may-19 10.578 10.192 9.820

jun-19 10.578 10.191 9.819

jul-19 10.628 10.240 9.866

ago-19 10.674 10.285 9.909

sep-19 10.672 10.282 9.907

oct-19 10.713 10.322 9.945

nov-19 10.702 10.311 9.934

dic-19 10.725 10.333 9.955

ene-20 10.711 10.320 9.943

feb-20 10.661 10.272 9.897

mar-20 10.707 10.316 9.939

abr-20 10.709 10.318 9.941

may-20 10.758 10.365 9.986

jun-20 10.757 10.364 9.986

jul-20 10.805 10.410 10.030

ago-20 10.840 10.444 10.063

sep-20 10.847 10.450 10.069

oct-20 10.893 10.495 10.112

nov-20 10.881 10.484 10.101

dic-20 10.911 10.513 10.129

Estos valores se ilustran en la Gráfica 59.

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

manda/tabid/97/Default.aspx

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

6.600

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

ene.

-20

feb

.-20

mar

.-20

abr.

-20

may

.-20

jun

.-20

jul.-

20ag

o.-

20se

p.-

20o

ct.-

20n

ov.

-20

dic

.-20

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo


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

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


31


Gráfica 59. 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: e) Datos actualizados y ajustados del GCE

Otras Ecopetrol, f) Generación distribuida a partir del año

2018, g) Entrada de Sociedades Portuarias para el

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

Loma” para 2019, i) Entrada de la conexión de Ternium

Sabanalarga para 2019, j) Entrada de la conexión de las

Exportaciones a Panamá a partir de 2023. k) 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 2033 (de más de 1 millón 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 28 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 33 mil unidades entre buses, busetas, microbuses, articulados y padrones.

Transporte Particular

El parque automotor es un 8% eléctrico e híbrido. Aproximadamente 800 mil vehículos entre automóviles, camperos y camionetas.

Segmento de Taxis

El 14% de los taxis en las principales ciudades colombianas son eléctricos, aproximadamente 100 mil vehículos.

Segmento Oficiales

Aproximadamente 100 mil vehículos del sector oficial son eléctricos e híbridos.

Fuente: UPME, 2019.

l) 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.

9.300

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

11.500

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

ene.

-20

feb

.-20

mar

.-20

abr.

-20

may

.-20

jun

.-20

jul.-

20ag

o.-

20se

p.-

20o

ct.-

20n

ov.

-20

dic

.-20

MW




32


m) 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.

Generación distribuida Como se mencionó en el informe anterior de Octubre de 2018, se tuvo en cuenta la normativa regulatoria y los decretos pertinentes a la Generación Distribuida. Además, se empleó nuevamente 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), la cual fue actualizada por el Grupo de Incentivos y Certificaciones a principios del presente año.

Gráfica 60. Capacidad Instalada de los Proyectos para Generación Distribuida empleando FNCE (Solar Fotovoltaica)

Fuente: UPME, 2019.

Gráfica 61. Capacidad Instalada de los Proyectos para Generación Distribuida empleando FNCE (Solar Fotovoltaica)

a nivel Sectorial y Regional

Fuente: UPME, 2019.

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.

0,87 0,74

3,54 3,51

Valor Proyectado: 7,25 Valor Real:

6,61

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

Revisión Octubre 2018 Revisión Enero 2019

Cap

acid

ad In

stal

ada

(MW

)

2016

2017

2018

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2016 2017 2016 2017 2018


Cap

acid

ad In

stal

ada

(M

W)

Comercial, oficial, público y terciario

Industrial

Residencial

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2016 2017 2016 2017 2018


Cap

acid

ad In

stal

ada

(MW

)

Antioquia Valle del Cauca

Cundinamarca Atlántico

Huila Tolima

Santander Risaralda

Chocó Bolívar

Otros departamentos



33


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

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

3 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)

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 IDEAM3 en cuanto a Brillo (horas día) y Radiación Solar (kWh/m2), los cuales fueron contrastados con la base de datos de NREL - NSRDB4 (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 14 y la Gráfica 62 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.

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

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

2018).




34


De lo anterior, se empleó la metodología utilizada por Staffell & Stefan5, 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).

Gráfica 62. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2019.

Tabla 14. 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 1.124 62 3 9

2019 1.168 158 82 438 21 66 21

2020 1.097 467 165 647 34 72 43

2021 966 788 247 856 52 79 80

2022 811 1.173 247 982 76 85 136

2023 658 1.496 247 919 114 92 210

2024 521 1.401 247 841 175 95 99 2.164 303

2025 405 1.281 247 762 272 97 105 2.580 412

2026 314 1.161 247 691 432 99 112 2.711 531

2027 245 1.053 247 633 695 101 118 2.845 658

2028 194 965 247 577 1.133 103 125 2.773 788

2029 157 879 247 525 1.861 105 131 2.809 908

2030 130 800 247 478 2.862 108 805 2.399 1.016

2031 109 728 247 436 3.620 110 828 2.196 1.125

2032 92 664 247 397 4.580 112 853 2.115 1.218

2033 76 605 247 397 5.804 115 874 2.115 1.294

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, 2019.

5 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

-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

11.000

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

GW

h

Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias

Drummond Ternium Sabanalarga Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá Exportaciones hacia Panamá Generación Distribuida



35


Los resultados de integrar estas demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica (sin incluir GD), se muestran en la Tabla 15:

Tabla 15. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE y Panamá

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

2019 72.925 71.335 69.756

2020 74.945 73.324 71.714

2021 77.351 75.688 74.036

2022 79.664 77.958 76.263

2023 81.623 79.875 78.139

2024 85.576 83.786 82.009

2025 87.921 86.083 84.257

2026 90.073 88.188 86.316

2027 92.542 90.606 88.684

2028 95.068 93.080 91.104

2029 97.971 95.931 93.903

2030 101.470 99.376 97.297

2031 104.555 102.403 100.266

2032 107.966 105.755 103.559

2033 111.790 109.521 107.266

La Gráfica 63 ilustra la proyección nacional más los GCE la cual presenta un crecimiento promedio anual del 2,98% entre 2019 a 2033 para el escenario medio de proyección.

Gráfica 63. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE

Fuente: UPME, Base de Datos XM (31 de Enero), ONU, DANE e IDEAM, 2019. En la Gráfica 64, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Octubre 2018 y la presente revisión. El valor

promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 2,11% en el período 2019 – 2033.

Gráfica 64. Comparación Enero 2019 vs Octubre 2018 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 65 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,12% durante el período proyectado.

Gráfica 65. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE y Panamá


73.324

83.503

96.977

107.405

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

2033

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

107.405

110.794

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

2033

GW

hHistórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Enero 2019

Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2018

73.324

86.083

99.376

109.521

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

2033

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



36


De otra parte, en la Tabla 16 y en la Gráfica 66 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,04% durante el período proyectado.

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

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

2019 72.904 71.314 69.735

2020 74.903 73.282 71.672

2021 77.271 75.608 73.956

2022 79.528 77.822 76.127

2023 81.412 79.664 77.928

2024 85.273 83.483 81.706

2025 87.509 85.670 83.844

2026 89.542 87.657 85.785

2027 91.884 89.948 88.025

2028 94.281 92.292 90.316

2029 97.063 95.023 92.995

2030 100.453 98.360 96.280

2031 103.430 101.279 99.141

2032 106.747 104.537 102.340

2033 110.496 108.226 105.971

Gráfica 66. 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 17 y Gráfica 67 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.

73.282

85.670

98.360

108.226

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

2033

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



37


Gráfica 67. Proyección de la Demanda Potencia Máxima de GCE (MW)

Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2019.

Tabla 17. 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 162 13 1 2

2019 168 60 47 66 3 15 5

2020 158 89 47 83 5 15 10

2021 139 150 47 123 8 15 18

2022 117 223 47 163 11 15 31

2023 95 285 47 187 16 15 48

2024 75 267 47 175 25 19 15 400 69

2025 58 244 47 160 39 20 15 398 94

2026 45 221 47 145 61 20 15 400 121

2027 35 200 47 132 97 21 15 399 150

2028 28 184 47 120 157 21 15 395 179

2029 23 167 47 110 256 22 15 400 207

2030 19 152 47 100 390 22 105 389 232

2031 19 139 47 91 489 23 105 393 257

2032 19 126 47 83 614 24 105 387 277

2033 19 115 47 83 772 24 105 387 296

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, 2019.

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 18.

Tabla 18. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Panamá


2019 11.068 10.677 10.299

2020 11.289 10.891 10.507

2021 11.574 11.168 10.777


2022 11.864 11.450 11.052

2023 12.109 11.690 11.286

2024 12.634 12.207 11.795

2025 12.813 12.378 11.958

2026 12.957 12.514 12.086

2027 13.150 12.698 12.263

2028 13.321 12.861 12.417

2029 13.536 13.067 12.616

2030 13.785 13.308 12.848

2031 14.006 13.520 13.051

2032 14.244 13.748 13.271

2033 14.486 13.982 13.495

-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 2033

MW

Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias

Drummond Ternium Sabanalarga Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá Exportaciones hacia Panamá Generación Distribuida



38


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 2,36% entre 2019 a 2033. (Gráfica 68)

Gráfica 68. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE


En la Gráfica 69, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Octubre de 2018 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 1,08% en el período 2019 - 2033.

Gráfica 69. Comparación Abril vs Junio 2018 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Sin Panamá


En la Gráfica 70 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,51% durante el período proyectado.

Gráfica 70. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 19 y en la Gráfica 71 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,38% durante el período proyectado.

10.896

12.050

13.403

14.463

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

2033

MW


14.463

14.691

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

2033

MW


Esc. Medio UPME (MW) - Enero 2019

Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2018

10.896

12.436

13.719

14.774

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

2033

MW




39


Tabla 19. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con

GCE, Panamá y GD


2019 11.067 10.675 10.298

2020 11.286 10.887 10.503

2021 11.565 11.159 10.767

2022 11.846 11.432 11.034

2023 12.084 11.664 11.260

2024 12.613 12.186 11.775

2025 12.783 12.348 11.928

2026 12.925 12.481 12.054

2027 13.128 12.676 12.241

2028 13.336 12.876 12.433

2029 13.615 13.147 12.695

2030 13.983 13.506 13.046

2031 14.277 13.792 13.324

2032 14.621 14.125 13.648

2033 15.000 14.495 14.008

Gráfica 71. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE,

Panamá y GD


6.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual)

A continuación, en la Tabla 20 y en la Gráfica 72 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Enero 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE.

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


ene-19 5.970 5.837 5.705

feb-19 5.676 5.550 5.425

mar-19 6.127 5.991 5.856

abr-19 5.941 5.812 5.685

may-19 6.208 6.074 5.941

jun-19 5.979 5.850 5.722

jul-19 6.189 6.055 5.922

ago-19 6.233 6.098 5.965

sep-19 6.078 5.947 5.816

oct-19 6.252 6.115 5.980

nov-19 6.075 5.942 5.811

dic-19 6.199 6.063 5.929

ene-20 6.090 5.956 5.822

feb-20 5.920 5.790 5.661

mar-20 6.248 6.111 5.974

abr-20 6.114 5.983 5.853

may-20 6.318 6.183 6.048

jun-20 6.157 6.025 5.893

jul-20 6.355 6.219 6.083

ago-20 6.361 6.225 6.090

sep-20 6.273 6.138 6.005

oct-20 6.447 6.307 6.169

nov-20 6.252 6.117 5.982

dic-20 6.410 6.271 6.133

Gráfica 72. 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 3,01% durante el período proyectado.

10.887

12.348

13.506

14.495

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

2033

MW


Esc. Medio

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

6.600

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

ene.

-20

feb

.-20

mar

.-20

abr.

-20

may

.-20

jun

.-20

jul.-

20ag

o.-

20se

p.-

20o

ct.-

20n

ov.

-20

dic

.-20

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



40


En la Tabla 21 y en la Gráfica 73 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Enero 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD.

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


ene-19 5.968 5.835 5.703

feb-19 5.674 5.548 5.423

mar-19 6.125 5.989 5.854

abr-19 5.939 5.811 5.683

may-19 6.206 6.072 5.939

jun-19 5.977 5.848 5.720

jul-19 6.187 6.053 5.921

ago-19 6.231 6.097 5.963

sep-19 6.076 5.945 5.815

oct-19 6.250 6.114 5.978

nov-19 6.073 5.941 5.809

dic-19 6.197 6.062 5.927

ene-20 6.086 5.952 5.819

feb-20 5.917 5.787 5.657

mar-20 6.245 6.107 5.971

abr-20 6.111 5.980 5.849

may-20 6.315 6.179 6.045

jun-20 6.153 6.021 5.890

jul-20 6.351 6.215 6.080

ago-20 6.358 6.221 6.086

sep-20 6.269 6.135 6.001

oct-20 6.443 6.304 6.165

nov-20 6.248 6.113 5.979

dic-20 6.406 6.267 6.130

Gráfica 73. 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 2,99% durante el período proyectado.

6.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual)

En la Tabla 22 y en la Gráfica 74 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Enero 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 22. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE


ene-19 10.778 10.397 10.029

feb-19 10.743 10.363 9.997

mar-19 10.819 10.436 10.067

abr-19 10.837 10.453 10.083

may-19 10.915 10.528 10.156

jun-19 10.915 10.529 10.157

jul-19 10.970 10.582 10.208

ago-19 11.012 10.622 10.247

sep-19 11.013 10.624 10.248

oct-19 11.062 10.670 10.293

nov-19 11.061 10.670 10.294

dic-19 11.072 10.680 10.302

ene-20 11.077 10.686 10.309

feb-20 11.032 10.643 10.268

mar-20 11.071 10.680 10.303

abr-20 11.075 10.684 10.307

may-20 11.130 10.737 10.358

jun-20 11.130 10.737 10.359

jul-20 11.182 10.788 10.407

ago-20 11.214 10.818 10.436

sep-20 11.223 10.827 10.446

oct-20 11.278 10.880 10.497

nov-20 11.278 10.881 10.498

dic-20 11.294 10.896 10.512

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

6.600

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

ene.

-20

feb

.-20

mar

.-20

abr.

-20

may

.-20

jun

.-20

jul.-

20ag

o.-

20se

p.-

20o

ct.-

20n

ov.

-20

dic

.-20

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



41


Gráfica 74. 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 4,03% durante el período proyectado. En la Tabla 23 y en la Gráfica 75 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Enero 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 23. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE y GD


ene-19 10.774 10.392 10.024

feb-19 10.739 10.359 9.993

mar-19 10.815 10.431 10.062

abr-19 10.832 10.449 10.079

may-19 10.910 10.524 10.152

jun-19 10.911 10.525 10.152

jul-19 10.965 10.577 10.203

ago-19 11.008 10.618 10.242

sep-19 11.009 10.619 10.243

oct-19 11.057 10.666 10.289

nov-19 11.057 10.666 10.290

dic-19 11.067 10.675 10.298

ene-20 11.068 10.676 10.299

feb-20 11.024 10.634 10.259

mar-20 11.061 10.670 10.293

abr-20 11.067 10.676 10.299

may-20 11.121 10.729 10.350

jun-20 11.122 10.729 10.350


jul-20 11.174 10.779 10.399

ago-20 11.205 10.809 10.427

sep-20 11.215 10.818 10.437

oct-20 11.269 10.871 10.488

nov-20 11.270 10.873 10.490

dic-20 11.286 10.887 10.503

Gráfica 75. 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 4,00% durante el período proyectado.

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

11.500

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

ene.

-20

feb

.-20

mar

.-20

abr.

-20

may

.-20

jun

.-20

jul.-

20ag

o.-

20se

p.-

20o

ct.-

20n

ov.

-20

dic

.-20

MW


9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

11.500

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

ene.

-20

feb

.-20

mar

.-20

abr.

-20

may

.-20

jun

.-20

jul.-

20ag

o.-

20se

p.-

20o

ct.-

20n

ov.

-20

dic

.-20

MW




42


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 Diciembre 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 76 y Tabla 24).

Tabla 24. 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 2,42% 174 0,15% 0,71% 88 0,04%

Mar. 2014 1,41% 184 0,15% -0,44% 91 0,05%

Jul. 2014 3,90% 236 0,25% 0,57% 108 0,05%

Nov. 2014 4,61% 266 0,29% 1,25% 114 0,06%

Mar. 2015 3,81% 260 0,27% 1,46% 135 0,07%

Jul. 2015 6,40% 406 0,60% 1,22% 129 0,07%

Oct. 2015 8,85% 508 0,92% 3,68% 227 0,19%

Ene. 2016 6,68% 377 0,50% 4,73% 265 0,25%

Jun. 2016 6,88% 387 0,50% 4,44% 245 0,21%

Oct. 2016 5,06% 285 0,28% 2,42% 132 0,07%

Feb. 2017 2,14% 119 0,06% 1,81% 101 0,05%

Jun. 2017 2,34% 133 0,06% 1,75% 97 0,04%

Abr. 2018 0,06% 52 0,01% -0,13% 54 0,01%

Oct. 2018 1,42% 84 0,02% 0,93% 54 0,01%

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 8,10% 789 0,79% 6,62% 633 0,48%

Mar. 2014 5,55% 560 0,45% 3,92% 384 0,19%

Jul. 2014 7,25% 708 0,61% 4,60% 444 0,25%

Nov. 2014 7,57% 741 0,64% 4,89% 470 0,28%

Mar. 2015 6,18% 630 0,53% 3,97% 406 0,22%

Jul. 2015 9,10% 911 1,03% 3,94% 399 0,21%

Oct. 2015 11,00% 1.082 1,34% 5,90% 571 0,39%

Ene. 2016 9,29% 914 0,93% 6,70% 648 0,47%

Jun. 2016 9,36% 922 0,95% 5,90% 571 0,37%

Oct. 2016 8,35% 825 0,75% 4,48% 434 0,21%

Feb. 2017 5,24% 517 0,29% 3,85% 374 0,16%

Jun. 2017 4,77% 474 0,25% 3,06% 299 0,11%

Abr. 2018 3,72% 370 0,14% 2,27% 222 0,06%

Oct. 2018 3,22% 325 0,11% 1,80% 178 0,03%



43


Gráfica 76. 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.-

13se

p.-

13o

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13n

ov.

-13

dic

.-13

ene.

-14

feb

.-14

mar

.-14

abr.

-14

may

.-14

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.-14

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14ag

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p.-

14o

ct.-

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-14

dic

.-14

ene.

-15

feb

.-15

mar

.-15

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-15

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.-15

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.-15

jul.-

15ag

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p.-

15o

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15n

ov.

-15

dic

.-15

ene.

-16

feb

.-16

mar

.-16

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-16

may

.-16

jun

.-16

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16ag

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p.-

16o

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ov.

-16

dic

.-16

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-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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p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

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-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 Octubre 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

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.-13

ene.

-14

feb

.-14

mar

.-14

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-14

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-15

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.-15

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.-15

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-15

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.-15

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.-15

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ov.

-15

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.-15

ene.

-16

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.-16

mar

.-16

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-16

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.-16

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.-16

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16o

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-16

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.-16

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

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-17

may

.-17

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.-17

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17o

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17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

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.-18

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.-18

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-18

may

.-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

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mar

.-13

abr.

-13

may

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jun

.-13

jul.-

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13n

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-13

dic

.-13

ene.

-14

feb

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mar

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-14

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.-14

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-15

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-15

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-15

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ene.

-16

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.-16

mar

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abr.

-16

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.-16

jun

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feb

.-17

mar

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-17

may

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jun

.-17

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p.-

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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

MW





44


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

Fuente: UPME, Base de Datos XM (07 de Febrero), 2019.

b. El desempeño de los modelos de

noviembre de 2013 hasta diciembre 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 0,92% y 0,01% en el MSE de las proyecciones respectivamente. (Gráfica 77).

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 1,34% y 0,03% en el MSE de las proyecciones.

Gráfica 77. 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

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e.-1

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16ju

n.-

16ju

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oct

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17ju

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oct

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18ju

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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

Oct.2018

Con GCE 0,15% 0,29% 0,92% 0,28% 0,06% 0,02%

Sin GCE 0,04% 0,06% 0,19% 0,07% 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

Oct.2018

Con GCE 0,79% 0,64% 1,34% 0,75% 0,25% 0,11%

Sin GCE 0,48% 0,28% 0,39% 0,21% 0,11% 0,03%

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



45


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 78).

Gráfica 78. Seguimiento a las Proyecciones de Demanda de EE

Energía Eléctrica (Con GCE Nuevos)

Energía Eléctrica (Sin GCE Nuevos)

4.500

4.750

5.000

5.250

5.500

5.750

6.000

6.250

ene.

-13

mar

.-13

may

.-13

jul.

-13

sep

.-1

3n

ov.

-13

ene.

-14

mar

.-14

may

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jul.

-14

sep

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4n

ov.

-14

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-15

mar

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may

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jul.

-15

sep

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5n

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-15

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mar

.-16

may

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jul.

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sep

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-16

ene.

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mar

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jul.

-17

sep

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7n

ov.

-17

ene.

-18

mar

.-18

may

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jul.

-18

sep

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8n

ov.

-18

GW

H

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

Rev. 2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev. 2018

4.500

4.750

5.000

5.250

5.500

5.750

6.000

6.250

ene.

-13

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mar

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jul.

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sep

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mar

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may

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jul.

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sep

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5n

ov.

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ene.

-16

mar

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may

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jul.

-16

sep

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6n

ov.

-16

ene.

-17

mar

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may

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jul.

-17

sep

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ov.

-17

ene.

-18

mar

.-18

may

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jul.

-18

sep

.-1

8n

ov.

-18

GW

H


Rev. 2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev. 2018



46


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

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13

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14

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15

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mar

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mar

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mar

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18ju

l.-1

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no

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8

MW


Rev.2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev.2018

8.500

8.750

9.000

9.250

9.500

9.750

10.000

10.250

10.500

10.750

11.000

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jul.

-13

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may

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jul.

-15

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16m

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may

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ov.

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17m

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jul.

-17

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ov.

-17

en

e.-

18m

ar.-

18

may

.-18

jul.

-18

sep

.-1

8n

ov.

-18

MW


Rev.2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev. 2018



47


ANEXO B. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

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 79. Participación Promedio mensual de los GC Existentes (2011 – 2018)


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 5,78% en diciembre de 2018. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda total de energía eléctrica para el período enero de 2000 a diciembre de 2018, se encuentra en

4,34%; y alcanza un máximo de 5,78% en diciembre de 2018 y un mínimo de 1,79% en octubre de 2000.

Gráfica 80. 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 5,30% en diciembre de 2018. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda máxima de potencia para el período enero de 2000 a diciembre de 2018, encuentra en 3,88%; y alcanza un máximo de 5,94% en julio de 2015 y un mínimo de 1,50% en marzo de 2000.

Gráfica 81. Evolución de la Participación Promedio Anual de

los GCE en la Demanda de Potencia Máxima


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

Dem

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Dem

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55,4%

52,6%

17,7%

21,8%

14,8%

13,1%

12,1%

12,6%

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 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales Drummond

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018





48


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


Gráfica 83. 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 diciembre de 2018 ha crecido 4,00 veces, mientras la demanda del SIN solamente ha crecido 1,69 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 84).

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 4,00 veces en diciembre de 2018, y un mínimo de 0,76 veces en febrero de 2000.

Gráfica 84. Índice de la demanda de energía eléctrica

(Base Enero de 2000 = 100)


El crecimiento de los GC durante los últimos 8 años (Gráfica 85), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ene.

-07

dic

.-07

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.-09

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jul.-

12

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mar

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GW

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Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales Drummond

0

100

200

300

400

500

600

ene.

-07

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.-09

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jul.-

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may

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abr.

-15

mar

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feb

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ene.

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.-18

MW

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales Drummond

169

400

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

ene.

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ene.

-01

ene.

-02

ene.

-03

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-04

ene.

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ene.

-06

ene.

-07

ene.

-08

ene.

-09

ene.

-10

ene.

-11

ene.

-12

ene.

-13

ene.

-14

ene.

-15

ene.

-16

ene.

-17

ene.

-18

Demanda de Energía Eléctrica

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)



49


fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerromatoso (-0,4%), Cerrejón (-1,2%), OXY (-6,5%), La Cira Infantas (13,1%), Rubiales (10,4%) y Drummond (23,4%). Gráfica 85. Crecimiento promedio de la demanda de energía

eléctrica de los GCE en los últimos 8 años


b. Potencia máxima: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a diciembre de 2018 ha crecido 4,82 veces, mientras la demanda del SIN ha crecido 1,42 veces. (Gráfica 86). El índice para la Demanda de potencia máxima del SIN, alcanza un máximo de 1,42 veces en diciembre de 2018, 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 86. Índice de la demanda de potencia máxima (Base Enero de 2000 = 100)


El crecimiento de los GC durante los últimos 8 años (Gráfica 87), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerromatoso (-2,9%), Cerrejón (5,5%), OXY (-9,7%), La Cira Infantas (11,2%), Rubiales (6,7%) y Drummond (12,2%).

Gráfica 87. Crecimiento promedio de la demanda de potencia máxima de los GCE en los últimos 8 años


-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018



142

482

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

ene.

-00

ene.

-01

ene.

-02

ene.

-03

ene.

-04

ene.

-05

ene.

-06

ene.

-07

ene.

-08

ene.

-09

ene.

-10

ene.

-11

ene.

-12

ene.

-13

ene.

-14

ene.

-15

ene.

-16

ene.

-17

ene.

-18

Demanda de Potencia Máxima

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)

-60%

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018





50


Demanda comercial de energía eléctrica por tipo de mercado La participación promedio de la demanda comercial Regulada equivale 67,59% y el 32,41% restante, representa la demanda comercial No Regulada. Esta participación relativamente estable, se ha venido manteniendo desde 2004 hasta la fecha. Además, en los períodos climáticos severos de “El Niño”, la demanda Regulada aumenta su participación (pudiendo estar asociado al aumento de electricidad en sistemas de aire acondicionado, refrigeración, etc.), caso contrario se observa para la demanda No Regulada. A continuación, se presenta las participaciones históricas de estas:

Gráfica 88. Relación de la demanda de energía por tipo de usuario (%)

Fuente: UPME, Cubo XM (07 de Febrero), 2019.

Gráfica 89. Relación de la demanda de energía por tipo de usuario (GWh)


Para los índices de crecimiento de la demanda comercial, se tiene: a) Demanda Comercial No Regulada alcanza un máximo de 3,18 veces, b) Demanda Comercial Regulada alcanza un máximo de 1,41 veces, y c) Demanda Comercial Total alcanza un máximo de 1,72 veces en agosto de 2018.

Gráfica 90. Índice de la demanda comercial (Base Enero de 1998 = 100)


15%

20%

25%

30%

35%

40%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

ene.

-98

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Demanda Comercial Regulada Demanda Comercial No Regulada

230

430

630

830

1.030

1.230

1.430

1.630

1.830

2.030

2.300

2.500

2.700

2.900

3.100

3.300

3.500

3.700

3.900

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Dem

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a C

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erci

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Wh

)

Dem

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erci

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Wh

)

Demanda Comercial Regulada (GWh)

Demanda Comercial No Regulada (GWh)

139

303

166

0

50

100

150

200

250

300

350

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Demanda Comercial Regulada

Demanda Comercial No Regulada

Demanda Comercial Total



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