PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA … · Proyección de Demanda de...

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PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE ENERGÍA

ELÉCTRICA Y POTENCIA

MÁXIMA EN COLOMBIA

Revisión

Abril de 2018

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

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

Proyección de Demanda de Energía Eléctrica

en Colombia Revisión Abril de 2018

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“The future has many names: For the weak, it means the unattainable.

For the fearful, it means the unknown. For the courageous, it means opportunity”.

Victor Hugo

“..., now it would be right to say that only he who constructs the future

has a right to judge the past”.

Friedrich Nietzsche

“The future tortures us, and the past chains us. Here's why the present escapes us”.

Gustave Flaubert

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 Abril de 2018



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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 1. ANÁLISIS DEL ENTORNO ECONÓMICO Y SECTORIAL ............................................................ 7

1.1 Panorama Internacional: sube el crecimiento económico en medio de tensiones geopolíticas ............................................................................................................................................. 7

1.2 Economía Colombiana: Recuperación Lenta e Incertidumbre por Elecciones Presidenciales ............................................................................................................................................. 9

1.3 Análisis Microeconómico. Estimación Actualizada de la Elasticidad Precio – Demanda de Energía Eléctrica ................................................................................................................ 13

1.4 Previsiones Económicas ........................................................................................................ 15 2. SEGUIMIENTO A LAS PROYECCIONES DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

. ........................................................................................................................... 18 2.1 Análisis de Sesgo Sistemático ................................................................................................ 18

3. SEGUIMIENTO A LA DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE MERCADO , ........................................................................................................................... 23

3.1 Composición de la Demanda del Mercado Regulado ........................................................... 23 3.2 Composición de la Demanda del Mercado No Regulado ...................................................... 24

4. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA DE LOS GRANDES CONSUMIDORES ESPECIALES (GCE) . ........................................................................................................................... 27

4.1 Indicadores de desempeño de los GCE ................................................................................. 27 5. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA .............................................. 33

5.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual) ............................................................ 33 5.2 Metodología .......................................................................................................................... 34 5.3 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual) ........................................................... 38 5.4 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual) ....................................................... 39 5.5 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual) ...................................................... 40 5.6 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual) ......................................................................... 41 5.7 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual) ....................................................................... 46 5.8 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual) .................................................................... 48 5.9 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual) ................................................................... 49

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 52



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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. Se prevé una recuperación económica

más lenta de lo previsto. El crecimiento por encima del 3% no va a ser rápido y es hoy una tasa alta para el potencial de crecimiento que exhibe Colombia y el comportamiento de sus indicadores líderes. Esta perspectiva es ajena e independiente a los resultados de elecciones presidenciales de mayo.

2. Hay una tendencia a corto plazo irreversible hacia una demanda en EE y GN elástica, que se acentuaría con una mayor diversificación de la matriz energética nacional.

3. Las previsiones indican un crecimiento moderado en todos los sectores económicos, particularmente en Industria. Esto invita a la prudencia en la estimación del crecimiento potencial de la demanda de electricidad y gas natural a mediano plazo.

4. La construcción y el transporte serán los impulsadores del mejor desempeño de la economía y de su proceso de recuperación.

5. A mediano plazo, el principal riesgo para Colombia, es la posibilidad de una contracción de la Economía en EE. UU. tras un ciclo expansivo que completará 10 años en 2019 (el mayor en su historia), lo que podría bajar el precio del petróleo por debajo de los USD 50/ barril y producir una fuerte devaluación.

6. En cuanto al mercado regulado, el sector

que muestra un mayor consumo promedio al mes es el sector “Sin Clasificar” que integra Residencial, y una parte de Comercial e Industrial Regulado de menor escala con 3.537 GWh, seguido de Otros Sectores (137 GWh); y Suministro de electricidad, gas y agua (119 GWh), para el periodo enero de 2016 a diciembre 2017.

7. En cuanto a la desagregación en el mercado No Regulado, el sector que se ha aumentado levemente su consumo en GWh y su participación ha sido: Explotación de minas y canteras. En donde la explotación de minas y canteras, se ve explicada en su gran totalidad por la Extracción de Petróleo Crudo (58%), Extracción de Minerales de Níquel (28,45%) y Extracción de Hulla – Carbón de Piedra – (8,25%).

8. Dichas extracciones, se vieron afectadas tanto en su participación como en su crecimiento durante el año 2016, tendiendo a la baja. La Extracción de Hulla, presentó una desaceleración en 7,91% con respecto a al año anterior, seguido de la Extracción de Petróleo Crudo con 6,95% y por último la Extracción de Minerales de Níquel con un 2,89%.



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9. Para 2017, tanto la Extracción de Hulla como de Petróleo Crudo, presentaron una recuperación en su crecimiento del 14,05% y 0,72% respecto al año anterior. Solo la Extracción de Mineral de Níquel, sigue desacelerándose en su crecimiento en 4,49% respecto al año anterior, viéndose afectado por dos periodos consecutivos.

10. Se evidencia a primera instancia, que ya sea en cuanto a la producción fiscalizada de crudo y la producción de Carbón y Níquel, la TRM se comporta inversamente a la producción de estos GCE. Lo cual afecta el crecimiento de la demanda de electricidad y/o de potencia máxima de éstos.

11. La presente revisión ha empleado la modelación dinámica - estocástica mediante métodos numéricos, la cual pueden dar solución a este tipo de problemas y brindar una solución aproximada y el cálculo del error asociado, el cual se espera que sea lo suficientemente pequeño.

12. La aplicación de éste método permite establecer puntos críticos y explorar posibles mejoras a los diseños con baja inversión (económica), permitiendo establecer modelos eficientes y con mejor probabilidad de ocurrencia en el tiempo. Además, ofrecen los niveles de precisión requeridos tanto espacial como temporalmente, y permiten aprovechar la potencia de cálculo de los sistemas modernos de cómputo.

13. Se presentan los valores y los tiempos de entrada de algunos de los Grandes Consumidores Especiales como: a) Entrada de la conexión de Ternium Sabanalarga para 2019, b) Entrada de la conexión de las Exportaciones a Panamá a partir de 2023, c) La demanda asociada a la movilidad con vehículos eléctricos, y d) 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.

14. En cuanto a la Generación Distribuida, se

empleó la metodología utilizada por Staffell & Stefan, 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). Para nuestro caso particular, se empleó los datos reportados por los autogeneradores (hidroelectricidad, carbón, gas, bagazo, solar, biogás y biomasa – Relleno Sanitario Doña Juana –).

15. Es importante resaltar, que los valores

presentados en éste informe en cuanto a la conexión con Panamá, son simplemente un escenario, que permite visualizar los posibles cambios estructurales en el SIN.



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Los resultados de integrar estas demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 1.

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

Año PROYECCIÓN ESCENARIO MEDIO

SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá

SIN + GCE + Panamá + GD

2018 67.826 69.142 69.142 68.982

2019 69.701 71.640 71.640 71.458

2020 71.641 74.011 74.011 73.804

2021 73.708 76.623 76.623 76.383

2022 75.821 79.129 79.129 78.852

2023 77.896 81.011 82.324 82.006

2024 80.116 83.132 84.445 84.074

2025 82.495 85.372 86.686 86.255

2026 84.912 87.737 89.050 88.549

2027 87.462 90.377 91.691 91.106

2028 90.083 93.275 94.589 93.908

2029 92.739 96.514 97.827 97.038

2030 95.514 100.829 102.142 101.227

2031 98.520 104.511 105.824 104.754

2032 101.537 108.418 109.731 108.487

Los resultados de la proyección de

potencia máxima total se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2. Proyección de la Demanda Potencia Máxima (MW)




2018 10.170 10.481 10.481 10.458

2019 10.374 10.743 10.743 10.717

2020 10.582 11.016 11.016 10.984

2021 10.789 11.321 11.321 11.285

2022 11.012 11.615 11.615 11.572

2023 11.232 11.797 12.064 12.014

2024 11.461 12.005 12.273 12.216

2025 11.707 12.221 12.489 12.422

2026 11.955 12.451 12.719 12.642

2027 12.203 12.702 12.970 12.876

2028 12.475 13.004 13.272 13.169

2029 12.739 13.338 13.605 13.490

2030 13.014 13.810 14.078 13.945

2031 13.312 14.189 14.456 14.302

2032 13.607 14.591 14.854 14.674

Los resultados de los porcentajes de crecimiento de la demanda proyectada nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 3.

Tabla 3. Crecimiento de la Demanda Energía Eléctrica (%)




2018 3,1% 3,4% 3,4% 3,3%

2019 2,8% 3,6% 3,6% 3,6%

2020 2,8% 3,3% 3,3% 3,3%

2021 2,9% 3,5% 3,5% 3,5%

2022 2,9% 3,3% 3,3% 3,2%

2023 2,7% 2,4% 4,0% 4,0%

2024 2,9% 2,6% 2,6% 2,5%

2025 3,0% 2,7% 2,7% 2,6%

2026 2,9% 2,8% 2,7% 2,7%

2027 3,0% 3,0% 3,0% 2,9%

2028 3,0% 3,2% 3,2% 3,1%

2029 2,9% 3,5% 3,4% 3,3%

2030 3,0% 4,5% 4,4% 4,3%

2031 3,1% 3,7% 3,6% 3,5%

2032 3,1% 3,7% 3,7% 3,6%

Los resultados de los porcentajes de

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

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




2018 1,7% 3,4% 3,4% 3,5%

2019 2,0% 2,5% 2,5% 2,5%

2020 2,0% 2,5% 2,5% 2,5%

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

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

2023 2,0% 1,6% 3,9% 3,8%

2024 2,0% 1,8% 1,7% 1,7%

2025 2,2% 1,8% 1,8% 1,7%

2026 2,1% 1,9% 1,8% 1,8%

2027 2,1% 2,0% 2,0% 1,9%

2028 2,2% 2,4% 2,3% 2,3%

2029 2,1% 2,6% 2,5% 2,4%

2030 2,2% 3,5% 3,5% 3,4%

2031 2,3% 2,7% 2,7% 2,6%

2032 2,2% 2,8% 2,7% 2,6%



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1. ANÁLISIS DEL ENTORNO ECONÓMICO Y SECTORIAL

1.1 Panorama Internacional: sube el crecimiento económico en medio de tensiones geopolíticas

El primer trimestre de 2018 está mostrando una mejor perspectiva de crecimiento en los países desarrollados, liderados por Estados Unidos, quien creció 2.3% en 2017, impulsado por los efectos positivos de la reforma tributaria llevada a cabo por la Administración Trump para reducir la carga tributaria a las empresa, estimular un mayor flujo de inversión extranjera, y traer de vuelta a Estados Unidos a empresas, que por la alta carga tributaria y reducir costos, habían decido salir de éste país o limitar en dicho territorio la inversión y la contratación de recurso humano.

Gráfica 1. Crecimiento Económico EE. UU.

Fuente: Bureau of Economic Analysis –U. S. Department of Commerce

La economía mundial acelerará su tasa de crecimiento a 3.7%, impulsada por las economías emergentes, Estados Unidos y el fortalecimiento de la Eurozona y Asia. Lo preocupante, es Latinoamérica: es la región que menos crecerá en los próximos 5 años, y su crecimiento a largo plazo se prevé en 2.7%, lo que evidencia su estancamiento.

Gráfica 2. Proyección Crecimiento Económico por Regiones Mundiales

Fuente: Banco Mundial – FMI

El buen momento de la Economía de Estados Unidos, reflejado en su tasa de desempleo próxima al 4%, que se estima es su tasa natural, está generando fuertes presiones inflacionarias, que llevaron a la Reserva Federal de Estados Unidos (FED), a subir sus tasas de interés a una mayor frecuencia. Gráfica 3. Inflación/ Desempleo de EE. UU. y Tasa de Interés

de la Reserva Federal

Fuente: Federal Reserve – United States Statement of Labor

La FED decidió en marzo, subir su tasa de interés de intervención, subiendo de un rango de 1.25% - 1.5% su nivel al finalizar 2017, a 1.5% - 1.75%, advirtiendo nuevas alzas en el resto de 2018 y 2019. No obstante, a pesar de las mejores previsiones de crecimiento mundial, se ha presentado una fuerte tensión geopolítica entre Estados Unidos y Corea del Norte (relacionada con el uso de armamento nuclear por parte del país asiático) y entre

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Estados Unidos y China, originada por el endurecimiento de la política aduanera por parte de la Administración Trump, para evitar prácticas anti – dumping y de competencia desleal, así como para proteger a la industria americana. El comportamiento accionario ha tomado nota de esta mayor tensión, generando bruscas desvalorizaciones de la renta variable en Europa, y con mayor moderación en Estados Unidos. A esto se suma, el impacto negativo que para el mercado significó, el escándalo suscitado por la firma Facebook, que reconoció el uso de información de sus usuarios, para fines políticos.

Gráfica 4. Variación Anual Principales Índices Accionarios

Fuente: Bloomberg

La mayor dinámica de crecimiento ha impulsado el precio del petróleo, el cual ha logrado en algunas sesiones ubicarse por encima de los USD 70, su nivel más alto, desde la caída de los precios del petróleo ocurrida en 2014.

Gráfica 5. Precio Petróleo Brent (2018 es precio promedio Primer Trimestre)

Fuente: Wood Mackenzie

El precio del petróleo se ha estabilizado en un rango entre USD 65 y USD 70, lo que contribuirá a una mejor perspectiva de crecimiento para países productores, incluso para Colombia, que han ajustado la estructura de costos presente en el sector hidrocarburos para ser rentables con niveles de precio de USD 30 – 40. El principal riesgo asociado al repunte de precios de crudo, es la inflación, Las previsiones muestran que ésta, se ubicaré entre 2% y 3%, por encima del nivel óptimo de largo plazo.

Gráfica 6. Previsión InflaciónSegún Áreas Económicas

Fuente: Fondo Monetario Internacional

El mayor crecimiento en la economía mundial, ha contribuido a la disminución en la percepción de riesgo en economías emergentes incluida Colombia.

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Gráfica 7. Riesgo País (Puntos Básicos)

Fuente: Bloomberg

El dólar americano se ha debilitado como consecuencia de la tensión geopolítica descrita anteriormente. El euro que había alcanzado mínimos al comenzar 2017, se ha vuelto a fortalecer, ubicándose en 1.23 al cierre del primer trimestre.

Gráfica 8. Cotización Euro (Dólares americanos)

Fuente: Bloomberg

1.2 Economía Colombiana: Recuperación Lenta e Incertidumbre por Elecciones Presidenciales

La economía colombiana ha sentido con dureza la caída de los precios del petróleo) acaecida en 2014. Desde entonces, el crecimiento económico ha seguido una tendencia descendente, que se acentúo en 2016 – 17.

Gráfica 9. Crecimiento Económico Colombia. Evolución Trimestral

Fuente: DANE

El crecimiento económico del cuarto trimestre en 2017, de 1.6%, pone en evidencia que la recuperación no es aun lo suficientemente sólida, y que alcanzar de forma sostenida, tasas de crecimiento por encima del 3%, tomará varios años, mientras, la economía colombiana encuentra una senda plena de reactivación en todos sus sectores. El análisis del ciclo económico colombiano revela que a diferencia de episodios previos de recesión en 1998 y en 2008, en esta fase, posterior al choque petrolero, es donde más le está costando a la economía colombiana volver a su nivel precio al choque.

Gráfica 10. Ciclo Económico Colombiano

Fuente: Bloomberg

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Variación Anual (%) EUR/USD

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Q4



10


Otro aspecto que inquieta tras el choque petrolero, es la caída en el nivel de productividad laboral, que en Colombia cayó 0.4% en 2017, confirmado una desaceleración que viene presentado en la última década, y que tiene un impacto relevante en la determinación del crecimiento a largo plazo.

Gráfica 11. Crecimiento Productividad Laboral. Países Seleccionados junto a Colombia

Fuente: Total Economy Database™ - The Conference Board

Gráfica 12. Cuenta Corriente Países Latinoamericanos

Fuente: FMI – CEPAL

El ajuste que la economía colombiana ha tenido que hacer en cuanto gasto, se ha reflejado principalmente en la cuenta corriente, donde ha conseguido reducir su déficit, estimado como porcentaje del PIB, de 5.3% a 3.6%. El desempleo aunque ha repuntado, ha crecido de forma moderada frente a la gran magnitud del choque petrolero, y la desaceleración de las economías de la región. Si bien en principales ciudades, el desempleo cerró en 2017 por encima de 10%, la economía sigue mostrando una fuerte

dinámica en la generación de puestos de trabajo, no obstante, el crecimiento observado dentro de la población económicamente activa, en respuesta al aumento de la migración de población proveniente de Venezuela.

Gráfica 13. Tasa de Desempleo (TD)

Fuente: DANE

La inflación en Colombia, ha seguido disminuyendo en respuesta a un mejor comportamiento de los alimentos, los efectos de la política monetaria contraccionista de la Junta Directiva del Banco de la República, que subió sus tasas de interés entre 2016 y 2017, con el fin de desestimular el endeudamiento y moderar el consumo a fin de propiciar, una menor presión sobre el nivel de precios.

Gráfica 14. Inflación Anual de Precios al Consumidor Colombia. Evolución Mensual

Fuente: DANE – Cálculos Propios

Los indicadores de inflación básica que fueron altamente renuentes a debajo de 4%, ratifican el buen comportamiento de los precios.

0.2

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Meta Inflación

Tasas BR

Inflación Consumidor

Inflación Productor (Producción Nacional)



11


Gráfica 15. Indicadores de Inflación Básica Colombia. Corte al mes de Marzo, 2018


Gráfica 16. Inflación Vs. Devaluación Colombia


La fuerte caída de cotización del tipo de cambio, también ha contribuido a la reducción de la tasa de inflación, tanta para el consumidor como para el productor.

Gráfica 17. Expectativas de Inflación Colombia

Fuente: Banco de la República – Cálculos Propios

Otra evidencia del éxito que han tenido las políticas económicas llevadas a cabo por la Junta Directiva del Banco de la República para bajar inflación, ha sido el anclaje de las expectativas de inflación a uno y dos años, lo

que evidencia una confianza en la política anti-inflacionaria por parte del Emisor. En cuanto a la inflación de energéticos, a lo largo de 2017, y durante el primer trimestre de 2018, se presentó una acelerada caída en gas y electricidad. No obstante, los combustibles como consecuencia del ajuste en precios que tuvieron en cumplimiento de COP 21 y promover el uso de energías limpias.

Gráfica 18. Inflación de Energéticos Colombia


Los indicadores líderes muestran señales mixtas que evidencian la complejidad de la reactivación económica. Las licencias de construcción tuvieron a enero de 2018, un fuerte repunte creciendo a una tasa interanual de 6.8%, impulsadas por la construcción de vivienda y la mayor ejecución de obras civiles en Bogotá

Gráfica 19. Licencias de Construcción


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Meta Inflación


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Licencias Crec. Anual



12


Por su parte, la venta de vehículos sigue sin recuperarse, respondiendo al aumento en tasas de interés, deterioro de la capacidad de endeudamiento y aumento en la tasa de desempleo. Al corte de marzo de 2018, las ventas de vehículos en Colombia se ubicaron en 54200 unidades, cifra inferior en 3.6% a las obtenidas en el primer trimestre de 2017

Gráfica 20. Ventas de Vehículos Matriculados en Colombia

Fuente: Econometría S.A – Fenalco – ANDI - Cálculos Propios

La situación más preocupante en lo que refiere al desempeño productivo se relacionada con la industria, la cual crece solo 1% anual con corte al mes de enero de 2018. Para este mismo mes, se observa un repunte muy importante del comercio, el cual creció 6.2% interanual, durante el primer mes de 2018.

Gráfica 21. Crecimiento Anual de la Actividad Industrial y Comercial. Evolución Mensual

Fuente: DANE

Gráfica 22. Expectativas Industria y Pedidos Vs Actividad Industrial

Fuente: Fedesarrollo – Cálculos Propios

La actividad industrial está enfrentando una gran desconfianza, que explica el aumento de su pesimismo, que se refleja en el hecho que sólo el 57% de las industrias considera como buena su situación. La poca dinámica de la industria responde también a una menor confianza de consumidor, cuyas expectativas se encuentran en niveles negativos o de inconformidad desde hace tres años.

Gráfica 23. Confianza (ICC) y Expectativas Consumidor Versus Indice Condiciones Económicas


Un hecho a destacar, es el repunte en la demanda de electricidad, acompañada de un aumento de 2 puntos porcentuales en la capacidad instalada.

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ICC IEC ICE



13


Sin embargo, hay una insatisfacción de las empresas sobre el futuro de la economía y la incertidumbre del futuro. Aunque el 57% considera que las empresas están bien, solo el 40% tiene una expectativa optimista.

Gráfica 24. Demanda Electricidad Vs Capacidad Instalada Empresas


Gráfica 25. Situación (Buena) Versus Expectativa (Mejor)

Empresas


El principal problema para las empresas en Colombia, es la demanda, lo que se entiende por la fuerte desaceleración en el consumo. Otros aspectos que también les preocupan a los empresarios son materias primas, competencia, tipo de cambio en impuestos. Lo relevante en este caso, es la creciente preocupación por la demanda.

Gráfica 26. Principales Problemas para los Industriales en Colombia.


Resalta también, la creciente preocupación en materias primas, y el tipo de cambio, además del tema tributario, en particular, tras las reformas tributarias de 2014 y 2016.

1.3 Análisis Microeconómico. Estimación Actualizada de la Elasticidad Precio – Demanda de Energía Eléctrica

La estimación, para los diferentes actores de la demanda de energía, de la elasticidad precio – demanda, se a través de modelos de Corrección de Errores – VEC. Esta revisión de la elasticidad se hace con corte a enero de 2018. Gráfica 27. Elasticidad Precio – Demanda de Electricidad en

Colombia: Hogares, Industrial, Comercial y Oficial

Fuente: XM – Cálculos Propios

En general, la demanda de electricidad en Colombia sigue siendo inelástica, siendo el componente menos elástico, la industria El sector oficial es quien muestra la menor sensibilidad a precios.

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7

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7

no

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dic

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en

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8

Capacidad Instalada Demanda EE

65

.2%

56

.3%

55

.1%

50

.4%

51

.0%

53

.2%

52

.6%

52

.0%

54

.7%

56

.3%

59

.0%

59

.4%

56

.9%

39

.3%

37

.4%

29

.8%

37

.5%

38

.7%

38

.0%

36

.0%

35

.0%

29

.3%

36

.7%

38

.0%

40

.2%

39

.9%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

en

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7

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-17

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17

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se

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en

e-1

8

BUENA MEJOR

24.8%

31.9%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

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7

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no

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7

dic

-17

en

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8

Demanda Materias Primas Competencia Tipo de Cambio Impuestos

0.550.69

0.53

0.160.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

en

e-0

6ju

l-0

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ne

-07

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07

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09

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11

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13

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15

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jul-

17

en

e-1

8Hogares Industrial Comercial Oficial



14


Gráfica 28. Elasticidad - Precio Demanda de Electricidad en

Colombia: Industria


Así mismo, la industria no regulada es más sensible al precio de la electricidad, con relación a la industria regulada.

Gráfica 29. Elasticidad Precio – Demanda Sector Regulado. Hogares según Estrato


Con relación a los hogares, la demanda se mantiene inelástica al precio aunque los últimos meses, desde el segundo semestre de 2017, hubo una tendencia a reducir más la sensibilidad en los hogares, con relación a los demás grupos.

Gráfica 30. Elasticidad Precio – Demanda Electricidad. Consolidado Demanda Regulada Versus No Regulada


La elasticidad precio – demanda de la demanda reculada es 0.5, con una tendencia estable al alza; mientras, la elasticidad precio demanda de la demanda no regulada, es 1.63, que corresponde a una demanda elástica. Esta diferencia, se ha acentuado en los últimos dos años, debido al menor precio por subasta y la mayor disponibilidad de las fuentes energéticas, haciendo que sea más sensible el consumidor, sea firma u hogar al comportamiento de los precios.

Gráfica 31. Crecimiento de la Demanda de Electricidad (Principales Agentes) Versus Crecimiento Actividad

Económica (ISE)


1.17

0.69

0.00.20.40.60.81.01.21.41.6

en

e-0

9

jul-

09

en

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10

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1

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15

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6

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en

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7

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17

en

e-1

8

Industrial No ReguladaIndustrial Regulada

0.3282

0.4524

0.1820

0.5238

0.1608

0.2723

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

en

e-0

6

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en

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7

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07

en

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8

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10

en

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1

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11

en

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2

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3

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13

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4

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5

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6

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16

en

e-1

7

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17

en

e-1

8

E1 E2 E3 E4 E5 E6

0.50

1.63

0.96

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

en

e-0

6ju

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07

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en

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13

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15

en

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17

en

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8

Regulado No Regulado Total

3.2%

-7.4%

-2.1%-1.1%2.2%

-8%-6%-4%-2%0%2%4%6%8%

10%12%14%16%18%20%22%24%

en

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2a

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12

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12

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5ju

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en

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ab

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7ju

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17

en

e-1

8

HogaresIndustrialComercialTotalISE



15


1.4 Previsiones Económicas Para la Subdirección de Demanda de la UPME, la economía colombiana proyecta un crecimiento para 2018, en un escenario base, de 2.1%. En un escenario optimista, esta previsión de crecimiento se incrementaría hasta 2.6%. En un escenario pesimista, el escenario de crecimiento sería 1.5%, esto es, una cifra aún inferior al crecimiento de 2017 81.8%)

Gráfica 32. Escenarios Crecimiento Económico Colombia

2018 – 2022

Fuente: Cálculos Propios con base en información DANE

Gráfica 33. Previsión Inflación Precios al Consumidor 2018 –

2032


La previsión de inflación, que estima la UPME para 2018, es de 3.8%. Esto por cuanto considera, que la intensificación de lluvias que Colombia viene presentando repercutirá en la oferta de alimentos además del efecto base, por comparación estadística, que debe

conducir a un repunte de la inflación en el segundo semestre. Un escenario optimista ubica la inflación dentro de la senda de inflación objetivo, ubicándose en 3%.

Gráfica 34. Previsión Tasa de Cambio COP /USD

Fuente: Cálculos Propios con base en información Superintendencia Financiera

La previsión de la UPME, en cuanto tasa de cambio para 2018 en un escenario base es 2918. Es un escenario optimista, el tipo de cambio se ubicaría en COP 2841, mientras, en un escenario de volatilidad cambiaria estimulado por la incertidumbre del proceso electoral, y una revisión de la calificación de la deuda soberana que comprometiese el grado de inversión, el tipo de cambio se situaría en COP 3100. Gráfica 35. Previsión Precio Petróleo Referencia Brent (USD /

Barril)

Fuente: Cálculos Propios con base en información Wood Mackenzie

2.1

% 2.6

%

2.8

%

2.9

%

3.1

%

2.8

%

3.4

%

3.5

%

3.6

%

3.5

%

1.5

%

1.7

% 2.1

%

2.0

% 2.3

%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

2018 2019 2020 2021 2022

Base Optimista Pesimista Potencial

3.8% 3.1%

3.0% 2.5%

4.1%4.1%

3.5%

0%

1%

2%

3%

4%

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6%

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9%

20

08

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10

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16

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19

20

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20

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20

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25

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20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

Base Optimista Pesimista

2808

30202918

3100 3249

150017502000225025002750300032503500

19

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Q4

19

99

Q4

20

00

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01

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02

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20

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20

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20

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13

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14

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20

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20

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20

20

Q4

66 69

44

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100110120130

20

07

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20

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20

08

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20

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20

10

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11

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13

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20

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20

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20

19

Q1

20

19

Q4



16


En lo que refiere al petróleo, la previsión de la UPME es USD 66 el precio del barril. Esta previsión se sustenta en la persistencia de excedentes de oferta, el crecimiento en la producción de crudo convencional, y las dificultades de prolongar el Acuerdo de Viena de 2016, hecho la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP). Gráfica 36. Índice de Precios de Materias Primas. Base Junio

2014 = 100

Fuente: Cálculos Propios con base en información Wood Mackenzie Cabe señalar, que si se hace un análisis con números índices, tomando como referencia el precio de las materias primas en Junio de 2014, cuando se da la caída de precios del petróleo, la única materia prima con un precio sport superior al que tenía hace 4 años, es el oro; le sigue el gas natural, cuyo precio actual es 97% del precio de 2014. Bajo este análisis, el precio sport del petróleo, representa al mes de marzo de 2018, sólo el 46% del precio del crudo, en 2014

Gráfica 37. Previsión Crecimiento Demanda Interna


Las previsiones de la Subdirección de Demanda de la UPME con relación a la demanda interna, prevén un crecimiento del consumo de los hogares de 2.4% para 2018 y 2.2% a mediano plazo (2020). En cuanto a inversión (FBK) se estima un crecimiento de 4.7% en 2018, que se ralentizaría gradualmente a 2020, ubicándose entonces en 3.7%.

Gráfica 38. Previsión Crecimiento PIB Agricultura, Minería, Industria.


97

49

Jun. 2014 100

63

103

0255075

100125150175200225250275300

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-98

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-01

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-11

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r-1

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ep

-16

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-17

ma

r-1

8

Cobre (USD/Lb)

Petróleo Brent (USD/Barril)

GN (USD/MBTU)

Oro (USD/Libra)

1.5

%

1.7

%

2.4

%

2.7

%

2.2

%

2.4

% 4.0

%

2.9

%

3.3

%

2.6

%

-3.3

%

0.1

%

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%

5.4

%

3.7

%

-6%-5%-3%-2%0%2%3%5%6%8%

20

16

20

17

20

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20

19

20

20

Consumo hogares Consumo Gobierno FBK

1.5

%

0.8

% 3.6

%

8.6

%

4.0

%

6.3

%

1.0

%

0.4

%

1.2

%

1.4

%

-7.3

%

-6.9

%

-8.7

%

-8.5

%

-4.9

% -1.0

%

0.5

%

4.2

%

2.7

%

2.8

%5.9

%

2.1

%

1.5

%

1.2

%

-3.1

%

-0.9

%

-1.4

%

2.3

%

1.6

%

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%

-12%

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6%

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20

16

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20

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20

19

20

20

Agro Minas Industria



17


Gráfica 39. Previsión Crecimiento PIB Construcción, Transporte, Eléctrico


Con relación a las previsiones de los sectores productivos pertinentes al sector minero energético, la Subdirección de la UPME confía en una recuperación del sector minero, el cual crecería en 4.2% a 2018. En cuanto la industria, la previsión de crecimiento, responde a un escenario moderado, de 2.3% para 2018 y 1.6% a mediano plazo. En relación, con la construcción la previsión de crecimiento en 2018 es 0.4% y a mediano plazo, de 3.9% (2020). Finalmente, en lo que respecta al sector eléctrico, el crecimiento a 2018 es 2.7% y a mediano plazo, de 2.1%. En síntesis, la UPME prevé un crecimiento económico modesto en los próximos 3 años, por debajo del crecimiento potencial (3%) liderado por la construcción y el transporte.

-1.6

%

-2.3

%

-1.3

%

-1.1

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1.4

%

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

20

16

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20

19

20

20

Electricidad Construcción Transporte



18


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

2.1 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 2017, 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 40 y Tabla 5).

Tabla 5. 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 1,65% 138,64 0,10% 0,71% 86,51 0,04%

Mar. 2014 0,47% 157,17 0,11% -0,57% 89,21 0,05%

Jul. 2014 3,06% 191,87 0,18% 0,23% 109,63 0,05%

Nov. 2014 3,91% 226,77 0,23% 1,03% 114,98 0,06%

Mar. 2015 2,73% 213,22 0,20% 1,15% 135,14 0,08%

Jul. 2015 5,14% 349,10 0,47% 0,86% 132,18 0,07%

Oct. 2015 7,80% 447,31 0,76% 3,40% 219,38 0,19%

Ene. 2016 5,79% 322,63 0,38% 4,51% 252,62 0,24%

Jun. 2016 6,07% 336,86 0,38% 4,53% 247,08 0,21%

Oct. 2016 4,32% 239,85 0,19% 2,81% 152,93 0,09%

Feb. 2017 2,33% 129,17 0,06% 2,27% 123,66 0,06%

Jun. 2017 2,40% 136,04 0,06% 2,09% 116,65 0,05%

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 6,89% 664,61 0,55% 6,25% 593,05 0,43%

Mar. 2014 4,32% 439,13 0,28% 3,57% 349,59 0,17%

Jul. 2014 6,20% 600,82 0,44% 4,13% 396,98 0,21%

Nov. 2014 6,58% 638,72 0,48% 4,49% 428,02 0,24%

Mar. 2015 4,80% 497,23 0,34% 3,37% 353,12 0,18%

Jul. 2015 7,49% 752,83 0,74% 3,36% 347,96 0,17%

Oct. 2015 9,57% 933,42 1,03% 5,38% 516,71 0,34%

Ene. 2016 7,81% 761,34 0,65% 6,26% 600,80 0,42%

Jun. 2016 7,65% 745,90 0,61% 5,52% 529,36 0,32%

Oct. 2016 6,61% 646,31 0,45% 4,29% 412,02 0,20%

Feb. 2017 4,51% 441,07 0,21% 3,60% 345,64 0,14%

Jun. 2017 2,90% 286,83 0,09% 1,74% 169,60 0,03%



19


Gráfica 40. Histórico de las proyecciones – Revisión Noviembre de 2013 a Revisión Febrero de 2017

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

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Histórico Noviembre de 2013 Marzo de 2014 Julio de 2014 Noviembre de 2014

Marzo de 2015 Julio de 2015 Octubre de 2015 Enero de 2016 Junio de 2016

Octubre de 2016 Febrero de 2017 Junio de 2017

4.500

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4.900

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5.300

5.500

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9.300

9.600

9.900

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10.500

10.800

11.100

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MW






20


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

Fuente: UPME, Base de Datos XM (16 de Enero), 2018.

b. El desempeño de los modelos de

noviembre de 2013 hasta diciembre de 2017 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 0,76% y 0,04% en el MSE de las proyecciones respectivamente. (Gráfica 41).

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

Gráfica 41. Seguimiento al Error Medio Cuadrático de las Revisiones Publicadas por la Unidad

Energía Eléctrica

Potencia Máxima


9.000

9.300

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MW




Nov.2013

Mar.2014

Jul.2015

Nov.2014

Mar.2015

Jul.2015

Oct.2015

Ene.2016

Jun.2016

Oct.2016

Feb.2017

Jun.2017

Con GCE 0,10% 0,11% 0,18% 0,23% 0,20% 0,47% 0,76% 0,38% 0,38% 0,19% 0,06% 0,06%

Sin GCE 0,04% 0,05% 0,05% 0,06% 0,08% 0,07% 0,19% 0,24% 0,21% 0,09% 0,06% 0,05%

0,0%

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Nov.2014

Mar.2015

Jul.2015

Oct.2015

Ene.2016

Jun.2016

Oct.2016

Feb.2017

Jun.2017

Con GCE 0,55% 0,28% 0,44% 0,48% 0,34% 0,74% 1,03% 0,65% 0,61% 0,45% 0,21% 0,09%

Sin GCE 0,43% 0,17% 0,21% 0,24% 0,18% 0,17% 0,34% 0,42% 0,32% 0,20% 0,14% 0,03%

0,0%

0,5%

1,0%

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2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

Erro

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Cu

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SE



21


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 42).

Gráfica 42. Seguimiento a las Proyecciones de Demanda de EE

Energía Eléctrica (Con GCE Nuevos)

Energía Eléctrica (Sin GCE Nuevos)

4.500

4.650

4.800

4.950

5.100

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5.400

5.550

5.700

5.850

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

Rev. Nov.2013

Rev.Mar. 2014

Rev.Jul.

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Rev.Nov.2014

Rev.Mar.2015

Rev.Jul.

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Rev.Oct.2016

Rev.Feb.2017

Rev.Jun.2017

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4.650

4.800

4.950

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5.400

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5.700

5.850

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Rev. Nov.2013

Rev.Mar. 2014

Rev.Jul.

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Rev.Nov.2014

Rev.Mar.2015

Rev.Jul.

2015

Rev.Oct.2015

Rev.Ene.2016

Rev.Jun.2016

Rev.Oct.2016

Rev.Feb.2017

Rev.Jun.2017



22


Potencia Máxima (Con GCE Nuevos)

Potencia Máxima (Sin GCE Nuevos)


8.500

8.750

9.000

9.250

9.500

9.750

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10.500

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8.500

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9.500

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Rev. Nov.2013

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Rev.Nov.2014

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Rev.Oct.2015

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Rev.Jun.2017



23


3. SEGUIMIENTO A LA DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE MERCADO

La composición de la demanda comercial por tipo de mercado, se ha mantenido aproximadamente contante desde el 2006 en adelante: Mercado Regulado (68%) y No Regulado (32%) (Ver Gráfica 43). No obstante, se ve reflejado un fenómeno de desaceleración en todo el 2016 en cuanto a los crecimientos en ambos mercados, como consecuencia del Fenómeno de El Niño, desaceleración económica y de la Campaña Apagar Paga. De otra parte, cabe resaltar que en el 2017 los crecimientos de ambos mercados han venido recuperándose (Ver Gráfica 45). Esto puede ser debido a una leve recuperación del consumo de electricidad en algunos sectores de la economía, tales como: residencial y explotación de minas y canteras. Gráfica 43. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica por

Tipo de Usuario (GWh)

Fuente: UPME, Base de Datos Cubo XM - UPME (16 de Enero), 2018.

Gráfica 44. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica por Tipo de Usuario (%)


Gráfica 45. Crecimiento de la Demanda de Energía Eléctrica

por Tipo de Usuario (%)


3.1 Composición de la Demanda del Mercado Regulado

De acuerdo a la Gráfica 46, el sector que muestra un mayor consumo promedio al mes es el sector “Sin Clasificar” que integra Residencial, y una parte de Comercial e Industrial Regulado de menor escala con 3.537 GWh, seguido de Otros Sectores (137 GWh); y Suministro de electricidad, gas y agua (119 GWh), para el periodo enero de 2016 a diciembre 2017.

0

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Mercado Regulado Mercado No Regulado

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.-17




24


Gráfica 46. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica en el Mercado Regulado (GWh)


A partir de 2016 en adelante, el sector Sin Clasificar ha mantenido su participación promedio en 93,3%, siendo el más representativo para este mercado. (Ver Gráfica 47). Gráfica 47. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica en el

Mercado Regulado (%)


En la Gráfica 48, el crecimiento del sector Sin Clasificar se vio afectado por el inminente fenómeno de El Niño y la política tomada en la campaña Apagar Paga, la cual se basó en un mecanismo de incentivar y/o sancionar por el ahorro o el derroche de energía, viéndose traducida en el valor de la factura a pagar. Gráfica 48. Crecimiento de la Demanda de Energía Eléctrica

en el Mercado Regulado (%)


De manera similar, en el sector Suministro de electricidad, gas y agua, y en Otros Sectores, los fenómenos económicos, climáticos y de ahorro energético, impactaron drásticamente.

3.2 Composición de la Demanda del Mercado No Regulado

En cuanto a la desagregación en el mercado No Regulado, el sector que se ha aumentado levemente su consumo en GWh y su participación ha sido: Explotación de minas y canteras, tal como se aprecia en la Gráfica 49 y en la Gráfica 50.

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Sin clasificar Suministro de electricidad, gas y agua Otros Sectores

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15%

Sin clasificar Suministro de electricidad,gas y agua

Otros Sectores

2015 2016 2017



25


Gráfica 49. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica en el Mercado No Regulado (GWh)


Los siguientes sectores explican el 80% de la participación promedio mensual de éste mercado a partir de 2015 en adelante, y se ordenan de la siguiente manera: Industrias manufactureras (45%), Explotación de minas y canteras (22%), Comercio al por mayor y al por menor (7%), Administración pública y defensa (6%). Gráfica 50. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica en el

Mercado No Regulado (%)


En cuanto al crecimiento entre enero a septiembre de los años 2015 a 2017, los sectores que se han recuperado después de la crisis económica y del fenómeno de El Niño han sido: Explotación de minas y canteras y Administración pública y defensa. En donde la explotación de minas y canteras, se ve explicada en su gran totalidad por la Extracción de Petróleo Crudo (58%), Extracción de Minerales de Níquel (28,45%) y Extracción de Hulla – Carbón de Piedra – (8,25%). Gráfica 51. Crecimiento de la Demanda de Energía Eléctrica

en el Mercado No Regulado (%)


Dichas extracciones, se vieron afectadas tanto en su participación como en su crecimiento durante el año 2016, tendiendo a la baja. La Extracción de Hulla, presentó una desaceleración en 7,91% con respecto a al año anterior, seguido de la Extracción de Petróleo Crudo con 6,95% y por último la Extracción de Minerales de Níquel con un 2,89%.

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Otros SectoresDistribución de agua; evacuación y tratamiento de aguas residualesAdministración pública y defensaComercio al por mayor y al por menorExplotación de minas y canterasIndustrias manufactureras

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2015 2016 2017



26


Ya para 2017, tanto la Extracción de Hulla como de Petróleo Crudo, presentaron una recuperación en su crecimiento del 14,05% y 0,72% respecto al año anterior. Solo la Extracción de Mineral de Níquel, sigue desacelerándose en su crecimiento en 4,49% respecto al año anterior, viéndose afectado por dos periodos consecutivos.



27


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

4.1 Indicadores de desempeño de los GCE Al observar los consumos de empresas como Cerromatoso, Cerrejón, Ecopetrol (La Cira-Infantas), OXY, Rubiales y Drummond los cuales por su magnitud podemos llamar “Grandes Consumidores”, se puede apreciar un aumento importante en su participación 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 5,19% en diciembre de 2017. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda total de energía eléctrica para el período enero de 2000 a diciembre de 2017, se encuentra en 4,29%; y alcanza un máximo de 5,59% en febrero de 2014 y un mínimo de 1,79% en octubre de 2000.

Gráfica 52. 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 4,67% en diciembre de 2017. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda máxima de potencia para el período enero de 2000 a marzo de 2017, encuentra en 3,81%; y alcanza un máximo de 5,94% en julio de 2015 y un mínimo de 1,50% en marzo de 2000.

Gráfica 53. Evolución de la Participación Promedio Anual de

los GCE en la Demanda de Potencia Máxima


Lo anterior, permite evidenciar que los GC Existentes 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.

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1%

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6%

2000

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2002

2003

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2017

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales Drummond

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2001

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2003

2004

2005

2006

2007

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2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017


Cira Infantas Rubiales Drummond



28


Gráfica 54. Participación Promedio mensual de los GC Existentes (2010-2017)


Además, se puede observar que Cerromatoso y OXY poseen alrededor del 75% en la participación de los Grandes Consumidores Existentes. Dentro de las proyecciones de demanda de energía eléctrica que hace la UPME se toma la información del SIN, la cual incluye la información de estos agentes, por lo que está incluida dentro del conjunto usado para modelar la demanda total. A continuación se presenta un seguimiento de la demanda de estos:

Gráfica 55. Histórico de la demanda de energía eléctrica de los Grandes Consumidores Existentes (GWh)


Gráfica 56. 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 2017 ha crecido 3,47 veces, mientras la demanda del SIN solamente ha crecido 1,64 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 57).

56%

53%

18%

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14%

12%

12%

12%

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.-17

MW

Cerromatoso Cerrejón OXYCira Infantas Rubiales Drummond



29


Gráfica 57. Índice de la demanda de energía eléctrica (Base Enero de 2000 = 100)


El índice para la Demanda de energía eléctrica del SIN, alcanza un máximo de 1,68 veces en agosto de 2017, y un mínimo de 0,98 veces en febrero de 2000. Mientras que los GCE, alcanzan un máximo de 3,62 veces en marzo de 2015, y un mínimo de 0,76 veces en febrero de 2000.

El crecimiento de los GC durante los últimos 7 años (Gráfica 58), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento semestral promedio para estos son: Cerromatoso (0,2%), Cerrejón (-1,1%), OXY (-14,3%), La Cira Infantas (13,4%) y Rubiales (40,4%).

Gráfica 58. Crecimiento promedio de la demanda de energía eléctrica de los GCE en los últimos 7 años


b. Potencia máxima: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a junio de 2017 ha crecido 4,17 veces, mientras la demanda del SIN ha crecido 1,40 veces. (Gráfica 59). El índice para la Demanda de potencia máxima del SIN, alcanza un máximo de 1,41 veces en diciembre de 2015, y un mínimo de 1,00 veces en enero de 2000. Mientras que los GCE, alcanzan un máximo de 5,08 veces en marzo de 2015, y un mínimo de 0,95 veces en febrero de 2000.

Gráfica 59. Índice de la demanda de potencia máxima (Base

Enero de 2000 = 100)


164144

194209

217

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Demanda de Energía Eléctrica

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)

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20%

30%

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2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Cira Infantas Rubiales

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364

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.-04

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-05

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06fe

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no

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5ab

r.-1

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p.-

16fe

b.-

17ju

l.-17

dic

.-17

Demanda de Potencia Máxima

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)



30


El crecimiento de los GC durante los últimos 7 años (Gráfica 60), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento semestral promedio para estos son: Cerromatoso (1,6%), Cerrejón (-0,1%), OXY (-10,2%), La Cira Infantas (13,1%) y Rubiales (32,9%).

Gráfica 60. Crecimiento promedio de la demanda de

potencia máxima de los GCE en los últimos 7 años


Se puede apreciar que La Cira Infanta ha aumentado su demanda de energía eléctrica acorde al aumento de su producción de crudo, para el período 2016-2017. Lo cual es reafirmado por lo publicado por el diario La República, en donde expresa lo siguiente:

“Ecopetrol reportó que, en diciembre de 2017, los 28 campos operados por la petrolera en el Magdalena Medio registraron una producción de 100.989 barriles equivalentes de petróleo por día. De estos, se destacó La Cira Infantas, que alcanzó un récord de 45.000 barriles diarios. Para 2018, la meta de producción de la Región Central es 108.319 barriles equivalentes de petróleo. También esperan desarrollar 261 trabajos de

perforación de pozos productores e inyectores en la gerencia De Mares, del Río, La Cira Infanta y Catatumbo”. (La República, 2018).

Gráfica 61. Crecimiento de la producción fiscalizada de

petróleo y Demanda de Energía Eléctrica – La Cira Infanta, TRM

Fuente: UPME, Base de Datos XM (16 de Enero) y ANH, 2018.

Se puede apreciar en la gráfica siguiente, OXY ha venido disminuido su demanda eléctrica, debido en gran parte a la disminución de producción de crudo. Todo esto, que su actividad ya se encuentra de hecho en una fase decreciente, y se espera que esta culmine en 2023.

Gráfica 62. Crecimiento de la producción fiscalizada de petróleo vs Demanda de Energía Eléctrica - OXY


-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Cira Infantas Rubiales

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

ene.

-16

feb

.-16

mar

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-16

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16

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no

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6

dic

.-16

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-17

feb

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abr.

-17

may

.-17

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.-17

jul.-

17

ago

.-17

sep

.-17

oct

.-17

BPCD GWh TRM

-200%

-100%

0%

100%

200%

300%

400%

500%

-200%

0%

200%

400%

600%

800%

1000%

1200%

1400%

ene.

-16

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-16

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16ag

o.-

16se

p.-

16o

ct.-

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ov.

-16

dic

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-17

feb

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-17

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17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17

% C

reci

mie

nto

(G

Wh

)

% C

reci

mie

nto

(B

PC

D)

BPCD GWh



31


Gráfica 63. Crecimiento de la producción fiscalizada de petróleo y Demanda de Potencia Máxima – Rubiales, TRM


De otra parte, es importante presentar la relación de correlación que presenta la producción fiscalizada de petróleo por campo en superficie (Barriles Promedio por día Calendario - BPDC) versus la demanda de energía eléctrica y de potencia máxima de los actuales Grandes Consumidores Especiales (La Cira Infanta, OXY y Rubiales). Gráfica 64. Correlación anual de la producción fiscalizada de

petróleo por campo en superficie vs Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima

Para la extracción de minerales y de hulla, Cerromatoso y Cerrejón también se ven afectados por el precio del Dólar, el cual posee un comportamiento de crecimiento inverso. (Ver Gráfica 65 y Gráfica 66).

Gráfica 65. Crecimiento de la producción de Carbón y

Demanda de Potencia Máxima – Cerrejón, TRM

Fuente: UPME, Base de Datos XM (16 de Enero) y ANM, 2018.

Esto se puede dar debido al consumo que presente China en carbón, el cual jalona o desestimula la producción de éste energético, y de otra parte cuando se exporta la producción de estos energéticos, al traer las divisas a nuestro país, se presenta una mayor oferta de esta moneda (dólar), lo cual muestra un fenómeno inverso producción del energético vs TRM.

Gráfica 66. Crecimiento de la producción de Níquel y Demanda de Potencia Máxima – Cerromatoso, TRM

Fuente: UPME, Base de Datos XM (16 de Enero) y ANM, 2018.

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

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50%

60%

70%

ene.

-16

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jul.-

16

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.-16

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oct

.-16

no

v.-1

6

dic

.-16

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17

ago

.-17

sep

.-17

oct

.-17

BPCD MW TRM

Rubiales OXYCira

InfantasRubiales OXY

CiraInfantas

Demanda Energía Eléctrica Demanda Potencia Máxima

2015 32,06% 79,75% -19,90% 71,53% 21,69% 69,43%

2016 -24,05% 98,99% 80,87% 76,81% -59,75% 81,53%

2017 49,00% 88,77% 69,30% 72,49% 71,91% 0,79%

Total 14,50% 79,12% 32,54% 19,54% 4,15% 60,21%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

mar

.-15

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-15

may

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15ag

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p.-

15o

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ov.

-15

dic

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.-17

jul.-

17ag

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17se

p.-

17o

ct.-

17

TON MW TRM

-30%

-20%

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0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

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feb

.-17

mar

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abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17

LB MW TRM



32


Lo que nos permite evidenciar a primera instancia, que ya sea en cuanto a la producción fiscalizada de crudo y la producción de Carbón y Níquel, la TRM se comporta inversamente a la producción de estos GCE. Lo cual afecta el crecimiento de la demanda de electricidad y/o de potencia máxima de éstos. Esto corrobora lo analizado en el capítulo anterior en cuanto al Sector de Explotación de Minas y Canteras, el cual integra los Grandes Consumidores Existentes: Extracción de Petróleo Crudo: La Cira

Infantas, OXY, Rubiales. Extracción de Minerales de Níquel:

Cerromatoso Extracción de Hulla (Carbón de Piedra):

Cerrejón



33


5. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA

En nuestro diario vivir, se da explicación a variables reales mediante modelos estadísticos y/o matemáticos, pero la realidad es otra. En la gran mayoría de las veces, ningún o casi ningún modelo matemático puede explicar las variables y darle una solución. Ya que éstos demandan tiempo y costo para poderlos modelar. La presente revisión ha empleado la modelación mediante métodos numéricos, la cual pueden dar solución a este tipo de problemas y brindar una solución aproximada y el cálculo del error asociado, el cual se espera que sea lo suficientemente pequeño.

5.1 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

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

“Combinación de pronósticos y variables predictoras con

error”.

Estadística (DANE), los datos demográficos (Población) de la Organización de las Naciones Unidas (UN) y el dato climático (Temperatura) obtenido del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM). La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 6:

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

Demanda de Energía Eléctrica :

DEE Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2017)

XM

PIB Total : PIBTotal

Trimestral (Marzo 1994 – Diciembre 2017)

DANE


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 (16 de Enero), ONU, DANE e IDEAM, 2018.

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



34


5.2 Metodología La aplicación de éste método permite establecer puntos críticos y explorar posibles mejoras a los diseños con baja inversión (económica), permitiendo establecer modelos eficientes y con mejor probabilidad de ocurrencia en el tiempo. Además, ofrecen los niveles de precisión requeridos tanto espacial como temporalmente, y permiten aprovechar la potencia de cálculo de los sistemas modernos de cómputo. Modelo dinámico - estocástico Desde noviembre de 2013 a junio de 2017, se empleó proyecciones de un modelo dinámico–determinístico, sin embargo para brindar una mayor confiabilidad a las proyecciones, en esta revisión se presentan resultados generados por un modelo dinámico–estocástico. A vez, muestra cómo cambian los principales agregados macroeconómicos a lo largo del tiempo (esto es lo que se conoce como la dinámica del modelo en el tiempo). Este modelo incorpora el Método de Broyden, para solución de ecuaciones no lineales

El Método de Broyden23 “El Método de Broyden es una modificación del método de Newton que trata de disminuir el costo de cálculo de cada iteración utilizando una aproximación a las derivadas del sistema

2 MEHIDDIN AL-BAALI, EMILIO SPEDICATO & FRANCESCA

MAGGIONI. (2013). “Broyden's quasi-Newton methods for a

nonlinear system of equations and unconstrained

optimization: a review and open problems”. Optimization

de ecuaciones en lugar de las derivadas verdaderas del sistema de ecuaciones al calcular el paso de Newton. Considere el sistema de ecuaciones escritas en forma implícita:

𝐹(𝑥, 𝑧) = 0 donde F está el conjunto de ecuaciones, x es el vector de variables endógenas x y z es el vector de variables exógenas. Tomamos una aproximación lineal al sistema en torno a algunos valores x*y z*: Es decir, en cada iteración, el método de Broyden da un paso:

𝑥𝑡+1 = 𝑥𝑡 − 𝐽𝑡−1 𝐹(𝑥𝑡, 𝑧∗)

donde Jt es la aproximación actual a la matriz de derivadas del sistema de ecuaciones. Además de actualizar el valor de x en cada iteración, el método de Broyden también actualiza la aproximación jacobiana existente Jt, en cada iteración, en función de la diferencia entre el cambio observado en los residuos del sistema de ecuaciones y el cambio en los residuos predichos por una aproximación lineal al sistema de ecuaciones basado en la aproximación jacobiana actual. En particular, el método de Broyden usa la siguiente ecuación para actualizar J:

𝐽𝑡+1 = 𝐽𝑡 +(𝐹(𝑥𝑡+1,𝑧∗)−𝐹(𝑥𝑡,𝑧∗)−𝐽𝑡∆𝑥)∆�́�)

∆�́�∆𝑥

Methods and Software, Vol. 29, Nº5. Pages: 937-954, DOI:

10.1080/10556788.2013.856909

3 EViews 8 User’s Guide II



35


donde ∆𝑥 = 𝑥𝑡+1 − 𝑥𝑡. Esta actualización tiene varias propiedades deseables. En EViews, la aproximación jacobiana se inicializa tomando las derivadas verdaderas del sistema de ecuaciones a los valores iniciales de x. El procedimiento de actualización dado anteriormente se repite hasta que los cambios x entre periodos se vuelvan más pequeños que una tolerancia especificada. En algunos casos, el método puede estancarse antes de llegar a una solución, en cuyo caso se toma un nuevo conjunto de derivadas del sistema de ecuaciones a los valores actuales de x, y la actualización se continúa utilizando estas derivadas como la nueva aproximación jacobiana. El método de Broyden comparte muchas de las propiedades del método de Newton, incluido el hecho de que no depende del orden de las ecuaciones en el sistema y que generalmente convergerá rápidamente en las proximidades de una solución. En comparación con el método de Newton, el método de Broyden normalmente tardará menos tiempo en realizar cada iteración, pero puede llevar más iteraciones para converger a una solución. En la mayoría de los casos, el método de Broyden requerirá menos tiempo global para resolver un sistema que el método de Newton, pero el rendimiento relativo dependerá de la estructura de las derivadas del sistema de ecuaciones”.

Como resultado, la composición del modelo combinado es: VAR Endógeno (22%), VAR Exógeno (25%) y VEC (53%), dando como resultado valores muy cercanos y similares a los reportados en el informe de junio de 2016, y con una diferencia menor al 2,40% a lo largo del horizonte de pronóstico. 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 67). Gráfica 67. Crecimiento anual de las variables empleadas en

las proyecciones UPME


-10%

-8%

-5%

-3%

0%

3%

5%

8%

10%

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.-95

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-96

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.-97

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99

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.-00

sep

.-01

oct

.-02

no

v.-0

3

dic

.-04

ene.

-06

feb

.-07

mar

.-08

abr.

-09

may

.-10

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.-11

jul.-

12

ago

.-13

sep

.-14

oct

.-15

no

v.-1

6

dic

.-17

Demanda de Energía Eléctrica PIB Total

Población Temperatura Media del SIN

Correlación Demanda de Energía Eléctrica con:* PIB Total :69,3%* Temperatura promedio del SIN: 60,3%* Población: -1,8%



36


Nuevamente se ratifica la relación entre fenómenos de El Niño, que fue analizado en los informes anteriores, de acuerdo a las variables empleadas en el modelo de proyección de demanda de energía eléctrica. (Ver Gráfica 68).

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

Gráfica 68. Correlaciones históricas de la Demanda de Energía Eléctrica respecto a las variables empleadas


Tabla 7. Principales Supuestos Macroeconómicos, Sociales y

Climáticos empleados en las proyecciones

PIB (Precios Constantes –

Miles de Millones de Pesos 2005)

Temperatura Media - Áreas Geográficas del SIN (°C)

Población (Millones de Habitantes)

2011 452.578 23,29 46.407

2012 470.880 23,31 46.881

2013 493.831 23,38 47.343

2014 515.528 23,55 47.792

2015 531.262 23,98 48.229

2016 542.116 24,21 48.653

2017 551.701 24,09 49.066

2018 563.483 24,00 49.465

2019 578.413 24,01 49.850

2020 594.442 24,10 50.220

2021 611.708 24,22 50.576

2022 630.383 24,26 50.917

PIB (Precios Constantes –

Miles de Millones de Pesos 2005)

Temperatura Media - Áreas Geográficas del SIN (°C)

Población (Millones de Habitantes)

2023 648.478 24,19 51.244

2024 667.280 24,22 51.556

2025 686.217 24,26 51.854

2026 706.911 24,27 52.139

2027 727.671 24,33 52.409

2028 749.637 24,36 52.665

2029 772.090 24,32 52.907

2030 795.337 24,30 53.134

2031 819.348 24,39 53.347

2032 844.014 24,38 53.546

Fuente: DANE - Cálculos

UPME IDEAM (ONU)

Revisión: Enero de 2018 2015 Junio de 2017

83,4

%

95,4

%

97,7

%

98,7

%

94,3

%

70,6

%

-27,

8%

99,2

%

30,4

%

23,7

%

56,7

%

61,8

%

53,3

%

68,8

%

75,0

%

-60,

7%

76,1

%

-64,

7%

40,9

%

58,8

%

90,4

%

82,6

%

35,2

%

90,9

%

62,0

%

-93,

2%

78,9

%

91,8

%

-89,

7%

98,5

%

71,6

%

-98,

3%

-36,

8%

-28,

9%

64,0

%

68,3

%

-44,

6%

-32,

3%

86,8

%

23,4

%

-87,

9%

94,8

%

-82,

8%

-42,

4%

-31,

0%

33,6

%

-95,

4%

88,0

%

-76,

0%

26,5

%

-93,

8%

25,3

%

96,9

%

-96,

1%

87,7

%

99,3

%

86,8

%

86,4

%

20,1

%

-87,

8%

78,0

%

50,2

%

74,2

%

76,7

%

98,6

%

11,1

%

92,4

%

96,6

%

94,9

%

44,4

%

-39,

3%

-38,

0%

99,9

%

97,0

%

90,7

%

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Pre -El

Niño

El Niño Post - El Niño Pre -El

Niño

El Niño Post - El Niño Pre -El

Niño

El Niño Post -El

Niño

PIB Total Población Temperatura Media del SIN



37


Tabla 8. Crecimiento anual de las variables empleadas en las proyecciones UPME

Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN Población

2011 6,59% -1,84% 1,06%

2012 4,04% 0,10% 1,02%

2013 4,87% 0,29% 0,98%

2014 4,39% 0,74% 0,95%

2015 3,05% 1,80% 0,91%

2016 2,04% 0,96% 0,88%

2017 1,77% -0,48% 0,85%

2018 2,14% -0,35% 0,81%

2019 2,65% 0,01% 0,78%

2020 2,77% 0,40% 0,74%

2021 2,90% 0,47% 0,71%

2022 3,05% 0,17% 0,67%

2023 2,87% -0,29% 0,64%

2024 2,90% 0,14% 0,61%

2025 2,84% 0,16% 0,58%

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

2027 2,94% 0,26% 0,52%

2028 3,02% 0,13% 0,49%

2029 3,00% -0,14% 0,46%

2030 3,01% -0,09% 0,43%

2031 3,02% 0,36% 0,40%

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

Como se pudo observar en la Gráfica 68, 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 69. Crecimiento potencial de la economía

Fuente: UPME, MINHACIENDA, FMI, 2018.

Cabe resaltar que en 2018, las expectativas de crecimiento potencial por parte de la UPME, se encuentran por debajo respecto a las demás entidades. En la Tabla 9, se muestran los resultados de la proyección de demanda de energía eléctrica – sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales - con el modelo que mejores ajustes mostró. A continuación, en la Gráfica 70 se ilustran los resultados: Tabla 9. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE

ni Panamá

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

2018 69.480 67.826 66.191

2019 71.401 69.701 68.022

2020 73.387 71.641 69.915

2021 75.505 73.708 71.933

2022 77.669 75.821 73.995

2023 79.794 77.896 76.019

2024 82.068 80.116 78.186

2025 84.506 82.495 80.508

2026 86.982 84.912 82.867

2027 89.594 87.462 85.355

2028 92.279 90.083 87.913

2029 95.000 92.739 90.504

2030 97.842 95.514 93.213

2031 100.921 98.520 96.146

2032 104.012 101.537 99.090

Gráfica 70. Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni

Panamá


3,7%

3,8%

3,8%

3,8%

3,9%

2,1%

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

2,8%

3,5%

3,6%

3,6%

3,6%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

2018 2019 2020 2021 2022

MinHacienda (MFMP 2017) UPME (Rev. Enero 2018) FMI (Rev. Octubre 2017)

71.641

82.495

101.537

50.000

60.800

71.600

82.400

93.200

104.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo



38


Se estima que la demanda de energía eléctrica – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2018 a 2032 de 2,94% en el escenario medio. En la Gráfica 71 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio 2017 y la presente revisión.

Gráfica 71. Comparación Junio 2017 vs Marzo 2018 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 0,71% en el período 2018 – 2032.

5.3 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual)

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

demanda de Grandes Consumidores Especiales ni ventas a Panamá. Tabla 10. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin

GCE ni Panamá

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

2018 10.566 10.170 9.789

2019 10.778 10.374 9.985

2020 10.994 10.582 10.186

2021 11.209 10.789 10.385

2022 11.440 11.012 10.599

2023 11.669 11.232 10.811

2024 11.907 11.461 11.032

2025 12.163 11.707 11.269

2026 12.421 11.955 11.508

2027 12.678 12.203 11.746

2028 12.961 12.475 12.008

2029 13.234 12.739 12.261

2030 13.520 13.014 12.526

2031 13.830 13.312 12.813

2032 14.137 13.607 13.098

La Gráfica 72 muestra los resultados de esta proyección para el período 2018 - 2032.

Gráfica 72. Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni Panamá


Se estima que la demanda de potencia máxima en el escenario medio – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2018 a 2032 de 2,08%.

101.537

101.600

50.000

62.000

74.000

86.000

98.000

110.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Marzo 2018

Esc. Medio UPME (GWh) - Junio 2017

10.582

11.707

13.607

8.500

9.250

10.000

10.750

11.500

12.250

13.000

13.750

14.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW

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



39


En la Gráfica 73 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio 2017 y la presente revisión.

Gráfica 73. Comparación Junio 2017 vs Marzo 2018 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni

Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 0,63% en el período 2018 - 2032.

5.4 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual)

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

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

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica

DEM_TRIM


XM

UPME

DEM_MENS

Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2017)

XM

Efecto Calendario CALEND


Construcción Propia

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2018.

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

GCE ni Panamá

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

ene-18 5.717 5.579 5.443

feb-18 5.428 5.297 5.168

mar-18 5.791 5.651 5.514

abr-18 5.685 5.550 5.418

may-18 5.882 5.743 5.605

jun-18 5.692 5.558 5.425

jul-18 5.872 5.733 5.597

ago-18 5.991 5.850 5.711

sep-18 5.835 5.698 5.562

oct-18 5.935 5.792 5.652

nov-18 5.765 5.626 5.490

dic-18 5.888 5.747 5.608

ene-19 5.873 5.732 5.593

feb-19 5.581 5.448 5.315

mar-19 5.989 5.845 5.703

abr-19 5.825 5.687 5.550

may-19 6.082 5.938 5.796

jun-19 5.845 5.707 5.570

jul-19 6.076 5.933 5.791

ago-19 6.118 5.974 5.832

sep-19 5.979 5.838 5.699

oct-19 6.089 5.943 5.799

nov-19 5.905 5.764 5.624

dic-19 6.039 5.894 5.751

La Gráfica 74 muestra los valores proyectados entre enero de 2018 a diciembre 2019:

13.607

13.622

8.500

9.350

10.200

11.050

11.900

12.750

13.600

14.450

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW

Histórico Demanda PMÁX (MW)

Esc. Medio UPME (MW) - Marzo 2018

Esc. Medio UPME (MW) - Junio 2017



40


Gráfica 74. Proyección Demanda EE Mensual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


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

5.5 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual)

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

4 SIEL. Sistema de Información Eléctrico Colombia. Demanda

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

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


Demanda de Potencia Máxima :

DPMÁX


XM

Demanda de Energía Eléctrica:

DEE


XM

UPME

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

Construcción Propia


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

Sin GCE ni Panamá

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

ene-18 10.281 9.896 9.526

feb-18 10.209 9.827 9.459

mar-18 10.282 9.896 9.526

abr-18 10.300 9.914 9.543

may-18 10.381 9.992 9.618

jun-18 10.376 9.987 9.613

jul-18 10.434 10.043 9.667

ago-18 10.517 10.123 9.744

sep-18 10.526 10.132 9.753

oct-18 10.566 10.170 9.789

nov-18 10.537 10.143 9.763

dic-18 10.559 10.163 9.782

ene-19 10.569 10.173 9.792

feb-19 10.475 10.083 9.705

mar-19 10.546 10.151 9.771

abr-19 10.544 10.149 9.769

may-19 10.629 10.231 9.848

jun-19 10.612 10.215 9.832

jul-19 10.678 10.278 9.893

ago-19 10.741 10.339 9.952

sep-19 10.741 10.339 9.952

oct-19 10.778 10.374 9.985

nov-19 10.742 10.340 9.952

dic-19 10.761 10.358 9.970

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

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo


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

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


41


Estos valores se ilustran en la Gráfica 75. Gráfica 75. Proyección Demanda PMÁX Mensual (MW) – Sin

GCE ni Panamá


5.6 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual)

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

Otras Ecopetrol, b) Generación distribuida a partir del año

2018, c) Entrada de Sociedades Portuarias para el

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

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

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

Exportaciones a Panamá a partir de 2023.

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

Segmento de Transporte

Meta 2032

Transporte de Carga (Interurbano y Urbano)

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

Transporte Público Urbano

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

Transporte Particular

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

Segmento de Taxis

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

Segmento Oficiales

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

Fuente: UPME, 2018.

9.100

9.300

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.

-17

ago

.-17

sep

.-17

oct

.-17

no

v.-1

7d

ic.-

17en

e.-1

8fe

b.-

18m

ar.-

18ab

r.-1

8m

ay.-

18ju

n.-

18ju

l.-1

8ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.

-19

ago

.-19

sep

.-19

oct

.-19

no

v.-1

9d

ic.-

19

MW




42


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

De acuerdo a lo emitido por el diario La República5: “La construcción tendría una duración de cinco años a partir de la licitación, lo que quiere decir que estaría en operación 2024”. De otra parte, el Periódico El Tiempo6 también enuncia la entrada en operación en 2024. Generación distribuida La definición que expone la EPA7, es la siguiente:

“La generación distribuida se refiere a una variedad de tecnologías que generan electricidad in situ o cerca de donde se usará, como paneles solares y la combinación de calor y energía. La generación distribuida puede servir a una única estructura, como un hogar o negocio, o puede ser parte de una microred (una red más pequeña que también está vinculada al sistema de suministro de electricidad más grande), como en un complejo industrial importante, una base militar, o un campus universitario grande.

5 La Republica. 2017. Transporte. “El Gobierno declaró la

importancia estratégica para el Metro de Bogotá”. Lunes 25

de Septiembre de 2017.

6 El Tiempo. 2017. “Conpes garantiza 70 por ciento de lo que

costará el metro de Bogotá”. Martes 26 de Septiembre de

2017.

7 EPA. Environmental Protection Agency. (2017). “Distributed

Generation of Electricity and its Environmental Impacts”.

Se conecta a las líneas de bajo voltaje de distribución de la empresa de electricidad, la generación distribuida puede ayudar a proporcionar energía limpia y confiable a clientes adicionales y reducir las pérdidas de electricidad a lo largo de las líneas de transmisión y distribución”.

De lo anterior, se empleó la metodología utilizada por Staffell & Stefan8, 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). Para nuestro caso particular, se empleó los datos reportados por los autogeneradores (hidroelectricidad, carbón, gas, bagazo, solar, biogás y biomasa – Relleno Sanitario Doña Juana –). La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 15:

Energy and the Environment. Enero 19 de 2017. En línea:

https://www.epa.gov/energy/distributed-generation-

electricity-and-its-environmental-impacts

8 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


https://www.epa.gov/energy/distributed-generation-electricity-and-its-environmental-impacts



43


Tabla 15. Variables de la Generación Distribuida


Generación de Energía Eléctrica:


XM

Demanda de Energía Eléctrica:


XM

UPME

Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN :

TEMP Mensual (Enero 1971 – Diciembre 2100)

IDEAM


En el pasado mes de diciembre de 2017 en la ciudad de Panamá, la UPME y la CREG estuvieron presentes en el taller para el desarrollo de la interconexión eléctrica y el intercambio de energía y potencia firme entre Colombia y Panamá, donde se ha vuelto a estudiar y retomar el tema de la demanda asociada y el tiempo de entrada de las Exportaciones a Panamá. Ante lo cual, para esta revisión se tendrá en cuenta los valores futuros de demanda de energía eléctrica como de demanda de potencia máxima.

Cabe resaltar, que los días 31 de octubre y 01 de noviembre de 2017 se llevó acabo en la ciudad de Bogotá el taller de seguimiento con la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de Panamá, sobre la “Revisión de criterios básicos y del marco normativo resultante para el desarrollo de la interconexión eléctrica y el intercambio de energía y potencia firme entre Colombia y Panamá”. En la Tabla 16 y la Gráfica 76 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. Es importante resaltar, que los valores presentados en éste informe en cuanto a la conexión con Panamá, son simplemente un escenario, que permite visualizar los posibles cambios estructurales en el SIN.

Gráfica 76. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

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

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

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

GW

h

Rubiales

Otras Ecopetrol

Sociedades Portuarias

Drummond

Ternium Sabanalarga

Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá

Exportaciones hacia Panamá

Generación Distribuida



44


Tabla 16. 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 3 124

2018 964 158 82 108 3 160

2019 782 467 165 438 21 66 181

2020 582 788 247 647 34 72 207

2021 508 1.173 247 856 52 79 240

2022 421 1.496 247 982 76 85 277

2023 343 1.401 247 919 114 92 1.313 318

2024 279 1.281 247 841 175 95 99 1.313 372

2025 232 1.161 247 762 272 97 105 1.313 430

2026 190 1.053 247 691 432 99 112 1.313 501

2027 156 965 247 633 695 101 118 1.313 585

2028 128 879 247 577 1.133 103 125 1.313 680

2029 106 800 247 525 1.861 105 131 1.313 789

2030 87 728 247 478 2.862 108 805 1.313 915

2031 87 664 247 436 3.620 110 828 1.313 1.070

2032 87 605 247 397 4.580 112 853 1.313 1.244

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

Los resultados de integrar estas demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica (sin incluir GD), se muestran en la Tabla 17:

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

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

2018 70.796 69.142 67.508

2019 73.339 71.640 69.960

2020 75.757 74.011 72.285

2021 78.419 76.623 74.847

2022 80.977 79.129 77.303

2023 84.223 82.324 80.448

2024 86.398 84.445 82.515

2025 88.696 86.686 84.698

2026 91.120 89.050 87.005

2027 93.822 91.691 89.584

2028 96.784 94.589 92.418

2029 100.088 97.827 95.593

2030 104.470 102.142 99.841

2031 108.225 105.824 103.450

2032 112.206 109.731 107.284

La Gráfica 77 ilustra la proyección nacional más los GCE la cual presenta un crecimiento promedio anual del 3,27% entre 2018 a 2032 para el escenario medio de proyección.

Gráfica 77. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 78, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio 2017 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 1,65% en el período 2018 – 2032.

74.011

85.372

108.418

50.000

56.500

63.000

69.500

76.000

82.500

89.000

95.500

102.000

108.500

115.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



45


Gráfica 78. Comparación Junio 2017 vs Marzo 2018 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 79 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,36% durante el período proyectado.

Gráfica 79. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 18 y en la Gráfica 80 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,29% durante el período proyectado.

Tabla 18. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con

GCE, Panamá y GD

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

2018 70.636 68.982 67.347

2019 73.158 71.458 69.779

2020 75.550 73.804 72.078

2021 78.179 76.383 74.607

2022 80.700 78.852 77.026

2023 83.905 82.006 80.130

2024 86.026 84.074 82.144

2025 88.266 86.255 84.268

2026 90.618 88.549 86.503

2027 93.237 91.106 88.999

2028 96.104 93.908 91.738

2029 99.299 97.038 94.804

2030 103.555 101.227 98.926

2031 107.155 104.754 102.380

2032 110.962 108.487 106.040

Gráfica 80. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE,

Panamá y GD


108.418

101.600

50.000

62.000

74.000

86.000

98.000

110.000

122.00020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

2920

3020

3120

32

GW

h


Esc. Medio UPME (GWh) - Marzo 2018

Esc. Medio UPME (GWh) - Junio 2017

74.011

86.686

109.731

50.000

56.500

63.000

69.500

76.000

82.500

89.000

95.500

102.000

108.500

115.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

73.804

86.255

108.487

50.000

56.500

63.000

69.500

76.000

82.500

89.000

95.500

102.000

108.500

115.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

GW

h


Esc. Medio



46


5.7 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 19 y Gráfica 81 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.

Gráfica 81. Proyección de la Demanda Potencia Máxima de GCE (MW)

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

Tabla 19. 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 174 60 35 0 34

2018 156 89 47 74 1 32

2019 127 150 47 83 3 15 34

2020 94 223 47 123 5 15 38

2021 82 285 47 163 8 15 43

2022 68 267 47 187 11 15 49

2023 56 244 47 175 16 15 270 57

2024 45 221 47 160 25 19 15 270 66

2025 38 200 47 145 39 20 15 270 74

2026 31 184 47 132 61 20 15 270 85

2027 25 167 47 120 97 21 15 270 99

2028 21 152 47 110 157 21 15 270 114

2029 17 139 47 100 256 22 15 270 129

2030 14 126 47 91 390 22 105 270 145

2031 14 115 47 83 489 23 105 270 167

2032 14 115 47 83 614 24 105 270 196

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

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

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

MW

Rubiales

Otras Ecopetrol

Sociedades Portuarias

Drummond

Ternium Sabanalarga

Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá

Exportaciones hacia Panamá

Generación Distribuida



47


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 20.

Tabla 20. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Panamá


2018 10.876 10.481 10.100

2019 11.147 10.743 10.355

2020 11.427 11.016 10.619

2021 11.741 11.321 10.917

2022 12.043 11.615 11.202

2023 12.501 12.064 11.644

2024 12.719 12.273 11.844

2025 12.944 12.489 12.050

2026 13.184 12.719 12.271

2027 13.445 12.970 12.513

2028 13.757 13.272 12.804

2029 14.101 13.605 13.128

2030 14.584 14.078 13.590

2031 14.974 14.456 13.958

2032 15.383 14.854 14.344

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 2,46% entre 2018 a 2032. (Gráfica 82)

Gráfica 82. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE


En la Gráfica 83, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio 2017 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 1,4% en el período 2017 - 2032.

Gráfica 83. Comparación Junio 2017 vs Marzo 2018 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Sin

Panamá


En la Gráfica 84 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,58% durante el período proyectado.

11.016

12.221

14.591

8.500

9.150

9.800

10.450

11.100

11.750

12.400

13.050

13.700

14.350

15.000

15.650

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW


14.591

13.956

8.500

9.150

9.800

10.450

11.100

11.750

12.400

13.050

13.700

14.350

15.000

15.650

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW


Esc. Medio UPME (MW) - Marzo 2018

Esc. Medio UPME (MW) - Junio 2017



48


Gráfica 84. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 21 y en la Gráfica 85 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,52% durante el período proyectado.

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


2018 10.854 10.458 10.078

2019 11.121 10.717 10.328

2020 11.396 10.984 10.588

2021 11.705 11.285 10.881

2022 12.001 11.572 11.160

2023 12.451 12.014 11.594

2024 12.662 12.216 11.787

2025 12.878 12.422 11.984

2026 13.107 12.642 12.194

2027 13.351 12.876 12.419

2028 13.654 13.169 12.702

2029 13.986 13.490 13.013

2030 14.452 13.945 13.458

2031 14.820 14.302 13.804

2032 15.203 14.674 14.165

Gráfica 85. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE, Panamá y GD


5.8 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual)

A continuación, en la Tabla 22 y en la Gráfica 86 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Enero 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE.

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


ene-18 5.808 5.670 5.534

feb-18 5.530 5.399 5.270

mar-18 5.900 5.761 5.623

abr-18 5.791 5.657 5.524

may-18 5.999 5.860 5.722

jun-18 5.802 5.667 5.534

jul-18 5.986 5.848 5.711

ago-18 6.107 5.966 5.827

sep-18 5.947 5.809 5.673

oct-18 6.050 5.907 5.767

nov-18 5.874 5.736 5.600

dic-18 6.003 5.862 5.722

ene-19 6.021 5.880 5.740

feb-19 5.731 5.597 5.464

mar-19 6.148 6.004 5.862

abr-19 5.981 5.843 5.707

may-19 6.252 6.108 5.966

jun-19 6.005 5.867 5.730

jul-19 6.241 6.098 5.956

ago-19 6.285 6.141 5.999

11.016

12.489

14.854

8.500

9.150

9.800

10.450

11.100

11.750

12.400

13.050

13.700

14.350

15.000

15.65020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

2920

3020

3120

32

MW


10.984

12.422

14.674

8.500

9.150

9.800

10.450

11.100

11.750

12.400

13.050

13.700

14.350

15.000

15.650

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

MW


Esc. Medio



49



sep-19 6.142 6.001 5.862

oct-19 6.256 6.110 5.966

nov-19 6.067 5.926 5.786

dic-19 6.210 6.065 5.922

Gráfica 86. 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 3,49% durante el período proyectado. En la Tabla 23 y en la Gráfica 87 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Enero 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD.

Tabla 23. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Con GCE y GD


ene-18 5.792 5.654 5.519

feb-18 5.515 5.384 5.255

mar-18 5.884 5.745 5.607

abr-18 5.777 5.642 5.509

may-18 5.986 5.847 5.709

jun-18 5.789 5.655 5.522

jul-18 5.973 5.835 5.698

ago-18 6.095 5.954 5.814

sep-18 5.935 5.798 5.662

oct-18 6.038 5.896 5.755


nov-18 5.862 5.724 5.588

dic-18 5.989 5.848 5.709

ene-19 6.006 5.865 5.725

feb-19 5.715 5.581 5.449

mar-19 6.131 5.987 5.845

abr-19 5.966 5.828 5.691

may-19 6.236 6.092 5.950

jun-19 5.990 5.851 5.715

jul-19 6.226 6.082 5.941

ago-19 6.270 6.126 5.984

sep-19 6.128 5.987 5.848

oct-19 6.243 6.097 5.952

nov-19 6.053 5.912 5.772

dic-19 6.194 6.050 5.906

Gráfica 87. 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 3,45% durante el período proyectado.

5.9 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual)

En la Tabla 24 y en la Gráfica 88 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Enero 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD.

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

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.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



50


Tabla 24. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) – Con GCE


ene-18 10.575 10.190 9.820

feb-18 10.509 10.127 9.759

mar-18 10.576 10.191 9.820

abr-18 10.596 10.210 9.839

may-18 10.681 10.292 9.918

jun-18 10.677 10.289 9.914

jul-18 10.738 10.347 9.971

ago-18 10.818 10.424 10.045

sep-18 10.830 10.435 10.056

oct-18 10.876 10.481 10.100

nov-18 10.858 10.463 10.083

dic-18 10.866 10.471 10.090

ene-19 10.919 10.523 10.142

feb-19 10.832 10.440 10.062

mar-19 10.897 10.502 10.122

abr-19 10.896 10.501 10.121

may-19 10.987 10.589 10.205

jun-19 10.971 10.573 10.191

jul-19 11.040 10.640 10.255

ago-19 11.100 10.697 10.310

sep-19 11.102 10.700 10.313

oct-19 11.147 10.743 10.355

nov-19 11.123 10.721 10.334

dic-19 11.128 10.725 10.337

Gráfica 88. 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 3,93% durante el período proyectado.

En la Tabla 25 y en la Gráfica 89 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Enero 2018 - Diciembre 2019, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 25. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE y GD


ene-18 10.543 10.158 9.788

feb-18 10.477 10.095 9.726

mar-18 10.543 10.158 9.788

abr-18 10.567 10.181 9.809

may-18 10.655 10.266 9.891

jun-18 10.652 10.263 9.889

jul-18 10.713 10.322 9.946

ago-18 10.794 10.400 10.021

sep-18 10.807 10.413 10.033

oct-18 10.854 10.458 10.078

nov-18 10.833 10.438 10.059

dic-18 10.839 10.443 10.063

ene-19 10.889 10.494 10.113

feb-19 10.800 10.407 10.030

mar-19 10.863 10.468 10.087

abr-19 10.863 10.468 10.088

may-19 10.956 10.558 10.174

jun-19 10.939 10.542 10.159

jul-19 11.011 10.611 10.226

ago-19 11.070 10.668 10.280

sep-19 11.076 10.673 10.286

oct-19 11.121 10.717 10.328

nov-19 11.095 10.692 10.305

dic-19 11.097 10.694 10.306

Gráfica 89. Proyección Demanda Mensual PMÁX (MW) – Con

GCE y GD


9.100

9.300

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

MW


9.100

9.300

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

ene.

-17

feb

.-17

mar

.-17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-17

jul.-

17ag

o.-

17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

ene.

-18

feb

.-18

mar

.-18

abr.

-18

may

.-18

jun

.-18

jul.-

18ag

o.-

18se

p.-

18o

ct.-

18n

ov.

-18

dic

.-18

ene.

-19

feb

.-19

mar

.-19

abr.

-19

may

.-19

jun

.-19

jul.-

19ag

o.-

19se

p.-

19o

ct.-

19n

ov.

-19

dic

.-19

MW




51


En la gráfica anterior, la cual integra la demanda del SIN + GCE + GD, tiene un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 3,89% durante el período proyectado.



52


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54

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