PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ......cuatrimestral de las proyecciones de la demanda de...

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PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE

ENERGÍA

ELÉCTRICA Y

POTENCIA

MÁXIMA EN

COLOMBIA

Revisión

Octubre de 2019

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

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Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima en Colombia Revisión Octubre de 2019

Proyección de Demanda de Energía Eléctrica

en Colombia Revisión Octubre de 2019

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


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“No one can forecast the economy with certainty”.

Jamie Dimon

“The future will be less predictable, forecast rises will shrink, company lifetimes will shrink, new entrants will proliferate

and it's going to just get more unpredictable”.

Steve Jurvetson

“Love the Lord your God with all your heart and with all your soul

and with all your mind and with all your strength”.

Mark 12:30

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

Elaborado por:

William Alberto Martínez Moreno Profesional Especializado

Romel Rodríguez Hernández

Profesional Especializado

Revisión Octubre de 2019



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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA .............................................. 10

1.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual) ............................................................ 10 1.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual) ........................................................... 13 1.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual) ....................................................... 14 1.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual) ...................................................... 15 1.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual) ......................................................................... 16 1.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual) ....................................................................... 22 1.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual) .................................................................... 24 1.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual) ................................................................... 26 1.9 Demanda de Energía Eléctrica Total (Diaria)......................................................................... 27

2. PANORAMA INTERNACIONAL: SE CONTRAE EL COMERCIO, EE. UU SE DESACELERA Y SE REDUCEN LAS PREVISIONES DE CRECIMIENTO. ................................................................. 32

3. ECONOMÍA COLOMBIANA: RECUPERACIÓN EN FIRME BAJO UN ENTORNO REGIONAL CRÍTICO. .......................................................................................................................... 35

4. INFLACIÓN PRECIOS DE LA ENERGÍA Y ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA: UN CONSUMIDOR MÁS SENSIBLE ................................................................................................................. 41

5. PREVISIONES ECONÓMICAS: ALINEAMIENTO CON MFMP Y LIDERAZGO DE COLOMBIA EN CRECIMIENTO ECONÓMICO EN LA REGIÓN. ...................................................................... 46

ANEXO A. SEGUIMIENTO A LAS PROYECCIONES DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ...................................................................................................................... 49

Análisis de Sesgo Sistemático....................................................................................................... 49 ANEXO B. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA .............................................................. 54

Indicadores de desempeño de los GCE ........................................................................................ 54 Demanda comercial de energía eléctrica por tipo de mercado .................................................. 57

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 58



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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:

a) Análisis Económico 1. La economía mundial afronta en 2019,

una desaceleración, marcada por el conflicto comercial entre Estados Unidos y China, que ha llevado a un incremento de los aranceles de ambos países, desestimulando el intercambio de bienes y servicios, afectando al resto de la economía mundial, que se afecta en la medida que las rigideces en el comercio, se traducen en menor demanda de materias primas, recortes de producción y reducción de los flujos de inversión extranjera directa.

2. Las previsiones de crecimiento mundial se han revisado hacia abajo, con una estimación actual de 3% (antes 3.8%), que se sustenta en la desaceleración de Estados Unidos (que se esperaba, tras el impacto positivo que en 2018 tuvo la reforma tributaria de la Administración Trump), el menor crecimiento en China (que está transitando a tasas de crecimiento de 5% – 6%, luego de haber creciendo en promedio al 9% en las dos últimas décadas) y la desaceleración en Europa, motivada por la incertidumbre que genera el Brexit, y las tensiones que se han generado al interior de España, Italia, Francia y Alemania, alimentadas

por movimientos separatistas y nacionalistas, y procesos electorales que han minado la capacidad de gobernabilidad de los gobiernos europeos frente al legislativo.

3. Latinoamérica no ha sido ajena a este clima de desaceleración y pesimismo. Luego de una previsión para 2019, de 2.2% en crecimiento, se ha revisado a la baja, a 0.2%, por parte del Fondo Monetario Internacional – FMI, siendo la región con la más drástica revisión a la baja, a nivel mundial. Sus principales economías, México y Brasil afrontan una fuerte desaceleración, en particular de su industria.

4. Por su parte, Argentina, se encuentra sumida en una recesión desde el segundo semestre de 2018, teniendo que acudir a una drástica renegociación de su deuda externa, y a un préstamo con el FMI, para conjurar una crisis de balanza de pagos.

5. Chile, la economía líder de la región desde la década de los ochenta, con el PIB per cápita más alto, y los niveles más bajos de pobreza, enfrenta una crisis que se ha manifestado a través de paros de su fuerza de trabajo, estudiantes y pensionados, quienes han mostrado reparos al modelo económico orientado al libre mercado, que Chile adoptó en la década de los setenta. El aspecto más crítico, es la insatisfacción por el costo de vida, y las mesadas de la población jubilada, la cual va en aumento con el acelerado envejecimiento que Chile enfrenta. Situaciones similares, se han presentado en Ecuador, Brasil, y Venezuela, lo que está afectando la



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estabilidad macroeconómica de la región, así como la confianza inversionista de la región.

6. Así mismo, Latinoamérica ha estado expuesta a la fuerte volatilidad cambiaria (que ha desvalorizado las principales monedas de la región), hecho que ha incidido en el repunte de la inflación, por el alza en bienes transables, servicios públicos y combustibles.

7. En este panorama de incertidumbre, que afecta a Latinoamérica, Colombia y Perú destacan, por crecer por encima de 2.5% y mantener la inflación bajo control, a pesar, que en 2019 se frenó la recuperación en los precios de materias primas, y que la tensión comercial entre China y Estados Unidos, redujo las posibilidades de crecimiento de las exportaciones.

8. En Colombia, la situación económica muestra un panorama optimista. Tras un drástico ajuste de la demanda interna, entre 2014 y 2017, como consecuencia de la fuerte caída en los precios del petróleo, que redujo el crecimiento económica, en dicho lapso, de 4.4% a 1.4%, la economía colombiana ha logrado crecer de nuevo a tasas de 3%, como lo mostraron los resultados del primer semestre, y el índice de seguimiento a la actividad económica en el tercer trimestre.

9. Los puntos críticos se presentan en el desempleo, y el bajo crecimiento de las exportaciones. El desempleo, que ha oscilado entre 10% y 11% en 2019, responde a factores como el incremento de la población económicamente activa,

que ha generado la masiva migración de población venezolana hacia Colombia, y la mayor demanda por bienes y equipo, motivada por la Ley de Financiamiento de 2018, que pudo incidir en una mayor automatización de procesos.

10. En cuanto a las exportaciones, de enero a agosto, Colombia solo presentó crecimiento en las exportaciones de crudo (0.5%) mientras, las exportaciones de carbón (-19.5%) y ferroníquel (-18.2%) muestran la mayor contracción. Las exportaciones no tradicionales tuvieron una caída moderada (-0.5%), en el contexto de una fuerte contracción de la demanda interna en Latinoamérica, y la menor demanda de materias primas y manufacturas, como efecto colateral de la tensión comercial entre China y Estados Unidos.

11. La industria muestra un comportamiento ambivalente, con tasas de crecimiento alrededor del 3% - 3.5%, seguidas por tasas entre 0% y 1% (creciendo, a una tasa promedio de 1.6% anual, de enero a agosto).

12. El comercio ha sido el sector de la economía, que con mayor fuerza, ha reflejado la reactivación de la economía. Su crecimiento al mes de agosto, de 11.2%, ha sido determinante para estimular la industria, y promover la creación de empleo.

13. La demanda de energía eléctrica, recoge el mejor desempeño del comercio, y la recuperación de la dinámica industrial. Al corte de septiembre, la demanda de electricidad crece 4.1%, hecho que también ha generado presiones



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inflacionarias. La electricidad ha tenido una inflación promedio entre enero y octubre de 2019, de 6%, cifra 2.5 puntos porcentuales por encima de la inflación promedio de precios al consumidor.

14. En contraposición, la demanda de gas, presionada por los mayores precios (por la devaluación, que en promedio ha sido 11.5% en 2019) se contrajo a Julio, en 5%. En particular, la demanda de gas, luego de crecer al 11.8% en enero, se ha contraído, lo que se corresponde con la mayor demanda por electricidad. Los indicadores líderes, principalmente en construcción, vehículos nuevos (ventas y matrículas), muestran un avance, que refleja una mayor disposición de hogares a consumir bienes durables.

15. Por último, cabe mencionar los resultados definitivos del censo 2018, que confirmaron la población censada en 44.3 millones de personas, la población total en 48 millones, y el tamaño de hogares en 3.1 personas, inferior a la cifra del censo 2005, 3.5 personas. Con una reducción en el tamaño de hogar, impulsada por hogares unipersonales (64% de los hogares tienen 3 o menos personas), el consumo residencial tendrá un menor potencial de crecimiento, lo que genera desafíos para la generación, comercialización y distribución en el largo plazo.

b) Análisis Energético

1. Como se mencionó en el informe de Octubre de 2018, se tuvo en cuenta la normativa regulatoria y los decretos pertinentes a la Generación Distribuida. Además, se empleó nuevamente la base de datos de los proyectos que han solicitado y se han certificado, para acceder a los incentivos tributarios contemplados en la citada ley 1715 de 2014, empleando Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), la cual fue actualizada por el Grupo de Incentivos y Certificaciones a principios del presente año.

2. Cabe resaltar que en 2019, las expectativas de crecimiento potencial de la economía por parte de la UPME, se encuentran levemente por debajo de las demás entidades.

3. Los datos demográficos y poblacionales

empleados en las distintas revisiones de proyecciones energéticas de UPME, se han obtenido de los valores reportados por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) y se han contrastado con los estimados por el DANE. De acuerdo al último comunicado de prensa emitido por el DANE el día 04 de julio del presentado, se estimó un total de 48.258.494 personas para el año 2018.

4. La diferencia entre las proyecciones presentadas en la presente revisión y la revisión de junio del año en curso, radica en el ajuste del crecimiento potencial de la economía acorde al MFMP.



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5. El crecimiento promedio anual para la demanda de energía eléctrica para el período comprendido entre 2019 a 2033 será: SIN (2,29%), SIN+GCE (2,73%), SIN + GCE + Panamá (2,87%) y SIN + GCE + Panamá + GD (2,78%).

6. El crecimiento promedio anual para la

demanda de potencia máxima para el período comprendido entre 2019 a 2033 será: SIN (1,54%), SIN+GCE (2,01%), SIN + GCE + Panamá (2,17%) y SIN + GCE + Panamá + GD (2,03%).

7. Para el desarrollo de las proyecciones de

demanda de energía eléctrica a nivel diario, fue necesario implementar la metodología realizada y expuesta en 2012 por el Operador de Red (OR) Enel - Codensa, la cual ha mostrado resultados de proyección a nivel horario para los nuevos clientes (los cuales no cuentan con mediciones) con un ajuste proyectado contra el valor real superior al 95%. Para ello, se debe tener al menos un mínimo de características en común, tales como: actividad económica, estacionalidad de consumo, tipo de día calendario, crecimiento mensual, etc.

8. Para los modelos de demanda de energía

eléctrica (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se han obtenido reducciones del 0,93% y 0,00% en el MSE de las proyecciones respectivamente.

9. En cuanto a los modelos de demanda de

potencia máxima (incluyendo y excluyendo los “GCE” Rubiales y Drummond), se obtuvieron reducciones del 1,38% y 0,02% en el MSE de las proyecciones.

10. El crecimiento anual promedio de la

demanda de energía eléctrica, durante los últimos 3 años para los Grandes Consumidores existentes (GC): Cerromatoso (-0,6%), Cerrejón (4,1%), OXY (15,0%), La Cira Infantas (9,5%), Rubiales (7,6%) y Drummond (2,8%).

11. El crecimiento anual promedio de la

demanda de potencia máxima, durante los últimos 8 años para los Grandes Consumidores existentes (GC) fue: Cerromatoso (-8,8%), Cerrejón (10,7%), OXY (9,1%), La Cira Infantas (10,7%), Rubiales (3,0%) y Drummond (-0,4%).



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Resumen de Resultados Demanda Energía Eléctrica 2019 - 2033

Proyección de la Demanda Energía Eléctrica (GWh)

Fuente: UPME, 2019.

Los resultados de integrar estas

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

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

Año PROYECCIÓN ESCENARIO MEDIO

SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá

SIN + GCE + Panamá + GD

2019 70.771 72.161 72.161 72.140

2020 72.612 74.674 74.674 74.631

2021 74.370 77.128 77.128 77.048

2022 76.153 79.438 79.438 79.302

2023 77.688 81.284 81.284 81.073

2024 79.277 82.966 85.130 84.826

2025 81.002 84.484 87.064 86.651

2026 82.681 86.018 88.728 88.197

2027 84.491 87.818 90.664 90.005

2028 86.314 89.848 92.621 91.834

2029 88.024 92.094 94.903 93.995

2030 89.747 95.333 97.733 96.716

2031 91.669 97.884 100.080 98.955

2032 93.520 100.562 102.677 101.458

2033 95.342 103.486 105.602 104.307

Los resultados de los porcentajes de

crecimiento de la demanda proyectada nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 2.

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




2019 4,2% 4,4% 4,4% 4,4%

2020 2,6% 3,5% 3,5% 3,5%

2021 2,4% 3,3% 3,3% 3,2%

2022 2,4% 3,0% 3,0% 2,9%

2023 2,0% 2,3% 2,3% 2,2%

2024 2,0% 2,1% 4,7% 4,6%

2025 2,2% 1,8% 2,3% 2,2%

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

2027 2,2% 2,1% 2,2% 2,1%

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

2029 2,0% 2,5% 2,5% 2,4%

2030 2,0% 3,5% 3,0% 2,9%

2031 2,1% 2,7% 2,4% 2,3%

2032 2,0% 2,7% 2,6% 2,5%

2033 1,9% 2,9% 2,8% 2,8%

Resumen de Resultados Demanda Potencia Máxima 2019 - 2033

Proyección de la Demanda Potencia Máxima (MW)

Fuente: UPME, 2019.

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2.01

1

2.01

2

2.01

3

2.01

4

2.01

5

2.01

6

2.01

7

2.01

8

2.01

9

2.02

0

2.02

1

2.02

2

2.02

3

2.02

4

2.02

5

2.02

6

2.02

7

2.02

8

2.02

9

2.03

0

2.03

1

2.03

2

2.03

3

GW

h

SIN

SIN + GCE

SIN + GCE + Panamá


8.000

9.100

10.200

11.300

12.400

13.500

14.600

2.01

12.

012

2.01

32.

014

2.01

52.

016

2.01

72.

018

2.01

92.

020

2.02

12.

022

2.02

32.

024

2.02

52.

026

2.02

72.

028

2.02

92.

030

2.03

12.

032

2.03

3

MW

SIN

SIN + GCE

SIN + GCE + Panamá




9


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

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




2019 10.479 10.645 10.645 10.641

2020 10.513 10.860 10.860 10.851

2021 10.660 11.128 11.128 11.112

2022 10.835 11.394 11.394 11.364

2023 10.984 11.604 11.604 11.559

2024 11.146 11.769 12.140 12.076

2025 11.302 11.883 12.270 12.181

2026 11.461 12.013 12.373 12.264

2027 11.634 12.176 12.536 12.396

2028 11.791 12.357 12.699 12.538

2029 11.946 12.577 12.937 12.741

2030 12.103 12.926 13.242 13.029

2031 12.267 13.168 13.480 13.247

2032 12.429 13.435 13.746 13.489

2033 12.588 13.733 14.044 13.765

Los resultados de los porcentajes de

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

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




2019 4,6% 4,5% 4,5% 4,4%

2020 0,3% 2,0% 2,0% 2,0%

2021 1,4% 2,5% 2,5% 2,4%

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

2023 1,4% 1,8% 1,8% 1,7%

2024 1,5% 1,4% 4,6% 4,5%

2025 1,4% 1,0% 1,1% 0,9%

2026 1,4% 1,1% 0,8% 0,7%

2027 1,5% 1,4% 1,3% 1,1%

2028 1,4% 1,5% 1,3% 1,1%

2029 1,3% 1,8% 1,9% 1,6%

2030 1,3% 2,8% 2,4% 2,3%

2031 1,4% 1,9% 1,8% 1,7%

2032 1,3% 2,0% 2,0% 1,8%

2033 1,3% 2,2% 2,2% 2,0%



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1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA

1.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual)

Como se ha mencionado anteriormente en los informes de revisión, el modelo de largo plazo es un modelo econométrico de combinación de pronósticos1 (explicado en los informes de julio y noviembre de 2014), empleando modelos multivariados como los VAR (Modelo de Vectores Autorregresivos) y los VEC (Modelo de Vectores de Corrección de Error), los cuales proponen un sistema de ecuaciones, con tantas ecuaciones como series a analizar o predecir. Los datos introducidos en el modelo de esta revisión son: las series históricas de la Demanda de Energía Eléctrica de Colombia obtenidas del Operador del Sistema (XM), los datos económicos (PIB Total) del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), los datos demográficos (Población) de la Organización de las Naciones Unidas (UN) y el dato climático (Temperatura) obtenido del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM). La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 5:

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

“Combinación de pronósticos y variables predictoras con

error”.

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

Demanda de Energía Eléctrica :

DEE Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2019)

XM

PIB Total : PIBTotal

Trimestral (Marzo 1994 – Julio 2019)

DANE

Trimestral (Septiembre 2019 – Diciembre 2050)

UPME

Población : POB Anual (1950 – 2100)

ONU (Organización

Naciones Unidas)

Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN :

TEMP Mensual (Enero 1971 – Diciembre 2100)

IDEAM

Fuente: UPME, Base de Datos XM (21 de Octubre), ONU (Agosto 2019), DANE e IDEAM, 2019.

Los modelos empleados para la construcción del modelo de largo plazo en esta revisión fueron: un modelo VAR endógeno, un VAR exógeno, y un modelo VEC con variable exógenas (variable simulada de tipo impulso o escalón “Dummy” – Q2/2010 a Q1/2011, Q1/2013 a Q4/2013 y Q3/2017 a Q2/2018). La estimación eficiente de las ponderaciones se realizó otorgándole mayor valor al modelo que cumpliera con los parámetros más idóneos. Los parámetros calificados fueron: los criterios de Akaike, Schwarz y el Logaritmo de Máxima Verosimilitud Conjunto. Como resultado, la composición del modelo combinado es: VAR Endógeno (19%), VAR Exógeno (50%) y VEC (31%).



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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 1).

Gráfica 1. Crecimiento anual de las variables empleadas en las proyecciones UPME

Fuente: UPME, Base de Datos XM (21 de Octubre), ONU (Agosto 2019), DANE e IDEAM, 2019.

A continuación en la Tabla 6, se presentan los supuestos macroeconómicos (PIB), sociales (Población) y climáticos (Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN), tanto históricos como proyectados, que son los drivers empleados para la elaboración de los modelos de largo plazo de demanda de energía eléctrica.

Tabla 6. Principales Supuestos Macroeconómicos, Sociales y Climáticos empleados en las proyecciones

PIB (Precios Constantes –

Miles de Millones de Pesos 2015)

Temperatura Media - Áreas Geográficas del SIN (°C)

Población (Miles de

Habitantes)

2011 686.897 23,29 44.373

2012 713.707 23,31 44.774

2013 746.301 23,38 45.182

2014 781.589 23,55 45.641

2015 804.692 23,98 46.179

2016 821.489 24,21 46.814

2017 832.590 24,09 47.528

2018 853.981 24,13 48.258

2019 882.144 24,14 48.918

2020 917.808 24,10 49.446

2021 954.087 24,22 49.818

2022 992.943 24,26 50.058

2023 1.033.014 24,19 50.213

2024 1.075.084 24,22 50.356

2025 1.119.198 24,26 50.538

2026 1.165.786 24,27 50.774

2027 1.213.844 24,33 51.047

2028 1.263.351 24,36 51.342

2029 1.310.038 24,32 51.636

2030 1.356.162 24,30 51.908

2031 1.402.788 24,39 52.158

2032 1.451.775 24,38 52.392

2033 1.501.840 24,35 52.610

Fuente: DANE –

Cálculos UPME IDEAM –

Cálculos UPME DANE - ONU

Revisión: Octubre de 2019 2015 Agosto de

2019

Tabla 7. Crecimiento anual de las variables empleadas en las

proyecciones UPME

Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN Población

2011 7,36% -1,84% 0,97%

2012 3,90% 0,10% 0,90%

2013 4,57% 0,29% 0,91%

2014 4,73% 0,74% 1,02%

2015 2,96% 1,80% 1,18%

2016 2,09% 0,96% 1,38%

2017 1,35% -0,48% 1,53%

2018 2,57% 0,17% 1,54%

2019 3,30% 0,05% 1,37%

2020 4,04% -0,15% 1,08%

2021 3,95% 0,47% 0,75%

2022 4,07% 0,17% 0,48%

2023 4,04% -0,29% 0,31%

2024 4,07% 0,14% 0,28%

2025 4,10% 0,16% 0,36%

2026 4,16% 0,02% 0,47%

-10%

-8%

-5%

-3%

0%

3%

5%

8%

10%

mar

-95

oct

-95

may

o-9

6d

ic-9

6ju

l-9

7fe

b-9

8se

p-9

8ab

r-99

no

v-99

jun

-00

ene-

01

ago

-01

mar

-02

oct

-02

may

o-0

3d

ic-0

3ju

l-0

4fe

b-0

5se

p-0

5ab

r-06

no

v-06

jun

-07

ene-

08

ago

-08

mar

-09

oct

-09

may

o-1

0d

ic-1

0ju

l-1

1fe

b-1

2se

p-1

2ab

r-13

no

v-13

jun

-14

ene-

15

ago

-15

mar

-16

oct

-16

may

o-1

7d

ic-1

7ju

l-1

8fe

b-1

9se

p-1

9

Demanda de Energía Eléctrica PIB Total

Población Temperatura Media del SIN

Correlación Demanda de Energía Eléctrica con:* PIB Total :64,9%* Temperatura promedio del SIN: 59,9%* Población: -14,8%



12


Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN Población

2027 4,12% 0,26% 0,54%

2028 4,08% 0,13% 0,58%

2029 3,70% -0,14% 0,57%

2030 3,52% -0,09% 0,53%

2031 3,44% 0,36% 0,48%

2032 3,49% -0,06% 0,45%

2033 3,45% -0,13% 0,42%

Como se pudo observar en la Gráfica 2, 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 2. Crecimiento potencial de la economía

Fuente: UPME, MINHACIENDA, FMI, 2019.

Cabe resaltar que en 2019, las expectativas de crecimiento potencial de la economía por parte de la UPME, se encuentran por debajo respecto a las demás entidades. Los datos demográficos y poblacionales empleados en las distintas revisiones de proyecciones energéticas de UPME, se han obtenido de los valores reportados por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) y se ajustado con los estimados por el DANE. De acuerdo al último comunicado de prensa emitido por el DANE el día 04 de julio del presentado, se estimó un total de 48.258.494 personas para el año 2018.

Gráfica 3. Crecimiento poblacional - ONU

Fuente: ONU, 2019.

3,4

% 3,6

%

3,7

%

3,7

%

3,7

%

3,7

%

3,6

% 4,0

%

4,2

%

4,4

%

4,3

%

4,3

%

3,3

%

4,0

%

4,0

%

4,1

%

4,0

%

4,1

%

3,5

% 3,8

%

3,6

%

3,3

%

2,9

%

2,8

%

2,9

%

3,1

%

3,2

%

3,2

%

3,1

%

3,2

%

-0,3%

0,5%

1,3%

2,0%

2,8%

3,5%

4,3%

5,0%

2019 2020 2021 2022 2023 2024

FMI (Rev. Oct. 2019) MinHacienda (MFMP 2019)

UPME (Rev. Oct. 2019) UPME (Rev. Jul. 2019)

UPME (Rev. Feb. 2019)

2,4%

2,8%

3,2%

3,6%

4,0%

4,4%

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

Comparación de previsiones de crecimiento económico a largo plazo

según Revisiones de la UPME

UPME (Rev. Oct. 2019)

UPME (Rev. Jul. 2019)

UPME (Rev. Feb. 2019)

48,3

49,4

50,5

51,9

53,0

53,8

54,2

54,4

49,7

50,9

52,0

53,4

54,5 55

,3 55,8

56,0

49,5 50

,2 51,9 53

,1 54,1

54,6

54,8

54,7

44

46

48

50

52

54

56

2018 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Po

bla

ció

n (

Mill

on

es d

e h

abit

ante

s)

Escenarios poblacionales empleados por la UPME (Fuente: ONU)

ONU (Rev. UPME Oct. 2019) ONU (Rev. UPME Jul. 2019)

ONU (Rev. UPME Feb. 2019)

-0,4%

0,0%

0,4%

0,8%

1,2%

1,6%

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

Comparación del crecimiento poblacionalsegún Revisiones de la ONU

ONU (Rev. UPME Oct. 2019)

ONU (Rev. UPME Jul. 2019)

ONU (Rev. UPME Feb. 2019)



13


En la Tabla 8, se muestran los resultados de la proyección de demanda de energía eléctrica – sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales - con el modelo que mejores ajustes mostró. A continuación, en la Gráfica 4 se ilustran los resultados: Tabla 8. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE

ni Panamá

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

2019 71.177 70.771 70.367

2020 74.237 72.612 70.999

2021 76.033 74.370 72.718

2022 77.857 76.153 74.461

2023 79.428 77.688 75.960

2024 81.051 79.277 77.516

2025 82.816 81.002 79.200

2026 84.531 82.681 80.843

2027 86.381 84.491 82.613

2028 88.245 86.314 84.395

2029 89.995 88.024 86.066

2030 91.756 89.747 87.751

2031 93.720 91.669 89.630

2032 95.614 93.520 91.439

2033 97.476 95.342 93.221

Gráfica 4. Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni

Panamá

Fuente: UPME, Base de Datos XM (21 de Octubre), ONU, DANE e IDEAM, 2019.

Se estima que la demanda de energía eléctrica – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un

crecimiento promedio para el período 2019 a 2033 de 2,29% en el escenario medio. En la Gráfica 5 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio 2019 y la presente revisión.

Gráfica 5. Comparación Octubre vs Junio 2019 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 3,24% en el período 2019 – 2033.

1.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual)

El modelo de largo plazo emplea los datos obtenidos de la proyección del modelo de corto plazo de potencia máxima. La periodicidad de los datos es mensual, para lo cual se deben anualizar tomando el máximo valor presentado durante los doce meses de cada año. La Tabla 9 muestra estas proyecciones de demanda de potencia máxima, sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales ni ventas a Panamá.

72.612

81.002

89.747

95.342

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

95.342

90.332

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2019

Esc. Medio UPME (GWh) - Junio 2019



14


Tabla 9. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin

GCE ni Panamá

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

2019 10.671 10.479 10.479

2020 10.865 10.513 10.173

2021 11.017 10.660 10.315

2022 11.198 10.835 10.484

2023 11.352 10.984 10.629

2024 11.519 11.146 10.785

2025 11.680 11.302 10.936

2026 11.845 11.461 11.090

2027 12.023 11.634 11.257

2028 12.186 11.791 11.409

2029 12.346 11.946 11.559

2030 12.508 12.103 11.711

2031 12.678 12.267 11.870

2032 12.845 12.429 12.027

2033 13.009 12.588 12.180

La Gráfica 6 muestra los resultados de esta proyección para el período 2019 - 2033. Gráfica 6. Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE

ni Panamá


Se estima que la demanda de potencia máxima en el escenario medio – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2019 a 2033 de 1,54%.

En la Gráfica 7 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Febrero 2019 y la presente revisión.

Gráfica 7. Comparación Junio vs Febrero 2019 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni

Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 1,96% en el período 2019 - 2033.

1.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual)

El modelo de corto plazo utiliza los datos obtenidos del modelo de largo plazo de la demanda de energía eléctrica. Cabe anotar que la metodología empleada es similar a la de los informes elaborados desde noviembre de 2013 hasta la fecha. La abreviatura y la periodicidad de las variables para el modelo se muestran en la Tabla 10:

10.513

11.302

12.103

12.588

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

MW

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

12.588

12.270

9.000

10.300

11.600

12.900

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

MW

Histórico Demanda PMÁX (MW)

Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2019

Esc. Medio UPME (MW) - Junio 2019



15


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

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica

DEM_TRIM Trimestral (Marzo 1991 – Diciembre 2033)

XM

UPME

DEM_MENS Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2019)

XM

Efecto Calendario

CALEND Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2033)

Construcción

Propia 2

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2019.

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

GCE ni Panamá

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

oct-19 6.239 6.102 5.966

nov-19 6.068 5.934 5.802

dic-19 6.184 6.048 5.913

ene-20 6.040 5.906 5.772

feb-20 5.866 5.735 5.606

mar-20 6.198 6.060 5.923

abr-20 6.053 5.922 5.791

may-20 6.246 6.110 5.975

jun-20 6.094 5.962 5.830

jul-20 6.307 6.171 6.035

ago-20 6.327 6.190 6.054

sep-20 6.231 6.096 5.963

oct-20 6.369 6.229 6.090

nov-20 6.179 6.043 5.909

dic-20 6.327 6.188 6.050

La Gráfica 8 muestra los valores proyectados entre octubre de 2019 a diciembre 2020:

2 UPME - MARTÍNEZ M., WILLIAM ALBERTO. (2012).

“Escenarios alternativos de proyección de energía eléctrica

que consideren los eventos y tendencias recientes del

consumo”. Contrato UPME 200-2012164. Bogotá, D.C.

Colombia. 19 de Noviembre de 2012 (Consulta: Julio 2019).

Gráfica 8. Proyección Demanda EE Mensual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


En la gráfica anterior, posee un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 3,02% durante el período proyectado. Las proyecciones mensuales entre 2019 y 2033 se presentan en los archivos Excel disponibles en la página web de la Unidad3.

1.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual)

Con los datos obtenidos del modelo de corto plazo de la demanda de energía eléctrica, el cual emplea el método de combinación de pronósticos, se realiza un modelo de regresión lineal de donde se obtienen las potencias máximas mensuales asociadas. La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 12:

3 SIEL. Sistema de Información Eléctrico Colombia. Demanda

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

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

manda/tabid/97/Default.aspx

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

6.600

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19m

ayo

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

abr-

20m

ayo

-20

jun

-20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

no

v-20

dic

-20

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo


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

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


16


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

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Potencia Máxima :

DPMÁX Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2019)

XM

Demanda de Energía Eléctrica:

DEE Mensual (Enero 1991 – Diciembre 2033)

XM

UPME

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

Construcción Propia

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2019.

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

Sin GCE ni Panamá

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

oct-19 10.671 10.325 9.991

nov-19 10.566 10.224 9.893

dic-19 10.595 10.252 9.920

ene-20 10.485 10.146 9.817

feb-20 10.464 10.125 9.797

mar-20 10.523 10.183 9.853

abr-20 10.503 10.163 9.834

may-20 10.590 10.247 9.915

jun-20 10.589 10.246 9.915

jul-20 10.655 10.310 9.976

ago-20 10.750 10.402 10.065

sep-20 10.836 10.485 10.146

oct-20 10.865 10.513 10.173

nov-20 10.787 10.438 10.100

dic-20 10.808 10.458 10.119

Estos valores se ilustran en la Gráfica 9. En la gráfica anterior, posee un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 2,29% durante el período proyectado.

Gráfica 9. Proyección Demanda PMÁX Mensual (MW) – Sin GCE ni Panamá


1.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual)

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

Otras Ecopetrol, b) Generación distribuida a partir del año

2018, c) Entrada de Sociedades Portuarias para el

año 2020, d) Entrada de la conexión de Drummond “La

Loma” para 2020, e) Entrada de la conexión de Ternium

Sabanalarga para 2020, f) Entrada de la conexión de las

Exportaciones a Panamá a partir de 2024. g) La demanda asociada a la movilidad con

vehículos eléctricos.

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

11.500

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19m

ayo

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

abr-

20m

ayo

-20

jun

-20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

no

v-20

dic

-20

MW




17


En línea con los compromisos ambientales adquiridos por Colombia en la COP21, las acciones estratégicas y sectoriales del Plan de Acción Indicativo de Eficiencia Energética PROURE 2017-2022 y la iniciativa de lineamientos de política pública definidos en las misión de crecimiento verde, se asume una diversificación de la matriz de consumo de energéticos y la promoción de tecnologías cero emisiones en el sector transporte. Las metas relacionadas con el impulso de esta tecnología, es decir el uso de la electricidad en los distintos segmentos del sector transporte a 2033 (con más de 1 millón vehículos) son las siguientes:

Segmento de Transporte

Meta 2033

Transporte de Carga (Interurbano y Urbano)

Fomento a los vehículos eléctricos en recorridos interurbanos menores a 200km y en transporte de carga urbana. El 5% del segmento de carga es eléctrico aproximadamente 28 mil camiones.

Transporte Público Urbano

Las principales ciudades de Colombia cuentan con sistemas de transporte urbano integrados. El 8% de los vehículos son eléctricos, aproximadamente 33 mil unidades entre buses, busetas, microbuses, articulados y padrones.

Transporte Particular

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

Segmento de Taxis

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

Segmento Oficiales

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

Fuente: UPME, 2019.

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.

i) Es importante resaltar, que los valores

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

Generación distribuida Como se ha venido mencionando en informes anteriores, se tuvo en cuenta la normativa regulatoria y los decretos pertinentes a la Generación Distribuida. Además, se empleó nuevamente la base de datos de los proyectos que han solicitado y se han certificado, para acceder a los incentivos tributarios contemplados en la citada ley 1715 de 2014, empleando Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), la cual fue actualizada por el Grupo de Incentivos y Certificaciones a principios del presente año.



18


Gráfica 10. Capacidad Instalada de los Proyectos para Generación Distribuida empleando FNCE (Solar Fotovoltaica)

Fuente: UPME, 2019.

Gráfica 11. Capacidad Instalada de los Proyectos para

Generación Distribuida empleando FNCE (Solar Fotovoltaica) a nivel Sectorial y Regional

Fuente: UPME, 2019.

Con base en la información anterior, se empleó la Calculadora desarrollada por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (acrónimo en inglés NREL), la cual estima la producción de electricidad de un sistema fotovoltaico montado en una azotea o puesto en tierra conectado a la red, basado en el ingreso de algunos datos de referencia. La calculadora estima la producción de electricidad mensual y anual de un sistema fotovoltaico utilizando una simulación de hora por hora durante un período de un año. Para representar las características físicas del sistema, la calculadora requiere valores de seis entradas: a) Tamaño del sistema DC Tamaño (kW) = Área de la matriz (m²) × 1 kW

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

Tipo de módulo

Material celular

Eficiencia Nominal Aprox.

Cubierta del

módulo

Coeficiente de Temperatura de la energía

Estándar Silicio

cristalino 15% Vaso -0.47% / ° C

Premium Silicio

cristalino 19%

Vidrio con revestimiento

antirreflectante -0.35% / ° C

Película delgada

Película delgada

10% Vaso -0.20% / ° C

c) Tipo de matriz: describe si los módulos

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

0,87 0,74

3,54 3,51

Valor Proyectado: 7,25 Valor Real:

6,61

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

Revisión Octubre 2018 Revisión Enero 2019

Cap

acid

ad In

stal

ada

(MW

)

2016

2017

2018

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2016 2017 2016 2017 2018


Cap

acid

ad In

stal

ada

(M

W)

Comercial, oficial, público y terciario

Industrial

Residencial

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2016 2017 2016 2017 2018


Cap

acid

ad In

stal

ada

(MW

)

Antioquia Valle del Cauca

Cundinamarca Atlántico

Huila Tolima

Santander Risaralda

Chocó Bolívar

Otros departamentos



19


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

Ensuciamiento 2

Sombreado 3

Nieve 0

Desajuste 2

Alambrado 2

Conexiones 0,5

Degradación inducida por la luz 1,5

Calificación de la placa de identificación

1

Años 0

Disponibilidad 3

e) Ángulo de inclinación: es el ángulo con

respecto a la horizontal de los módulos fotovoltaicos.

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

Además, se empleó los datos reportados por el IDEAM4 en cuanto a Brillo (horas día) y Radiación Solar (kWh/m2), los cuales fueron contrastados con la base de datos de NREL - NSRDB5 (Base de Datos Nacional de Radiación Solar).

La NSRDB es una base muy completa de valores horarios y semanales de las tres mediciones más comunes de la radiación solar (horizontal global, normal directa y horizontal difusa) y datos meteorológicos. Estos datos se han recopilado en un gran volumen en distintas ubicaciones, escalas temporales y espaciales para representar con precisión los climas regionales de radiación solar. En la Tabla 14 y la Gráfica 12 se presentan los valores de la proyección de demanda de energía eléctrica esperada para Grandes Consumidores Especiales y ventas a Panamá, los cuales se actualizaron con respecto a las solicitudes de conexión presentadas. De lo anterior, se empleó la metodología utilizada por Staffell & Stefan6, 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).

4 IDEAM. Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios

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

y Ozono de Colombia”. En línea:

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

(Consulta: Junio de 2018)

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

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

2018).

6 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




20


Gráfica 12. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

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

Tabla 14. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

AÑO RUBIALES OTRAS

ECOPETROL SOCIEDADES PORTUARIAS

DRUMMOND VEHÍCULOS ELÉCTRICOS

METRO DE BOGOTÁ

TERNIUM SABANALARGA

EXPORTACIONES HACIA PANAMÁ

GENERACIÓN DISTRIBUIDA

2017 1.074 62 3 5

2018 1.124 62 3 9

2019 1.267 102 21 21

2020 1.235 200 82 438 34 72 43

2021 1.126 690 165 647 52 79 80

2022 977 1.043 247 856 76 85 136

2023 815 1.347 247 982 114 92 210

2024 658 1.496 247 919 175 95 99 2.164 303

2025 519 1.401 247 841 272 97 105 2.580 412

2026 404 1.281 247 762 432 99 112 2.711 531

2027 314 1.161 247 691 695 101 118 2.845 658

2028 247 1.053 247 633 1.133 103 119 2.773 788

2029 197 965 247 577 1.861 105 118 2.809 908

2030 161 879 247 525 2.862 108 805 2.399 1.016

2031 134 800 247 478 3.620 110 828 2.196 1.125

2032 110 728 247 436 4.580 112 828 2.115 1.218

2033 90 664 247 397 5.804 115 828 2.115 1.294

Nota: Los valores y el tiempo estimado de entrada en operación se revisa en cada proyección Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2019.

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

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

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

2019 72.568 72.161 71.758

2020 76.298 74.674 73.060

2021 78.791 77.128 75.476

2022 81.142 79.438 77.745

2023 83.023 81.284 79.556


2024 86.903 85.130 83.368

2025 88.877 87.064 85.262

2026 90.578 88.728 86.890

2027 92.554 90.664 88.786

2028 94.553 92.621 90.702

2029 96.874 94.903 92.945

2030 99.741 97.733 95.737

2031 102.131 100.080 98.042

2032 104.771 102.677 100.596

2033 107.736 105.602 103.481

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

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

GW

h

Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias

Drummond Ternium Sabanalarga Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá Exportaciones hacia Panamá Generación Distribuida



21


La Gráfica 13 ilustra la proyección nacional más los GCE la cual presenta un crecimiento promedio anual del 2,73% entre 2019 a 2033 para el escenario medio de proyección.

Gráfica 13. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE

Fuente: UPME, Base de Datos XM (21 de Octubre), ONU, DANE e IDEAM, 2019. En la Gráfica 14, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio 2019 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 3,03% en el período 2019 – 2033.

Gráfica 14. Comparación Octubre vs Junio 2019 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 15 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,87% durante el período proyectado.

Gráfica 15. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 16 y en la Gráfica 16 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,78% durante el período proyectado.

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


2019 72.547 72.140 71.737

2020 76.255 74.631 73.017

2021 78.711 77.048 75.396

2022 81.006 79.302 77.610

2023 82.813 81.073 79.345

2024 86.600 84.826 83.065

2025 88.465 86.651 84.850

2026 90.047 88.197 86.359

2027 91.895 90.005 88.128

2028 93.765 91.834 89.915

2029 95.966 93.995 92.037

2030 98.725 96.716 94.720

2031 101.006 98.955 96.917

2032 103.553 101.458 99.378

2033 106.441 104.307 102.187

74.674

84.484

95.333

103.486

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

103.486

98.440

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

GW

h

Histórico Demanda EE (GWh)

Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2019

Esc. Medio UPME (GWh) - Junio 2019

74.674

87.064

97.733

105.602

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



22


Gráfica 16. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE,

Panamá y GD


1.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual)

Las proyecciones de potencia máxima a largo plazo, se estimaron de acuerdo a la carga declarada en las solicitudes de conexión de los GCE, los atrasos o adelantos presentados en su entrada. En la Tabla 17 y Gráfica 17 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 17. Proyección de la Demanda Potencia Máxima de GCE (MW)

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

Tabla 17. Proyección de la Demanda PMÁX de GCE (MW)

AÑO RUBIALES OTRAS



METRO DE BOGOTÁ

TERNIUM SABANALARGA



2017 198 15 0 1

2018 162 13 1 2

2019 182 46 3 5

2020 178 38 47 83 5 15 10

2021 162 131 47 123 8 15 18

2022 141 198 47 163 11 15 31

2023 117 256 47 187 16 15 48

2024 95 267 47 175 25 19 15 400 69

2025 75 244 47 160 39 20 15 398 94

2026 58 221 47 145 61 20 15 400 121

2027 45 200 47 132 97 21 15 399 150

2028 35 184 47 120 157 21 15 395 179

2029 28 167 47 110 256 22 15 400 207

74.631

86.651

96.716

104.307

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

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

MW

Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias

Drummond Ternium Sabanalarga Vehículos Eléctricos

Metro de Bogotá Exportaciones hacia Panamá Generación Distribuida



23


AÑO RUBIALES OTRAS



METRO DE BOGOTÁ

TERNIUM SABANALARGA



2030 23 152 47 100 390 22 105 389 232

2031 23 139 47 91 489 23 105 393 257

2032 23 126 47 83 614 24 105 387 277

2033 23 115 47 76 772 24 105 387 296

Nota: Los valores y el tiempo de entrada en operación se revisa en cada proyección. Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, Transelca S.A., Metro de Bogotá, 2019.

Los valores resultantes de la proyección de la potencia eléctrica máxima nacional, con los valores integrados de las potencias de Grandes Consumidores Especiales y Panamá, se presentan en la Tabla 18.

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


2019 10.887 10.645 10.645

2020 11.212 10.860 10.519

2021 11.485 11.128 10.783

2022 11.756 11.394 11.043

2023 11.971 11.604 11.248

2024 12.513 12.140 11.780

2025 12.648 12.270 11.904

2026 12.757 12.373 12.002

2027 12.925 12.536 12.159

2028 13.093 12.699 12.317

2029 13.337 12.937 12.550

2030 13.647 13.242 12.850

2031 13.891 13.480 13.083

2032 14.162 13.746 13.344

2033 14.466 14.044 13.637

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 2,01% entre 2019 a 2033. (Gráfica 18)

Gráfica 18. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE


En la Gráfica 19, se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en Junio de 2019 y la presente revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 1,66% en el período 2019 - 2033.

10.860

11.883

12.926

13.733

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

MW




24


Gráfica 19. Comparación Junio vs Octubre 2019 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Sin

Panamá


En la Gráfica 20 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,17% durante el período proyectado.

Gráfica 20. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá


De otra parte, en la Tabla 19 y en la Gráfica 21 se muestra la proyección conjunta nacional con GCE, Panamá y GD, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 2,03% durante el período proyectado.

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

GCE, Panamá y GD


2019 10.883 10.641 10.641

2020 11.203 10.851 10.511

2021 11.468 11.112 10.767

2022 11.727 11.364 11.014

2023 11.927 11.559 11.203

2024 12.449 12.076 11.715

2025 12.559 12.181 11.815

2026 12.647 12.264 11.893

2027 12.785 12.396 12.019

2028 12.933 12.538 12.157

2029 13.141 12.741 12.355

2030 13.434 13.029 12.637

2031 13.657 13.247 12.850

2032 13.905 13.489 13.087

2033 14.186 13.765 13.358

Gráfica 21. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE,

Panamá y GD


1.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual)

A continuación, en la Tabla 20 y en la Gráfica 22 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Octubre 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE.

13.733

13.416

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

MW


Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2019

Esc. Medio UPME (MW) - Junio 2019

10.860

12.270

13.242

14.044

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

MW


10.851

12.181

13.029

13.765

9.000

10.300

11.600

12.900

14.200

15.500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

MW


Esc. Medio



25


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


oct-19 6.378 6.241 6.105

nov-19 6.206 6.073 5.941

dic-19 6.327 6.192 6.057

ene-20 6.209 6.075 5.941

feb-20 6.022 5.892 5.762

mar-20 6.360 6.222 6.085

abr-20 6.212 6.081 5.950

may-20 6.420 6.284 6.149

jun-20 6.264 6.131 6.000

jul-20 6.486 6.350 6.215

ago-20 6.508 6.372 6.236

sep-20 6.405 6.270 6.137

oct-20 6.546 6.406 6.267

nov-20 6.355 6.220 6.085

dic-20 6.510 6.371 6.233

Gráfica 22. 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 3,81% durante el período proyectado. En la Tabla 21 y en la Gráfica 23 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Octubre 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD.

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


oct-19 6.376 6.239 6.103

nov-19 6.205 6.071 5.939

dic-19 6.326 6.190 6.055

ene-20 6.205 6.071 5.937

feb-20 6.019 5.888 5.758

mar-20 6.356 6.218 6.081

abr-20 6.209 6.078 5.947

may-20 6.416 6.281 6.146

jun-20 6.260 6.128 5.997

jul-20 6.483 6.347 6.211

ago-20 6.505 6.368 6.232

sep-20 6.401 6.267 6.133

oct-20 6.542 6.402 6.263

nov-20 6.352 6.216 6.081

dic-20 6.507 6.368 6.230

Gráfica 23. 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 3,79% durante el período proyectado.

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19m

ayo

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

abr-

20m

ayo

-20

jun

-20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

no

v-20

dic

-20

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19m

ayo

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

abr-

20m

ayo

-20

jun

-20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

no

v-20

dic

-20

GW

h


Esc. Alto Esc. Bajo



26


1.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual)

En la Tabla 22 y en la Gráfica 24 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Octubre 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 22. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE


oct-19 10.887 10.542 10.207

nov-19 10.797 10.455 10.124

dic-19 10.823 10.480 10.148

ene-20 10.832 10.493 10.164

feb-20 10.806 10.467 10.139

mar-20 10.847 10.506 10.176

abr-20 10.832 10.492 10.163

may-20 10.933 10.591 10.259

jun-20 10.939 10.596 10.264

jul-20 11.006 10.661 10.327

ago-20 11.098 10.750 10.414

sep-20 11.191 10.840 10.500

oct-20 11.212 10.860 10.519

nov-20 11.153 10.804 10.466

dic-20 11.165 10.815 10.476

Gráfica 24. 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 3,62% durante el período proyectado.

En la Tabla 23 y en la Gráfica 25 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Octubre 2019 - Diciembre 2020, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE y GD. Tabla 23. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE y GD


oct-19 10.883 10.537 10.203

nov-19 10.793 10.451 10.120

dic-19 10.818 10.475 10.143

ene-20 10.823 10.483 10.155

feb-20 10.797 10.459 10.131

mar-20 10.837 10.496 10.167

abr-20 10.824 10.484 10.155

may-20 10.925 10.582 10.250

jun-20 10.931 10.588 10.256

jul-20 10.998 10.653 10.319

ago-20 11.090 10.742 10.405

sep-20 11.182 10.831 10.491

oct-20 11.203 10.851 10.511

nov-20 11.145 10.795 10.457

dic-20 11.156 10.806 10.468

Gráfica 25. Proyección Demanda Mensual PMÁX (MW) – Con

GCE y GD


En la gráfica anterior, la cual integra la demanda del SIN + GCE + GD, tiene un crecimiento promedio mensual en el escenario medio del 3,59% durante el período proyectado.

9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19m

ayo

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

abr-

20m

ayo

-20

jun

-20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

no

v-20

dic

-20

MW


9.500

9.700

9.900

10.100

10.300

10.500

10.700

10.900

11.100

11.300

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19m

ayo

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

abr-

20m

ayo

-20

jun

-20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

no

v-20

dic

-20

MW




27


1.9 Demanda de Energía Eléctrica Total (Diaria)

Para el desarrollo a este nivel de desagregación o periodicidad, fue necesario implementar la metodología realizada y expuesta en 2012 por el Operador de Red (OR) Enel - Codensa7, la cual ha mostrado resultados de proyección a nivel horario para los nuevos clientes (los cuales no cuentan con mediciones) con un ajuste proyectado contra el valor real superior al 95%. Para ello, se debe tener al menos un mínimo de características en común, tales como: actividad económica,

estacionalidad de consumo, tipo de día calendario, crecimiento mensual, etc. De lo anterior, se aplicará dicha metodología a la proyección nacional, en donde se realizara a nivel diario y se contrastará con el valor real reportado con el operador del sistema (XM). A continuación, se mostrará un breve análisis gráfico del año de referencia que se empleará para la proyección diaria del 2019.

Gráfica 26. Estacionalidad de referencia a nivel mensual para la demanda espejo

Fuente: UPME, Base de Datos XM (21 de Octubre), 2019.

Para el análisis de tipo de día, se empleó la metodología realizada y expuesta en 2012 por UPME- W.A. Martínez M.8, en donde se presentó un modelo de proyección de energía eléctrica de corto plazo, el cual tiene un ajuste más cercano a lo real.

7 SASTRE, MARIA CONSTANZA., AMÉZQUITA, ÁNGELA

LILIANA. (2012). “Proyección de Demanda para Nuevos

Clientes que Deseen Contratar Energía en el Mercado

Competitivo”. Revista Mundo Eléctrico. Premio ASOCODIS –

CNO – CAC. CODENSA S.A. E.S.P. División Compras de

Energía. Edición 87. Bogotá, D.C. Colombia. (Consulta: Julio

2019).

En éste se tuvo en cuenta los datos día a día de la demanda de energía eléctrica desde el año 1996 hasta el mes de Noviembre de 2012 en la base de datos NEÓN (XM, 2012).

8 UPME - MARTÍNEZ M., WILLIAM ALBERTO. (2012).

“Escenarios alternativos de proyección de energía eléctrica

que consideren los eventos y tendencias recientes del

consumo”. Contrato UPME 200-2012164. Bogotá, D.C.

Colombia. 19 de Noviembre de 2012 (Consulta: Julio 2019).

2,4%

2,6%

2,8%

3,0%

3,2%

3,4%

3,6%

3,8%

1 9

17 25 33 41 49 57 65 73 81 89 97

105

113

121

129

137

145

153

161

169

177

185

193

201

209

217

225

233

241

249

257

265

273

281

289

297

305

313

321

329

337

345

353

361

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

% d

e p

artc

ipac

ión

Año de Referencia



28


A partir de ésta información, se analizó semana a semana el porcentaje de participación que tenía cada uno de los días. De manera independiente se analizaron aquellas semanas “atípicas” como son: la semana santa y las semanas finales de Diciembre y principios de enero de cada año. Dando como resultado, una clasificación que incorpora cinco tipos de Días Comerciales (DCOM) para el modelo de corto plazo:

i. DCOM1: Martes, Miércoles, Jueves, Viernes.

ii. DCOM2: Lunes. iii. DCOM3: Sábado, Sábado Festivo. iv. DCOM4: Domingo, Lunes Festivo, Martes

Festivo. v. DCOM5: Miércoles Festivo, Jueves

Festivo, Viernes Festivo.

Tabla 24. Tipo de día de referencia a nivel mensual para la

demanda espejo – Año 2019 DCOM

1 DCOM

2 DCOM

3 DCOM

4 DCOM

5 Total Días Mes

Ene. 18 3 4 6 0 31

Feb. 16 4 4 4 0 28

Mar. 17 3 5 6 0 31

Abr. 15 5 4 4 2 30

May. 18 4 4 4 1 31

Jun. 17 2 5 7 0 31

Jul. 18 4 4 5 0 31

Ago. 17 3 5 5 1 31

Sep. 16 5 4 5 0 30

Oct. 19 3 4 5 0 31

Nov. 17 2 5 6 0 30

Dic. 16 5 4 5 1 31

Fuente: UPME, 2019.

Gráfica 27. Tipo de día a nivel mensual de referencia para la demanda espejo – Año 2019

Fuente: UPME, 2019.

31

28

3130

31 31 31 3130

3130

31

0

5

10

15

20

25

30

35

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

DCOM1 DCOM2 DCOM3 DCOM4 DCOM5 Total Días Mes



29


Gráfica 28. Contraste mensual entre la demanda real y la demanda espejo – Septiembre 2019


En la Tabla 25 y en la Gráfica 29 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica diaria para el período Octubre 2019 - Diciembre 2019, de acuerdo a los escenarios medios de cada una las proyecciones expuestas en los numerales anteriores (SIN, SIN+ GCE y SIN+GCE+GD).

Tabla 25. Proyección de la Demanda EE Diaria – Esc. Medio (GWh) – SIN, SIN+GCE y SIN+GCE+GD

PROYECCIÓN GWh SIN SIN+GCE SIN+GCE+GD

01/10/19 198,39 204,90 204,90

02/10/19 201,28 207,89 207,89

03/10/19 206,77 213,56 213,56

04/10/19 199,76 206,32 206,32

05/10/19 192,17 198,48 198,48

06/10/19 174,40 180,12 180,12

07/10/19 201,94 208,57 208,57

08/10/19 203,79 210,48 210,48

09/10/19 205,68 212,43 212,43

10/10/19 207,02 213,81 213,81

11/10/19 203,94 210,64 210,64

12/10/19 192,94 199,28 199,28

13/10/19 169,47 175,03 175,03

14/10/19 172,48 178,14 178,14

15/10/19 198,75 205,27 205,27

16/10/19 196,95 203,42 203,42

17/10/19 197,50 203,98 203,98

18/10/19 203,42 210,10 210,10

19/10/19 193,50 199,85 199,85

20/10/19 173,98 179,69 179,69

21/10/19 200,51 207,09 207,09

22/10/19 200,40 206,98 206,98

23/10/19 204,63 211,35 211,35


24/10/19 203,97 210,67 210,67

25/10/19 205,86 212,62 212,62

26/10/19 195,34 201,76 201,76

27/10/19 176,62 182,41 182,41

28/10/19 204,86 211,59 211,59

29/10/19 207,99 214,82 214,82

30/10/19 206,27 213,05 213,05

31/10/19 201,52 208,13 208,13

01/11/19 201,51 208,28 208,28

02/11/19 191,50 197,94 197,94

03/11/19 169,60 175,30 175,30

04/11/19 173,37 179,20 179,20

05/11/19 199,92 206,64 206,64

06/11/19 201,46 208,23 208,23

07/11/19 200,21 206,94 206,94

08/11/19 202,40 209,20 209,20

09/11/19 194,09 200,61 200,61

10/11/19 173,12 178,94 178,94

11/11/19 179,46 185,49 185,49

12/11/19 207,72 214,70 214,70

13/11/19 208,56 215,57 215,57

14/11/19 209,36 216,40 216,40

15/11/19 210,47 217,54 217,54

16/11/19 200,62 207,36 207,36

17/11/19 181,16 187,25 187,25

18/11/19 206,60 213,54 213,54

19/11/19 208,41 215,41 215,41

20/11/19 205,35 212,25 212,25

21/11/19 208,30 215,30 215,30

22/11/19 208,03 215,02 215,02

23/11/19 197,97 204,62 204,62

24/11/19 176,16 182,08 182,08

25/11/19 202,71 209,52 209,52

26/11/19 206,57 213,51 213,51

27/11/19 205,65 212,56 212,56

150

160

170

180

190

200

210

220

230

01/0

9/1

9

02/0

9/1

9

03/0

9/1

9

04/0

9/1

9

05/0

9/1

9

06/0

9/1

9

07/0

9/1

9

08/0

9/1

9

09/0

9/1

9

10/0

9/1

9

11/0

9/1

9

12/0

9/1

9

13/0

9/1

9

14/0

9/1

9

15/0

9/1

9

16/0

9/1

9

17/0

9/1

9

18/0

9/1

9

19/0

9/1

9

20/0

9/1

9

21/0

9/1

9

22/0

9/1

9

23/0

9/1

9

24/0

9/1

9

25/0

9/1

9

26/0

9/1

9

27/0

9/1

9

28/0

9/1

9

29/0

9/1

9

30/0

9/1

9

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Histórico Demanda EE (GWh) SIN SIN+GCE SIN+GCE+GD



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28/11/19 206,62 213,56 213,56

29/11/19 205,50 212,41 212,41

30/11/19 191,90 198,35 198,35

01/12/19 171,31 177,21 177,21

02/12/19 199,45 206,32 206,32

03/12/19 202,04 209,00 209,00

04/12/19 203,45 210,45 210,45

05/12/19 208,11 215,28 215,28

06/12/19 208,28 215,45 215,45

07/12/19 195,26 201,98 201,98

08/12/19 174,19 180,19 180,19

09/12/19 203,00 209,99 209,99

10/12/19 207,35 214,49 214,49

11/12/19 209,29 216,49 216,49

12/12/19 210,15 217,38 217,38

13/12/19 208,65 215,83 215,83

14/12/19 196,46 203,22 203,22

15/12/19 179,68 185,87 185,87

16/12/19 207,96 215,11 215,11


17/12/19 209,88 217,11 217,11

18/12/19 209,04 216,24 216,24

19/12/19 209,19 216,39 216,39

20/12/19 205,77 212,86 212,86

21/12/19 193,92 200,60 200,60

22/12/19 177,50 183,61 183,61

23/12/19 195,87 202,61 202,61

24/12/19 180,84 187,07 187,07

25/12/19 156,23 161,61 161,61

26/12/19 190,10 196,65 196,65

27/12/19 196,79 203,57 203,57

28/12/19 190,25 196,80 196,80

29/12/19 176,84 182,93 182,93

30/12/19 192,64 199,27 199,27

31/12/19 178,69 184,84 184,84


Gráfica 29. Proyección de la Demanda EE Diaria (GWh) – SIN, SIN+GCE y SIN+GCE+GD


Además, se presenta un breve análisis de sesgo sistemático en el cual se analizan el desempeño de los escenarios medios de cada

una de las proyecciones contra el valor real reportado por XM.

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GW

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Histórico Demanda EE (GWh) SIN SIN+GCE SIN+GCE+GD



31


Gráfica 30. Seguimiento al Error Medio Cuadrático a Octubre 18 de 2019


SIN SIN+GCE SIN+GCE+GD

MSE (01/17/2019 -18/10/2019)

0,0995% 0,0948% 0,0944%

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SIN SIN+GCE SIN+GCE+GD

Aleatorio (R) 0,0614% 0,0675% 0,0675%

Modelo (M) 0,0170% 0,0242% 0,0241%

Sesgo (B) 0,0211% 0,0031% 0,0028%

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32


2. PANORAMA INTERNACIONAL: SE CONTRAE EL COMERCIO, EE. UU SE DESACELERA Y SE REDUCEN LAS PREVISIONES DE CRECIMIENTO.

En 2019, la economía mundial se ha resentido con la tensión comercial entre Estados Unidos y China. El crecimiento del flujo de bienes y servicios transados, a nivel mundial, al corte del segundo trimestre - 2019Q2, creció 0.2% anual, que representa la tasa más baja desde el cuarto trimestre de 2019 (durante la crisis financiera de EE. UU.). En los países desarrollados, el comercio se contrajo 0.7%, y en la Euro Zona en 0.5% (Gráfica 31).

Gráfica 31. Crecimiento Flujo Comercial en el Mundo (Exportaciones + Importaciones)

Fuente: Naciones Unidas – Bloomberg

Esta desaceleración del comercio, es consecuencia del ajuste en tasas arancelarias, mecanismo al que han acudido mutuamente China y Estados Unidos para desestimular mutuamente su intercambio comercial (Gráfica 32). Esto ha implicado en el caso de China, un recorte de producción manufacturera que redujo la demanda mundial de materias primas, lo que afecta negativamente las exportaciones para países exportadores de commodities como es el caso de Colombia, y la mayoría de países latinoamericanos

Gráfica 32. Tasas Promedio de Arancel Bienes Importados

Fuente: Reserva Federal de San Luis – Reuters

En Estados Unidos, la tensión comercial con China, y el desvanecimiento del choque positivo de la reforma tributaria de 2017 que recortó impuestos corporativos y aumentó la inversión extranjera directa, han llevado a una desaceleración gradual de la economía (Gráfica 33). Estados Unidos pasó de crecer 3.5% en el 2018Q2, a hacerlo en 1.9% 2019Q3, ubicándose 50 puntos básicos por debajo de su crecimiento potencial.

Gráfica 33. Crecimiento Económico Estados Unidos Observado Vs Potencial

Fuente: Bloomberg – Cálculos UPME

Los temores de la FED por una mayor desaceleración de la actividad económica, le han llevado a recortar tres veces su tasa de interés de intervención en el transcurso de 2019 (Gráfica 34) aumentando el diferencial de tasas en relación con países emergentes, como es el caso de Colombia, lo que en Octubre ha llevado a frenar la apreciación del dólar en mercados mundiales.

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Q3

Potencial Observado



33


Gráfica 34. Tasas FED Vs Tasas BanRepública


El precio del petróleo, se ha reducido de enero a octubre, en 3 dólares por barril, habiendo incluso estado en septiembre por debajo de los 60 dólares, perdiendo el avance que había tenido en 2018. La menor importación de manufacturas de China, ha llevado a que este país y aquellos con los cuáles tiene un intenso flujo comercial, reduzcan su demanda de crudo y gas, ocasionando el descenso en los precios de los hidrocarburos (Gráfica 35).

Gráfica 35. USD / EUR


La perspectiva que la tensión comercial se mantenga, y que incluso, se acentúe, con el anuncio de la Administración Trump, de establecer sanciones comerciales a Turquía (principal conexión de Europa con Asia en comercio, y suministro de Oil & Gas), ha llevado a revisar a la baja, las previsiones de petróleo en 2020 – 2021, luego de pronosticarse el año pasado, una recuperación que podría retornar el precio

del crudo a niveles por encima de los USD 70/ barril. La previsión a 2020 – 2021 (Gráfica 36) señala que el precio del petróleo se ubicaría sobre los USD 61/ barril en 2020 y USD 59/ barril en 2021, con una prima de USD 4 – 5 en relación a la referencia WTI.

Gráfica 36. Histórico y Previsiones Precio Oil 2021 (USD / Barril)

Fuente: Wood Mackenzie

A esto se suma que hay una reducción en la producción de la OPEP, sustentada en la caída de la producción de Venezuela y el recorte de exportaciones de crudo de Irán por las sanciones comerciales de EE. UU (Gráfica 37) que están haciendo ineficaces las medidas de recorte de oferta que los países de la OPEP fijaron en el Acuerdo de Viena en 2016

Gráfica 37. Producción Diaria Petróleo OPEP (Millones de Barriles Diarios)


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OPEC Promedio Anual



34


Las tasas del tesoro americano, que hasta septiembre se invirtieron en la curva de rendimientos (tasas de corto plazo mayores a las tasas de corto plazo) con tendencia descendente, revelan temor por una posible recesión de EE. UU en 2020 (Gráfica 38).

Gráfica 38. Tasas Tesoro Americano Tasas 10 Años Vs Tasas 1 Años


Sin embargo, en el mercado accionario, Dow Jones y Nasdaq, mostraron una recuperación en 2019Q3 (Gráfica 39), retornando a rentabilidades positivas, lo que indica señales mixtas que no despejan las dudas sobre si realmente EE. UU., pueda contraerse, máxime cuando completa 10 años continuos de expansión de su PIB (el mayor del que se tenga registro estadístico).

Gráfica 39. Desempeño Accionario EE. UU

Fuente: Bloomberg

Las previsiones a 2020 confirman el pesimismo por el desempeño de Estados Unidos, China y Japón, quienes seguirían en un proceso de desaceleración (Gráfica 40). Las previsiones son más optimistas aunque modestas para la Eurozona y Reino Unido,

aunque se mantendrían con un crecimiento menor al 2%. A nivel mundial el crecimiento, repuntaría 40 puntos básicos, ubicándose en 3.4%.

Gráfica 40. Previsiones Crecimiento Mundial

Fuente: FMI – World Economic Outlook

En la medida que China reduzca aún más su crecimiento, es previsible que la economía mundial se siga desacelerando, con una mayor desaceleración en economías emergentes. Además, el año 2020 estará marcado por la campaña electoral presidencial de Estados Unidos, lo que estimulará una aversión al riesgo, con lo cual se seguiría ralentizando la inversión extranjera, dificultando crecimientos económicos, para el caso de Estados Unidos, por encima del 3%.

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35


3. ECONOMÍA COLOMBIANA: RECUPERACIÓN EN FIRME BAJO UN ENTORNO REGIONAL CRÍTICO.

Colombia junto a Perú, son las economías de la región, con mejor perspectiva de crecimiento en 2019 (Gráfica 41). En el caso de Colombia, fue la economía con menor variación en la proyección de crecimiento 2019, además de apuntar como la economía de mayor crecimiento en el presente año. Las reducciones más drásticas las tuvieron Argentina (en recesión), México y Chile

Gráfica 41. Previsiones Crecimiento LATAM

Fuente: FMI – World Economic Outlook

La mejor percepción de Colombia en el entorno regional se corrobora con el índice de riesgo país – EMBI (Gráfica 42), que al mes de octubre de 2019, se presenta con un nivel de 182 puntos básicos, dentro de los mínimos históricos.

Gráfica 42. Riesgo País LATAM

Fuente: Bloomberg

La inversión extranjera se mantiene sobre los 3855 millones de dólares, con un crecimiento del 1% (Gráfica 43).

Gráfica 43. IED Colombia

Fuente: Banco de la República

Otro aspecto a destacar es el que Colombia consiga un crecimiento económico mayor, al 2.5%, manteniendo un nivel de riesgo país bajo, no obstante el bajo crecimiento económico de la región y que el precio del petróleo se mantiene en bajos niveles (Gráfica 44, Gráfica 45, Gráfica 46).

Gráfica 44. Riesgo País Colombia – Resto del Mundo

Fuente: Bloomberg

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2018 2019 Inicial 2019 Revisado 2020 2021 - 2024

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Colombia LATAM EM



36


Gráfica 45. Riesgo País Vs Brent (USD / Barril)

Fuente: Bloomberg – DANE

Gráfica 46. Crecimiento PIB Vs Brent (USD / Barril)

Fuente: Bloomberg – DANE

El desempeño accionario ha mostrado, desde el inicio de la administración Duque, una recuperación sólida, que le permite exhibir a octubre de 2019, un rendimiento de 17.3% (Gráfica 47).

Gráfica 47. Desempeño Accionario COLCAP

Fuente: Bolsa de Valores de Colombia

Comparativamente, ha estado más vinculado al proceso de reactivación, la demanda de energía eléctrica, en relación con la demanda de gas, la cual a 2019Q2 decrece 3.9%

(Gráfica 48, Gráfica 49). La demanda de EE crece 4.2%, por encima de su potencial de 2.5%, mientras, el crecimiento de la demanda de gas, es potencialmente – 2 %, lo que hace prever que en el corto plazo, la demanda de gas seguirá exhibiendo tasas de crecimiento negativas. El seguimiento mensual de la economía, con el índice de seguimiento de la actividad económica (ISE) exhibe un comportamiento similar (Gráfica 50), que muestra un mayor acople de la demanda de energía con relación a la actividad económica.

Gráfica 48. Crecimientos Observados PIB – Demanda EE – GN

Fuente: DANE – XM – Concentra

Gráfica 49. Crecimiento Anual Potencial: PIB – Demanda EE – GN

Fuente: DANE – XM – Concentra – Cálculos UPME

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, E

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Q2

20

19

Q2

Potencial PIB Potencial GN Potencial EE



37


Gráfica 50. Crecimientos Observados: ISE (Actividad Económica) – Demanda EE – GN


La correlación es entonces más fuerte entre la actividad económica y la demanda de energía, mientras, tiende tornarse débil entre la demanda de energía y el resto de la economía (Gráfica 51, Gráfica 52).

Gráfica 51. Correlación Colombia

PIB – Demanda EE – GN


Gráfica 52. Correlación Colombia

ISE – Demanda EE – GN


Los índices de confianza en comercio (ICC) e industria (ICE), se mantienen en niveles históricamente bajos, a pesar de repuntar desde 2018Q3 (Gráfica 53, Gráfica 54, Gráfica 55, Gráfica 56, Gráfica 57), repunte que contribuye a explicar la mejor dinámica en materia de crecimiento, de la producción industrial (IPI), que viene en recuperación desde el segundo semestre de 2017. Gráfica 53. Índices Confianza Comercio (ICC) – Industria (ICI)

- Demanda EE (Variación Anual)

Fuente: DANE – Fedesarrollo – XM

Gráfica 54. Índices Confianza Comercio (ICC) – Industria (ICI)

- Demanda GN (Variación Anual)

Fuente: Fedesarrollo – ANDI

Gráfica 55. Índices Confianza Comercio (ICC) – Industria (ICI)

- IPI (Variación Anual)

3.9%

3.7%

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-30%

-20%

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2005 - 2009 2010 - 2014 2015 - 2019

EE VS PIB

GN VS PIB

EE VS GN

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2

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2

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-5.1

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GN

ICC

, IC

I

ICC ICI GN



38



Gráfica 56. Índice Expectativas Consumidores (IEC) Versus

Índice Condiciones Económicas (ICE)


Gráfica 57. Índice Expectativas Consumidores (IEC) Versus

Índice Condiciones Económicas (ICE)


La capacidad instalada es consistente con las y el mejor desempeño del comercio, que contribuye explicar el repunte del sector automotriz y el sector de la construcción, reflejado a través de las licencias de construcción dinámicas de las demandas de

energía eléctrica y gas natural ( ¡Error! La autoreferencia al marcador no es válida. Gráfica 59, Gráfica 60). El patrón común en el comportamiento de los índices de expectativas del consumidor, en 2019, es su volatilidad, tras haber permanecido en terreno negativo, por tres años, de 2015 a 2017. Esto se explica, a pesar de la reactivación de la economía, por la incertidumbre que ha generado el deterioro económico de la región, la disponibilidad de materias primas, la depreciación del peso (que es considerada el principal problema por parte del 26% de las empresas, en la encuesta de opinión empresarial, que realiza la Asociación Nacional de Industriales), la demanda, y la competencia.

La capacidad instalada condiciona la demanda de energéticos. El incremento de la capacidad instalada que se observó durante 2018, alcanzó su máximo en marzo de 2019, alcanzando el 82%. Posteriormente, esta cifra comenzó a descender, ubicándose en 78% a junio de 2019, acompañada de un descenso en el crecimiento de la producción industrial.

Gráfica 58. Capacidad Instalada Versus Demanda EE (Variación Anual)

Fuente: XM – ANDI

-11.8

10.5

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Capacidad Instalada Demanda EE



39


El repunte de la capacidad instalada, que en promedio, entre 2017Q1 y 2019Q2 ha subido 4% anual, tiene una fuerte correlación con el aumento de la demanda de energía, la cual, en el mismo lapso, paso de contraerse 5.1% a expandirse en 3.3%.

Gráfica 59. Capacidad Instalada Versus Demanda GN (Variación Anual)

Fuente: CONCENTRA – ANDI

El comercio ha mostrado una clara tendencia en recuperarse en los dos últimos años, retornando a tasas de crecimiento por encima del 10%, como acontecía en fases de expansión acelerada del PIB (entre 2004 y 2007, y luego entre 2010 y 2014).

Gráfica 60. Crecimiento Anual Comercio Vs Industria

Fuente: DANE

Los repuntes en la venta de vivienda y vehículos, son relevantes, en cuanto revelan una mayor demanda por bienes durables y semidurables, que a su vez refleja, una mayor capacidad de ahorro de parte del consumidor.

Aunque las licencias de construcción no han conseguido estabilizarse en una senda de recuperación, su tasa de crecimiento aunque negativa, es mejor a la que exhibieron las licencias en 2018, indicando signos de recuperación en el sector inmobiliario. En 2018, las licencias de construcción se contrajeron en 5.5%; en 2019, al mes de agosto, el crecimiento ha sido -0.6%, evidenciando que los problemas asociados a la sobreoferta de vivienda nueva, que desestimulan el desarrollo de nuevos proyectos inmobiliarios, se estarían corrigiendo, a fin de exhibir en 2020 una fuerte recuperación (Gráfica 61).

Gráfica 61. Crecimiento Anual Licencias Construcción

Fuente: DANE – Cálculos UPME

En cuanto refiere al mercado de vehículos, su recuperación se ha consolidado en 2019, con un crecimiento anual, a octubre, de 11%, en el número de matrículas expedidas de vehículos nuevos ( Gráfica 62). Cabe resaltar que a nivel mundial, ha venido sucediendo lo contrario: una fuerte disminución de las ventas, en consecuencia de la actividad productiva, asociada al endurecimiento de la normatividad ambiental

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9

Area M2 Licencias Variación Anual



40


aplicada a carros alimentados con combustibles fósiles (gasolina, gas, diésel)

Gráfica 62. Crecimiento Matrículas Vehículos Nuevos

Fuente: ANDI – FENALCO

En cuanto vehículos nuevos, las ventas promedio mensuales en 2019 (Gráfica 63), de enero a agosto, han sido 24389 unidades, inferiores en 1.6% a las presentadas en 2018 (22693 unidades), mientras, el crecimiento promedio anual de las ventas en los doce últimos meses (comprendidos entre agosto de 2018 y agosto de 2019), ha sido 9.6%. Si bien las ventas promedio de 2019 son ligeramente inferiores a las de 2018, en 2019 la depreciación del peso frente al dólar ha sido de 11.6%; en 2018, el peso en dirección contraria de tendencia, se apreció en 2.3%. En síntesis, las condiciones para compra de vehículos nuevos en 2019, respecto a 2018, han sido menos favorables, y aun así, ambos años mantienen un nivel de ventas promedio mensual por encima de las 22 mil unidades, y en particular para 2019, el crecimiento de enero a agosto, en ventas mensuales, es 7.5%. A mediano plazo, se espera, con los beneficios tributarios, en materia de movilidad y parqueo, establecidos en la ley 1964 de 2019 para estimular el crecimiento del parque automotor de vehículos eléctricos, un mayor crecimiento en ventas.

Gráfica 63. Crecimiento Ventas Vehículos Nuevos

Fuente: DANE

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Total UnidadesVariacion Anual (Promedio Móvil 12 meses)



41


4. INFLACIÓN PRECIOS DE LA ENERGÍA Y ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA: UN CONSUMIDOR MÁS SENSIBLE

La inflación ha venido mostrado un repunte moderado en respuesta a la presión que ha generado la depreciación del peso en relación al dólar. Los bienes regulados siguen siendo la mayor presión inflacionaria, dentro de los grupos de bienes de la economía colombiana, no obstante que se mantienen controladas las expectativas de inflación a corto y largo plazo (Gráfica 64, Gráfica 35, Gráfica 66) Gráfica 64. Inflación Consumidor (IPC) Vs Inflación Productor

(IPP)

Fuente: DANE

Gráfica 65. Expectativas Inflación

Fuente: DANE – Banco de la República

Gráfica 66. Inflación Bienes Transables y Regulados

Fuente: DANE – Banco de la República

La inflación de energéticos, en octubre 4.6%, sigue mostrando una tendencia a la baja, gracias a la moderación que han tenido en precios, tanto gas natural como combustibles líquidos (Gráfica 67) A lo largo del año, se ha presentado un descenso de la incidencia de la energía en la inflación de precios al consumidor (Gráfica 68, Gráfica 69, Gráfica 70). A octubre, la energía explica el 7.3% de la inflación al consumidor, cifra que era 16.9% en el mes de marzo. Sin embargo, la mayor contribución individual sobre la inflación de energía, la hace la electricidad (50%), seguido de los combustibles líquidos (20%). La mayor presión inflacionaria proviene de la electricidad, lo que puede deberse, a la mayor demanda, proveniente de gas natural, dado el alto nivel de sustitución que el gas natural presenta (Gráfica 71), y del mayor consumo de energía que sustenta la aceleración del crecimiento económico (Gráfica 72). El análisis de elasticidades precio – demanda, (Gráfica 73, Gráfica 74, Gráfica 75, Gráfica 76) muestra una demanda de menor sensibilidad en los hogares, aunque se observa un rango amplio

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9

Meta Consumidor Transables No Transables Regulados



42


en el coeficiente de demanda inelástica (de 0.19 a 0.61).

Gráfica 67. Inflación Energéticos Vs Inflación Consumidor (IPC) y TRM


Gráfica 68. Inflación Energía Vs Inflación Consumidor (IPC) y

TRM


La mayor sensibilidad se presenta en el sector no regulado; resalta la creciente sensibilidad en la demanda de los sectores comercial y oficial.

Gráfica 69. Contribución Energía a Inflación Consumidor


Gráfica 70. Contribución de los Energéticos en Inflación Consumidor


Gráfica 71. Inflación EE según Regulación

Fuente: SUI – DANE – Cálculos UPME

Aunque la demanda no regulada de electricidad, es inelástica, su tendencia a largo plazo, a partir del valor actual de 0.95, permite inferir una mayor disposición del consumidor a sensibilizar la demanda y aumentar su capacidad de sustitución (Gráfica 77, Gráfica 78)

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0O

ct-1

0Ja

n-1

1A

pr

-11

Jul-

11

Oc

t-1

1Ja

n-1

2A

pr

-12

Jul-

12

Oc

t-1

2Ja

n-1

3A

pr

-13

Jul-

13

Oc

t-1

3Ja

n-1

4A

pr

-14

Jul-

14

Oc

t-1

4Ja

n-1

5A

pr

-15

Jul-

15

Oc

t-1

5Ja

n-1

6A

pr

-16

Jul-

16

Oc

t-1

6Ja

n-1

7A

pr

-17

Jul-

17

Oc

t-1

7Ja

n-1

8A

pr

-18

Jul-

18

Oc

t-1

8Ja

n-1

9A

pr

-19

Jul-

19

Oc

t-1

9

Gas Natural Electricidad Combustible

3.9%

2.5%

7.2%

3.8%

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

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

De

c-1

2F

eb

-1

3A

pr

-1

3Ju

n-1

3A

ug

-1

3O

ct-1

3D

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-1

3F

eb

-1

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pr

-1

4Ju

n-1

4A

ug

-1

4O

ct-1

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ec

-1

4F

eb

-1

5A

pr

-1

5Ju

n-1

5A

ug

-1

5O

ct-1

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-1

5F

eb

-1

6A

pr

-1

6Ju

n-1

6A

ug

-1

6O

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-1

6F

eb

-1

7A

pr

-1

7Ju

n-1

7A

ug

-1

7O

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-1

7F

eb

-1

8A

pr

-1

8Ju

n-1

8A

ug

-1

8O

ct-1

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ec

-1

8F

eb

-1

9A

pr

-1

9Ju

n-1

9A

ug

-1

9

Total EE

EE Regulada

EE No Regulada

Inflación



43


Gráfica 72. Consumo EE Vs ISE

Fuente: SUI – DANE – Cálculos UPME

Gráfica 73. Elasticidad Precio - Demanda

EE - Regulados

Fuente: Cálculos UPME

Gráfica 74. Elasticidad Precio - Demanda EE - Hogares


Gráfica 75. Elasticidad Precio - Demanda EE – Demanda No

Regulada


Gráfica 76. Elasticidad Precio - Demanda EE – Demanda

Total


Comparativamente la demanda observada de gas natural sigue siendo más sensible y elástica en relación con la demanda de electricidad (Gráfica 78). Un aspecto que resalta, es la mayor brecha en la sensibilidad, que se presenta en el mercado regulado, donde la brecha del coeficiente de elasticidad precio – demanda, es mayor, en relación al mercado regulado.

2.1%

3.7%

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

Jan

-12

Ap

r-1

2

Jul-

12

Oc

t-1

2

Jan

-13

Ap

r-1

3

Jul-

13

Oc

t-1

3

Jan

-14

Ap

r-1

4

Jul-

14

Oc

t-1

4

Jan

-15

Ap

r-1

5

Jul-

15

Oc

t-1

5

Jan

-16

Ap

r-1

6

Jul-

16

Oc

t-1

6

Jan

-17

Ap

r-1

7

Jul-

17

Oc

t-1

7

Jan

-18

Ap

r-1

8

Jul-

18

Oc

t-1

8

Jan

-19

Ap

r-1

9

Jul-

19

Consumo Total EE ISE

0.38

0.63

0.44

0.32

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

0.50

0.55

0.60

0.65

0.70

De

c-1

0

Ap

r-1

1

Au

g-1

1

De

c-1

1

Ap

r-1

2

Au

g-1

2

De

c-1

2

Ap

r-1

3

Au

g-1

3

De

c-1

3

Ap

r-1

4

Au

g-1

4

De

c-1

4

Ap

r-1

5

Au

g-1

5

De

c-1

5

Ap

r-1

6

Au

g-1

6

De

c-1

6

Ap

r-1

7

Au

g-1

7

De

c-1

7

Ap

r-1

8

Au

g-1

8

De

c-1

8

Ap

r-1

9

Au

g-1

9

Hogares Industrial Comercial Oficial

0.61

0.32

0.20

0.38

0.190.19

0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.600.650.70

De

c-1

0

Ap

r-1

1

Au

g-1

1

De

c-1

1

Ap

r-1

2

Au

g-1

2

De

c-1

2

Ap

r-1

3

Au

g-1

3

De

c-1

3

Ap

r-1

4

Au

g-1

4

De

c-1

4

Ap

r-1

5

Au

g-1

5

De

c-1

5

Ap

r-1

6

Au

g-1

6

De

c-1

6

Ap

r-1

7

Au

g-1

7

De

c-1

7

Ap

r-1

8

Au

g-1

8

De

c-1

8

Ap

r-1

9

Au

g-1

9

E1 E2 E3 E4 E5 E6

0.90

1.151.15

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

De

c-1

0

Ap

r-1

1

Au

g-1

1

De

c-1

1

Ap

r-1

2

Au

g-1

2

De

c-1

2

Ap

r-1

3

Au

g-1

3

De

c-1

3

Ap

r-1

4

Au

g-1

4

De

c-1

4

Ap

r-1

5

Au

g-1

5

De

c-1

5

Ap

r-1

6

Au

g-1

6

De

c-1

6

Ap

r-1

7

Au

g-1

7

De

c-1

7

Ap

r-1

8

Au

g-1

8

De

c-1

8

Ap

r-1

9

Au

g-1

9

Industrial No Regulada Comercial Oficial

0.42

0.95

0.58

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00D

ec

-10

Ap

r-1

1

Au

g-1

1

De

c-1

1

Ap

r-1

2

Au

g-1

2

De

c-1

2

Ap

r-1

3

Au

g-1

3

De

c-1

3

Ap

r-1

4

Au

g-1

4

De

c-1

4

Ap

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5

Au

g-1

5

De

c-1

5

Ap

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6

Au

g-1

6

De

c-1

6

Ap

r-1

7

Au

g-1

7

De

c-1

7

Ap

r-1

8

Au

g-1

8

De

c-1

8

Ap

r-1

9

Au

g-1

9

Regulado No Regulado Total



44


Gráfica 77. Elasticidad Precio - Demanda Demanda Total EE Versus GN


Gráfica 78. Elasticidad Precio - Demanda

Demanda Regulado EE Versus GN


Otro aspecto a considerar, es la expectativa en relación con la tasa de cambio, En la medida, que haya una previsión de mayor depreciación del peso, es factible que las negociaciones de gas natural a nivel de contratos, presenten mayores incrementos, lo que acentuaría la mayor presión inflacionaria del gas natural. En el caso de Colombia, las expectativas marcan una tasa de cambio a un año de 3337 y a dos años de 3254 (Gráfica 80, Gráfica 81), valores que se ubican por debajo de la tasa de cambio promedio de octubre, alrededor de los 3400, es decir, hay una expectativa de corrección a la baja en la TRM, lo que contribuiría a moderar las presiones de gas natural.

Gráfica 79. Elasticidad Precio - Demanda Demanda No Regulado EE Versus GN


Gráfica 80. Promedio Expectativas TRM


Gráfica 81. TRM SPOT Vs Expectativas TRM


0.57

0.93

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

Jan

-09

Ap

r-0

9Ju

l-0

9O

ct-

09

Jan

-10

Ap

r-1

0Ju

l-1

0O

ct-

10

Jan

-11

Ap

r-1

1Ju

l-1

1O

ct-

11

Jan

-12

Ap

r-1

2Ju

l-1

2O

ct-

12

Jan

-13

Ap

r-1

3Ju

l-1

3O

ct-

13

Jan

-14

Ap

r-1

4Ju

l-1

4O

ct-

14

Jan

-15

Ap

r-1

5Ju

l-1

5O

ct-

15

Jan

-16

Ap

r-1

6Ju

l-1

6O

ct-

16

Jan

-17

Ap

r-1

7Ju

l-1

7O

ct-

17

Jan

-18

Ap

r-1

8Ju

l-1

8O

ct-

18

Jan

-19

Ap

r-1

9Ju

l-1

9

EE GN Referencia

0.42

0.59

0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.60

Jan

-09

Ap

r-0

9Ju

l-0

9O

ct-

09

Jan

-10

Ap

r-1

0Ju

l-1

0O

ct-

10

Jan

-11

Ap

r-1

1Ju

l-1

1O

ct-

11

Jan

-12

Ap

r-1

2Ju

l-1

2O

ct-

12

Jan

-13

Ap

r-1

3Ju

l-1

3O

ct-

13

Jan

-14

Ap

r-1

4Ju

l-1

4O

ct-

14

Jan

-15

Ap

r-1

5Ju

l-1

5O

ct-

15

Jan

-16

Ap

r-1

6Ju

l-1

6O

ct-

16

Jan

-17

Ap

r-1

7Ju

l-1

7O

ct-

17

Jan

-18

Ap

r-1

8Ju

l-1

8O

ct-

18

Jan

-19

Ap

r-1

9Ju

l-1

9

EE GN

0.92

1.04

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

Ja

n-0

9A

pr

-0

9Ju

l-0

9O

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n-1

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-1

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0O

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0Ja

n-1

1A

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-1

1Ju

l-1

1O

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1Ja

n-1

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-1

2Ju

l-1

2O

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2Ja

n-1

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-1

3Ju

l-1

3O

ct-1

3Ja

n-1

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pr

-1

4Ju

l-1

4O

ct-1

4Ja

n-1

5A

pr

-1

5Ju

l-1

5O

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5Ja

n-1

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pr

-1

6Ju

l-1

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6Ja

n-1

7A

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-1

7Ju

l-1

7O

ct-1

7Ja

n-1

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-1

8Ju

l-1

8O

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8Ja

n-1

9A

pr

-1

9Ju

l-1

9

EE GN

18

54

17

99

18

80

20

18

27

72

30

40

29

58

29

63

32

52

18

20

18

00

18

71

20

37

26

32

30

19

29

98

29

74 3

17

5

18

21

18

15

18

82 20

67

26

32

29

93

29

94

29

75

29

84

1500

1700

1900

2100

2300

2500

2700

2900

3100

3300

3500

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

Spot Fin de Año A 12 Meses

339033373254

200021002200230024002500260027002800290030003100320033003400350036003700

Ap

r-1

5Ju

n-1

5A

ug

-15

Oc

t-1

5D

ec

-15

Fe

b-1

6A

pr

-16

Jun

-16

Au

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16

De

c-1

6F

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-17

Ap

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7Ju

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ug

-17

Oc

t-1

7D

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-17

Fe

b-1

8A

pr

-18

Jun

-18

Au

g-1

8O

ct-

18

De

c-1

8F

eb

-19

Ap

r-1

9Ju

n-1

9A

ug

-19

Oc

t-1

9

Spot (Cierre Mensual) A 12 meses A 24 meses



45


El efecto Pass – Trough, muestra potencialmente, la transmisión de la depreciación del peso sobre los precios de la economía a través de la tasa de cambio; considerando la TRM a Octubre, la inflación de precios al consumidor puede subir hasta 1% (Gráfica 82), con lo cual se advierte de la importancia que tendrán futuros eventos de depreciación del peso.

Gráfica 82. Expectativas Inflación por Pass – Trough

Fuente: Banco de la República – Cálculos UPME

3.8%

1.1%

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

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

10%11%12%13%14%

De

c-0

0

Se

p-0

1

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n-0

2

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r-0

3

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3

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p-0

4

Ju

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5

Ma

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6

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6

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7

Ju

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8

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9

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c-0

9

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0

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1

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c-1

2

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3

Ju

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4

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5

De

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5

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p-1

6

Ju

n-1

7

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8

De

c-1

8

Se

p-1

9

Pa

ss

-T

ro

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In

fla

ció

n

Inflación Pass Trough



46


5. PREVISIONES ECONÓMICAS: ALINEAMIENTO CON MFMP Y LIDERAZGO DE COLOMBIA EN CRECIMIENTO ECONÓMICO EN LA REGIÓN.

En términos fiscales, a pesar de la derogatoria de la ley de financiamiento, en 2019 el Gobierno proyecta una reducción de un punto porcentual del PIB, en el déficit a nivel central, lo que va en cumplimiento del marco fiscal de mediano plazo (Gráfica 83).

Gráfica 83. Balance Fiscal Gobierno

Fuente: Minhacienda

Finalmente, las previsiones de crecimiento económico, hechas por la Subdirección de Demanda de la UPME se han alineado con las proyecciones del marco fiscal de mediano plazo (Gráfica 84, Gráfica 85).

Gráfica 84. Comparativo Previsiones Crecimiento Colombia

Fuente: Cálculos UPME – MHCP – FMI – S&P´

El crecimiento previsto para 2019, se ubica en 3.3% en línea con analistas, el FMI (que

pronostica un crecimiento de 3.4%) y la firma Standard & Poors (3.2%).

Gráfica 85. Escenarios Crecimiento Colombia


La Subdirección de Demanda de la UPME, asume para el Plan Energético Nacional, y para las proyecciones nacionales de electricidad y gas natural, un escenario que converge a 2028, hacia las previsiones del marco fiscal de mediano plazo (crecimiento promedio de 4% hasta 2028), para luego tener una desaceleración del crecimiento hacia su nivel de crecimiento potencial de 3.2% (Gráfica 86).

Gráfica 86. Escenarios Crecimiento Colombia – PEN


-1.7

%

-2.4

%0

.2%

-5%

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

p

20

19

p

SPC GNC SD

2.0

%

3.0

%

3.4

%

3.6

%

2.0

%

3.6

%

3.5

% 4.0

%

1.5

% 2.1

%

3.3

%

4.0

%

1.6

%

2.4

%

3.2

%

3.2

%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

2017 2018 2019 2020

FMI MHCP UPME S&P

2.6

%

3.3

%

4.0

%

4.0

%

4.1

%

3.2

%

2.6

%

3.6

%

4.4

%

4.1

%

3.7

% 4.1

%

2.6

%

2.8

%

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%

2.9

%

2.8

%

2.5

%

2.6

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%

4.0

%

3.6

%

3.2

% 3.5

%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

2018 2019 2020 2021 2022 Potencial

Base Optimista Pesimista Alterno

2.1%

1.4%

2.6%

3.3%

4.0% 4.0% 4.1%

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

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22



47


En los escenarios alternativos, el crecimiento potencial de la economía se mueve en un rango entre el 2.5% (escenario pesimista) y el 4.1% (optimista). El escenario pesimista es previsible bajo una recesión a mediano plazo en Estados Unidos, y la persistencia de bajas tasas de crecimiento en América Latina, en lo cual será clave, la recuperación de las economías de Argentina y Brasil, y que mejoren las perspectivas de crecimiento en México y Chile. Los escenarios de crecimiento para los sectores de mayor relevancia en relación con la actividad minero – energética, muestran una aceleración para el período 2019 – 2022 (Gráfica 87, Gráfica 88, Gráfica 89, Gráfica 90, Gráfica 91). Las previsiones de crecimiento sectorial son moderadamente optimistas, para Minería en razón de las restricciones por temas ambientales y de consulta previa, que enfrenta para el desarrollo de proyectos, además de las perspectivas pesimistas sobre el comportamiento de precios de minerales, en razón al cumplimiento del Acuerdo de Paris.

Gráfica 87. Escenario Base Crecimiento Anual PIB Minero


Gráfica 88. Escenario Base Crecimiento Anual PIB Industrial


Gráfica 89. Escenario Base Crecimiento Anual PIB Construcción


Gráfica 90. Escenario Base

Crecimiento Anual PIB Transporte


Los escenarios de crecimiento económico por el lado de la demanda, destacan por la aceleración del consumo y la inversión (Gráfica 92, Gráfica 93).

-2.9%

-5.7%

-0.2%

2.4%3.2%

2.3% 2.6%

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

20

16

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21

20

22

3.2%

-1.8%

1.8%2.4%

3.5%2.7% 2.5%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

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20

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3.6%

-2.0%

0.8% 1.2%

2.4%

3.9%

5.4%

-3%-2%-1%0%1%2%3%4%5%6%

20

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17

20

18

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20

20

20

21

20

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0.2%

2.1%

2.9%

3.6%

2.5%

3.8%3.4%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

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20

17

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19

20

20

20

21

20

22



48



Crecimiento Anual PIB Eléctrico



Crecimiento Anual Consumo Hogares



Crecimiento Anual Inversión


2.9% 2.7%3.0%

3.5%

2.9% 2.8%

0%

1%

2%

3%

4%

20

17

20

18

20

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20

20

21

20

22

3.6%

4.3%3.8% 3.7% 3.8%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

3.5%

7.0%6.6%

5.8% 5.9%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22



49


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

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

histórico de las proyecciones realizadas en la Unidad desde noviembre 2013 a Septiembre 2019, 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 94 y Tabla 26).

Tabla 26. Errores de las proyecciones

ENERGÍA ELÉCTRICA

Con Grandes Consumidores Nuevos

(Incluye Rubiales y Drummond)

Sin Grandes Consumidores Nuevos

(Excluye Rubiales y Drummond)

APE AAE MSE APE AAE MSE

Nov. 2013 2,87% 197 0,18% 0,54% 91 0,04%

Mar. 2014 1,91% 200 0,17% -0,58% 95 0,05%

Jul. 2014 4,27% 258 0,28% 0,56% 99 0,04%

Nov. 2014 4,89% 284 0,31% 1,14% 104 0,05%

Mar. 2015 4,07% 271 0,28% 1,38% 122 0,06%

Jul. 2015 6,71% 420 0,62% 1,15% 117 0,06%

Oct. 2015 9,07% 524 0,93% 3,59% 219 0,17%

Ene. 2016 6,90% 394 0,52% 4,74% 269 0,25%

Jun. 2016 6,99% 398 0,51% 4,16% 231 0,19%

Oct. 2016 5,01% 286 0,27% 1,96% 117 0,06%

Feb. 2017 1,85% 107 0,05% 1,32% 93 0,04%

Jun. 2017 2,08% 119 0,05% 1,28% 81 0,03%

Abr. 2018 -0,04% 49 0,01% -0,54% 64 0,02%

Oct. 2018 0,48% 50 0,01% -0,44% 61 0,01%

Feb. 2019 -0,77% 57 0,01% -1,69% 101 0,04%

Jul. 2019 -0,19% 22 0,00% -1,49% 91 0,02%

POTENCIA MÁXIMA

Con Grandes Consumidores Nuevos

(Incluye Rubiales y Drummond)

Sin Grandes Consumidores Nuevos

(Excluye Rubiales y Drummond)

APE AAE MSE APE AAE MSE

Nov. 2013 8,53% 838 0,86% 6,64% 639 0,48%

Mar. 2014 6,01% 607 0,50% 3,96% 388 0,19%

Jul. 2014 7,55% 743 0,65% 4,68% 454 0,26%

Nov. 2014 7,78% 767 0,67% 4,89% 473 0,27%

Mar. 2015 6,55% 668 0,56% 4,05% 412 0,22%

Jul. 2015 9,52% 957 1,09% 4,01% 405 0,21%

Oct. 2015 11,27% 1.118 1,38% 5,92% 576 0,39%

Ene. 2016 9,56% 949 0,98% 6,68% 651 0,47%

Jun. 2016 9,85% 979 1,04% 5,84% 569 0,36%

Oct. 2016 8,70% 867 0,80% 4,28% 417 0,20%

Feb. 2017 5,18% 515 0,28% 3,62% 355 0,15%

Jun. 2017 4,86% 487 0,26% 3,00% 297 0,11%

Abr. 2018 3,60% 361 0,14% 2,00% 210 0,05%

Oct. 2018 3,48% 353 0,14% 1,77% 200 0,05%

Feb. 2019 2,75% 284 0,09% 1,15% 156 0,03%

Jul. 2019 0,15% 126 0,02% -1,50% 157 0,04%



50


Gráfica 94. Histórico de las proyecciones – Revisión Noviembre de 2013 a Revisión Julio de 2019

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

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

ene-

13

feb

-13

mar

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-13

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17

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ayo

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-19

GW

h

Histórico Noviembre de 2013 Noviembre de 2014 Octubre de 2015

Octubre de 2016 Junio de 2017 Octubre de 2018 Julio de 2019

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

ene-

13

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ayo

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-15

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ayo

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jun

-19

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19

ago

-19

sep

-19

GW

h



8.800

9.200

9.600

10.000

10.400

10.800

11.200

11.600

12.000

ene-

13

feb

-13

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-15

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ayo

-19

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19

ago

-19

sep

-19

MW





51


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


b. El desempeño de los modelos de

noviembre de 2013 hasta septiembre de 2019 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 0,93% y 0,00% en el MSE de las proyecciones respectivamente. (Gráfica 95).

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 1,38% y 0,02% en el MSE de las proyecciones.

Gráfica 95. Seguimiento al Error Medio Cuadrático de las Revisiones Publicadas por la Unidad

Energía Eléctrica

Potencia Máxima


8.800

9.200

9.600

10.000

10.400

10.800

11.200

11.600

12.000en

e-1

3fe

b-1

3m

ar-1

3ab

r-13

may

o-1

3ju

n-1

3ju

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3ag

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3se

p-1

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3n

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13d

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e-1

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4ju

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b-1

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9ab

r-19

may

o-1

9ju

n-1

9ju

l-1

9ag

o-1

9se

p-1

9

MW



Nov.2013

Nov.2014

Oct.2015

Oct.2016

Jun.2017

Oct.2018

Jul.2019

Con GCE 0,18% 0,31% 0,93% 0,27% 0,05% 0,01% 0,00%

Sin GCE 0,04% 0,05% 0,17% 0,06% 0,03% 0,01% 0,02%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

ERR

OR

MED

IO C

UA

DÁ

TIC

O -

MSE

Nov.2013

Nov.2014

Oct.2015

Oct.2016

Jun.2017

Oct.2018

Jul.2019

Con GCE 0,86% 0,67% 1,38% 0,80% 0,26% 0,14% 0,02%

Sin GCE 0,48% 0,27% 0,39% 0,20% 0,11% 0,05% 0,04%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

ERR

OR

MED

IO C

UA

DÁ

TIC

O -

MSE



52


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 96).

Gráfica 96. Seguimiento a las Proyecciones de Demanda de EE

Energía Eléctrica (Con GCE Nuevos)

Energía Eléctrica (Sin GCE Nuevos)

4.500

4.700

4.900

5.100

5.300

5.500

5.700

5.900

6.100

6.300

6.500

ene-

13

may

o-1

3

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-13

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4

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-14

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-16

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may

o-1

7

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-17

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18

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8

sep

-18

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19

may

o-1

9

sep

-19

GW

H

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

Rev. 2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev. 2018 R

ev.

2019

4.500

4.700

4.900

5.100

5.300

5.500

5.700

5.900

6.100

6.300

ene-

13

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3

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-13

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14

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4

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15

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5

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6

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8

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19

may

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9

sep

-19

GW

H


Rev. 2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev. 2018 R

ev. 2

019



53


Potencia Máxima (Con GCE Nuevos)

Potencia Máxima (Sin GCE Nuevos)


8.500

8.750

9.000

9.250

9.500

9.750

10.000

10.250

10.500

10.750

11.000

11.250e

ne

-13

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3

sep

-13

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4

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11.000

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9

sep

-19

MW


Rev.2013

Rev.2014

Rev.2015

Rev.2016

Rev.2017

Rev. 2018 R

ev. 2

019



54


ANEXO B. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

Indicadores de desempeño de los GCE Se evidencia que los GC Existentes (Cerromatoso, Cerrejón, La Cira-Infantas, OXY) han ido disminuyendo a través del tiempo su participación dentro de la demanda total del SIN. Pero, si le adicionamos los GC Nuevos (Rubiales y Drummond), esta participación aumentará levemente, mostrando un crecimiento casi vegetativo de la demanda total que integra éstos para el período 2011-2019p.

Gráfica 97. Participación Promedio mensual de los GC Existentes (2011 – 2019p)


De otra parte, Cerromatoso y OXY poseen alrededor del 72% al 74% en la participación de los Grandes Consumidores Existentes. A continuación, se presenta las participaciones de estos en la demanda total del SIN: Energía eléctrica: pasa de alrededor de

2,53% de la demanda total desde enero de 2000 y llega hasta 5,06% en septiembre de 2019. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda total de energía eléctrica para el período enero de 2000 a septiembre de 2019, se encuentra en

4,38%; y alcanza un máximo de 5,78% en diciembre de 2018 y un mínimo de 1,79% en octubre de 2000.

Gráfica 98. 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 4,93% en septiembre de 2019. La participación promedio mensual de los GCE en la demanda máxima de potencia para el período enero de 2000 a junio de 2019, encuentra en 3,93%; y alcanza un máximo de 5,94% en julio de 2015 y un mínimo de 1,50% en marzo de 2000.

Gráfica 99. Evolución de la Participación Promedio Anual de

los GCE en la Demanda de Potencia Máxima


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

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52,2%

17,6%

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15,1%

13,4%

12,1%

12,8%

Cerromatoso OXY Cira Infantas Cerrejón

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2019p

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales Drummond

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2019p





55


Como insumo de las proyecciones de demanda de energía eléctrica que hace la UPME; se emplea la información del SIN. La cual incorpora información de los agentes en mención, por lo que se incluyen dentro de la bolsa de energía usada para modelar la demanda total. A continuación se presenta un seguimiento de la demanda de estos: Gráfica 100. Histórico de la demanda de energía eléctrica de

los Grandes Consumidores Existentes (GWh)


Gráfica 101. 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 septiembre de 2019 ha crecido 3,61 veces, mientras la demanda del SIN solamente ha crecido 1,76 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 102).

El índice para la Demanda de energía eléctrica del SIN, alcanza un máximo de 1,82 veces en agosto de 2019, y un mínimo de 0,98 veces en febrero de 2000. Mientras que los GCE, alcanzan un máximo de 4,00 veces en diciembre de 2018, y un mínimo de 0,76 veces en febrero de 2000.

Gráfica 102. Índice de la demanda de energía eléctrica

(Base Enero de 2000 = 100)


0

50

100

150

200

250

300

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-09

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-17

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-19

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MW

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales Drummond

176

361

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100

150

200

250

300

350

400

450

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oct

-18

mar

-19

ago

-19

Demanda de Energía Eléctrica

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)



56


El crecimiento de los GC durante los últimos 3 años (Gráfica 103), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerromatoso (-0,6%), Cerrejón (4,1%), OXY (15,0%), La Cira Infantas (9,5%), Rubiales (7,6%) y Drummond (2,8%).

Gráfica 103. Crecimiento promedio de la demanda de energía eléctrica de los GCE en los últimos 3años


b. Potencia máxima: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a septiembre de 2019 ha crecido 4,69 veces, mientras la demanda del SIN ha crecido 1,48 veces. (Gráfica 104). El índice para la Demanda de potencia máxima del SIN, alcanza un máximo de 1,48 veces en septiembre de 2019, 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 104. Índice de la demanda de potencia máxima (Base

Enero de 2000 = 100)


El crecimiento de los GC durante los últimos 3 años (Gráfica 105), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, climáticos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerromatoso (-8,8%), Cerrejón (10,7%), OXY (9,1%), La Cira Infantas (10,7%), Rubiales (3,0%) y Drummond (-0,4%).

Gráfica 105. Crecimiento promedio de la demanda de potencia máxima de los GCE en los últimos 3 años


-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

2017 2018 2019



148

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100

150

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250

300

350

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500

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Demanda de Potencia Máxima

GCE (Incluye Rubiales y Drummond)

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

2017 2018 2019





57


Demanda comercial de energía eléctrica por tipo de mercado La participación promedio de la demanda comercial Regulada equivale 67,67% y el 32,36% restante, representa la demanda comercial No Regulada. Esta participación relativamente estable, se ha venido manteniendo desde 2004 hasta la fecha. Además, en los períodos climáticos severos de “El Niño”, la demanda Regulada aumenta su participación (pudiendo estar asociado al aumento de electricidad en sistemas de aire acondicionado, refrigeración, etc.), caso contrario se observa para la demanda No Regulada. A continuación, se presenta las participaciones históricas de estas: Gráfica 106. Relación de la demanda de energía por tipo de

usuario (%)

Fuente: UPME, Cubo XM (21 de Octubre), 2019.

Gráfica 107. Relación de la demanda de energía por tipo de usuario (GWh)


Para los índices de crecimiento de la demanda comercial, se tiene: a) Demanda Comercial No Regulada alcanza un máximo de 3,18 veces, b) Demanda Comercial Regulada alcanza un máximo de 1,48 veces, y c) Demanda Comercial Total alcanza un máximo de 1,79 veces en agosto de 2019.

Gráfica 108. Índice de la demanda comercial (Base Enero de 1998 = 100)


15%

20%

25%

30%

35%

40%

60%

65%

70%

75%

80%

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Demanda Comercial Regulada (GWh)Demanda Comercial No Regulada (GWh)

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p-1

9

Demanda Comercial ReguladaDemanda Comercial No ReguladaDemanda Comercial Total



58


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60

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