Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima en ...

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PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE ENERGÍA

ELÉCTRICA Y POTENCIA

MÁXIMA EN COLOMBIA

Revisión

Junio de 2016

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 Junio de 2016

Proyección de Demanda de Energía Eléctrica

en Colombia Revisión Junio de 2016

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“When the number of factors coming into play in a phenomenological complex is too

large scientific method in most cases fails. One need only think of the weather,

in which case the prediction even for a few days ahead is impossible”.

Albert Einstein

“I always avoid prophesying beforehand because it is much better to prophesy after

the event has already taken place”.

Winston Churchill

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía

Unidad de Planeación Minero Energética, UPME Subdirección de Demanda

Jorge Alberto Valencia Marín Director General

Carlos Arturo García Botero

Subdirector de Demanda

William Alberto Martínez Moreno Profesional Especializado

Romel Rodríguez Hernández

Profesional Especializado

Revisión Junio de 2016



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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 1. ECONOMÍA COLOMBIANA 2016: DESACELERA POR ENCIMA DE LAS PREVISIONES, PERO CON

SEGUNDO MEJOR COMPORTAMIENTO REGIONAL .............................................................. 8 2. INFLACIÓN, DÓLAR Y MATERIAS PRIMAS: LAS PRINCIPALES AMENAZAS EN EL ENTORNO

MACROECONÓMICO DE COLOMBIA ................................................................................. 12 3. GRANDES CONSUMIDORES NACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA E INDUSTRIA: VOLATILIDAD

EN PRECIOS Y DEMANDA ................................................................................................. 17 4. ACTIVIDAD ECONÓMICA, PIB, INDUSTRIA Y LA DEMANDA INTERNA DE ENERGÍA ELÉCTRICA:

CORRELACIONES CON TENDENCIAS OPUESTAS ................................................................. 20 5. ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA (CONSUMO) DE ENERGÍA ELÉCTRICA: DEMANDA

INELÁSTICA A PESAR DE LA VOLATILIDAD EN PRECIOS ...................................................... 25 6. IMPACTO DE AHORRAR PAGA EN LA ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA EN EL PRIMER

TRIMESTRE DE 2016. ........................................................................................................ 29 7. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ............................. 32

7.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual) ............................................................ 34 7.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual) ........................................................... 38 7.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual) ....................................................... 39 7.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual) ...................................................... 39 7.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual) ......................................................................... 40 7.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual) ....................................................................... 43 7.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual) .................................................................... 45 7.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual) ................................................................... 45

8. DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE MERCADO .......................... 47 8.1 Demanda de Energía Eléctrica Regulada y No Regulada (Con y Sin GCE) ............................. 48

9. CONSUMO PER CÁPITA DE ENERGÍA ELÉCTRICA: MUNDIAL, REGIONAL Y COLOMBIA ........ 50 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 52



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INTRODUCCIÓN En el presente informe se realiza la revisión cuatrimestral de las proyecciones de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima, continuando con la combinación de los modelos de demanda que genera una proyección más precisa. En esta revisión, se resaltan los siguientes elementos: 1. La economía colombiana crece a 2016Q1

al 2,5% completando siete trimestres consecutivos en los cuales, ha venido disminuyendo su crecimiento, reflejando el impacto negativo de la caída en los precios del petróleo, así como la desaceleración que el consumo y la inversión enfrentan, por el incremento de la inflación y la devaluación, variables que están incrementando merced a su comportamiento, los costos de producción y afectando los hábitos de consumo en los hogares.

2. La inflación es el principal problema que enfrenta hoy la economía colombiana. Se sitúa a mayo en 8,2% anual, cifra que dobla el límite máximo del rango meta de inflación fijado por la Junta Directiva del Banco de la República (2% – 4%). Debido a ello, ha sido necesario por parte de la junta, aumentar las tasas de interés que a la fecha se ubican en 7,50%, cifra tres puntos porcentuales superior a la tasa de agosto de 2015 cuando comenzó a aumentar las tasas para moderar las presiones inflacionarias.

3. La devaluación debe ser controlada, para

poder reducir el nivel de inflación; ello dependerá de un mejor comportamiento

en el precio de las materias primas, y de mantener el grado de inversión, para lo cual será determinante la reforma tributaria que el Gobierno radica en el segundo semestre, a fin de compensar los ingresos que se perdieron por renta petrolera, dada la caída en el precio del petróleo y el carbón.

4. El entorno macro de la región no es favorable. Excepto Perú y México, las demás economías enfrentan recesiones y contracciones de la demanda interna que condicionan para 2016 y 2017, un mejor comportamiento del crecimiento económico.

5. La UPME proyecta un escenario de

crecimiento económico en Colombia de 2,3% para 2016 y de 3,2% para 2017, así como un crecimiento a mediano plazo de 3,8% (2020). Esta previsión se ubica dentro del rango de previsiones de crecimiento para la economía colombiana, y corresponde a un ajuste gradual y ordenado que la economía colombiana está haciendo, luego de la caída en los precios de los hidrocarburos y minerales, que han afectado el ingreso de divisas mediante exportaciones, reducido el ingreso fiscal, y contraído la actividad económica del sector minero – energético, que fue uno de los principales impulsores del crecimiento económico colombiano en la presente década hasta 2014.



5


6. La demanda de electricidad del SIN en el cuarto trimestre de 2015 y primer trimestre de 2016 presenta un crecimiento mayor al previsto, estando un 1,81% por encima del mismo período anterior, alcanzando un 4,75% de crecimiento. De forma similar, la demanda de potencia máxima del SIN alcanzo un crecimiento de 5,12%, como consecuencia del aumento creciente de la temperatura, y la severidad del periodo de sequía extremo, además del cambio de los patrones de precipitación acuosa.

7. La campaña Ahorrar Paga lanzada por el Gobierno para reducir el consumo de energía, consiguió incrementar la elasticidad precio – demanda de energía eléctrica, lo que se tradujo en una reducción significativa del crecimiento del consumo, hecho clave para evitar un racionamiento, dada la emergencia por el fenómeno del Niño, y el daño en la Central de Guatapé.

8. 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.

9. Las proyecciones de energía a largo plazo de las demandas de GCE se revisaron y se ajustaron, de acuerdo a una reunión realizada en las instalaciones de la UPME

el día 26 de enero del presente año con la empresa Ecopetrol.

10. La capacidad de producción para Rubiales durante el período septiembre 2015 – febrero de 2016 con respecto al mismo período del año anterior, se aumentó en 8,03 puntos porcentuales (pasando de un crecimiento del -12,37% a -4,34% en el período de estudio. Sin embargo su crecimiento sigue siendo negativo.

11. El valor promedio de diferencia anual entre la presente revisión y las proyecciones de octubre de 2015, se encuentran alrededor del 1,95% a la baja para la demanda de energía eléctrica, y para la demanda de potencia máxima se encuentra alrededor del 1,39% a la baja en el período 2016 - 2030.

12. Se realizó un ejercicio interno en febrero del año anterior de las proyecciones de las demandas comerciales por tipo de mercado, para observar el grado de certeza y de confiabilidad que podría tener éstas, dando como resultado valores cercanos a los proyectados para los meses de abril de 2015 a marzo de 2016, encontrándose errores cuadráticos medios entre 0,024% y 0,038%.

13. Los valores recalculados para la demanda de energía eléctrica y de potencia máxima de Rubiales, Ecopetrol y Drummond en el período 2016 – 2030, afectan las expectativas de un mayor incremento de las demandas totales.



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14. La región del Valle del Cauca, es la que posee un consumo per cápita eléctrico más alto del país, seguido de Noroeste, Centro y Costa – Caribe, las cuales están reflejadas primordialmente por el nivel de la actividad económica en sectores claves de consumo de electricidad (Industria y Servicios).

15. Colombia se ubica en el puesto 96 del ranking mundial para 2013 con un consumo per cápita de 1.301 kWh, estando en magnitud cercano a países como Vietnam (1.306 kWh) y Argelia (1.277 kWh).

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 EE Total Nacional (GWh)

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

2016 70.280 69.031 67.788

2017 72.945 71.241 69.546

2018 76.583 74.835 73.095

2019 78.955 77.160 75.375

2020 81.229 79.384 77.549

2021 83.248 81.351 79.464

2022 85.336 83.384 81.442

2023 87.516 85.508 83.509

2024 89.875 87.806 85.747

2025 92.403 90.271 88.150

2026 95.086 92.889 90.701

2027 97.934 95.667 93.411

2028 100.937 98.597 96.269

2029 104.125 101.710 99.305

2030 107.514 105.018 102.533

Los resultados de la proyección de

potencia máxima total se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2. Proyección de la Demanda PMÁX Total Nacional (MW)

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

2016 10.889 10.490 10.107

2017 11.208 10.800 10.408

2018 11.753 11.337 10.937

2019 12.041 11.618 11.210

2020 12.304 11.871 11.455

2021 12.507 12.065 11.640

2022 12.714 12.263 11.828

2023 12.924 12.463 12.019

2024 13.155 12.683 12.229

2025 13.409 12.926 12.462

2026 13.680 13.186 12.711

2027 13.969 13.463 12.977

2028 14.268 13.750 13.251

2029 14.583 14.052 13.541

2030 14.917 14.372 13.849

Los resultados de los porcentajes de

crecimiento de la demanda proyectada nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 3.

Tabla 3. Crecimiento de la Demanda Proyectada EE Total

Nacional (%)

PROYECCIÓN DEE TOTAL SIN NACIONAL % Año Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

2016 6,2% 4,3% 2,4%

2017 3,8% 3,2% 2,6%

2018 5,0% 5,0% 5,1%

2019 3,1% 3,1% 3,1%

2020 2,9% 2,9% 2,9%

2021 2,5% 2,5% 2,5%

2022 2,5% 2,5% 2,5%

2023 2,6% 2,5% 2,5%

2024 2,7% 2,7% 2,7%

2025 2,8% 2,8% 2,8%

2026 2,9% 2,9% 2,9%

2027 3,0% 3,0% 3,0%

2028 3,1% 3,1% 3,1%

2029 3,2% 3,2% 3,2%

2030 3,3% 3,3% 3,3%

Los resultados de los porcentajes de

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



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Tabla 4. Crecimiento de la Demanda Proyectada PMÁX Total Nacional (%)

PROYECCIÓN DPMÁX TOTAL SIN NACIONAL % Año Esc. Alto Esc. Medio Esc. Bajo

2016 7,9% 3,9% 0,1%

2017 2,9% 3,0% 3,0%

2018 4,9% 5,0% 5,1%

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

2020 2,2% 2,2% 2,2%

2021 1,7% 1,6% 1,6%

2022 1,7% 1,6% 1,6%

2023 1,7% 1,6% 1,6%

2024 1,8% 1,8% 1,7%

2025 1,9% 1,9% 1,9%

2026 2,0% 2,0% 2,0%

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

2028 2,1% 2,1% 2,1%

2029 2,2% 2,2% 2,2%

2030 2,3% 2,3% 2,3%



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1. ECONOMÍA COLOMBIANA 2016: DESACELERA POR ENCIMA DE LAS PREVISIONES, PERO CON SEGUNDO MEJOR COMPORTAMIENTO REGIONAL

La economía colombiana tuvo un crecimiento en 2015 de 3,1%, en línea con el escenario UPME, el cuál desde marzo del año anterior, había advertido la significativa desaceleración de la actividad económica con relación a 2014 (Gráfica 1).

Gráfica 1. Crecimiento Económico Colombia Histórico 2012 – 2015 y Proyectado 2027

Fuente: DANE – Cálculos UPME

Esta reducción, en una tercera parte de la tasa de crecimiento con relación al promedio registrado entre 2011 y 2014 (4,5%) evidencia el impacto negativo que sobre la economía nacional ha tenido la caída del precio del petróleo (principal fuente de divisas por exportaciones), iniciada en junio de 2014, que se estabilizó hacia el primer semestre de 2015 y acentuada en el segundo semestre del mismo, lapso en el cuál el petróleo ha bajado de niveles de USD 119 a USD 30 inclusive.

A pesar que la economía colombiana ha conseguido mantener un crecimiento por encima de Latinoamérica, los datos del primer trimestre de 2016 señalan que el ajuste, aunque moderado con relación a otros episodios de choques externos (crisis asiática en 1997 – 1998, crisis financiera 2008 - 2009) está aumentando en magnitud y que la desaceleración ha sido superior a la previsión oficial, así como al escenario de la UPME. En efecto, la economía colombiana creció en 2016Q1 (Gráfica 2) a una tasa del 2,5% anual, cifra inferior a la meta de crecimiento oficial de 2016 (3%) y al escenario UPME para dicho período (2,8%). Los sectores que más crecieron en 2016Q1 fueron Industria (5,3%) y construcción (5,2%). La industria ha logrado un mejor desempeño gracias al impacto de REFICAR, la planta de refinería que Ecopetrol puso en marcha en 2015.

Gráfica 2. Crecimiento Económico Colombia 2016Q1


La construcción refleja el importante dinamismo de obras civiles, gracias al buen comportamiento en los trimestres previos de las licencias de construcción, que en el último trimestre de 2015 crecieron en 23% anual (Gráfica 3).

4,9

%

4,4

%

3,1

%

3,0

% 3,5

%

3,9

%

4,3

%

4,6

%

4,8

%

4,6

%

4,2

%

3,9

%

3,8

%

3,8

%

3,7

%

0%

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2%

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7%

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15

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20

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20

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20

26

20

27

PIB Potencial

2,2

%

-1,3

%

3,9

%

4,2

%

3,1

%

4,2

%

2,0

%

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%

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%

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%

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%

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%

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%

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1,7

%

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%

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

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PIB

Proyección UPME (Marzo 2016)

DANE (Dato Publicado Junio 2016)



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Gráfica 3. Licencias de Construcción Colombia (Área en M2)


Los sectores financiero y comercial tuvieron una reducción en su dinámica de crecimiento, siendo éste en 2016Q1 de 3,8% y 2,7% respectivamente. Transporte y agropecuario tuvieron un crecimiento inferior al del resto de la economía, haciéndolo a una tasa anual de 1,8% y 0,7% respectivamente. El único sector con un crecimiento económico negativo en 2016Q fue minas y energía, que decreció en 4,6% acentuando su contracción, escenario que es consistente con el bajo nivel en precios de los hidrocarburos y minerales. La preocupación a mediano plazo, es la posibilidad que la economía colombiana retome la senda de crecimiento igual o superior al 4% que tuvo entre 2010 y 2014 previo al choque de caída en precios del petróleo (Gráfica 4). Gráfica 4. Trayectoria Crecimiento Colombia Antes y Después

Caída Precios de Petróleo


La actual coyuntura económica, en un contexto de volatilidad cambiaria, inflación al alza, bajo crecimiento de Latinoamérica, estancamiento en economías desarrolladas y expectativa que se mantengan bajos los precios de materias primas, llevaron a la Subdirección de demanda de la UPME, a cargo de las proyecciones económicas de corto y largo plazo (requeridas para la proyección de demanda de energía eléctrica, gas natural y combustibles líquidos a 2050), a considerar un escenario macroeconómico alterno al elaborado por otras agencias del Gobierno (Banco de la República, Departamento Nacional de Planeación y Ministerio de Hacienda y Crédito Público), aunque en línea con las expectativas de los analistas del mercado, el comportamiento de los indicadores líderes, y los supuestos del marco fiscal de mediano plazo, fijados por el MHCP en su última versión de Junio 2016. En razón a ello, la UPME prevé una tasa de crecimiento de 2,3% en 2016 y 3,2% en 2017, apuntando a mediano plazo a un crecimiento promedio de 3,8% (Gráfica 5).

Gráfica 5. Proyecciones Comparativas Crecimiento

Económico Colombia

Fuente: DANE – FMI – MHCP – Cálculos UPME

1.674

-20,8%

-50%-25%0%25%

50%75%100%125%150%

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1.200

1.600

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10

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2

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2

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3

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13

no

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3

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r-1

4

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14

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v-1

4

ma

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5

jul-

15

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5

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r-1

6

Área AprobadaVariación Anual

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

10%

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76

19

78

19

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22

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26

20

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30

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46

20

48

20

50

Antes Choque

Despues Choque

2,5

%2

,3%

3,2

%

3,7

%

3,9

%

3,9

%

3,0

%

3,5

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% 4,3

%

4,6

%

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%

3,7

% 4,1

%

4,3

%

1,0%

1,5%

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5,0%

2016 2017 2018 2019 2020

DANE UPME MinHacienda FMI



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Para el FMI, el crecimiento esperado de la economía colombiana es 2,5%, previendo un mejor desempeño en 2017 (3%); a mediano plazo el FMI considera, la economía crecerá en 4%. El escenario oficial, señala un fuerte repunte en 2017 (3,5%) y confía que la economía colombiana retome su senda de crecimiento potencial de 4,5% en 2020. (Gráfica 5). A nivel regional, la economía colombiana es la de segundo mejor desempeño, después de Perú, que creció en 3,3% en 2015 y cuya tasa de crecimiento en 2016Q1 fue de 4,4% (Gráfica 6). No obstante, Brasil, Ecuador y Venezuela, que son socios comerciales de Colombia, afrontan una recesión que compromete su capacidad de intercambio comercial, así como los flujos de inversión extranjera hacia la región. Brasil decreció en 3,8% en 2015, mientras Venezuela lo hizo en 5,7%. Ecuador por su parte, tuvo un crecimiento neutral (0%), y con el terremoto acaecido en abril pasado, se estima que podría acentuar el deterioro de su situación económica, dada la necesidad de una mayor inversión que aumentaría su déficit fiscal. Así mismo, el fortalecimiento del dólar ha restado competitividad al sector exportador del Ecuador, hecho que ha deteriorado también su balance en cuenta corriente. Para 2016, Perú presenta la mejor previsión de crecimiento en Latinoamérica con 3,7%. Le seguiría Colombia con 2,5% y México con 2,4%. Por su parte, Argentina y Brasil prevén tener tasas negativas de crecimiento del orden de -1% y -3.8%.

Gráfica 6. Crecimiento Económico Histórico y Proyecciones. Comparativo Latinoamérica

Fuente: FMI – Cálculos UPME

En el contexto mundial, la situación de Latinoamérica es preocupante. Se prevé en 2016, sea la región con menor crecimiento, apenas 0,8% anual (Gráfica 7). Sin embargo, las expectativas de crecimiento de los países desarrollados, no son optimistas. Estados Unidos prevé un crecimiento del 2,2% en 2016 y promedio hasta 2010 de 2,5% (Gráfica 8). En conjunto, la previsión en los países desarrollados, indica crecerán solo en 2,2%, tasa menor a su crecimiento potencial de 3%. Así mismo, las economías emergentes líderes de Asia, lideradas por China, estiman un crecimiento en 2016 de 6,4%, tasa menor en 3 puntos porcentuales a la que exhibía al comienzo de la década.

Gráfica 7. Crecimiento Económico Histórico y Proyectado Bloques Económicos


2,6

%

4,3

% 4,8

%

3,7

%

1,0

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3,6

%

4,6

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3,5

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%

2,8

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4,2

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%

3,9

%

2,5

%

2,7

%

2,4

% 2,7

%

2,0

%

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6%

96 - 2000 2001 - 05 2011 -15 2016 - 20

Peru Colombia Mexico Chile Argentina Brasil

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Paises Desarrollados Emergentes Emergentes Asia Latinoamérica



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Gráfica 8. Crecimiento Económico Histórico y Proyectado Principales Economías


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12


2. INFLACIÓN, DÓLAR Y MATERIAS PRIMAS: LAS PRINCIPALES AMENAZAS EN EL ENTORNO MACROECONÓMICO DE COLOMBIA

A pesar que la economía colombiana haya tenido un crecimiento mejor a la región en 2015, y se prevé se mantenga esta situación para 2016, el país enfrenta riesgos que pueden afectar la posibilidad que la economía pueda sostener tasas de crecimiento al menos superiores a 3%, y que le acerquen a mediano plazo hacia su crecimiento potencial. La principal amenaza es la devaluación del peso con relación al dólar, la cual pasó del 2,8% en agosto de 2014 al 38% a diciembre de 2015, y que, en promedio, durante el primer trimestre de 2016, se ubicó en 28% anual (Gráfica 9). Con la mayor devaluación del peso, ha venido consigo un incremento de la inflación, tanto al consumidor como al productor, dado el impacto que tiene sobre los costos de la actividad económica, el desbalance en los términos de intercambio, que para el caso de Colombia tiene una connotación estructural, y el ajuste en precios por parte de las firmas para sostener su margen de utilidad.

Gráfica 9. TRM (COP / USD) y Devaluación Anual

Fuente: BanRepública – Cálculos UPME

La inflación aparece entonces, como el riesgo subyacente al escenario de una mayor devaluación del peso colombiano. Desde que Colombia tiene una banca central que es independiente del Ejecutivo (1993), se pudo lograr una reducción en la tasa de inflación que al comenzar los noventa era en promedio del 30%, a tasas de un digito dos décadas después. La inflación, como consecuencia de las presiones en la demanda originadas en la mayor expansión de la economía entre 2010 y 2014, había iniciado un repunte en noviembre de 2013, cuando se encontraba en un nivel muy bajo de 1,7%, incluso por debajo del límite inferior del rango meta de inflación objetivo. Sin embargo, el fortalecimiento del dólar iniciado en junio de 2014, con la caída de los precios de los hidrocarburos, llevó a una aceleración del aumento de los precios de la canasta familiar. La inflación al consumidor prácticamente se dobló en los dos últimos años: de 2013 a 2015, pasó de 3,7% a 6,8%, y en el primer trimestre de 2016, presionada por el recrudecimiento del fenómeno del niño que experimentó el país desde septiembre de 2015, la inflación promedio al consumidor fue 7,7% (Gráfica 10). Significativamente por encima del rango meta de inflación de corto y largo plazo fijado por la Junta Directiva del Banco de la República (2% – 4%). Al finalizar mayo, el valor de la inflación ya alcanzaba el 8,2% hecho que ha obligado al Banco de la República a subir sus tasas de interés, entre agosto de 2015 y junio de 2016 de 4,5% a 7,75%.

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TRM (COP/USD) Devaluación Anual



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Las expectativas de inflación conforme el mayor nivel de inflación observada, se han desanclado. Los agentes prevén una inflación de 6,2% al finalizar 2016, y de 4,1% al finalizar 2017 (Gráfica 11). Esto implicaría, en caso de cumplirse las expectativas del mercado, completar tres años consecutivos sin cumplir la meta de inflación (2% - 4%), hecho sin precedentes para el Banco de la República como Banca Central.

Gráfica 10. Inflación al Consumidor Colombia

Fuente: Banco de la República – DANE –Cálculos UPME

Gráfica 11. Expectativas de Inflación Colombia


La inflación al productor se ha ubicado en un nivel similar al de la inflación al consumidor,

8,1% anual a junio de 2016, también con una tendencia alcista en los últimos dos años (Gráfica 12).

Gráfica 12. Inflación al Productor Colombia


Los alimentos, principal componente dela canasta familiar, presentan un incremento aún más acelerado de su nivel de precios, que refleja la intensidad del fenómeno del Niño, así como el mayor costo de producción de los insumos como fertilizantes y maquinaria, consecuencia de la devaluación del peso, pasando de 0,6% en noviembre de 2013 a 13,5% a mayo de 2016 (Gráfica 13). Todos los indicadores de inflación básica, sin excepción, muestran un repunte desde noviembre de 2013. A mayo de 2016, la inflación básica se ubica en 6,6%; la inflación sin alimentos es 6,1%, mientras la inflación sin alimentos ni regulados llega al 6,1% anual (Gráfica 14).

Gráfica 13. Inflación Alimentos Vs Indicadores Inflación Básica Colombia


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Gráfica 14. Inflación sin Alimentos, Regulados, Ni Combustibles Colombia


La inflación de bienes transables a mayo se ubica en 7,2%; la inflación de no transables Ha moderado su crecimiento en lo corrido de 2016, aunque a mayo se ubica en 4,8% anual, por encima del rango meta de inflación. A su vez, los bienes regulados han subido en 5,8% en el último año, mientras la inflación al productor, relacionada con la oferta interna se ubica en 10%, también con corte a mayo de 2016 (Gráfica 15). Ante la persistencia de las presiones inflacionarias de demanda, y la persistencia en la devaluación del peso colombiano frente al dólar, la Junta Directiva del Banco de la República decidió endurecer la política monetaria, aumentando su tasa de interés de expansión monetaria. Entre agosto de 2015 y junio de 2016, la tasa de intervención del Banco Central subió de 4,5% a 7,5% (Gráfica 16); este es el mayor incremento que en los últimos 8 años ha hecho el Banco de la República, y se prevé, sean necesarios, según el escenario UPME, al menos dos incrementos más que en ese caso, ubicaría la tasa de expansión del banco central en 8%.

Gráfica 15. Inflación Bienes Transables y No Transables Colombia


Se espera, con el mayor aumento en las tasas de interés de expansión monetaria del banco central, que se desestimule la demanda de crédito, y con ello se fuerce a un quiebre en la tendencia alcista en los precios. Sin embargo, los factores externos que presionan el dólar hacia arriba persisten, y dificultan a mediano plazo, la consecución del objetivo de estabilizar la tasa de inflación y retornarla a su nivel objetivo.

Gráfica 16.Tasa de Interés de Intervención Banco de la República Versus Inflación


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Hechos como el bajo nivel de los precios de materias primas, donde el repunte del petróleo ha sido aún moderado con relación a su comportamiento histórico, de USD 32 (precio por barril) en enero de 2016 a USD 46 en mayo, la salida de Inglaterra de la Unión Europea luego del referendo convocado por su Gobierno (Brexit) y el bajo crecimiento de Latinoamérica, no hacen prever que las presiones alcistas del dólar puedan desaparecer a mediano plazo, con lo cual el esfuerzo por reducir la inflación será aún mayor. Por lo anterior, la UPME tiene una expectativa de inflación al término de 2016 de 7,4%. Para 2017, la inflación se ubicaría en 4,5% y en 2018 se situaría en 3,6% (Gráfica 17). Esto implica que a la economía colombiana, le tomaría dos años más, converger su inflación al rango meta del Banco de la República.

Gráfica 17. Proyección Inflación Escenario UPME

Fuente: Wood Mackenzie – Cálculos UPME

El último factor de riesgo es la evolución en el precio de las materias primas. Aunque el Gobierno ha castigado en el marco fiscal de mediano plazo, las proyecciones de ingreso, la persistencia de precios bajos acentuará la caída de inversión extranjera en el sector minero energético, hecho que puede comprometer la autosuficiencia en materia de petróleo y gas, así como en la mayoría de

combustibles con que a la fecha cuenta el país. Esta situación de darse deterioraría aún más, el balance de cuenta corriente, y presionaría a largo plazo al alza, un mayor nivel de la tasa de cambio de equilibrio, lo que sería nocivo para el cumplimiento de la meta de inflación.

Gráfica 18. Previsiones Precio Petróleo

Fuente: Wood Mackenzie – Cálculos UPME

Las previsiones de petróleo se mantienen en un rango de USD 37 por barril a USD 49. EL Gobierno colombiano ha ubicado esta cifra en US42 para 2016, y a largo plazo ubica el precio del barril en US 70, en línea con la previsión de la UPME, sujeta a una mayor dinámica de la demanda y las restricciones de oferta que deriven de la menor inversión extranjera que a nivel mundial ha tenido el sector desde 2015 y que, se prevé, no se recupere a mediano plazo, con precios inferiores a USD 60 por barril (Gráfica 18 y Gráfica 19).

Gráfica 19. Proyecciones Oficiales Petróleo (USD/ Barril) y Carbón (USD/ Ton)

Fuente: MHCP

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Brent Carbón



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Los precios de las materias primas, no solo hidrocarburos, también en los alimentos y vegetales, muestran señales de recuperación débil, que a mediano plazo señalan un crecimiento anual del 3%, según proyecciones del FMI, muy inferior a la caída registrada en 2015, de 35%, caída que en 2016 se espera sea de 21%, aproximadamente (Gráfica 20). A largo plazo, el sector minero – energético será moderado en su expansión, y deberá asumir fuertes ajustes en sus costos de producción para acomodarse a un nuevo escenario de menores precios y crecimiento de la oferta de energías renovables.

Gráfica 20. Índice Precios Materias Primas


Debe rescatarse el hecho que Colombia, a pesar de la caída de los precios del petróleo, y su menor crecimiento desde 2015, mantiene la confianza delos inversionistas, reflejada en un riesgo país aun en mínimos históricos. Sin embargo, la necesidad de mantener el grado de inversión (para seguir accediendo a crédito y colocación de bonos a tasas de interés bajas), y la confianza inversionista, obliga al país a proponer una reforma tributaria estructural que pueda compensar los ingresos que se fueron por la fuerte caída de la renta petrolera, estimada en COP 32 BB.

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3. GRANDES CONSUMIDORES NACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA E INDUSTRIA: VOLATILIDAD EN PRECIOS Y DEMANDA

La presencia del fenómeno del Niño bajo la cual se incrementó la temperatura promedio, y se redujo dramáticamente el nivel de agua de los embalses y fuentes hídricas para generación de energía eléctrica y provisión del servicio de agua, afectó la dinámica de la demanda de energía eléctrica, así como su correlación con la actividad económica. El alcance de este capítulo, es describir como el entorno económico ha afectado la demanda de energía eléctrica (EE) de los grandes consumidores, así como inferir su comportamiento en razón de las previsiones en precios de materias primas. La demanda de energía eléctrica a marzo de 2016 alcanzó los 5567 kWh con un crecimiento anual de 0,6% (Gráfica 21). En cuanto a los GC, su demanda a marzo de 2016, alcanzó los 264 kWh, creciendo a una tasa anual de 4,7%. Sin embargo, la participación de los GC se ha reducido de 5,6% en febrero de 2014, a 4,7% al término de marzo de 2016, lo que significa una caída del 16% en la participación delos GC sobre la demanda de energía eléctrica.

Gráfica 21. Demanda de EE Colombia

Fuente: XM – ISA

La tasa de crecimiento de la demanda de EE a marzo de 2016, tuvo un fuerte ajuste, contrayéndose en 0,6%. Este hecho se explica en primer lugar a la reducción en el nivel de actividad en el sector minero energético derivada de la caída en el precio de las materias primas, iniciada en junio de 2014 y que ha persistido durante 2015, y que se acentúo en el primer trimestre de 2016. El contraste entre la evolución del precio del petróleo y el comportamiento de los grandes consumidores, dan cuenta de este comportamiento. Tomando como base Julio de 2014, se evidencia una correlación directa entre la evolución del precio del petróleo, de referencia Brent, y el índice de demanda de EE de los grandes consumidores (Gráfica 22).

Gráfica 22. Precio Petróleo Vs Índice Producción GC

Fuente: Bloomberg – XM – Cálculos UPME

La disminución de la oferta de energía eléctrica, derivada de la reducción de las fuentes hídricas por la intensificación del fenómeno del niño, llevó al fuerte incremento en los precios de la electricidad, con mayor intensificación en el sector no regulado, que alcanzó el 21,4% a marzo 2016 (Gráfica 23). En cuanto a los precios de electricidad para el sector regulado, el incremento fue de 8,3%, en ambos casos superior a la inflación de precios al consumidor, que fue 8% también para el mes de marzo de 2016.

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)

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l) Precio WTI GCE



18


Gráfica 23. Variación Anual Colombia Precio Energía Vs

Inflación

Fuente: XM – ISA – DANE – UPME

Como consecuencia, de los mayores precios, además dela menor oferta, sumado a las campañas de ahorro de energía llevadas a cabo por el Gobierno, se presentó el incremento en la participación de la demanda de energía regulada, que para marzo se ubicó en el 68%. La correlación entre la demanda regulada y la no regulada subió de 0.2 en 2014, a 0.4 en 2015, y en los primeros tres meses de 2016 se ha ubicado en 0.9, lo que evidencia la simetría en el choque de precios de energía eléctrica sobre ambos sectores de la demanda (Gráfica 24). En los primeros tres meses del año, dentro de los GC, la mayor participación la tiene Cerro Matoso con el 42%, seguido de Campo Rubiales con el 29%, Cerrejón con el 11%, Cira Infantas con el 10% y OXY con el 8% (Gráfica 25).

Gráfica 24. Correlación Demanda Mercado Regulado Versus No Regulado

Fuente: XM – UPME

Gráfica 25. Composición Demanda EE GC Marzo 2016

Fuente: XM – UPME

El análisis de volatilidad de los precios de energía eléctrica, indica una mayor varianza en los precios de la energía regulada, factor que a priori pudo incidir en el crecimiento que tuvo la demanda regulada, que entre septiembre de 2015 y marzo de 2016 creció 6% anual, mientras la demanda no regulada sólo lo hizo en 2,2% (Gráfica 26).

Gráfica 26. Volatilidad Precios de la Energía Eléctrica en Colombia

Fuente: XM – UPME

9,3%

21,4%

8,0%

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

-5%0%5%

10%15%20%25%30%35%

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6

Regulado No Regulado Inflación

0,94

-0,8-0,6-0,4-0,20,00,20,40,60,81,0

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01

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20

15

20

16

Cerro Matoso

42%

Oxy8%

Cerrejón11%

Cira Infantas

10%

Rubiales29%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

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-07

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2

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p-1

3

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jul-

14

dic

-14

ma

y-1

5

oc

t-1

5

ma

r-1

6

Regulado No Regulado



19


El análisis de volatilidad de la demanda de energía eléctrica, evidencia, a pesar de la mayor varianza de ésta desde el último trimestre de 2015, que no ha sido la más alta en una perspectiva histórica a largo plazo. De hecho, al considerar el ciclo de la demanda de energía eléctrica y de consumo de electricidad, se muestra una dinámica incluso por debajo de la tendencia de largo plazo, hecho que a priori puede reflejar la desaceleración de la actividad económica, lo cual restringe el alcance que los mayores precios han tenido en la menor demanda no regulada, y el aumento de actividades asociadas con autogeneración como de cogeneración (Gráfica 27).

Gráfica 27. Volatilidad Demanda EE Colombia

Fuente: Cálculos UPME

El crecimiento anual del consumo de electricidad desde septiembre de 2015 hasta marzo de 2016, se ubicó en 3,6%, aunque mayor al que venía trayendo en los meses anteriores, sólo es superior 50 puntos básicos al promedio histórico desde 2000. Loa hogares fueron quienes en ese lapso tuvieron la mayor tasa de crecimiento, 4,4%, seguido por el comercio con 3% y la industria con 2,3%. Debe tenerse en cuenta el 79% del consumo de electricidad de la industria es regulado, mientras en el sector comercio es del 57%, cifras que también subieron en los dos últimos trimestres, como consecuencia dela

intensificación del Niño, y ajustes en la estructura de costos de las firmas del sector. Sin embargo, a pesar del reacomodamiento en el mercado de demanda regulada, la participación de los hogares en el consumo de electricidad se mantiene alrededor del 45%, así como la participación de la industria se sostiene en el 29%, y la del sector comercio se ubica en el 22%. Cabe señalar, que el subsidio implícito en las tarifas de consumo de energía, ha bajado de 29,8% en enero de 2006, a 13,8% en marzo de 2016, hecho que explica la tendencia decreciente que ha tenido la correlación entre el subsidio y la demanda de energía eléctrica.

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

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3

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-14

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5

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5

ma

r-1

6

Regulado No Regulado



20


4. ACTIVIDAD ECONÓMICA, PIB, INDUSTRIA Y LA DEMANDA INTERNA DE ENERGÍA ELÉCTRICA: CORRELACIONES CON TENDENCIAS OPUESTAS

La demanda de energía eléctrica tiene acorde a la evidencia empírica un impacto relevante sobre la actividad económica, efecto que no es simétrico entre sectores. La demanda regulada al tener control de precios (que para el caso refiere al Precio de Escasez), tiene un sesgo que hace necesaria la diferenciación en el análisis con la demanda regulada. Los análisis realizados para este aparte difieren entre sí, en los rangos o periodos de tiempo, acorde con la disponibilidad de información y el tamaño de las muestras que se tienen de consumo de energía eléctrica, demanda de energía eléctrica, así como de los índices de actividad económica empleados. Para determinar el impacto, tanto de la demanda como del consumo de la energía eléctrica (éste no incluye pérdidas) con la actividad económica, se han tomado dos indicadores líderes: el índice de producción industrial (IPI) y el índice de seguimiento de la actividad económica (ISE). El análisis de correlación de las demandas regulada y no regulada con relación al ISE, muestra tendencias contrarias. La demanda regulada en las dos últimas décadas, ha venido aumentando su correlación con la actividad económica, pasando esta de 0,52 durante el periodo 2000 – 2005, a 0,86 en el período 2012 – 2016 (Gráfica 28).

En el caso de la demanda no regulada, su correlación con el ISE ha mostrado una tendencia decreciente, pasando de 0,95 en el periodo 2000 – 2005, a 0,68 durante el período 2012 – 2016.

Gráfica 28. Correlación Demanda EE – ISE

Fuente: XM – Cálculos UPME

Tanto en la demanda regulada como en la no regulada, se presenta una correlación significativa (mayor a 0,7 en promedio) lo que implica que potencialmente, la demanda de energía eléctrica puede explicar hasta en un 60%, en promedio, las variaciones del índice de actividad económica. Con relación a la industria, y consecuente con la reducción que ha tenido ésta en el PIB en Colombia durante la última década, tanto la demanda regulada como la no regulada presentan una menor correlación con respecto a la actividad industrial. Mientras en el período 2000 – 2005, la demanda regulada tenía una correlación de 0,52 con la actividad industrial, durante el periodo 200 – 2011 se redujo a 0,43, cayendo luego a 0,39 para el período 2012 – 2016 (Gráfica 29).

0,52

0,830,86

0,95

0,71 0,68

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

2000 - 2005 2006 - 2011 2012 - 2016

Regulada No Regulada



21


Gráfica 29. Correlación Demanda EE – IPI


El análisis diferencial con la demanda no regulada, muestra una mayor correlación con la actividad industrial, respecto del análisis hecho previamente con la demanda regulada. La correlación entre la demanda no regulada y el IPI muestra una correlación menor. La demanda regulada tuvo durante el período 2000 – 2005 una correlación de 0,56 la cual desciende a 0, 43 para el período 2006 – 2011, y luego a 0,39 en el período 2012 – 2016. Respecto a la demanda no regulada, la correlación con el IPI, durante el período 2000 – 2005, fue de 0,73. Para el período 2006 – 2011, esta correlación descendió a 0,63, y luego de 2012 a 2016 bajó a 0,48 Lo anterior revela la menor dinámica de la actividad industrial, así como una creciente importancia de la demanda de energía eléctrica con relación a las demás actividades económicas.

Un ejercicio alterno, para determinar la relación entre la actividad económica, la actividad industrial y la demanda de energía eléctrica, es a través del consumo, donde no se incluyen las pérdidas, y se cuenta con una base discriminada por actividad económica, pudiendo discriminarse y aproximarse mejor la actividad industrial con relación al análisis de correlación. La correlación del consumo regulado de la industria con el ISE ha mostrado una tendencia creciente, pasando de 0,10 durante el período 2006 – 2009, a 0,44 en el período 2010 – 2013, y 0,59 durante el período 2014 – 2016 (Gráfica 30).

Gráfica 30 Correlación Consumo EE Vs ISE

Fuente: XM – Cálculos UPME Este es un punto importante, y pone de presente como las pérdidas de energía eléctrica pueden afectar la relación de acople entre la demanda eléctrica y la actividad económica. La correlación entre el consumo de energía eléctrica no regulado de la industria y el ISE, ha seguido una tendencia decreciente, pasando de 0,49 entre 2000 y 2009, a -0,07 en el período 2010 – 2013, ubicándose en el período 2014 – 2016 en 0,03%.

0,56

0,430,39

0,73

0,63

0,48

0,0

0,1

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0,3

0,4

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0,7

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2000 - 2005 2006 - 2011 2012 - 2016


0,10

0,44

0,59

0,50

-0,06 0,03

-0,1

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

2006 - 2009 2010 - 2013 2014 - 2016




22


Con respecto al IPI, tanto el consumo regulado, como el consumo no regulado exhiben una menor correlación, respecto al ISE. Es así, como entre 2006 y 2009, el consumo regulado de la industria tuvo una correlación de 0,14, la cual entre 2010 y 2013 se incrementó a 0,22 ubicándose en los últimos tres años en 0,34 (Gráfica 31), hecho que demuestra el desacople entre la actividad industrial y su consumo de energía, pero teniendo en cuenta que este consumo solamente se restringe al Sistema Integrado Nacional (SIN) lo que omite la autogeneración y cogeneración que hacen las empresas. En cuanto al consumo de energía eléctrica regulado de la industria, la correlación se ha mantenido en bajos niveles durante la última década: entre 2006 y 2009, la correlación fue de 0,36, reduciéndose a 0,13 entre 2010 y 2013, y ubicándose en 0,18 durante el período 2014 – 2016. Lo anterior permite diferenciar, el impacto de la demanda y el consumo de energía eléctrica, sobre la actividad industrial (que en general tiende a reducirse en magnitud) del impacto de la demanda de energía eléctrica sobre la economía en general (medida a través del ISE) que tiende a ser creciente y en niveles mayores a 0,7; por ende, correlaciones que son significativas.

Gráfica 31. Correlación Consumo EE Vs IPI


El último ejercicio realizado para analizar el impacto de la demanda de energía eléctrica sobre la actividad económica, contrasta dicho impacto con la correlación de la demanda de gas natural, tanto sobre la actividad económica en general, como también sobre la actividad industrial. El índice de producción industrial presenta una correlación con tendencia decreciente y en baja magnitud tanto con la demanda de energía eléctrica como con la demanda de gas natural. La correlación de la actividad industrial (medida con el IPI) con la demanda de energía eléctrica se reduce de 0,74 entre 2001 y 2005, a 0,42 entre 2006 y 2010, y luego de 2011 a 2016, desciende a 0,38 (Gráfica 32). Una tendencia similar en dirección (a la baja) aunque de menor magnitud, se presenta entre la actividad industrial y la demanda de gas natural. La correlación de la actividad industrial con la demanda de gas natural se reduce de 0,38 entre 2001 y 2005, a 0,15 entre 2006 y 2010, y luego de 2011 a 2016, desciende a 0,21.

Gráfica 32. Correlación Actividad Industrial (IPI) Vs Energía Eléctrica y Gas Natural

Fuente: XM – DANE – Cálculos UPME

0,14

0,22

0,340,35

-0,13

0,18

-0,2

-0,1

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

2006 - 2009 2010 - 2013 2014 - 2016


0.75

0.420.380.38

0.150.21

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

2001 - 2005 2006 - 2010 2011 - 2016

EE GAS



23


Por su parte, la correlación de la actividad económica (medida con el ISE) respecto de la demanda de energía eléctrica, es alta y con tendencia creciente. La correlación entre estas dos variables, pasó de 0,88 en el período 2001 – 2005, a ser 0,81 durante el período 2006 – 2010, subiendo a 0,89 en el período 2011 – 2016 (Gráfica 33). La correlación obtenida entre demanda de electricidad y la actividad industrial, implica que potencialmente hasta en un nivel de 81% aproximadamente de las variaciones del ISE podrían atribuirse estadísticamente al comportamiento de la demanda de electricidad. Gráfica 33. Correlación Actividad Económica (ISE) Vs Energía

Eléctrica y Gas Natural


Respecto a la demanda de gas natural, la actividad económica mantiene una tendencia creciente, pasando de 0,34 entre 2001 y 2005, a 0,57 entre 2006 y 2010, para situarse en 0,89 entre 2011 y 2016. Comparativamente, la demanda de energía eléctrica y la demanda de gas natural han venido convergiendo en su correlación respecto a la actividad económica, hecho que pone de presente, el creciente rol que ha venido teniendo el gas natural en la economía, no obstante que su demanda ha sido generada en las dos últimas décadas.

La fuerte correlación de la demanda de electricidad con respecto a la actividad económica, es consistente con la persistencia de una correlación por encima de 0,95 entre la demanda de energía eléctrica y el PIB. No obstante, cuando la correlación se mira desde una perspectiva de corto plazo, a partir de las tasas de crecimiento, tanto de la demanda de energía eléctrica, como del PIB, la correlación evidencia un deterioro en los últimos seis años. Es así como la correlación entre el crecimiento del PIB y el crecimiento de la demanda de electricidad, que se ubicaba en 0,36 entre 1999 y 2014, y luego alcanzo su mayor punto entre 2005 y 2010, situándose en 0,61 pasó luego a descender hasta – 0,15 en el período 2011 – 2016 (Gráfica 34).

Gráfica 34. Correlación Tasas Anuales Crecimiento PIB Vs Demanda EE


Al contrastar las tasas de crecimiento económico y de la demanda de energía eléctrica, este desacople anteriormente descrito en la dinámica de corto plazo, se ha evidenciado en la última década, en los períodos 2010 – 2011 y en 2015 – 2016Q1, donde hubo direcciones opuestas en las dinámicas de crecimiento en ambas variables.

0.880.81

0.89

0.34

0.57

0.89

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2001 - 2005 2006 - 2010 2011 - 2016

EE GAS

0.37

0.61

-0.15-0.30-0.20-0.100.000.100.200.300.400.500.600.700.80

1999 - 2004 2005 - 2010 2011 - 2016



24


Históricamente, durante los últimos 15 años, prevaleció una tendencia observada de crecimiento económico mayor al crecimiento de la demanda de energía eléctrica. Sin embargo, esa tendencia se ha revertido desde el tercer trimestre de 2014; desde entonces, el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica en Colombia ha sido mayor con relación al crecimiento económico observado (4,3% Vs 3,1% respectivamente). Para el último trimestre observado 2016Q1, el crecimiento de la economía fue 2,5%, mientras la demanda de energía eléctrica creció en promedio 4,7%, comportamiento que se explica por la intensificación del fenómeno del niño, no obstante, que la desaceleración de la economía colombiana, en condiciones normales de temperatura, debería haber conducido a una disminución de la tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, como ha acontecido en años anteriores, en donde la economía colombiana ha experimentado contracción del PIB o bajas tasas de crecimiento anual del mismo (Gráfica 35).

Gráfica 35. Demanda EE Vs Crecimiento PIB

Fuente: DANE – XM – Cálculos UPME

En conclusión, se evidencia la fuerte correlación de la demanda nacional de energía eléctrica con el PIB, y la actividad económica en general, así como una menor correlación respecto a la actividad industrial.

Adicionalmente, en los últimos 7 trimestres, desde 2014Q3, se presenta un mayor crecimiento de la demanda de energía eléctrica, de forma simultánea con una desaceleración del crecimiento económico, lo que ha contribuido a que la correlación en tasas de crecimiento entre las dos variables sea actualmente baja.

2,5%

4,7%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

ma

r-0

0s

ep

-00

ma

r-0

1s

ep

-01

ma

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2s

ep

-02

ma

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3s

ep

-03

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4s

ep

-04

ma

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5s

ep

-05

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6s

ep

-06

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7s

ep

-07

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8s

ep

-08

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9s

ep

-09

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0s

ep

-10

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1s

ep

-11

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2s

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ma

r-1

4s

ep

-14

ma

r-1

5s

ep

-15

ma

r-1

6

PIB Demanda EE



25


5. ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA (CONSUMO) DE ENERGÍA ELÉCTRICA: DEMANDA INELÁSTICA A PESAR DE LA VOLATILIDAD EN PRECIOS

La elasticidad precio – demanda permite determinar la sensibilidad de la demanda con relación a cambios en los precios. En el caso de Colombia, el análisis tiene mayor complejidad porque el mercado tiene una regulación por medio de la cual, se establecen precios máximos además de subsidios, que generan distorsiones en las decisiones de consumo. Así mismo, la base de datos, dadas las imprecisiones que se presentan en el reporte de la información por parte de agentes en cuanto comercializadores y distribuidores, hace que los ajustes de consumo y precios puedan afectar las estimaciones. El primer análisis se relaciona con el mercado regulado en el cual se analiza lo que ha sido el comportamiento de los hogares y de las empresas, el comercio y el sector oficial. A su vez, se hace una separación entre el análisis primero incorporando, y luego omitiendo los subsidios/contribuciones a la demanda. Vale precisar que es necesario diferenciar demanda de consumo de energía eléctrica. En la demanda se incorporan las pérdidas del sistema; en el caso del consumo, se tienen en cuenta estrictamente los kWh que han sido demandados y efectivamente aprovechados por los agentes. El subsidio al precio de la energía eléctrica, ha venido disminuyendo en los últimos años, pasando de 29,9% en enero de 2006, a 13,8% (Gráfica 36 ), lo que a priori debería indicar una reducción en la diferencia del cálculo de la elasticidad precio – demanda en los

agentes del mercado regulado, que son subsidiados (hogares). Gráfica 36. Subsidio como porcentaje del Precio EE Colombia

al Consumidor Final


La elasticidad precio- demanda (consumo) de los hogares, ha tendido a ser inelástica (Gráfica 37). Al considerar el consumo, incluyendo los subsidios y contribuciones, los estratos más sensibles en lo últimos dos años a variaciones en los precios han sido los estratos 2 y 3: entre 2014 y 2015 su demanda fue unitaria. Los estratos con elasticidades más bajas han sido el uno, cinco y seis. En el caso del estrato 1, mientras en 2013 un aumento del 1%, le producía una variación del 0,72% en el consumo, en 2015 esta variación se redujo al 0,43%.

Gráfica 37. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado Hogares Facturación Total


0,000,050,100,150,200,250,300,35

ma

r-0

6se

p-0

6m

ar-

07

sep

-07

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8m

ar-

09

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-09

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11

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-11

ma

r-1

2se

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2m

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13

sep

-13

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r-1

4se

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4m

ar-

15

sep

-15

ma

r-1

6

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

E1 E2 E3 E4 E5 E6



26


En suma, en los hogares, la elasticidad observada precio – demanda (consumo) que se ubicaba en 0,8 en 2008 se ubica en 0,5 en 2015, evidenciando la menor sensibilidad de la demanda con relación a la oferta (Gráfica 38). En el caso de la industria, el consumo que tiene regulado es sólo 21%, nivel que es tres puntos porcentuales al que tenía hace 10 años (Gráfica 38). Su elasticidad precio – demanda (consumo) desde 2013 ha mantenido una tendencia creciente, que refleja los mayores precios de la energía eléctrica; de 2013 a 2015 pasó de 0,5 a 0, 94, evidenciando su mayor sensibilidad a una coyuntura de precios más altos por cuenta del fenómeno del Niño que generó mayor volatilidad en los precios de la energía eléctrica.

Gráfica 38. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado – Sectores Facturación Total


En cuanto al sector comercial, la elasticidad precio – demanda (consumo) con excepción de 2011 y 2013, se ha mantenido inelástica, con una tendencia decreciente, ubicándose en 0,40 en 2015, lo que muestra que por cada 1% que subió el precio de la energía eléctrica, en el último año el comercio solo varió su demanda en este servicio en 0,4%.

Situación similar sucede con el sector oficial, cuya elasticidad precio – demanda (consumo) se ubicó en 0,37: un incremento en la demanda de 0,37% por cada 1% que aumentaron los precios. La elasticidad considerando sólo el consumo sin cargo fijo, es mayor, mostrando como la sensibilidad o reacción de la demanda frente a cambios en los precios de la energía eléctrica, en el caso de los hogares, se ve afectada por el esquema de subsidios y contribuciones de demanda, no obstante la reducción de subsidios durante los últimos diez años. Para 2015, el estrato uno fue el que tuvo la mayor diferencia entre la elasticidad con y sin subsidio. Sin subsidio, la elasticidad observada precio – consumo del estrato 1, fue 0,91, mientras, con subsidio, era de 0,43. Esto implica que la presencia del subsidio reduce en 0,48 puntos porcentuales la demanda, por cada 1% que suben los precios (Gráfica 39).

Gráfica 39. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado Hogares Facturación por Consumo


Los estratos 4, 5 y 6 son además del 1, los que muestran a 2015, una mayor sensibilidad al considerar su consumo sin subsidio, ubicándose en 0,55, 0,38 y 0,43 para 2015 respectivamente (valores que, con subsidio, se reducen a 0,55, 0,22 y 0,31).

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Industrial Comercial Oficial

0,00,30,50,81,01,31,51,82,02,32,52,83,0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6



27


Este hecho invita a debatir sobre el esquema de subsidios y contribuciones en los hogares, dada la asimetría observada en la elasticidad entre estratos, a pesar de las diferencias de ingresos, que estos tienen, en cuanto los hogares que consideran. En forma global, la elasticidad observada precio – demanda (consumo) de los hogares, en 2015, se ubicó en 0,58 superior en 0,08 a la elasticidad para el mismo año, incluyendo el subsidio. En promedio, entre 20007 y 2015, la elasticidad precio – consumo fue de 0,55 sin incluir subsidios, superior en 0,5 a la elasticidad incluyendo subsidios (Gráfica 40). En cuanto la industria, el comercio y el sector oficial, no se presenta hasta 2015 un patrón claro que indique una diferencia significativa del impacto que tiene la facturación por consumo descontando cargos fijos, en la elasticidad precio – demanda de la demanda de energía eléctrica (Gráfica 40 La industria, presenta en 2015 una elasticidad sin incluir cargos fijos, de 0,86; también para 2015, en el caso del comercio la elasticidad fue 0,71 y en el sector oficial de 0,57, siendo en estos superior en 0,3 y 0,2 respectivamente a la elasticidad precio – consumo incluyendo cargos fijos (Gráfica 40).

Gráfica 40. Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado Sectores Sin Subsidio


Al considerar el consumo no regulado, se involucra a la industria, y el sector comercial, donde este, a 2015, en un 57% es no regulado, cifra inferior a la dela industria. La elasticidad observada precio – demanda (consumo) de la industria se ubicó en 2015 en 0,21 ratificando una tendencia descendente que exhibe en los últimos 5 años: este valor es similar al observado, también en 2015 para la elasticidad precio – consumo de la industria sin incluir subsidio (Gráfica 41 y Gráfica 42). Con respecto al comercio y el sector oficial, sus elasticidades precio – consumo que en general tienen una tendencia decreciente, se ubicaron en 2015 en los valores de 0,73 y 0,44 respectivamente, siendo éstos, inferiores en 0,08 y 0,14 respectivamente, con relación a las elasticidades que presentan los mismos sectores, considerando sólo consumo por facturación. En conclusión, los sectores comercio y oficial, son los más sensibles en su demanda de energía eléctrica a cambios en la facturación por consumo, mientras la industria en el último año no afectó su sensibilidad a cambios en los precios de energía eléctrica, por cuenta de la presencia de cargos fijos. Gráfica 41. Elasticidad Precio Demanda (Consumo) Mercado

No Regulado Facturación Total


0,0

0,4

0,8

1,2

1,6

2,0

2,4

2,8

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Industrial Comercial Oficial Hogares0,96

0,220,33

0,98

0,65 0,62

1,10

0,70

0,21

0,490,59

0,41

1,05

0,950,74

1,20

0,51

0,74

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Industrial Comercial



28


Gráfica 42. Elasticidad Precio Demanda (Consumo) Mercado No Regulado Facturación por Consumo


Las estimaciones de largo plazo de las elasticidades precio – demanda (consumo), en un rango en promedio entre 0,2 y 0,5 evidencian que, a largo plazo, la demanda de energía eléctrica ha sido insensible a cambios en los precios, independientemente del sector económico o el nivel de ingreso, tanto en el mercado regulado que comprende los hogares (en los seis estratos), y parte de las empresas y el comercio (Gráfica 43 y Gráfica 44).

Gráfica 43. Elasticidad LP Mercado Regulado


Gráfica 44. Elasticidad LP Mercado No Regulado


1

,19

0,2

2

0,7

4

0,6

0

0,5

4

0,5

1 0,8

5

0,5

7

0,2

1

1,0

5

0,4

8

0,5

1

1,1

7

1,0

8

0,6

2

1,0

6

0,6

5

0,8

1

0,6

7

0,4

1

0,3

2

1,1

9

0,8

0

0,6

7

0,9

8

0,4

1 0,5

8

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015


0,0

9 0,1

8

0,0

7 0,1

9

0,0

79 0,2

10,3

4

0,2

7

0,1

1 0,2

1

0,0

8 0,2

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Con Subsidio

0,12

0,26

0,070,19

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

Ind

us

tria

l

Co

me

rc

ial

Con Subsidio Sin Subsidio



29


6. IMPACTO DE AHORRAR PAGA EN LA ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA EN EL PRIMER TRIMESTRE DE 2016.

El Gobierno de Colombia lanzo la campaña Ahorrar Paga (AP), la cual comprendió el mes de marzo y las primeras dos semanas de abril, con el objetivo de reducir el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica, en particular en las horas pico de consumo (6pm – 9 pm) debido a la disminución, debajo del 30% en el nivel de los embalses por cuenta del fenómeno del niño, la restricción de la operación de las plantas termoeléctricas por los elevados costos de generación, y el daño en la planta de Guatapé, que afectó el parque de generación que involucra a las centrales de Playas y San Carlos, acaecido el pasado mes de febrero. El objetivo al crearse un programa de estímulos a los agentes que ahorren energía eléctrica (debajo de su promedio histórico) a de castigo (precio de consumo mayor) a los agentes que consuman por encima de su media, debe tener por efecto un incremento de la elasticidad precio – demanda, por cuanto se sensibiliza marginalmente (mayor elasticidad) al consumidor. Los resultados obtenidos para los mercados regulado y no regulado, así lo corroboran. En el caso de los hogares, considerando el subsidio, AP incrementó la elasticidad observada precio – demanda (consumo): de 0,43 a 1, 3 en el estrato 1; de 1 a 1,65 en el estrato 2, y de 0,31 a 0,73 en el estrato 6. Cuando se quita el efecto del subsidio, se encuentra que fue el estrato 3 quien más incrementó su elasticidad precio demanda, seguido de los estratos 4 y 5; en general, los 6 estratos tuvieron una demanda que pasó de ser inelástica a ser elástica en marzo de 2016,

debido al esquema de “mano y garrote” de AP (Gráfica 45 a Gráfica 48).

Gráfica 45. Impacto Ahorrar Paga Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Hogares Incluyendo Subsidio


En general, en los hogares, la campaña AP incrementó la elasticidad precio – demanda de 0,9 a 8, es decir, aumento en 9 veces la sensibilidad de la demanda en los hogares a variaciones en el precio de la energía eléctrica.

Gráfica 46. Impacto Ahorrar Paga Elasticidad Precio – Demanda (Consumo)

Mercado Regulado – Sectores Facturación Total


Con AP la elasticidad precio – demanda de la industria colombiana en el mercado regulado, considerando sólo facturación por consumo, se incrementó de 0,9 a 1,7, mientras el comercio subió de 0,6 a 1,6 y en el sector oficial donde hubo restricción en jornadas laborales (evitando se prorrogaran más allá de las 6pm) la elasticidad subió de 0,5 a 2,4.

1,30

1,65

0,050,23 0,18

0,73

0,43

1,01 1,03

0,55

0,220,31

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

E1 E2 E3 E4 E5 E6

Ahorrar Paga Marzo 2016 2015

0,990,85

0,58

2,81

0,50

0,95

0,40 0,37

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

Total Hogares Industrial Comercial Oficial

Ahorrar Paga Marzo 2016

2015



30



Hogares Sin Subsidio


Gráfica 48. Impacto Ahorrar Paga

Elasticidad Precio – Demanda (Consumo) Mercado Regulado – Sectores

Facturación por Consumo


Finalmente, al examinar el impacto de AP en el mercado no regulado, sin considerar subsidio, la elasticidad precio – demanda subió de 0,4 a 1,6 en la industria; en el comercio la elasticidad pasó de 1 a 2,9, mientras en el sector oficial bajó de 1 a 0,6. Si se incluye el subsidio, sólo en el sector comercial hubo un incremento observado de la elasticidad precio – demanda, pasando de 0,95 a 1, 04 (Gráfica 49 y Gráfica 50).


Mercado No Regulado – Sectores Facturación Total


Considerando el cargo fijo (Facturación Total), la elasticidad observada precio – demanda (consumo) en el mercado no regulado fue mayor, en los sectores comercio y oficial.


Mercado No Regulado – Sectores Facturación por Consumo


Si se comparan los mercados de energía eléctrica regulado y no regulado, en el primero hubo un mayor incremento en la elasticidad precio – demanda (consumo) por AP, que era el objetivo de la campaña.

1,0

3,7

27,3

3,54,5

1,40,9 0,9 0,6 0,5 0,4 0,4

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6

2016 AP 2015 FC

8,0

1,7 1,62,4

0,9 0,90,6 0,5

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

Total Hogares Industrial Comercial Oficial

2016 AP 2015 FC

0,42

1,04

0,10

0,50

0,95

0,40

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2


2016 AP 2015

1,60

2,87

0,570,43

1,01 1,03

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0


2016 AP 2015



31


Si se tienen en cuenta que el 71% del consumo de energía eléctrica es regulado, cifras a marzo de 2016, es evidente que la campaña Ahorrar Paga elaborada por el Gobierno, a través del Ministerio de Minas y Energía y la UPME, tuvo un éxito soportado en el ajuste de consumo, y la mayor elasticidad precio – demanda de hogares y sectores económicos, lo que explica que en marzo pasado, la demanda de energía eléctrica, que en febrero creció a una tasa de 8,2% anual, en marzo solo lo hiciera al 0,6%.



32


7. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

En la presente revisión, la demanda de energía eléctrica sin incluir GCE para el período de septiembre de 2015 a marzo de 2016, ha tenido un crecimiento del 4,75%, estando 1,81% por encima del crecimiento en el mismo período para 2013 - 2014. Sin embargo, si se incluyen los GCE (Rubiales y Drummond) el crecimiento para el periodo septiembre 2015 a marzo 2016 alcanzó el 5,01%, mostrando una diferencia del 1,23% en el mismo período para 2013 – 2014. Esto se debió especialmente, al fenómeno climático de “El Niño” que afronto el país. Durante los últimos 6 meses se ha visto afectada la generación y la demanda de energía como consecuencia del aumento creciente de la temperatura, y la severidad del periodo de sequía extremo, además del cambio de los patrones de precipitación acuosa. De manera similar, para la demanda de potencia máxima para el período de septiembre de 2015 a marzo de 2016, ha tenido un crecimiento del 5,12%, estando 4,17% por encima del crecimiento en el mismo período para 2013 – 2014. Sin embargo, si se incluyen los GCE (Rubiales y Drummond) el crecimiento para el periodo septiembre 2015 a marzo 2016 alcanzó el 5,22%, mostrando una diferencia del 2,97% en el mismo período para 2013 – 2014. 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), se realiza de acuerdo a una constante verificación del avance de dichas conexiones y se ajusta en función de los retrasos en la ejecución real verificada. En la Gráfica 51, se observa como la capacidad instalada ha respaldado durante 21 años (1995 – 2015) la demanda de potencia máxima con una diferencia de aproximadamente el 35%, lo cual muestra la robustez del sistema, sin embargo no está exenta de impactos climáticos, de infraestructura, entre otros. Gráfica 51. Evolución de la capacidad instalada y la demanda

de potencia máxima del país (1995 – 2015)

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2016.

Al observar los consumos de empresas como Cerromatoso, Cerrejón, Ecopetrol (La Cira-Infantas), OXY, Rubiales y Drummond los cuales por su magnitud podemos llamar “Grandes Consumidores”, se puede apreciar un aumento importante en su participación en la demanda total del SIN: Energía eléctrica: pasa de alrededor de

2,53% de la demanda total desde enero de 2000 y llega hasta 4,84% en marzo de 2016.

0

3

6

9

12

15

181995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

200420052006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Capacidad Efectiva Neta(GW)

Demanda de PotenciaMáxima (GW)



33


Potencia máxima: pasa de alrededor de 1,62% de la demanda total desde enero de 2000 y llega hasta 4,68% en marzo de 2016.

Lo anterior muestra un crecimiento mucho más pronunciado respecto al resto de la demanda capturada por el SIN. Dentro de las proyecciones de demanda de energía eléctrica que hace la UPME se toma la información del SIN, la cual incluye la información de estos agentes, por lo que está incluida dentro del conjunto usado para modelar la demanda total. A continuación se presenta un seguimiento de la demanda de estos:

Gráfica 52. Histórico de la demanda de energía eléctrica de los Grandes Consumidores Existentes (GWh)


Se puede apreciar que OXY ha disminuido su demanda, debido a que su actividad ya se encuentra de hecho en una fase decreciente, y se espera que esta culmine en 2023.

Gráfica 53. 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, 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 marzo de 2016 ha crecido 3,17 veces, mientras la demanda del SIN solamente ha crecido 1,62 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 54).

Gráfica 54. Índice de la demanda de energía eléctrica (Base

Enero de 2000 = 100)


0

20

40

60

80

100

120

140

en

e.-

00m

ay.-

00

sep

.-00

en

e.-

01m

ay.-

01

sep

.-01

ene.

-02

may

.-0

2se

p.-

02e

ne

.-03

may

.-0

3se

p.-

03e

ne

.-04

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.-0

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p.-

04e

ne

.-05

may

.-0

5se

p.-

05en

e.-0

6m

ay.-

06

sep

.-06

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e.-

07m

ay.-

07

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.-07

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e.-

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08

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.-08

en

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09m

ay.-

09

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.-09

ene.

-10

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.-1

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.-11

may

.-1

1se

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11e

ne

.-12

may

.-1

2se

p.-

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.-13

may

.-1

3se

p.-

13e

ne

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.-1

4se

p.-

14e

ne

.-15

may

.-1

5se

p.-

15e

ne

.-16

GWh

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales Drummond

0

50

100

150

200

250

300

350

ene.

-00

may

.-0

0se

p.-

00

ene.

-01

may

.-0

1se

p.-

01

ene.

-02

may

.-0

2se

p.-

02

ene.

-03

may

.-0

3se

p.-

03

ene.

-04

may

.-0

4se

p.-

04

ene.

-05

may

.-0

5se

p.-

05

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-06

may

.-0

6se

p.-

06

ene.

-07

may

.-0

7se

p.-

07

ene.

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.-0

8se

p.-

08

ene.

-09

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.-0

9se

p.-

09

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-10

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.-1

0se

p.-

10

ene.

-11

may

.-1

1se

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11en

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2m

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.-1

2en

e.-1

3m

ay.-

13

sep

.-1

3en

e.-1

4m

ay.-

14

sep

.-1

4en

e.-1

5m

ay.-

15

sep

.-15

ene.

-16

MW

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales Drummond

162

317

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ene.

-00

may

.-0

0se

p.-

00en

e.-0

1m

ay.-

01se

p.-

01en

e.-0

2m

ay.-

02

sep

.-02

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-03

may

.-0

3se

p.-

03en

e.-0

4m

ay.-

04

sep

.-04

ene.

-05

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.-0

5se

p.-

05en

e.-0

6m

ay.-

06

sep

.-06

ene.

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.-0

7se

p.-

07en

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8m

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08

sep

.-08

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-09

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.-0

9se

p.-

09en

e.-1

0m

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10

sep

.-10

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.-1

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11en

e.-1

2m

ay.-

12

sep

.-12

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-13

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.-1

3se

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13en

e.-1

4m

ay.-

14

sep

.-14

ene.

-15

may

.-1

5se

p.-

15en

e.-1

6

Demanda de Energía Eléctrica GCE (Incluye Rubiales)



34


El crecimiento de los GC Existentes durante los últimos 10 años (Gráfica 55), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerrejón (4,36%), Cerromatoso (1,42%), Cira Infantas (17,49%) y OXY (-4,03%).

Gráfica 55. Crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica


b. Potencia máxima: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a marzo de 2016 ha crecido 4,06 veces, mientras la demanda del SIN ha crecido 1,36 veces. (Gráfica 56).

Gráfica 56. Índice de la demanda de potencia máxima (Base

Enero de 2000 = 100)


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

“Combinación de pronósticos y variables predictoras con

error”.

El crecimiento de los GC Existentes durante los últimos 10 años (Gráfica 57), muestran distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerrejón (10,56%), Cerromatoso (6,53%), Cira Infantas (13,24%) y OXY (2,51%).

Gráfica 57. Crecimiento anual de la demanda de potencia máxima


7.1 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.

1,3

% 7,1

%

-1,0

%

2,0

%

1,3

%

10

,0%16

,7%

6,3

%

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3,9

%

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23

,7%

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%

0,6

%

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%

16

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-30%

-20%

-10%

00%

10%

20%

30%

40%

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales

2005 2007 2009 2011 2013 2015

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406

050

100150200250300350400450500550

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-00

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0se

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e.-0

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01

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.-01

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05

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.-09

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12en

e.-1

3m

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13

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.-13

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-14

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.-1

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14en

e.-1

5m

ay.-

15

sep

.-15

ene.

-16

Demanda de Potencia Máxima GCE (Incluye Rubiales)

-1,0

%

20

,7%

44

,9%

20

,3%

83

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%

11

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-0,1

%

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-12

,0%

-13

,7%

-9,3

%

21

,8%

33

,3%

-18

,5%

22

,4%

0,3

% 10

,7%

-60,00%

-40,00%

-20,00%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas Rubiales

2005 2007 2009 2011 2013 2015



35


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:

Tabla 5. Variables de la Demanda de EE a largo Plazo

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica :

DEE Mensual (Enero 1991 – Marzo 2016)

XM

PIB Total : PIBTotal

Trimestral (Marzo 1994 – Diciembre 2015)

DANE


UPME

Población : POB Anual (1950 – 2100)

ONU (Organización

Naciones Unidas)

Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN :

TEMP

Mensual (Enero 1971 – Diciembre 2100)

IDEAM

Fuente: UPME, Base de Datos XM, UN, DANE e IDEAM, 2016.

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” – 09/2010 a 03/2011 y 09/2015 a 03/2016).

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. El resultado de dicho análisis dio como resultado las siguientes participaciones: Modelo VAR endógeno (42%), Modelo VAR exógeno (39%) y Modelo VEC (19%). 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. A continuación en la Tabla 8, 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. El escenario de crecimiento económico construido por la UPME es consistente con las proyecciones estimadas por el Fondo Monetario Internacional (FMI) y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP) (Tabla 6 y Tabla 7). La UPME proyecta un escenario de crecimiento económico en Colombia de 2,33% para 2016 y de un 3,13% en 2017, así como un crecimiento a mediano plazo de 3,8% (2020). (Revisión Abril de 2016).



36


Tabla 6. Principales Supuestos Macroeconómicos

PIB Interno Real

($ Miles de Millones de 2005) Variación

porcentual

MHCP FMI UPME MHCP FMI UPME

2015 531.376 531.376 531.376 3,1% 3,1% 3,1%

2016 547.096 544.670 543.782 3,0% 2,5% 2,3%

2017 566.244 560.839 560.796 3,5% 3,0% 3,1%

2018 588.328 581.705 581.348 3,9% 3,7% 3,7%

2019 613.626 605.842 604.140 4,3% 4,1% 3,9%

2020 641.852 631.590 627.897 4,6% 4,3% 3,9%

2021 672.661 656.798 652.933 4,8% 4,0% 4,0%

2022 703.604 679.911 4,6% 4,1%

2023 733.388 707.596 4,2% 4,1%

2024 761.630 736.511 3,9% 4,1%

2025 790.709 766.558 3,8% 4,1%

2026 820.612 798.009 3,8% 4,1%

2027 851.307 830.298 3,7% 4,0%

Fuente: UPME, MHCP, FMI, 2016.

Gráfica 58. Proyección del crecimiento potencial del PIB de acuerdo a estimaciones de algunas entidades

Fuente: UPME, MHCP, FMI, 2016.

Tabla 7. Pronósticos de analistas. Encuestas Trimestral de Expectativas Banco de la República

2016 2017

Analistas Locales

Alianza Valores 2,0% 2,5%

ANIF 2,5% 3,4%

Banco de Bogotá 3,0% 3,5%

Bancolombia 2,6% 2,9%

BBVA Colombia 2,0% 3,0%

BTG Pactual 2,3% 3,1%

Corficolombiana 2,7% 3,2%

Corpbanca 2,5% 3,7%

Corredores Davivienda 2,6% 3,7%

Credicorp Capital 2,3% 3,2%

Davivienda 2,6% 3,7%

Fedesarrollo 2,5% 3,0%

Ultraserfinco 2,8% 3,2%

Promedio 2,5% 3,2%

2016 2017

Analistas Externos

Citibank-Colombia 2,4% 3,0%

Deutsche Bank 2,4% 3,1%

Goldman Sachs 2,2% 2,7%

JP Morgan 2,2% 3,2%

Promedio 2,3% 3,0%

Nota: Cierre del análisis Marzo de 2016 Fuente: Banco de la República (encuesta electrónica). Tabla 8. Principales Supuestos Macroeconómicos, Sociales y

Climáticos empleados en las proyecciones

PIB (Precios Constantes – Millones de Pesos 2005)

Temperatura Media - Áreas

Geográficas del SIN (°C)

Población (Millones de Habitantes)

2010 424.599 23,73 45.918

2011 452.578 23,86 46.406

2012 470.880 23,99 46.881

2013 493.831 23,98 47.342

2014 515.489 24,01 47.791

2015 531.376 23,94 48.229

2016 543.782 24,08 48.654

2017 560.796 24,09 49.068

2018 581.348 24,00 49.469

2019 604.140 24,01 49.856

2020 627.897 24,10 50.229

2021 652.933 24,22 50.587

2022 679.911 24,26 50.931

2023 707.596 24,19 51.261

2024 736.511 24,22 51.576

2025 766.558 24,26 51.878

2026 798.009 24,27 52.165

2027 830.298 24,33 52.439

2028 863.021 24,36 52.698

2029 897.761 24,32 52.944

2030 933.774 24,30 53.175

Fuente: DANE - Cálculos

UPME IDEAM (ONU)

Revisión: Abril de 2016 2015 Julio de 2015

Tabla 9. Crecimiento anual de las variables empleadas en las

proyecciones UPME

Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN

Población

2010 3,97% -0,07% 1,10%

2011 6,59% 0,57% 1,06%

2012 4,04% 0,55% 1,02%

2013 4,87% -0,03% 0,98%

2014 4,39% 0,12% 0,95%

2015 3,08% -0,29% 0,92%

2016 2,33% 0,55% 0,88%

2017 3,13% 0,06% 0,85%

2018 3,66% -0,35% 0,82%

531.

376

547.

096

566.

244

588.

328

613.

626

641.

852

672.

661

531.

376

544.

670

560.

839

581.

705

605.

842

631.

590

656.

798

531.

376

543.

782

560.

796

581.

348

604.

140

627.

897

652.

933

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

$ M

ILES

DE

MIL

LON

ES D

E 20

05

MHCP FMI UPME



37


Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN

Población

2019 3,92% 0,01% 0,78%

2020 3,93% 0,40% 0,75%

2021 3,99% 0,47% 0,71%

2022 4,13% 0,17% 0,68%

2023 4,07% -0,29% 0,65%

2024 4,09% 0,14% 0,62%

2025 4,08% 0,16% 0,58%

2026 4,10% 0,02% 0,55%

2027 4,05% 0,26% 0,52%

2028 3,94% 0,13% 0,49%

2029 4,03% -0,14% 0,47%

2030 4,01% -0,09% 0,44%

Gráfica 59. Crecimiento anual de las variables empleadas en

las proyecciones UPME

Fuente: UPME, Base de Datos XM, ONU, DANE e IDEAM, 2016.

En la Tabla 10, 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.

Tabla 10. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni Panamá

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

2016 68.447 67.198 65.956

2017 70.679 68.974 67.279

2018 72.570 70.822 69.082

2019 74.570 72.775 70.989

2020 76.695 74.850 73.015

2021 78.935 77.038 75.151

2022 81.295 79.343 77.401

2023 83.741 81.732 79.733

2024 86.333 84.264 82.206

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

2025 89.048 86.916 84.795

2026 91.909 89.711 87.524

2027 94.917 92.650 90.393

2028 98.061 95.722 93.393

2029 101.375 98.960 96.555

2030 104.877 102.382 99.897

A continuación, en la Gráfica 60 se ilustran los resultados: Gráfica 60. Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni

Panamá


Se estima que la demanda de energía eléctrica – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el período 2016 a 2030 de 3,05% en el escenario medio. En la Gráfica 61 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en octubre de 2015 y la presente revisión.

Gráfica 61. Comparación Octubre 2015 vs Abril 2016 de la Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

mar

.-9

5se

p.-

95m

ar.-

96

sep

.-96

mar

.-97

sep

.-97

mar

.-9

8se

p.-

98m

ar.-

99

sep

.-99

mar

.-0

0se

p.-

00m

ar.-

01

sep

.-01

mar

.-0

2se

p.-

02m

ar.-

03

sep

.-03

mar

.-0

4se

p.-

04m

ar.-

05

sep

.-05

mar

.-0

6se

p.-

06m

ar.-

07

sep

.-07

mar

.-0

8se

p.-

08m

ar.-

09

sep

.-09

mar

.-1

0se

p.-

10m

ar.-

11

sep

.-11

mar

.-1

2se

p.-

12m

ar.-

13

sep

.-13

mar

.-1

4se

p.-

14m

ar.-

15

sep

.-15

mar

.-1

6

Demanda de EE PIB Población Temperatura Promedio

67.198

74.850

86.916

102.382

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

AñoHistórico Demanda EE Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

67.198

74.850

86.916

102.382

67.161

74.754

85.374

99.534

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

AñoHistórico Demanda EEEsc. Medio UPME (GWh) - Abril 2016Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2015

Correlación Demanda de Energía Eléctrica con: PIB Total : 73,21% Temperatura promedio del SIN: 63,05% Población: -16,47%



38


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 1,13% en el período 2016 – 2030, debido en gran parte al fenómeno climático que está viviendo nuestro país, ya que la demanda de energía eléctrica ha aumentado a raíz de éste.

7.2 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 11 muestra estas proyecciones de demanda de potencia máxima, sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales ni ventas a Panamá. Tabla 11. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin

GCE ni Panamá


2016 10.558 10.159 9.775

2017 10.791 10.383 9.991

2018 10.997 10.581 10.182

2019 11.217 10.794 10.386

2020 11.453 11.020 10.604

2021 11.695 11.253 10.828

2022 11.951 11.499 11.065

2023 12.211 11.749 11.305

2024 12.483 12.012 11.558

2025 12.774 12.292 11.827

2026 13.077 12.583 12.108

2027 13.391 12.885 12.398

2028 13.715 13.197 12.698

2029 14.053 13.523 13.012

2030 14.411 13.866 13.343

La Gráfica 62 muestra los resultados de esta proyección para el período 2016-2030.

Gráfica 62. 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 2016 a 2030 de 2,23%. En la Gráfica 63 se muestra el cambio entre la proyección publicada por la Unidad en octubre de 2015 y esta revisión.

Gráfica 63. Comparación Octubre de 2015 vs Abril de 2016 de la Proyección Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin GCE ni

Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio, se encuentra alrededor del 0,16% en el período 2016 - 2030.

10.159

11.020

12.292

13.866

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500

MW

AñoHistórico Demanda PMÁX Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

10.159

11.020

12.292

13.866

10.238

11.102 12.265

13.767

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500

MW

AñoHistórico Demanda PMÁX Esc. Medio UPME (MW) - Abril 2016Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2015



39


7.3 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 12:

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


Demanda de Energía Eléctrica

DEM_TRIM


XM

UPME

DEM_MENS Mensual (Enero 1991 – Marzo 2016)

XM

Efecto Calendario CALEND


Construcción Propia


La Tabla 13 muestra los resultados de esta proyección sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales. Tabla 13. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Sin

GCE ni Panamá

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

abr-16 5.616 5.482 5.348

may-16 5.775 5.637 5.500

jun-16 5.649 5.514 5.379

jul-16 5.815 5.678 5.542

ago-16 5.936 5.796 5.656

sep-16 5.831 5.693 5.556

oct-16 5.876 5.733 5.590

nov-16 5.722 5.582 5.443

dic-16 5.874 5.731 5.588

ene-17 5.796 5.653 5.512

feb-17 5.496 5.361 5.227

mar-17 5.940 5.794 5.649

abr-17 5.694 5.558 5.423

may-17 5.986 5.843 5.700

2 SIEL. Sistema de Información Eléctrico Colombia. Demanda

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


jun-17 5.813 5.674 5.536

jul-17 5.967 5.826 5.686

ago-17 6.077 5.934 5.791

sep-17 5.982 5.841 5.701

oct-17 6.046 5.899 5.752

nov-17 5.887 5.743 5.600

dic-17 5.993 5.847 5.702

La Gráfica 64 muestra los valores proyectados entre abril de 2016 a diciembre 2017:

Gráfica 64. Proyección Demanda EE Mensual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


Las proyecciones mensuales entre 2016 y 2030 se presentan en los archivos Excel disponibles en la página web de la Unidad2.

7.4 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 14:

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

manda/tabid/97/Default.aspx

4.800

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

en

e.-

15fe

b.-

15

mar

.-1

5ab

r.-1

5m

ay.-

15

jun

.-15

jul.-

15ag

o.-

15se

p.-

15o

ct.-

15n

ov.

-15

dic

.-15

en

e.-

16fe

b.-

16

mar

.-1

6ab

r.-1

6m

ay.-

16

jun

.-16

jul.-

16ag

o.-

16se

p.-

16o

ct.-

16n

ov.

-16

dic

.-16

en

e.-

17fe

b.-

17

mar

.-1

7ab

r.-1

7m

ay.-

17ju

n.-

17ju

l.-17

ago

.-17

sep

.-17

oct

.-17

no

v.-1

7d

ic.-

17

GWh

Mes - AñoHistórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio

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


40


Tabla 14. Variables de la Demanda de PMÁX a Corto Plazo


Demanda de Potencia Máxima :

DPMÁX Mensual (Enero 1991 – Marzo 2016)

XM

Demanda de Energía Eléctrica:

DEE


XM

UPME

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

Construcción Propia


A continuación, en la Tabla 15 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual sin incluir la demanda de potencia de Grandes Consumidores Especiales para el período abril 2016 - diciembre 2017. Tabla 15. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Sin GCE ni Panamá

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

abr-16 10.060 9.680 9.314

may-16 10.185 9.800 9.430

jun-16 10.233 9.846 9.474

jul-16 10.328 9.938 9.562

ago-16 10.441 10.046 9.667

sep-16 10.487 10.091 9.710

oct-16 10.536 10.138 9.755

nov-16 10.517 10.120 9.738

dic-16 10.558 10.159 9.775

ene-17 10.559 10.160 9.776

feb-17 10.451 10.056 9.676

mar-17 10.531 10.134 9.751

abr-17 10.505 10.108 9.726

may-17 10.589 10.188 9.804

jun-17 10.590 10.190 9.805

jul-17 10.645 10.243 9.856

ago-17 10.725 10.320 9.930

sep-17 10.751 10.345 9.954

oct-17 10.791 10.383 9.991

nov-17 10.764 10.357 9.966

dic-17 10.782 10.374 9.982

Estos valores se ilustran en la Gráfica 65.

Gráfica 65. Proyección Demanda PMÁX Mensual (MW) – Sin GCE ni Panamá


7.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual)

Las proyecciones de energía a largo plazo de las demandas de GCE se revisaron y se ajustaron, de acuerdo a una reunión realizada en las instalaciones de la UPME el día 26 de enero del presente año con la empresa Ecopetrol. En donde, Ecopetrol manifiesta: Proyecto Subestación San Fernando 230

kV: presenta un atraso y entraría en operación en el segundo semestre del 2017 con la demanda solicitada en el estudio de conexión para el año 2016.

Conexión en Chivor II: presentaría una duplicidad en la carga, específicamente la demanda asociada a los campo Quifa y Rubiales que revierten a Ecopetrol en el segundo semestre de año en curso. En esta reunión, se propone realizar una reunión en conjunto Ecopetrol y PEL con el fin de identificar las cargas traslapadas.

Conexión Demanda REFICAR en Bolívar 230 kV: la demanda del año 2016 a 2020 será de 30 MW, y del año 2020 en adelante sería de 70 MW.

9.1009.3009.5009.7009.900

10.10010.30010.50010.70010.90011.10011.300

ene.

-15

feb

.-1

5m

ar.-

15

abr.

-15

may

.-1

5ju

n.-

15

jul.

-15

ago

.-1

5se

p.-

15

oct

.-1

5n

ov.

-15

dic

.-1

5en

e.-1

6fe

b.-

16

mar

.-1

6ab

r.-1

6m

ay.-

16

jun

.-1

6ju

l.-1

6ag

o.-

16

sep

.-1

6o

ct.-

16

no

v.-1

6d

ic.-

16

ene.

-17

feb

.-1

7m

ar.-

17

abr.

-17

may

.-17

jun

.-1

7ju

l.-1

7ag

o.-

17

sep

.-1

7o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-1

7

MW

Mes - Año

Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo



41


Refinería de BARRANCA – Comuneros, la capacidad inicial era de 120 MW, y pasaría a estar entre 15 MW a 35 MW, esto debido a la no modernización de la Refinería. Ecopetrol, hará llegar a la UPME la información de acuerdo a la probabilidad de ocurrencia de la demanda asociada a esta capacidad.

Las demandas asociadas al GCE Drummond (Proyecto La Loma 500 kV y Proyecto Rio Córdoba 220 kV), se ajustaron de acuerdo a la solicitud de constitución de garantías y parámetros de las mismas, presentadas a la UPME. Según Portafolio (2016) en su artículo “Castilla, el único gran campo donde la producción de crudo ha mejorado”, afirman que en julio próximo Ecopetrol tendrá los dos principales campos productores del país y "Lo perjudicial de la situación es que hoy dependemos de campos maduros (viejos)". (PORTAFOLIO, 2016) Dicho artículo expresa que “Ecopetrol basa su producción a corto y mediano plazo en el incremento del factor de recobro en campos maduros (Quifa y Rubiales), ante la ausencia de exploración por falta de recursos”. (PORTAFOLIO, 2016) Por otra parte, Camilo Silva de Valora Inversiones, destaca en el artículo de Portafolio que “Pacific E&P, por su parte, ha venido disminuyendo su producción a partir de mediados del año pasado, cuando los precios del crudo presentaron un mayor descenso y “no se ve repunte en ninguno de sus campos principales de explotación, ya que Rubiales tuvo su punto máximo de producción en junio de 2013 con 212.115 barriles”. (PORTAFOLIO, 2016).

También se expresa en éste que “el campo Quifa, a su vez, presentó durante todo el año pasado una disminución hasta cerrar diciembre en 54.800 barriles, los cuales descendieron en febrero a 51.171 barriles diarios, un descenso de 10,65 frente a febrero del año pasado”. (PORTAFOLIO, 2016)

Gráfica 66. Producción Fiscalizada de Petróleo – Campo Rubiales (BPDC)

Fuente: UPME, Base de Datos ANH, 2016.

Gráfica 67. Histórico de la demanda en electricidad y potencia para el GCE Rubiales

Fuente: UPME, Base de Datos ANH, 2016. La capacidad de producción durante el período septiembre 2015 – febrero de 2016 con respecto al mismo período del año anterior, se aumentó en 8,03 puntos porcentuales (pasando de un crecimiento del -12,37% a -4,34% en el período de estudio. Sin embargo su crecimiento sigue siendo negativo, esto corrobora lo expresado en Portafolio. (Datos calculados de los reportes de la ANH, 2016 - Gráfica 66).

y = -57,732x + 3E+06R² = 0,92

-14,0%

-12,5%

-11,0%

-9,5%

-8,0%

-6,5%

-5,0%

-3,5%

-2,0%

190.000

200.000

210.000

220.000

230.000

240.000

250.000

260.000

270.000

en

e.-

13

mar

.-1

3

may

.-1

3

jul.-

13

sep

.-13

no

v.-1

3

en

e.-

14

mar

.-1

4

may

.-14

jul.-

14

sep

.-14

no

v.-1

4

en

e.-

15

mar

.-1

5

may

.-1

5

jul.-

15

sep

.-15

no

v.-1

5

en

e.-

16

BPDC

Rubiales - Quifa (BPCD) % Crecimiento

Lineal (Rubiales - Quifa (BPCD))

0

15

30

45

60

75

90

105

120

135

150

0

9

18

27

36

45

54

63

72

81

90

MW

GW

h

Demanda de Energía Eléctrica Rubiales (GWh) Demanda de Potencia Máxima Rubiales (MW)



42


En la Tabla 16 y la Gráfica 68 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.

Gráfica 68. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, 2016.

Tabla 16. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

AÑO RUBIALES ECOPETROL DRUMMOND SOCIEDADES PORTUARIAS

EXPORTACIONES PANAMÁ

2014 759

2015 882 31

2016 882 633 71 247

2017 915 667 438 247

2018 821 985 647 247 1.313

2019 666 1.304 856 247 1.313

2020 496 1.496 982 247 1.313

2021 433 1.401 919 247 1.313

2022 359 1.281 841 247 1.313

2023 292 1.161 762 247 1.313

2024 237 1.053 691 247 1.313

2025 197 965 633 247 1.313

2026 162 879 577 247 1.313

2027 133 800 525 247 1.313

2028 109 728 478 247 1.313

2029 90 664 436 247 1.313

2030 74 605 397 247 1.313

Nota: Los valores y el tiempo estimado de entrada en operación se revisa en cada proyección Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, 2016.

Los resultados de integrar estas demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 17:

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


2016 70.280 69.031 67.788

2017 72.945 71.241 69.546

2018 76.583 74.835 73.095

2019 78.955 77.160 75.375

2020 81.229 79.384 77.549

2021 83.248 81.351 79.464

2022 85.336 83.384 81.442

2023 87.516 85.508 83.509

2024 89.875 87.806 85.747


2025 92.403 90.271 88.150

2026 95.086 92.889 90.701

2027 97.934 95.667 93.411

2028 100.937 98.597 96.269

2029 104.125 101.710 99.305

2030 107.514 105.018 102.533

La Gráfica 69 ilustra la proyección nacional más los GCE la cual presenta un crecimiento promedio anual del 3,04% entre 2016 a 2030 para el escenario medio de proyección.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000GWh

Rubiales Sociedades Portuarias Drummond Otras Ecopetrol Exportaciones hacia Panamá



43


Gráfica 69. Proyección Demanda EE (GWh) – Con GCE


En la Gráfica 70 se muestra la proyección conjunta nacional más GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,13% durante el período proyectado.

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


La Gráfica 71 muestra los cambios entre la proyección más reciente de la Unidad y esta revisión. La diferencia radica en: la actualización de los valores (Drummond y Otras Ecopetrol), la entrada del GCE – Sociedades Portuarias -, y la nueva estimación de los valores para Rubiales. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones se encuentra alrededor del 1,95% en el período 2016 - 2030.

Gráfica 71. Comparación Julio vs Noviembre de la Proyección Demanda EE (GWH) – Con GCE y Panamá


7.6 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. Además se actualizaron los valores declarados para Rubiales. En la Tabla 18 y Gráfica 72 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 72. Proyección de la Demanda Potencia Máxima de GCE (MW)

Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, 2016.

69.031

78.071

88.958

103.705

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

AñoHistórico Demanda EE Esc. MedioEsc. Alto Esc. Bajo

69.031

74.83579.384

90.271

105.018

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000 GWh

Año

Histórico Demanda EE Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

69.031

74.83579.384

90.271

105.018

71.260

76.86580.930

91.720

105.681

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

AñoHistórico Demanda EEEsc. Medio UPME (GWh) - Abril 2016Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 2015

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900MW

Rubiales Sociedades Portuarias Drummond Otras Ecopetrol Exportaciones hacia Panamá



44


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

AÑO RUBIALES ECOPETROL DRUMMOND SOCIEDADES PORTUARIAS

EXPORTACIONES PANAMÁ

2014 130

2015 144 10

2016 168 120 13 47

2017 174 127 83 47

2018 156 187 123 47 270

2019 127 248 163 47 270

2020 94 285 187 47 270

2021 82 267 175 47 270

2022 68 244 160 47 270

2023 56 221 145 47 270

2024 45 200 132 47 270

2025 38 184 120 47 270

2026 31 167 110 47 270

2027 25 152 100 47 270

2028 21 139 91 47 270

2029 17 126 83 47 270

2030 14 115 76 47 270

Nota: Los valores y el tiempo de entrada en operación se revisa en cada proyección. Fuente: Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, 2016.

Los valores resultantes de la proyección de la potencia eléctrica máxima nacional, con los valores integrados de las potencias de Grandes Consumidores Especiales y Panamá, se presentan en la Tabla 19 y en la Gráfica 74.

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


2016 10.889 10.490 10.107

2017 11.208 10.800 10.408

2018 11.753 11.337 10.937

2019 12.041 11.618 11.210

2020 12.304 11.871 11.455

2021 12.507 12.065 11.640

2022 12.714 12.263 11.828

2023 12.924 12.463 12.019

2024 13.155 12.683 12.229

2025 13.409 12.926 12.462

2026 13.680 13.186 12.711

2027 13.969 13.463 12.977

2028 14.268 13.750 13.251

2029 14.583 14.052 13.541

2030 14.917 14.372 13.849

El crecimiento promedio anual de la proyección nacional más los GCE seria 2,26%, y si se adiciona a está la proyección de

Panamá aumentaría en 0,13% entre 2016 a 2030.

Gráfica 73. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE


Gráfica 74. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE Y

Panamá


10.490

11.613

12.667

14.110

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500MW


Esc. Alto Esc. Bajo

10.490

11.33711.871

12.926

14.372

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500MW


Esc. Alto Esc. Bajo



45


La Gráfica 75 muestra los cambios entre la proyección más reciente de la Unidad y esta revisión. El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones se encuentra alrededor del 1,39% en el período 2016 - 2030. Gráfica 75. Comparación Julio vs Noviembre de la Proyección

Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá


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.

7.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual)

A continuación, en la Tabla 20 y en la Gráfica 76 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Abril 2016 - Diciembre 2017, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE.

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


abr-16 5.778 5.643 5.510

may-16 5.958 5.819 5.682

jun-16 5.816 5.680 5.546

jul-16 5.991 5.854 5.718

ago-16 6.117 5.977 5.837

sep-16 6.009 5.871 5.735

oct-16 6.053 5.910 5.767


nov-16 5.896 5.757 5.618

dic-16 6.060 5.916 5.774

ene-17 5.967 5.824 5.683

feb-17 5.671 5.537 5.402

mar-17 6.123 5.977 5.832

abr-17 5.872 5.736 5.600

may-17 6.186 6.043 5.900

jun-17 5.996 5.857 5.719

jul-17 6.160 6.019 5.879

ago-17 6.276 6.132 5.990

sep-17 6.178 6.037 5.897

oct-17 6.240 6.093 5.946

nov-17 6.078 5.935 5.792

dic-17 6.197 6.051 5.906

Gráfica 76. Proyección Demanda Mensual EE (GWh) – Con GCE


7.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual)

En la Tabla 21 y en la Gráfica 77 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Abril 2016 - Diciembre 2017, en donde se incluye la proyección de la demanda de GCE.

10.49011.337

11.871

12.926

14.372

10.86711.564

11.952

13.060

14.537

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500MW

AñoHistórico Demanda PMÁX Esc. Medio UPME (MW) - Abril 2016

Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 2015

4.800

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

6.400

en

e.-

15fe

b.-

15

mar

.-1

5ab

r.-1

5m

ay.-

15

jun

.-15

jul.-

15ag

o.-

15se

p.-

15o

ct.-

15n

ov.

-15

dic

.-15

en

e.-

16fe

b.-

16

mar

.-1

6ab

r.-1

6m

ay.-

16

jun

.-16

jul.-

16ag

o.-

16se

p.-

16o

ct.-

16n

ov.

-16

dic

.-16

en

e.-

17fe

b.-

17

mar

.-1

7ab

r.-1

7m

ay.-

17ju

n.-

17ju

l.-17

ago

.-17

sep

.-17

oct

.-17

no

v.-1

7d

ic.-

17

GWh

Mes - AñoHistórico Demanda EE (GWh) Esc. MedioEsc. Alto Esc. Bajo



46


Tabla 21. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) – Con GCE

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

abr-16 10.382 10.002 9.636

may-16 10.507 10.123 9.752

jun-16 10.554 10.168 9.796

jul-16 10.657 10.266 9.891

ago-16 10.767 10.372 9.993

sep-16 10.814 10.418 10.037

oct-16 10.873 10.475 10.092

nov-16 10.866 10.469 10.086

dic-16 10.889 10.490 10.107

ene-17 10.954 10.555 10.171

feb-17 10.853 10.458 10.078

mar-17 10.930 10.532 10.149

abr-17 10.903 10.506 10.125

may-17 10.988 10.588 10.203

jun-17 10.987 10.587 10.202

jul-17 11.052 10.649 10.262

ago-17 11.128 10.723 10.333

sep-17 11.156 10.749 10.359

oct-17 11.208 10.800 10.408

nov-17 11.195 10.788 10.397

dic-17 11.192 10.784 10.392

Gráfica 77. Proyección Demanda Mensual PMÁX (MW) – Con

GCE


9.1009.3009.5009.7009.900

10.10010.30010.50010.70010.90011.10011.300

en

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15

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15se

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15o

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-15

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.-15

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mar

.-1

6ab

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ay.-

16

jun

.-16

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16ag

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16se

p.-

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ct.-

16n

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-16

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.-16

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b.-

17

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7ab

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7m

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.-17

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17ag

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17se

p.-

17o

ct.-

17n

ov.

-17

dic

.-17

MW

Mes - AñoHistórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo



47


8. DEMANDA COMERCIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE MERCADO

Inicialmente se realizó un ejercicio interno en febrero del año anterior de las proyecciones de las demandas comerciales por tipo de mercado, las cuales se contrastaron con los valores reales, dando como resultado valores cercanos a los proyectados para los meses de abril de 2015 a marzo de 2016, encontrándose errores cuadráticos medios entre 0,024% y 0,038%. Los resultados son los siguientes: a. Se analizó el comportamiento de las

proyecciones realizadas en la Unidad desde abril de 2015 a marzo de 2016, con respecto a los valores realmente demandados. Empleando el Error Promedio Porcentual (APE), el Error Promedio Absoluto (AAE), y el Error Cuadrático Medio (MSE) (Tabla 22).

Tabla 22. Errores de las proyecciones por tipo de mercado

No Regulado

con GCE Nuevos No Regulado

Sin GCE Nuevos Regulado

APE 1,05% 1,31% 0,33%

AAE 28,27 26,72 46,53

MSE 0,038% 0,038% 0,024%

b. Se realizó una descomposición del Error

Medio Cuadrático para determinar si los errores presentan un sesgo sistemático o aleatorio. Al determinar el tipo de errores de cada proyección, se descompuso el MSE en las tres componentes: Errores por sesgo (B), Errores por el modelo (M) y Errores aleatorios (R). En la Tabla 23 se muestran los resultados obtenidos:

Tabla 23. Composición del Error Cuadrático Medio de las

proyecciones por tipo de mercado

MSE No Regulado

con GCE Nuevos No Regulado

Sin GCE Nuevos Regulado

Sesgo (B) 26,36% 42,07% 4,16%

Modelo (M) 8,37% 8,24% 1,00%

Aleatorio (R) 65,27% 49,69% 94,84%

Gráfica 78. Proyecciones Históricas de Demanda Comercial de Energía Eléctrica (GWh)

Nota: Incluye GC Existenstes y Nuevos (Rubiales y Drummond). Nota: Incluye GC Existentes


1.600

1.650

1.700

1.750

1.800

1.850

1.900

GW

h

Mercado No Regulado + GCE Nuevos (GWh)

Histórico Feb. 2015

1.600

1.650

1.700

1.750

1.800

1.850

1.900

GW

h

Mercado No Regulado - GCE Nuevos (GWh)


3.550

3.600

3.650

3.700

3.750

3.800

3.850

3.900

3.950

GW

h

Mercado Regulado (GWh)




48


Gráfica 79. Porcentaje de Participación de las Componente

del Error Medio Cuadrático


La metodología para la elaboración de las proyecciones es similar a la revisión de marzo de 2015. La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 24:

Tabla 24. Variables de la Demanda de Energía Eléctrica por Tipo de Usuario

ABREVIATURA PERIODICIDAD

Demanda por Tipo de Usuario :

DEM_REG, DEM_NOREG

Mensual (Septiembre 1997

– Marzo 2016)

Efecto Calendario CALEND Mensual

(Septiembre 1997 – Diciembre 2016)


Gráfica 80. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica por

Tipo de Usuario (GWh)


Gráfica 81. Relación de la Demanda de Energía Eléctrica por Tipo de Usuario (%)


8.1 Demanda de Energía Eléctrica Regulada y No Regulada (Con y Sin GCE)

La Tabla 25 muestra los valores mensuales proyectados de la demanda de energía eléctrica por tipo de mercado.

Tabla 25. Proyección de la Demanda comercial Energía Eléctrica por Tipo de Mercado - Mensual (GWh)

PROYECCIÓN GWh

Mes No Regulado

Regulado Con GCE Sin GCE

abr-16 1.759 1.676 3.780

may-16 1.813 1.724 3.882

jun-16 1.743 1.663 3.814

jul-16 1.766 1.682 3.913

ago-16 1.819 1.733 3.983

sep-16 1.803 1.717 3.910

oct-16 1.814 1.728 3.961

nov-16 1.758 1.676 3.860

dic-16 1.749 1.662 4.033

Notas: Periodo de Marzo de 2016 reportado por XM. La Demanda eléctrica proyectada por la UPME solo contempla la Demanda de Energía del SIN, la cual corresponde a la Demanda Comercial Nacional más la demanda no atendida por causas programadas y no programadas. Cabe anotar que esta proyección no contempla las transacciones eléctricas con los países vecinos de Ecuador y Venezuela; ni la entrada de GCE ni de Panamá.

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

No Regulado + GCE Nuevos No Regulado - GCE Nuevos Regulado

Sesgo (B) Modelo (M) Aleatorio (R)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

Mes - AñoDemanda Comercial Regulada (GWh) Demanda Comercial No Regulada (GWh)

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

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7m

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98

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8m

ar.-

99

sep

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ar.-

00

sep

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0m

ar.-

01

sep

.-0

1m

ar.-

02

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.-0

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03

sep

.-03

mar

.-0

4se

p.-

04

mar

.-0

5se

p.-

05

mar

.-0

6se

p.-

06

mar

.-07

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.-0

7m

ar.-

08

sep

.-0

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ar.-

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.-0

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ar.-

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.-1

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11

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.-1

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ar.-

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sep

.-1

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ar.-

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sep

.-1

3m

ar.-

14

sep

.-1

4m

ar.-

15se

p.-

15

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.-1

6

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ació

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eman

da

Reg

ula

da

Mes - Año

Demanda Comercial Regulada (%)

Demanda Comercial No Regulada (%)



49


Tanto en la Gráfica 82 como en la Gráfica 83, la demanda comercial trimestral ha disminuido levemente para el mercado no regulado desde 2015 debido probablemente a que algunas de estas demandas se han pasado al mercado regulado por los altos precios en bolsa como consecuencia de la situación energética que afronto el país desde mediados de 2015 hasta principios de 2016. Adicionalmente, las empresas que producen gas tuvieron que ejercer las OCG (Contrato de Opción de Compra de Gas) con las empresas del sector industrial, y parte de este gas se entregó al sector termoeléctrico como prioridad de poder sostener el sistema eléctrico del país. Otra posible causa, del decrecimiento de la demanda en éste mercado se dio probablemente por el aumento de los precios de los contratos de gas natural y de otra parte la devaluación de la moneda (peso colombiano).

Gráfica 82. Demanda Comercial de Energía Eléctrica Sin Nuevos GCE por Tipo de Usuario (GWh)


Gráfica 83. Demanda Comercial de Energía Eléctrica Con Nuevos GCE por Tipo de Mercado (GWh)


Gráfica 84. Demanda Comercial de Energía Eléctrica Con y

Sin Nuevos GCE (GWh)


1.6671.674

1.676 1.682 1.662

0

3.6533.689

3.780 3.913 4.033

00

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

ene.

-15

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.-1

5

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abr.

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.-1

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.-15

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15

ago

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oct

.-15

no

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5

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6

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16

ago

.-16

sep

.-16

oct

.-16

no

v.-1

6

dic

.-16

GW

h

Histórico No Regulado Sin Nuevos GCE Proyección No Regulado Sin Nuevos GCE

Histórico Regulado Proyección Regulado

1.7221.751

1.759 1.766 1.749

0

3.6533.689

3.780 3.913 4.033

00

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

ene.

-15

feb

.-1

5

mar

.-1

5

abr.

-15

may

.-1

5

jun

.-1

5

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-15

ago

.-1

5

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5

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v.-1

5

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5

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6

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-16

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.-1

6

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-16

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6

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.-1

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6

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GW

h

Histórico No Regulado Con Nuevos GCE Proyección No Regulado Con Nuevos GCE

Histórico Regulado Proyección Regulado

5.539

5.679 5.783

5.456

5.5955.695

5.200

5.300

5.400

5.500

5.600

5.700

5.800

5.900

6.000

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feb

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16

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.-1

6

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6

abr.

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6

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.-16

jul.-

16

ago

.-16

sep

.-16

oct

.-16

no

v.-1

6

dic

.-16

GW

h

Histórico Con Nuevos GCE Histórico Sin Nuevos GCE

Proyección Con Nuevos GCE Proyección Sin Nuevos GCE



50


9. CONSUMO PER CÁPITA DE ENERGÍA ELÉCTRICA: MUNDIAL, REGIONAL Y COLOMBIA

En línea con el análisis de la coyuntura económica nacional presentada en la parte inicial del documento, se ha explorado para esta revisión, el comportamiento de la consumo per cápita a nivel Mundial, para Latinoamérica y el Caribe y Colombia. Para Colombia en la Gráfica 85, se evidencia un fuerte acople entre estos consumos y el comportamiento de la demanda general de energía eléctrica conectada al STN.

Gráfica 85. Consumo per cápita para Colombia y sus Regiones (kWh per cápita)

Fuente: UPME, Base de Datos XM y DANE, 2016.

Siendo la región del Valle del Cauca, la región que posee un consumo per cápita eléctrico más alto del país, seguido de Noroeste, Centro y Costa – Caribe, las cuales están reflejadas primordialmente por el nivel de la actividad económica en sectores claves de consumo de electricidad (Industria y Servicios). La tasa de crecimiento del consumo per cápita de electricidad de cada una de las regiones, ha dependido principalmente de la naturaleza y el alcance de las intervenciones del gobierno, en particular las políticas relacionadas con la eficiencia energética, lo medioambiental y de

seguridad energética. En primer lugar, se sitúa la región del Oriente con un crecimiento promedio anual del 2,93%, seguida de Costa – Caribe (2,55%), Tolima Grande (1,98%), Sur (1,39%), Centro (1,35%), CQR (0,73%), Valle (0,72%) y Noroeste (0,50%) para el período 2001 a 2015. Algunas de estas políticas influyen en la demanda de electricidad directamente, como medidas para mejorar la eficiencia en el uso final y para estimular la sustitución de combustibles. Para el consumo per cápita nacional (el Sistema Interconectado Nacional - SIN), se ha evidenciado un crecimiento promedio anual del 1,94%, estando por debajo del consumo de la región de Tolima Grande entre 2001 a 2015. A continuación, se muestran algunas gráficas de los consumos per cápita de electricidad a nivel Mundial y a nivel de Latinoamérica y el Caribe. Colombia se ubica en el puesto 96 del ranking mundial para 2013 con un consumo per cápita de 1.301 kWh, estando en magnitud cercano a países como Vietnam (1.306 kWh) y Argelia (1.277 kWh).

Gráfica 86. Consumo per cápita de los países del mundo (kWh per cápita) - 2013

Fuente: UPME, Base de Datos: Banco Mundial, XM y DANE, 2016.

0

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400

600

800

1.000

1.200

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1.600

2000 2005 2010 2015

kWh

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Sur Tolima Grande OrienteCQR Costa - Caribe CentroNoroeste Valle Total Nacional (SIN)

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29

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23

3.7

54

3.5

57

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85

2.5

29

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48

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06

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1.1

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0

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0

25

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14

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kWh

per

cáp

ita

Puesto del país



51


Para cualquier país, la medición de la eficiencia energética es un reto ya que requiere una amplia recopilación y análisis de datos.

Gráfica 87. Consumo per cápita de los países del G20 + Colombia (kWh per cápita) - 2013


Como una aproximación, la intensidad de la electricidad da un indicio general de los avances hacia la mejora de la Eficiencia energética, pero es importante tener en cuenta que cada país posee diferentes intensidades de electricidad en base a factores tales como el nivel de industrialización y el clima.

Gráfica 88. Consumo per cápita de los países de Latinoamérica y el Caribe (kWh per cápita) - 2013


15

.51

9

12

.98

5

10

.42

8

10

.13

4

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Bo

livia

Nic

ara

gua

Gu

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ma

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Ha

ití

kWh

per

cáp

ita



52


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