proyección de la demanda de energía · pdf filelínea gratuita nacional...

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PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE ENERGÍA

ELÉCTRICA Y POTENCIA

MÁXIMA EN COLOMBIA

Revisión

Octubre de 2015

Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima en Colombia Revisión Octubre de 2015

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

en Colombia Revisión Octubre de 2015

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



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“Prediction is very difficult, especially if it's about the future”.

Niels Bohr

“Occurrences in this domain are beyond the reach of exact prediction because of the variety of factors in operation,

not because of any lack of order in nature”.

Albert Einstein

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 Alexander Rodríguez Hernández

Profesional Especializado

Revisión Octubre de 2015




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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 1. CRECIMIENTO ECONÓMICO EN COLOMBIA: DESACELERACIÓN SIN TRAUMATISMOS EN 2015

PERO CON INCERTIDUMBRES EN 2016 ............................................................................... 9 2. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y GRANDES CONSUMIDORES: AUMENTA

EL CONSUMO IMPULSADO POR HOGARES PERO NO POR ACTIVIDAD ECONÓMICA ........... 14 3. ANÁLISIS DE CONSUMO POR SECTOR Y EN HOGARES. FORMACION DE PRECIOS EN LA

DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA............................................................ 18 4. ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA. UN MERCADO INELÁSTICO PERO CADA VEZ MÁS

SENSIBLE A LOS PRECIOS .................................................................................................. 21 5. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA ............................. 28

5.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual) ............................................................ 30 5.2 Demanda de potencia máxima a largo plazo (Anual) ........................................................... 33 5.3 Demanda de Energía Eléctrica a corto plazo (Mensual) ....................................................... 34 5.4 Demanda de Potencia Máxima a corto plazo (Mensual) ...................................................... 34 5.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual) ......................................................................... 35 5.6 Demanda de Potencia Máxima Total (Anual) ....................................................................... 38 5.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual) .................................................................... 39 5.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual) ................................................................... 40

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 41




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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. Se incorpora en esta revisión por primera vez aspectos derivados de estudios recientes ejecutados por la Unidad, y que contribuyen a determinar la demanda total de electricidad en el país, en la cual se suman la demanda atendida por el SIN y la demanda atendida por autogeneración y cogeneración en sectores productivos y extractivos, muchos de ellos desconectados de la red nacional. En esta revisión, se resaltan los siguientes elementos: 1. La demanda de electricidad del SIN

durante 2015 (hasta el tercer trimestre) presenta un crecimiento mayor al previsto, no atribuible a la actividad económica, como sí al consumo residencial,; por ende, la dinámica de la demanda de electricidad, se aparta de las previsiones UPME de menor crecimiento del PIB y menor expansión de la demanda interna en 2015

2. La revisión de la proyección 2015-2029 recoge el cambio observado en las tasas de crecimiento entre abril y septiembre de 2015. Crecimiento que se origina en los consumidores residenciales. Los sectores productivos han mostrado una desaceleración pronunciada, acorde con el menor crecimiento económico que Colombia presenta en 2015 (2,9%

durante el primer semestre) respecto a 2014 (4,6%).

3. Los escenarios climáticos se han desplazado hacia el techo máximo de las temperaturas en todas las regiones del país, impulsando los consumos de refrigeración, acondicionamiento de espacios, bombeos agrícolas y bombeos de acueductos.

4. La economía colombiana se ha venido desacelerando desde el tercer trimestre de 2014, como consecuencia del impacto negativo que ha producido la caída de los precios mundiales de hidrocarburos, la depreciación del peso (reduciendo el consumo de hogares y la inversión privada) y el repunte de la inflación de precios a productores y consumidores, aunque a un ritmo menor al previsto por analistas institucionales (FMI, Banco de la República, Calificadoras de Riesgo).

5. La UPME prevé un crecimiento de 2,9%

para 2015 y 3,4% para 2016. No obstante, la UPME ve factible una revisión a la baja del crecimiento en 2016 en un rango de 2,4% – 3 ,2%, de persistir: i) la depreciación del peso frente al dólar; ii) la inflación por encima del 4%; iii) la disminución de flujos de inversión tanto de portafolio como de flujos de inversión extranjera directa.




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6. La percepción de riesgo de la economía colombiana está asociada al desempeño del dólar, el comportamiento del precio del petróleo y el entorno de la región latinoamericana. En ninguno de los tres casos, tiene margen el Gobierno para intentar alteraciones. Son fenómenos externos cuya corrección está dada por el propio mercado.

7. Las tres principales preocupaciones hoy en la economía colombiana, que condicionan el desempeño de la economía y el crecimiento del PIB a corto y mediano plazo son: inflación, devaluación, e incremento del déficit en cuenta corriente.

8. La inflación a septiembre de 2015 es

5.4% (por encima de la meta de inflación del Banco de la República fijada en un rango 2% – 4%), impulsada por: i) el incremento en el precio de alimentos y gas natural en respuesta al Fenómeno del Niño; ii) depreciación del peso frente al dólar que ha incrementado el precio de los bienes transables

9. El incremento en el déficit en cuenta

corriente, estimado en 5% del PIB para 2015, se explica por: i) la reducción del valor de las exportaciones por la caída en los precios del petróleo de niveles de USD 110 en Junio de 2014 a niveles en un rango USD 40 – USD 50 a lo largo del presente año; ii) incremento del servicio de la deuda externa pública y privada, debido al incremento en el tipo de cambio, que pasó de COP 2356/ USD al finalizar 2014, a COP 3122 / USD al término de septiembre de 2015

10. El aumento de la inflación por encima del 4% junto a una devaluación anual promedio de 38% del peso colombiano frente al dólar durante 2015, ha reducido la capacidad adquisitiva de los salarios del consumidor, y ha incrementado los costos de producción e inversión para las empresas en todos los sectores.

11. Las expectativas de inflación a corto

plazo de los agentes se han desanclado con relación a la meta de inflación fijada por el Banco de la República (2% – 4%). Mientras en enero, la expectativa de inflación en 2015 era 3.3%, a septiembre subió a 4.7%. Para 2016, la expectativa de inflación que en enero de este año se situaba en 2.9%, en septiembre se ubica en 3.6, lo cual evidencia un mayor pesimismo sobre el comportamiento de los precios

12. El repunte en las expectativas de

inflación, y la incertidumbre por la duración de Fenómeno del Niño y el nivel que pudiera alcanzar el tipo de cambio de seguirse depreciando el peso, llevaron a la Junta Directiva del Banco de la República en su reunión del pasado mes de septiembre a incrementar sus tasas de intervención para suministro de liquidez, de 4.50% a 4.75% anual. Esta decisión y la probabilidad de nuevos incrementos en tasas de interés, de persistir el aumento de las expectativas de inflación, pueden tener un impacto negativo en el consumo y la inversión, del que no se excluye la inversión en el sector minero energético.




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13. El entorno económico no favorable de Latinoamérica, con bajas tasas de crecimiento en Perú, Chile y Ecuador, y recesión en Venezuela y Brasil, socios comerciales de Colombia (y donde las empresas del sector minero energético tienen importantes inversiones) limita las posibilidades de un mejor desempeño de la economía y la demanda de energía eléctrica (aislando el efecto positivo de consumo debido al Fenómeno del Niño).

14. La demanda de energía eléctrica en el país con corte al mes de agosto, disminuyó a una tasa de 13% anual en grandes consumidores. El impulso a la demanda de energía eléctrica lo están explicando los hogares de estratos bajos, teniendo éstos una mayor elasticidad precio – demanda que explica su mayor volatilidad en el consumo de energía eléctrica1.

15. Los grandes consumidores redujeron a 4% su participación en la demanda de energía respondiendo a una desaceleración de la actividad en el sector minero – energético con excepción del campo Rubiales.

16. Ante una intensificación de los impactos del Fenómeno del Niño, los esfuerzos por un consumo responsable de agua y un uso eficiente de la energía eléctrica se deben concentrar en estratos de ingresos bajos (1 – 3) que representan el 80% del consumo nacional. Además, la población perteneciente a los estratos bajos, por tener una mayor elasticidad

1 Históricamente, la demanda de energía eléctrica ha sido inelástica respecto al precio (insensible a cambios en los precios). Sin embargo, en el caso de los estratos bajos, la menor

precio – demanda, son más proclives a realizar un ajuste de consumo.

17. La demanda de energía eléctrica para el periodo de enero a septiembre del 2015, ha tenido un crecimiento del 3,65%, estando 0,28% por encima del crecimiento en el mismo período de 2014.

18. Se estima que para el período comprendido entre Julio de 2015 a Julio de 2016, la demanda de energía eléctrica alcance un crecimiento del 3,78%, siendo este período en donde el fenómeno climático se desarrolle con más intensidad. Esto se traduce en un aumento del 0,7% con respecto al mismo período de 2014.

19. La demanda de potencia máxima para el periodo de enero a septiembre del 2015, ha tenido un crecimiento del 2,87%, estando 1,75% por encima del crecimiento en el mismo período para 2014. Para el período comprendido entre Julio de 2015 a Julio de 2016, la demanda de energía eléctrica se espera alcance un crecimiento del 5,56%, traduciéndose en un aumento del 4,2% con respecto al mismo período de 2014.

20. Para energía eléctrica, tomando como base 100 enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a agosto de 2015 ha alcanzado hasta 283 y la demanda del SIN hasta 167.

elasticidad está condicionada al subsidio que recibe por consumo de subsistencia.




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21. Para el caso de la potencia máxima, tomando como base 100 enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a agosto de 2015 ha alcanzado hasta 447 y la demanda del SIN, 136.

22. El crecimiento esperado en el escenario medio para el SIN en la demanda de energía eléctrica para 2015 será de 3,69%, y para potencia máxima 5,85%, debido a las condiciones climáticas que afronta el país. Este es un comportamiento atípico respecto del observado en los últimos diez semestres. De manera similar, para la demanda total (SIN + GCE + Panamá) se espera un crecimiento del 4,0% y del 6,4% para energía eléctrica y potencia máxima respectivamente.

23. Los valores recalculados para la

demanda de energía eléctrica y de potencia máxima de Rubiales, en el periodo 2015 – 2029, afectan las expectativas de un mayor incremento de las demandas totales.

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

2015 66.284 66.017 65.751

2016 72.333 71.260 70.194

2017 74.907 73.803 72.707

2018 77.998 76.865 75.740

2019 80.125 78.962 77.807

2020 82.125 80.930 79.742

2021 84.269 83.043 81.826

2022 86.531 85.273 84.024

2023 88.656 87.361 86.074

2024 90.692 89.365 88.046

2025 93.083 91.720 90.365

2026 95.652 94.247 92.852

2027 98.600 97.149 95.707

2028 101.229 99.736 98.253

2029 104.019 102.483 100.957

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

2015 10.417 10.161 10.085

2016 11.129 10.867 10.612

2017 11.381 11.113 10.852

2018 11.837 11.564 11.298

2019 12.031 11.753 11.481

2020 12.236 11.952 11.675

2021 12.433 12.143 11.861

2022 12.657 12.362 12.074

2023 12.911 12.609 12.315

2024 13.121 12.814 12.514

2025 13.374 13.060 12.754

2026 13.660 13.339 13.026

2027 13.964 13.635 13.315

2028 14.247 13.910 13.583

2029 14.547 14.203 13.868




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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

2015 4,4% 4,0% 3,5%

2016 9,1% 7,9% 6,8%

2017 3,6% 3,6% 3,6%

2018 4,1% 4,1% 4,2%

2019 2,7% 2,7% 2,7%

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

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

2022 2,7% 2,7% 2,7%

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

2024 2,3% 2,3% 2,3%

2025 2,6% 2,6% 2,6%

2026 2,8% 2,8% 2,8%

2027 3,1% 3,1% 3,1%

2028 2,7% 2,7% 2,7%

2029 2,8% 2,8% 2,8%

Los resultados de los porcentajes de

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

Tabla 4. Crecimiento de la Demanda Proyectada PMÁX Total

Nacional (%)

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

2015 9,1% 6,4% 5,6%

2016 6,8% 6,9% 5,2%

2017 2,3% 2,3% 2,3%

2018 4,0% 4,1% 4,1%

2019 1,6% 1,6% 1,6%

2020 1,7% 1,7% 1,7%

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

2022 1,8% 1,8% 1,8%

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

2024 1,6% 1,6% 1,6%

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

2026 2,1% 2,1% 2,1%

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

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

2029 2,1% 2,1% 2,1%




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1. CRECIMIENTO ECONÓMICO EN COLOMBIA: DESACELERACIÓN SIN TRAUMATISMOS EN 2015 PERO CON INCERTIDUMBRES EN 2016

La economía colombiana ha enfrentado en 2015 su desaceleración más significativa desde 2009 (último año en que la economía colombiana creció por debajo del 2%). No obstante, el panorama regional es muy desalentador: Según el Fondo Monetario Internacional, la región de Latinoamérica crecerá en promedio – 0.3% en 2015, es decir, una contracción del PIB regional, con casos concretos de profunda recesión en Brasil y Venezuela. Por tanto, dentro del contexto latinoamericano, sobresale positivamente el caso colombiano: la economía creció a 2.9% durante el primer semestre de 2015, que si bien es 1.7% inferior al crecimiento de 2014, es un cifra alejada de un escenario de recesión, sin destrucción significativa de empleos, y con un consumo de hogares creciendo por encima del 3%, mostrando la fortaleza de la demanda interna y que el nivel de gasto es aún sólido en las familias colombianas (Gráfica 1).

Gráfica 1. Crecimiento Económico Colombia 2013Q1 – 2015Q2

Fuente: DANE

Al término del segundo trimestre de 2015, por sectores económicos, sólo la construcción en el sector secundario y el comercio y servicios financieros en el sector terciario consiguieron crecer por encima del 3% (Gráfica 2). Se constituyen en los sectores donde Colombia más crece en la actualidad, no intensivos en uso de la energía eléctrica, pero sustentan la generación de empleos.

Gráfica 2. Crecimiento Económico Colombia por Sectores Productivos

Fuente: DANE – CÁLCULOS UPME

Es de resaltar que la proyección de crecimiento hecha por la UPME para 2015Q1 (2.9%) y 2015Q2 (3.3%) estuvo muy cercana a los datos publicados por DANE (2.8% y 3% respectivamente). La mayor desaceleración se presentó en: la industria, la cual creció negativamente en 1%; el transporte, bajó ostensiblemente su desempeño, al pasar de un crecimiento mayor al 4%, a uno de 0.5% en el 2015Q2. La sorpresa positiva de los datos de PIB del segundo trimestre de 2015 la proporcionó la actividad minera, que luego de haberse contraído en el segundo semestre de 2014 y el primer trimestre de 2015, volvió a experimentar un crecimiento superior al 4%.

2.8%

4.7%6.1% 6.1% 6.4%

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3.3%

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1.2% 2.

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Proyección UPME Junio 15, 2015




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No obstante, las previsiones de crecimiento económico para Colombia siguen con revisión a la baja. En efecto, todos los analistas han revisado consecutivamente a la baja en al menos 4 ocasiones a lo largo de 2015, su previsión de crecimiento en Colombia para 2016. Las razones radican en la desconfianza que generan: a) la vulnerabilidad de la economía colombiana frente a la caída en los precios del petróleo; b) el fortalecimiento del dólar; c) el deterioro del entorno externo, en particular por la crisis económica que afrontan Venezuela, Ecuador y Brasil.

Gráfica 3. Previsión Crecimiento Económico Colombia 2015


Para el Fondo Monetario Internacional (FMI), según su última revisión hecha entre Septiembre y Octubre de 2015, la economía colombiana crecerá este año 2.5%, aunque prevé una recuperación en 2016, estimando en 3% a 3.5% el crecimiento del próximo año. La Junta Directiva del Banco de la República ha coincidido con esta apreciación, y ha previsto que el crecimiento de Colombia en 2015 sería del 2.8%. El Gobierno se ha mantenido firme en crecer 3.6%, aunque ha reconocido que es un escenario optimista, y que probablemente se crezca entre 3% y 3.5% este año.

En el caso de la UPME, la revisión hecha a las previsiones de crecimiento luego de la publicación del dato de PIB 2015Q2, deja la proyección en 2.9% para 2015 y en 3.4% para 2016. (Gráfica 3). Sin embargo, es evidente que en los mercados financieros externos hay una mayor percepción de riesgo por la economía colombiana. Aunque los niveles de riesgo país son históricamente bajos, el Embi actual de 318 puntos básicos, es aproximadamente el doble del nivel que presentaba en 2014Q3. Es evidente que el riesgo país se incrementó a medida que descendió el precio del petróleo, confirmando la vulnerabilidad que por éste presenta la economía nacional (Gráfica 4).

Gráfica 4. Precio del Barril de Petróleo Brent Versus Riesgo País (Embi)

Fuente: Bloomberg – CÁLCULOS UPME

Al margen del impacto negativo que el mantenimiento del precio del petróleo en bajos niveles representa para la economía colombiana, dos preocupaciones centran la atención de los analistas: la fuerte devaluación que ha experimentado el peso colombiano, y el repunte en la inflación, que se ubica al finalizar septiembre en 5.4%, cifra 1.4% por encima del límite superior del rango meta de inflación (2% – 4%) del Banco de la República (Gráfica 5).

3.8%

4.3% 4.2%

4.0%

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Gráfica 5. Inflación y Expectativas de Inflación Colombia 2015

Fuente: DANE – Banco de la República – CÁLCULOS UPME

La inflación colombiana repunta por dos factores: a) la transmisión del choque de precios que genera la devaluación; y la extensión del Fenómeno del Niño, que ha reducido el nivel de precipitaciones afectando el costo de los alimentos, quienes explican casi el 30% del índice de precios al consumidor. El aumento en las expectativas de inflación, es la consecuencia que en los agentes tiene la presencia de una inflación con tendencia al alza, con patrones de rigidez y persistencia. Cuando la inflación observada se ubica por encima de la meta del emisor (2% – 4%), las expectativas dejan de ser racionales para tornarse adaptativas (la expectativa de inflación de los agentes se condiciona al dato reciente de inflación y se desancla de la meta de inflación, haciendo que el esquema de inflación objetivo no funcione). Los agentes ven a septiembre de 2015, una inflación al final del año de 4.7%, y para 2016, la ubican en 3.6% que, si bien es un valor dentro del rango meta, es muy superior al rango de 2.5% – 3%, en que los mismos agentes veían la inflación de Colombia para 2016 durante el primer semestre de este año.

Gráfica 6. Inflación de Energía Eléctrica y Gas versus Inflación al Consumidor en Colombia

Fuente: DANE – Banco de la República – CÁLCULOS UPME

Los precios de la energía no han estado ajenos al choque inflacionario (Gráfica 6). La devaluación anual del peso colombiano frente al dólar, en 54% a septiembre de 2015, dados los costos de refinación y destilación, que se pagan en dólares, y la regulación dispuesta para la fijación del precio que incluye al tipo de cambio como variable exógena que fija el precio interno, han llevado a que el gas presente al finalizar septiembre, una inflación anual de sus precios de 21.9%, siendo uno de los factores que más está contribuyendo al aumento de la inflación de Colombia. La preocupación porque la inflación siga aumentando, y se afecte el anclaje de expectativas de inflación a 2016, llevó a la Junta Directiva del Banco de la República a aumentar de nuevo sus tasas de intervención en septiembre. No obstante, la tasa actual de expansión del Emisor con el aumento reciente de 25 Pb, y ubicada en 4.75%, es aún negativa en términos reales (descontando el efecto de inflación), por lo cual se harán necesarios nuevos aumentos de tasas de interés, que pueden afectar a la demanda doméstica (Gráfica 7).

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MetaInflación Anual IPCExpectativas Inflación Fin de AñoExpectativas Inflación A 12 meses

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12

Gráfica 7. Tasa Nominal Vs Tasa real de Intervención (Operaciones de Expansión) Banco de la República

Fuente: Banco de la República – CÁLCULOS UPME

El principal argumento de la Junta Directiva para subir las tasas de interés, radica en el fortalecimiento que muestra la demanda interna, en particular el consumo de los hogares, y el bajo nivel que históricamente tienen las tasas de interés, lo que estimula el endeudamiento (Gráfica 8).

Gráfica 8. Crecimiento Demanda Interna en Colombia. Hogares, Gasto Público e Inversión


El consumo de los hogares al finalizar el segundo trimestre en 2015, crece 3.3% anual, por encima del promedio de la economía. Esto implica, que los consumidores están asimilando satisfactoriamente el aumento de precios y la fuerte devaluación. Se infiere que, dado el bajo nivel de las tasas de interés nominales y el descenso de las tasas reales (por la mayor inflación), los hogares y las empresas están financiando su

gasto en bienes transables con mayor endeudamiento, lo cual acentúa el efecto pass – trough del dólar sobre el peso colombiano. La demanda externa muestra señales claras de ajustarse como consecuencia de la fuerte devaluación (Gráfica 9). Las importaciones pasaron de crecer anualmente 14.2% al finalizar 2014, a descender en 1.8% anual, al término del primer semestre de 2015.

Gráfica 9. Crecimiento Demanda Externa en Colombia: Exportaciones e Importaciones Versus Demanda Interna


Por su parte, las exportaciones no han podido absorber el impacto positivo que debería generar en competitividad un dólar a niveles altos, como consecuencia de la reducción en la actividad productiva, y la concentración en exportaciones de materias primas, que ha tenido desde 2014Q3 un descenso sostenido en sus precios de mercado.

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ImportacionesDemanda InternaExportaciones




13

Gráfica 10. Índices del Precio del Petróleo y Del Dólar. Base 100 Junio 2014

Fuente: Bloomberg – CÁLCULOS UPME

Los desequilibrios que en lo macroeconómico generan el aumento del dólar y la caída del precio del petróleo, se evidencian al construir un índice tomando como base junio de 2014, fecha cuando comenzaron a caer los precios de las materias primas (Gráfica 10). Desde junio de 2014 hasta septiembre de 2015, el dólar se fortaleció en 66%, y el petróleo se devalúo 54%, hecho que deteriora los términos de intercambio, por cuanto reduce el flujo de ingresos; además, genera un incremento de las obligaciones financieras, en particular para empresas y hogares, lo que se traduce en un aumento del deterioro en el déficit en cuenta corriente, estimado por el Banco de la República en 5.5% del PIB al finalizar 2015Q2.

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14

2. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y GRANDES CONSUMIDORES: AUMENTA EL CONSUMO IMPULSADO POR HOGARES PERO NO POR ACTIVIDAD ECONÓMICA

La demanda regulada de energía eléctrica se incrementó en 7.4% impulsada por el aumento en el consumo de los hogares, mientras que la demanda no regulada que se asocia a la actividad industrial creció sólo en 0.3%, evidenciando que no es la actividad económica quien impulsa el aumento de la demanda (Gráfica 11).

Gráfica 11. Demanda de Energía Regulada Vs Demanda No Regulada

Fuente: XM – CÁLCULOS UPME

Gráfica 12. Crecimiento Anual en Colombia Demanda Energía Eléctrica Versus Crecimiento Económico. Periodicidad Anual


Al comparar la actividad económica con la demanda de energía eléctrica, evidencia que en el último trimestre (2015Q3) se rompió la correlación positiva que tenían.

Así, mientras la economía se estima creció alrededor de 2.9%, según las proyecciones de la UPME, la demanda de energía eléctrica, lo hizo en 5%, en ambos casos, con una periodicidad anual (Gráfica 12). El contraste entre la actividad industrial y la actividad económica, evidencia que ésta última no puede estar sustentando el aumento de la demanda de energía eléctrica que se esperaba con el recrudecimiento del Fenómeno del Niño en Colombia (Gráfica 13).

Gráfica 13. Crecimiento Anual Índice de Producción

Industrial (IPI) Versus Índice Actividad Económica (ISE)


El comportamiento de la demanda de energía eléctrica de los grandes consumidores, también coadyuva en la sustentación de ésta hipótesis. A medida que las actividades de explotación y exploración de crudo, carbón, ferroníquel y gas pierden interés por los bajos precios, su demanda de energía eléctrica, tanto la de corto plazo como la expectativa a mediano y largo plazo se reducen, siendo mayor el riesgo de sobreestimar la demanda.

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15

Gráfica 14. Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Versus Participación en la Demanda de Grandes Consumidores


La demanda de energía eléctrica llegó en agosto de 2015 a 5691 GWh, pero la participación que en la demanda tienen los grandes consumidores (Campo Rubiales, Cerrejón, Cira Infantas y Cerro Matoso), se redujo a 4.2%, su nivel más bajo en los dos últimos años (Gráfica 14). En 2015, la participación de los grandes consumidores se había ubicado alrededor del 5% de la demanda interna de energía eléctrica, y su reducción es consecuencia de los ajustes que experimenta el sector minero energético, luego de la caída en los precios del petróleo y el gas natural.

Gráfica 15. Demanda de Energía Eléctrica Grandes Consumidores (GWh)


La demanda de energía eléctrica de los grandes consumidores alcanzó en Agosto de 2015 los 236 GWh, mostrando una tendencia descendente frente a su comportamiento histórico en los últimos 4 años (Gráfica 15).

Esto implica que los grandes consumidores dejaron de ser el factor que explicara las aceleraciones en la dinámica de consumo de energía eléctrica. Gráfica 16. Crecimiento Anual Demanda de Energía Eléctrica

Grandes Consumidores (GC) Versus Resto de la Demanda (Sin GC)


Al contrastar la variación en el consumo que han tenido grandes consumidores con el resto de la demanda, es evidente el contraste entre los dos: grandes consumidores con corte al mes de agosto de 2015, decreció durante el último año en 13.6%, mientras el resto de la demanda aumento en 6% (Gráfica 16). Gráfica 17. Índice de Demanda de Energía Eléctrica: Grandes Consumidores Vs Resto Demanda. Base 100 Enero de 2000


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16

Finalmente, el contraste en la evolución de la demanda de energía eléctrica entre grandes consumidores y el resto de la demanda, indexando los consumos (tomando como base enero de 2000) muestra que, en términos reales, los grandes consumidores están en el nivel de hace dos años, a pesar que la dinámica de crecimiento que han tenido es muy superior con respecto a los demás agentes del mercado (Gráfica 17).

Gráfica 18. Demanda de Energía (KWh) Grandes Consumidores Discriminada


El contraste entre las demandas de energía eléctrica de los grandes consumidores muestra la tendencia a la baja de las demandas de Cerro Matoso y Oxy, y el repunte en la demanda en 2015 de Rubiales (Gráfica 18). Las razones de este comportamiento se encuentran en decisiones de gerencia tomadas en Cerro Matoso, relacionadas con la reducción de costos, así como de turnos de operación y el estudio de una posible venta del campo, dada la caída en el precio del ferroníquel que ha reducido la rentabilidad de su producción. En lo que respecta a Cerrejón, éste muestra una estabilidad en su demanda de energía eléctrica acorde a expectativas de ajustar la producción a la capacidad de absorción de la demanda de carbón.

Por su parte, el repunte de Rubiales se puede asociar a la aceleración en la extracción, dado que el campo no le fue renovado a Pacific por parte de Ecopetrol, y por ende, ante la incertidumbre que Pacific participe en la adjudicación del campo (aunque Ecopetrol no descarta asumir el control de Campo Rubiales), es lógico un aumento de la productividad del campo. Así mismo, se evidencia estabilidad en la demanda de energía de Cira Infantas, lo que advierte simetría en la mayoría de las empresas relacionadas con la exploración y extracción en el sector minero – energético (Gráfica 19).

Gráfica 19. Participación Porcentual por Firma en la Demanda de Grandes Consumidores


Cuando se revisa el comportamiento de las cuatro firmas que han estado en los últimos 5 años como grandes consumidores de energía eléctrica en Colombia, se evidencia que su participación dejó de crecer en los dos últimos años, no obstante que Cerro Matoso sigue siendo el mayor gran consumidor, representando a la fecha alrededor del 40% de la demanda de energía eléctrica, entre la demanda que hacen los grandes consumidores (Gráfica 20).

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Cerro Matoso Cerrejón Cira Infantas Oxy




17

Gráfica 20. Composición Demanda de Energía Eléctrica de Grandes Consumidores Abril 2015

Gráfica 21. Composición Demanda de Energía Eléctrica Grandes Consumidores Agosto 2015


Por último, el contraste de la composición porcentual de la demanda de energía eléctrica de grandes consumidores, entre abril y agosto de 2015, muestra que Rubiales ganó 9% de participación, mientras Cira Infantas fue quien más la redujo (10%). Las demás firmas, Cerro Matoso, Cerrejón y Oxy, mantuvieron relativamente sus participaciones dentro del total de la demanda en grandes consumidores.

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18

3. ANÁLISIS DE CONSUMO POR SECTOR Y EN HOGARES. FORMACION DE PRECIOS EN LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

El consumo de los hogares representa el 42% del total del consumo total de energía, por lo cual son los agentes que más influyen en los movimientos de la demanda. Este porcentaje equivale en julio a 1219 GWh (Gráfica 21). Gráfica 22. Distribución del Consumo de Energía Eléctrica por

tipo de Consumidor


Gráfica 23. Participación Porcentual por agente en el

Consumo de Energía Eléctrica

Fuente: XM – CÁLCULOS UPME Durante el último año, la participación de los hogares se ha mantenido en el 42%. Por su parte, el sector industrial presenta una participación del 27%, equivalente durante el último mes de julio, a un consumo de 1219 GWh, participación que, aunque se ha mantenido, es lejana al 32% que alcanzara en

2009 (Gráficas 22 - 23). En el caso del sector comercial, éste representa el 20% del consumo total, equivalente a 920 GWh. A largo plazo, la tendencia es la repartición más equilibrada en el consumo entre los sectores industrial y comercial (Gráfica 24). Esto se aprecia en la mayor tasa de crecimiento que durante los últimos 11 años ha tenido el consumo de energía eléctrica en el sector comercial con relación a la industria.

Gráfica 24. Crecimiento del Consumo de Energía Eléctrica 2004 – 2015.


Al examinar el comportamiento de la demanda de energía eléctrica de hogares, en los últimos 12 años, sólo el estrato 1 ha incrementado su participación (Gráfica 25). En ese lapso, su participación en el consumo de energía de los hogares pasó de 21% a 27%. Por su parte, el estrato 2 se mantiene como el de mayor participación, siendo el 33% del consumo total de energía eléctrica en hogares.

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19

Gráfica 25. Participación de Cada Estrato en la Demanda de Energía Eléctrica en Hogares


En los demás estratos, la participación se mantuvo constante, resaltando el hecho que los estratos 1 y 2 sumados constituyen actualmente el 60% de la demanda de hogares, que sube al 83% si se agrega el estrato 3 (Gráfica 26).

Gráfica 26. Consumo de Energía Eléctrica en Hogares discriminado por Estrato


A julio de 2015, de los 1907 GWh que consumen los hogares: 523 se consumen en el estrato 1, 636 en el estrato 2, 426 en el estrato 3, 166 en el estrato 4 y sólo 80 y 75 en los estratos 5 y 6 respectivamente La mayor participación de los estratos de personas de menor ingreso, 1 y 2, incide gracias a la presencia de subsidios, en su mayor dinámica de consumo.

Gráfica 27. Incremento anual del consumo de energía eléctrica en hogares según estratos


Por tanto, son los hogares de ingresos bajos, los que sustentan el mayor crecimiento de la demanda regulada durante el tercer trimestre de 2015, siendo además la cuota del mercado donde se sustenta el consumo de energía eléctrica. Claramente la tendencia, en los últimos 10 años, año tras año, es el aumento del consumo de estratos bajos y la estabilidad con tendencia a la baja en el consumo en los estratos altos (Gráfica 27 – 28).

Gráfica 28. Crecimiento Anual en Precio KWh Energía Eléctrica Sectores Económicos


Caracterizado el consumo de energía eléctrica por sectores económicos y estratos, sigue la revisión al esquema de precios. La regulación en el sector eléctrico establece reglas para la determinación de precios.

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Además, al brindar subsidios en estratos bajos, y cobrar contribuciones en estratos altos, distorsiona los precios, por lo cual éstos pueden no necesariamente revelar las condiciones de mercado. Al contrastar la variación del precio KWh en la industria, el comercio y el estrato 4 (que no recibe subsidios ni hace contribuciones), ha seguido una tendencia descendente, al igual que el comportamiento que en general los precios de la economía colombiana han tenido, y que revela la baja inflación que Colombia presenta, actualmente en 5.4% (Gráfica 29). Gráfica 29. Variaciones de Precios en Tarifas de Energía por

Estratos


El ejercicio muestra una progresividad en el ajuste de los precios, esto es, tarifas con mayores incrementos anuales en estratos correspondientes a los niveles mayores de ingresos. De hecho, con excepción de las tarifas para estrato uno, en los demás estratos los incrementos en precios superan el nivel de inflación.

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21

4. ELASTICIDAD PRECIO – DEMANDA. UN MERCADO INELÁSTICO PERO CADA VEZ MÁS SENSIBLE A LOS PRECIOS

La estimación que se presenta de la elasticidad precio – demanda permite determinar la sensibilidad del consumidor en las cantidades efectivamente demandadas de energía eléctrica frente a variaciones en los precios. El análisis realizado para el presente informe ha hecho una estimación diferencial con y sin subsidio para determinar el impacto de éste en la sensibilidad de la demanda de energía eléctrica, a partir de dos metodologías: a. Estimación Continua - No Paramétrica. A

partir de la formulación de la elasticidad determinada por :

= |

∆𝑄𝑖𝑡𝑄𝑖𝑡

∆𝑃𝑖𝑡𝑃𝑖𝑡

| = 𝛽1 (1)

El valor de la elasticidad viene dado por el valor absoluto de 𝛽1, que se obtiene de las regresiones de las demandas estimadas de energía eléctrica. Si el valor absoluto del parámetro 𝛽1 se ubica entre 0 y 1, la demanda se considera inelástica con respecto al precio, es decir, la demanda del bien analizado (bien i) es insensible a las variaciones en el precio del mismo bien, por cuanto un aumento del 1% del precio, produciría una variación (en teoría negativa) menos que proporcional en la demanda.

El resultado obtenido, permite establecer para cada unidad de tiempo, el valor de la elasticidad precio – demanda.

b. Estimación Paramétrica Se estima la demanda de energía eléctrica 𝑄𝑖𝑡 a partir de un modelo logarítmico en función del logaritmo del precio 𝑃𝑖𝑡 del KWh (alternativamente la facturación) y el rezago de la demanda de energía eléctrica (con el propósito de evitar sesgos en el pronóstico por autocorrelación):

log 𝑄𝑖𝑡 = 𝛽𝑜 + 𝛽1 log 𝑃𝑖𝑡 +

𝛽2 log 𝑄𝑖,𝑡−1 + 𝜖𝑡 (2) El resultado permite obtener una elasticidad para todo el período analizado, o elasticidad resumen, que determina una elasticidad por cada período de análisis. Gráfica 30. Variación Anual del Precio Vs Variación Anual del

Consumo de la Demanda Global de Energía Eléctrica en Colombia


Cuando se revisa comparativamente la evolución del precio con la del consumo (variaciones anuales) se encuentra que, a priori, las variaciones del consumo han sido menos que proporcionales a los cambios de precio (línea azul por debajo del rectángulo verde en ). Esto evidencia una demanda inelástica.

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Gráfica 31. Elasticidad Precio – Demanda de la Demanda Global de Energía Eléctrica


Una gráfica basada en la estimación puntual de la elasticidad (elasticidad no paramétrica) evidencia una tendencia a largo plazo de ser la demanda de energía inelástica, característica propia de mercados con presencia de monopolios, como sucede con la energía eléctrica en la distribución y algunos mercados de comercialización en Colombia (Gráfica 31). La estimación econométrica de la elasticidad aplicada a cada observación para la demanda de energía eléctrica y su precio promedio en Colombia entre 2003 y 2015, muestra una demanda inelástica, con el valor agregado de indicar una tendencia de largo plazo a incrementarse, pero distante de ser una demanda elástica. Gráfica 31. Estimación Econométrica Dinámica de Elasticidad

Precio – Demanda de la Energía Eléctrica en Colombia


Una última estimación se ha realizado, tomando la demanda global de energía eléctrica, pero haciendo el análisis desagregado por años. La ventaja frente a los otros ejercicios es la sensibilidad que la demanda de energía eléctrica presenta frente a variaciones del precio. Gráfica 32. Elasticidad Precio – Demanda de Energía Eléctrica

en Colombia


El ejercicio para Colombia muestra que la demanda de energía eléctrica en 2015 sigue siendo inelástica, pero su sensibilidad pasó de 0.59 a 0.73, reflejando mayores precios de la energía, e indicaría el riesgo que la demanda se torne cada vez más sensible a cambios bruscos en los niveles de precio, como acontece cuando se presentan fenómenos del niño prolongados (Gráfica 32). Solamente en tres años, la demanda de energía eléctrica fue elástica (2006, 2007 y 2013). El análisis posterior a desarrollar es la discriminación del ejercicio de la elasticidad precio – demanda para cada uno de los componentes de la demanda de energía eléctrica: industria, comercio y hogares.

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23

La estimación para la industria muestra una mayor sensibilidad con relación al resto de la demanda, con períodos de alta elasticidad en la segunda mitad de la década anterior, cuando por cuenta del Fenómeno del Niño hubo un fuerte incremento en el precio de la energía (Gráfica 33). Gráfica 33. Elasticidad Precio – Demanda Energía Eléctrica –

Sector Industrial


En el caso de la industria, se exhibe una tendencia a ser menos inelástica con relación al resto de la demanda de energía eléctrica.

Gráfica 34. Evolución de la Elasticidad Precio – Demanda de Energía Eléctrica:

Industria en Colombia


De acuerdo a esta medición, el coeficiente de elasticidad se ha ubicado seis veces en los últimos 12 años, por encima de uno, lo que indica un bien con demanda elástica.

Aunque la elasticidad de la industria a 2015 se ubica en 0.84, lo que indica que un incremento del 1% del precio genera una variación de la demanda de 0.84%, es un valor que indica un mayor riesgo de la demanda a ser menos inelástica con ajustes más drásticos en precios (Gráfica 34). Entre 2014 y 2015, la elasticidad precio – demanda se incrementó 30 puntos básicos, mostrando una mayor sensibilidad de la demanda frente a incrementos en los precios en 2015. Gráfica 35. Elasticidad Precio – Demanda Energía Eléctrica –

Sector Comercial


Para el caso del sector comercial, la elasticidad precio – demanda ha mostrado una tendencia clara a ser inelástica, aunque también exhibe en 2015 un repunte que revela una mayor sensibilidad frente a los precios (Gráfica 35).

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24


Sector Comercial

Fuente: XM – CÁLCULOS UPME La evolución de la elasticidad precio – demanda en el sector comercial, indica una tendencia al alza, lo que implica una creciente sensibilidad de la demanda frente a variaciones en los precios de la energía eléctrica (Gráfica 36). La parte final del análisis se centra en la elasticidad precio – demanda para los hogares, considerando los seis estratos bajo los cuáles se analizan.

Gráfica 37. Elasticidad Precio – Demanda Energía Eléctrica. Estrato 1


En el caso del Estrato 1, la elasticidad ha permanecido por debajo de uno, durante la mayoría de los meses considerados en el análisis; sin embargo, revela una tendencia al alza a partir de enero de 2013 (Gráfica 37).

El seguimiento hecho a la elasticidad precio-demanda desde 2004, muestra que en sólo tres años ha estado por encima de uno: 2007, 2013 y 2014. No obstante, desde 2010 es evidente una tendencia a un mayor valor de la elasticidad precio – demanda, advirtiendo una mayor sensibilidad en la demanda de energía eléctrica frente al precio (Gráfica 38).


Estrato 1


En el caso particular de 2015, la elasticidad precio – demanda ha tenido un repunte que indica, dado el bajo incremento de los precios de la energía eléctrica durante el primer semestre (con relación al gas), un incremento de la demanda más que proporcional a variaciones en los precios, o que responde a factores no asociados al precio, como acontece en ciudades y regiones que se han afectado en Colombia por la presencia del Fenómeno del Niño, hecho que incrementa la demanda de energía eléctrica de forma independiente al comportamiento de los precios.

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25

Gráfica 39. Elasticidad Precio – Demanda Energía Eléctrica.

Estrato 2


Gráfica 40. Evolución de la Elasticidad

Precio – Demanda de Energía Eléctrica: Estrato 2


En el caso del estrato 2, aunque la demanda de energía eléctrica es inelástica, presenta desde 2011 una tendencia al alza, que ha llevado a que la elasticidad sea mayor en 2015 con relación a los niveles que presentó hasta 2012 (Gráficas 39 – 40). El dato para 2015 indica que un incremento del 1% en el precio de la energía eléctrica, genera una variación de la demanda de energía eléctrica de 0.78%. No obstante, la volatilidad que revelan las variaciones en el comportamiento de la elasticidad precio – demanda, muestran mayor sensibilidad en los precios en el estrato 2 con relación al estrato 1. La importancia de los cambios en la elasticidad radica en el hecho que el consumo

de estratos 1 y 2 concentra el 60% de la demanda total de energía, y que por tanto, una demanda elástica en estos estratos afecta directamente la demanda regulada.



La demanda de energía eléctrica del estrato 3 se presenta con períodos más frecuentes de elasticidad mayor a uno (Gráficas 41 – 42). El seguimiento anual de la elasticidad muestra en los últimos 4 años una tendencia al alza, que en 2015 se ha hecho evidente, con un valor de 1.16, e indica que, frente a variaciones del 1% en el precio, se dan variaciones en la demanda de 1.6%.




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26

Un aspecto que evidencia el comportamiento de la elasticidad de la demanda de energía eléctrica, es el que evidencia que la presencia de subsidios no afecta a priori la sensibilidad de la demanda ante cambios en los precios.



La demanda de energía eléctrica del estrato 4 muestra una demanda más inelástica con relación a las demandas de los estratos bajos. A 2015, la elasticidad de 0.72 indica que por cada 1% que se incrementa el precio de la energía eléctrica, la demanda varía 0.72%, menos que proporcional (Gráficas 43 – 44). La tendencia desde 2007, ha sido una progresiva disminución de la elasticidad, lo que muestra una demanda potencialmente más estable con relación a la demanda de los estratos bajos.


Estrato 4




La demanda de energía eléctrica en el estrato 5, al igual que en el estrato 4, no ha tenido periodos significativamente prolongados donde fuese elástica (Gráficas 45 – 46). Para 2015 la elasticidad se ha ubicado en 0.59 reflejando una variación de 0.59% en la demanda frente a cambios del 1% en el precio. Si se comparan las cifras de elasticidad del estrato 5 en los últimos 5 años con las de los estratos 1 al 4, es el estrato 5 quien presenta la menor sensibilidad frente a los precios, en un contexto de repunte de precios por el mayor costo de adquisición de la energía en bolsa por el Fenómeno del Niño.




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27



En el caso de la demanda de energía eléctrica en el estrato 6, se mantiene una tendencia a la baja en la elasticidad precio – demanda. El seguimiento anual de la elasticidad muestra claramente su menor sensibilidad a los precios desde 2012 (Gráficas 47 – 48). Si se contrastan los resultados del análisis de elasticidad precio – demanda para Colombia, con el incremento que ha presentado la demanda regulada, del orden del 7% anual a septiembre, se evidencia que el consumo adicional de energía eléctrica proveniente de estratos bajos (1 – 2) es el que explica el repunte de la demanda nacional de energía eléctrica, pero no la actividad económica, como tampoco el consumo de estratos altos.

Gráfica 48 Evolución de la Elasticidad Precio – Demanda de Energía Eléctrica:

Estrato 6


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15




28

5. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA

En la presente revisión, la demanda de energía eléctrica para el periodo de enero a septiembre del 2015, ha tenido un crecimiento del 3,65%, estando 0,28% por encima del crecimiento en el mismo período para 2014. Esto se debe primordialmente, al fenómeno climático de “El Niño” que viene afrontando nuestro país. Se estima que para el período comprendido entre Julio de 2015 a Julio de 2016, la demanda de energía eléctrica alcance un crecimiento del 3,78%, siendo este período en donde el fenómeno climático se desarrolle. Esto se traduce en un aumento del 0,7% con respecto al mismo período en 2014. De manera similar, para la demanda de potencia máxima para el periodo de enero a septiembre del 2015, ha tenido un crecimiento del 2,87%, estando 1,75% por encima del crecimiento en el mismo período para 2014. Para el período comprendido entre Julio de 2015 a Julio de 2016, la demanda de energía eléctrica alcance un crecimiento del 5,56%, traduciéndose en un aumento del 4,2% con respecto al mismo período en 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. Al observar los consumos de empresas como Cerromatoso, Cerrejón, Ecopetrol (La Cira-Infantas) y OXY, los cuales por su magnitud podemos llamar “Grandes Consumidores Existentes”, 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 4,21% en agosto de 2015.

Potencia máxima: pasa de alrededor de 1,62% de la demanda total desde enero de 2000 y llega hasta 5,13% en agosto de 2015.

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:




29

Gráfica 49. Histórico de la demanda de energía eléctrica de los Grandes Consumidores Existentes (GWh)

Fuente: UPME, Base de Datos XM, 2015.

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 50. 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 agosto de 2015 ha crecido 2,83 veces, mientras la demanda del SIN solamente ha crecido 1,67 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 51).

Gráfica 51. Índice de la demanda de energía eléctrica (Base

Enero de 2000 = 100)


El crecimiento de los GC Existentes durante los últimos 10 años (Gráfica 52), muestra distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerrejón (5.02%), Cerromatoso (1.96%), Cira Infantas (20.31%) y OXY (-2.98%).

Gráfica 52. Crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica


b. Potencia máxima: Tomando como base

enero de 2000, la demanda de los grandes consumidores a agosto de 2015 ha crecido 4,47 veces, mientras la demanda del SIN ha crecido 1,36 veces. (Gráfica 53).

0

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Cerromatoso Cerrejón OXY

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MW

Cerromatoso Cerrejón OXY

Cira Infantas Rubiales

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15

Demanda de Energía Eléctrica GCE (Incluye Rubiales)

1% 0% 2%

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas




30

Gráfica 53. Índice de la demanda de potencia máxima (Base Enero de 2000 = 100)


El crecimiento de los GC Existentes durante los últimos 10 años (Gráfica 54), muestran distintas dinámicas de comportamiento debido a diversos fenómenos socioeconómicos, O&M, entre otros. El crecimiento anual promedio para estos son: Cerrejón (14.48%), Cerromatoso (3.10%), Cira Infantas (16.60%) y OXY (4.76%).

Gráfica 54. Crecimiento anual de la demanda de potencia máxima


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

“Combinación de pronósticos y variables predictoras con

error”.

5.1 Demanda de Energía Eléctrica a largo plazo (Anual)

Como se ha mencionado anteriormente en los informes de revisión, el modelo de largo plazo es un modelo econométrico de combinación de pronósticos3 (explicado en los informes de julio y noviembre de 2014), empleando modelos multivariados como los VAR (Modelo de Vectores Autorregresivos) y los VEC (Modelo de Vectores de Corrección de Error), los cuales proponen un sistema de ecuaciones, con tantas ecuaciones como series a analizar o predecir. Los datos introducidos en el modelo de esta revisión son: las series históricas de la Demanda de Energía Eléctrica de Colombia obtenidas del Operador del Sistema (XM), los datos económicos (PIB Total) del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), los datos demográficos (Población) de la Organización de las Naciones Unidas (UN) y el dato climático (Temperatura) obtenido del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM). La abreviatura y la periodicidad de las variables se muestran en la Tabla 5:

136

502

447

050

100150200250300350400450500550

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15

Demanda de Potencia Máxima GCE (Incluye Rubiales)

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-9%

-35%

18% 25

%

22%

2%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Cerromatoso Cerrejón OXY Cira Infantas




31

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

ABREVIATURA PERIODICIDAD FUENTE

Demanda de Energía Eléctrica :

DEE

Mensual (Enero 1991 – Septiembre 2015)

XM

PIB Total : PIBTotal

Trimestral (Marzo 1994 – Junio 2014)

DANE

Trimestral (Septiembre 2015 – Diciembre 2050)

UPME

Población : POB Anual (1950 – 2100)

ONU (Organización

Naciones Unidas)

Temperatura Media Áreas Geográficas del SIN :

TEMP

Mensual (Enero 1971 – Diciembre 2100)

IDEAM

Fuente: UPME, Base de Datos XM, UN, DANE e IDEAM, 2015.

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 variables exógenas (población, temperatura y variable simulada de tipo impulso o escalón “Dummy” – 09/2010 a 03/2011). 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 (22%), Modelo VAR exógeno (31%) y Modelo VEC (47%). A continuación en la Tabla 6, se presentan los supuestos macroeconómicos (PIB), sociales (Población) y climáticos (Temperatura Media

Áreas Geográficas del SIN), tanto históricos como proyectados, que son los drivers empleados para la elaboración de los modelos de largo plazo de demanda de energía eléctrica. 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). Se espera que el crecimiento alcance su potencial en un 2,95% para 2015 y de un 3,45% en 2016. (Revisión Septiembre de 2015) Tabla 6. 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 23.60 45,918

2011 452,578 23.83 46,406

2012 470,880 24.29 46,881

2013 494,124 24.36 47,342

2014 516,619 23.81 47,791

2015 531,853 23.86 48,229

2016 550,196 24.03 48,654

2017 574,278 24.45 49,068

2018 597,932 24.37 49,469

2019 622,419 24.44 49,856

2020 647,449 24.71 50,229

2021 673,509 24.39 50,587

2022 700,392 24.46 50,931

2023 728,521 24.97 51,261

2024 757,772 24.18 51,576

2025 788,166 24.32 51,878

2026 819,880 24.37 52,165

2027 852,825 24.86 52,439

2028 887,078 24.35 52,698

2029 922,809 24.29 52,944

Fuente: DANE -

Cálculos UPME IDEAM

Organización Naciones

Unidas (ONU)

Revisión: Septiembre de 2015 2013 Junio de 2015




32

Crecimiento Anual

PIB Temperatura Media Áreas

Geográficas del SIN

Población

2010 3,97% 0,02% 1,10%

2011 6,59% 0,98% 1,06%

2012 4,04% 1,94% 1,02%

2013 4,94% 0,30% 0,98%

2014 4,55% -2,28% 0,95%

2015 2,95% 0,23% 0,92%

2016 3,45% 0,69% 0,88%

2017 4,38% 1,75% 0,85%

2018 4,12% -0,33% 0,82%

2019 4,10% 0,29% 0,78%

2020 4,02% 1,10% 0,75%

2021 4,02% -1,29% 0,71%

2022 3,99% 0,32% 0,68%

2023 4,02% 2,09% 0,65%

2024 4,02% -3,18% 0,62%

2025 4,01% 0,59% 0,58%

2026 4,02% 0,19% 0,55%

2027 4,02% 2,04% 0,52%

2028 4,02% -2,07% 0,49%

2029 4,03% -0,26% 0,47%

En la Tabla 7, 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 7. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE

ni Panamá

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

2015 65.331 65.064 64.799

2016 68.234 67.161 66.095

2017 70.164 69.060 67.964

2018 71.984 70.851 69.726

2019 73.884 72.721 71.567

2020 75.949 74.754 73.567

2021 77.879 76.654 75.437

2022 79.973 78.715 77.466

2023 82.369 81.073 79.786

2024 84.393 83.066 81.747

2025 86.738 85.374 84.020

2026 89.387 87.982 86.587

2027 92.374 90.923 89.481

2028 95.035 93.542 92.059

2029 97.851 96.314 94.788

A continuación, en la Gráfica 55 se ilustran los resultados:

Gráfica 55. Proyección Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni

Panamá

Fuente: UPME, Base de Datos XM, ONU, DANE e IDEAM, 2015.

Se estima que la demanda de energía eléctrica – “sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales” - tenga un crecimiento promedio para el periodo 2015 a 2029 de 2,90% en el escenario medio. En la Gráfica 56 se muestra el cambio entre las proyecciones publicadas por la Unidad en marzo de 2015 y la presente revisión. Gráfica 56. Comparación Julio vs Noviembre de la Proyección

Demanda EE Anual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


El valor promedio de diferencia anual entre proyecciones en el escenario medio se encuentra alrededor del 2,38% en el periodo 2015 – 2029, 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.

65.064

74.754

85.374

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50.000

60.000

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80.000

90.000

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110.000GWh

AñoHistórico Demanda EE Esc. MedioEsc. Alto Esc. Bajo

65.064

74.754

85.374

96.314

64.156

72.954

83.110

93.974

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

Histórico Demanda EEEsc. Medio UPME (GWh) - Noviembre 2015Esc. Medio UPME (GWh) - Julio 2015




33

5.2 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 8 muestra estas proyecciones de demanda de potencia máxima, sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales ni ventas a Panamá. Tabla 8. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Sin

GCE ni Panamá


2015 10.231 9.976 9.941

2016 10.500 10.238 9.982

2017 10.730 10.463 10.202

2018 10.934 10.662 10.396

2019 11.150 10.872 10.601

2020 11.386 11.102 10.825

2021 11.593 11.304 11.021

2022 11.831 11.536 11.248

2023 12.098 11.796 11.502

2024 12.319 12.011 11.712

2025 12.579 12.265 11.959

2026 12.872 12.551 12.238

2027 13.182 12.853 12.533

2028 13.469 13.133 12.805

2029 13.773 13.429 13.094

La Gráfica 57 muestra los resultados de esta proyección para el período 2015-2029.

Gráfica 57. 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 periodo 2015 a 2029 de 2,39%. En la Gráfica 58 se muestra el cambio entre la proyección publicada por la Unidad en marzo de 2015 y esta revisión. Gráfica 58. Comparación Julio vs Noviembre 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 2,07% en el periodo 2015 - 2029.

9.976

11.102

12.265

13.429

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500MW

Año

Histórico Demanda PMÁX Esc. MedioEsc. Alto Esc. Bajo

9.976

11.102

12.265

13.429

9.819

10.870

11.989

13.150

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500MW

Histórico Demanda PMÁXEsc. Medio UPME (MW) - Noviembre 2015Esc. Medio UPME (MW) - Julio 2015




34

5.3 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 a marzo de 2015. La abreviatura y la periodicidad de las variables para el modelo se muestran en la Tabla 9:

Tabla 9. Variables de la Demanda de EE a Corto Plazo


Demanda de Energía Eléctrica

DEM_TRIM

Trimestral (Marzo 1991 – Diciembre 2029)

XM

UPME

DEM_MENS


XM

Efecto Calendario CALEND


Construcción Propia


La Tabla 10 muestra los resultados de esta proyección sin incluir la demanda de Grandes Consumidores Especiales. Tabla 10. Proyección de la Demanda EE Mensual (GWh) – Sin

GCE ni Panamá

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

oct-15 5.648 5.558 5.468

nov-15 5.463 5.376 5.289

dic-15 5.604 5.514 5.425

ene-16 5.491 5.404 5.317

feb-16 5.328 5.243 5.159

mar-16 5.639 5.549 5.460

abr-16 5.572 5.486 5.400

may-16 5.738 5.649 5.560

4 SIEL. Sistema de Información Eléctrico Colombia. Demanda

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


jun-16 5.615 5.527 5.441

jul-16 5.829 5.739 5.650

ago-16 5.949 5.857 5.765

sep-16 5.846 5.756 5.666

oct-16 5.783 5.690 5.598

nov-16 5.659 5.568 5.478

dic-16 5.786 5.694 5.602

La Gráfica 59 muestra los valores proyectados entre octubre de 2015 y diciembre 2016:

Gráfica 59. Proyección Demanda EE Mensual (GWh) – Sin GCE ni Panamá


Las proyecciones mensuales entre 2015 y 2029 se presentan en los archivos Excel disponibles en la página web de la Unidad4.

5.4 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 11:

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

manda/tabid/97/Default.aspx

4.4004.6004.8005.0005.2005.4005.6005.8006.0006.200

en

e.-

14fe

b.-

14

mar

.-1

4ab

r.-1

4m

ay.-

14

jun

.-14

jul.-

14ag

o.-

14se

p.-

14o

ct.-

14n

ov.

-14

dic

.-14

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

.-16

abr.

-16

may

.-1

6ju

n.-

16ju

l.-16

ago

.-16

sep

.-16

oct

.-16

no

v.-1

6d

ic.-

16

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



35

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


Demanda de Potencia Máxima :

DPMÁX


XM

Demanda de Energía Eléctrica:

DEE


XM

UPME

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

Construcción Propia


A continuación, en la Tabla 12 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual sin incluir la demanda de potencia de Grandes Consumidores Especiales para el período octubre 2015 - diciembre 2016. Tabla 12. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Sin GCE ni Panamá

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

oct-15 10.231 9.976 9.727

nov-15 10.190 9.936 9.688

dic-15 10.212 9.957 9.709

ene-16 10.187 9.932 9.685

feb-16 10.107 9.855 9.609

mar-16 10.163 9.909 9.662

abr-16 10.181 9.927 9.679

may-16 10.254 9.998 9.749

jun-16 10.264 10.007 9.758

jul-16 10.348 10.089 9.838

ago-16 10.452 10.191 9.937

sep-16 10.493 10.231 9.976

oct-16 10.500 10.238 9.982

nov-16 10.459 10.198 9.944

dic-16 10.476 10.214 9.959

Estos valores se ilustran en la Gráfica 60.

Gráfica 60. Proyección Demanda PMÁX Mensual (MW) – Sin

GCE ni Panamá


5.5 Demanda de Energía Eléctrica Total (Anual)

Las proyecciones de energía a largo plazo se estimaron de acuerdo con la carga declarada en las solicitudes de conexión de los GCE y los atrasos o adelantos presentados en su entrada. Los valores de la demanda de energía eléctrica y de potencia máxima para Rubiales se recalcularon, ya que ha aumentado su demanda, tanto en energía eléctrica como en potencia máxima. Esto se debe en gran medida a que en el mes agosto el país produjo cerca de 966.000 barriles promedio diario, siendo éste un aumento frente al mes de julio del presente año. De otra parte el Ministro de Minas y Energía, Tomás González afirmo que “Se seguirá buscando mantener una producción lo más cercana posible al millón de barriles (...) Acercarnos al millón de barriles promedio es acercarnos al billón de pesos para inversión social”. Así mismo, destacó el restablecimiento de las operaciones en los campos de producción del departamento de Arauca y la entrada en producción de 24 pozos nuevos en los campos Rubiales y Pirirí”. (PORTAFOLIO, 2015)

8.9009.1009.3009.5009.7009.900

10.10010.30010.50010.70010.900

ene.

-14

feb

.-1

4m

ar.-

14

abr.

-14

may

.-1

4ju

n.-

14

jul.

-14

ago

.-1

4se

p.-

14

oct

.-1

4n

ov.

-14

dic

.-1

4en

e.-1

5fe

b.-

15

mar

.-1

5ab

r.-1

5m

ay.-

15

jun

.-1

5ju

l.-1

5ag

o.-

15

sep

.-1

5o

ct.-

15

no

v.-1

5d

ic.-

15

ene.

-16

feb

.-1

6m

ar.-

16

abr.

-16

may

.-1

6ju

n.-

16

jul.

-16

ago

.-1

6se

p.-

16

oct

.-1

6n

ov.

-16

dic

.-1

6

MW

Mes - AñoHistórico Demanda PMÁX (MW) Esc. MedioEsc. Alto Esc. Bajo




36

Gráfica 61. Producción Fiscalizada de Petróleo – Campo Rubiales (BPDC)

Fuente: UPME, Base de Datos ANH, 2015.

Gráfica 62. Histórico de la demanda en electricidad y potencia para el GCE Rubiales

Fuente: UPME, Base de Datos ANH, 2015.

Por otra parte, la capacidad de producción durante el periodo enero – junio de 2015 con respecto al mismo periodo del año anterior, se disminuyó en 2,78 puntos porcentuales (pasando de un crecimiento del -7,35% a -10,13% en el periodo de estudio. Datos calculados de los reportes de la ANH, 2015 -Gráfica 61). La Tabla 13 presenta 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.

Tabla 13. Proyección de la Demanda EE de GCE (GWh)

AÑO RUBIALES ECOPETROL DRUMMOND SOCIEDADES PORTUARIAS

EXPORTACIONES PANAMÁ

2014 759

2015 892 60

2016 1.178 1.899 775 247

2017 1.221 2.000 1.276 247

2018 1.096 2.079 1.278 247 1.313

2019 889 2.133 1.276 247 1.696

2020 662 2.148 1.276 247 1.844

2021 578 2.162 1.276 247 2.127

2022 479 2.161 1.278 247 2.393

2023 389 2.161 1.278 247 2.212

2024 317 2.161 1.278 247 2.296

2025 263 2.161 1.278 247 2.396

2026 217 2.161 1.278 247 2.363

2027 178 2.161 1.278 247 2.363

2028 146 2.161 1.278 247 2.363

2029 120 2.161 1.278 247 2.363

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

y = -66,108x + 3E+06R² = 0,9337

-16%

-14%

-11%

-9%

-7%

-5%

-2%

0%

200.000

210.000

220.000

230.000

240.000

250.000

260.000

270.000

ene.

-13

feb

.-1

3m

ar.-

13

abr.

-13

may

.-1

3ju

n.-

13

jul.

-13

ago

.-1

3se

p.-

13

oct

.-1

3n

ov.

-13

dic

.-1

3en

e.-1

4fe

b.-

14

mar

.-1

4ab

r.-1

4m

ay.-

14

jun

.-1

4ju

l.-1

4ag

o.-

14

sep

.-1

4o

ct.-

14

no

v.-1

4d

ic.-

14

ene.

-15

feb

.-1

5m

ar.-

15

abr.

-15

may

.-1

5ju

n.-

15

BPDC

Rubiales - Quifa (BPCD) % Crecimiento

Lineal (Rubiales - Quifa (BPCD))

014284256708498112126140154

0

9

17

26

34

43

51

60

68

77

85

en

e.-

14

feb

.-1

4

mar

.-1

4

abr.

-14

may

.-14

jun

.-14

jul.-

14

ago

.-14

sep

.-14

oct

.-14

no

v.-1

4

dic

.-14

en

e.-

15

feb

.-1

5

mar

.-1

5

abr.

-15

may

.-1

5

jun

.-15

jul.-

15

ago

.-15

sep

.-15

MW

GW

h

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




37

Los resultados de integrar estas demandas a la proyección de la demanda nacional de energía eléctrica se muestran en la Tabla 14:

Tabla 14. Proyección de la Demanda EE Anual (GWh) – Con GCE y Panamá

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

2015 66,284 66,017 65,751

2016 72,333 71,260 70,194

2017 74,907 73,803 72,707

2018 77,998 76,865 75,740

2019 80,125 78,962 77,807

2020 82,125 80,930 79,742

2021 84,269 83,043 81,826

2022 86,531 85,273 84,024

2023 88,656 87,361 86,074

2024 90,692 89,365 88,046

2025 93,083 91,720 90,365

2026 95,652 94,247 92,852

2027 98,600 97,149 95,707

2028 101,229 99,736 98,253

2029 104,019 102,483 100,957

La Gráfica 63 ilustra la proyección nacional más los GCE la cual presenta un crecimiento promedio anual del 3,09% entre 2015 a 2029 para el escenario medio de proyección.

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


En la Gráfica 64 se muestra la proyección conjunta nacional más GCE y Panamá, la cual tiene un crecimiento promedio anual en el escenario medio del 3,25% durante el periodo proyectado.

Gráfica 64. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá


La Gráfica 65 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 1,76% en el periodo 2015 - 2029. Gráfica 65. Comparación Julio vs Noviembre de la Proyección

Demanda EE (GWH) – Con GCE y Panamá


66.017

71.260

79.086

89.323

100.121

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

AñoHistórico Demanda EE Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

66.017

71.26076.865

80.930

91.720

102.483

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000GWh

AñoHistórico Demanda EE Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

66.01771.260

76.86580.930

91.720

102.483

65.03270.278

75.75579.541

89.918100.625

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000GWh

Histórico Demanda EEEsc. Medio UPME (GWh) - Noviembre 2015Esc. Medio UPME (GWh) - Julio 2015




38

5.6 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.

La Tabla 15 presenta 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.

Tabla 15. Proyección de la Demanda PMÁX de GCE (MW)

AÑO RUBIALES ECOPETROL DRUMMOND SOCIEDADES PORTUARIAS

EXPORTACIONES PANAMÁ

2014 130

2015 155 37

2016 177 285 155 37

2017 183 300 155 37

2018 164 312 155 37 270

2019 133 320 155 37 270

2020 99 322 155 37 270

2021 87 324 155 37 270

2022 72 324 155 37 270

2023 58 324 155 37 270

2024 48 324 155 37 270

2025 40 324 155 37 270

2026 32 324 155 37 270

2027 27 324 155 37 270

2028 22 324 155 37 270

2029 18 324 155 37 270

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

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 16 y en la Gráfica 67.

Tabla 16. Proyección de la Demanda PMÁX Anual (MW) – Con GCE y Panamá


2015 10.417 10.161 10.085

2016 11.129 10.867 10.612

2017 11.381 11.113 10.852

2018 11.837 11.564 11.298

2019 12.031 11.753 11.481

2020 12.236 11.952 11.675

2021 12.433 12.143 11.861

2022 12.657 12.362 12.074

2023 12.911 12.609 12.315

2024 13.121 12.814 12.514


2025 13.374 13.060 12.754

2026 13.660 13.339 13.026

2027 13.964 13.635 13.315

2028 14.247 13.910 13.583

2029 14.547 14.203 13.868

El crecimiento promedio anual de la proyección nacional más los GCE seria 2,57%, y si se adiciona a está la proyección de Panamá aumentaría en 0,13% entre 2015 a 2029.




39

Gráfica 66. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE


Gráfica 67. Proyección Demanda PMÁX (MW) – Con GCE Y Panamá


La Gráfica 68 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 1,42% en el periodo 2015 - 2029. Gráfica 68. Comparación Julio vs Noviembre de la Proyección

Demanda PMÁX (MW) – Con GCE y Panamá

Fuente: UPME, Base de Datos XM, UN, DANE e IDEAM, 2015.

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.

5.7 Demanda de Energía Eléctrica Total (Mensual)

A continuación, en la Tabla 17 y en la Gráfica 69 se presentan los resultados de la proyección de energía eléctrica mensual para el período Octubre 2015 - Diciembre 2016, en donde se incluye la proyección de la demanda del GCE Rubiales.

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


oct-15 5.747 5.657 5.568

nov-15 5.562 5.475 5.388

dic-15 5.707 5.618 5.529

ene-16 5.842 5.755 5.668

feb-16 5.639 5.554 5.469

mar-16 5.968 5.878 5.789

abr-16 5.905 5.818 5.732

may-16 6.086 5.997 5.908

jun-16 5.951 5.864 5.777

jul-16 6.171 6.080 5.991

ago-16 6.295 6.203 6.112

sep-16 6.188 6.097 6.007

oct-16 6.132 6.039 5.947

nov-16 6.004 5.914 5.824

dic-16 6.154 6.061 5.969

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

GCE


10.161

10.867

11.693

12.801

13.944

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500MW

AñoHistórico Demanda PMÁX Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

10.161

10.867

11.56411.952

13.060

14.203

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

15.500MW

AñoHistórico Demanda PMÁX Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo

10.16110.867

11.56411.952

13.060

14.203

9.988

10.75411.439

11.794

12.852

14.000

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

13.500

14.500

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028

MW

Histórico Demanda PMÁXEsc. Medio UPME (MW) - Noviembre 2015Esc. Medio UPME (MW) - Julio 2015

4.4004.6004.8005.0005.2005.4005.6005.8006.0006.2006.400

ene.

-14

feb

.-1

4m

ar.-

14

abr.

-14

may

.-1

4ju

n.-

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ago

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sep

.-14

oct

.-14

no

v.-1

4d

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15

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15

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-15

dic

.-15

ene.

-16

feb

.-1

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16

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-16

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.-1

6ju

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16ju

l.-16

ago

.-16

sep

.-16

oct

.-16

no

v.-1

6d

ic.-

16

GWh

Mes - Año

Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo




40

5.8 Demanda de Potencia Máxima Total (Mensual)

En la Tabla 18 y en la Gráfica 70 se presentan los resultados de la proyección de potencia máxima mensual para el período Mayo 2015 - Diciembre 2016, en donde se incluye la proyección de la demanda del GCE Rubiales. Tabla 18. Proyección de la Demanda PMÁX Mensual (MW) –

Con GCE

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

oct-15 10.417 10.161 9.912

nov-15 10.383 10.128 9.881

dic-15 10.395 10.140 9.891

ene-16 10.783 10.529 10.281

feb-16 10.707 10.454 10.208

mar-16 10.751 10.498 10.251

abr-16 10.777 10.522 10.275

may-16 10.846 10.590 10.341

jun-16 10.855 10.599 10.349

jul-16 10.949 10.691 10.439

ago-16 11.059 10.798 10.544

sep-16 11.099 10.838 10.582

oct-16 11.129 10.867 10.612

nov-16 11.113 10.852 10.598

dic-16 11.097 10.836 10.581

Gráfica 70. Proyección Demanda Mensual PMÁX (MW) – Con

GCE


8.9009.1009.3009.5009.7009.900

10.10010.30010.50010.70010.90011.10011.300

ene.

-14

feb

.-1

4m

ar.-

14

abr.

-14

may

.-1

4ju

n.-

14

jul.

-14

ago

.-1

4se

p.-

14

oct

.-1

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-14

dic

.-1

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5fe

b.-

15

mar

.-1

5ab

r.-1

5m

ay.-

15

jun

.-1

5ju

l.-1

5ag

o.-

15

sep

.-1

5o

ct.-

15

no

v.-1

5d

ic.-

15

ene.

-16

feb

.-1

6m

ar.-

16

abr.

-16

may

.-1

6ju

n.-

16

jul.

-16

ago

.-1

6se

p.-

16

oct

.-1

6n

ov.

-16

dic

.-1

6

MW

Mes - Año

Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio

Esc. Alto Esc. Bajo




41

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANH. Agencia Nacional de Hidrocarburos

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42

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