Proyecciones de Energía Eléctrica y Potencia Máxima Revisión Febrero 2017
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- Daniel Calderón Carrasco
- hace 5 años
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1 F-DI-4 Proyecciones de Energía Eléctrica y Potencia Máxima Revisión Febrero UPME Subdirección de Demanda Abril 6 de 217
2 Los GCE son el factor de incertidumbre más relevante para las proyecciones Energía Eléctrica (Incluye GCE Nuevos) Energía Eléctrica (No Incluye GCE Nuevos) Potencia Máxima (Incluye GCE Nuevos) Potencia Máxima (No Incluye GCE Nuevos) Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero y 4 de marzo), 217.
3 GWh GWh GWh GWh GWh Cambio Estructural: * Exportaciones a Panamá de 218 a 221. * Demanda ajustada de Otras Ecopetrol. * Entrada de Drummond La Loma 219. * Sociedades Portuarias 218 Rev. Noviembre 213 Rev. Noviembre Rubiales Otras Ecopetrol Drummond Exportaciones hacia Panamá Rubiales Otras Ecopetrol Drummond Exportaciones hacia Panamá Rev. Octubre 215 Rev. Octubre 216 Rev. Febrero Rubiales Drummond Exportaciones hacia Panamá Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias Rubiales Drummond Exportaciones hacia Panamá Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias Rubiales Otras Ecopetrol Sociedades Portuarias Drummond Exportaciones a Panamá Fuente: Cálculos UPME, Pacific Rubiales, Ecopetrol, Drummond, Sociedades Portuarias, 217.
4 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 feb.-17 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 feb.-17 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 feb.-17 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 feb.-17 La diferencia absoluta promedio del escenario medio, es menor al 5% Unidad con de Planeación Minero respecto Energética al valor real (Período Junio 215 Febrero 217) Energía Eléctrica (Incluye GCE Nuevos) Energía Eléctrica (No Incluye GCE Nuevos) 1 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 3,63% 5,27% 3,92% 3,9% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 2,19% 4,22% 3,7 3,5% Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Potencia Máxima (Incluye GCE Nuevos) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Potencia Máxima (No Incluye GCE Nuevos) 12% 11% 1 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 5,84% 4,29% 4,21% 1,99% 1 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 3,96% 2,55% 3,51% 1,8% Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero y 4 de marzo), 217.
5 Autogeneración y cogeneración en COLOMBIA
6 AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN EN COLOMBIA MARCO CONCEPTUAL Durante el segundo semestre del 214 se realizó el estudio Capacidad Instalada de Autogeneración y Cogeneración en Sector de Industria, Petróleo, Comercio y Público del País (UPME Consorcio HART REGENERACIÓN), el cual tenía entre sus objetivos primordiales el establecer la capacidad instalada actualmente en los procesos de autogeneración y cogeneración para tres grandes sectores de la economía: el sector de industria, petróleos y el sector comercial y público (el tamaño muestral para el análisis del estudio fue de 345 establecimientos). Autogeneración Cogeneración Equipo suministro eléctrico de emergencia Equipo suministro eléctrico de respaldo
7 6,33% 6,42% 7,5% 6,6 6,39% 6,27% 6,4% 6,8% 7,26% 7, 6,85% 6,65% 6,62% 6,4 6,17% 6,9% 5,86% 6,6% 5,92% 6,4% 5,92% 5,79% 5,86% 4,72% 4,79% 4,52% 4,23% 4,1 4,21% 4,25% 4,82% 5,64% 5,44% 5,32% 5,16% 5,14% 4,97% 4,79% 4,73% 4,55% 4,91% 4,8 4,9 4,8 4,69% 4,75% 4,32% 4,41% 4,23% 3,96% 3,83% 4,1 3,98% 4,2% 4,55% 4,38% 4,29% 4,16% 4,15% 4,1% 3,86% 3,81% 3,67% 3,77% 3,68% 3,76% 3,68% 3,6 3,65% 9,63% 9,18% 1,59% 1,9% 9,55% 9,45% 9,16% 9,14% 11,25% 11,26% 1,82% 1,42% 1,19% 9,94% 9,57% 9,19% 8,84% 8,69% 8,56% 8,34% 8,18% 7,89% 7,69% 7,19% 6,85% 6,79% 6,47% 6,12% 6,35% 6,45% 7,24% 8,74% 8,74% 8,41% 8,9% 7,92% 7,71% 7,43% 7,14% 6,86% 7,25% 7,14% 6,96% 6,83% 6,58% 6,42% AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN EN COLOMBIA DEMANDA HISTÓRICA PARTICIPACIÓN SOBRE LA DEMANDA DEL SIN 9. GWh Energía Eléctrica (GWh) 21, Energía Eléctrica ,8 12,6 8, , AUTOGENERACIÓN COGENERACIÓN EMERGENCIA RESPALDO, Autogeneración Cogeneración Emergencia y Respaldo 1.4 MW Potencia Máxima (MW) AUTOGENERACIÓN COGENERACIÓN EMERGENCIA RESPALDO 18, Potencia Máxima 13, 8, 3, -2, Autogeneración Cogeneración Emergencia y Respaldo Fuente: UPME, Base de Datos XM, Consorcio HART REGENERACIÓN,
8 AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN EN COLOMBIA DEMANDA DE ENERGÍA OCULTA 75. GWh Energía Eléctrica (GWh) 11. MW Potencia Máxima (MW) Autogeneración - Cogeneración (GWh) Demanda SIN (GWh) Autogeneración - Cogeneración (GWh) Demanda SIN (GWh) Demanda Total (GWh) Del Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR Enero 214) de XM, se tiene que el Total Capacidad Efectiva Neta es de ,55 MW a diciembre de 213, además la Demanda Máxima de Potencia y de Energía Eléctrica en 213 fue de MW y 6.89,28 GWh respectivamente. Demanda Total (GWh) En 213, lacapacidad total de autogeneración y cogeneración encontrada en los sectores estudiados representa el 6,84% de la capacidad total del SIN. Para la demanda de potencia máxima y de energía eléctrica del SIN representan el 1,61% y 14,1. Fuente: UPME, Base de Datos XM, Consorcio HART REGENERACIÓN,
9 Las variables
10 mar.-95 dic.-95 sep.-96 jun.-97 mar.-98 dic.-98 sep.-99 jun.- mar.-1 dic.-1 sep.-2 jun.-3 mar.-4 dic.-4 sep.-5 jun.-6 mar.-7 dic.-7 sep.-8 jun.-9 mar.-1 dic.-1 sep.-11 jun.-12 mar.-13 dic.-13 sep.-14 jun.-15 mar.-16 dic.-16-9,7% -96,1% -54,9% -62,1% 83,4% 71,5% 56,6% 76,9% 96,9% 86,4% 74,2% 96,4% 96,6% 88,9% 99,9% 95,9% 93, 97, 1 Crecimiento anual de las variables empleadas en las proyecciones UPME 8% Correlaciones históricas de la Demanda de Energía Eléctrica respecto a las variables empleadas 1 8 5% 6 3% 1,9% 4,88% 2-3% -5% -8% Correlación Demanda de Energía Eléctrica con: * PIB Total :7,2% * Temperatura promedio del SIN: 59,7% * Población: -6,9% -1,12% -2,29% Demanda de Energía Eléctrica Población PIB Total Temperatura Media del SIN PIB Total Población Temperatura Media del SIN Fuente: UPME, Base de Datos XM (22 de Enero), ONU, DANE e IDEAM, 217.
11 ene.-91 ene.-92 ene.-93 ene.-94 ene.-95 ene.-96 ene.-97 ene.-98 ene.-99 ene.- ene.-1 ene.-2 ene.-3 ene.-4 ene.-5 ene.-6 ene.-7 ene.-8 ene.-9 ene.-1 ene.-11 ene.-12 ene.-13 ene.-14 ene.-15 ene.-16 ene.-17 ene.-18 ene.-19 ene.-2 ene.-21 ene.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 mar.-95 jun.-96 sep.-97 dic.-98 mar.- jun.-1 sep.-2 dic.-3 mar.-5 jun.-6 sep.-7 dic.-8 mar.-1 jun.-11 sep.-12 dic.-13 mar.-15 jun.-16 sep.-17 dic.-18 mar.-2 jun.-21 sep.-22 dic.-23 mar.-25 GWh C Proyecciones de demanda Comportamiento principales variables explicativas cambios de mediano plazo 1 8% 6% Demanda de Energía Eléctrica del SIN (GWh) Media Móvil - 5 años (Demanda de Energía Eléctrica del SIN) Temperatura Media del SIN ( C) IDEAM 25,5 25 4% 6. 24,5 2% % -4% -6% -8% Correlación Demanda de Energía Eléctrica con: PIB Total : 63,4 Temperatura promedio del SIN: 56,26% Población: -9,23% , ,5 22 Demanda Energía Eléctrica del SIN Temperatura Media del SIN PIB Población
12 ene.-14 feb.-14 mar.-14 abr.-14 may.-14 jun.-14 jul.-14 ago.-14 sep.-14 oct.-14 nov.-14 dic.-14 ene.-15 feb.-15 mar.-15 abr.-15 may.-15 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 feb.-17 Crecimiento mensual anual de la demanda comercial por áreas % 1 5% -5% -1-15% -2 Crecimiento anual de la demanda comercial por áreas Antioquia Caribe Resto (Centro, CQR, THC) Nordeste Oriental Suroccidente Total general Participación anual de la demanda comercial por áreas Antioquia Caribe Resto (Centro, CQR, THC) Nordeste Oriental Suroccidente Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo), % 9% 9% 9% 9% 9% 7% 8% 7% 9% 8% 8% 1 8% 9% 9% 8% 7% % 62% 64% 8% 9% 9% 9% 8% 7% 6% 6% 6% 6% 5% 4% Antioquia Caribe Resto (Centro, CQR, THC) Nordeste Oriental Suroccidente
13 Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Correlación PIB vs Demanda Sectorial ,3% 79,7% 79,3% 82,3% , 75,7% Actividades de servicios sociales, comunales y personales Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca ,7% 67,1% 81,9% 61,7% 86,1% 8,7% 82,9% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles Construcción Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo) y DANE 217.
14 Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Correlación PIB vs Demanda Sectorial ,5% 89,2% -79,4% 64,1% 81,5% Establecimientos financieros, seguros, actividades inmobiliarias y servicios a las empresas Explotación de minas y canteras ,6% 87,3% 61,8% , 67,9% 86,8% 79,5% 74,8% Industrias manufactureras Suministro de electricidad, gas y agua Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo) y DANE 217.
15 Antioquia-Chocó Atlántico Bogotá Bolívar Cauca-Nariño Córdoba-Sucre CQR GCM Huila-Caquetá Meta Nordeste Tolima Valle del Cauca Correlación PIB vs Demanda Sectorial , 62,9% 77,2% 66,5% -89,1% 82,8% 91,1% Actividades de servicios sociales, comunales y personales Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca Comercio, reparación, restaurantes y hoteles Transporte, almacenamiento y comunicaciones Construcción Establecimientos financieros, seguros, actividades inmobiliarias y servicios a las empresas Explotación de minas y canteras Industrias manufactureras Suministro de electricidad, gas y agua Transporte, almacenamiento y comunicaciones Antioquia-Chocó 78,3% -56,3% 83,7% -25,7% 35,5% -7,3% 65,6% -3,9% 56,1% Atlántico 79,7% 1,2% 67,1% 34,8% 5,9% -72,5% 87,3% -63,6% -55,1% Bogotá 16,8% 62, 17,7% 5,6% 3,5% -37,9% 5,3% 51,4% 93, Bolívar 79,3% 1,8% 81,9% -4,2% 18,1% 89,2% 61,8% -87, -16, Cauca-Nariño -43, 29,7% 61,7% -9,6% -,8% 24,5% -51,5% 52,4% 46,3% Córdoba-Sucre -35,2% 75,7% 58,7% 3,9% 26,7% 5, 4,6% -42,1% 62,9% CQR 34,8% -49,3% 86,1% 25,9% -79,4% 5,5% 67,9% 13,7% GCM 58,6% 56,7% 55, 53,1% 54,5% 4,6% -57,9% 77,2% Huila-Caquetá -8,4% 38, 8,7% -38,3% -7,1% -26,6% 86,8% 66,5% Meta 45, 23, 32,6% 38,8% -28,4% 23,5% 24,3% 13,2% 59,6% Nordeste 82,3% 1,9% -4,8% -28,5% 16, 64,1% -16,6% 32,7% -89,1% Tolima 2,6% 28,4% 51,3% -,2% 81,5% 25,7% 79,5% 82,8% Valle del Cauca 16,5% 44,5% 82,9% 12,5% 24,8% -68,5% 4,8% 74,8% 91,1% Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo) y DANE 217.
16 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 mar.-15 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 mar.-17 jun.-16 sep.-16 dic.-16 Crecimiento PIB vs Demanda Sectorial Actividades de servicios sociales, comunales y personales Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca 1 5% -5% -1 25% 2 15% 1 5% -5% -1-15% Antioquia-Chocó Atlántico Bolívar Nordeste PIB Antioquia-Chocó Bogotá Córdoba-Sucre PIB Comercio, reparación, restaurantes y hoteles Construcción Antioquia-Chocó Atlántico Bolívar Cauca-Nariño CQR Huila-Caquetá Valle del Cauca PIB Atlántico Meta PIB Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo) y DANE 217.
17 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 Crecimiento PIB vs Demanda Sectorial Establecimientos financieros, seguros, actividades inmobiliarias y servicios a las empresas Explotación de minas y canteras Atlántico CQR GCM Nordeste Atlántico GCM PIB Tolima Valle del Cauca PIB Industrias manufactureras Suministro de electricidad, gas y agua Atlántico Bolívar CQR Huila-Caquetá Antioquia-Chocó Atlántico Bolívar PIB Tolima Valle del Cauca PIB Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo) y DANE 217.
18 mar.-15 jun.-15 sep.-15 dic.-15 mar.-16 jun.-16 sep.-16 dic.-16 Crecimiento PIB vs Demanda Sectorial Transporte, almacenamiento y comunicaciones Bogotá Córdoba-Sucre GCM Huila-Caquetá Nordeste Tolima Valle del Cauca PIB Fuente: UPME, Base de Datos XM (24 de marzo) y DANE 217.
19 Análisis de sesgo sistemático Demanda de Energía Eléctrica Demanda de Potencia Máxima 1,,9%,8%,7%,6%,5%,4%,3%,2%,1%,,1%,,2%,1%,6%,4% Sesgo (B) Modelo (M) Aleatorio (R) Proy. Total con GCE Proy. Total sin GCE 1,,9%,8%,7%,6%,5%,4%,3%,2%,1%,,1,7%,4%,2%,3%,3% Sesgo (B) Modelo (M) Aleatorio (R) Proy. Total con GCE Proy. Total sin GCE Histórico de las Proyecciones (Incluye GCE Nuevos) Histórico de las Proyecciones (No incluye GCE Nuevos) APE 1,12%,49% AAE 126,28 92,79 MSE,8%,5% Histórico de las Proyecciones (Incluye GCE Nuevos) Histórico de las Proyecciones (No incluye GCE Nuevos) APE 3,12% 2,64% AAE 333,83 276,1 MSE,17%,12%
20 GWH GWH GWH GWH Seguimiento a la Demanda Total del SIN de Energía Eléctrica ,89% 4,56% 6, 5, ,77% 3,27% 4, 3,3% ,29% 4, ,7% , 2, 1, ,2 2, 1,3%,7% 14.5, I I I Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) 14.5, II II II Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) ,11% 4,81% 6, 4,5% ,86% 4,95% 6, 4,5% , , ,6 1,5%, -1,5% ,3% 1,5%, -1,5% , III III III Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), , IV IV IV Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%)
21 215 - I II III IV I II III IV GWH GWH Seguimiento a la Demanda de Grandes Consumidores de Energía Eléctrica Agregado Grandes Consumidores % 12% 1 7% 5% 2% ,2% -5,3% -5,2% -2% -5% I II III IV I II III IV Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) 3 27,3% Rubiales 31% -7% ,4% 21,6% 25% 19% 15 13% 1 7% % -5% Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), 217. Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%)
22 215 - I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV GWH GWH I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV GWH GWH 4 Seguimiento a la Demanda de Grandes Consumidores de Energía Eléctrica Cerromatoso 15% 8 Cerrejón 11% % 8% 4% ,5% -2,8% % 4% 2 4-4% ,1% -9,2% -8,9% -4% -8% 3 2-1,8% -8% -11% 5-11% 1-15% -15% -19% Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) OXY La Cira Infanta ,7% 25% % 12% 5% ,2% -33,2% -29,5% ,9% -11,2% -2% -8% -15% Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%) Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), 217. Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Crecimiento de la demanda (%)
23 GWH GWH GWH Consolidado Proyecciones Demanda de energía eléctrica Enero No Incluye GCE ni Panamá (GWh) Con GCE y Sin Panamá (GWh) Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Proyecciones Escenario Medio (GWh) Crecimiento Escenario Medio SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá ,7% 3,21% 3,21% ,37% 2,92% 2,92% ,42% 3, 3, ,56% 3,18% 3,18% ,64% 3,18% 4,93% ,62% 2,46% 2,42% ,56% 2,15% 2,11% ,65% 2,25% 2,21% ,72% 2,36% 2,33% ,71% 2,41% 2,37% ,77% 2,5 2,47% ,79% 2,55% 2,51% ,78% 2,57% 2,54% ,83% 2,65% 2,61% ,96% 2,81% 2,78% Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Incluye GCE y Panamá (GWh)
24 GWH GWH Diferencias Proyecciones Octubre 216 Febrero 217 No Incluye GCE ni Panamá (GWh) Incluye GCE y Panamá (GWh) Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio UPME (GWh) - Enero 217 Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 216 Diferencias Proyecciones Escenario Medio (GWh) SIN SIN + GCE + Panamá Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), 217. Histórico Demanda EE (GWh) Esc. Medio UPME (GWh) - Enero 217 Esc. Medio UPME (GWh) - Octubre 216
25 MW MW MW Consolidado Proyecciones Demanda de potencia máxima Febrero No Incluye GCE ni Panamá (MW) Proyecciones Escenario Medio (MW) Crecimiento Escenario Medio SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá SIN SIN + GCE SIN + GCE + Panamá ,6% 4,96% 5, ,73% 2,61% 2,6% ,72% 2,4% 2, ,86% 2,51% 2,5% ,93% 2,59% 5, ,87% 1,71% 1,7% ,78% 1,34% 1,3% ,9 1,42% 1,4% , 1,57% 1,5% ,98% 1,62% 1,6% ,97% 1,63% 1,7% ,6% 1,79% 1,7% ,2% 1,76% 1,7% ,7% 1,84% 1,8% ,19% 2,1% 2, Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Con GCE y Sin Panamá (MW) Incluye GCE y Panamá (MW) Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo
26 MW MW Diferencias Proyecciones Octubre 216 Febrero 217 No Incluye GCE ni Panamá (MW) Incluye GCE y Panamá (MW) Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio UPME (MW) - Enero 217 Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 216 Fuente: Cálculos UPME, Bases XM (22 de enero), 217. Diferencias Proyecciones Escenario Medio (MW) SIN SIN + GCE + Panamá Histórico Demanda PMÁX (MW) Esc. Medio UPME (MW) - Enero 217 Esc. Medio UPME (MW) - Octubre 216
27 PROYECCIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE LA DEMANDA EN COLOMBIA
28 Escenarios Sectores al 25 Revisión 217
29 3. Transporte Industrial Residencial ACM Comercial 3. Transporte Industrial Residencial ACM Comercial DEMANDA FINAL TOTAL T1 (PJ) DEMANDA FINAL TOTAL ME (PJ) 3. Transporte Industrial Residencial ACM Comercial Transporte Industrial Residencial ACM Comercial DEMANDA FINAL TOTAL BASE (PJ) DEMANDA FINAL TOTAL T2 (PJ) DEMANDA FINAL TOTAL EE (PJ) 2.5 Transporte Industrial Residencial ACM Comercial Fuente: UPME, BECO, Revisión 217.
30 Escenarios Energéticos al 25 Revisión 217
31 3. Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros 3. Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros DEMANDA FINAL TOTAL T1 (PJ) DEMANDA FINAL TOTAL ME (PJ) 3.5 Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros DEMANDA FINAL TOTAL BASE (PJ) 2.5 DEMANDA FINAL TOTAL T2 (PJ) DEMANDA FINAL TOTAL EE (PJ) Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros Fuente: UPME, BECO, Revisión 217.
32 RESUMEN Demanda Transformación Emisiones CO2 Revisión 217
33 PJ Mton CO2 PJ Mton CO2 PJ Mton CO2 PJ Mton CO2 PJ Mton CO Transformación (PJ) 17 Demanda (PJ) Transformación (PJ) 114 Demanda (PJ) ESCENARIO T1 ESCENARIO MUNDO ELECTRICO Transformación (PJ) Demanda (PJ) Transformación (PJ) Demanda (PJ) ESCENARIO BASE Fuente: UPME, BECO, Revisión ESCENARIO T2 ESCENARIO EFICIENCIA ENERGÉTICA Transformación (PJ) Demanda (PJ)
34 Escenario Base Escenario T1 Escenario T2 Escenario Mundo Eléctrico Escenario Eficiencia Energética Transformación (MTOE) Demanda (MTOE) Emisiones CO2 (Mton)
35 GRACIAS Upme (Oficial)
Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN
Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN Agosto de 2014 Versión liquidación TXR Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Seguimiento por
Informe de Demanda de energía y Fronteras - SIN Abril de Versión liquidación TXR Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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DEMANDA DE ELECTRICIDAD, PRODUCCION E INTERCAMBIOS MAYO DE 2008
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INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA Mayo de 2018 Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes] Mayo 2018 Demanda Demanda Demanda Demanda Demanda Expor. Expor. Demanda no Demanda no Importac. Comercial Comercial
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PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN COLOMBIA
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La capacidad útil del embalse permaneció igual que en el mes anterior con 15,105.2 GWh.
Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Noviembre de 2014 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 30 de noviembre de 2014, aumentaron en 235.2 GWh frente
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Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Julio de 2014 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de julio de 2014, aumentaron en 1,001.3 GWh frente
La capacidad útil del embalse permaneció igual que en el mes anterior con 16, GWh.
Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Febrero de 2015 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 28 de febrero de 2015, disminuyeron en 1,499.3 GWh frente
La capacidad útil del embalse permaneció igual que en el mes anterior con 16, GWh.
Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Enero de 2015 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de enero de 2015, disminuyeron en 1,642.2 GWh frente
Por solicitud de ISAGEN, se modificaron los nombres de los siguientes embalses: Amaní (antes Miel I) y Topocoro (antes Sogamoso).
Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Marzo de 2015 Estado de aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de marzo de 2015, disminuyeron en 1,742.3 GWh frente
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Latitud 7º -170º -160º N -180º 170º 160º -150º 150º -140º 140º -130º 130º -120º 120º -100º -110º 18h 17h 16h 15h 14h 13h 12h 11h 10h 9h 8h 7h 6h JUN MAY- JUL 110º ABR- AGO 100º O -90º 90º E 90º MAR - SEP
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