UPME- Proyección demanda electrica 2023-2037

PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

Y POTENCIA MÁXIMA

2023-2037 Subdirección de Demanda Director General UPME Carlos Adrián Correa Flórez Subdirector de Demanda José Lenin Morillo Carillo Profesional Especializado William Alberto Martínez Moreno República de Colombia Ministerio de Minas y Energía Bogotá D.C. - Colombia, julio 2023 Introducción La Unidad de Planeación Minero-Energética UPME presenta la edición anual de las Proyecciones de Demanda de Energía Eléctrica para el periodo 2023-2037. En este informe se centra en las estimaciones de mediano plazo del consumo de energía eléctrica, utilizando la información de demanda histórica, las expectativas de crecimiento económico y otras variables determinantes en el nivel de consumo. Con un enfoque estratégico para satisfacer las necesidades energéticas del país, este informe tiene un carácter técnico y su objetivo primordial es proporcionar una base sólida de información que respalde las decisiones de inversión en infraestructura de suministro eléctrico y facilite la alineación en torno a las prioridades y proyectos estratégicos del sector energético. A diferencia de ediciones anteriores, el presente documento se ha basado en un enfoque nuevo al utilizar las demandas de las áreas eléctricas definidas en el planeamiento eléctrico como insumo clave para las proyecciones de demanda. Esto representa un cambio significativo respecto al enfoque geográfico empleado en el informe del año pasado, lo que nos permite una mayor precisión y adaptación a la infraestructura energética actual y futura. Las proyecciones presentadas en este documento serán de gran importancia para diversos

ámbitos del sector energético, especialmente en el contexto del desarrollo de la red eléctrica del país. Las proyecciones de demanda eléctrica que aquí se presentan reflejan una comprensión de las dinámicas económicas y otros factores determinantes del consumo de energía en Colombia. No obstante, aunque este informe se enfoca únicamente en la energía eléctrica, no debemos olvidar la importancia de considerar una visión integral del sistema energético en la planificación y toma de decisiones. En este sentido, este informe incorpora los datos económicos disponibles hasta mayo de 2023, que es el momento del año cuando se tiene consolidado los resultados del primer trimestre de 2023. Con relación a la información de consumo histórica utilizada en los modelos de proyección, se tomaron datos con corte a marzo de 2023. No obstante, dada la dinámica cambiante del entorno económico y energético, la UPME reconoce la necesidad de abordar la interacción entre la oportunidad de publicación y la incorporación de nueva información, por lo tanto, se propone una nueva periodicidad para la actualización de las proyecciones. Entre los elementos más importantes a mencionar, se puede decir que el 2022 estuvo marcado por la recuperación económica, por ende, la reactivación de la demanda de energéticos. No obstante, En materia económica, el PIB creció 7,3% en 2022, cifra que fue inferior a lo alcanzado en 2021 (11%). En el caso de energía eléctrica para el SIN (no incluye grandes consumidores), se estima que, en los próximos 2 años, la demanda se encuentre en niveles diarios entre 196 a 234 GWh-día. Esto representaría un aumento de 3,1% frente a los valores de 2021. A mediano

plazo indican que la demanda de energía eléctrica entre 2023 a 2037 podría tener un crecimiento promedio año en el escenario medio entre 1,65% a 2,99%. Todos los resultados presentados en este documento se encuentran disponibles para la consulta y la descarga a través de nuestra página web, en la sección de Demanda y Eficiencia Energética en el apartado denominado Proyecciones de demanda. Para finalizar, informamos al público interesado que la próxima actualización de las proyecciones de demanda de energéticos realizada por la UPME, se publicará al finalizar el mes de diciembre del año 2023. Este documento se organiza en cinco (5) secciones incluida esta de introducción. A continuación, se presenta un capítulo del comportamiento de la demanda con un recuento a

2023. En la tercera sección, se encuentran los resultados de proyección en materia energética, en la cuarta sección se concluye y en la última parte del documento se encuentran los anexos.

Contenido

1. COMPORTAMIENTO DE LA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA .......... ...................................................................................................................................... 6

a. Comportamiento de la demanda de energía eléctrica del SIN ................................ 6 b. Comportamiento de la demanda por mercado ........................................................ 7 c. Comportamiento de la demanda no regulada por actividades económicas ............. 8 d. Comportamiento de la demanda por áreas ............................................................. 1 e. Comportamiento real vs proyecciones de la edición 2022 ....................................... 3

2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA ................................. 7

a. Modelo de proyección anual demanda de energía eléctrica a largo plazo .............. 7

b. Resultados .............................................................................................................. 8

1. Proyección de la demanda de energía eléctrica del SIN ...................................... 8 ii. Proyección de la demanda de energía eléctrica del SIN + GCE + ME +GD ........ 9 iii. Proyección por áreas de la demanda de energía eléctrica SIN ...................... 12 iv. Proyección de la demanda de potencia máxima................................................ 13

ANEXOS ............................................................................................................................. 15

a. Desviaciones proyección UPME 2022 vs demanda real de energía .................. 15 b. Resultados de proyección de demanda de energía eléctrica a nivel Nacional ... 17 c. Resultados de proyección de demanda de potencia máxima a nivel Nacional .. 18 d. Resultados de proyección de demanda de energía eléctrica por áreas – SIN ... 19 e. Resultados de proyección de demanda de potencia máxima por áreas - SIN ... 19

1. COMPORTAMIENTO DE LA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Y POTENCIA MÁXIMA

a. Comportamiento de la demanda de energía eléctrica del SIN Durante el período 2019 a 2022, la demanda promedio mensual fue en el año 2019 de 5.869 GWh-mes (i.e. 197,1 GWh-día), en 2020 de 5.869 GWh-mes (i.e. 192,4 GWh-día), en 2021 de 6.176 GWh-mes (i.e. 203,1 GWh-día), y en el año 2022 de 6.231 GWh-mes (i.e. 206,2 GWh-día). Esto significó crecimientos promedio año del 4,0% en 2019, -2,1% en 2020, 5,2% en 2021 y 3,4% en 2022, respectivamente. Ver Gráfica 1.

Por otra parte, la demanda de energía eléctrica ha venido mostrando fuertes señales de recuperación a partir de lo presentado en el primer año de la pandemia, donde se obtuvo un crecimiento promedio mes del -2,01% para 2020, del 5,4% para 2021 (repunte de 7,41 puntos porcentuales (pp) con respecto a 2020), y del 3,48% 2022 (repunte de 5,49 pp con respecto a 2020). Vale la pena mencionar que, el Gobierno Nacional anunció el fin de la emergencia sanitaria en el país, la cual estuvo vigente hasta el 30 de junio de 20221. En lo transcurrido del año 2023 (enero a marzo), la demanda promedio mensual se ubicó en los 6.388 GWhmes (i.e. 210,3 GWh-día) y con un crecimiento promedio mes del 1,89% con respecto a 2022. (Gráfica 2) 220 215 210,0 210 o 205 id e m 200 203,1 o rp 195 a 197,1 híd - 190 192,4 W G 185 Pre-COVID COVID 180 175 Post-COVID Promedio año 170 9999999999990000000000000111111111111222222222222333 1111111111112222222222222222222222222222222222222222 -e n e-b e f-ra m-rb a-o y a-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-ra m-rb a-o y a-n u j-lu j-o g a-p

e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m m 5 1 m m m 13 la la 1 6 1 Gráfica 1. Seguimiento a la demanda de energía eléctrica SIN a 2023p Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023 1 Ministerio de Salud y Protección Social. (2022). Resolución 666 de 2022. “Por la cual se prorroga la emergencia sanitaria por el coronavirus COVID-19, declarada mediante Resolución 385 de 2020, prorrogada por las Resoluciones 844, 1462, 2230 de 2020, 222, 738, 1315, 1913 de 2021 y 304 de 2022”. Abril 28 de 2022. Bogotá, D.C., Colombia. En línea: https://www.minsalud.gov.co/Normatividad_Nuevo/Resoluci%C3%B3n%20No.%20666%20de%202022.pdf 7.000 6.500 8 7 2 .63 9 3 .6 0 5 3 5 .61 5 6 .6 2 7 2 .6 8 7 5 .6 8 0 2 .6 5 6 5 .6 4 2 6 .6 0 1 4 .6 8 5 5 .6 2 0 3 .6 9 4 4 .6

0 s e m 8 7 80 .6 h-6.000 .5 W G 5.500 2 3 89 1 1 .67 3 9 .5 9 0 58 8 9 .58 6 6 .5 2 2 03 9 9 .53 3 2 .6 5 3 81 0 24 0 0 .6 4 0 12 4 6 .55 1 0 .6 3 8 88 6 5 .58 1 0 .6 7 4 17 2 9 .57 7 3 .6 7 5 20 9 9 .57 4 3 .6 0 5 01 8 8 .58 0 3 .6 2 9 05 2 1 .60 9 4 .6 9 7 94 7 8 .50 9 2 .6 3 1 25 1 1 .69 2 4 .6 .5 .5 .6 .5.5 .6 .5 .6 .6 .6 .6 .5 .6 5.000 o re n E o re rb e F o z ra M lirb A o y a M o in u J o ilu J o ts o g A e rb m e itp e S e rb u tc O e rb m e iv o N e rb m e ic iD 2019 2020 2021 2022 2023 Gráfica 2. Demanda mensual de energía eléctrica en el SIN a 2023p Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023 b. Comportamiento de la demanda por mercado Para el año 2020, la participación de la demanda del mercado regulado (MR) aumentó en

1,46 pp de su valor a razón de la demanda del mercado no regulado (MNR), pasando de 68,55% (i.e. 134,39 GWh-día/2019) a 70,01% (i.e. 133,97 GWh-día/2020). Sin embargo, para 2021 y 2022, la demanda del mercado regulado disminuye en 1,24 pp y 1,51 pp de su valor, a razón de la demanda del MNR. Esto se da como resultado de la reactivación económica de los sectores desde 2021, lo que traduce en un repunte en la participación del MNR, pasando de un 29,99% en 2020 (i.e. 57,33 GWh-día) a 31,23% en 2021 (i.e. 63,18 GWh-día) y a 33,13% en 2022 (i.e. 68,44 GWh-día). Es de recordar que, durante el primer año de la pandemia (año 2020), la demanda comercial tuvo un crecimiento anual del -2.05%, impactado directamente sobre el comportamiento de la demanda del MNR, en donde se obtuvo un crecimiento del -6,42% para este mercado. A partir de 2021, en donde se dio la apertura de las actividades productivas y el avance en el plan de vacunación, la demanda del MNR alcanzo crecimientos del 9,52% en 2021 (contribuyendo positivamente con 2,98 pp al crecimiento total de la demanda del año que fue del 5,26%). Para 2022, la demanda promedio día para el MR se ubicó entre 136,45 y 143,05 GWh-día y para el MNR estuvo entre 65 y 70,60 GWh-día. Asimismo, se tuvieron crecimientos anuales

para el MR y MNR del 1,17% y 8,32%, y con contribuciones positivas que suman 0,79 y 2,73 puntos porcentuales al crecimiento anual, respectivamente. En cuanto al 2023 (1er trimestre), la demanda promedio mensual del MR se ubicó en los 4.220 GWh-mes (i.e. 140,73 GWh-día) y con un crecimiento promedio mes del 0,79% con respecto a 2022. Para este trimestre, la demanda promedio mensual del MNR se ubicó en los 2.091 GWh-mes (i.e. 69,71 GWh-día) y con un crecimiento promedio mes del 3,97% con respecto al año anterior. Al tomar como base la demanda promedio de enero y febrero de 2020 (meses Pre-COVID), se muestra que la demanda del MNR a diciembre del año: a) 2020 creció 0,95 veces; b) 2021 creció 1,06 veces; y c) 2022 creció 1,09 veces. De otra parte, la demanda del MR a diciembre del año: a) 2020 creció 1,04 veces; b) 2021 creció 1,06 veces; y c) 2022 creció 1,05 veces. Ver Gráfica 3a. 120 115 115 109 110 106 104 107 105 106 105 100 95 95 90 85 80 75 Demanda Regulada Demanda No Regulada Total Comercial 70 0 000 000 0000111 11 11111 1122222 2222222 333 2 222 222 2222222 22 22222 2222222 2222222 222 -b e f-e-ra m-rb a-o

y a m-n u j-lu j-o g a -p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m -rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o -v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a m -n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id -e n e-b e f-ra m n e a. Índice por mercado de la demanda comercial (Base enero-febrero 2020 = 100) 25% % 7 20% ,6 1 11 05 5%%% % 9 ,4% 9 ,8 % 8 ,0 % 1 ,4 % 8 ,6% 5 ,8% 6 ,7% 0 ,6% 4 ,7% 0 ,6% 2 ,7% 1 ,5% 8 ,5% 8 ,3% 9 ,4% 5 ,4% 9 ,9 % 3 ,3% 1 ,3% 5 ,4% 6 ,1% 1 ,1% 3 ,0% 4 ,0% 8 ,1% 0 ,2% 8 ,1 0% % -5% 4 %% -10% ,0 - %% 0 ,7% 2 ,5 -% 7 ,3 -% 2 ,4 -% 8 ,2 - 8 ,1 -5 ,1 -% 8 ,2 -% 3 ,5 - Demanda Regulada -15% 8 ,9Demanda No ReguladaTotal Comercial -20% 000000000000111111111111222222222222333

222222222222222222222222222222222222222 -e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m b. Contribución al crecimiento por mercado de la demanda comercial (%) Gráfica 3. Comportamiento de la demanda por mercado Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023. c. Comportamiento de la demanda no regulada por actividades económicas Durante 2020, la demanda MNR tuvo un crecimiento del -6,42%, lo que representó en una reducción de 9,62 pp con respecto al crecimiento obtenido en 2019 (3,20%). Con la reapertura de las actividades de la economía en 2021, esta repuntó en 15,95 pp en relación a 2020, alcanzando un crecimiento del 9,52%. En 2022, el crecimiento de la demanda MNR se ubicó en 8,32%. En este año se alcanzaron crecimientos anuales positivos en cada una de las actividades, de: 3,33% (industrias manufactureras), 19,09% (explotación de minas y canteras), 3,18% (comercio al por mayor y

al por menor), 1,38% (administración pública y defensa), 6,92% (agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca) y del 9,67% (resto de actividades). Además, las contribuciones fueron positivas y sumaron al crecimiento anual de la demanda de este mercado en 1,40 5,16; 0,17; 0,06; 0,25; y 1,70 pp, respectivamente para dichos sectores. Es de resaltar que, las actividades que superaron el crecimiento obtenido en 2021 fueron: explotación de minas y canteras (aumento de 11,86 pp), administración pública y defensa (aumentó en 0,08 pp) y la denominada “Resto de actividades” (aumento de 0,53 pp). Para el primer trimestre del 2023, la demanda promedio mensual para el MNR encontró en: 834 GWh-mes en Industrias manufactureras, 619 GWh-mes en Explotación de minas y canteras, 106 GWh-mes en Comercio al por mayor y al por menor, 94 GWh-mes en Administración pública y defensa, 77 GWh-mes en Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca, y de 361 GWh-mes en otras actividades. Los crecimientos promedio-mes fueron de3,05%, 19,47%, -2,40%, -1,87%, 5,86%, y 1,66%, respectivamente, con respecto al mismo trimestre de 2021. La demanda del MNR actualmente está compuesta por 20 ramas de la actividad económica, de las cuales 5 aportan más de un 80% del total de ésta (ver Tabla 1). Tabla 1. Participaciones sectoriales dentro de la demanda MNR

Explotación Comercio al por Administración Agricultura, Industrias Otros Año de minas y mayor y al por pública y ganadería, caza, manufactureras (15sectores) canteras menor defensa silvicultura y pesca 2019 42,63% 24,54% 5,97% 5,35% 3,36% 18,16% 2020 42,70% 25,11% 5,74% 5,40% 3,68% 17,38% 2021 43,99% 24,58% 5,52% 4,99% 3,59% 17,32% 2022 41,97% 27,02% 5,26% 4,67% 3,54% 17,53% 2023. 39,91% 29,59% 5,05% 4,52% 3,69% 17,25% Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023. Tomando como base la demanda promedio del mercado no regulado entre enero y febrero de 2020, se muestra que, a diciembre de 2020 sólo las industrias manufactureras recuperaron su nivel con el presentado en la pre-pandemia. A diciembre de 2021 y 2022, todas las actividades han crecido por encima de lo presentado antes del COVID, con excepción de comercio al por mayor y al por menor. Ver Gráfica 4a. Demanda respecto a ene-feb 2020 (# de veces) dic-20 dic-21 dic-22 mar-23

Industrias manufactureras: 1,03 1,09 1,04 1,13

Explotación de minas y canteras: 0,85 1,03 1,21 1,29

Comercio al por mayor y al por menor: 0,98 1,02 1,00 0,98

Administración pública y defensa: 0,99 1,03 1,01 1,00 Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca: 1,00 1,09 1,14 1,18 Resto (15 sectores): 0,91 1,04 1,07 1,11

Total MNR: 0,95 1,06 1,09 1,15

130 Industrias manufactureras 120 110 Explotación de minas y canteras 100 Comercio al por mayor y al por menor 90 Administración pública y defensa 80 Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca 70 Resto (15 sectores) 60 Total No Regulado 00000000000111111111111222222222222333 22222222222222222222222222222222222222 -b e f-e-ra m-rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m n e a. Índice sectorial de la demanda comercial No Regulada (Base enero-febrero 2020 = 100)

60% % 50% 8 ,7 3 Industrias 40% % manufactureras 5 123 000 %%% % 5 ,4% 0 ,9 % 5 ,8 % 1 ,1 1% 0 ,6 1% 4 ,1 1% 4 ,0 1% 4 ,2 1% 2 ,3 1% 3 ,4 1% 3 ,1 1% 7 ,4 1% 1 ,1 1% 6 ,8% 2 ,9,2 2 % 7 ,9% 8 ,7% 7 ,9% 7 ,5% 8 ,4% 1 ,3% 7 ,3% 7 ,5% 7 ,3% 1 ,5 E c C ya x o anp m l tl peo e ort raa rc sc i moió ean nl od p re o rm min aa ys o ry 0% Administración pública y defensa -- 21 00 %% % 3 ,4 - %% 9 ,1% 4 ,4 -% 7 ,5 -% 9 ,3 -% 0 ,4 -% 9 ,2 -% 5 ,4 -% 4 ,6 -% 2 ,8 - A cag zr aic , u sl it lu vr ica u, lg tuan raa d yería, -- 43 00 %% % 0 ,3 29 ,7 1 -1 - p Re es sc toa (15 sectores)

• -50% Total No Regulado 000000000000111111111111222222222222333 222222222222222222222222222222222222222 -e n e-b

e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m b. Contribución sectorial al crecimiento de la demanda comercial No Regulada (%) Gráfica 4. Comportamiento de la demanda no regulada por actividades económicas Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023. Tabla 2. Crecimiento de la demanda y contribuciones sectoriales Contribuciones al crecimiento Agricultura, Explotación de Comercio al Administración ganadería, Crecimiento Industrias Otros minas por mayor pública y caza, MNR manufactureras (15sectores) y canteras y al por menor defensa silvicultura y pesca 2020Q1 -0,36% 2,66% -0,03% -0,17% 0,19% 0,57% 3,53% 2020Q2 -9,54% -3,97% -1,17% -0,33% 0,12% -2,89% -18,91% 2020Q3 -1,74% 1,16% -0,71% -0,40% -0,10% -2,92% -6,85% 2020Q4 1,65% -3,38% -0,36% -0,29% 0,16% -1,76% -5,45% 2021Q1 2,53% -3,01% -0,32% -0,27% 0,13% -1,38% -3,44%

2021Q2 11,42% 5,57% 0,67% -0,07% 0,30% 2,35% 23,88% 2021Q3 6,43% 0,28% 0,67% 0,37% 0,33% 3,22% 15,71% 2021Q4 3,43% 6,11% 0,24% 0,23% 0,25% 2,61% 15,77% 2022Q1 2,66% 5,44% 0,27% 0,24% 0,21% 2,45% 14,04% 2022Q2 5,88% 3,77% 0,54% 0,26% 0,29% 2,62% 16,38% 2022Q3 -0,66% 6,82% 0,02% -0,11% 0,26% 1,39% 9,25% 2022Q4 -1,36% 4,70% -0,10% -0,10% 0,22% 0,54% 4,53% 2023Q1 -1,22% 5,76% -0,12% -0,08% 0,22% 0,29% 5,21% Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023. d. Comportamiento de la demanda por áreas La demanda de energía eléctrica durante 2020 contrajo su crecimiento anual en todas las áreas con respecto a 2019. Las áreas, registraron tasas de crecimiento anuales del: -3,64% (Antioquia), -3,61% (Nordeste), -3,49% (Oriente), -2,28% (Suroccidental), y -1,58% (Caribe).

Lo anterior representó para 2020, contribuciones negativas al crecimiento anual de la demanda de 3 puntos porcentuales con respecto al 2019. Ver Tabla 3. Para el año 2021, todas las áreas crecieron positivamente, alcanzando aumentos entre 4,63 a 11,96 pp con respecto al crecimiento de 2020. Adicionalmente, se evidencio que las áreas de Caribe y Suroccidental, aumentaron su participación dentro de la demanda a razón de las áreas de Oriente (-0,20 pp), Antioquia (-0,13 pp) y Nordeste (-0,11 pp). Además, el crecimiento de la demanda comercial por áreas para 2021 fue de 4,83% con respecto a 2020, en donde el aporte de las áreas al crecimiento anual fue de 1,38 (Caribe), 1,12 (Oriente), 1,02 (Nordeste), 0,85 (Antioquia), y 0,49 (Suroccidental) puntos porcentuales. Es de mencionar que, el área Suroccidental fue afectada en mayor medida por efectos de los bloqueos que se presentaron durante el paro nacional del segundo trimestre, en el especial en el departamento del Valle del Cauca. Ver Tabla 4. En cuanto al año 2022, el crecimiento de la demanda comercial por áreas fue de 2,89% con respecto al 2021, en donde la mayoría de las áreas contribuyeron positivamente al crecimiento anual de la demanda total a excepción del área Caribe, con aportes que fueron de: 1,69 (Oriente); 0,54 (Nordeste); 0,53 (Suroccidental); 0,27 (Antioquia); y -0,07 (Caribe)

puntos porcentuales. De manera similar, para el 2023 (1er trimestre), la demanda promedio mensual para cada una de las áreas fue de: 1.644 GWh-mes en Caribe, 1.618 GWh-mes en Oriente, 1.257 GWhmes en Suroccidental, 840 GWh-mes en Antioquia, y 784 GWh-mes en Nordeste. Los crecimientos promedio mes fueron de -0,65%, 4,17%, 0,17%, 0,15%, y 5,45%, respectivamente para las áreas mencionadas, con respecto a 2022. Ver Gráfica 5b y Tabla

4. Adicionalmente, la demanda del MNR para primer trimestre de 2023 de acuerdo la información recolectada y administrada por el Operador del Mercado – XM, las actividades económicas que tuvieron mayor incidencia en cada una de las áreas fueron:  Área Caribe: Explotación de minas y canteras (extracción de carbón de piedra, y minerales de níquel), Otras actividades de servicios, Actividades profesionales (administración empresarial), Agricultura – ganadería – etc. (cría de aves de corral, y ganado bovino y bufalino), y Construcción (edificios no residenciales).  Área Oriente: Explotación de minas y canteras (extracción de petróleo crudo), Transporte y almacenamiento (transporte de pasajeros), Distribución de agua (captación, tratamiento y distribución), Otras actividades de servicios (asociaciones religiosas), y Actividades profesionales (administración empresarial y arquitectura e ingeniería).  Área Suroccidente: Agricultura – ganadería – etc. (cultivo de arroz, flor de corte, cría de

ganado porcino), Administración pública (actividades de planes de seguridad social, entre otras), Comercio (desechos y chatarra, aparatos de uso doméstico, autopartes y accesorios para vehículos, comercio al por menor), Actividades de salud (hospitales), Suministro de electricidad - gas – etc. (transmisión de energía eléctrica). Tabla 3. Demanda comercial por áreas (GWh-año) – 2019 a 2022 Demanda (GWh-año) Área 2019 2020 2021 2022 Caribe 17.846 17.805 18.709 18.587 Oriente 16.783 16.242 16.898 17.119 Suroccidente 14.968 14.627 14.971 15.353 Antioquia 9.602 9.253 9.827 10.020 Nordeste 7.497 7.275 7.782 7.982 Crecimiento de la Demanda (%) Área 2019 2020 2021 2022 Caribe 4,4% -0,2% 5,1% -0,7% Oriente 2,7% -3,2% 4,0% 1,3% Suroccidente 1,2% -2,3% 2,3% 2,6% Antioquia 1,6% -3,6% 6,2% 2,0% Nordeste 5,3% -3,0% 7,0% 2,6% Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023  Área Antioquia: Explotación de minas y canteras (extracción de oro, extracción de arcillas de uso industrial, y otros minerales), Suministro de electricidad - gas – etc. (distribución y

transmisión de energía eléctrica), Comercio (productos alimenticios, vehículos usados, productos textiles), Actividades de salud (hospitales), y Alojamiento (hoteles y centros vacacionales).  Área Nordeste: Industrias manufactureras (industrias básicas de hierro y acero, fabricación de sustancias y productos químicos, fabricación de pinturas, etc.), Agricultura – ganadería – etc. (cultivo de palma para aceite, cultivo de arroz) Transporte y almacenamiento (transporte por tuberías), Educación (universidades), Actividades inmobiliarias. Tabla 4. Crecimiento de la demanda y contribuciones por áreas Contribuciones al crecimiento Crecimiento Caribe Oriente Suroccidente Antioquia Nordeste Demanda 2020Q1 1,37% 0,72% 0,33% 0,43% 0,06% 2,91% 2020Q2 -0,91% -2,90% -1,87% -1,29% -1,44% -8,40% 2020Q3 -1,30% -0,74% -1,00% -1,14% -0,36% -4,55% 2020Q4 -0,83% -0,51% 0,67% 0,12% 0,07% -0,49% 2021Q1 -0,24% -1,04% -0,37% -0,10% 0,17% -1,57% 2021Q2 1,57% 3,07% 0,98% 1,37% 2,05% 9,04% 2021Q3 1,90% 1,24% 1,13% 1,54% 0,98% 6,79%

2021Q4 2,34% 1,50% 0,26% 0,67% 1,00% 5,78% 2022Q1 1,21% 1,82% 0,38% 0,54% 0,68% 4,62% 2022Q2 0,44% 1,95% 1,76% 0,74% 0,66% 5,55% 2022Q3 -0,47% 1,85% 0,10% -0,02% 0,76% 2,23% 2022Q4 -1,30% 1,14% -0,02% -0,14% 0,10% -0,21% 2023Q1 -0,17% 1,10% 0,03% 0,02% 0,68% 1,66% Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023. 120 Caribe 110 Oriente Suroccidental 100 Antioquia 90 Nordeste Total Regional 80 00000000000111111111111222222222222333 22222222222222222222222222222222222222 -b e f-e-ra m-rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-o y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m

n e a. Índice por áreas de la demanda comercial (Base enero-febrero 2020 = 100) 25% % 0 ,5 1 15% % Caribe 5% % 5 ,2% 1 ,7 % 4 ,0 % 7 ,2 % 9 ,5% 9 ,6% 0 ,8% 9 ,5% 6 ,6% 3 ,5% 2 ,7% 0 ,5% 3 ,5% 6 ,3% 9 ,4% 1 ,43 ,9 % 4 ,3% 2 ,2% 4 ,3% 1 ,1% 3 ,0 % 2 ,1% 2 ,2 Oriente Suroccidental -5% % 5 ,0 - % 3% 8 ,5 -% 7 ,4 -% 2 ,5 -% 6 ,3 - % 7 ,0 -% 1 ,1 -% 5 ,2 -% 9 ,4 - % 6 ,0 -% 3 ,0 - A Nn ot ri do eq su ti ea %,8 -15% 1- ,1 1 - Total Regional -25% 00000000000011111111111122222222222233 22222222222222222222222222222222222222 -e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f-ra m-rb a-y a m-n u j-lu j-o

g a-p e s-tc o-v o n-c id-e n e-b e f b. Contribución al crecimiento por área de la demanda comercial (%) Gráfica 5. Comportamiento de la demanda no regulada por áreas Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023. e. Comportamiento real vs proyecciones de la edición 2022 Las desviaciones de los escenarios de la proyección de demanda publicada en la actualización de septiembre de 2022, frente al consumo observado se presentan en el Anexo

I. El desempeño de los escenarios desde abril de 2022 a marzo de 2023, han mostrado un alto grado de confianza. Para los escenarios de demanda de energía eléctrica del SIN (no incluye GCE) el error cuadrático medio para el periodo de análisis oscila entre el 0,04% y 0,38% (Gráfica 6).

7.000 6.750 6.500 s e m h-6.250 W G 6.000 5.750 5.500 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 -e n e -b e f -ra m -rb a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m Histórico Esc. Medio IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 68% IC Inferior 68%

Gráfica 6. Comparación proyecciones de demanda UPME 2022 – 2023p vs comportamiento real demanda de energía SIN.

Fuente: UPME, Base de Datos XM (abril 17), 2023.

Vale la pena señalar que la proyección de demanda que incluye los GCE, corresponde a la proyección para el SIN a la cual se le adiciona la información reportada a la UPME por los potenciales usuarios que representan grandes cargas para el SIN. En este sentido, el volumen de energía correspondiente a los GCE no es resultado de un ejercicio de proyección. Al incluir la información de GCE, el error cuadrático medio para el periodo abril 2022 a marzo 2023 oscila entre el 0,04% y el 0,36%. Por otra parte, en cuanto a los escenarios de demanda para potencia máxima del SIN, el error cuadrático medio promedio para los escenarios fue entre el 0,03% y 0,44%. De manera análoga, se presenta el seguimiento al comportamiento de las proyecciones regionales expuestas en el informe de junio de 2021 para energía eléctrica del SIN, en donde se evidencia que las proyecciones en cada de las regiones réplica en gran medida el comportamiento (tendencia y estacionalidad) del valor real. Adicionalmente, los errores cuadráticos medios para el escenario medio de las regiones fueron de: 0,67% Costa Caribe, 0,12% Centro, 0,07% Noroeste, 0,08% Oriente, 0,17% Tolima Grande, 0,04% CQR y 0,02% Sur. En cuanto a los escenarios de demanda para potencia máxima regionales del SIN, el error cuadrático medio promedio para el escenario medio oscila entre 0,03% y 0,21%.

1.800 1.600 1.675 1.525 s s e e m m h1.550 h-1.450 W W G G 1.425 1.375 1.300 1.300 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 -e n e -b e f -ra m -rb a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m -e n e -b e f -ra m -rb a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m Histórico Esc. Medio Histórico Esc. Medio IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 68% IC Inferior 68% IC Superior 68% IC Inferior 68%   Costa Caribe Centro 925 740 890 720 700 s e 855 s e m m680 hhW W G 820 G660 640 785 620 750 600 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 -e n e -b e f -ra m -rb a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m -e n e -b e f -ra m -rb a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m Histórico Esc. Medio Histórico Esc. Medio IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 68% IC Inferior 68% IC Superior 68% IC Inferior 68%   Noroeste Oriente 650 325 300 600 s s e e m m hh-275 W W G G 550 250 500 225 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 -e n e -b e f -ra m -rb

a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m -e n e -b e f -ra m -rb a -y a m -n u j -lu j -o g a -p e s -tc o -v o n -c id -e n e -b e f -ra m Histórico Esc. Medio Histórico Esc. Medio IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 95% IC Inferior 95% IC Superior 68% IC Inferior 68% IC Superior 68% IC Inferior 68%   Valle Tolima Grande 265 190 255 180 s e 245 s e m m hh-170 W W G 235 G 160 225 215 150 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2