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Plan Energético Nacional Colombia 2020-2050
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0 PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2020- 2050 - Documento de consulta Bogotá D.C., diciembre de 2019 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) es una Unidad Administrativa Especial del orden Nacional, de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto número 1258 de Junio 17 de 2013. Nuestra Misión: Planear el desarrollo minero-energético, apoyar la formulación e implementación de la política pública y generar conocimiento e información para un futuro sostenible. Nuestra Visión: En el 2030 la UPME liderará la transformación minero - energética con innovación, responsabilidad y conocimiento. 1 Nuestros Objetivos Estratégicos: No. 1: Generar valor público, económico y social, a partir del conocimiento integral de los recursos minero-energéticos. No. 2: Incorporar las mejores prácticas organizacionales y tecnológicas que garanticen calidad e integridad de la gestión pública. No. 3: Orientar el aprovechamiento y uso eficiente y responsable de los recursos minero – energéticos. No. 4: Desarrollar las acciones necesarias que permitan materializar los planes, programas y proyectos formulados por la UPME. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE ENERGÌA Ministra Viceministro de Energía María Fernanda Suárez Londoño Diego Mesa Puyo UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA Ricardo Ramírez Carrero Director General Carlos García Botero Subdirector de Demanda Sandra Leyva Subdirectora de Hidrocarburos Javier Martínez Gil Subdirector de Energía Eléctrica Ricardo Viana Subdirector de Minería COLABORADORES German Leonardo Camacho Ahumada Luis Alejandro Galvis Peñuela Juan Francisco Martínez Rojas William Alberto Martínez Moreno Romel Alexander Rodríguez Olga Victoria González González Iván Darío Gómez Oscar Patiño Juan Camilo Torres Jaime Andrade Ibrahim Massy Andrés Popayán Héctor Herrera Javier Martínez Antonio Jiménez Olga Ramírez Marcela Bonilla Madriñán Beatriz Herrera Jaime Carolina Sánchez Ruiz ASESORES EXTERNOS Maria Teresa Szaur Juan Mauricio Ramírez Manuel Maiguashca Gustavo Wilches Armando Zamora Carolina Obando PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 2 Contenido Introducción .................................................................................................................. 6 Resumen Ejecutivo ........................................................................................................ 8 1. Antecedentes............................................................................................................. 9 1.1 Evolución histórica de la oferta y demanda de energía ................................................... 10 1.2 Canasta energética actual por sectores de consumo ....................................................... 12 1.3 Indicadores energéticos ................................................................................................ 13 1.3.1 Intensidad energética .................................................................................................................... 14 1.3.2 Intensidad de emisiones ................................................................................................................ 15 1.4 Objetivos de política de largo plazo ............................................................................... 16 1.4.1 Objetivo 1. Seguridad de suministro energético y diversificación de la matriz energética ........... 16 1.4.2 Objetivo 2. Energía eje de desarrollo económico y prosperidad ................................................... 16 1.4.3 Objetivo 3. Gestión ambiental del sector energético .................................................................... 16 1.4.4 Objetivo 4. Aseguramiento de cobertura a servicios y productos energéticos con inclusividad y desarrollo territorial................................................................................................................................ 17 1.4.5 Objetivo 5. Eficiencia energética .................................................................................................... 17 1.4.6 Objetivo 6. Integración energética regional .................................................................................. 17 1.4.7 Objetivo 7. Entorno habilitante para la implementación del PEN 2020 - 2050 ............................. 18 2. Escenarios futuros de energía ............................................................................... 18 2.1 Escenario 266................................................................................................................ 18 2.2 Escenario Nuevas Apuestas ........................................................................................... 19 3. Supuestos fundamentales. ....................................................................................... 20 3.1 Demográficos................................................................................................................ 21 3.2 Crecimiento económico ................................................................................................. 24 3.3. Inflación y Precios de los Energéticos ............................................................................ 27 3.4 Proyección de precios ................................................................................................... 29 3.4.1 Contexto internacional de formación de precios de hidrocarburos .............................................. 30 4. Proyecciones de demanda y oferta de energía.......................................................... 33 4.1 Proyecciones de energía para el sector transporte ......................................................... 33 4.1.1 Consideraciones y supuestos de proyección para el sector transporte......................................... 35 4.1.2 Resultados de las proyecciones para el sector transporte ............................................................ 49 4.2 Proyecciones de energía para el sector industrial ........................................................... 51 4.2.1 Consideraciones y supuestos para las proyecciones del sector industrial..................................... 53 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 1 4.2.2 Resultados de las proyecciones para el sector industrial .............................................................. 54 4.3 Proyecciones de energía para el sector residencial ......................................................... 55 4.3.1 Consideraciones y supuestos para las proyecciones del sector residencial .................................. 58 4.3.2 Resultados de las proyecciones para el sector residencial ............................................................ 60 4.4 Proyecciones de en energía para el sector terciario ........................................................ 63 4.4.1 Consideraciones y supuestos para la proyección del sector terciario ........................................... 66 4.4.2 Resultados de las proyecciones para el sector terciario ................................................................ 67 4.5 Proyecciones consolidadas de energía ........................................................................... 68 4.5.1 Proyecciones de energía, Escenario 266 .................................................................................. 68 4.5.2 Proyecciones de energía en el Escenario de Nuevas Apuestas ...................................................... 71 4.5.2 Análisis comparativo de Escenarios de proyección ....................................................................... 73 4.6 Indicadores de intensidad energética ............................................................................ 75 5. Conclusiones y recomendaciones ............................................................................. 78 Referencias Bibliográficas ................................................................................................... 80 Anexo 1, “Colombia energía en movimiento 1876 -2019” .................................................... 82 Ilustraciones Ilustración 1 Participación porcentual por sectores en el consumo final de energía 1975-2018, __________ 10 Ilustración 2 Participación porcentual de fuentes de energía en la composición de la oferta, ____________ 11 Ilustración 3 Consumo final de energía Colombia 2018 (PJ)_______________________________________ 12 Ilustración 4 Canasta energética del sector transporte e industria 2018 ____________________________ 13 Ilustración 5 Canasta energética del sector residencial, comercial & público, otros 2018 _______________ 13 Ilustración 6 Distribución del Producto Interno Bruto hasta el III trimestre de 2019 (miles de millones de pesos – año base 2015) ________________________________________________________________________ 14 Ilustración 7 Intensidad Energética en Consumo Final (TJ/miles de millones de COP – Base 2005) ________ 14 Ilustración 8 Intensidad de emisiones sector industria (Gg CO2 / miles de millones de COP – Base 2005). __ 15 Ilustración 9 Pirámide Poblacional 2005, 2020 y 2050 ___________________________________________ 21 Ilustración 10 Evolución y Proyección Población Total Colombia Según Resultados y Previsiones Censales _ 22 Ilustración 11 Porcentaje de la Población Total de Colombia, que Reside en Zonas Urbanas & __________ 22 Ilustración 12 Número de Hogares en Colombia (Millones) _______________________________________ 23 Ilustración 13. Evolución y Previsión Número de Personas por Hogar en Colombia ____________________ 23 Ilustración 14 Dinámicas de Crecimiento Poblacional Anual en Colombia. Proyectadas a 2050 __________ 24 Ilustración 15 Crecimiento PIB Vs Sector Minero Energético. Trayectorias Crecimiento Económico Anual Colombia. ______________________________________________________________________________ 25 Ilustración 16 Trayectorias Crecimiento Potencial Anual Colombia* 2050 y Escenario Asociado Crecimiento Inversión _______________________________________________________________________________ 25 Ilustración 17 Histórico y Previsión Participación PIB (Valor Agregado) _____________________________ 26 Ilustración 18. Histórico 2006 – 2018 & Previsiones Crecimiento Anual Sectores Productivos 2019 – 2050 _ 26 Ilustración 19 Inflación Energéticos Versus Inflación al Consumidor (IPC) 2010 – 2019 _________________ 28 Ilustración 20 . Histórico y Perspectivas Precio Petróleo (Referencia Brent) __________________________ 30 Ilustración 21 Escenarios futuros de precios de gas para fuentes nacionales _________________________ 32 Ilustración 22 Situación Internacional del precio del carbón ______________________________________ 32 Ilustración 23 Caracterización energética y modal del sector transporte ____________________________ 33 Ilustración 24 Diagrama de Sankey para el transporte por carretera (PetaJulios) _____________________ 34 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 2 Ilustración 25 Comparación del consumo de energéticos a nivel Transporte – PJ (Peta Joule) ___________ 35 Ilustración 26 Comparación de costo vehículos eléctricos ________________________________________ 37 Ilustración 27 Proyección flota de vehículos livianos (autos, camperos y camionetas) por energético _____ 38 Ilustración 28 Proyección flota de tracto camiones carga interurbana por energético _________________ 39 Ilustración 29 Proyección de la flota para transporte urbano de pasajeros __________________________ 40 Ilustración 30 Proyección de la flota para transporte interurbano de pasajeros ______________________ 41 Ilustración 31 Proyección flota de camiones carga urbana _______________________________________ 42 Ilustración 32 Proyección flota camiones carga interurbana ______________________________________ 43 Ilustración 33 Proyección flota de Taxis ______________________________________________________ 44 Ilustración 34 Proyección flota de motos _____________________________________________________ 45 Ilustración 35 Energía final año 2015 para el sector transporte y su energía útil por tipo de vehículo _____ 47 Ilustración 36 Potencial de reemplazo de flota oficial ___________________________________________ 48 Ilustración 37 Resultados en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del transporte 50 Ilustración 38 Caracterización por uso final en la industria. ______________________________________ 51 Ilustración 39 Diagrama de Sankey para el sector industrial (PetaJulios) ___________________________ 52 Ilustración 40 Comparación del consumo de energéticos a nivel Industrial – (PJ) _____________________ 53 Ilustración 41 Resultados en unidades energéticas y en composición de la matriz energética de la industria – (PJ) ___________________________________________________________________________________ 55 Ilustración 42 Participación porcentual de los usos finales de la energía en el sector residencial _________ 56 Ilustración 43 Diagrama de Sankey para el sector residencial (Petajulios) ___________________________ 57 Ilustración 44 Comparativo consumo histórico sector residencial – (PJ) _____________________________ 58 Ilustración 45 Consumo de subsistencia estimado versus consumos promedios ______________________ 59 Ilustración 46 Distribución de las tecnologías o energéticos de sustitución de leña por grupo de hogares __ 60 Ilustración 47 Resultados en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del subsector residencial urbano (PJ) ____________________________________________________________________ 61 Ilustración 48 Resultados por en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del subsector residencial rural – (PJ) ____________________________________________________________________ 62 Ilustración 49 Resultados por en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del sector residencial (Urbano y Rural) (PJ) ____________________________________________________________ 63 Ilustración 50 Participación de los usos dentro del sector terciario _________________________________ 64 Ilustración 51 Diagrama de Sankey para el sector terciario (PetaJulios) _____________________________ 65 Ilustración 52 Comparativo consumo histórico sector terciario – (PJ) _______________________________ 66 Ilustración 53 Composición del Sector Terciario – (PJ) ___________________________________________ 68 Ilustración 54 Escenario 266 vs línea base COP21 ______________________________________________ 69 Ilustración 55 Consumo final de energía por fuente y sector de consumo en el Escenario 266 ___________ 70 Ilustración 56 Proyección de nivel de emisiones por energético y sector de consumo Escenario 266 ______ 70 Ilustración 57 Escenario Nuevas Apuestas vs línea base COP21 ___________________________________ 71 Ilustración 58 Consumo final Escenario Nuevas Apuestas ________________________________________ 72 Ilustración 59 Emisiones escenario Nuevas Apuestas ____________________________________________ 72 Ilustración 60 Proyecciones de demanda de energía por sectores a 2050 – (PJ) _______________________ 73 Ilustración 61 Proyecciones de demanda por energético a 2050 – (PJ) ______________________________ 74 Ilustración 62 Comparación escenarios - Proyecciones de demanda 2050 ___________________________ 75 Ilustración 63 Evolución de la intensidad energética de la economía. _______________________________ 76 Ilustración 64 Comparación intensidad energética (TEP / miles USD PPA 2011) ______________________ 77 Tablas Tabla 1 Porcentaje de penetración de vehículos oficiales ................................................................................ 35 Tabla 2 Supuestos incorporados para el sector transporte en cada escenario ................................................ 48 Tabla 3 Potencial aprovechamiento de eficiencia energética en el sector industrial ....................................... 54 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 3 Tabla 4 Potencial aprovechamiento de eficiencia energética en el sector residencial ..................................... 58 Tabla 5 Potencial aprovechamiento de eficiencia energética en el sector terciario ......................................... 66 4 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Abreviaturas BanRep BAU BECO BEU COP Banco de la República Business as Usual Balance Energético Colombiano Balance de Energía Útil Conferencia de las partes por su sigla en inglés; Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas ECV Encuesta de Calidad de Vida EIA Energy Information Administration ENE Estudio Nacional de Energía ENME Estrategia Nacional de Movilidad Eléctrica FNCE Fuentes No Convencionales de Energía FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable GEI Gases Efecto Invernadero ICCT International Council on Clean Transportation NDC Contribución prevista y determinada a nivel nacional, por su sigla en inglés IPC Indice de Precios al Consumidor Min Energía Ministerio de Minas y Energía MinHacienda Ministerio de Hacienda y Crédito Público MinTransporte Ministerio de Transporte OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos ODS Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de las Naciones Unidas OMS Organización Mundial de la Salud PAS Planes de Acción Sectoriales PEIIT Plan Estratégico de Infraestructura Intermodal de Transporte PIB Producto Interno Bruto PND Plan Nacional de Desarrollo PEN Plan Energético Nacional PERGT Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión PJ Peta Joule PROURE Programa de Uso Racional de Energía TRM Tasa Representativa de Mercado UPME Unidad de Planeación Minero-Energética WEF World Economic Forum WEO World Energy Outlook PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 5 Introducción Los objetivos del Plan Energético Nacional -PEN- están encaminados a la satisfacción de los requerimientos energéticos del país, en el marco de una transformación energética global, marcada por una mayor sensibilidad con el medio ambiente, por la irrupción de nuevas demandas provenientes de comunidades, por mayores niveles de crecimiento económico, por el desarrollo tecnológico y por los compromisos de mitigar los impactos del cambio climático. La transformación energética trae consigo una redefinición de los sistemas energéticos, el aumento de la participación de nuevas fuentes renovables, el aprovechamiento de la eficiencia energética y la incorporación de nuevas tecnologías en la provisión de servicios cada vez más complejos, más confiables y más continuos. Asistimos a la creciente electrificación de la economía mundial y con ella una mayor descentralización y digitalización, no solo para proveer soluciones en el plano estrictamente energético, sino también servir como instrumentos de desarrollo para alcanzar metas insertas en la política global de desarrollo. Además, por las interacciones del sistema energético con la economía, la sociedad, el ambiente y la política macroeconómica, es indispensable que los objetivos de la política energética de largo plazo tengan un carácter sistémico y un enfoque multi-objetivo. Con fundamento en lo mencionado, es necesario considerar por una parte los nuevos paradigmas de la oferta y la demanda de energía, introduciendo nuevas dimensiones de análisis que reflejen la dinámica de la política mundial, la geopolítica, la influencia financiera, los cambios de precios, las preocupaciones sobre el cambio climático y las responsabilidades ambientales y sociales de orden local y regional. Esta evolución implica cambios progresivos en la oferta y estructura de consumo final de energía, originando procesos de transición que requieren la intervención urgente y creciente de los poderes públicos. Así, el avance de la tecnología viene facilitando un uso más productivo de los recursos energéticos, mejoras en eficiencia y descarbonización de las fuentes de energía, contribuyendo a la transición hacia un desarrollo sostenible para toda la sociedad. Esto es de particular importancia para Colombia, que viene experimentando un crecimiento dinámico del consumo final de energía, desafío que se debe resolver con abastecimiento pleno y confiable pero con menores consecuencias para el medio ambiente. También es importante resaltar, que el compromiso internacional adquirido por Colombia para el cumplimiento de los ODS implica un cambio en las agendas de los distintos sectores para reorientar el desarrollo, apuntando a mitigar la pobreza, mejorar la equidad social e impulsar alianzas sociales para promover una vida sana y de bienestar, a la luz de un progreso seguro, donde prevalezca un equilibrio congruente entre las dimensiones social, económica y ambiental. Ello pone de manifiesto desafíos para el gobierno en la alineación de las políticas planes y programas con visión integral del desarrollo tanto nacionales como territoriales lo que exige una transformación de la política pública1. Es grande el reto que tiene el país de cumplir con los ODS considerando el papel tan importante que desempeña la energía en su calidad de instrumento de progreso económico y bienestar social; en consecuencia, es necesario garantizar la disposición de la energía en condiciones seguras, 1 CORDERA CAMPOS (2014) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 6 confiables, accesibles y asequibles a la sociedad, sostenibles ambientalmente, todo bajo el amparo en un marco regulatorio acorde a tales propósitos, respaldado por un marco institucional adecuado. Sumado a lo anterior, la mirada retrospectiva de la energía en Colombia 1876 -2019, que se presenta en el Anexo 1, lleva a entender qué, cuáles y en qué momento del tiempo se tomaron decisiones para que el país tomará el camino para ser la realidad que es hoy. Los hitos que conforman la línea de tiempo se dieron a partir de decisiones que en su momento fueron las más adecuadas, teniendo en cuenta la información con la que se contaba en ese momento. Así mismo, ésta lleva a reflexionar sobre cuáles fueron y son los impactos de las principales decisiones en materia de desarrollo de infraestructura lineal, de explotación de recursos, de transformación de usos de los energéticos en el país dado que generalmente no ocurren de un momento para otro sino que toman un periodo de construcción y de transformación y sus impactos son más largos en el tiempo. La invitación es cómo desde ahora se puede pensar las decisiones que van dar una visión futura en la construcción de la política energética del país que tenga impactos transformacionales al 2050. Como Director de la UPME aprovecho la ocasión para agradecer al grupo de profesionales de la Unidad con quienes se logró construir el documento que ponemos a su disposición y en especial al equipo de trabajo de la Subdirección de Demanda. Así mismo, expreso mis reconocimientos a todas aquellas personas que dentro y fuera de la Unidad han contribuido al desarrollo del conocimiento del complejo mundo de la energía y al desarrollo de la UPME- Unidad de Planeación Minero Energética. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 7 Resumen Ejecutivo El presente documento constituye eje fundamental para lograr materializar la política de transformación energética del país, teniendo en cuenta los compromisos internacionales tales como ODS, COP 21 (2015) y COP 25(2019) sumado a las buenas prácticas de la OCDE que se deben interiorizar dentro del sector. Es así que se presenta en un comienzo la evolución histórica de la oferta y demanda de energía del país, detallando la canasta energética actual por cada uno de los principales sectores de consumo, seguido de la evolución de indicadores energéticos tales como el de la intensidad energética y el de emisiones y posteriormente con una explicación corta y sucinta se presenta los siete objetivos de política energética que guiaron el desarrollo del PEN a 2050. El Plan Energético Nacional no busca predecir el futuro sino lograr un mejor entendimiento de las incertidumbres que enfrentamos2. Para tal efecto, a través de modelos de simulación, se exploran un conjunto de supuestos obtenidos de estudios, desarrollos legislativos, desarrollos tecnológicos y preferencias de los consumidores que permiten visualizar los elementos claves de la transformación energética. El análisis descrito se realiza para cada uno de los dos escenarios modelados: 266 y Nuevas Apuestas con base en el Escenario que se llevó a la COP 21 – BAU. Posteriormente, se describen y analizan cada uno de los cuatro supuestos fundamentales que se tienen en cuenta para la modelación de escenarios, tales como: demográficos, crecimiento económico, inflación y precios de los energéticos así como proyección de precios – contexto internacional de la formación de precios de hidrocarburos. Finalizando con cada una de las proyecciones de demanda y oferta de energía para los principales sectores: transporte, industria, residencial y terciario; así como las proyecciones consolidadas de energía para cada uno de los escenarios modelados: 266 y Nuevas Apuestas como el análisis comparativo de los mencionados escenarios y con las respectivas conclusiones. 2 Tomado de presentación de Spencer Dale sobre el BP Energy Outlook 2019, BP(2019) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 8 1. Antecedentes La UPME tiene por objeto “planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas”3 . Con la expedición del Plan Nacional de Desarrollo - PND 2018-2022, Ley 1955 de 20194, se estipula que: “El PEN deberá plantear diferentes hipótesis para la evolución de oferta y demanda, de tal manera que, por medio de la simulación de diferentes escenarios de evolución conjunta, se obtenga como resultado posibles estados futuros de disponibilidad, que le permitan al MinEnergía tomar las medidas que garanticen el abastecimiento confiable y sostenible de todos los energéticos del país. Para lo anterior se deberá tener en cuenta señales de precio, así como la incorporación, en el mediano y largo plazo, de las variaciones en la demanda por los cambios tecnológicos que se impondrán; entre estos, la electrificación del parque automotriz, la autogeneración que considere la masificación de las energías renovables no convencionales, la gestión eficiente de la energía, la digitalización de varios sectores de la economía nacional y el cumplimiento de políticas ambientales”. Es así que este PEN 2020 - 2050 tiene como propósito principal definir un modelo energético sostenible al 2050, que impulse la transformación energética para lograr el progreso económico, el mejoramiento de la calidad de vida y el respeto al medio ambiente. Para la elaboración del PEN se han identificado cuatro (4) móviles de cambio: i.) Oportunidades en el sector energético, ii.) Transformaciones en movilidad, iii.) Políticas ambientales y climáticas y iv.) Tendencias demográficas, crecimiento económico y dinámica de precios de los energéticos, como ejes fundamentales que permiten analizar cómo será Colombia en el 2050. De esta manera, el documento comienza con un recuento histórico de cómo ha evolucionado la energía en el país, pasando a revisar la situación actual y los fundamentales tales como demografía, variables macroeconómicas y precios que son incluidos en la modelación de dos (2) escenarios definidos para analizar diferentes perspectivas: Escenario 266 y Escenario Nuevas Apuestas, tomando como referencia la línea base que se llevó a la COP 21 en 2015. El primer escenario representa el compromiso de llegar a máximo 266 millones de toneladas de CO2e emitidas en el año 2030, lo que equivale a reducir en un 20% en ese mismo año 2030, las emisiones proyectadas en el escenario BAU (Business As Usual); y el segundo escenario, Nuevas Apuestas representa una mayor ambición en la reducción de emisiones hasta un 30% por debajo de las emisiones proyectadas a 2030 con respecto al escenario BAU. 3 Decreto 1258 de 2013 Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022. “Pacto por Colombia, Pacto por la Equidad”, en el capítulo IX Pacto por los recursos minero-energéticos para el crecimiento sostenible y la expansión de oportunidades, sección B Seguridad energética para el desarrollo productivo, numeral 2 Objetivos y estrategias, objetivo 1. Promover las nuevas tendencias energéticas en el numeral 1. Planeación energética diversificada 4 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 9 Posteriormente, se realiza un análisis a la demanda de energía de los sectores transporte, industria, residencial y terciario, para los cuales se presenta su correspondiente diagrama de Sankey para visualizar y entender las fuentes y usos energéticos, los supuestos incorporados en la modelación y los resultados a largo plazo. Así mismo este Plan, proporciona una referencia única para la planeación del sector energético y para este caso se establece con visión 2050. Juega un papel esencial de orientación para el pensamiento estratégico de la UPME y como carta de navegación de la planeación a largo plazo para adoptar política pública por MinEnergía. 1.1 Evolución histórica de la oferta y demanda de energía La oferta de energía primaria en Colombia está compuesta predominantemente por combustibles fósiles (carbón y petróleo), con una participación cercana al 77% del total mientras que la hidroelectricidad, el gas natural y las fuentes no convencionales de energía renovable (bagazo, biocombustibles y leña) suman el restante 23%. Al observar la evolución histórica de la oferta y la demanda de energía de nuestro país durante las últimas cuatro décadas, se evidencian fuertes cambios tanto en los usos finales de la energía como en la composición de la matriz energética de la economía. Así, en los 43 años comprendidos entre 1975 y 2018, el consumo final de energía se incrementó un 78%, pasando de 735 PJ a 1.308 PJ, que equivale a una tasa de crecimiento promedio anual de 1,81%. Este crecimiento se explica principalmente por el aumento del consumo en la industria manufacturera y en el sector transporte, que presentaron tasas promedio anuales de crecimiento del 2,4% y 5,9% respectivamente. El incremento en estos sectores contrasta con la disminución de consumo de energía del sector residencial, que era el más intensivo en 1975 con un 46% de participación en la demanda de energía, debido principalmente a la sustitución del consumo de leña por la penetración del gas combustible (reducción de 63% en el período de análisis). Ilustración 1. Ilustración 1 Participación porcentual por sectores en el consumo final de energía 1975-2018, 1975 Transporte Industria 2018 Residencial Terciario Agricultura, Construcción Minería Fuente: Elaboración propia con base en cifras del ENE 5 y UPME – BECO 5 Mejía, Millán y Perry (1982), Estudio Nacional de Energía, DNP (1982) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 10 Desde el lado de la oferta, en las últimas cuatro décadas también se presentaron modificaciones sustanciales en la matriz energética colombiana. Se observa por ejemplo un incremento de superior a cinco veces en la participación porcentual del diésel en la matriz energética, producto del incremento de la demanda en transporte y de la adopción, a comienzos del 20006, de una política de precios diferenciales del diésel frente a la gasolina. Así mismo, es relevante señalar el incremento en más de tres veces de la participación de la electricidad en la matriz energética, principalmente por el aumento en más de 20% del índice de cobertura de energía eléctrica en los últimos 20 años7. Es también destacable el incremento en más de ocho veces en la participación del gas natural alcanzando una participación a un 16% en la oferta, consecuencia de la implementación el programa de masificación del consumo de gas adoptado a comienzos de la década de los noventa8 9 . Igualmente, importante resaltar la notable disminución de la participación del fuel oil en la matriz energética, producto también del programa de masificación de consumo de gas. Ilustración 2. Ilustración 2 Participación porcentual de fuentes de energía en la composición de la oferta, 1975-2018 11 Leña Carbón Mineral GLP Mezcla Gasolina Electricidad Gas Natural Fuel Oil Mezcla Diesel Otros Bagazo Jet Fuel Fuente: Elaboración propia con base en ENE y UPME-BECO 6 García, Pérez, Orrego, Castaño (2016), “Un modelo casi ideal de demanda de combustibles para la industria. Documentos de Trabajo (EAFIT). https://repository.eafit.edu.co/bitstream/handle/10784/8021/2016_03_Jhon_Jairo_Garcia.pdf?sequence=2&isAllowed =y 7 UPME, Informes de cobertura 1995-2016, http://www.siel.gov.co/Inicio/CoberturadelSistemaIntercontecadoNacional/ConsultasEstadisticas/tabid/81/Default.aspx 8 DNP (1991), Documento CONPES 2571, “Programa de masificación del consumo de gas” 9 DNP (1993), Documento CONPES 2646, “PLAN DE GAS” PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Con base en las cifras presentadas se observa que en el período analizado se presentó una importante transformación de la matriz energética, impulsada esencialmente por políticas energéticas adoptadas a nivel del Gobierno Nacional. 1.2 Canasta energética actual por sectores de consumo Tomando como referencia las cifras del el Balance Energético Colombiano – BECO10, el consumo final de energía del país en el año 2018 fue de 1.308 PJ, con la mayor participación por parte del sector transporte con un 40% (524 PJ); un 22% del sector industrial (293PJ); un 20 % del sector residencial (263 PJ); un 6% del sector comercial y público (71 PJ) y otros sectores con un 12% (157 PJ). Ilustración 3. Ilustración 3 Consumo final de energía Colombia 2018 (PJ) Industrial 293 Residencial 263 Otros 157 12 Comercial y Público 71 Transporte 524 Fuente: Elaboración propia. UPME - BECO 2018 Los energéticos utilizados en los diferentes sectores de consumo pueden observarse en la Ilustración 4 y en la Ilustración 5. En dichas ilustraciones se observa el predominio de los combustibles fósiles en el sector transporte y en la industria, un desproporcionado uso de la leña en el sector residencial, y el predominio de la electricidad en el sector terciario. 10 http://www1.upme.gov.co/InformacionCifras/Paginas/BalanceEnergetico.aspx PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 4 Canasta energética del sector transporte e industria 2018 Transporte Industria Electricid ad; 0,07% Fuel Oil; 0,30% Jet; 10,39% Gas Natural; 3,71% Mezcla Diésel; 40,09% Mezcla Gasolina; 45,45% Leña; 0,16% Residuos; 0,13% Carbón de Leña; 0,11% Electricidad; 19,02% Mezcla Gasolina; 0,12% Coque; 0,44% Bagazo; 14,11% Petróleo; 0,15% Carbón Mineral; 29,13% Fuel Oil; 0,16% GLP; 1,35% Mezcla Diésel; 0,94% Gas Natural; 34,18% Fuente: Elaboración propia. BECO-UPME 2018 Ilustración 5 Canasta energética del sector residencial, comercial & público, otros 2018 Residencial Comercial & Público Kerosene; 0,06% Carbón Mineral; 1,03% Electricidad; 33,79% Gas Natur al; 19,03 % Leña; 39,55 % Gas Natur al; 24,71 % GLP; 6,54% Electricidad; 67,28% GLP; 8,01% Otros Kerosene; 0,00% GLP; 0,17% Gas Natural; 10,80% Bagazo; 27,11% Fuel Oil; 4,26% Electricidad; 21,06% Mezcla Diésel;… Mezcla Gasolina ; 0,99% Fuente: Elaboración propia. BECO- UPME 2018 1.3 Indicadores energéticos Al realizar el análisis de la matriz energética del país, no sólo es importante revisar su evolución en términos energéticos sino también cobra gran importancia la cantidad de energía utilizada para generar una unidad de valor agregado para la economía, o, en la misma dirección, la cantidad de emisiones de CO2 para generar esa misma unidad. Por este motivo, a continuación se presenta la evolución de los indicadores de intensidad energética de consumo final, intensidad energética sectorial e intensidad de emisiones. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 13 1.3.1 Intensidad energética Este indicador evalúa la relación entre “el consumo de energía y la capacidad de producción de la economía”11, en éste caso el indicador se calculó tomando como base la información de consumo final de energía (TeraJulios) del BECO, y la información de Producto Interno Bruto - PIB base 2005 (miles de millones de COP) producido por el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas, DANE. En la Ilustración 6 se presenta la distribución del PIB por sector con corte al III trimestre de 2019 y en la Ilustración 7 se presenta la evolución del indicador, resaltando que en los últimos doce años el país ha venido mejorando continuamente en el mencionado indicador. Ilustración 6 Distribución del Producto Interno Bruto hasta el III trimestre de 2019 (miles de millones de pesos – año base 2015) Industria 77.090 12% Impuestos 58.757 9% Construcción 41.310 7% Agropecuario 40.744 6% Minas Electricidad, gas y 33.078 agua 5% 19.822 Terciario 369.028 58% 3% Fuente: Elaboración propia, UPME – DANE Ilustración 7 Intensidad Energética en Consumo Final (TJ/miles de millones de COP – Base 2005) 5,00 4,00 3,00 Intensidad Energética Consumo Final 2,00 Intensidad Energética Consumo Final+Transformación 1,00 2.018 2.017 2.016 2.015 2.014 2.013 2.012 2.011 2.010 2.009 2.008 2.007 2.006 0,00 Fuente: Elaboración propia, UPME – DANE 11 OLADE (2019) “Panorama Energético 2019. Metodología y definición de los indicadores”. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 14 Actualmente, dentro de los compromisos del país con los ODS, el PND 2018 - 2022 plantea la reducción de su intensidad energética del país. Para el año 2018 la intensidad logró un valor de 3,3 TJ/miles de millones de COP (incluyendo consumo final más transformación) y para el 2030 la meta planteada se sitúa 2,9 TJ/miles de millones de COP. La reducción en este indicador, responde a la implementación de políticas como los Programas de Uso Racional de Energía - PROURE. De acuerdo al comportamiento de los últimos años, y como se observa más adelante, con la energía proyectada en los escenarios del presente documento, se espera cumplir con la meta del indicador. 1.3.2 Intensidad de emisiones Junto con el seguimiento a la evolución del consumo energético, es igualmente importante tener en cuenta la evolución de las emisiones de CO2, y cómo las ramas de la actividad económica, en particular la industria, deben ajustar sus procesos para lograr una menor razón de emisiones por unidad de valor agregado. El indicador de intensidad de emisiones se calcula como la razón entre las emisiones asociadas al consumo de energía (Gg12 CO2) y PIB (miles de millones de COP). La evolución de este indicador en el país se presenta en la Ilustración 8. Ilustración 8 Intensidad de emisiones sector industria (Gg CO2 / miles de millones de COP – Base 2005). Intensidad Emisiones Consumo Final 0,80 15 Intensidad Emisiones Industria+Transformación 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 2.018 2.017 2.016 2.015 2.014 2.013 2.012 2.011 2.010 2.009 2.008 2.007 2.006 0,00 Fuente: Elaboración propia, UPME – DANE Para este indicador, Colombia también cuenta con una meta para el cumplimiento de los ODS. A 2030, se estableció que el indicador llegue a 0,79 con respecto a las emisiones del sector manufacturero y transformación, que para 2018 presenta un nivel de 0,52. 12 Giga gramos PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 1.4 Objetivos de política de largo plazo Para la elaboración del PEN y su implementación se han definido los siguientes objetivos de largo plazo: 1.4.1 Objetivo 1. Seguridad de suministro energético y diversificación de la matriz energética En este objetivo se definen lineamientos que incluyen el desarrollo de estrategias de carácter subsectorial, necesidades prioritarias en materia de infraestructura, señales adecuadas para la expansión coordinada de las distintas cadenas energéticas, para aumentar el suministro energético e incremento de su disponibilidad, confiabilidad y diversidad. El cumplimiento de este objetivo se materializa con la elaboración y en algunos casos implementación de los planes subsectoriales para refinados derivados del petróleo, gas natural, glp, energía eléctrica, uso racional y eficiente de la energía, así como y expansión de la cobertura de los servicios públicos domiciliarios de electricidad y gas combustible, los cuales forman parte integral de la elaboración del PEN. 1.4.2 Objetivo 2. Energía eje de desarrollo económico y prosperidad El desarrollo económico es un objetivo esencial de la sociedad y la energía tiene un papel protagónico para sustentarlo, en su doble condición de bien estratégico que permite servir de insumo y convertirse en capital que soporta procesos industriales o bien como servicio público que brinda bienestar social. Así mismo, al ser el motor de desarrollo y de gran aporte al equilibrio macroeconómico del país es preciso potenciar su competitividad, con mayor productividad y eficiencia, impulsando oportunidades de diversificación de la economía a partir de los recursos energéticos, en procura de una sociedad dinámica e incluyente. Este objetivo pretende garantizar la sostenibilidad fiscal del país, contribuyendo de esta manera al pleno desarrollo del Estado social de derecho, garantizando el funcionamiento de mercados energéticos competitivos, que aprovechen eficientemente los recursos naturales y el capital natural como oportunidad para la generación de riqueza en particular para la población más pobre y vulnerable, potenciando al mismo tiempo su mantenimiento y uso sostenible. 1.4.3 Objetivo 3. Gestión ambiental del sector energético El desarrollo de actividades propias de las cadenas energéticas como producción, transporte, transformación y consumo de energía puede provocar efectos adversos que deterioran el medio ambiente y que se manifiestan de diversas formas. La conformación de un sistema energético que disminuya la incidencia negativa del aprovechamiento de los recursos energéticos en el ambiente es un reto para hacer frente a los impactos en el agua, suelo, biodiversidad y sus servicios, aire y calentamiento global. Con este objetivo se materializan medidas de protección ambiental que permitan prevenir y reducir los impactos, riesgos y efectos originados a nivel global y local, buscando un aumento en la capacidad de adaptación a sus efectos adversos, fomentando la resiliencia al clima, un desarrollo PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 16 con bajas emisiones de gases de efecto invernadero y protección de la calidad del agua, aire, suelos y de la biodiversidad. 1.4.4 Objetivo 4. Aseguramiento de cobertura a servicios y productos energéticos con inclusividad y desarrollo territorial El mejoramiento de la calidad de vida de los ciudadanos a lo largo del tiempo es uno de los propósitos de la política pública. La disponibilidad de energía para cobertura de requerimientos básicos tiene un impacto directo sobre la salud, educación, oportunidades de empleo, transformación demográfica, contaminación, promoción de la equidad de género, entre otros. Garantizar el acceso a servicios energéticos a precios asequibles, no sólo promoverá el bienestar y la cohesión social, sino que facilitará el progreso económico nacional y territorial, para la reducción de la pobreza, con emprendimiento, creatividad e innovación que posibiliten la producción y consumo eficiente de los recursos. 1.4.5 Objetivo 5. Eficiencia energética La eficiencia energética, es considerada uno de los pilares fundamentales de un sistema energético global sostenible, que permite asegurar el abastecimiento energético, contribuir de manera costo efectiva, a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), con la que se comprometió el país al año 2030 en la COP21 y aportar a los ODS. El objetivo se sustenta en la adopción de nuevas tecnologías (de uso, medición y análisis), buenas prácticas operacionales y hábitos para optimizar el uso de los recursos energéticos disponibles, reduciendo costos, aumentando productividad y competitividad y mejorando calidad de vida de los colombianos. 1.4.6 Objetivo 6. Integración energética regional El fortalecimiento de la confiabilidad en el abastecimiento energético puede lograrse mediante procesos de integración con otros países cuando las posibilidades con fuentes nacionales se ven disminuidas y para el suministro energético de zonas de frontera entre otros, aprovechando así fortalezas y opciones de complementación pero con total respeto de los principios de soberanía e independencia. Este mecanismo promueve el beneficio mutuo de los países y constituye un medio para articular políticas de cambio climático, de gestión de riesgos a la luz del proceso de transición que se vive y que definirá un nuevo modelo de desarrollo del sector energético, que exige mayor resiliencia y reducción de costos, particularmente con la infraestructura de respaldo. Con este objetivo se busca en principio el desarrollo de mercados y el fomento de acuerdos regionales que luego permitan avanzar en materia de regulación en aspectos detallados como tarifas, impuestos, aranceles y resolución de controversias para que las complementariedades energéticas efectivamente se alcancen. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 17 1.4.7 Objetivo 7. Entorno habilitante para la implementación del PEN 2020 - 2050 Para la consolidación de un desarrollo energético sostenible a través de la implementación de políticas, planes, programas y proyectos en los dominios económico, energético, social y ambiental, se requiere poner en funcionamiento un marco institucional que permita las interacciones y articulación de los agentes de la industria energética con otros actores y organismos del Estado. Por consiguiente, la estructura institucional debe estar dotada convenientemente, no sólo de las facultades sino también de los recursos humanos, de los medios físicos, técnicos y económicos y de un sistema de información energética que incluyan las variables económicas, sociales y ambientales más relevantes que le posibiliten ejercer adecuadamente sus responsabilidades. Con este objetivo también se pretende promover una cultura encaminada a la sensibilización y capacitación en relación con hábitos y prácticas en la producción, transformación y consumo de bienes y servicios de energía; cuya acción transformadora, permitirá a los países enfrentar los retos que demanda el cambio climático y el cumplimiento de metas establecidas en acuerdos supranacionales. 2. Escenarios futuros de energía Teniendo en cuenta las perspectivas internacionales y regionales sobre los posibles futuros de la energía, y por supuesto la visión de largo plazo de la dinámica energética en Colombia, se identificaron cuatro áreas clave de acción que determinarán los posibles patrones de comportamiento de la demanda y oferta de energéticos en el horizonte 2018 – 2050: Oportunidades en el sector energético (Eficiencia energética y FNCER); Transformaciones en movilidad, Políticas ambientales y climáticas y Tendencias demográficas, crecimiento económico y dinámica de precios de los energéticos. Con base en los diferentes comportamientos de las variables de estas áreas de acción, se definieron tres posibles escenarios para el PEN. Los tres escenarios definidos para el PEN 2050 en este documento corresponden a: 2.1 Escenario 266 El Escenario 266 es un escenario en el que el gobierno nacional está comprometido con los temas ambientales y de sostenibilidad por lo que hace todos los esfuerzos necesarios para cumplir con las meta de reducción de emisiones de la COP21 (266 Millones de Toneladas a 2030) así como las PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 18 establecidas en los documentos CONPES de: Crecimiento Verde13, Mejoramiento de la Calidad del Aire14 y el de Edificaciones Sostenibles. Bajo este escenario, Colombia habrá reducido sus emisiones GEI en un 20% en el año 2030 y cumpliría con la nueva norma de calidad del aire15. Así mismo, habría una alineación completa al interior del gobierno nacional que permitiría involucrar las variables energética (incluyendo la eficiencia energética) y socio-ambiental en todas las decisiones y a todos los niveles. Además, se lograría una alineación con las principales ciudades del país para cumplir estas metas por lo que a nivel local se promoverían proyectos y políticas de bajas emisiones y de consumo energético eficiente. En relación con la participación en la OCDE, Colombia mostraría voluntad para superar indicadores de medio ambiente, innovación y productividad, regulación y calidad de vida; y saldría de la lista de últimos puestos en cumplimiento de los estándares de la Organización. Bajo este escenario, se daría un fuerte impulso a las fuentes no convencionales de energía, tanto en la generación de electricidad como en sectores de consumo, lo que permitiría avances importantes en la electrificación de la economía. El cumplimiento de la meta de reducción de emisiones GEI y de adaptación al cambio climático sería producto del cumplimiento de los Planes de Acción Sectoriales - PAS de cada cartera ministerial, algo que se traduciría en la incorporación de tecnologías más limpias y eficientes, sustitución de energéticos e incorporación de mejores prácticas asociadas al consumo de energía en sectores como transporte, industria, comercio, servicios y residencial. Estos resultados serían posibles en gran medida por un aumento de la conciencia ambiental de la sociedad, que velaría por usar la energía y los recursos de forma más eficiente y responsable. La buena disposición del gobierno hacia el tema de sostenibilidad generaría un aumento en la ambición del PROURE y con esto, una meta de ahorro de energía más ambiciosa que se cumpliría en el año 2022, así como la inclusión de nuevas líneas de acción en eficiencia energética del lado de la producción de energía, de la refinación de hidrocarburos y de los procesos de coquización, entre otras. La política de precios de los energéticos sufriría un cambio estructural y su rediseño tendría por objetivo fijar precios eficientes para los consumidores, lo que significaría redefinir los subsidios para incentivar la eficiencia y eliminar aquellos que fueran innecesarios, que desestimulan el uso de energéticos más limpios o la eficiencia en su uso. Esta definición de la política de precios es la misma supuesta para el Escenario Nuevas Apuestas. 2.2 Escenario Nuevas Apuestas Este escenario tiene el mismo enfoque que el escenario 266, pero contempla una ambición y un compromiso mayor del gobierno nacional en temas ambientales, que llevaría a que Colombia cumpliera las metas que en la actualidad serían posibles pero que se verían muy lejanas porque requieren de mucho esfuerzo y de grandes inversiones. 13 DNP (2018), Documento CONPES 3943, “Política de mejoramiento del aire”. DNP (2018), Documento CONPES 3934, “Política de crecimiento verde”. 15 MinAmbiente (2017), Resolución 2254. 14 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 19 La política del país estaría, bajo este escenario, completamente orientada hacia la reducción de emisiones de GEI y de contaminantes atmosféricos para proteger la salud pública en las ciudades, lo que significaría que tanto las entidades del gobierno nacional como todos los gobiernos locales estarían alineados con este compromiso. Se alcanzaría el cumplimiento de la meta condicionada del Acuerdo de Paris, por lo que se reduciría el 30% de las emisiones de GEI en 2030 y alcanzaríamos estándares de la guía de calidad del aire16 de la Organización Mundial de la Salud - OMS, de 20 µg/m3 de concentración media anual de PM10 para en calidad del aire en las ciudades en el año 2050. Uno de los retos de este escenario es llevar el sistema energético al límite; en este sentido, se buscaría la mayor penetración de fuentes renovables posible y de electricidad como energético en sectores como el transporte. El impulso a las Fuentes No Convencionales de Energía – FNCE, permitiría electrificar la economía; la política de eficiencia energética apuntaría a una fuerte incorporación de nuevas tecnologías y de energéticos más limpios, y a la limitación del uso de equipos ineficientes, lo que significaría cambios trascendentales en los sectores de transporte e industria, y en refinerías. Para llevar a cabo el análisis de impacto de los diferentes supuestos, se utiliza como escenario de referencia el que se llevó a la COP 21, es decir el de mitigación de la Contribución prevista y determinada a nivel nacional de Colombia - NDC17 (por sus siglas en inglés), a partir del cual se suscribió el compromiso no condicionado de reducir en 2030 el 20% de las emisiones frente al escenario BAU y el condicionado de reducción en un 30% frente al BAU. Particularmente, estos dos escenarios de mitigación se construyen a partir del escenario No. 14 del Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión - PERGT 2014 - 202818, el cual a su vez tomó como escenario BAU el escenario 7 del PERGT 2014-2028. 3. Supuestos fundamentales. A partir de la definición de escenarios, los supuestos fundamentales que inciden de manera transversal la modelación de los escenarios planteados son las tendencias demográficas, el crecimiento económico y la dinámica de precios de los energéticos. 16 Disponible en: http://apps.who.int/iris/bitstream/handle/10665/69478/WHO_SDE_PHE_OEH_06.02_spa.pdf;jsessionid=AB3CF9E4FEC ACA74F0238DBD8AC911B0?sequence=1. Consultada octubre 2018. 17 http://www.minambiente.gov.co/index.php/estrategia-colombiana-de-desarrollo-bajo-en-carbono/documentos-tecnicos-desoporte-construccion-indc#documentos-relacionados 18 http://www.upme.gov.co/Docs/Plan_Expansion/2014/Plan_GT_2014-2028.pdf, Página 331 a la 338 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 20 3.1 Demográficos La situación actual y futura de la pirámide poblacional del país indica que Colombia acelerará su envejecimiento, tal como se muestra en la Ilustración 9, destacándose los siguientes aspectos. La población menor de 30 años se reducirá: En 2005 era el 57% y en 2050 será el 32%. Las personas de 40 años o más se incrementarán: En 2005 eran el 28% de la población y en 2050 serán el 55% de la población. Las personas entre 40 y 65 años serán el grupo etario dominante, en la población económicamente activa. Ilustración 9 Pirámide Poblacional 2005, 2020 y 2050 4% 3% 4% 2% 3% 1% Mujer 2% 1% 0% 2% 1% 3% 2% 4% 4% 3% 5% 5% 3% 4% 4% 2% 2% 3% Per cent 0% 85+ 80-84 75-79 70-74 65-69 60-64 55-59 50-54 45-49 40-44 35-39 30-34 25-29 20-24 15-19 10-14 5-9 0-4 Hombre 1% Mujer 1% 1% 0% 2% 2% 1% 4% 3% 3% 5% 5% 4% 5% 6% 3% 4% 1% Per cent 0% 85+ 80-84 75-79 70-74 65-69 60-64 55-59 50-54 45-49 40-44 35-39 30-34 25-29 20-24 15-19 10-14 5-9 0-4 Hombre 1% Mujer 2% 0% 2% 1% 4% 3% 6% 5% Per cent 0% 85+ 80-84 75-79 70-74 65-69 60-64 55-59 50-54 45-49 40-44 35-39 30-34 25-29 20-24 15-19 10-14 5-9 0-4 Hombre Fuente: Elaboración propia. UPME 2018. A partir de datos DANE El Censo 2018 confirmó cambios demográficos en la población de Colombia (bajo crecimiento poblacional, caída en la tasa de fecundidad, aumento de la esperanza de vida, aumento de la población adulta mayor, caída en la participación de la población joven) ya advertidos en encuestas de hogares y Multipropósito (Bogotá): a) la población se ubica en 48.3 millones, cifra que supera en 4,4 millones a la población censada en el anterior censo de 2005; luego, la población de Colombia creció entre 2005 y 2018 a una tasa anual de 0,96%, una de las más bajas en Latinoamérica y menor en 33 puntos básicos al crecimiento anual observado en el pasado período intercensal (1993 – 2005); b) el tamaño de los hogares se redujo de 3,5 a 3,1 personas; c) la población mayor de 65 años incrementó su participación en la pirámide poblacional: 6,3% en 2005, 9,1% en 2018; d) la población menor de 15 años se reduce de 30,7% de la población total en 2005 a 22,3% en 2018. Las previsiones de la UPME sobre el tamaño de la población, a partir del censo 2018, y las proyecciones realizadas por el DANE, el Fondo de Población de Naciones Unidas (UNFPA) y el Centro Latinoamericano y Caribeño de Demografía (CELADE), señalan que en 2050 Colombia tendrá 54 millones de habitantes, una cifra menor en 18 millones a la previsión 2050 realizada a partir del censo de 1993, y 11 millones de personas por debajo de lo proyectado a partir del Censo de 2005. Ilustración 10. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 21 Ilustración 10 Evolución y Proyección Población Total Colombia Según Resultados y Previsiones Censales 80 Censo 1993 70 60 57 50 Censo 2005 63 51 49 58 52 Censo 2018 68 62 53 72 65 54 40 30 20 10 0 2020 2030 2040 2050 Fuente: Cálculos UPME a partir de datos históricos DANE y Proyecciones Naciones Unidas (CELADE – CEPAL – UNFPA Por área geográfica, en 2018 la población en cabecera representó el 78% y el denominado resto (compuesto por centro poblado y rural disperso) representó el 22%. Las proyecciones a 2050 de la distribución de la población por área muestran una transición acelerada de la población hacia áreas urbanas. La población en el área rural en el año 2050 sería el 12% de la población total, reduciéndose su participación en 10 puntos porcentuales con relación a 2018. Ilustración 11. Ilustración 11 Porcentaje de la Población Total de Colombia, que Reside en Zonas Urbanas & Participación Población de 15 – 59 Años en Población Urbana Distribución Población Total Colombia Sectores Urbano – Rural 81% 76% Cálculos UPME a partir de datos históricos DANE y Proyecciones Naciones Unidas (CELADE – CEPAL – UNFPA) 56% 54% 52% 50% 48% 46% 44% 42% 40% 38% 36% Población 15 - 59 Años 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049 88% 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049 90% 86% 82% 78% 74% 70% 67% 66% 62% 58% 54% 50% Peso de los Grupos Etarios 15 - 59 Años en la Población de Colombia Residente en Zonas Urbanas Cálculos UPME a partir de datos históricos DANE y Proyecciones Naciones Unidas (CELADE – CEPAL – UNFPA) El aumento de los hogares unipersonales y de dos personas (en su mayoría matrimonios y uniones libres entre parejas heterosexuales y una tendencia creciente en uniones libres de parejas homosexuales), impulsa el crecimiento del número de hogares, con una reducción de su tamaño. En 2018, el número de hogares estimado fue de 15,7 millones, cifra superior en 2,3 millones a la estimación del DANE a partir de resultados del Censo 2005, lo que representa un crecimiento promedio anual de 3,4% entre 2005 y 2018. En 2050 habrá 24 millones de hogares, con un ritmo de crecimiento anual menor, de 1,7% entre 2018 y 2050. Ilustración 12. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 22 Ilustración 12 Número de Hogares en Colombia (Millones) 30 25 20 15 Proyección a partir de Censo 2005 - ONU 25.8 24.4 Proyección a partir de Censo 2018 - ONU 22.4 21.6 19.2 19.0 15.7 15.5 16.2 13.4 10.9 10 5 0 2005 2018 2020 2030 2040 2050 Fuente: Cálculos UPME a partir de datos históricos DANE y Proyecciones Naciones Unidas (CELADE – CEPAL – UNFPA) El número de personas por hogar entre 2005 y 2018 se redujo en 21%, pasando de 3,9 personas a 3,1 personas por hogar. Esta tendencia a la baja en el tamaño de los hogares se acentuará: en 2050, las proyecciones demográficas de la UPME estiman el tamaño por hogar en 2,2 hijos, evidenciando la aceleración del envejecimiento (menos nacimientos, mayor esperanza de vida), la reducción en la tasa de fecundidad de la mujer y el aumento de hogares unipersonales y de 2 personas. Ilustración 13. Ilustración 13. Evolución y Previsión Número de Personas por Hogar en Colombia 4.5 4.0 3.9 3.4 3.5 3.0 3.1 2.5 Proyección a partir de Censo 2005 - ONU Proyección a partir de Censo 2018 - ONU 3.2 3.1 3.0 2.8 2.7 2.5 2.4 2.2 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 2005 2018 2020 2030 2040 2050 Fuente: Cálculos UPME a partir de datos históricos DANE y Proyecciones Naciones Unidas (CELADE – CEPAL – UNFPA) En relación con las dinámicas de crecimiento poblacional, la tendencia es a la baja, convergiendo en una situación de estado estacionario (la población deja de crecer, se estabiliza alrededor de un nivel, para luego disminuir a un ritmo lento, en ausencia de migraciones): a 2050, el crecimiento poblacional podría situarse en un 0,2%. El número de hogares seguirá creciendo, aunque a un menor ritmo, convergiendo en una tasa de 1,2%, lo que conduciría a que en 2050 los hogares tengan un tamaño promedio de 2,2 personas. Ilustración 14. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 23 Ilustración 14 Dinámicas de Crecimiento Poblacional Anual en Colombia. Proyectadas a 2050 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% -0.5% -1.0% -1.5% -2.0% Personas X Hogar Hogares Población 1.2% 0.2% 2050 2048 2046 2044 2042 2040 2038 2036 2034 2032 2030 2028 2026 2024 2022 2020 2018 -1.1% Fuente: Cálculos UPME a partir de datos históricos DANE y Proyecciones Naciones Unidas (CELADE – CEPAL – UNFPA) 3.2 Crecimiento económico Entre 1950 y 2018, Colombia ha sido la economía con la mayor tasa de crecimiento económico anual en Latinoamérica: 4,2%. Así mismo, es el país latinoamericano con menor número de años con crecimiento económico negativo (sólo uno, 1999), y el único país en la región en no haber experimentado hiperinflaciones (inflaciones mayores al 50%), ni haber declarado moratoria de su deuda externa. Por estas razones, aparte de su tradición democrática, Colombia ha sido considerada el paradigma de economía resiliente, la economía más estable de Latinoamérica y una de las economías emergentes con mejores perspectivas de crecimiento a largo plazo. La economía colombiana tuvo entre 2002 y 2014 un crecimiento promedio anual de 4,5%, siendo su mayor expansión desde el período 1967 - 1974 (Ilustración 15) impulsado por la recuperación de la industria y la construcción, el fortalecimiento del comercio y la banca, y el precio alto de las materias primas, en particular, el petróleo, con niveles de precios que alcanzaron su punto máximo entre 2010 y 2014, período durante el cual el precio promedio (Referencia Brent) se ubicó en USD 108/barril. Posteriormente, la sobreoferta de crudo impulsada por la exploración no convencional, y la desaceleración de las economías desarrolladas, particularmente en Europa, impulsoó una fuerte caída en precios del crudo, desde el segundo semestre de 2014, cuyo punto más crítico se dio en febrero de 2016, cuando el precio del petróleo cayó a USD 28/barril. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 24 Ilustración 15 Crecimiento PIB Vs Sector Minero Energético. Trayectorias Crecimiento Económico Anual Colombia. Fan Chart 2019 – 2050 Trayectorias Crecimiento Económico Anual Colombia 2019 5.4% 5.2% 5.0% 4.8% 4.6% 4.4% 4.2% 4.0% 3.8% 3.6% 3.4% 3.2% 3.0% 2.8% 2.6% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE y Modelación Econométrica 4.4% 4.1% 3.8% 3.6% 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050 1.4% 0.9% 2.6% 2.7% 3.1% -2.7% 2017 3.0% 2.1% 2016 -1.9% 2014 2015 -0.9% 2012 2013 PIB 2018 10.3% 7.4% 4.3% 3.9% 4.8% 4.6% 0.2% 4.7% Minero - Energético 2011 2009 5.7% 3.3% 7.8% 1.2% 8.2% 4.3% 2010 2007 2008 2006 3.5% 6.8% 2.5% 6.8% Crecimiento PIB Vs Sector Minero Energético 2006 – 2019 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE y Modelación Econométrica Las trayectorias de crecimiento potencial (a partir de desagregar el componente tendencial del componente cíclico del PIB) muestran que Colombia tiene un rango ubicado entre 2,5% y 4,1% (Ilustración 16). En consistencia con el Fan Chart de crecimiento económico (Ilustración 12), hay un escenario base de crecimiento potencial a largo plazo, que converge a 3,8%. Ilustración 16 Trayectorias Crecimiento Potencial Anual Colombia* 2050 y Escenario Asociado Crecimiento Inversión 6.1% 4.1% 5.5% 4.8% 4.5% 2041 - 2050 10.1% 2023 - 2030 2020 - 2022 2019 -0.2% 2015 - 18 2045 2048 2042 2036 2039 2030 Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE y Modelación Econométrica. * Obtenido a partir del componente tendencial del PIB, excluyendo su componente cíclico. 8.9% 2011 - 14 Alterno 2006 - 10 Ponderado 4.1% 3.7% 3.4% 3.2% 2.5% 2033 2024 2027 2018 2021 2015 2012 2006 2009 Pesimista Trayectorias Crecimiento Inversión Colombia 12% 11% 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% 2031 - 2040 Trayectorias Crecimiento Potencial Colombia* 6.0% Base Optimista 5.5% 5.2% 5.0% 4.2% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.8% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE y Modelación Econométrica. * Acorde a las previsiones de crecimiento de cada uno de los doce sectores productivos, se espera que Colombia, a largo plazo, se consolide como una economía de servicios; el sector primario seguirá cediendo participación, estabilizándose a 2050, en el 12% del PIB. El sector secundario conformado por Industria, Construcción y Energía (Suministro y comercialización de electricidad y gas natural) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 25 tenderá a situarse en el 24% del PIB; en consecuencia, el 64% el PIB en Colombia 2050 provendrá del sector terciario, lo que permite inferir que el PIB nacional se concentrará cada vez más en sectores menos intensivos en consumo de energía. Ilustraciones 17 y 18. Ilustración 17 Histórico y Previsión Participación PIB (Valor Agregado) Sector Primario Sector Secundario** 12.0% 10% 8% 6% 25% 25.7% 24.3% 23.6% 23.6% 23.8% 24.1% 60% 15% 58% 2006 - 2017 2041 - 2050 2031 - 2040 2023 - 2030 2019 - 2022 2018 2031 - 2040 2006 - 2017 50% 2041 - 2050 0% 2023 - 2030 52% 0% 2019 - 2022 63.4% 63.6% 64.0% 54% 2% 2018 63.2% 56% 5% 2006 - 2017 63.3% 61.2% 62% 20% 10% 4% 64% 2041 - 2050 12.6% 2031 - 2040 12.9% 2023 - 2030 12% 13.3% 12.5% 2019 - 2022 13.2% 2018 14% Sector Terciario (Valor Agregado) *** 66% 30% 16% Agricultura Minería Industria Construcción Energía Fuente: Cálculos UPME Modelación Econométrica a partir de datos. Fuente: Cálculos UPME - Modelación Econométrica a partir de datos. Fuente: Cálculos UPME - Modelación Econométrica a partir de datos. Comercio y Transporte Entretenimiento Administración Pública Servicios Profesionales Financiero - Inmobiliario Comunicaciones Ilustración 18. Histórico 2006 – 2018 & Previsiones Crecimiento Anual Sectores Productivos 2019 – 2050 Sector Minero Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE 3.2% 3.6% 3.8% 3.4% 3.4% 2023 - 30 2031 - 40 2041 - 2050 2041 - 2050 2031 - 40 2023 - 30 2020 - 22 2019 2015 - 18 2011 - 14 1.1% 5.9% 2020 - 22 3.0% 2019 3.1% 7.1% -2.5% 2015 - 18 3.4% 2.7% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% -2% -3% -4% 2011 - 14 Sector Agropecuario 3.7% 3.4% 2006 - 10 3.7% 2006 - 10 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 26 Sector Industria 6.4% 5.7% 4.5% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE 3.6% 2041 - 2050 2031 - 40 2041 - 2050 2031 - 40 3.9% 2.8% 2031 - 40 2023 - 30 2020 - 22 2041 - 2050 2.2% 2.2% 2019 2041 - 2050 2031 - 40 2023 - 30 2020 - 22 Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE 4.8% 4.6% 2015 - 18 3.1% 1.7% 2019 2015 - 18 2011 - 14 2006 - 10 3.6% 4.3% 2011 - 14 4.5% 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% 2006 - 10 6.4% 2.2% 2023 - 30 Sector Transporte 8.2% 5.7% 3.0% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE Sector Construcción 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 3.4% 2.8% 2041 - 2050 2031 - 40 2023 - 30 2020 - 22 2019 2015 - 18 2011 - 14 2006 - 10 1.2% 4.1% 3.4% 2023 - 30 1.9% 3.7% 2020 - 22 2.5% 2019 2.8% 5.1% 2015 - 18 2.6% 4.8% 2011 - 14 3.3% 3.1% 2020 - 22 Sector Comercio 5.5% 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 2006 - 10 3.3% 3.1% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE Sector Energético 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% 3.6% 1.7% 2019 2.2% 2015 - 18 2041 - 2050 2031 - 40 2023 - 30 Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE 8.2% 2011 - 14 2.5% 1.2% 2020 - 22 2015 - 18 2.6% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 2006 - 10 2.4% 1.3% 2011 - 14 Sector Construcción 2.8% 2.7% 2019 2.7% 2006 - 10 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE 3.3. Inflación y Precios de los Energéticos En Colombia, durante el período 1999 – 2019, el crecimiento de las tarifas de energía eléctrica, gas y combustibles para vehículos automotores se ha ubicado, en promedio, por encima del crecimiento del total del índice de precios al consumidor. En el año 2019, todos los energéticos han aumentado su precio por encima del total de la inflación, acentuándose la tendencia inflacionaria del gas, con un marcado y continuo crecimiento de los PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 27 precios (6,82% en septiembre de 2019), respecto a lo que se viene evidenciando en los precios de energía eléctrica (4,38% en septiembre de 2019) y de los combustibles (4,37% en septiembre de 2019), los cuales sí han moderado su crecimiento en los últimos meses. Desde el punto de vista metodológico, al comparar las últimas dos revisiones del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que ha realizado el DANE (base 2008 y base 2018), se ha identificado que el gasto que realizan los hogares en gas y de energía eléctrica gana participación en la canasta IPC: entre 2008 y 2018, el gasto de los hogares en electricidad pasó de 2,86% a 2,94% en 2018; el gasto en gas pasó de 0.90% a 1,02. Se infiere entonces que, por su mayor peso en la canasta familiar de bienes y servicios, los precios de energía eléctrica y gas ejercerán una mayor presión inflacionaria en el agregado de precios del IPC. Para el caso de los combustibles para vehículos automotores, se observó la misma participación en el gasto de los hogares entre 2008 y 2018; 2,91%. Ilustración 19. Ilustración 19 Inflación Energéticos Versus Inflación al Consumidor (IPC) 2010 – 2019 Inflación Promedio Consumidor, Variación TRM y Energéticos 3.5% 4.5% 6.0% 7.7% 6.2% 2019 2018 -1.1% 3.8% 6.1% 8.6% 5.2% 4.4% 2017 7.9% 5.5% 2.9% 2016 -2.4% 7.3% -4.3% 13.5% 18.4% 12.4% 4.7% 2.2% -5.4% 2015 2014 3.2% 11.5% 7.6% 6.5% TRM (COP/USD) Gas Natural Electricidad Combustibles Energía Consumidor (IPC) 37.8% 13.8% 4.9% 2.7% 0.2% 2.9% 2.1% 5.0% 7.8% 3.6% 1.0% 3.5% 5.2% 3.3% 3.9% 12.0% 4.9% -0.1% -1.6% -0.2% 2013 2011 2012 -1.8% 3.3% 9.2% 8.2% 13.1% 5.9% -3.3% 2.1% 3.8% 4.9% 0.7% 7.4% -13.5% 2010 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% Evolución Mensual Inflación Consumidor (IPC) , Inflación al Productor (IPP), Indicadores Inflación Básica Colombia Meta Consumidor (IPC) Transables No Transables Regulados Productor (IPP) Básica 4.6% 4.0% 3.8% 3.5% 3.4% 2.1% Feb-10 May-10 Aug-10 Nov-10 Feb-11 May-11 Aug-11 Nov-11 Feb-12 May-12 Aug-12 Nov-12 Feb-13 May-13 Aug-13 Nov-13 Feb-14 May-14 Aug-14 Nov-14 Feb-15 May-15 Aug-15 Nov-15 Feb-16 May-16 Aug-16 Nov-16 Feb-17 May-17 Aug-17 Nov-17 Feb-18 May-18 Aug-18 Nov-18 Feb-19 May-19 Aug-19 Nov-19 14% 13% 12% 11% 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% -2% -3% -4% -5% Fuente: Cálculos UPME a partir de Datos Históricos DANE y Modelación Econométrica Con lo anterior, la política pública que guíe la formación de precios de los energéticos se convertirá sin duda alguna en una variable fundamental que deberá ser capaz de arbitrar eficientemente, tanto PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 28 el logro de los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en aspectos claves como la modernización de los mercados actuales y la promoción e innovación, como la mejora de la regulación y vigilancia de los mercados energéticos, entre otros. Al mismo tiempo deberá ser capaz de garantizar la oferta a través de estímulos a la inversión. El éxito de poder responder de la manera más eficiente a todas estas metas de política será sin duda la estructura tarifaria y de precios que se logre determinar, de modo tal que permita optimizar las decisiones de oferta y demanda de los agentes de la cadena energética, en el nuevo escenario de la transformación energética que se plantea para la economía colombiana. 3.4 Proyección de precios La formación de precios finales dependerá del comportamiento de los diferentes componentes de los costos incluidos en la formula tarifaria. En este sentido, existen energéticos que son más sensibles al comportamiento de precios internacionales, como el caso del gas natural y de los refinados, y otros menos expuestos al mercado internacional, como la energía eléctrica. Adicionalmente, aunque en menor medida, también es importante tener en cuenta el comportamiento de los demás componentes que forman los precios, los cuales responden a incrementos regulados, normalmente indexados con el índice de precios al consumidor. En el caso de la gasolina regular, el primer componente de la estructura de precios es el ingreso al productor el cual representa cerca del 61,0%. Los demás componentes en este primer eslabón (impuesto nacional, IVA, impuesto al carbono, tarifa marcación, tarifa transporte poliductos, tarifa de transporte alcohol, y margen plan continuidad) son en su mayoría actualizados con el IPC del año anterior o con la inflación anual esperada por el Banco de la República. En el segundo eslabón, precio de venta al distribuidor mayorista, los componentes adicionales (margen distribuidor mayorista, IVA margen, sobretasa) y el tercer eslabón, precio máximo de venta planta de abasto (margen distribuidor minorista, pérdida de evaporación, transporte planta de abasto a estación de servicio) también responden a regulación interna y/o al comportamiento del IPC. En el caso del ACPM, el primer componente de la estructura de precios, el ingreso al productor, representa cerca del 68,0%. Los demás componentes que hacen parte del costo responden también a la regulación interna o al IPC. En gas natural, el primer componente de la formación de precios es el costo del gas, expuesto a las variaciones de la tasa de cambio y eventualmente al comportamiento de los mercados internacionales de gas natural licuado, LNG por sus siglas en inglés, por su parte los cargos de transporte, nominados parcialmente en USD, también están expuestos a las variaciones de la TRM. Los cargos promedios de distribución y comercialización se ajustan en función de los precios internos (IPP e IPC), pero adicionalmente del costo unitario. En energía eléctrica, los costos de producción, transmisión, distribución, comercialización y administración se encuentran definidos en función del comportamiento de los mercados eléctricos PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 29 para el caso de la energía eléctrica en sí misma y de la regulación económica interna en el caso de los monopolios de red. 3.4.1 Contexto internacional de formación de precios de hidrocarburos En consideración a que tanto en el Escenario 266 como en el Escenario de Nuevas Apuestas se asume que el país adoptará una política de fijación de precios con criterio de paridad importación, el contexto internacional de precios de crudo puede plantearse en tres escenarios: 1 - Políticas globales actuales: BAU-; 2 - Nuevas políticas: esfuerzos concertados para introducir tecnologías más limpias y eficientes; y 3 – Políticas de desarrollo sostenible: Alineación con el acuerdo de Paris. Proyección de precios de petróleo: En el escenario “políticas globales actuales”, el precio proyectado aumenta a 101 US$/barril en 2025, y a 137 US$/barril en 2040. Esto sería resultado de la ausencia de políticas de eficiencia de uso de combustibles o uso de combustibles sustitutos, así como por la posición dominante de la gasolina. En este escenario, China e India serían los principales responsables del aumento en la demanda de petróleo. En el escenario de precios de crudo de “nuevas políticas”, el precio aumenta a 88 US$/barril en 2025 y a 112 US$/barril en 2040, como consecuencia de la disminución de la demanda de petróleo, principalmente por la política de eficiencia en Estados Unidos. Ilustración 20. Finalmente, en el escenario de precios de crudo con “políticas de desarrollo sostenible”, el precio del petróleo aumenta a 74 US$/barril en 2025 pero baja el precio a 64 US$/barril en 2040. Las políticas para abordar el cambio climático llevan a que el pico de la demanda mundial sea el 2021; la movilidad eléctrica y la mayor eficiencia de los combustibles fósiles explican este comportamiento. Ilustración 20 . Histórico y Perspectivas Precio Petróleo (Referencia Brent) Euro/USD Versus Precio Oil USD / Barril (Referencia Brent) 2050 2047 2044 2041 45 37 2038 Jan-19 Oct-19 Jul-17 Apr-18 Jan-16 Oct-16 Jul-14 Apr-15 Jan-13 Oct-13 Jul-11 Apr-12 Jan-10 Oct-10 Jul-08 Apr-09 Oct-07 20 55 2035 30 31 Jan-07 50 40 38 0.6 60 70 62 2032 0.7 60 70 2029 48 0.8 56 80 2026 54 0.9 90 2023 64 1.0 1.1057 80 63 2020 1.1 87 53 2017 1.0543 1.2 100 2014 110 1.2336 1.3 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 2011 120 112 1.3592 1.4 USD/ Euro 130 Variación Anual 1.5 Brent 2008 USD/ Euro 1.3201 125 2005 140 1.6 2002 1.7 Previsiones UPME Oil Brent (USD / Barril) bajo Escenarios de Transición Previsiones Brent – EIA Previsiones Brent – WTI sin una Transición Energética Acelerada PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 30 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Brent 144.80 WTI 111.68 81.54 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2025 2030 2035 2040 43.72 63.74 Fuente: EIA – Wood Mackenzie Fuente: IEA (2018) Proyección de precios de gas natural Para estimar las tendencias de los precios nacionales en boca de pozo se revisó la información disponible y de manera particular los reportes del gestor del mercado de gas natural, para determinar los precios medios de arranque de la proyección, y se consideran tres escenarios futuros para representar las posibles trayectorias19. Escenario Alto: Para estimar el precio del gas natural de largo plazo en cada una de las fuentes nacionales se aplicaron las tasas de crecimiento resultantes de la utilización de metodología Netback del gas en Europa, excluyendo la prima asociada con las compras de gas en el mercado spot. Escenario Medio: Este escenario considera la aplicación de las tasas de crecimiento de los precios de GNL en entrada a gasoducto colombiano utilizando una combinación de las metodologías Netback Europa para corto plazo y de Cost Plus Henry Hub desde el inicio de operación la planta de regasificación del Pacifico. Escenario Bajo: El escenario bajo de precios de largo plazo de los principales campos de producción nacional se construyó aplicando las tasas de crecimiento de los precios de GNL calculados utilizando la metodología Cost Plus Henry Hub. A continuación, se presenta la estimación de los precios de gas natural en boca de pozo de largo plazo, en nuestro país. Ilustración 21. 19 UPME (2019), “¨Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de gas natural” PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 31 Ilustración 21 Escenarios futuros de precios de gas para fuentes nacionales 9,50 9,00 8,50 7,50 7,00 6,50 6,00 5,50 5,00 4,50 4,00 3,50 Cusiana Alto Otros Medio GNL Colombia Otros Alto Guajira Bajo 2039 2040 2037 2038 2035 2036 2033 2034 2031 2032 2030 2028 2029 2026 2027 2024 2025 2022 Guajira Alto Cusiana Medio Otros Bajo 2023 2020 2021 3,00 2019 USD/MBTU (Constantes 2019) 8,00 Guajira Medio Cusiana Bajo Fuente: Wood Mackenzie, Bolsa Mercantil. Cálculos: UPME Los resultados señalan que la tasa de crecimiento medio del escenario alto se acerca al 3,22% mientras que el escenario medio es de 1,51% y el bajo lo hace en 1,17% en el periodo 2020-2040. En el escenario medios los precios en la Costa oscilan entre los USD 4,7/MBTU y USD 6,5/MBTU en términos reales de 2019 y para el Interior del país el rango es de USD 3,7/MBTU y USD 4,9/MBTU. 32 Proyección de precios de carbón. En el escenario actual de política, el precio se reduce a 95 US$/Ton en 2025, pero vuelve aumentar en 2040 a 106 US$/Ton. Lo anterior, debido a que, si bien la demanda de carbón aumenta 1% en promedio durante todo el período, aparece el gas como fuerte sustituto. Con nuevas políticas, el precio se reduce a 91 US$/Ton en 2025 pero vuelve aumentar en 2040 a 94 US$/Ton. Lo anterior, debido a que la participación del carbón en la energía primaria mundial disminuye, y es desplazado por el gas. El aumento de precios se da por la necesidad de usar existencias disponibles de este energético. Ilustración 22. Ilustración 22 Situación Internacional del precio del carbón Fuente: IEA 2018 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Con política de desarrollo sostenible, el precio del carbón se reduce a 81 US$/Ton en 2025 y a 79 US$/Ton en 2040. Lo anterior es explicado por una menor participación del carbón en la energía primaria y por el cierre de minas. Hoy en día economías desarrolladas están organizando su planeación para la generación de energía sin carbón como fuente energética. 4. Proyecciones de demanda y oferta de energía En éste capítulo, se presenta el análisis energético de cada uno de los cuatros (4) principales sectores de la economía que demandan energía (transporte, industrial, residencial y terciario), partiendo de la caracterización energética actual, del diagrama de flujo de fuentes y usos de cada sector, así como de los resultados de la modelación efectuada a 2050 y se finaliza con las proyecciones consolidadas para cada uno de los escenarios considerados, mostrando los resultados por energético, sector de consumo y nivel de emisiones 4.1 Proyecciones de energía para el sector transporte El sector transporte representa el 40% del consumo final de energía en el país, siendo el primero en uso de energía con 524 PJ. El modo de transporte con mayor contribución en este consumo es el modo Carretero (88%), seguido del modo Aéreo (10%) como puede observarse en la Ilustración 23. Ilustración 23 Caracterización energética y modal del sector transporte Aéreo 10% 33 Fluvial y marítimo 1% Carga Terrestre 25% Pasajeros Terrestre 64% Fuente: BECO – BEU - UPME, 2019 En el Diagrama de Sankey20 de la Ilustración 24, se observan las fuentes y usos de la energía del sector de transporte por carretera, así como los energéticos más usados, expresados en PetaJulios - PJ, son la mezcla gasolina y la mezcla diésel con una participación del 97% de las fuentes de energía y que los tipos de vehículos de mayor consumo es el transporte de carga (camiones y tractocamiones) con un 36% y el transporte público de pasajeros (buses, busetas, microbuses y 20 UPME. (2019). Balance Energético Colombiano – Beco. Modelos analíticos. En línea: http://www1.upme.gov.co/InformacionCifras/Paginas/modelos-analiticos.aspx PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 taxis) con un 34%. Importante señalar el nivel de la ineficiencia energética en este sector, que alcanza un 70% de pérdidas de energía útil, que corresponde a valores típicos de las pérdidas de energía por el uso vehículos convencionales utilizados en el país. Ilustración 24 Diagrama de Sankey para el transporte por carretera (PetaJulios) 34 Fuente: Fuente: BECO – BEU – UPME (2018) Al comparar el comportamiento del consumo de energía del sector transporte en el resto del mundo, Latinoamérica y en Colombia, se observa que la matriz colombiana del transporte se asemeja a la del resto del mundo salvo en la incipiente participación de la energía eléctrica. En las regiones analizadas prima notoriamente el consumo de petróleo y sus derivados: 92% (108.376 PJ) en el resto del mundo, 88% (8.058 PJ) Latinoamérica y 91% (459 PJ) Colombia. Llama la atención al compararnos con Latinoamérica el consumo de biocombustibles y residuos 3% (3.500 PJ) en el resto del mundo, 9% (791 PJ) Latinoamérica (por el uso de biodiesel y alcohol carburante en Brasil) y 5% (27 PJ) Colombia. Ilustración 25. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 25 Comparación del consumo de energéticos a nivel Transporte – PJ (Peta Joule) Mundo 4.384 4% 3.500 3% Latinoamérica 1.309 1% 21; 4% 27; 5% 8.058; 88% 108.376; 92% Carbón Colombia 20; 791; 0% 300; 9% 3% Petróleo y Derivados 0; 0% 459; 91% Gas natural Biocombustibles y residuos Electricidad Fuente: IEA, BECO – UPME, 2019 4.1.1 Consideraciones y supuestos de proyección para el sector transporte Para la construcción de los escenarios de proyección de energía se han considerado los siguientes supuestos para el análisis del sector transporte: Ley de movilidad eléctrica: La Ley 1964 de 2019, cuenta con medidas para impulsar la electrificación del transporte. Entre las medidas tenidas en cuenta para el análisis de prospectiva se tiene: a) La eliminación de las restricciones a la circulación vehicular; b) La iniciativa pública de uso de vehículos eléctricos, que obliga a la adquisición de una cuota mínima de 30% de vehículos eléctricos que anualmente sean comprados o contratados por parte del gobierno nacional, municipios de categoría 1 y Especial21. c) La programación de remplazo de flota en sistemas de uso masivo como se presenta en la tabla 1 Tabla 1 Porcentaje de penetración de vehículos oficiales Año Meta 2025 10% de vehículos adquiridos 2027 20% de vehículos adquiridos 2029 40% de vehículos adquiridos 2031 60% de vehículos adquiridos 2033 80% de vehículos adquiridos 2035 100% de vehículos adquiridos Fuente: Ley 1964 de 2019 21 Exceptuando Tumaco y Buenaventura así como los prestadores de servicio público de transporte. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 35 Estrategia Nacional de Movilidad Eléctrica – ENME-: La Estrategia Nacional de Movilidad Eléctrica, busca fortalecer la movilidad eléctrica en cuatro grandes frentes que complementan la Ley de movilidad eléctrica: Crear y fortalecer el marco regulatorio, político e institucional. Desarrollar infraestructura de recarga, anticipándose a la transformación de la movilidad22. Generar aproximaciones específicas al mercado. Acciones que incentiven y faciliten la transición hacia tecnologías de cero y bajas emisiones De esta estrategia, se han tenido en cuenta las acciones relacionadas con la priorización de la transición en vehículos de uso intensivo (taxis, carga urbana, transporte de pasajeros). Año de paridad de costo de vehículos convencional frente al vehículo eléctrico para uso privado El costo de los vehículos eléctricos ha venido disminuyendo con el tiempo, y ya se cuenta con proyecciones de precios de paridad internacional en vehículos eléctricos comparados con vehículos de combustión interna (The International Council on Clean Transportation - ICCT, 2019). En este sentido, dada la disminución del costo de baterías para vehículos eléctricos, se prevé que hacia el 2024 se tenga paridad internacional, como se muestra en la Ilustración 26. Fuente: The International Council on Clean Transportation - ICCT 36 22 Para tal efecto la Unidad adelanto el estudio UPME – CONSORCIO USAENE-SUMATORIA (2019) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 26 Comparación de costo vehículos eléctricos 37 Fuente: The International Council on Clean Transportation - ICCT Para efectos del análisis en Colombia asumimos un rezago de esta paridad con una penetración gradual de vehículos eléctricos particulares desde el inicio de la proyección y acentuándola a partir del año 2025 (Ernst & Young, 2019). Cabe resaltar que por el Decreto 1116 de 2017 (Ministerio de Comercio, Industria y Turismo de Colombia, 2017) se tiene exención de aranceles para la importación de un cupo de vehículos eléctricos e híbridos. Con esto en mente, se consideró la siguiente proyección de flota de vehículos livianos (autos, camperos y camioneta) eléctricos (Ilustración 27). Los supuestos utilizados consideran que puede lograrse una penetración, en términos de número de vehículos, entre un 15% de la flota de vehículos livianos en el Escenario 266 (1.8 Millones de vehículos) y un 27% en el Escenario de Nuevas Apuestas (3.3 Millones de vehículos). PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 27 Proyección flota de vehículos livianos (autos, camperos y camionetas) por energético Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 14.000 14.000 343 896 359 Miles de unidades 10.000 6.000 1 3 289 10.198 263 1139 394 10.000 143 369 339 8.000 4.000 12.000 543 922 379 Miles de unidades 12.000 8.785 1704 6.000 4.000 7.247 164 660 451 8.000 1 3 289 8664 5.275 2.000 4.151 4151 0 2015 6% 7921 6825 0 100% 263 363 0 263 5.275 2.000 1974 2020 5% 2030 2% 4% 4% 2040 3% 9% 3% 2050 2015 100% 4% 8% 3% 80% 2020 5% 6% 2030 2040 2% 8% 4% 5% 16% 80% 2050 9% 16% 3% 2% 60% 60% 93% 93% 40% 88% 83% 20% 0% 0% 2020 GM 2030 2040 GN 83% 40% 20% 2015 93% 93% 84% 2050 71% 38 2015 DO 75% 2020 EE 2030 2040 2050 Híbridos Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Penetración de GNL en transporte de carga Con base en las tendencias internacionales y los estudios realizados por UPME para la estructuración del mapa de ruta para la transición hacia vehículos de bajas y cero emisiones en Colombia (UPME, Ernst & Young, 2017)23 y de penetración de gas natural a pequeña escala con la Universidad Tecnológica de Pereira (2019), se determinó la entrada potencial de vehículos para carga interurbana que utilizan GNL como combustible, por sus beneficios económicos, técnicos y ambientales. La sustitución de diésel por GNL para el transporte de carga se fundamenta en menores costos de inversión en infraestructura para producción, almacenamiento, mayor autonomía de los vehículos y menores capacidades de almacenamiento para distintos usos, fijándose características constructivas, operacionales y normativas de las tecnologías a implementar en el territorio nacional. Con base en lo anterior, a continuación, se presenta la proyección de tractocamiones y la 23 https://bdigital.upme.gov.co/handle/001/1160 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 penetración de GNL en dicho segmento para cada escenario. (Ilustración 28). Los supuestos utilizados consideran una participación cercana al 37% de vehículos utilizando GNL para el año 2050. Ilustración 28 Proyección flota de tracto camiones carga interurbana por energético Escenario Nuevas Apuestas 100 100 90 90 80 80 70 60 55 61 50 65 40 30 62 56 Miles de unidades Miles de unidades Escenario 266 70 60 55 61 50 65 40 30 20 20 32 22 10 62 56 32 22 10 11 0 2015 2020 11 0 2030 2040 2050 100% 100% 80% 80% 2015 2020 2030 2040 63% 73% 60% 63% 73% 60% 86% 100% 100% 86% 100% 40% 2050 100% 39 40% 20% 37% 20% 37% 27% 27% 14% 14% 0% 0% 2015 2020 2030 2040 GNL 2050 2015 2020 2030 2040 2050 Diesel Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Transición energética en transporte urbano e interurbano de pasajeros Tanto la Ley de movilidad eléctrica como la ENME tendrán impacto en las flotas de transporte urbano de pasajeros. Las proyecciones de flota de este segmento, incluyendo buses, busetas y microbuses se presentan en las ilustraciones 29 y 30. Vale la pena señalar que la composición del parque proyectada supone que en ambos escenarios a 2050 el combustible predominante será la energía eléctrica. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 29 Proyección de la flota para transporte urbano de pasajeros Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 250 250 21 200 15 200 17 15 34 0 - 45 89 122 43 38 100 13 32 Miles de unidades Miles de unidades 13 150 150 0 0 38 100 50 110 45 26 25 50 100 92 50 93 66 82 54 15 30 0 2015 80% 100 92 51 - 100% 159 38 5% 28% 2020 5% 29% 2030 7% 2040 2050 8% 9% 19% 2015 100% 80% 2020 2030 5% 5% 7% 28% 29% 27% 2040 2050 7% 7% 44% 56% 24% 60% 54% 60% 73% 21% 16% 40% 67% 40% 65% 51% 20% 67% 12% 45% 20% 32% 13% 65% 26% 23% 7% 14% 0% 0% 2015 2020 Diesel 2030 2040 2050 Gasolina 2015 Electricidad 2020 2030 2040 2050 Gas Natural Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 40 Ilustración 30 Proyección de la flota para transporte interurbano de pasajeros Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 100 100 90 90 8 70 5 60 14 0 12 50 14 36 49 14 40 10 30 44 40 41 23 0 50 0 12 14 40 44 20 44 64 12 40 9 36 24 5 14 0 2015 80% 60 10 - 100% 5 70 20 30 10 5 30 9 20 5 80 6 Miles de unidades Miles de unidades 80 2020 2030 4% 5% 6% 22% 23% 19% 2040 2050 7% 9% 2015 100% 80% 2020 4% 5% 22% 23% 2030 6% 2040 2050 6% 6% 27% 44% 19% 56% 60% 40% 13% 74% 40% 71% 17% 74% 10% 56% 20% 54% 60% 71% 10% 49% 20% 36% 73% 29% 26% 6% 16% 0% 0% 2015 2020 Diesel 2030 2040 2050 Gasolina 2015 Electricidad 2020 2030 2040 2050 Gas Natural Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Transición energética en transporte de carga urbana El mapa de ruta para la transición hacia vehículos de bajas y cero emisiones en Colombia realizado por la UPME a partir del estudio de Ernst & Young (2017, establece que el transporte de carga urbana puede ser prestado por vehículos eléctricos. Así mismo, la ENME y la Nama MovE24 prevén dicha electrificación de camiones urbanos al ser vehículos de uso intensivo pueden tener un impacto significativo en disminución de emisiones. Adicionalmente, ya existen modelos de negocio que impulsan el transporte de carga urbano eléctrico25. En este sentido, las siguientes proyecciones de flota para transporte de carga urbana indican que hacia 2050 más de un 40% de la flota puede utilizar la electricidad como energético. (Ilustración 31). 24 25 https://ansv.gov.co/public/documentos/RendiciondeCuentasSectorial2018pdf.pd https://www.larepublica.co/finanzas/el-grupo-bancolombia-busca-poner-a-circular-1000-camiones-electricos-en-tres-anos-2838648 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 41 Ilustración 31 Proyección flota de camiones carga urbana Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 400 400 350 350 300 300 28 250 19 20 200 1 - 150 71 58 138 60 74 37 71 Miles de unidades Miles de unidades 27 37 100 250 22 200 1 0 150 74 112 35 105 124 2015 2020 146 155 126 45 29 105 124 134 117 98 2015 2020 2030 2040 2050 9% 8% 50 - 184 66 71 100 50 100% 27 0 3% 4% 2030 7% 2040 2050 100% 9% 11% 3% 4% 9% 8% 80% 39% 19% 36% 80% 28% 11% 60% 57% 36% 37% 26% 60% 40% 58% 39% 41% 20% 60% 14% 15% 40% 58% 51% 20% 37% 54% 60% 9% 52% 20% 39% 29% 0% 0% 2015 2020 Diesel 2030 2040 2050 Gasolina 2015 2020 Electricidad 2030 2040 2050 Gas Natural Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Así mismo, dado que la gran mayoría de camiones en Colombia son de dos ejes, es factible que parte de la flota interurbana que es prestada por este tipo de camiones sea susceptible de electrificación, para trayectos cortos. En este sentido, la proyección de flota de carga interurbana para cada uno de los escenarios del PEN, sin incluir tractocamiones, se presenta en la Ilustración 32: PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 42 Ilustración 32 Proyección flota camiones carga interurbana Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 140 140 11 15 120 120 11 11 80 7 8 23 32 27 100 54 3 232 60 18 31 miles de unidades miles de unidades 100 40 80 3 2 0 32 60 46 39 54 57 47 31 31 24 17 20 0 46 47 2020 2030 39 40 33 0 2015 3% 2020 4% 2030 7% 2040 2050 9% 11% 2015 100% 3% 4% 8% 80% 72 44 14 40 20 100% 9 19% 43% 80% 40% 31% 60% 13% 56% 53% 20% 43% 40% 35% 0% 8% 37% 54% 20% 40% 54% 48% 9% 31% 60% 40% 2050 14% 41% 23% 54% 9% 2040 56% 20% 13% 47% 34% 25% 0% 2015 2020 Diesel 2030 2040 2050 Gasolina 2015 Electricidad 2020 2030 2040 2050 Gas Natural Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Transición energética en transporte de taxis El WEF presentó en 2018 su visión de vehículos eléctricos para ciudades más inteligentes en el que se llama a tomar acción para priorizar la electrificación del transporte en flotas de uso intensivo y la electrificación total de las flotas de uso público26,. Igualmente, el estudio de mapa de ruta para la transición hacia vehículos de bajas y cero emisiones (UPME, 2017, op.cit), concluyó que a 2050, los taxis en las principales ciudades deberían ser eléctricos, tal como está ocurriendo en las principales ciudades del mundo como Londres27, Oslo28, Shenzhen29, Amsterdan30 ente otras. Así mismo en Colombia, la ENME prioriza este tipo de flota intensiva en energía, con el fin de acelerar la transición y lograr las metas establecidas en la COP 21. En la Ilustración 33, se muestra la proyección de flota de taxis en Colombia para los escenarios del PEN donde se ha considerado en el Escenario 266 que a 2050 el 70% de los taxis serán movidos por energéticos de cero o bajas 26 http://www3.weforum.org/docs/WEF_2018_%20Electric_For_Smarter_Cities.pdf https://thedriven.io/2019/08/02/thousands-of-electric-taxis-in-london-have-saved-6-8-tonnes-of-co2/ 28 https://www.theverge.com/2019/3/21/18276541/norway-oslo-wireless-charging-electric-taxis-car-zero-emissions-induction 29 https://techcrunch.com/2019/01/04/shenzhen-electric-taxis-push/ 30 https://newmobility.news/2018/03/09/amsterdam-to-become-model-city-for-electric-taxi-fleet/ 27 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 43 emisiones (29% a gas y 42% eléctrico) y en el escenario de Nuevas Apuestas se asume que es factible llegar a un 97% de la flota de taxis movida por electricidad. Ilustración 33 Proyección flota de Taxis Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 350 350 300 300 0 250 Miles de unidades 94 - 200 109 0,20 250 124 109 105 150 136 Miles de unidades 44 94 100 0 200 82 208 108,60 314 105 150 199 100 144 132 107 50 117 143,63 0 19 0 2015 2020 2030 2040 2050 2015 100% 111 107 50 96 2020 2030 0 2040 11 0 2050 100% 15% 27% 29% 80% 50% 80% 42% 43% 50% 65% 41% 60% 43% 60% 34% 97% 29% 40% 50% 40% 57% 44% 20% 66% 50% 37% 57% 20% 35% 30% 0% 6% 0% 2015 2020 2030 Gasolina 2040 2050 2015 Electricidad 2020 2030 0% 2040 3% 0% 2050 Gas Natural Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Electrificación motos Las motocicletas representan el 57% de los vehículos del parque automotor de Colombia (RUNT, 2018) con 8.313.954 motos de un total de 14.486.716 vehículos registrados en el RUNT en 2018. Por otro lado, se observan motos eléctricas a precios competitivos31 que pueden facilitar la transición hacia una movilidad eléctrica en este segmento de mercado. La Ilustración 34 muestra la proyección de flota de motos por energético: 31 https://www.auteco.com.co/motos-electricas?&O=OrderByScoreASC PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 44 Ilustración 34 Proyección flota de motos Escenario 266 16000 14.000 14000 12000 658 4.439 10.000 8.324 7 8.000 6.000 - 11.515 8.999 8.835 4.000 Miles de unidades 12.000 Miles de unidades Escenario Nuevas Apuestas 16.000 4891 9536 7 8000 6000 0 11539 8.835 4000 6.489 6.056 633 10000 8548 6056 2.000 5277 2000 - 0 2015 2020 100% 2030 2040 2050 2020 100% 5% 33% 80% 2015 2030 2040 5% 36% 80% 56% 60% 2050 64% 60% 100% 100% 100% 95% 40% 100% 95% 40% 67% 64% 44% 20% 0% 20% 36% 0% 2015 2020 2030 2040 2050 2015 Gasolina 2020 2030 2040 2050 Electricidad Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Construcción del Metro en la ciudad de Bogotá32 Se prevé que el metro de Bogotá esté listo en 202533, iniciando operación en 2026 con una demanda de potencia de 100 MW. Precios de combustibles Se utilizó un escenario medio de precios de largo plazo, teniendo en cuenta la actual política de precios de cada una de las distintas fuentes energéticas, valores obtenidos a partir de la indexación con el escenario medio de precios del crudo Brent (estimación realizada a partir de Wood Mackenzie –“Macro oils long-term outlook H1 2018”). A partir de 2022 se consideró precios paridad de importación para el caso de los combustibles líquidos, en razón a la exigencia de consumir combustibles con ultra-bajo contenido de azufre, lo que supone importaciones continuas para el cumplimiento de las especificaciones de calidad. En el caso del gas natural, igualmente se supuso paridad de importación en razón a la previsible 32 33 https://www.metrodebogota.gov.co/?q=que-es-metro https://www.rcnradio.com/bogota/metro-de-bogota-arranca-la-licitacion-para-su-construccion PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 45 convergencia de los precios nacionales a los precios del mercado de LNG después de año 2023 (UPME 2019ª). Multimodalidad en transporte de carga En la búsqueda de mayor competitividad país basada en la necesidad de encontrar modos más eficientes de transporte y sus ventajas estratégicas, el Gobierno Nacional viene potenciando la complementariedad modal para el transporte de mercancía y movilidad interurbana, mediante el desarrollo de corredores de transporte viales, férreos, marítimos y fluviales que conecten a todas las regiones del país y a Colombia con el mundo, priorizando aquellos de mayor impacto para la economía nacional. En este sentido el Pacto por el Transporte y la Logística para la Competitividad y la Integración Regional del PND 2018-202234, contiene tiene como meta de corto plazo aumentar en más del doble los kilómetros de red férrea con operación comercial, pasando de 420 km a 1.077 km y aumentar en un 30% el transporte de carga por los ríos. Así mismo, el plan maestro de transporte intermodal 2015-203535 establece una red básica de 3.015 km de vías férreas en 20 proyectos, priorizando 1.189 km (Tren del Pacífico, Tren Bogotá-Belencito (con variantes), Tren La Dorada-Chiriguaná (con variantes)) entre 2015 y 2025 y 580 km (Tren del Carare (Belencito-Vizcaína) y Tren San Juan del Cesar-Pto. Dibulla) entre 2025 a 2035. En cuanto a transporte aéreo, el mismo Plan Maestro de Transporte Intermodal 2015- 2035, contempla una línea base de 35 proyectos aeroportuarios para la red básica y 18 para la red de integración. Para el periodo 2015-2025 se priorizaron 31 proyectos de la red básica, donde las inversiones aeroportuarias se realizan por el aumento previsto de volumen de operaciones. Así mismo, en 2014 el Ministerio de Transporte expidió el Plan Estratégico de Infraestructura Intermodal de Transporte - PEIIT36, que ha servido de base para para visualizar la intermodalidad en el territorio Colombiano. Con base en lo anterior, los dos escenarios contemplados en el PEN consideran un incremento del transporte fluvial de mercancías del 1% al 3% en el horizonte de estudio, en tanto que el férreo se duplica en el mismo periodo. Mejoras en eficiencia La UPME ha realizado estudios para una propuesta normativa con el propósito de establecer valores mínimos de eficiencia energética en vehículos livianos, con lo que se espera acelerar la transición hacia vehículos más eficientes, habilitando la implementación de políticas como el impuesto a la circulación vehicular basado en CO2, o la política de fee-bates que busca incentivar los vehículos de menores emisiones y mejoras en la eficiencia en el consumo de combustible. En este sentido, el estudio de balance de energía útil realizado para la UPME por IREES-TEPCORPOEMA (2019) 37 permitió analizar el potencial de mejora en eficiencia energética, como se muestra en la Ilustración 35: 34 https://www.dnp.gov.co/DNPN/Plan-Nacional-de-Desarrollo/Paginas/Pactos-Transversales/Pacto-transporte-ylogistica/Transporte-y-Logistica.aspx 35https://www.repository.fedesarrollo.org.co/bitstream/handle/11445/2462/PMTI_30_NOV_2015_INF_FINAL.pdf?sequ ence=4&isAllowed=y 36https://www.mintransporte.gov.co/documentos/225/peiit/ 37 https://www1.upme.gov.co/Hemeroteca/Paginas/estudio-primer-balance-energia-util-para-Colombia.aspx PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 46 Ilustración 35 Energía final año 2015 para el sector transporte y su energía útil por tipo de vehículo Fuente: Elaboración propia UPME, 2019 Por lo anterior, los escenarios de demanda incluyen el mejoramiento continuo de los distintos equipos de uso final que suponen innovación constante y una reducción del consumo de energía de un 2% cada diez años, para los diferentes tipos de equipos de transporte. Sustitución de flota oficial de vehículos Los resultados del estudio del programa de reemplazo de vehículos de la flota oficial realizado por la UPME en 201938 indican que en las 279 entidades públicas existe una flota de 170.700 vehículos con un potencial de reemplazo de 71.401 vehículos con los siguientes beneficios energéticos y ambientales: 38 UPME-STEER (2019). PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 47 Ilustración 36 Potencial de reemplazo de flota oficial Fuente: UPME-STEER (2019) Finalmente, a continuación, se presentan los supuestos incorporados para cada uno de los escenarios (Tabla 2). Tabla 2 Supuestos incorporados para el sector transporte en cada escenario Ley de Movilidad (Ley 1964 de 2019) Paridad de Capex en vehículos eléctricos Transición en transporte de carga urbana Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 30% de vehículos oficiales y 30% de vehículos colectivos de servicio público nuevos serán eléctricos en los próximos 6 años. 30% de vehículos oficiales y 30% de vehículos colectivos de servicio público nuevos serán eléctricos en los próximos 6 años. Para sistemas de transporte masivo: 10% vehículos nuevos a 2025, 20% a 2027, 40% a 2029, 60% a 2031, 80% a 2033, 100% a 2035 serán eléctricos. Para sistemas de transporte masivo: 10% vehículos nuevos a 2025, 20% a 2027, 40% a 2029, 60% a 2031, 80% a 2033, 100% a 2035 serán eléctricos 203039 202540 2030: 20.000 eléctricos 2030: 35.000 eléctricos 39 Bloomberg Energy Finance y Estudio Reloj de Cuenta Regresiva de EY. 40 Bloomberg Energy Finance. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 48 Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 2050: 25% flota eléctrica, 23% flota a GN 2050: 55% Flota eléctrica, 15% flota a GN 2030: 8% Flota eléctrica, 7% Flota a GN. 2050: 41% Flota eléctrica, 11% Flota a GN. 2030: 14% Flota eléctrica, 9% Flota a GN. 2050: 55% Flota eléctrica, 13% Flota a GN. 2030: 11% de flota a GNL. 2050: 28% de flota a GNL. 2030: 11% de flota a GNL. 2050: 32% de flota a GNL. 2030: 40.000 Eléctricos (15%) y 40.000 GN (40%) 2050: 30% Flota eléctrica, 30% flota GN 2030: 80.000 eléctricos (27%) y 80.000 GN (66%) 2050: 70% Flota eléctrica, 18% Flota a GN 2030: 370.000 eléctricos e híbridos (6%) 2050: 12% flota eléctricos 2030: 660.000 eléctricos e híbridos (10%) 2050: 25% flota eléctricos 2030: 630.000 eléctricas (5%) 2050: 56% eléctricas 2030 11.000 a GNL (14%). 2050 37% de la flota 2030: 630.000 eléctricas (5%) 2050: 64% eléctricas 2030 11.000 a GNL (14%). 2050 37% de la flota Se duplica el número de viajes Se duplica el número de viajes Mejoras en eficiencia 2% por década 2% por década Entrada del metro de Bogotá 2026 2026 Transición en carga interurbana sin tractocamiones Sustitución a GNL en carga interurbana en tractocamiones Transición en Taxis Electrificación en Vehículos livianos (incluye autos, camperos y camionetas) Electrificación en Motos GNL en Transporte de carga Mayor uso de transporte aéreo y ferreo Fuente: Elaboración propia. UPME, 2018 4.1.2 Resultados de las proyecciones para el sector transporte De cumplirse los supuestos que se han descrito anteriormente, la proyección de demanda realizada muestra, tanto en el Escenario 266 como en el de nuevas apuestas indica que aunque el consumo de la mezcla de gasolina y la de diésel sigue siendo necesario, es lograble estabilizar su nivel de consumo (Escenario 266) o incluso reducirlo como se puede observar en el escenario de Nuevas Apuestas. La estabilización o la reducción del consumo de combustibles líquidos en transporte se logra incrementando la participación del consumo de electricidad de menos de un 0,1% actualmente PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 49 a alcanzar un 8% en el escenario 266 o un 16% en el escenario de Nuevas Apuestas. Así mismo, es notable el crecimiento de la participación del gas natural, que logra una participación a 2050 entre el 11% y el 12% en los escenarios proyectados, como el incremento del consumo del Jet Fuel, cuyo consumo se duplica en el período en análisis, como consecuencia de la mayor preferencia por este modo de transporte. En consecuencia y como puede observase en la Ilustración 37, se anticipa una gran transformación en la matriz energética del transporte. Así, en el escenario 266 la participación de la mezcla de gasolina y diésel se reduce en más de un 20% a 2050, y en 50% en el escenario de Nuevas Apuestas. Por otra parte, la participación del gas natural se incrementa alrededor de 3,5 veces en el escenario 266 y 4 veces en el escenario de Nuevas Apuestas. La electricidad de un consumo marginal a la fecha logra una participación en la matriz entre el 8 y el 15% en los escenarios planteados. En valores absolutos es interesante observar cómo, a medida que la electricidad aumenta su participación, el consumo total se hace más eficiente. Es decir, por cada unidad energética de mezcla gasolina o mezcla diésel desplazada, hay un consumo de electricidad de entre 1/3 y 1/4 de unidad energética ya que la eficiencia máxima de un motor de combustión interna puede llegar a ser del orden de 25% mientras que la de uno que funcione con electricidad puede ser del orden de 90% Ilustración 37 Resultados en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del transporte Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 1.200 1.200 1.000 115 800 60 600 46 400 208 288 43 92 84 52 88 131 174 50 1.000 800 53 60 600 303 303 88 46 276 400 208 288 263 78 58 109 92 113 122 231 132 200 292 306 323 347 352 2015 2020 2030 2040 2050 5% 8% 3% 8% 5% 2% 11% 9% 5% 11% 0 200 292 306 288 279 269 2015 2020 2030 2040 2050 5% 8% 3% 8% 7% 3% 10% 12% 0 100% 100% 80% 8% 80% 12% 14% 34% 60% 34% 60% 37% 40% 16% 35% 31% 29% 26% 40% 20% 15% 14% 17% 40% 7% 17% 40% 48% 43% 39% 36% 33% 2020 2030 2040 2050 0% 20% 48% 43% 38% 35% 35% 2030 2040 2050 0% 2015 Diesel Gasolina JET 2015 Electricidad 2020 Gas Natural Otros Fuente: BECO, UPME 2019 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 4.2 Proyecciones de energía para el sector industrial El sector industrial participa en un 22% del consumo final de energía del país, 293 PJ, que lo ubica como el segundo sector de consumo después del transporte. Los subsectores que mayor contribución tienen en este consumo son: Alimentos (33%); Minerales no metálicos (21%) y Coquización y Refinería (15%). De acuerdo con la estructura de la industria colombiana el principal uso final de la energía es el calor, directo e indirecto, que representa un 87% de los usos finales, como se puede observar en la Ilustración 38. Ilustración 38 Caracterización por uso final en la industria. Fuerza motriz 11% Calor directo 43% Otros 2% Calor indirecto 44% Fuente: BECO – BEU - UPME, 2018 En el Diagrama de Sankey41 de la Ilustración 39 se observa que los energéticos más usados en industria (expresados en PetaJulios) son: gas natural 81 K (28%), carbón mineral 76 K (26%), bagazo 60 K (21%), energía eléctrica 56 K (19%) y otros 16 K, Así mismo, muestra que la energía útil del sector equivale a 183 K, con ineficiencias de 56 K y con 50 K de pérdidas. 41 UPME. (2019). Balance Energético Colombiano – Beco. Modelos analíticos. En línea: http://www1.upme.gov.co/InformacionCifras/Paginas/modelos-analiticos.aspx PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 51 Ilustración 39 Diagrama de Sankey para el sector industrial (PetaJulios) 52 Fuente: BECO – BEU - UPME, 2019 De otra parte, al comparar el consumo de la industria manufacturera colombiana con la de Latinoamérica y el resto del mundo se observa que Colombia tiene la mayor participación de gas natural en la matriz energética de la industria y una participación del carbón semejante a la del resto del mundo. Frente a la Latinoamérica y el resto del mundo la participación de la electricidad es un 30% debido al poco desarrollo de industrias electro-intensiva como las siderúrgicas. Ilustración 40. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 40 Comparación del consumo de energéticos a nivel Industrial – (PJ) Mundo 5.764 5% 32.201 27% Latinoamérica 34.233 29% 1.956 26% Colombia 629 8% 58 19% 1.436 19% 86 29% 44 15% 8.671 7% 13.432 12% 1.938 25% 1.642 22% 104 35% 8 2% 23.764 20% Carbón Petróleo y Derivados Gas natural Eólica, solar, etc. Biocombustibles y residuos Electricidad Calor Fuente: EIA, BECO – UPME, 2019 4.2.1 Consideraciones y supuestos para las proyecciones del sector industrial Para la construcción de los escenarios de proyección de energía se han considerado los siguientes supuestos para el análisis del sector industrial: Mejoras en eficiencia y transición a tecnologías que utilicen energéticos de bajas emisiones En el sector industrial los esfuerzos en mejoras de eficiencia se deben enfocar en los subsectores de alimentos, químicos, textiles, metalurgia, minerales no metálicos, refinerías, papel y cartón, que representan el 92% del consumo de energía eléctrica y el 88% del consumo de energía térmica. Para la industria de productos alimenticios, el uso final de calor indirecto tiene un 90% de la participación en la demanda de energía. Por tal motivo, la estrategia debe estar orientada a las mejoras en eficiencias de calderas de combustibles sólidos (bagazo y/o carbón), así como a una sustitución por calderas a gas natural para reducir las emisiones del sector. (UPME - UT INCOMBUSTION, 2014). En los subsectores de refinerías, minerales no metálicos y productos metalúrgicos, la energía térmica necesaria en los procesos es obtenida principalmente de usos de calor directo, es decir de hornos de temperaturas medias y bajas. De acuerdo con el estudio de Balance de Energía Útil realizado por la UPME en 201942, las aplicaciones de calor directo existe un potencial de aumento de eficiencia entre 23,6% y 45,45% y si se considera que los subsectores previamente mencionados, que representan 44% de la demanda de energía térmica de la industria manufacturera, se pueden obtener altas reducciones en emisiones si se hacen sustituciones de hornos que funcionan con 42 UPME-IREES - TEP - CORPOEMA (2019) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 53 carbón mineral y derivados del petróleo, por otros que funcionen a gas natural, para temperaturas medias, y por hornos eléctricos para aquellos procesos de baja temperatura. (UPME - CORPOEMA, 2013). Aunque la fuerza motriz representa cerca del 15% del total de la energía de la industria, este uso final de la energía en la industria también presenta potenciales de aumento de eficiencia. De acuerdo con datos del Balance de Energía Útil, las mejoras se ubican en un rango entre un 15% y un 18%, si se sustituyen los equipos actuales por equipos con las mejores tecnologías disponibles a nivel local y/o a nivel internacional. (UPME - IREES - TEP - CORPOEMA, 2019). Intensidad energética Para determinar el crecimiento del consumo de energía del sector manufacturero, además de la modelación de las eficiencias por tecnología, se debe determinar la intensidad energética por tipo de uso (Tabla 3). Este indicador se calcula como la razón entre la energía consumida por el valor agregado del subsector. Tabla 3. Tabla 3 Potencial aprovechamiento de eficiencia energética en el sector industrial Supuestos Cifras Eficiencias Potenciales de eficiencia energética por uso Transición a energéticos de bajas emisiones Participación del subsector en el valor agregado Calor indirecto (Calderas) Calor directo (Hornos) Fuerza motriz Otros Gas Natural Bagazo Carbón Mineral Electricidad Otros 2015 76% 266 2030 78% 2050 80% Nuevas Apuestas 2015 2030 2050 76% 80% 85% 55% 63% 73% 55% 82% 50% 87% 59% 266 2030 31% 22% 19% 21% 7% 94% 70% 2015 30% 22% 21% 20% 7% Hierro y No Ferrosos Alimentos, Bebidas y Tabaco Papel e Imprenta Químicos Minerales no metálicos Otros Fuente: BEU, UPME 2018 66% 80% 82% 89% 97% 50% 63% 80% Nuevas Apuestas 2050 2015 2030 2050 36% 30% 32% 39% 20% 22% 22% 20% 19% 21% 18% 15% 24% 20% 21% 25% 2% 7% 7% 2% MJ/COP Usos térmicos Fuerza motriz 0.00086 0.000672 0.001896 0.000573 0.001289 0.000774 0.001107 0.00046 0.002944 0.000768 0.000346 0.000471 4.2.2 Resultados de las proyecciones para el sector industrial Con base en los anteriores supuestos, los resultados de las proyecciones indican que en el sector industrial se mantendrá la matriz energética con una composición similar a la actual, las principales oportunidades en cuanto a su competitividad y contribución al cambio climático las generan las medidas de ahorro y eficiencia energética. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 54 El gas natural se mantendrá como el energético de mayor uso y su participación aumentará del 28% al 43% y 44% en los escenarios analizados, como consecuencia principalmente de un menor uso del carbón mineral en procesos de calor indirecto y directo de temperaturas altas y medias. De otra parte, la electricidad aumentará su participación entre 6% y 8% a 2050, debido a su implementación en procesos de calor directo de baja temperatura. Ilustración 41. Ilustración 41 Resultados en unidades energéticas y en composición de la matriz energética de la industria – (PJ) Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 600 600 500 500 123 400 97 300 200 100 56 62 76 71 60 81 77 64 300 58 103 200 79 87 153 2020 2030 2040 100 2050 100% 40% 62 81 56 98 76 71 62 77 60 210 111 49 60 60 81 87 2015 2020 230 119 167 0 2015 60% 56 61 60 106 50 0 80% 139 400 2030 2040 2050 55 100% 19% 21% 26% 24% 24% 20% 28% 29% 2015 2020 20% 25% 80% 20% 19% 21% 25% 15% 39% 2030 2040 26% 24% 25% 26% 27% 19% 14% 9% 21% 18% 40% 35% 21% 10% 60% 20% 19% 43% 0% 21% 20% 28% 29% 2015 2020 20% 19% 19% 37% 41% 44% 2030 2040 2050 0% Gas Natural Bagazo 2050 Carbón Mineral Electricidad Otros Fuente: BECO, UPME 2019 4.3 Proyecciones de energía para el sector residencial El sector residencial representa el 20% del consumo final de energía en el país. En el año 2018, tuvo una demanda de energía de 253 PJ y como se puede observarse los usos más intensivos en energía son la cocción y la refrigeración. La cocción presenta altos consumos debido a la baja eficiencia de las tecnologías usadas actualmente, tanto en las áreas urbanas como en las áreas rurales, donde PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 predomina el uso de estufas de gas combustible (gas natural o GLP), cuyas eficiencias varían entre 35% y 50% de acuerdo con estudio de Balance de Energía Útil 43. Adicionalmente, en el área rural el 13% de las viviendas utilizan que debido a que su baja eficiencia (entre el 3% y el 15%) la cantidad de energía consumida hace de la cocción el uso final más significativo del sector. (Ilustración 48). Ilustración 42 Participación porcentual de los usos finales de la energía en el sector residencial Calentamiento de agua 1% Aire acondicionado 3% Iluminación 6% Televisión 6% Lavadora 3% Refrigeración 15% Cocción 66% 56 Fuente: BECO – BEU - UPME, 2018 En el Diagrama de Sankey 44 se muestra que los energéticos más usados en el sector residencial, expresados en PetaJulios (PJ), son: leña 118, energía eléctrica 81, gas natural 44 y GLP 17, los cuales son usados para cocción 180, refrigeración 32, televisión 12, iluminación 11 , entre otros. Así mismo, muestra que la energía útil del sector equivale a 47 con ineficiencias de 94 y con pérdidas de 118 . Ilustración 43. 43 UPME-IREES - TEP - CORPOEMA. (2019 UPME. (2019). Balance Energético Colombiano – Beco. Modelos analíticos. En línea: http://www1.upme.gov.co/InformacionCifras/Paginas/modelos-analiticos.aspx 44 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 43 Diagrama de Sankey para el sector residencial (Petajulios) 57 Fuente: BECO – BEU - UPME, 2019 A pesar de los éxitos del programa de masificación del gas natural45 así como del aumento en la cobertura del servicio de electricidad, la matriz energética del sector residencial en Colombia aún conserva una elevada participación de las biomasas con un 41% (103 PJ) de la matriz energética el sector residencial, más de seis puntos porcentuales por encima de Latinoamérica y del mundo. Este consumo es explicado esencialmente por el consumo de leña para cocción en las zonas rurales y esta cantidad de biomasa es consumida sólo por el 10,84% de los hogares, equivalente a 1.664.00046. También resulta interesante señalar que nuestro país comparado con el resto del mundo y Latinoamérica es el que tiene menor participación porcentual del petróleo y sus derivados en el sector residencial. Ilustración 44. 45 DNP (1991) y DNP (1993). 46 DANE (2018). Según la Encuesta Nacional de Calidad de Vida. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 44 Comparativo consumo histórico sector residencial – (PJ) Mundo 4.244 3.163 5% 4% 20.791 24% Petróleo y Derivados Colombia 3 1% 8.991 10% 15 6% 823 21% 1.260 32% 18.44 6 21% 29.422 34% Carbón Latinoamérica 83 33% 49 19% 490 12% 8 0% 1.415 35% 1.370 2% Gas natural Eólica, solar, etc. 103 41% Biocombustibles y residuos Electricidad Calor Fuente: EIA, BECO – UPME, 2018 4.3.1 Consideraciones y supuestos para las proyecciones del sector residencial Para la construcción de los escenarios de proyección de energía se han considerado los siguientes supuestos para el análisis del sector residencial: Potenciales de eficiencia energética por uso Con base en los resultados del estudio BEU47, se ha considerado una senda de mejoramiento de la eficiencia de acuerdo con la referencia nacional e internacional de la mejor tecnología disponible (Tabla 4). Por ejemplo, en iluminación se aprecia un nivel bajo de eficiencia actual, que se puede observar comparando el promedio ponderado de eficiencia actual que es de 42 lm/W frente al rendimiento máximo teórico de 683 lm/W. Tabla 4 Potencial aprovechamiento de eficiencia energética en el sector residencial Supuestos Cifras Eficiencias Potenciales de eficiencia energética por uso 47 Cocción Refrigeración Televisión Iluminación Aire acondicionado Lavadora 2015 38% 15% 11% 6% 50% 266 2030 42% 21% 21% 10% 59% 2050 47% 31% 35% 15% 70% Nuevas Apuestas 2015 2030 2050 38% 49% 63% 15% 30% 51% 11% 35% 70% 6% 16% 29% 50% 63% 80% 26% 31% 37% 26% 40% 58% UPME, Corpoema, IREES, y TEP (2019). Balance de Energía Útil. En línea:http://www1.upme.gov.co/Hemeroteca/Paginas/estudioprimer-balance-energia-util-para-Colombia.aspx PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 58 Supuestos Cifras Calentamiento de agua Transición a energéticos de bajas emisiones Porcentaje de personas en áreas urbanas y rurales 83% 84% 86% 83% 88% 95% 266 Nuevas Apuestas 2015 2030 2050 2015 2030 2050 Leña 45% 37% 19% 45% 37% 10% Electricidad 31% 37% 49% 31% 37% 55% Gas Natural 17% 21% 26% 17% 21% 29% GLP 6% 4% 7% 6% 4% 6% Otros 1% 1% 1% 1% Años % Urbano % Rural 2015 78 22 2030 84 16 2050 88 12 Fuente: BEU - UPME, 2019 Conviene señalar, que los resultados del estudio de BEU está en línea con los resultados del estudio de consumo básico de subsistencia adelantado por la UPME48, en el cual se ha encontrado que con la utilización de electrodomésticos eficientes es factible reducir los niveles de consumo actual a valores cercanos a los que se pueden observar en las cifras que se muestran en la Ilustración 45. Ilustración 45 Consumo de subsistencia estimado versus consumos promedios 59 Fuente: UPME - CORPOEMA (2019) Sustitución de leña. En el sector urbano, se plantea la desaparición de la leña por el aumento en cobertura del servicio de gas combustible, mientras que en el sector rural se plantea la sustitución de 50% de leña utilizada para cocción con GLP. El porcentaje remanente de hogares con leña lo haría con estufas mejoradas, con las cuales se puede pasar de una eficiencia del 3% hasta un mínimo de 20%, de acuerdo con estudio BEU, y disminuir del consumo de leña en un 54% junto con las emisiones atmosféricas de CO2, CO, NOx, SOx en igual porcentaje, además se disminuye las emisiones de material particulado en más del 90%, según (CORNARE & UdeA, 2011). Lo anterior se respalda en la evaluación del programa de implementación de estufas mejoradas realizado por el DNP, Ecopetrol, Fundación Natura y el MADS49. 48 49 UPME - CORPOEMA (2019) Departamento Nacional de Planeación, DNP. En línea: https://proyectostipo.dnp.gov.co/images/pdf/estufas/PTestufas.pdf PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 De acuerdo con los resultados del estudio de sustitución de leña adelantado por la UPME 50 (Ilustración 46), a partir de la Encuesta de Calidad de Vida – ECV 2018 se pudieron definir tres grupos de hogares para plantear diferentes estrategias para lograr la sustitución de leña para cocción: Grupo 1: Hogares que cocinan únicamente con leña y tienen acceso al servicio de energía eléctrica (911.656). Grupo 2: Hogares que cocinan únicamente con leña y no tienen acceso al servicio de energía eléctrica (252.765). Grupo 3: Hogares que cocinan con leña y diversifican con otro energético, principalmente GLP (499.809). Ilustración 46 Distribución de las tecnologías o energéticos de sustitución de leña por grupo de hogares Tecnología 2020-2022 2023-2030 2031-2050 TOTAL GLP 100.000 350.000 436.000 886.000 Estufas mejoradas 29.250 150.000 182.765 362.015 Energía Eléctrica 29.250 135.000 135.000 299.250 Biogas 1.500 15.000 100.000 116.000 160.000 650.000 854.230 1.664.230 TOTAL FASE Fuente: UPME-CONSORCIO ESTRATEGIA RURAL SOSTENIBLE (2019) Universalización del servicio de energía eléctrica Los resultados del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica -PIEC-51, indican que es necesario una inversión total de $7.41 Billones para lograr el acceso universal de energía eléctrica en Colombia, de los cuales 9% corresponden a la expansión del SDL, 48% a soluciones aisladas con microrredes hibridas y 43% a soluciones aisladas individuales. Conviene señalar que en el caso de las microrredes hibridas se presentan porcentajes de participación del diésel menores a 15% en términos de energía anual. 4.3.2 Resultados de las proyecciones para el sector residencial Con base en los supuestos descritos anteriormente, los resultados de las proyecciones de demanda en el sector residencial urbano aunque no muestran una transformación de la matriz energética de este segmento de demanda, si permite observar un aumento en la participación de la electricidad por el uso de equipos cautivos (electrónicos, acondicionamiento de espacios), con tasas de crecimiento anuales promedio de del orden del 4.3% para los escenarios 266 y Nuevas Apuestas respectivamente. Ilustración 47. 50 51 UPME-CONSORCIO ESTRATEGIA RURAL SOSTENIBLE (2019) UPME (2019e) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 60 Ilustración 47 Resultados en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del subsector residencial urbano (PJ) Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 180 180 160 11 140 10 10 120 100 49 50 10 10 10 52 100 51 69 69 84 95 40 9 2015 2020 2030 2040 2050 7% 7% 8% 7% 7% 0 100% 50 68 69 52 70 86 98 9 9 2015 2020 2030 2040 2050 7% 7% 7% 6% 5% 36% 36% 39% 36% 34% 50% 50% 54% 58% 60% 2030 2040 2050 90% 36% 36% 39% 35% 33% 80% 70% 60% 60% 50% 50% 40% 40% 50% 50% 54% 58% 60% 30% 20% 20% 10% 10% 0% 49 20 9 80% 30% 56 53 60 68 90% 70% 9 80 20 100% 10 120 51 60 0 8 9 140 80 40 160 7% 7% 2015 2020 Leña 0% 2030 2040 Electricidad 2050 7% 7% 2015 2020 Gas Natural GLP Otros Fuente: UPME 2019 De acuerdo con las estrategias de sustitución de leña arriba señaladas se proyecta una disminución de la participación de la leña en el sector rural hasta un 54% en el escenario 266 y hasta un 32% en el escenario Nuevas Apuestas. De esta forma, se observa que en el sector rural residencia se proyecta que se presente otra transformación energética mediante la sustitución de leña por otros energéticos más limpios. (Ilustración 48). PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 61 Ilustración 48 Resultados por en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del subsector residencial rural – (PJ) Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 140 120 140 7 12 100 100 10 80 60 77 60 5 13 5 12 41 20 27 21 0 90% 109 40 77 5 13 20 19 0 2015 2020 2030 2040 2050 5% 7% 9% 11% 14% 10% 80% 13% 2015 100% 28% 2020 5% 10% 80% 22% 70% 2030 7% 13% 60% 50% 83% 77% 30% 83% 40% 68% 60% 54% 20% 10% 13% 34% 31% 60% 40% 10 80 5 13 109 40 100% 7 12 120 5 13 5 12 11 8 2040 2050 16% 18% 44% 46% 37% 32% 2040 2050 77% 50% 20% 0% 0% 2015 2020 Leña 2030 2040 2015 2050 Electricidad Gas Natural 2020 GLP 2030 Otros Fuente: BECO, UPME 2019 Los resultados agregados del sector residencial evidencian tanto la aplicación de las medidas de eficiencia energética como la sustitución de leña en el uso de cocción. Es por esto que, en el período 2020 – 2030 se observa una disminución en los consumos, como consecuencia de una transición energética en los hogares rurales, que apunta no solamente a impactar el sector energético, sino que busca mejorar las condiciones de vida (disminución de material particulado en el interior de las viviendas) y el acceso a energías comerciales de la población. Ilustración 49. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 62 Ilustración 49 Resultados por en unidades energéticas y en composición de la matriz energética del sector residencial (Urbano y Rural) (PJ) Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 300 250 300 17 50 200 150 250 50 10 50 81 17 15 51 15 52 16 53 200 150 50 97 107 118 86 50 27 21 2015 2020 2030 2040 2050 6% 4% 8% 8% 8% 90% 54 13 57 110 19 11 8 2015 2020 2030 2040 2050 6% 4% 9% 8% 7% 19% 22% 31% 31% 30% 49% 56% 58% 0 100% 99 86 90% 19% 22% 27% 27% 27% 70% 80% 70% 30% 60% 35% 50% 30% 35% 50% 44% 40% 51% 54% 30% 20% 84 118 41 0 60% 13 100 83 80% 52 79 100 100% 14 81 79 50 10 40% 30% 44% 20% 38% 22% 10% 14% 44% 38% 10% 11% 10% 0% 0% 2015 2020 Leña 2030 2040 Electricidad 2050 2015 Gas Natural 2020 2030 GLP 6% 4% 2040 2050 Otros Fuente: UPME, 2019 4.4 Proyecciones de en energía para el sector terciario El sector terciario está constituido por todas las actividades económicas cuyo propósito es la producción de los servicios que demanda la población. Por esa razón también se conoce como sector servicios e incluye actividades como la financiera, el turismo, la salud, educación y la administración pública. El valor agregado del sector terciario es el que posee mayor peso en el PIB, sin embargo, es de los sectores menos intensivos en términos energéticos, con un consumo de 71 PJ. El principal energético usado en el sector es la electricidad que representa el 72% del total. Lo anterior es consecuencia de los principales usos finales de la energía del sector: la iluminación, el aire acondicionado y la refrigeración con una participación de 64%. Ilustración 50. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 63 Ilustración 50 Participación de los usos dentro del sector terciario Refrigeración 13% Calor directo 11% Calor indirecto 18% Aire acondicionado 20% Equipamento 9% Fuerza motriz 3% Iluminación 26% Fuente: BECO – BEU - UPME, 2019 En el Diagrama de Sankey52 se muestra que los energéticos más usados en el sector terciario, expresados en PetaJulios (PJ) son la energía eléctrica y el gas natural, que los principales usos finales son térmicos (calentamiento y refrigeración) e iluminación y que en este sector solo se aprovecha una tercera parte de la energía consumida. Ilustración 51. UPME. (2019). Balance Energético Colombiano – Beco. Modelos analíticos. En línea: http://www1.upme.gov.co/InformacionCifras/Paginas/modelos-analiticos.aspx 52 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 64 Ilustración 51 Diagrama de Sankey para el sector terciario (PetaJulios) 65 Fuente: BECO – BEU - UPME, 2019 Al comparar el consumo del sector comercial y público colombiano con el del resto del mundo, se aprecia cómo el consumo de biocombustibles en Colombia es muy superior al de Latinoamérica y el resto del mundo. Contrasta con lo anterior el bajo consumo en Colombia de petróleo y sus derivados frente a la participación relativa de estos energéticos en Latinoamérica y el resto del mundo donde los consumos de derivados del petróleo en este sector se ubican por encima del 10%. Ilustración 52. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 52 Comparativo consumo histórico sector terciario – (PJ) Mundo 3.163 4% 4.244 5% 20.791 24% 3 0% 8.991 10% Colombia 3 1% 823 21% 1.260 32% 18.44 6 21% 29.42 2 34% Carbón Latinoamérica 83 33% 15 6% 49 19% 490 12% Petróleo y Derivados 8 0% 1.415 35% 1.370 2% Gas natural Eólica, solar, etc. 103 41% Biocombustibles y residuos Electricidad Calor Fuente: EIA, BECO – UPME, 2018 4.4.1 Consideraciones y supuestos para la proyección del sector terciario Para la construcción de los escenarios de proyección de energía se han considerado los siguientes supuestos para el análisis del sector terciario: Potenciales de eficiencia energética por uso Con base en los resultados del estudio BEU, se ha considerado una a senda de mejoramiento de la eficiencia de acuerdo a la referencia nacional e internacional de la mejor tecnología disponible. Tabla 5 Potencial aprovechamiento de eficiencia energética en el sector terciario Supuestos Cifras Eficiencias Potenciales de eficiencia energética por uso Participación del subsector en el valor agregado Iluminación Aire acondicionado Calor indirecto (Calderas Temp. Media) Refrigeración Calor directo (Hornos-Estufas) Equipamiento Fuerza motriz 2015 9% 50% 70% 27% 37% 33% 68% 266 2030 12% 59% 74% 2050 15% 70% 80% 2015 9% 50% 70% 32% 38% 27% 43% 50% 37% 45% 60% 33% 74% 83% 68% MJ/COP Usos térmicos Fuerza motriz Servicios 1.962371E-5 6.2253E-5 Fuente: Fuente: BEU - UPME, 2019 30% 2030 17% 63% 79% 2050 29% 80% 90% 39% 47% 61% 77% 56% 60% 100% 88% PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 66 Transición a tecnologías que utilicen energéticos de bajas emisiones De acuerdo con los ejercicios realizados el Factor de Emisiones de Combustibles Colombianos FECOC-53, el factor de emisión al gas natural genérico es 55.539,0869 KgCO2/TJ, mientras que para el GLP es de 67.185,115 KgCO2/TJ. Con base en lo anterior y con el objeto de contribuir a la reducción de emisiones del sector terciario se ha asumido la sustitución tecnológica de GLP por gas natural en procesos de calor indirecto, o cuando sea aplicable que la electricidad reemplace al gas combustible por electricidad en estos usos finales. En el escenario Nuevas Apuestas, se contempla una transición de uso de GLP a gas natural en las calderas de hoteles, hospitales, lavanderías y se proyecta que los nuevos proyectos de calor indirecto funcionen con gas natural Adicionalmente, la transición energética en uso de calentamiento directo con gas combustible a electricidad, por ejemplo, con implementación de estufas de inducción en cocción en servicios de alimentación. Esta sustitución se presenta porque las estufas de inducción pueden tener eficiencias hasta dos o más veces mejores que las estufas de gas combustible (alrededor del 90%, mientras que las estufas de gas están alrededor del 40%), haciendo que la cocción sea más rápida, disminuyendo la energía consumida. (Leung, Lin, Mohamed, & Lo, 2011). 4.4.2 Resultados de las proyecciones para el sector terciario Teniendo en consideración los supuestos descritos anteriormente, en el sector terciario no se evidencian cambios sustanciales en la composición de su matriz energética. Ilustración 53. Sin embargo, dado que el crecimiento de la demanda está sujeto al crecimiento del valor agregado del sector: 53 La electricidad presenta crecimientos de 1,29 veces y 1,69 veces para los escenarios 266 y 30% respectivamente, en el período 2015 – 2050. El gas natural presenta crecimientos de 2 veces y 0,57 veces para los escenarios 266 y 30% respectivamente, en el período 2015 – 2050. La razón para que el crecimiento del gas natural sea menor en el escenario Nuevas Apuestas, se debe a que se incentiva la electrificación de los usos en donde sea posible y sea más eficiente y seguro su uso, como por ejemplo en los procesos de cocción. UPME (2016) PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 67 Ilustración 53 Composición del Sector Terciario – (PJ) Escenario 266 Escenario Nuevas Apuestas 200 200 180 180 160 160 6 140 2 24 140 46 120 3 15 3 17 20 80 3 21 60 108 40 54 58 2015 2020 2030 2040 2050 5% 4% 4% 4% 4% 20 100% 2 17 127 88 47 54 62 2015 2020 2030 5% 4% 3% 23% 25% 27% 29% 80% 70% 60% 60% 50% 50% 72% 73% 40% 70% 30% 69% 67% 20% 10% 10% 0% 0% 2020 2030 2040 2050 Electricidad 2050 2% 1% 23% 21% 18% 24% 73% 76% 80% 83% 72% 30% 20% 2015 2040 16% 90% 24% 70% 40% 3 17 0 90% 80% 3 15 40 78 47 0 100% 2 20 100 30 80 60 120 5 100 68 2015 Gas Natural 2020 2030 2040 2050 GLP Fuente: UPME 2019 4.5 Proyecciones consolidadas de energía Tomando como base las proyecciones realizadas para cada uno de los sectores analizados, a continuación, se presentan las proyecciones consolidadas para el Escenario 266 y para el Escenario de Nuevas Apuestas, adicionalmente se presentan un análisis comparativo de cada escenario de proyección y también los resultados de energía y emisiones desagregados por fuente de energía y por sectores de consumo. 4.5.1 Proyecciones de energía, Escenario 266 Este escenario recibe su nombre del máximo número de toneladas de dióxido de carbono, CO2, que Colombia debe lograr para cumplir con la reducción del 20% que fue el compromiso incondicional de Colombia en la COP21. De acuerdo con los supuestos modelados, al comparar el escenario 266 contra la línea base (BAU) presentada en la COP21, se puede apreciar que se puede alcanzar una reducción de emisiones de hasta un 22,3%. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 En el Escenario 266, el consumo final de energía se incrementa en un 1,5% anual, que representa un aumento de un 68% entre 2015 y 2050. Esto se debe en gran medida a la transformación energética que se vislumbra en el sector transporte, a la sustitución de leña en el sector residencial y a las mejoras en la eficiencia energética en los sectores Residencial e Industrial. El consumo de la electricidad aumenta 1,36 veces y el del gas natural 1,52 veces entre 2015 y 2050. Esto permite colegir un consumo final que hace una transición hacia la utilización de energéticos menos contaminantes y más eficientes en la mayoría de procesos, usos y medios. Cabe resaltar que el consumo de Jet fuel presenta el máximo crecimiento en la canasta energética, alcanzado 2,57 veces entre 2015 y 2050. Se desincentiva el uso de leña y carbón de leña: la leña disminuye alrededor del 62% y el carbón de leña en un 100% durante el mismo período. En este escenario las emisiones de CO2 cumplirían con la Contribución Determinada a Nivel Nacional (escenario del 20% no condicionado), consistente con los objetivos del Acuerdo de París. Ilustración 54. Ilustración 54 Escenario 266 vs línea base COP21 Consumo energético de los escenarios COP21 vs 266 (PJ) Emisiones asociadas a los Escenarios COP21 vs 266 (Millones de Toneladas CO2) 69 Fuente: Elaboración propia con base en BECO La disminución de emisiones se da principalmente por los ahorros energéticos presentados en los sectores de transporte, residencial e industria. Con los supuestos expuestos inicialmente, se presentan los resultados en la Ilustración 55: PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 55 Consumo final de energía por fuente y sector de consumo en el Escenario 266 Consumo Final por Sectores (PJ) Consumo Final por Energéticos (PJ) Fuente: Elaboración propia con base en BECO Ilustración 56 Proyección de nivel de emisiones por energético y sector de consumo Escenario 266 Emisiones asociadas por sector (MTon CO2) Emisiones asociadas por energético (MTon CO2) 70 Fuente: Elaboración propia con base en BECO Así mismo, en las ilustraciones 55 y 56 se aprecia la evolución tanto en consumo energético como en emisiones de los resultados del Escenario 266. Colombia pasaría de consumir 1.295 PJ a 2.099 PJ. Se resalta el comportamiento del sector transporte, que seguirá siendo el de mayor participación dentro de la matriz energética colombiana. Al reducir el consumo de derivados del petróleo en transporte y al mejorar la eficiencia energética en todos los sectores, las emisiones de CO2 llegarían a 76 MtonCO2 en 2030 y a 97 MtonCO2 en 2050. Los sectores que más contribuyen son el transporte con una participación del 72% y la industria manufacturera con una participación del 17% a 2050. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 4.5.2 Proyecciones de energía en el Escenario de Nuevas Apuestas Como su nombre lo indica, este escenario alcanza la meta condicionada a la que se comprometió el país en 2030 y considera un nivel mayor de ambiciones respecto a la reducción de emisiones a 2030. Para lograr este objetivo de reducción, se modela una mayor penetración de la electricidad en diferentes procesos industriales, así como una mayor electrificación en el transporte. En el Escenario Nuevas Apuestas, el consumo final de energía en 2050 resulta ser 1,37 veces el de 2015 lo que implica un crecimiento anual promedio del 0,9% en todo el período de proyección. Esto se debe en gran medida a que en el sector transporte se presenta una mayor transición energética de sustitución de combustibles líquidos hacia la electricidad y a un cambio de medio de transporte de pasajeros privado a público a nivel urbano, a mejoras adicionales en eficiencia energética en los sectores residencial e industrial. En este escenario el consumo de la electricidad aumenta 1,66 veces entre 2015 y 2050, es decir se incrementa en promedio a una tasa del 1,46% anual, superior a la tasa de crecimiento promedio de la demanda de energía. En este escenario el consumo de Jet fuel presenta un crecimiento de 1,50 veces entre 2015 y 2050 que supone un incremento anual de 1,2% en el período de proyección. Se desincentiva el uso de leña y carbón de leña: la leña disminuye en cerca del 77%, y el carbón de leña en un 100% durante el mismo período. En el escenario Nuevas Apuestas la reducción de emisiones de CO2 alcanza un 27,7% en 2030 y un 46,4% en 2050, lo que representa una reducción adicional del 7% a 2030 y del 14% a 2050 con respecto al Escenario 266. Ilustración 57. Ilustración 57 Escenario Nuevas Apuestas vs línea base COP21 Consumo energético de los escenarios COP21 vs 30% (PJ) Emisiones asociadas a los Escenarios COP21 vs 30% (Millones de Toneladas CO2) Fuente: Elaboración propia con base en BECO Con los supuestos expuestos inicialmente, se presentan los resultados de la proyección de energía por fuentes y sectores de consumo en la Ilustración 58: PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 71 Ilustración 58 Consumo final Escenario Nuevas Apuestas Consumo Final por Sectores (PJ) Consumo Final por Energéticos (PJ) Fuente: Elaboración propia con base en BECO Ilustración 59 Emisiones escenario Nuevas Apuestas Emisiones asociadas por sector (MTon CO2) Emisiones asociadas por energético (MTon CO2) 72 Elaboración propia con base en BECO En las Ilustraciones 58 y 59 se aprecia la evolución, tanto en consumo energético como en emisiones, del escenario Nuevas Apuestas. Colombia pasaría de consumir 1.295 PJ a 1.785 PJ. Se resalta el comportamiento del sector transporte, que seguirá siendo el de mayor participación en la matriz energética colombiana. A 2050, el sector transporte disminuirá los consumos de mezcla diésel y mezcla gasolina, debido al crecimiento en más de 300 veces del uso de la electricidad y de 1,90 veces del consumo del gas natural. Como resultado, se proyecta un crecimiento del sector transporte de 1,26 veces con respecto al año base 2015, que representa un crecimiento anual promedio de 0,66% en el período de proyección. Al reducir el consumo de derivados del petróleo en transporte y mejorar la eficiencia energética en todos los sectores, las emisiones de CO2 llegarían a 71 MtonCO2 en 2030 y a 74 MtonCO2 en 2050. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Los sectores que más contribuyen son transporte, con una participación del 64%, e industria manufacturera, con una participación del 24% a 2050. 4.5.2 Análisis comparativo de Escenarios de proyección Una vez modelados los escenarios planteados y cada uno de los sectores de consumo, éstos se consolidan para presentar el agregado de la demanda de energía (PJ) proyectada por sector (Ilustración 60), energético (Ilustración 61) y la reducción de emisiones de CO2 en los diferentes escenarios (de referencia, 266 y Nuevas Apuestas). Ilustración 62. A nivel de sectores se observan disminuciones de consumo en todos los sectores siendo la disminución de mayor relevancia la del sector transporte que en el Escenario de Nuevas Apuestas logra reducir sus niveles de consumo en términos absolutos. Ilustración 60 Proyecciones de demanda de energía por sectores a 2050 – (PJ) Escenario Nuevas Apuestas 500 0 0 2050 2045 2040 2035 2030 2025 2020 2015 0 2050 500 500 2045 1.000 2040 1.000 2035 1.000 73 2030 1.500 PJ 2025 1.500 2050 1.500 2045 2.000 2040 2.000 2035 2.000 2030 2.500 2025 2.500 2020 2.500 2015 3.000 2020 Escenario 266 3.000 PJ PJ 2015 Escenario Línea Base COP 21 3.000 Fuente: BECO, UPME 2018 A nivel de demanda por energéticos, en ambos escenarios (266 y Nuevas Apuestas) se observa una disminución importante, en términos absolutos, de las mezclas de gasolina y diésel en todo el horizonte de proyección. Caso contrario ocurre con el consumo de gas natural y electricidad, por ser los llamados a protagonizar la transformación energética en el largo plazo. Conviene señalar el caso del carbón, para el cual, a pesar de las inmensas reservas disponibles en el país, se prevé una disminución sostenido del consumo interno. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 61 Proyecciones de demanda por energético a 2050 – (PJ) Escenario Nuevas Apuestas 2050 2045 2040 2035 0 2030 0 2050 0 2045 500 2040 500 2035 500 2030 1.000 2025 1.000 2020 1.000 2015 1.500 2050 1.500 2045 1.500 2040 2.000 2035 2.000 2030 2.000 2025 2.500 2020 2.500 2015 2.500 PJ 2025 3.000 PJ 2020 Escenario 266 3.000 PJ 2015 Escenario Línea Base COP 21 3.000 Fuente: BECO, UPME 2018 De la Ilustración 6162, se puede apreciar la apuesta por una transformación de la matriz energética en los escenarios del presente PEN, con respecto a la línea base presentada en la COP 21. En la línea base todos los energéticos presentan crecimientos positivos, lo que también se reflejaba en las emisiones de CO2 esperadas. En cambio, en el escenario 266 se aprecia que la mezcla de diésel y la mezcla de gasolina crecen en promedio a tasas de 0,56% y 0,81% promedio anual respectivamente, mientras que en el escenario Nuevas Apuestas, estos mismos energéticos presentan tasas de crecimiento anual negativas de 0,19% y 1,2%. Por su parte, el gas natural se proyecta como el energético de transición, llamado a sustituir otros asociados con mayores emisiones en todos los sectores, léase combustibles líquidos en transporte, carbón en industria y leña en residencial. El crecimiento promedio anual proyectado en el escenario 266 es de 2,74%, mientras que en el Nuevas Apuestas es de 2,47%. El crecimiento en el escenario Nuevas Apuestas es menor debido a que se asume una mayor penetración de la electricidad en sectores como transporte y residencial. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 74 Ilustración 62 Comparación escenarios - Proyecciones de demanda 2050 Consumo Final de Energía (PJ) % Reducción de Consumo Final de Energía respecto al Esc. LB COP21 Millones de Toneladas CO2 % Reducción de Emisiones de CO2 respecto al Esc. LB COP21 75 Fuente: BECO, UPME 2018 4.6 Indicadores de intensidad energética Con base en las proyecciones de demanda de energía en los sectores de consumo final considerados y en las proyecciones de PIB utilizadas para el desarrollo de los mismos, se calculó la evolución de los indicadores de intensidad energética y de emisiones para el país Como puede evidenciarse en la Ilustración 63 de lograrse los supuestos planteados, la economía colombiana podría requerir un cerca de un 40% menos de energía por unidad de PIB y produciría cerca de un 15% menos de emisiones por unidad de PIB al año 2050. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 Ilustración 63 Evolución de la intensidad energética de la economía. Intensidad energética consumo final (TJ/miles de millones de COP) Intensidad de emisiones consumo final (Gg CO2/miles de millones de COP) 3,00 0,15 2,50 2,00 0,10 1,50 1,00 266 0,05 Nuevas Apuestas 266 - Consumo Final Nuevas Apuestas - Consumo Final 0,50 266 - Industria Nuevas Apuestas - Industria 2050 2045 2040 2035 2.030 2.025 2.020 2.015 2050 2045 2040 2035 2.030 2.025 2.020 0,00 2.015 0,00 Fuente: Elaboración propia, UPME – DANE Aunque a la par con el crecimiento económico, se presenta un incremento en el consumo energético, un consumo eficiente de la energía hace que los dos indicadores continúen su tendencia a la baja, solo así se puede enfrentar el dilema del incremento de la demanda de energía frente al propósito de reducir las emisiones de GEI. Se puede apreciar que el escenario Nuevas Apuestas presenta menor intensidad energética y de emisiones que en el escenario 266, de acuerdo a los supuestos de un mayor incremento en la eficiencia, así como una mayor sustitución tecnológica por tecnologías de bajas o cero emisiones. En el sector industrial el comportamiento del indicador de intensidad de emisiones puede comportarse de manera diferente al agregado, debido a que sus procesos térmicos requieren el uso de combustibles fósiles, lo que no permite una sustitución a gran escala por energéticos de bajas emisiones. Adicionalmente, las tasas de crecimiento proyectadas de su valor agregado son hasta 2 puntos porcentuales inferiores al crecimiento de la economía en conjunto. Vale la pena comparar la evolución de la intensidad energética colombiana contra la evolución del mismo indicador para el mundo y para América Latina. Al respecto, de conformidad con los datos reportados por el World Energy Outlook – WEO 201854 en sus escenarios de prospectiva, la intensidad energética promedio del mundo y de Latinoamérica es de 0,1, mientras que en Colombia es de 0,05. La baja intensidad de Colombia indica que el PIB está compuesto principalmente por el valor agregado del sector servicios que tiene baja intensidad energética. Dado que a futuro se proyecta que la economía colombiana conserve la misma estructura que en la actualidad, y que incluso se incremente aún más la participación de servicios dentro del PIB, la intensidad energética proyectada seguirá siendo menor que la del mundo y la región. Ilustración 64. 54 World Energy Outlook 2018. IEA. En línea: https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2018 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 76 Ilustración 64 Comparación intensidad energética (TEP / miles USD PPA 2011) 0,1200 0,1000 0,0800 0,0600 0,0400 0,0200 0,0000 2017 2025 2040 Colombia - 266 Colombia - Nuevas Apuestas Mundo - Políticas Actuales Mundo - Nuevas políticas Mundo - Desarrollo Sostenible América Latina - Políticas Actuales América Latina - Nuevas políticas América Latina - Desarrollo Sostenible Fuente: Elaboración propia a partir de cifras IEA, Banco Mundial, UPME 77 PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 5. Conclusiones y recomendaciones Los resultados de las simulaciones realizadas para el Escenario 266, indican que de cumplirse con los supuestos considerados los elementos claves de la transformación energética a 2050 serían los siguientes: Se presentarán transformaciones profundas en la matriz energética de la economía, la electricidad y el gas natural serán los energéticos con mayor participación en el incremento de la oferta, representando un 72% de su crecimiento. Los energéticos de mayor consumo serán la electricidad y el gas natural con un 46% de participación en la matriz energética del país, en contraste con los energéticos predominantes en la actualidad, las mezclas de diésel y gasolina con el 45%. La electricidad, y con ello las energías renovables, será el energético de mayor crecimiento en los próximos treinta años. Las mezclas de diésel y gasolina alcanzarán un pico de consumo en 2040, y continuarán participando en más de la tercera parte de la oferta de energía del país. El sector transporte será el gran móvil de cambio en la transformación energética desde el punto de vista de la demanda. Los grandes móviles de cambio a nivel de la oferta serán la electricidad, el gas natural y el jet fuel. La demanda de energía crecerá más de un 60% en los próximos treinta años, a tasas del 1.5% anual. A pesar de reducirse el nivel de emisiones en un 22.5% y cumplirse con lo acordado en Paris, las emisiones seguirán creciendo a tasas del 1,4%. El reto de consumir más y emitir menos sigue vigente. La intensidad energética de la economía colombiana disminuirá en un 48%, necesitaremos menos energía por unidad de PIB. La eficiencia energética y la reducción del consumo de leña serán factores importantes para la transformación energética en los sectores industriales, terciario y residencial. Los cambios demográficos, los patrones de comportamiento de los hogares y la participación de los entes territoriales jugarán un papel preponderante en el consumo energético futuro. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 78 Para cumplir con los objetivos propuestos y los resultados obtenidos serán claves los siguientes factores: Implementar la estrategia de movilidad sostenible Aprovechar de las potencialidades de la eficiencia energética en todos los sectores de consumo. Reducir del consumo de leña y la universalización del servicio eléctrico. Desarrollar las energías renovables y del mercado eléctrico en general. Asegurar el suministro de gas natural y de los refinados en las condiciones de calidad confiabilidad y oportunidad requeridos. Identificar tecnologías y acciones adicionales para reducir aún más los niveles de emisiones Acelerar la transformación de las redes de los energéticos hacia redes inteligentes, comenzando por las redes eléctricas. Profundizar el conocimiento de las tendencias energéticas y como el país debe adaptarse, adoptarlas y asimilarlas de manera acelerada. PEN 2050 www.upme.gov.co / Diciembre de 2019 79 Referencias Bibliográficas ANH, A. N. (2019). “ANH en Datos - Cifras y Estadísticas”. Obtenido de Agencia Nacional de Hidrocarburos: http://www.anh.gov.co/ANH-en-Datos/Paginas/Cifras-y-Estad%c3%adsticas.aspx BP (2019), “BP ENERGY OUTLOOK 2019”, https://www.bp.com/en/global/corporate/energyeconomics/energy-outlook.html CORDERA CAMPOS (2014), “El desarrollo de ayer y de hoy: El reto de reconstruir el futuro”, Facultad de Economía UNAM. Obtenido de http://pued.unam.mx/cordera/2-Economia/desarrollo/ayer.pdf CORNARE & UdeA. (2011). “Emisiones atmosféricas y eficiencia en fogones tradicionales y estufas eficientes, y valoración de la función pulmonar en la población expuesta en cuatro municipios del Oriente Antioqueño: informe final estudio piloto”. Obtenido de Universidad de Antioquia. Facultad de Salud Pública.: http://koha.ideam.gov.co/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=4535424 DANE (2018), ”Encuesta Nacional de Calidad de Vida 2018”. 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