A partir de la comparación mostrada en la Gráfica 2 es posible observar como los meses de enero y febrero estuvieron por debajo del escenario de demanda baja definido por la UPME en la actualización de julio de 2017, lo que hizo necesario publicar la actualización de abril en donde la proyección de los tres escenarios fue a la baja. Para los meses restantes del año, la demanda real se ubicó entre los escenarios bajo y medio de las proyecciones UPME, incluso para la actualización presentada en el mes de octubre del 2018.
Desde el punto de vista de los análisis energéticos de mediano plazo, entre los meses de enero a julio del 2018, el escenario usado en los análisis fue el medio, considerando también la actualización del mes de abril. Entre los meses de agosto y octubre se optó por el escenario alto, y para los meses de noviembre y diciembre se tomó el escenario medio. Normalmente el escenario de demanda que se utiliza para los análisis de mediano plazo es aquel que esté ligeramente superior a la real observada. La elección del escenario alto a partir del mes de agosto se justificó por la cercanía de la demanda real con el escenario medio en el mes de julio.
Expansión de la generación
Desde el punto de vista de proyectos, los principales análisis presentados sólo consideraron aquellos que tienen Obligaciones de Energía en Firme (OEFs). La consideración de proyectos con concepto UPME se analizaron como sensibilidades. Teniendo en cuenta este criterio, el año 2018 inició con los siguientes proyectos en el horizonte de análisis:
Tabla 1
| Recurso de generación |
Fecha proyectos consideradas en enero de 2018 |
| Primera unidad de Ituango 300MW |
nov-18 |
| GECELCA32 273MW |
feb-18 |
| TERMONORTE 88MW |
may-18
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Sin embargo, teniendo en cuenta los inconvenientes en la fase de construcción del Proyecto Ituango y los retrasos en la puesta en operativa de las plantas Gecelca32 y Termonorte, los supuestos se fueron modificando a medida que los agentes actualizaron la información. Ante la falta de información y la alta incertidumbre en la recuperación de la obra, a partir del mes de junio se excluyó el proyecto Ituango del horizonte de análisis. La siguiente tabla resume el estado de los proyectos al concluir el año 2018.
Tabla 2
| Recurso de generación |
Fecha real de entrada en operación |
| Primera unidad de Ituango 300MW |
No entró en operación |
| GECELCA32 273MW |
Septiembre 28/18 |
| TERMONORTE 88MW |
Diciembre 01/18
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Intercambios internacionales
Un supuesto que se mantuvo durante todo el año 2018 fue la consideración del sistema eléctrico colombiano como sistema aislado. Sin embargo, como se muestra en la Gráfica 5, durante el año existieron algunos intercambios de energía que, tomando la demanda promedio día durante el 2018 de 190GWh/día, supusieron para el sistema un 0.42% de la demanda en promedio día para el caso de las importaciones, y un 0.14% para el caso de las exportaciones. Estos intercambios sólo se presentaron con Ecuador, en donde a pesar de tener una interconexión que puede llegar a superar los 8GWh/día, las condiciones de mercado sólo permitieron alcanzar los valores promedio anteriormente mencionados.
Gráfica 3