Minerospsmcvtej

Plan Subsectorial de Minerales y sus Cadenas de Valor para la TEJ

¿Qué es?

Es un instrumento de planeación indicativo que busca articular el sector minero con los esfuerzos institucionales nacionales orientados a materializar esta transición. Este plan se enmarca en una visión que combina perspectivas productivas, responsabilidad ambiental y bienestar nacional, alineándose con los instrumentos sectoriales de planeación.

Objetivo principal

Propiciar un entorno favorable para superar las brechas en la conformación de encadenamientos productivos a nivel nacional orientados al aprovechamiento de minerales para la transición energética justa. 

Sistema de Interoperabilidad
de Electromovilidad (SIEM)

¿Qué es el SIEM?

Card Ley
Marco legal:

La Resolución 40559 de 2025 del Ministerio de Minas y Energía establece la obligación para todos los CPO (Operadores de Puntos de Carga) de acceso público de reportar su información al SIEM (Sistema de Interoperabilidad de Electromovilidad) de la UPME.

Estándar técnico:

Se adopta el protocolo OCPI versión 2.2.1 (Open Charge Point Interface), un estándar abierto internacionalmente usado en más de 50 países.

Card Ley
Propósito:

Crear una única fuente confiable y en tiempo real sobre ubicación, disponibilidad, tarifas y sesiones de carga para ciudadanos, autoridades y proveedores de movilidad (MSP).

Documentos de interés

Guía EM OCPI 2.2.1 Integración

Junio de 2026

Imagepresentacion

Presentación Guía EM OCPI 2.2.1 Integración

Junio de 2026

¿Qué pasa si no nos integramos al SIEM?

La estación deja de ser visible en la API pública y para los MSPs nacionales. El MinEnergía puede sancionar al CPO conforme a la Res. 40559. La SIC supervisa veracidad de información publicada.

¿Cuánto cuesta integrarse?

OCPI 2.2.1 es un estándar abierto y gratuito. El sandbox y el soporte UPME son gratuitos. Costo principal: desarrollo en backend del CPO (estimable entre 2- 6 meses de trabajo según madurez).

¿La UPME va a competir con nuestro negocio?

No. SIEM es un Hub de interoperabilidad — solo recibe, valida y publica datos. No vende energía, no opera estaciones, no tiene relación comercial con usuarios finales.

¿Qué información se hará pública?

Ubicación, disponibilidad y tarifas. NO se publica información comercial sensible: cuántos kWh vende, cuántas sesiones, ingresos. Eso es solo para la UPME y los reguladores.

¿Quién es dueño de los datos?

El CPO es el dueño de los datos operacionales. La UPME es el responsable del tratamiento bajo Ley 1581/2012 y publica solo lo exigido por la Resolución 40559.

¿Qué necesitamos en stack tecnológico?

Un backend con capacidad de exponer HTTPS, gestionar certificados, firmar/validar JWT, persistir estados. Cualquier lenguaje moderno sirve (Java/Spring, Python/FastAPI, Node, Go, .NET).

¿Existen librerías OCPI 2.2.1 listas?

Sí — la Fundación EVRoaming mantiene SDKs de referencia. 

¿Cómo manejamos los certificados?

La UPME emite certificados mTLS firmados por su CA interna. Recomendamos almacenamiento en HSM o gestor de secretos (HashiCorp Vault, AWS Secrets Manager, Azure Key Vault, OCI Vault).

¿Qué pasa si nuestro backend cae?

El reporte por eventos significa que datos no enviados durante la caída se acumulan. Al recuperarse, el CPO debe hacer reconciliación enviando los eventos pendientes con sus timestamps reales.

¿Hay impacto en nuestro OCPP existente?

No. OCPI vive en la capa CPO ↔ Hub, no en la capa cargador ↔ CPO (que sigue siendo OCPP 1.6 o 2.0.1). El CPO traduce eventos OCPP en mensajes OCPI hacia el SIEM.

¿Cómo manejan los eventos perdidos por red?

X-Request-ID idempotente + reintentos con backoff exponencial. La UPME no cierra conexión por errores transitorios. Caches de UUID por 24 h evitan duplicación al reenviar.

¿Soportan webhooks de vuelta hacia el CPO?

No en la primera versión. La comunicación es unidireccional (CPO → SIEM). El módulo Commands de OCPI (que permitiría enviar comandos al cargador) está fuera del alcance inicial.

¿Cuál es la política de versionado?

Semver según OCPI. SIEM-UPME mantiene 2.2.1 como versión productiva inicial. Versionado por URL: /ocpi/2.2.1/. Cambios mayores se anuncian con 30 días + 6 meses de compatibilidad.

¿Tienen suite de conformidad automatizada?

Sí — basada en el OCPI Test Tool oficial de EVRoaming Foundation, adaptada a las restricciones colombianas (módulos obligatorios, validación AMI, etc.). +120 casos de prueba.

¿Cómo se modela la zona horaria?

Todo timestamp en formato ISO 8601 con offset (-05:00 para CO). El SIEM normaliza a UTC internamente. NTP obligatorio en CPO con drift ≤ 5 s para validar iat/exp del JWT.

AMI

Infraestructura Avanzada de Medición — smart meters que registran demanda eléctrica con resolución horaria.

Cárgame

Aplicativo del MinEnergía donde se registran legalmente las estaciones antes de la integración técnica.

Conector

Puerto físico del EVSE que se enchufa al vehículo (Tipo 2, CCS2, CHAdeMO).

DPoP

Demonstrating Proof of Possession — extensión OAuth 2.1 que ata el token al cliente.

Hub OCPI

Plataforma intermediaria (como el SIEM) que evita conexiones N×N entre CPOs y MSPs.

JWT

JSON Web Token firmado RS256 — pase digital temporal entregado por el SIEM tras validar identidad.

mTLS

Mutual TLS — cliente y servidor presentan certificados X.509 para cifrar y autenticar la conexión.

OAuth 2.1

Estándar de autorización delegada — flujo Client Credentials Grant en SIEM.

OCPP

Open Charge Point Protocol — protocolo entre el cargador físico y el backend del CPO (no SIEM).

RFID

Radio-Frequency Identification — tarjetas que usan los conductores para iniciar carga.

SIEM

Sistema de Interoperabilidad de Electromovilidad — la plataforma UPME (no confundir con SIEM de seguridad).

API Key

Código alfanumérico secreto que identifica al CPO ante el SIEM-UPME.

CDR

Charge Detail Record — el ‘recibo’ final inmutable de una sesión de carga (facturación, auditoría).

CPO

Charge Point Operator — empresa que instala, opera y mantiene las estaciones físicas.

EVSE

Electric Vehicle Supply Equipment — el punto de carga individual (un cargador puede tener varios EVSEs).

Idempotencia

Garantía de que reenviar el mismo mensaje produce el mismo resultado (X-Request-ID + UUID v4).

kWh

Kilovatio-hora — unidad de energía entregada al vehículo, base del cálculo tarifario.

MSP

e-Mobility Service Provider — empresa que gestiona la relación con el usuario final (app, pagos).

OCPI

Open Charge Point Interface — protocolo abierto mantenido por la Fundación EVRoaming.

party_id

Identificador único de 3 caracteres asignado por la UPME a cada CPO (ej. UPM, ENL, CLS).

Sesión

Session — evento de carga desde que el usuario conecta el vehículo hasta que finaliza la carga.

Token vida corta

JWT con TTL ≤ 60 min — garantiza integridad, trazabilidad y no repudio.

Socializaciones

Resumen:

Este video presenta la Guía técnica de implementación para la interoperabilidad de la movilidad eléctrica en Colombia, desarrollada por la UPME en conjunto con el Ministerio de Minas y Energía (10:55-11:05). El objetivo principal es establecer un ecosistema de información confiable y seguro mediante el uso del protocolo OCPI 2.2.1, permitiendo la articulación entre los Operadores de Puntos de Carga (CPOs) y el Estado para facilitar la toma de decisiones estratégicas en la transición energética del país (11:35-12:26).

Normativa de la electromovilidad

Electriccar blanco

Ley 1964

11 de julio 2019

Promueve el uso de vehículos eléctricos y de cero emisiones. Faculta a MME reglamentar.

Res. 40223

9 de julio 2021

Establece condiciones técnicas mínimas: conectores, niveles de carga, acceso público

Electriccar blanco

Res. 40123

9 de abril 2024

Crea Cárgame — obligación de registro previo de toda estación de acceso público.

Db rayo blanco

Res. 40559

21 de noviembre 2025

Adopta OCPI 2.2.1 y crea la obligación de reporte en tiempo real al SIEM.

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Resoluciones para Liquidación de regalías

Históricos

Autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida - SIN

¿Qué es la autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional?

Este espacio cuenta con la información de AGPE, AGGE Y GD en el sistema con base en los lineamientos de la Resolución CREG 174 de 2021, donde se estipula que, durante los primeros 30 días de cada semestre, los transmisores nacionales (TN) y los operadores de red (OR) deben enviar a la UPME y a la CREG, un informe de los proyectos de autogeneración y generación distribuida conectados a sus respectivos sistemas, con las principales características de cada uno de ellos, capacidad nominal o instalada y potencia máxima declarada, tipo de tecnología utilizada, tipo de usuario (regulado o no regulado), identificación de usuario (si es comercial, industrial o residencial), estrato, ubicación geográfica y nivel de tensión, la energía mensual de excedentes entregada a la red, cantidad de solicitudes de conexión simplificadas recibidas, cantidad de solicitudes rechazadas, sistema de medición utilizado, tiempo de ejecución de estudio y de conexión, entre otros.

Normatividad aplicable a la autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional

La normatividad aplicable a la autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional ante la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME se encuentra establecida principalmente en RESOLUCIÓN CREG No. 174 DE 2021 expedida COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS – CREG.

 

En conjunto, esta normativa busca garantizar transparencia, eficiencia y trazabilidad en el proceso de las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.

Reporte de proyectos de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida conectados en el Sistema Interconectado Nacional

En cumplimiento de lo establecido por la normativa vigente, durante los primeros 30 días de cada semestre, la UPME recibirá información asociada con el informe de los proyectos de autogeneración y generación distribuida conectados a sus respectivos sistemas.

 

Esta publicación incluye datos relevantes sobre los proyectos de generación de energía eléctrica y demás aspectos aplicables a la autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional, con el fin de garantizar transparencia, trazabilidad y acceso público a la información.

Card Planeación

Reporte de proyectos con corte a 30 de diciembre de 2025

Card Planeación

Reporte de proyectos con corte a 30 de junio de 2025

La información aquí presentada, corresponde a las solicitu​​des de conexión de proyectos de generación allegadas a la UPME que se encuentran en análisis por parte de la Unidad o que ya obtuvieron un concepto de aprobación.

Información

Fecha reporte

9. Sexto reporte consolidado solicitudes de autogeneración y generación distribuida​.

El presente informe no contiene información de 1. EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL DEPTO DEL GUAVIARE S.A. E.S.P. – ENERGUAVIARE, 2. DESARROLLO ELÉCTRICO SURIA S.A.S. E.S.P y 3. SAMPI JPD S.A.S. E.S.P., ya que no reportaron información

​​23 de enero 2024

​​​8. Quinto reporte consolidado solicitudes de autogeneración y generación distribuida​.

El presente informe no contiene información de CENS S.A.,  DISPAC S.A.,  EMCARTAGO, EMEESA, ELECTROCAQUETÁ S.A., EMPRESA DE ENERGÍA DEL PUTUMAYO S.A., ENERCA S.A., EMEVASI S.A., ENERGUAVIARE S.A., TUPROJECT S.A.S., DESARROLLO ELÉCTRICO SURIA S.A.S. y  TRANSMISORA COLOMBIANA DE ENERGÍA S.A.S., ya que no reportaron información.

​​24 de mayo de 2023

Informes de avance del plan de expansión

Proyecciones de Demanda

Contenido

Proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2026-2040 - Rev. Agosto 2026

Resumen ejecutivo:

La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) presenta la más reciente proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2026-2040, en la cual destacan los siguientes elementos:

  • Contexto económico y energético nacional e internacional.
  • Análisis territorial del consumo de energía eléctrica en el sector residencial.
  • Comportamiento observado en la demanda del SIN para el período de enero a marzo de 2026.
  • Perspectivas de la demanda del SIN para el período 2026-2040.
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Publicado: 06/08/2026

Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2025-2039 - Rev. Enero 2026

Resumen ejecutivo:

Se estima que la demanda de energía eléctrica (excluyendo nuevos Grandes Consumidores Especiales, Movilidad Eléctrica y Generación Distribuida) registrará un crecimiento promedio mes-día del 2,7 % a corto plazo bajo el escenario medio. A mediano y largo plazo (2025-2039), se proyecta un crecimiento promedio anual base del 2,52 %.

Respecto a la revisión del informe de julio de 2025, el seguimiento del escenario pronosticado demostró una alta confiabilidad del modelo. Para el periodo comprendido entre abril y septiembre de 2025, el Error Cuadrático Medio (MSE) de las proyecciones de energía eléctrica del SIN osciló entre el 0,05 % y el 0,27 %. Por su parte, para la potencia máxima (excluyendo GCE nuevos), el MSE promedio se ubicó entre el 0,06 % y el 0,28 %.

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Publicado: 08/07/2026

Así mismo, el seguimiento al comportamiento de las proyecciones por áreas eléctricas evidenció que estas replican con precisión la tendencia y estacionalidad del valor real. En el escenario medio, el MSE se distribuyó de la siguiente manera: i) Caribe: 0,01 % a 0,29 %, ii) Oriente: 0,02 % a 0,13 %, iii) Suroccidente: 0,01 % a 0,17 %, iv) Antioquia: 0,01 % a 0,18 %, y v) Nordeste: 0,02 % a 0,15 %.

Proyecciones de Demanda de Gas Natural 2026 - 2042 Versión final

Resumen ejecutivo:

La Unidad de Planeación Minero-Energética UPME presenta la Proyección de Demanda de Gas Natural 2026-2042, la cual incluye la demanda esperada para los usuarios finales del país a escala sectorial y regional.

Publicado: 05/08/2026

Card Planeación

Documento – Proyecciones de Demanda de Gas Natural 2026 – 2042 Versión definitiva (pdf)

Publicado: 05/08/2026

Card Planeación

Anexo 4 – Resúmen Proyecciones de Demanda Gas Natural: Sectorial y Regional 2009 – 2042 (excel) – Vigencia 23 Abril 2026

Publicado: 05/08/2026

Card Planeación

Documento – Proyecciones de Demanda de Gas Natural 2026 – 2042 – Preliminar (pdf)

Publicado: 02/28/2026

Card Planeación

Presentación – Proyecciones de Demanda de Gas Natural Subdirección de Demanda – Preliminar Febrero 2026 (pdf)

Publicado: 02/28/2026

Card Planeación

Anexo 4 – Resúmen proyecciones de Demanda Gas Natural: Sectorial y Regional 2009 – 2042 (excel)

Publicado: 03/02/2026

Escenarios de proyección de demanda de gas natural a escala regional, nodal y sectorial con resolución mensual.

Resumen ejecutivo:

La Unidad de Planeación Minero-Energética UPME presenta la Proyección de Demanda de Gas Natural 2024-2040, la cual incluye la demanda esperada para los usuarios finales del país a escala sectorial y regional.

La metodología de proyección está basada en la determinación de relaciones de la demanda de cada uno de cada sector de la demanda con variables económicas nacionales. Posteriormente, se realiza una desagregación a escala regional y nodal que sigue las tendencias históricas registradas. Para cada sector se genera una banda de proyección que incluye tres escenarios (alto, medio y bajo). Adicionalmente, se presentan para los sectores residencial, industrial, terciario y vehicular, escenarios alternativos de transición asociado a la sustitución energética que se describe al interior de este documento.

Publicado: 07/16/2025

En el agregado nacional de la demanda de gas natural, excluyendo al sector eléctrico y para el escenario medio, se prevé para el periodo 2023-2040 una tasa de crecimiento media anual proyectada de 0,8%, inferior a la del periodo 2009-2023 de 1,9%. En este escenario medio se pasaría de una demanda 787 GBTUD en el año 2023 a 849 GBTUD en el 2030 y 897 GBTUD en 2040. Para el mismo periodo 2023-40 se tiene un crecimiento medio anual de los sectores residencial, industrial, terciario y vehicular del 1%, mientras el sector petrolero lo haría a una tasa de 0.3%

Para el sector termoeléctrico se proyecta una demanda decreciente asociada a la entrada en operación de capacidad instalada de generación con fuente primaria no convencional. En condiciones hidrológicas neutras el consumo termoeléctrico se reduciría de magnitudes cercanas a 200 GBTUD actuales a 150 GBTUD hacia el final de los años 30. No obstante, en condiciones de bajos aportes hidrológicos, la demanda tendría magnitudes cercanas a 600 GBTUD, semejantes a las del pasado durante Fenómenos de El Niño.

Card Planeación

Proyección de demanda de Gas Natural 2024-2038. Rev. Enero 2025 (pdf)

Publicado: 07/16/2025

Card Planeación

Anexo – Datos Proyección Demanda Gas Natural 2024 (zip)

Publicado: 07/16/2025

Proyecciones de Demanda de Combustibles Líquidos y GLP 2026-2040

Resumen ejecutivo:
La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) presenta la Proyección de Demanda de Combustibles Líquidos y GLP 2026-2040, la cual incluye la demanda esperada para los usuarios finales del país de derivados del petróleo como gasolina corriente y gasolina extra, combustible diésel (ACPM), Jet Fuel (motores de aviación jet) y gas licuado
de petróleo (GLP).

Publicado: 05/08/2026

Anexo 4 – Series de Datos Históricos y Proyectados Combustibles Líquidos 2010-2040 (excel)

Publicado: 05/08/2026

Proyecciones de Demanda de Combustibles Líquidos y GLP 2026-2040 (Presentación)

Publicado: 05/08/2026

Proyección de la demanda de combustibles líquidos y GLP 2024-2040

Resumen ejecutivo:

La Unidad de Planeación Minero-Energética UPME presenta para comentarios la Proyección de Demanda de Combustibles Líquidos 2024-2040, la cual incluye la demanda esperada para los usuarios finales del país de derivados del petróleo como gasolina corriente y gasolina extra, combustible diésel (ACPM), Jet Fuel (motores de aviación jet) y gas licuado de petróleo (GLP).

La metodología de proyección está basada en la determinación de relaciones de la demanda de cada uno de estos combustibles con variables macroeconómicas nacionales.  Posteriormente, se realiza una desagregación a escala regional y nodal que sigue las tendencias históricas registradas y para cada combustible se genera una banda de proyección que incluye tres escenarios (alto, medio y bajo).

Publicado: 04/07/2025

Adicionalmente, se presentan, para gasolina corriente, combustible diésel nacional y GLP, escenarios de transformación de la demanda. Los escenarios planteados para gasolina y diésel se basan en la sustitución de energéticos que puede darse en el transporte carretero, en el marco de una transición energética, de acuerdo con lo planteado en el Plan Energético Nacional (PEN 2022-2052). Particularmente, para GLP se plantean escenarios según las perspectivas de crecimiento de algunos nuevos segmentos de mercado.

Card Planeación

Anexo – Proyección Demanda Combustibles Líquidos 2024-40 (Excel)

Publicado: 04/07/2025

Card Planeación

Formato matriz de comentarios Proyecciones de Demanda Líquidos y GLP 2024-2040 (Excel)

Publicado: 04/07/2025

Histórico de proyecciones de Energía Eléctrica

Histórico de proyecciones de Gas Natural

Proyección de la demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima 2025 - 2039 rev. julio 2025

Proyecciones de demanda

Plan Energético
Nacional (PEN)

Contenido

¿Qué es el PEN?

El Plan Energético Nacional. (PEN) es un ejercicio prospectivo a largo plazo (30 años) que establece las metas, políticas y acciones prioritarias para el desarrollo energético integral de Colombia. Su alcance abarca diversos sectores, como la economía, educación, salud, infraestructura y ambiente. A su vez guía la toma de decisiones gubernamentales, promueve la eficiencia en el uso de recursos, y busca mejorar la calidad de vida de la población.

Documentos PEN 2025 - 2055 (en construcción)

Documentos históricos del PEN

Cambio climático

En esta sección encontrarás información que desde la UPME se ha identificado y construido para comprender y afrontar el cambio climático en el contexto del sector minero-energético colombiano. Podrás explorar series históricas de variables climáticas, emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), gráficos dinámicos sobre uso de la energía, estudios técnicos y publicaciones relacionadas.

Emisiones de gases de efecto invernadero

Metodología: 

El inventario de emisiones se elaboró de acuerdo con la Decisión quinta (AR5) y se emplearon las Directrices del IPCC, se estimaron las emisiones de la siguientes categorías del módulo energía:
Categorías del módulo de energía – Quema de combustibles

Consideraciones:

La estimación de GEI considera emisiones de procesos energéticos y consumo en varios sectores. En comparación con la estimación de emisiones del IDEAM 2021, la realizada por la Subdirección de Demanda difiere en metodología y fuentes:

  • En refinación de petróleo no se incluyen algunos energéticos por falta de reporte. fuentes primarias.
  • En procesamiento de petróleo y gas no se capturan todas las emisiones por limitaciones en la información del DANE, aunque se trabaja con el MME y Ecopetrol para mejorar la información.
  • En transporte se usan datos agregados, distintos a los refinamientos del IDEAM.
  • En el sector agropecuario no se incluyen bagazo, residuos ni carbón vegetal debido a que éstos no se registran en las fuentes primarias.

La estimación de GEI considera emisiones de procesos energéticos y consumo en varios sectores. En comparación con la estimación de emisiones del IDEAM 2021, la realizada por la Subdirección de Demanda difiere en metodología y fuentes:

  • En refinación de petróleo no se incluyen algunos energéticos por falta de reporte. fuentes primarias.
  • En procesamiento de petróleo y gas no se capturan todas las emisiones por limitaciones en la información del DANE, aunque se trabaja con el MME y Ecopetrol para mejorar la información.
  • En transporte se usan datos agregados, distintos a los refinamientos del IDEAM.
  • En el sector agropecuario no se incluyen bagazo, residuos ni carbón vegetal debido a que éstos no se registran en las fuentes primarias.

Datos y evidencias del cambio climático global

En la grafica se muestran las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI) durante el período 2015-2050, para cuatro tipos de trayectorias modeladas por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPPC).

En la grafica se muestran las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI) durante el período 2015-2050, para cuatro tipos de trayectorias modeladas por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPPC).

Inventario nacional de emisiones de GEI en Colombia

En el año 2024 Colombia presentó el Primer Reporte de Transparencia (BTR) que incluye el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI) para la serie temporal 1990 – 2021 (IDEAM, 2024). Los sectores relacionados con la agricultura, ganadería, silvicultura y otros usos de la tierra (Módulo AFOLU) son los principales aportantes a las emisiones de gases de efecto invernadero GEI (55,2%), seguido del módulo energía (32,7%), de residuos (7,9%) y de procesos industriales y uso de productos (IPPU) (4,2%)

Modulo de energía​

Tablero Bi de emisiones del sector

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Memorias de los espacios de participación

Card Planeación

Memorias Taller Bogotá

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Memorias Taller Caribe

Card Planeación

Memorias Análisis de entorno