INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO Enero 2012 Mensuales/INFORME M… · representa el 88.82% de...
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INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO Enero 2012
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INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO
Enero 2012
Informe mensual del mercado eléctrico
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CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN DICIEMBRE DE 2011:
Los aportes hídricos al final del mes de diciembre de 2011 presentaron un promedio acumulado de 234.37 GWh. Estos aportes corresponden al 188.85% del nivel histórico para el mes, el cual alcanzó un valor de 126.09 GWh.
El volumen útil de reservas hídricas el 31 de diciembre de 2011 fue de 13967.94 GWh. Este nivel corresponde a un porcentaje de utilización de los embalses en el país durante el mes de 88.82%.
La energía eléctrica generada en el mes de diciembre de 2011 fue de 5008.5 GWh, lo que representa un incremento del 2.3% respecto al total generado en diciembre de 2010. Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (77.8%) y la térmica (15.9%).
El total de transacciones realizadas en el MEM durante diciembre de 2011 fueron de $977883 millones. De este total, el 64.18% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 15.42% representó el valor a distribuir en cargo por confiabilidad, el 9.91% fueron transacciones a través de bolsa, y el 10.50% restante correspondió a otras transacciones del mercado.
La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4840.9 GWh en diciembre de 2011. De este total, el mercado Regulado representó el 68% de la demanda y la del mercado No Regulado fue el 32% restante.
Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 620.5 GWh, explotación de minas y canteras con 320 GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con 218.5 GWh.
El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en diciembre de 2011 fue de 54.25 $/kWh. El precio máximo alcanzado fue de 70.88 $/kWh, mientras que el precio mínimo del mes fue de 39.35 $/kWh.
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1. EL MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX S.A)
En el mes de diciembre de 2011, se negociaron contratos tipo ELM y ELS con vencimientos entre el mes de diciembre de 2011 y diciembre de 2012.
En la gráfica No.1 se muestran los precios de valoración de los contratos disponibles para negociación durante el pasado mes de diciembre. Además se presentan los precios de la energía eléctrica en el mercado spot (TX1) y el precio promedio acumulado de TX1 a lo largo del mes. Con excepción del precio del contrato ELMZ11F o ELSZ11F, que tuvo un comportamiento decreciente a lo largo del mes de diciembre de 2011, los precios futuros presentaron un comportamiento estable.
La condición del mercado fue de contango, debido a la presencia de precios más altos en los contratos de futuros respecto al precio del activo subyacente en el spot (promedio acumulado de TX1). Esta condición puede verse en la gráfica No.1.
Aunque se observa una gran diferencia de precios entre los contratos con vencimientos a futuro y el precio del activo subyacente, es posible identificar la convergencia de precios entre el contrato de vencimiento más próximo ELMZ11F o ELSZ11F y el precio promedio acumulado de la TX1.
El contrato con el mayor precio de valoración correspondió al ELMZ12F, con vencimiento en diciembre de 2012, que alcanzó un máximo de 127.5 $/kWh hacia el 1 de Diciembre de 2011, mientras que el menor precio de valoración se presentó en el contrato ELMZ11F, con vencimiento en diciembre de 2011, con un valor de 55 $/kWh a partir del 26 de diciembre de 2011.
Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (diciembre 2011)
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2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA
SUBASTA ENERGÍA FIRME
El pasado 28 de diciembre se realizó la subasta de energía firme con el fin de garantizar que Colombia cuente con proyectos de energía eléctrica que le den confiabilidad al sistema hacia el año 2016. En la subasta, que culminó con éxito, se presentaron siete empresas con ocho proyectos con una oferta total de 6.25 TWh-año de energía firme, lo que corresponde a una capacidad superior a los 1000 MW. Es así como al final de esta subasta se asignaron cinco plantas nuevas de generación por un total de 3.7 TWh-año y con una capacidad para 575 MW. La asignación tuvo un precio de cierre de US$15.7 por MWh.
Los proyectos seleccionados fueron: Proyecto Hidroeléctrico del Río Ambeima (capacidad 45 MW), Central Hidroléctrica Carlos Lleras Restrepo (capacidad: 78 MW), San Miguel (capacidad: 42 MW), Gecelca 32 (capacidad: 250 MW) y Tasajero II (capacidad: 160 MW).
Fuente: http://www.creg.gov.co/html/i_portals/index.php?&p_origin=plugin&p_name=news&p_id=N-339&p_options=
3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA: ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN COLOMBIA
Con el fin de promover el conocimiento del Mercado de energía en Colombia, esta sección pretende exponer algunos de los aspectos más importantes de este mercado. Es así como en esta ocasión se realiza una descripción de las energías renovables en el país, según un estudio realizado por la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética).
La energía renovable, es aquella que se aprovecha directamente de recursos que se consideran como inagotables. Dentro de estos recursos cabe mencionar: el sol, el agua, el viento, la vegetación y el calor interno de la tierra. A continuación se explica cada una de estas energías:
Energía solar: Su generación se basa en la radiación solar que se transmite a la tierra. La cantidad de radiación que llega a una región depende de factores como: la posición del sol, condiciones atmosféricas, altura sobre el nivel del mar y la duración del día. En Colombia, el potencial de generación varía según las diferentes regiones, es así como éste es de 5 a 6 kWh/m
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en las regiones de Magdalena, la Guajira y San Andrés y Providencia, 4 y 5 kWh/m2 en Casanare,
Arauca, Guainía, Guaviare, Amazonas, Putumayo y Vaupés, mientras que es inferior a 3 kWh/m2
en las zonas costeras del pacífico.
Energía Eólica: Se genera por el movimiento del aire debido a las diferencias de temperatura causadas por la radiación solar sobre la tierra. El aprovechamiento de este movimiento del aire para la generación de energía eléctrica, se hace a través de aerogeneradores que son comúnmente llamados molinos de viento. Según la UPME, la zona norte de Colombia cuenta con los mejores potenciales para el aprovechamiento del viento en la generación de energía eléctrica
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Energía de la biomasa: Comprende la generación de energía eléctrica a partir del aprovechamiento de cualquier material que provenga de organismos vivos (vegetación, residuos agrícolas, desechos de animales, etc). En Colombia, se han realizado estudios para la producción de energía con el bagazo de la caña de azúcar y la cascarilla de arroz.
Energía Hidráulica: Es aquella proveniente del agua, que se manifiesta como energía cinética en el caudal de las corrientes y como energía potencial en las caídas de agua. En la actualidad la generación hidráulica representa alrededor del 80% de la generación de energía del país.
Energía de los océanos: En los océanos se puede encontrar dos tipos de energía: la energía térmica provenientes del calentamiento solar, y la energía mecánica proveniente de las olas y mareas. En Colombia, el potencial de energía mareomotriz es de 500 MW en el océano pacífico, y de 30 GW en los 3000 km de costas colombianas por energía de las olas.
Geotermia: Esta energía proviene del calor del centro de la tierra, y es transformada en energía eléctrica mediante la extracción y perforación del agua caliente o vapores provenientes del interior de la tierra. Las principales zonas para la generación de energía geotérmica son: los volcanes Chiles-Cerro Nego, volcán Azufral en el Nariño, el parque nacional de los Nevados, y el área geotérmica de Paipa-Iza en Boyacá.
Acceso al documento de la UPME: http://www.si3ea.gov.co/Portals/0/Iluminacion/CarFNCE.pdf
4. SEGUIMIENTO DE VARIABLES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM)
En la presente sección se realiza un seguimiento a las principales variables que permiten explicar el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de diciembre de 2011. Aportes Hídricos El promedio acumulado de aportes hídricos, del mes de diciembre de 2011, fue de 234.37 GWh lo que corresponde al 188.85% del promedio histórico que fue de 126.09 GWh (Ver Tabla No.1). En la Gráfica No.2. se observa una tendencia decreciente en el promedio acumulado de estos aportes hídricos (línea azul) la cual pasó de ser 305.86 GWh el 1 de diciembre de 2011 a ser de 234.37 GWh hacia el 31 de diciembre de 2011. Esta tendencia estuvo marcada por un incremento en los aportes hídricos, al inicio del mes, hasta llegar a un pico máximo de 397.12 GWh hacia el 8 de diciembre de 2011, mientras que a partir de esta fecha los aportes hídricos diarios comienzan a disminuir hasta llegar al mínimo del mes con un caudal real de 127.6 GWh.
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Tabla No. 1. Porcentaje de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (diciembre 2011)
Reservas hídricas del SIN Al finalizar el mes de diciembre de 2011, el volumen útil diario fue de 13967.94 GWh. Este volumen representa el 88.82% de total de la capacidad útil. Al hacer una comparación con el nivel de reservas que se presentó a finales del mes de noviembre de 2011, se observa una caída de 215.99 GWh (Ver Tabla No.2). En la Gráfica No.3 puede observarse que el volumen de reservas hídricas presentó cierta estabilidad a lo largo de todo el mes de diciembre de 2011, con un nivel de 14236 GWh hacia el 1 de diciembre y terminando en 13967.94 GWh hacia el 31 de diciembre de 2011.
Tabla No.2. Reservas Hídricas diciembre de 2011
Mes GWh %
dic-2011 13967.94 88.82
nov-2011 14183.93 89.87
Aportes al SIN frente a promedios históricos
dic-2011 188.85%
nov-2011 142.15%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
De
c-0
1
De
c-0
3
De
c-0
5
De
c-0
7
De
c-0
9
De
c-1
1
De
c-1
3
De
c-1
5
De
c-1
7
De
c-1
9
De
c-2
1
De
c-2
3
De
c-2
5
De
c-2
7
De
c-2
9
De
c-3
1
Ja
n-0
2
Ja
n-0
4
CAUDAL_GWH ACUMULADO_GWH @media @PSSMedia
GW
h
Caudal Acumulado PSS
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
De
c 0
1
De
c 0
4
De
c 0
7
De
c 1
0
De
c 1
3
De
c 1
6
De
c 1
9
De
c 2
2
De
c 2
5
De
c 2
8
De
c 3
1
Ja
n 0
3
Volumen Util Diario
GW
h
Capacidad Util
Gráfica No.2. Aportes hídricos del SIN en diciembre de 2011
Gráfica No.3. Reservas hídricas del SIN en diciembre de 2011
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Generación de energía Durante el mes de diciembre de 2011, el total de energía eléctrica generada fue de 5008.5 GWh (Ver Gráfica No.4). Este total equivale a un incremento del 2.3% respecto a la energía eléctrica generada en diciembre del 2010, la cual fue de 4895.2 GWh. De los diferentes tipos de generación, la hidráulica representó el 77.8% del total generado con 3699.7 GWh, la generación térmica representó el 15.9% con 795.2 GWh, las plantas menores representaron el 5.8% con 290.4 GWh, y por último los cogeneradores correspondieron al 0.5% con 23.9 GWh. (Ver Gráfica No.4)
Gráfica No.4. Generación de energía SIN* para diciembre de 2011
Transacciones en el Mercado de energía Las transacciones en el MEM para el mes de diciembre de 2011 correspondieron a un total de $977883 millones, lo que equivale a un incremento del 6.13% respecto al total transado en diciembre de 2010. Del total de estas transacciones el 64.18% correspondió a las transacciones en contratos por un valor de $627.578 millones, el valor a distribuir en Cargo por Confiabilidad (CxC) representó el 15.42% del total con $150773 millones, el 9.91% de las transacciones fueron las compras en bolsa por un valor de $96860 millones. Otras transacciones del mercado correspondieron al 10.50% del total por un valor de $102672millones (Ver Tabla No.3).
* SIN: Sistema Interconectado Nacional
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Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en diciembre de 2011
Transacciones en el MEM (Millones $)
Concepto dic-10 dic-11 Part.dic-11
Incremento/
Decrecimiento
Contratos $ 589,865 $ 627,578 64.18% 6.39%
Compra en Bolsa $ 122,185 $ 96,860 9.91% -20.73%
Valor a distribuir CxC
$ 142,919 $ 150,773 15.42% 5.50%
Otras Transacciones
$ 66,390 $ 102,672 10.50% 54.65%
Total $ 921,359 $ 977,883 100% 6.13%
Respecto al porcentaje de exposición en bolsa de los agentes comercializadores, un total de 7 agentes tuvieron una exposición superior al 75% con compras de 7 GWh-día. Mientras que los agentes con exposición mayor al 50% fueron 8 con compras de 7 GWh-día, y los agentes con exposición mayor al 25% fueron 11 con compras de 8 GWh-día. Una descripción de estos niveles de exposición se presenta en la Gráfica No.5.
Gráfica No.5. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)
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Demanda de energía Eléctrica Durante el mes de diciembre de 2011, la demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4840.9 GWh. De este total la demanda regulada fue de 3294.2 GWh correspondiente al 68% del total, mientras que la demanda no regulada fue de 1546.7 GWh que equivale al 32% restante. Al comparar la demanda de diciembre de 2011 con la demanda presentada durante el mismo mes del 2010 (4675.8 GWh), se observa un incremento del 3.53%, el cual se explica tanto por los incrementos de la demanda regulada (2.4%) como de la demanda no regulada (6.0%) (Ver Tabla No.4). Dentro del mercado no regulado, las industrias manufactureras presentaron la mayor demanda con un total de 620.5 GWh lo que correspondió al 40%, en segundo lugar la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de 320.0 GWh equivalente al 21%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de 218.5 GWh correspondiente al 14% de la demanda de este mercado. En general se presentó un crecimiento de la demanda de los diferentes sectores pertenecientes al mercado no regulado, respecto a la demanda de diciembre de 2010, exceptuando del sector de la construcción que tuvo una disminución del -7.0% en su demanda. Un análisis de las demanda de energía eléctrica por regiones, muestra que la región centro representó la mayor demanda del país con un total de 1284.2 GWh lo que corresponde a un crecimiento del 4.9% respecto a la demanda del mes de diciembre de 2010 en esta región. En segundo lugar se encuentra la región de la Costa Atlántica con 980.5 GWh con un crecimiento del 7.6%, mientras que Antioquia fue la tercera región con mayor demanda con un total de 705.3 GWh correspondiente a un crecimiento del 1.2%. Otras regiones con alta demanda son Valle y Oriente con 530.9 GWh y 496.3 GWh respectivamente (Ver Tabla No.4). Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (diciembre de 2011) - (GWh)
dic-10 dic-11 Crec.Acumulado a
diciembre de 2010
Acumulado a
diciembre de 2011Crec. Participación
Regulado 3,217.0 3,294.2 2.4% 37,820.9 38,231.2 1.1% 68%
No Regulado 1,458.8 1,546.7 6.0% 18,002 18,536 3.0% 32%
Industrias manufactureras 605.6 620.5 2.5% 7723.9 7990.2 3.4% 40%
Explotación de minas y canteras 302.6 320.0 5.7% 3635.4 3442 -5.3% 21%
Servicios sociales, comunales y personales 196.1 218.5 11.4% 2463.6 2657.8 7.9% 14%
Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 125.1 137.4 9.8% 1452.4 1559.4 7.4% 9%
Electricidad, gas de ciudad y agua 112.3 118.3 5.4% 1281.9 1369.5 6.8% 8%
Transporte, almacenamiento y comunicación 47.7 52.8 10.7% 558.9 594.4 6.4% 3%
Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 35.2 39.2 11.1% 448 467.5 4.4% 3%
Establecimientos f inancieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas31.6 37.6 18.8% 391.5 423.8 8.3% 2%
Construcción 2.6 2.4 -7.0% 46.6 31.4 -32.6% 0.2%
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Precios de la energía Eléctrica en Bolsa En el mes de diciembre de 2011 el precio promedio de la energía eléctrica en bolsa (TX1) fue de 54.25 $/kWh. En general se presenta una serie de altibajos en el precio alrededor del promedio sin la presencia de tendencias claras al alza o a la baja durante el mes, tal como se observa en la Gráfica No.6. El máximo precio alcanzado fue de 70.88 $/kWh el día 2 de diciembre, mientras que el mínimo precio se alcanzó el 25 de diciembre con un valor de 39.35 $/kWh. La volatilidad diaria
† de los cambios en los precios de bolsa (TX1), en diciembre de 2011, fue de
17.68%. Esta volatilidad fue inferior a la presentada en noviembre de 2011 que fue de 22.25%. El decrecimiento de esta volatilidad se puede ver explicado a las bajas variaciones que tuvo el precio durante el mes de diciembre, donde en general se dio una estabilidad, con excepción del día 26 de diciembre donde la variación del precio diario fue del 54.72% con un cambio en el precio de 39.35 $/kWh a 68.01$/kWh. Estas variaciones diarias, en valores absolutos, se presenta en la Gráfica No.7. Al realizar el cálculo de la volatilidad diaria de los cambios en los precios, con un rezago de 30 días, se puede observar una tendencia decreciente en esta volatilidad móvil para el mes de diciembre de 2011. Esta volatilidad pasó de ser el 21.03% el 1 de diciembre a ser el 17.68% el 31 de diciembre (Ver gráfica No.8).
† La estimación de la volatilidad es calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales
[ln (Pt / Pt-1)] del precio de Bolsa diario con horizonte temporal de los días del mes correspondiente.
Región dic-10 Crec dic-11 Crec
Centro 1223.7 2.2% 1284.2 4.9%
Antioquia 697.0 -0.8% 705.3 1.2%
Costa Atlántica 911.6 -6.2% 980.5 7.6%
Valle 505.7 -3.8% 530.9 5.0%
Oriente 470.2 0.5% 496.3 5.6%
CQR 205.2 0.3% 206.7 0.7%
THC 186.2 -3.1% 190.9 2.5%
Sur 145.0 2.6% 148.6 2.5%
Chocó 15.1 0.7% 16.0 6.0%
Guaviare 3.6 0.0% 3.7 2.8%
* Cargas ST N 253.3 0.9% 234.5 -7.4%
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Gráfica No.6. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de diciembre de 2011
Precio promedio de los contratos a largo plazo Los precios promedios de los contratos a largo plazo en el mercado regulado, que fueron registrados en el 2009 y en el 2010, presentaron un comportamiento creciente respecto a los precios promedio que se dieron en el mes de noviembre de 2011. Es así como los contratos registrados en el 2010 tuvieron los precios más altos del mes, con una cotización promedio de
Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en diciembre de 2011
Gráfica No.8. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en diciembre de 2011
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135.13 $/kWh, mientras que los contratos registrados en el 2009 presentaron un precio promedio de 133.96 $/kWh. Por su parte, los precios de los contratos registrados en el 2011 presentaron una caída respecto al promedio del mes anterior, y se ubicaron en 116.15 $/kWh (Ver gráfica No.9).
Gráfica No.9. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro a diciembre de 2011
Por su parte, en los contratos de largo plazo para el mercado no regulado, se presenta cierta
estabilidad en los precios promedio de los contratos registrados en el 2009 y en el 2010, mientras
que los contratos registrados en el 2011 tuvieron un leve descenso. El mayor precio promedio
correspondió a los contratos registrados en el 2009 con 136.57 $/kWh, seguido por los contratos
registrados en el 2010 con 124.37 $/kWh y por los registrados en el 2011 con 117.45$/kWh. En
último lugar se encontró el precio promedio de los contratos registrados en el 2009 con 84.65
$/kWh. (Ver gráfica No.10)
Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a diciembre de 2011
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5. DESCRIPCIÓN DE MERCADOS INTERNACIONALES: BRIX
En el presente informe se realiza una descripción del mercado de derivados sobre energía de
Brasil – BRIX. Dentro de esta descripción se abordan temas como características generales del
mercado, productos, participantes y la tecnología que se usa para las transacciones.
El Brazilian Intecontinental Exchange (BRIX) se formó con el fin de proveer transparencia,
competitividad y liquidez al mercado de energía eléctrica de Brasil. Este mercado corresponde a
una plataforma electrónica que está abierta para que participen consumidores finales, generadores
y comercializadores, lo cuales pueden entrar directamente sus ofertas de compra y venta de
energía eléctrica.
Productos:
BRIX ofrece diferentes contratos sobre energía eléctrica que pueden negociarse para el mes actual así como para los meses futuros. Dentro de estos contratos se encuentra:
Contrato mensual: presentan vencimiento del mes actual y de los próximos 36 meses.
Contrato trimestral: disponible para el trimestre actual y los próximos 11 trimestres.
Contrato bianual: disponible para el semestre actual y los próximos 5 semestres
Contrato anual: disponible para los próximos 2 años.
Estos contratos pueden ser negociados a precio fijo y a precio variable. Los contratos a precio fijo se transan en Reales/MWh, mientras que los de precio variable corresponden a una prima en Reales/MWh sobre el Precio de Liquidación por Diferencias (PLD) que es publicado por la CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica).
Además, cabe anotar que todos estos contratos están disponibles tanto en energía eléctrica convencional así como energía eléctrica renovable.
Participantes:
Una descripción de los participantes dentro del BRIX se presenta a continuación:
Consumidores finales: Son empresas que demandan más de 0.5 MW de potencia.
Generadores: Corresponden a las empresas que generan la energía eléctrica.
Comercializadores: Compañías que comercializan la energía y que son autorizadas por la CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica).
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Tecnología:
La plataforma transaccional usada en BRIX se basa en la tecnología que es utilizada para el Intercontinental Exchange (ICE), el cual es el operador más grande del mundo en mercados electrónicos para la electricidad y otros productos energéticos.
Para obtener más información acerca de BRIX, además de tener acceso a la plataforma transaccional, se recomienda visitar la página: www.brix.com.br
6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:
En esta sección se presentan las cifras correspondientes a los principales mercados internacionales de derivados sobre energía durante el mes de diciembre de 2011.
EEX: En diciembre de 2011, el volumen total negociado fue de 90.7 TWh en los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De esto total 30.9 TWh se negociaron en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y 65.7 TWH se transaron a través del mercado de derivados. Dentro de este mercado de derivados, 2.5 TWh se negociaron en el mercado francés, 31.4 en el mercado alemán y 31.8 TWh en el OTC. Hacia el 30 de diciembre de 2011, se presentó un interés abierto de 546.6 TWh. Mientras el contrato tipo carga base para el año 2012 se cotizó a 52.05 Euros por MWh (Alemania) y 50.59 Euros por MWh (Francia), el contrato carga pico para el año 2012 se cotizó en 63.33 Euros por MWh (Alemania) y 63.00 Euros por MWh (Francia). Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: www.eex.com NASDAQ OMX Commodities Europe: El volumen negociado en el Mercado spot de los países nórdicos fue de 29.9 TWh en Diciembre comparado con los 26.6 TWh en Noviembre de 2011. Acumulado para el año 2011, se negoció un total de 294.4 TWh el cual fue inferior al volumen negociado en el 2010 con 305.2 TWh. Por su parte el consumo total de energía para este mes fue de 29.9 TWh. En cuanto a precios del mercado, se presentó un precio promedio en el sistema Elspot de 33.74 Euros/MWh para el mes de diciembre, el cual fue inferior al precio promedio de noviembre de 41.18 Euro/MWh. Por otro lado, el mercado de derivados NASDAQ OMX Commodities Europe alcanzó en diciembre un volumen negociado en contratos por 78.6 TWh, el cual fue inferior al total negociado en noviembre de 2011 que fue de 107.0 TWh. Es así como para el año 2011, el volumen total
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negociado fue de 1723.3 TWh en contratos para el mercado Nórdico, siendo inferior al volumen transado en el 2010 que fue de 2089.8 TWh. Para mayor información acerca del mercado NASDAQ OMX Commodities Europe visite la página Web: www.nasdaqomxcommodites.com OMIP:
El mercado Spot de energía eléctrica OMEL tuvo un volumen negociado de 15.30 TWh en el mercado español y 2.63 TWh en el mercado portugués durante todo el mes de diciembre de 2011. En el mercado Spot portugués, el precio promedio tipo carga base de la energía eléctrica fue de 50.06 Euros/MWh, mientras que el precio tipo de carga pico de la energía eléctrica fue de 55.25 Euros/MWh. Por su parte, en el mercado Spot español, los precios promedios fueron de 50.66 Euros/MWh para la carga base, y de 55.24 Euros/MWh para la carga pico. En el caso del mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 479 contratos por un volumen de 1.38 TWh en el mercado continuo, lo que corresponde a una cifra de 73.16 millones de Euros. En el mercado de subastas la negociación correspondió a 300 contratos por un volumen de 1.31 TWh. Por su parte, en el mercado OTC se negociaron 1522 contratos por un total de 3.88 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: www.omip.pt
ICE FUTURES EUROPE:
En el mercado de futuros del Reino Unido se negociaron 1.1 TWh durante el mes de diciembre de 2011, correspondientes a un total de 1560 lots. Para mayor información acerca del mercado ICE FUTURES EUROPE visite la página Web: https://www.theice.com/futures_europe.jhtml
7. REGULACIÓN
En el mes de diciembre, la CREG realizó la publicación de una serie de resoluciones que generan cambios importantes en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). Dentro de las resoluciones más destacadas cabe mencionar las siguientes: 156, 157, 158, 159 y 173. A continuación se explica el alcance de cada una de ellas.
La resolución 156 de 2011, establece el Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación. En este reglamento se establece un
Informe mensual del mercado eléctrico
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conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los agentes que realizan la actividad de Comercialización de energía eléctrica.
La resolución 157 de 2011, modifica las normas sobre el registro de las fronteras comerciales y los contratos de energía a largo plazo.
La resolución 158 de 2011, modifica algunas disposiciones en materias de garantías y de pagos anticipados de los agentes que participan en el MEM, con el fin de minimizar el riesgo de crédito.
La Resolución 159 de 2011, establece el Reglamente de Mecanismos de Cubrimiento pare el Pago de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local.
Por último, la resolución 173 de 2011 modifica la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.
Para mayor información acerca de estas resoluciones, visite la página web: www.creg.gov.co
8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS
Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): máxima energía eléctrica que es
capaz de entregar una planta de generación durante un año de manera continua, en condiciones extremas de bajos caudales. (Fuente: www.creg.gov.co) Obligación de Energía Firme (OEF): es un producto diseñado para garantizar la confiabilidad en
el suministro de energía en el largo plazo a precios eficientes. Las OEF son adquiridas por la demanda mediante transacciones centralizadas a través del ASIC, y subastadas y asignadas única y exclusivamente entre los agentes que tengan o planeen tener activos de generación, con su correspondiente energía firme, a partir de una fecha determinada, y que resulten seleccionados en la subasta. (Fuente: www.creg.gov.co) Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME): Es una unidad administrativa especial,
adscrita al Ministerio de Minas y Energía, encargada de la planeación integral del sector minero energético, creada por el decreto 2119 de 1992 y organizada según lo previsto en el artículo 15 de la Ley 143 de 1994.
