INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO Junio 2012 Mensuales... · (day ahead markets), mercados...

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INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO Junio 2012

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    CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN MAYO DE 2012:

    Los aportes hídricos, al final del mes de mayo de 2012, presentaron un promedio acumulado de 246.93 GWh. Estos aportes corresponden al 131.41% del nivel histórico para este mes, el cual alcanzó un valor de 187.91 GWh.

    El volumen útil de reservas hídricas el 31 de mayo de 2012 fue de 12772.94 GWh. Este nivel corresponde a un porcentaje de utilización de los embalses en el país del 83.81%.

    La energía eléctrica generada en el mes de mayo de 2012 fue de 5081.6 GWh, lo que representa un incremento del 3.2% respecto al total generado en mayo de 2011. Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (81.5%) y la térmica (11.5%).

    El total de transacciones realizadas en el MEM durante mayo de 2012 fueron de $977,836 millones. De este total, el 68.98% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 7.57% a las transacciones en bolsa, el 15.05% representó el valor a distribuir en cargo por confiabilidad, y el 8.40% restante perteneció a otras transacciones del mercado.

    La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5006 GWh en mayo de 2012. De este total, el mercado Regulado representó el 66% de la demanda y la del mercado No Regulado fue el 34% restante.

    Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 709.6 GWh, explotación de minas y canteras con 344.9 GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con 223.3 GWh.

    El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en mayo de 2012 fue de 44.42 $/kWh. El precio máximo alcanzado fue de 61.40 $/kWh, mientras que el precio mínimo del mes fue de 36.01 $/kWh.

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    1. EL MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX S.A)

    En el mes de mayo de 2012, se negociaron contratos de futuros tipo ELM y contratos ELS con vencimientos entre los meses de mayo de 2012 y mayo de 2013.

    En la gráfica No.1 se presentan los precios de valoración de los contratos disponibles para negociación, y además se muestran los precios de la energía eléctrica en el mercado spot (TX1) así como el precio promedio acumulado de TX1, que corresponde al activo subyacente de los contratos de futuros, para todos los días del mes de mayo de 2012.

    El mercado tuvo una condición contango, en la cual los precios de todos los contratos a futuro se mantuvieron por encima del precio promedio acumulado de TX1 a lo largo de todo el mes.

    En general los contratos de futuros presentaron un comportamiento estable a lo largo del mes, con excepción de los precios del contrato ELMK12F o ELSK12F con vencimiento en mayo de 2012, que presentó una tendencia decreciente al pasar de un precio de valoración de 95 $/kWh el 2 de mayo a ser de 45 $/kWh el 31 de mayo, logrando una convergencia al final del mes con el precio promedio acumulado de TX1 (línea naranja).

    Los precios de valoración más altos se presentaron en los contratos con vencimientos más largos en la curva, con un precio de valoración máximo de 135 $/kWh que se presentó para el contrato con vencimiento en Febrero de 2013 (ELMG13F o ELSG13F) durante la mayor parte del mes. Por su parte el precio más bajo se alcanzó para el contrato ELMK12F o ELSK12F, con vencimiento en mayo de 2012, con una valoración de 45 $/kWh el día 31 de mayo de 2012.

    Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (mayo de 2012)

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    02/05/201207/05/201212/05/201217/05/201222/05/201227/05/2012

    $/k

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    Precios de Valoración Contratos de Futuros (ELM) vs Precio Spot (TX1) de la Energía Eléctrica

    (mayo/2012)Spot

    Prom Acum.TX1ELMK12F

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    2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA

    Integración energética en Suramérica En la reunión de ministros de minas de Suramérica, el ministro de Minas de Colombia, Mauricio Cárdenas, dijo que Colombia respalda la propuesta de la creación de un comité político-jurídico para la instrumentalización del Acuerdo Energético de Unasur. Según el ministro, este acuerdo tendría como finalidad la aceleración de una integración tanto en infraestructura como regulación en toda la región dentro del sector de minas y energía. Fuente: http://www.elespectador.com/noticias/politica/articulo-347181-se-abren-caminos-al-tratado-energetico-suramericano

    Energía Verde Según el informe Climascopio, Colombia ocupó el séptimo puesto del ranking de 26 países que mayores esfuerzos han realizado para fomentar el crecimiento de la energía limpia o de bajo carbono en América Latina y el Caribe, con una calificación de 1.63 sobre 5.0. Tanto la baja inversión en materia de energía limpia como la poca financiación de proyectos verdes impidieron que Colombia alcanzara un mejor rendimiento en el análisis hecho por el Fondo Multilateral de Inversiones (Fomin). Aunque cabe resaltar que el país cuenta con extraordinarios recursos de energía renovable los cuales generan grandes oportunidades para nuevos proyectos de energías limpias. Fuente: http://www.eltiempo.com/archivo/documento/CMS-11954415

    3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA: Con el fin de promover el conocimiento del Mercado de energía, esta sección pretende exponer algunos de sus aspectos más importantes. Es así como en esta ocasión se realiza una breve explicación de los diferentes tipos de mercado eléctrico bajo la tendencia de tener mercados cada vez más cercanos al tiempo real. Mercados hacia el tiempo real En general el mercado de energía eléctrica está organizado en mercados forwards y mercados físicos de electricidad. El mercado forward corresponde a contratos de mediano y largo plazo, en la que dos partes se comprometen a comprar o a vender una cantidad determinada de energía eléctrica a un precio determinado. Estos contratos se pactan con una anticipación de años, meses, semanas y días antes de la entrega.

    El mercado físico corresponde a diferentes tipos de mercado como: mercados del día siguiente (day ahead markets), mercados intradiarios (intraday markets), mercados de balance (balancing markets) y liquidación de imbalances (imbalance settlement). El Mercado del día siguiente es el mercado físico donde el precio al contado (spot) de la electricidad se determina para cada hora de entrega desde el día anterior. Estos precios se determinan de acuerdo a la oferta y la demanda que presentan los participantes del mercado. En general las ofertas de compra y venta cierran entre 12 y 36 horas antes de la hora de entrega. El mercado intradiario consiste en una negociación continua donde se realizan ajustes a las negociaciones que se han hecho en el mercado del día anterior. Generalmente se cierran una hora antes de la entrega. Este mercado abre después de

    http://www.elespectador.com/noticias/politica/articulo-347181-se-abren-caminos-al-tratado-energetico-suramericanohttp://www.elespectador.com/noticias/politica/articulo-347181-se-abren-caminos-al-tratado-energetico-suramericanohttp://www.eltiempo.com/archivo/documento/CMS-11954415

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    que se cierra el mercado del día anterior. El mercado de balance, es una herramienta para el operador del sistema de transmisión (TSO) para mantener un balance entre la generación y el consumo de la energía eléctrica en tiempo real (Ruska & Similä, 2011

    *).

    A continuación se realiza una explicación más profunda de estos tipos de mercados físicos, los cuales además se presentan en la Gráfica No.2.

    Gráfica No.2. Mercados de electricidad. Fuente: Ruska & Similä, 2011

    Mercados del día siguiente: Estos mercados pueden diferenciarse en dos categorías: bolsas de energía (power exchanges) y mercados mayoristas (power pools). En las bolsas de energía eléctrica (power exchanges) la participación es voluntaria, y pertenecen a instituciones privadas que buscan tener unas utilidades por su administración. Por su parte, los mercados mayoristas (power pool) son obligatorios, y además son regulados en cuanto al costo de servicio dado que sus ingresos dependen de los costos aprobados para las tareas aprobadas. Los power pools generalmente tienen tareas adicionales que van más allá de proveer servicios de negociación, como por ejemplo asignación de los servicios de capacidad, administrar las congestiones internas, etc. Unos mercados con mayores niveles de negociación contribuyen a una mayor liquidez y transparencia del mercado mayorista. Los mercados mayoristas líquidos permiten una competencia más eficiente y la competitividad de los mercados minoristas. (Ruska & Similä, 2011).

    Mercados intradiarios: Después de cerrarse el mercado del día siguiente, los participantes del mercado podrían necesitar ajustar sus planes de generación o de consumo. Tradicionalmente, esto ha pasado debido a cortes en plantas que no habían sido planeados, cambios no anticipados en los patrones de consumo y las condiciones climáticas. (Ruska & Similä, 2011).

    Mercados de Balance: Los mercados de electricidad deben incluir un mecanismo apropiado para mantener en tiempo real el balance entre consumo y generación de electricidad. La tarea de balancear es realizada principalmente por los operadores del sistema de transmisión (TSOs). (Ruska & Similä, 2011). Los operadores del sistema tienen que estimar la demanda para así

    * Ruska M & Similä,L. (2011). Electricity markets in Europe. Business environment for Smart Grids. VTT Research Notes 2590. 75 p.

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    garantizar que haya suficiente oferta disponible en el corto, mediano y largo plazo. De esta forma, la oferta debe ser controlada muy cerca de la demanda, lo que hace que sea necesario mantener una escala de tiempo de segundos en este proceso. Por tal razón, es responsabilidad del operador del sistema el mantenimiento del balance en el corto y mediano plazo, donde para este propósito usa proyecciones de la producción de electricidad y demanda las cuales son entregadas por los participantes del mercado. En caso de que existan desviaciones respecto al uso proyectado de los consumidores o de la generación proyectada, se produce un costo de balance que debe ser pagado por el proveedor de energía. Para estimular a los participantes del mercado para que realicen sus proyecciones, en la producción de electricidad y la demanda, tan preciso como sea posible y que actúen en concordancia con sus programas de energía, el precio para el balance de la energía (cargos de imbalance) debe estar por encima del precio de mercado de electricidad. (Kok et al, 2010

    †)

    4. SEGUIMIENTO DE VARIABLES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM)

    A continuación se realiza un seguimiento a las principales variables que permiten explicar el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de mayo de 2012. Aportes Hídricos

    El promedio de los aportes hídricos para el mes de mayo de 2012 fue de 246.93 GWh, lo cual corresponde a un 131.41% respecto al promedio histórico de este mes que fue de 187.91 GWh (Ver Tabla No.1). Si se compara el comportamiento de los aportes hídricos durante el mes de mayo respecto a los presentados en el mes pasado, se observa cierta estabilidad pues el promedio acumulado para el mes de abril de 2012 fue de 245.10 GWh. Sin embargo, cabe aclarar que el promedio acumulado del mes de mayo de 2012 se vio aumentado por los grandes niveles de aportes que se presentaron a principios del mes con un máximo de 493.82 GWh el día primero de mayo, aunque la tendencia a lo largo del mes fue de un decrecimiento de estos aportes hasta llegar a un mínimo de 135.69 GWh el día 31 de mayo. Esta tendencia decreciente de los aportes diarios se presenta en la Gráfica No.3.

    Tabla No. 1. Porcentaje de aportes hídricos

    al SIN respecto a promedios históricos (mayo de 2012)

    † Kok, J.K; Scheepers, M.M.J & Kamphuis, I.G.(2010). Intelligence in Electricity Networks for Embedding Renewables and

    Distributed Generation. Springer Science+Business Media B.V. 179-209.

    Aportes al SIN frente a promedios históricos

    may-2012 131.41%

    abr-2012 181.74%

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    Reservas hídricas del SIN El volumen útil de reservas hídricas al final del mes de mayo de 2012 se encontraba en 12772.94 GWh que corresponde a un 83.81 % de la capacidad útil (Ver Tabla No.2). Al realizar una comparación de este volumen con el presentado en abril del 2012, se observa un incremento de 1051.31 GWh en las reserva hídricas al final de cada mes, ya que para el 30 de abril el nivel era de 11721.63 GWh correspondiente al 76.91% de la capacidad útil. En la Gráfica No.4 se presenta la evolución de estas reservas hídricas a lo largo del mes de mayo de 2012, en la cual se observa el incremento de estas a lo largo del mes.

    Tabla No.2. Reservas Hídricas abril de 2012

    Mes GWh %

    may-2012 12772.94 83.81

    abr-2012 11721.63 76.91

    Generación de energía eléctrica La generación total del mes de mayo de 2012 fue de 5081.6 GWh, lo que corresponde a un incremento del 3.2% respecto a la generación del mes de mayo de 2011 que fue de 4922.1 GWh. La generación realizada por fuentes hidráulicas tuvo la mayor participación con un 81.5% del total y que equivale a 4139.5 GWh, mientras que la generación térmica fue de 583.2 GWh la cual representó el 11.5% del total. Por su parte las plantas menores generaron 334.6 GWh con una participación del 6.5% y por último los cogeneradores tuvieron una generación de 24.3 GWh lo que representó el 0.5% del total. (Ver Gráfica No.5).

    Gráfica No.3. Aportes hídricos del SIN en mayo de 2012

    Gráfica No.4. Reservas hídricas del SIN en mayo de 2012

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    CAUDAL_GWH ACUMULADO_GWH @media @PSSMedia

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    Volumen Util Diario

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    Gráfica No.5. Generación de energía SIN‡ para mayo de 2012

    Transacciones en el Mercado de energía Las transacciones totales en el mercado de energía mayorista durante el mes de mayo de 2012 fueron de $977,836 millones lo que corresponde a un incremento del 5.68% respecto a las transacciones del mes de mayo de 2011. La mayor proporción de estas transacciones corresponde a los contratos bilaterales con un 68.98% por un valor de $674,531 millones, mientras que las compras en bolsa representaron el 7.57% con $74,054 millones. Por su parte, el valor a distribuir en Cargo por Confiabilidad (CxC) fue de $147,118 millones que equivale al 15.05% del total. Otras transacciones del mercado representaron el 8.40% con un valor de $82,133 millones (Ver Tabla No.3).

    Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en mayo de 2012

    Transacciones en el MEM (Millones $)

    Concepto may-11 may-12 Part. may-

    2012

    Incremento/

    Decrecimiento

    Contratos $ 631,275 $ 674,531 68.98% 6.85%

    Compras en Bolsa $ 83,841 $ 74,054 7.57% -11.67%

    Valor a distribuir CxC

    $ 135,280 $ 147,118 15.05% 8.75%

    Otras Transacciones

    $ 74,851 $ 82,133 8.40% 9.73%

    ‡ SIN: Sistema Interconectado Nacional

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    Total $ 925,247 $ 977,836 100.00% 5.68%

    De las compras en bolsa en el mes de abril de 2012, 7 agentes presentaron una exposición superior al 75% con compras totales de 0.32 GWh-día, mientras que 13 agentes tuvieron una exposición superior al 25% con compras de 4.85 GWh-día. (Ver Gráfica No.6).

    Gráfica No.6. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)

    Demanda de energía Eléctrica La demanda total de energía eléctrica, para el mes de mayo de 2012, fue de 5006 GWh en el SIN. De este total, la demanda regulada fue de 3318.5 GWh correspondiente al 66%, mientras que la demanda no regulada fue de 1687.5 GWh equivalente al 34% del total. El nivel de demanda en mayo de 2012 corresponde a un incremento del 3.64 % respecto a la demanda de mayo de 2011 que fue de 4830 GWh. (Ver Tabla No.4). En el mercado no regulado, la mayor demanda de energía eléctrica se presentó en las industrias manufactureras con 709.6 GWh lo que representa el 42.1% del total, mientras que la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de 344.9 GWh equivalente al 20.4%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de 223.3 GWh correspondientes al 13.2%. Otros sectores como Comercio, reparación, restaurantes y hoteles presentaron una demanda de 143.7 GWh y en el de Electricidad, gas de ciudad y agua la demanda fue de 120.8 GWh con participaciones del 8.5% y 7.2% respectivamente. En cuanto a la demanda por regiones del país, la región Centro tuvo la mayor demanda de energía eléctrica durante el mes de mayo de 2012 con 1289.1 GWh lo que corresponde a un crecimiento del 1.4% respecto a la demanda que tuvo en mayo de 2011. En segundo lugar, se ubicó la región de la Costa Atlántica con 1051.1 GWh y un crecimiento del 5.4%. En tercer lugar se encuentra Antioquia con 714.4 GWh y una caída de -0.3%. Otras regiones del país con alta demanda fueron Valle y Oriente con 547.1 GWh y 503.9 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 (abril de 2012) - (GWh)

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    Precios de la energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio de la energía eléctrica (TX1), en el mes de mayo de 2012, fue de 44.42 $/kWh. A lo largo del mes no se observa una clara tendencia (alcista o bajista) en cuanto a los precios, ya que estos presentan variaciones alrededor del promedio. El máximo precio alcanzado durante el mes de mayo de 2012 fue de 61.40 $/kWh el día 24 de mayo, mientras que el mínimo fue de 36.01 $/kWh alcanzado el día 13 de mayo (ver Gráfica No.7). La volatilidad diaria

    § de los cambios en los precios de bolsa (TX1), para mayo de 2012, fue de

    14.92% al final del mes, la cual representa una caída en la volatilidad del precio si es comparada con la presentada en abril de 2012 que fue de 18.80% al final del mes. Este aumento en la volatilidad en el mes de mayo puede explicarse por las menores variaciones de los precios (Ver Gráfica No.8) que tuvieron un promedio de 11.66% diario, en valor absoluto, respecto a las del mes de abril que en promedio fueron de 15.88% diario. La variación máxima de estos precios se presentó el 26 de mayo al pasar de un precio de 51.61 $/kWh a un precio de 37.83% lo que representa una caída en el precio del 31.06%. Por su parte, la mínima variación se presentó el día

    § 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.

    may-11 may-12 Crec.Acumulado a mayo

    de 2011

    Acumulado a mayo

    de 2012Crec. Participación

    Regulado 3,265.2 3,318.5 1.6% 15,628.7 15,953.0 2.1% 66%

    No Regulado 1,564.8 1,687.5 7.8% 7,489 8,121 8.4% 34%

    Industrias manufactureras 699.8 709.6 1.4% 3296.4 3380.8 2.6% 42.1%

    Explotación de minas y canteras 260.6 344.9 32.3% 1327.8 1695.1 27.7% 20.4%

    Servicios sociales, comunales y personales 229.2 223.3 -2.6% 1067.8 1079.6 1.1% 13.2%

    Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 133.1 143.7 7.9% 622.4 682 9.6% 8.5%

    Electricidad, gas de ciudad y agua 115.5 120.8 4.5% 568.6 594.4 4.5% 7.2%

    Transporte, almacenamiento y comunicación 50.1 56.3 12.4% 238.2 270 13.4% 3.3%

    Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 38.2 42.7 11.6% 188 208.3 10.8% 2.5%

    Establecimientos f inancieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas35.4 42.6 20.3% 167 194.5 16.5% 2.5%

    Construcción 2.8 3.6 26.7% 13.2 16.1 22.0% 0.2%

    Región may-11 Crec may-12 Crec

    Centro 1271.9 5.0% 1289.1 1.4%

    Antioquia 716.5 1.9% 714.4 -0.3%

    Costa Atlántica 997.4 0.3% 1051.1 5.4%

    Valle 537.1 2.2% 547.1 1.9%

    Oriente 486.6 3.8% 503.9 3.6%

    CQR 201.9 0.4% 199.2 -1.3%

    THC 188.0 4.6% 191.7 2.0%

    Sur 142.6 1.1% 144.9 1.6%

    Chocó 15.7 3.1% 16.3 4.2%

    Guaviare 3.4 -1.6% 3.5 1.4%

    * Cargas ST N 223.5 -17.6% 319.6 43.0%

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    18 de mayo con una variación de sólo 0.57% al pasar de un precio de 45.46 $/kWh a un precio de 45.72 $/kWh. En la Gráfica No.9 se presenta la volatilidad diaria de las variaciones del precio TX1 con un rezago de 30 días. Esta gráfica muestra la presencia de una tendencia bajista en la volatilidad diaria, a lo largo del mes de mayo de 2012, la cual se encontraba en un 19.37% hacia el 1 de mayo hasta ubicarse en un 14.12% el día 31 de mayo.

    Gráfica No.7. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de mayo de 2012

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    01/05/201206/05/201211/05/201216/05/201221/05/201226/05/201231/05/2012

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    TX1 ($/kWh)

    Promedio

    Precio en Bolsa (TX1)

    Gráfica No.8. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en mayo de 2012

    Gráfica No.9. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en mayo de 2012

    0,00%

    5,00%

    10,00%

    15,00%

    20,00%

    25,00%

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    35,00%

    01/05/201208/05/201215/05/201222/05/201229/05/2012

    Var

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    X1

    )

    Variación diaria precio Bolsa TX1 (abs)

    mayo 2012

    12,00%

    14,00%

    16,00%

    18,00%

    20,00%

    22,00%

    01/05/201208/05/201215/05/201222/05/201229/05/2012Vo

    lati

    lidad

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    Volatilidad Móvil precio Bolsa (TX1) (30 días)

    mayo 2012

  • Informe Mensual del Mercado Eléctrico

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    Junio 2012

    Precio promedio de los contratos a largo plazo En el mercado de los contratos a largo plazo para el regulado, los contratos registrados durante el 2011 presentaron el valor promedio más alto al ubicarse en 137.05 $/kWh presentando una pequeña baja respecto al precio promedio presentado el mes de abril que fue de 137.56 $/kWh. Por su parte, los contratos registrados en el 2010 también tuvieron estabilidad con un precio promedio de 132.52 $/kWh, mientras que el precio promedio de los contratos registrados en el 2012 se ubicó en 115.80 $/kWh. (Ver gráfica No.10).

    Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro a mayo de 2012

    En los contratos de largo plazo para el mercado no regulado, se presenta una leve caída en el

    precio de los contratos registrados en el 2011 al pasar de 129.83 $/kWh en abril de 2012 a 128.50

    $/kWh en el mes de mayo de 2012. Los contratos registrados en el 2010 presentaron una leve

    caída y se ubicaron en 120.99 $/kWh respecto al precio de 122.20 $/kWh que tuvieron en abril de

    2012. Por su parte, los contratos registrados en el 2012 también tuvieron una leve baja en el precio

    promedio al ubicarse en 120.70 $/kWh después de encontrarse en 122.02 $/kWh en abril de 2012.

    El precio promedio más bajo se presentó en los contratos registrados antes del 2010 con un valor

    de 84.03 $/kWh. (Ver Gráfica No.11)

    Gráfica No.11. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a mayo de 2012

  • Informe Mensual del Mercado Eléctrico

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    Junio 2012

    Pronósticos del clima

    De acuerdo al reporte del Research Institute for Climate and Society (IRI) para el mes de junio de 2012 en el que se presentan los pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño y la Niña, se observa que en el período actual MJJ 2012 (Mayo-Junio-Julio), la probabilidad de que se presente un Niño (barra roja) es del 16%, la probabilidad de una Niña (barra azul) es del 2%, y la probabilidad de un período neutral es del 82% (Ver Gráfica No.12 y Tabla No.5). Según este informe, la probabilidad de que se presente el Niño se va incrementando para los períodos futuros hasta alcanzar una probabilidad máxima de ocurrencia del 50% a partir del período SON 2012 (Septiembre-Octubre-Noviembre).

    Gráfica No.12. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral (Junio 2012). Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI)

    Tabla No.5. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral. Junio 2012. Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI)

    La Niña Neutral El Niño

    MJJ 2012 2% 82% 16%

    JJA 2012 2% 68% 30%

    JAS 2012 3% 57% 40%

  • Informe Mensual del Mercado Eléctrico

    14

    Junio 2012

    ASO 2012 4% 49% 47%

    SON 2012 4% 46% 50%

    OND 2012 5% 45% 50%

    NDJ 2013 6% 44% 50%

    DJF 2013 7% 44% 49%

    JFM 2013 7% 46% 47%

    6. DESCRIPCIÓN DE MERCADOS INTERNACIONALES:

    En esta sección se describen los diferentes mercados internacionales en los que se negocian contratos de derivados sobre energía eléctrica. Generalmente cuando se hace referencia a estos mercados internacionales, las regiones referentes han sido Europa y Estados Unidos, además de Latinoamérica en la que se han lanzado mercados como Derivex como lo es el caso colombiano; sin embargo, al buscar referencias de estos mercados de derivados en la región asiática se encuentra que estos aún no han tenido el desarrollo de otras regiones. Aunque este desarrollo no ha sido importante en Asia, es clara la intención que tienen los gobiernos de algunos países en lanzar el mercado de futuros de electricidad con el fin de ofrecer alternativas de cobertura ante las variaciones del precio de la energía eléctrica en el mercado. Dentro de estos países se mencionan a continuación los casos de: Singapur, India y China.

    Singapur

    En la actualidad Singapur está en el proceso de desarrollo del mercado de futuros sobre electricidad con el fin de ofrecerle a la industria herramientas para su cobertura del riesgo de variaciones en el precio de la electricidad, además de proveer nuevas oportunidades de negocio a las firmas financieras y a los negociadores de energía. Para lograr este desarrollo, el gobierno se encuentra estudiando los mercados sobre electricidad en Australia, Reino Unido y Nueva Zelanda. Según Kjell Asserlind de Nasdaq OMX, el próximo paso para Singapur podría ser combinar los mercados de gas y electricidad, ya que el país tiene una alta dependencia del combustible. (Fuente: Singapore International Energy Week, 2011).

    India

    El mercado más grande de commodities de India, el Multi Commodities Exchange (MCX), comenzó la negociación de futuros sobre electricidad en enero de 2009. Sin embargo, la negociación de estos contratos ha sido detenida porque en ese momento el mercado era muy inmaduro y muy riesgoso. Lo anterior encuentra su argumento en la baja liquidez del mercado spot de electricidad en India, y por tanto, se hace difícil la introducción de contratos de futuros al mercado.

    En general, la administración del riesgo en India tiene un bajo desarrollo si se compara con los mercados occidentales. Particularmente, el sector eléctrico ha sido lento para responder a las directrices de liberalización, y los niveles de liquidez permanecen bajos principalmente en las plataformas de negociación, ya que la mayor parte de las transacciones ocurre de forma bilateral en un mercado OTC. (Fuente: http://www.risk.net/energy-risk/news/1734945/indian-electricity-market-not-ready-derivatives )

    China

    La infraestructura física para el mercado de electricidad ha tenido un gran desarrollo en los últimos años. Aproximadamente 500 plantas de generación eléctrica se encuentran a lo largo de toda China, y de esta forma se ha incrementado la competencia para la oferta y suministro de electricidad a la red nacional. Sin embargo, aunque este desarrollo en infraestructura física avanza

    http://www.risk.net/energy-risk/news/1734945/indian-electricity-market-not-ready-derivativeshttp://www.risk.net/energy-risk/news/1734945/indian-electricity-market-not-ready-derivatives

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    Junio 2012

    a un ritmo acelerado, el potencial para que existan mercados de derivados sobre electricidad en el país es bastante bajo por el momento, ya que la prioridad para los reguladores en este país se encuentra en otros commoditities energéticos como petróleo, gas natural y carbón. (Fuente: www.iaee.org/en/publications/newsletterdl.aspx)

    7. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:

    En esta sección se presentan las cifras correspondientes a los principales mercados internacionales de derivados sobre energía durante el mes de mayo de 2012.

    EEX: En mayo de 2012, el volumen total negociado fue de 97.8 TWh en los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De este total se negociaron 29.2 TWh en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y 68.6 TWh en el mercado de derivados. El volumen total de derivados incluye 0.9 TWh que se negociaron en el mercado francés, 32.1 TWh en el mercado alemán y 35.6 TWh en el OTC. Hacia el 31 de mayo de 2012, se presentó un interés abierto de 505.8 TWh. La cotización del contrato tipo carga base para el año 2013 fue de 48.62 Euros por MWh (Alemania) y 50.25 Euros por MWh (Francia), mientras que el contrato carga pico para el año 2013 se cotizó en 60.01 Euros por MWh (Alemania) y 64.63 Euros por MWh (Francia). Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: www.eex.com OMIP:

    El mercado Spot de energía eléctrica OMEI tuvo un volumen negociado de 14.54 TWh en el mercado español y 3.23 TWh en el mercado portugués durante todo el mes de mayo de 2012. En el mercado Spot portugués, el precio promedio tipo carga base de la energía eléctrica fue de 44.52 Euros/MWh, mientras que el precio tipo de carga pico de la energía eléctrica fue de 48.56 Euros/MWh. Por su parte, en el mercado Spot español los precios promedios fueron de 43.58 Euros/MWh para la carga base, y de 47.59 Euros/MWh para la carga pico. En el caso del mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 3818 contratos a un precio promedio de 52.22 Euros/MWh con un volumen de 4.22 TWh en el mercado continuo, lo que corresponde a un valor de 220.87 millones de Euros. En el mercado OTC la negociación correspondió a 4389 contratos por un volumen de 2.89TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: www.omip.pt ICE FUTURES EUROPE:

    En el mercado de futuros sobre energía eléctrica de carga base, en el Reino Unido, se negociaron 2.1 TWh durante el mes de mayo de 2012. Para mayor información acerca del mercado ICE FUTURES EUROPE visite la página Web: https://www.theice.com/futures_europe.jhtml

    http://www.iaee.org/en/publications/newsletterdl.aspxhttp://www.eex.com/http://www.omip.pt/https://www.theice.com/futures_europe.jhtml

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    Junio 2012

    8. REGULACIÓN

    Mediante la resolución 051 de 2012, la CREG definió las reglas de las Subastas de Reconfiguración como parte de los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad. Esta subasta es un mecanismo mediante el cual se puede ajustar un exceso de la cobertura con Obligaciones de Energía en Firme (OEF) por cambios en las proyecciones de demanda de energía. En esta subasta podrán participar como compradores los generadores con OEF vigentes para el período de vigencia de la obligación que se subasta y que se encuentren registrados en el MEM. Posteriormente, la CREG publicó mediante la resolución 053 de 2012, el cronograma para participar en las subastas de reconfiguración para el período 2012-2013.

    Para mayor información relacionada con estas resoluciones visite: www.creg.gov.co

    8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS**

    Energía Firme no Comprometida ó ENFICC no Comprometida: Energía Firme del Cargo por Confiabilidad (ENFICC) verificada por el CND para una planta y/o unidad que no está asignada en Obligaciones de Energía Firme ni está destinada para respaldar OEF. Precio máximo del Cargo por Confiabilidad: Corresponde al mayor precio, actualizado conforme a lo definido por la Resolución CREG 071 de 2006, de las asignaciones de OEF para un mismo período comprendido entre diciembre del año t a noviembre del año t+1. Subasta de Reconfiguración de Venta: Subasta de sobre cerrado que adelantará el ASIC, en la cual se venden los derechos correlativos a Obligaciones de Energía Firme, OEF, previamente asignadas y estos son adquiridos por agentes generadores. Subasta de Reconfiguración de Compra: Proceso de compra de Obligaciones de Energía Firme, OEF, mediante un mecanismo de subasta de sobre cerrado que adelanta el ASIC.

    ** Las definiciones que se encuentran en este apartado han sido extractadas de la resolución CREG número 052 de 2012

    http://www.creg.gov.co/