INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO

Mayo 2011

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

2

Mayo 2011

CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN MAYO DE 2011:

Los aportes hídricos presentaron un comportamiento creciente durante el mes de abril de 2011 llegando a un máximo de 591.25 GWh el 23 de abril. A partir de esta fecha se presentó un decrecimiento en estos aportes hasta ubicarse en 296.89 GWh el 30 de abril.

Las reservas hídricas almacenadas en los embalses a abril 30 de 2011 se incrementaron en un 31.15%, respecto a las del mes pasado, alcanzando a final de mes un volumen útil de 12194.2 GWh correspondiente a un nivel del 77.3%.

En el mes de abril de 2011, se presentó un incremento del 1.6% en la generación de energía respecto al total generado en el mismo mes del año anterior. El total de energía generada fue de 4681 GWh, proveniente en un 78.9% de fuentes hidráulicas, 14.1% de fuentes térmicas, 6.6% de plantas menores y 0.4% de cogeneradores.

Las transacciones en el mercado de energía, durante abril de 2011, ascendieron a $854794 millones. Esto corresponde a un decrecimiento del -4.58% respecto al mes de marzo de 2011 y del -24.97% respecto a abril de 2010.

La demanda total de energía eléctrica para el presente mes fue de 4556.6 GWh, representada en un 68% para el mercado Regulado (3084.2 GWh), y 32% para el mercado No Regulado (1472.4 GWh).

Dentro del mercado No Regulado, las industrias con mayor demanda en abril de 2011 fueron las manufactureras con 649.7 GWh, seguidas por explotación de minas y canteras con 249.6 GWh, y servicios sociales, comunales y personales con 212.9 GWh.

En promedio el precio de la energía en Bolsa (TX1) fue de 75.05 $/kWh. El precio máximo alcanzado fue de 115.57$/kWh, mientras que el precio más bajo correspondió a 35.94$/kWh.

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

3

Mayo 2011

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

Durante el mes de abril de 2011, los contratos disponibles para negociación correspondieron a: ELMJ11F, ELMK11F, ELMM11, ELMN11F, con vencimientos en abril, mayo, junio y julio respectivamente. Los precios de valoración de estos contratos se presentan en la gráfica No.1, junto con el precio promedio diario en la Bolsa de energía eléctrica (TX1) para todo el mes de abril de 2011.

El inicio del mes de abril de 2011 estuvo marcado por una condición de contango, con cotizaciones de los precios de los contratos a futuro por encima del precio spot de la energía eléctrica (TX1), hasta el 6 de abril. A partir de esta fecha, se presenta un incremento de los precios spot hasta el 11 de abril, que lleva a un cambio de la condición del mercado hacia backwardation en la cual los precios futuros se ubicaron por debajo del precio al contado. Durante el resto del mes, la condición fue de contango nuevamente. Se evidencia, además, la convergencia de precios entre la cotización del contrato con menor vencimiento, es decir a abril de 2011 (ELMJ11F), y la cotización del precio en Bolsa. Lo anterior corresponde a una condición característica de ambos mercados, ya que los futuros que tienen un vencimiento muy cercano comienzan a considerarse, por parte de los agentes, de una manera muy similar a realizar compras o ventas de energía eléctrica al contado.

Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (abril 2011)

Noticias Derivex:

La empresa Termotasajero S.A. E.S.P se convirtió este jueves 5 de mayo de 2011 en el primer generador térmico de energía eléctrica activo en el mercado de derivados de commodities que administra Derivex S.A. Con la entrada de Termotasajero se da el primer paso por parte del gremio de generadores térmicos en su búsqueda por la optimización de la gestión de su modelo de riesgo además de buscar la reducción del riesgo asociado a la participación en el MEM.

Desde el 25 mayo 2011, se confirmó la vinculación de la firma Proyecta Valores S.A Comisionista de Bolsa como miembro negociador y no liquidador de Derivex. La firma comenzará a operar en el mercado de derivados sobre commodities energéticos a partir del 1 de junio de 2011.

2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA

MERCADO DEL GAS: Actualmente en el país, se presenta incertidumbre por la posibilidad de un racionamiento de gas natural, en los próximos años, ante la presencia de un próximo fenómeno del Niño, tal como ocurrió en el 2009 y comienzos del 2010, cuando un mayor consumo de las plantas de generación térmica llevó a racionar el suministro a las industrias y vehículos. Aunque el país tiene buenas cantidades de gas en prospecto, estas no estará disponibles sino hasta el año 2015. Es así como el presidente de

50

60

70

80

90

100

110

120

01/04/2011 15/04/2011 29/04/2011

Spot

ELMJ11F

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

4

Mayo 2011

Colinversiones, Juan Guillermo Londoño, ha hecho un llamado para buscar la posibilidad de que el país se conecte al circuito internacional de gas natural, mediante la construcción de una planta regasificadora que permita la importación y exportación de gas. Se estima que esta inversión tendría un costo de 400 millones de dólares, y con ella se buscaría que el país tenga la posibilidad de traer gas desde el exterior en caso que no se encuentren las suficientes reservas y sea necesario comenzar a utilizar en gran medida las plantas de generación térmicas (Fuente: http://www.portafolio.co/economia/ronda-fantasma-del-racionamiento-gas). La necesidad planteada de que el país se conecte al circuito internacional cobra cada vez más importancia debido a los inconvenientes que se han venido presentando para el comienzo de la importación de gas desde Venezuela, como parte del contrato que tiene Ecopetrol con Pdvsa. Debido a la presencia de atrasos en la realización de conexiones de gasoductos, por parte de Pdvsa, no será posible el inicio del contrato en el año 2012 como estaba previsto. Según el ministro de Minas y Energía, Carlos Rodado Noriega, el retorno de gas hacia Colombia no se daría sino hasta el año 2014, ya que Pdvsa no estaría en capacidad de enviar el combustible ni en el 2012 ni en el 2013. De todas formas, la exportación a Venezuela por parte de Colombia, se mantendrá sólo si hay excedentes en el país. En promedio Colombia le ha enviado un promedio de 185 millones de pies cúbicos de gas por día durante los últimos años. Actualmente esta cifra asciende a 200 millones de pies cúbicos diarios. Se espera que para el 2014, el país haya explorado seis pozos costa afuera, con el objetivo de proyectar el gas hacia los mercados internacionales. Es así como en los próximos cuatro años se harán inversiones por 500 millones de dólares en infraestructura de transporte de gas natural. (Fuente: http://www.portafolio.co/negocios/venezuela-pidio-mas-plazo-vender-gas)

MERCADO ELÉCTRICO:

Se espera que para el año 2014 la capacidad de generación de energía eléctrica ascienda a 16234 MW. Según el ministro de Minas y Energía, Carlos Rodado Noriega, este aumento en la capacidad se producirá gracias a la construcción de las centrales hidroeléctricas del Quimbo, Amoyá, Cucuana, Miel II, Hidrosogamoso y Porce III. Esta capacidad se verá aumentada además por la importante adecuación que se realiza de varias centrales térmicas, entre ellas, Gecelca 3, Termocol y Termoflores IV. (Fuente: http://www.portafolio.co/negocios/tres-plantas-entraran-operar-este-ano-209-mw). Es así como en los próximos meses, Colombia dispondrá de 2100 MW de fluido eléctrico adicional, que fortalecerán el Sistema Interconectado Nacional (SIN), gracias al plan de expansión que viene desarrollando Colinversiones y Epsa. Estas iniciativas se han financiado con créditos de la banca multilateral y al haber recurrido al mercado de valores mediante la emisión de bonos.

Por otra parte, respecto al mercado eléctrico en el país, los operadores de las hidroeléctricas deberán hacer un reporte diario y detallado sobre el estado de sus plantas de generación, debido al incremento del invierno en el país, a la oficina de servicio y pronóstico del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam), por orden del Ministerio de Minas y Energía. Entre los datos a reportar se encuentran: ubicación de la estación, el río afluente del embalse, el caudal de ingreso aguas arriba, la hora de observación y establecer si se presentan corrientes súbitas y la tendencia de las mismas. Además de esto será necesario informar el volumen útil de embalse, el caudal de descarga por compuertas, el estado de alerta y el nombre de la corriente sobre el cual se hace la descarga de agua, además de las acciones a tomar al respecto. (Fuente: http://www.portafolio.co/economia/hidroelectricas-daran-situacion-diaria-embalses-del-pais). Esto se realiza con el fin obtener un mayor seguimiento y monitoreo, por parte del Gobierno, para mantener bajo control los niveles de los embalses y represas del país, ante la duración del invierno (Fuente: http://www.portafolio.co/economia/mas-vigilancia-nivel-los-embalses-invierno).

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

5

Mayo 2011

3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA

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. En esta ocasión se profundiza en la explicación de la relación existente entre los comercializadores y los usuarios no regulados, además de los beneficios que estos últimos tienen al tomar coberturas para minimizar su exposición al riesgo ante la variación en los precios de la energía eléctrica.

Comercializadores y los usuarios no regulados

Un usuario no regulado, corresponde a una persona natural o jurídica que puede comprar energía eléctrica a cualquier comercializador del país a precios acordados libremente Un usuario se clasifica como No Regulado siempre y cuando cumpla con los siguientes requisitos:

Tener una demanda promedio mensual de potencia durante seis meses, mayor a 0.1 MW, o en energía de 55 MWh-mes. Es decir, usuarios con un consumo pico alto pueden ser considerados como Usuarios no regulados al superar el límite de la potencia, o también si poseen un consumo constante de energía así su demanda de potencia no sea elevada.

Tener un equipo de medición con capacidad para efectuar telemedida, es decir, que permita medir la energía transada hora a hora.

Estar representado por un comercializador quien deberá registrar al usuario ante el Mercado de Energía Mayorista (MEM).

En la prestación del servicio de energía eléctrica a un Usuario no regulado, el comercializador enfrenta la misma cadena de actividades y costos que son indispensables para prestar su servicio a Usuarios regulados. Estos costos corresponden principalmente a la generación, transmisión, distribución, comercialización y otros costos del mercado previstos en la regulación vigente. Es así como las diferencia en las tarifas para usuarios regulados y no regulados, no radica en las actividades que comprende la cadena para prestar el servicio a cada uno de estos usuarios, sino en la forma como se establecen los costos de cada una de ellas, y así determinar el precio al usuario final.

En cuanto a la forma de establecer estos costos y la posibilidad de negociación entre el comercializador y el usuario no regulado, es necesario considerar que las actividades que comprende la prestación del servicio de electricidad presentan características distintas. Es decir, existen diferencias entre los regímenes que aplican para la generación y comercialización, por un lado, y para la transmisión y distribución por el otro.. La generación y comercialización están sometidas al régimen de libre competencia, cuyo precio resulta del libre juego de la oferta y demanda. Por su parte, la transmisión y la distribución, son considerados monopolios naturales, en los que el precio está sometido a regulación, de tal forma que las operaciones de quienes realizan estas actividades sean económicamente eficientes y no exista un abuso de su posición dominante.

Componentes de Generación y Comercialización

El comercializador puede negociar en el MEM el precio de la energía que éste requiere para atender al usuario no regulado. En la oferta que presenta a su usuario no regulado, el comercializador no está sujeto a metodologías o fórmulas regulatorias para determinar el valor de la generación, y en el precio a pactar puede negociar este componente, siempre y cuando no incurra en prácticas restrictivas de la libre competencia o de competencia desleal. La ley 143 de 1994, obliga a las empresas que atienden directamente a todos sus usuarios, tener garantizadas mediante contratos el suministro de energía eléctrica por el término que establezca la CREG, que pueden ser celebrado con generadores u otros comercializadores en el MEM y a los precios que acuerden las partes.

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

6

Mayo 2011

El componente de comercialización incluye los costos en que incurre el comercializador por la atención de sus usuarios. Para determinar este valor a incluir en la oferta y en el precio que finalmente se pacte, tampoco se aplican metodologías o fórmulas regulatorias.

Componentes de Transmisión, Distribución y los otros Costos

Las actividades de transmisión y distribución no pueden incidir en la libre competencia en la comercialización de electricidad al usuario no regulado, por sus características de monopolio natural, es decir, deben ser neutras para efectos de la competencia. Los transmisores y distribuidores no pueden cobrar por sus actividades un cargo superior o incluso inferior al establecido por la CREG, y el comercializador no puede cobrar al usuario más de lo que le facturan por conceptos de estos cargos de transmisión y de distribución. Es así que estos costos son neutros para los comercializadores, y se incluyen como un passtrough en la oferta y en el precio que se pacte con el usuario no regulado.

Para mayor información acerca de los usuarios no regulados, visite el siguiente link de la CREG: http://www.creg.gov.co/html/compila/docs/7567.htm

Cobertura de Riesgo de Mercado para un usuario no regulado

Para un usuario no regulado, el costo de energía eléctrica puede constituir un componente importante dentro de su estructura de costos operacionales, dependiendo del tipo de industria al que éste pertenezca. Una gestión eficiente de estos costos puede representar una mayor estabilidad en sus flujos de caja.

Tal como se mencionó anteriormente, uno de los principales componentes para la definición del precio que un comercializador le puede ofrecer a un usuario no regulado, es el componente de generación. Este componente corresponde al precio que el comercializador puede conseguir la energía eléctrica en el MEM. Aunque generalmente se establece un precio fijo por la electricidad en los contratos realizados entre el comercializador y el usuario no regulado, el componente de generación habitualmente incorpora una prima alta que incrementa el precio final al usuario. El cobro de una prima alta en el precio final se debe a que el comercializador asume el riesgo correspondiente a las variaciones que el precio de la energía eléctrica presenta en Bolsa, y por tanto, el costo de su gestión de riesgo lo traslada en el precio al usuario final. Una alternativa para reducir el costo de electricidad para un usuario no regulado y al mismo tiempo garantizar su estabilidad, corresponde a que éste pueda hacer una gestión propia del riesgo de mercado, estableciendo contratos cuyo componente de generación dependa del precio de Bolsa y usando derivados sobre energía eléctrica para realizar la cobertura de este componente.

Gráfica No.2. Efecto de la cobertura para el usuario no regulado ante un aumento en el precio de la Energía Eléctrica

Gráfica No.3. Efecto de la cobertura para el usuario no regulado ante un aumento en el precio de la Energía Eléctrica

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

7

Mayo 2011

En las gráficas No.2 y No.3, se ofrecen dos ejemplos de la forma como funcionaría esta cobertura, en caso tal que haya un aumento o una disminución del precio de la energía eléctrica por cambios en el componente de generación. La estrategia de cobertura consiste, generalmente, en tomar posición larga en contratos de futuro sobre energía eléctrica como una forma de minimizar las variaciones de flujos de caja, y al mismo tiempo acceder a precios más eficientes de la energía eléctrica. En la gráfica No.2, se observa que si existe un aumento del precio de la energía eléctrica se producirá un incremento en los costos de operación, sin embargo, al usar cobertura con futuros el usuario obtendrá un impacto positivo en su flujo de caja lo que le permitirá compensar ese incremento en los costos de operación. Por su parte, si se produce una disminución en el precio de la energía eléctrica, el usuario tendrá un impacto negativo en el flujo de caja, a través de los contratos de futuros, el cual se verá compensado por la disminución en los costos operacionales (Ver gráfica No.3). En ambos casos, el usuario no regulado, logra estabilizar sus flujos de caja mediante la compensación que le ofrece el mercado de derivados, y a precios mucho más eficientes que los precios fijos ofrecidos directamente por el comercializador.

Un ejemplo de la estabilización de flujos de caja que se obtiene al realizar coberturas, correspondiente a una minimización del riesgo de mercado, se observa en la gráfica No.4. En esta gráfica se presenta el valor en riesgo (VaR) de los flujos de caja, para un usuario no regulado que tiene exposición directa a variaciones del precio en Bolsa, sin usar cobertura y usando cobertura. Claramente se observa una disminución significativa del riesgo de mercado, para el usuario no regulado, cuando utiliza instrumentos derivados.

Gráfica No.4. Valor en Riesgo en flujos de caja para un agente del mercado de energía eléctrica con cobertura y sin cobertura.

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

En esta sección se realiza un seguimiento a las variables más representativas que permiten explicar el comportamiento del Mercado de energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de abril de 2011.

VaR (Con Cobertura)

Valor en Riesgo sin cobertura

VaR (Sin Cobertura)

VaR para un agente del mercado (Con Futuros)

0

20

40

60

80

100

120

140

Rentabilidad Esperada (%)

Fre

cue

nci

a

VaR para un agente del mercado (Sin Futuros)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Rentabilidad Esperada (%)

Fre

cue

nci

a

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

8

Mayo 2011

Aportes Hídricos Los aportes hídricos el 1 de abril se encontraban en 115.18 GWh, valor inferior al promedio histórico que se presentó para este mes, correspondiente a 136.31 GWh. En general, el total de aportes tuvo un comportamiento creciente durante el mes de abril hasta llegar a un máximo de 591.25 GWh el 23 de abril. A partir de este día, se presentó una baja en los aportes por el resto del mes, hasta ubicarse en 296.89 GWh el 30 de abril. (Ver gráfica No.5) Reservas hídricas del SIN Las reservas hídricas almacenadas en los embalses a abril 30 de 2011 se incrementaron en un 31.15% (2896.9 GWh) frente a las de marzo 31de 2011. El nivel máximo que alcanzaron los embalses durante el mes respecto a su volumen útil fue de 12204.13 GWh el 29 de abril. En la gráfica No.6 se observa la evolución de las reservas hídricas en los embalses y como estas se fueron incrementando ante el aumento de los aportes hídricos. El porcentaje de utilización de las reservas hídricas en el mes de abril fue de 77.3%, el cual fue superior al del mes inmediatamente anterior con un 58.9%. (Ver Tabla 1)

Tabla 1. Reservas hídricas a Abril de 2011

Volumen útil diario (último día mes)

Mes GWh %

Abr-2011 12,194.2 77.3

Mar-2011 9,297.3 58.9

Gráfica No.5. Aportes hídricos del SIN en abril de 2011

1 Gráfica No.6. Reservas hídricas del SIN en abril de 2011

Generación de energía La generación de energía eléctrica para el mes de abril de 2011 fue de 4681 GWh, lo que equivale a un incremento del 1.6% respecto al total de energía generada en abril del año anterior. Si se analizan las fuentes de generación, se observa una mayor generación por parte de las plantas hidráulicas con un total de 3692.1 GWh participando así con el 78.9%, las fuentes térmicas generaron 662.3 GWh correspondiente al 14.1%, las plantas menores generaron 306.7 GWh

1 PSS (Power System Stabilizers): Estabilizadores de Sistemas Eléctricos de Potencia. Es un equipo de control

usado para proporcionar amortiguamiento a las oscilaciones del rotor de generación.

0

100

200

300

400

500

600

Ap

r-0

1

Ap

r-0

3

Ap

r-0

5

Ap

r-0

7

Ap

r-0

9

Ap

r-1

1

Ap

r-1

3

Ap

r-1

5

Ap

r-1

7

Ap

r-1

9

Ap

r-2

1

Ap

r-2

3

Ap

r-2

5

Ap

r-2

7

Ap

r-2

9

Ma

y-0

1

Ma

y-0

3

Ma

y-0

5

Ma

y-0

7

Ma

y-0

9

Ma

y-1

1

CAUDAL_GWH ACUMULADO_GWH @media @PSSMedia

GW

h

Caudal Acumulado PSS

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Ap

r 0

1

Ap

r 0

4

Ap

r 0

7

Ap

r 1

0

Ap

r 1

3

Ap

r 1

6

Ap

r 1

9

Ap

r 2

2

Ap

r 2

5

Ap

r 2

8

Ma

y 0

1

Ma

y 0

4

Ma

y 0

7

Ma

y 1

0

Volumen Util Diario

GW

h

Niv el ENFICC(Sin Mínimo Técnico) Capacidad Util

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

9

Mayo 2011

representando el 6.6% y, por último, los cogeneradores contribuyeron con 20 GWh lo que equivale al 0.4% del total generado. Dentro de los principales aspectos a destacar en la generación de energía eléctrica resaltamos el alto crecimiento de la generación hidráulica. Esta generación tuvo un crecimiento del 49.4% si se compara con lo generado en abril del 2010. Claramente, este incremento en la generación hidráulica tuvo un efecto contrario sobre la generación térmica en el país. Es así como se produjo una reducción del -64.6% respecto al mismo mes del año anterior. Esta alta variación, según la fuente de generación, es explicada por la presencia del fenómeno de El Niño a principios del 2010, lo que llevó al uso de una mayor generación térmica para conservar las fuentes hídricas, y la presencia del fenómeno de La Niña en el 2011que ha llevado a que existan mayores reservas hídricas y por tanto un mayor uso de generación hidráulica. (Ver Gráfica No.7)

Gráfica No.7. Generación de energía SIN para abril de 2011

Transacciones en el Mercado de energía Durante abril de 2011, se presentaron transacciones en el mercado de energía por un valor total de $854 794 millones. Estas transacciones estuvieron representadas en un 66.7% por operaciones con contratos bilaterales por un valor de $569 781 millones, las compras en Bolsa totalizaron un valor de $103 358 millones con una participación del 12.1% sobre el total, por su parte el valor a distribuir en Cargo por Confiabilidad (CxC) fue de $125 034 millones correspondiendo al 14.6%. Otras transacciones propias de la operación ascendieron a $56 621 millones equivalentes al 6.6% del total transado en el mes.

Al comparar el total de transacciones realizadas en abril respecto al mes de marzo de 2011, se observa una caída en el total del -4.58%. Si la comparación se realiza con el nivel transado el mes de abril del 2010, el decrecimiento es del -24.97% (Ver Tabla 2).

Hidráulica 78.9%

Térmica 14.1%

Menor6.6%

Cogenerador0.4%

Abr-11

Tipo

Generación Abr-10 Abr-11

%

Crecimiento Hidráulica 2,471.5 3,692.1 49.4%

Térmica 1,872.9 662.3 -64.6%

Menor 248.0 306.7 23.7%

Cogenerador 15.0 20.0 33.4%

Total 4,607.2 4,681.0 1.6%

Generación mensual energía SIN (GWh)

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

10

Mayo 2011

Tabla 2. Transacciones en el Mercado de Energía en Abril de 2011

Transacciones en el MEM Millones $

Concepto Abr-10 Abr-11 Part. Abr-11 Incremento/

Decrecimiento

Contratos 604 822 569 781 66.7% -5.79%

Compra en Bolsa

339 071 103 358 12.1% -69.52%

Valor a distribuir CxC

126 175 125 034 14.6% -0.90%

Otras Transacciones

69 217 56 621 6.6% -18.20%

Total 1 139 235 854 794 100% -24.97%

La caracterización de los agentes cuyas compras estuvieron expuestas en Bolsa, de acuerdo a su nivel de exposición, se presenta en la gráfica No.8. Los comercializadores con una exposición superior al 75% fueron 8 representando un total de compras totales en Bolsa por 8GWh-diarios.

Gráfica No.8. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)

Demanda de energía Eléctrica El total de energía eléctrica demandada en el SIN para todo el mes de abril de 2011 fue de 4556.6 GWh. Esta demanda está representada en un 68% por el mercado Regulado (3084.2 GWh) y en un 32% por el mercado No Regulado (1472.4 GWh). Al comparar esta demanda con los datos registrado en marzo de 2011 se observa un descenso en la demanda total del -4.35%, representada por una caída del -3.95% en el mercado Regulado y -5.16% en el mercado No Regulado. Por otro lado, si la comparación se realiza respecto a la demanda presentada en el mismo mes de abril del año anterior, se presenta una variación muy baja del -0.68%, representada por una caída del -1.2% en el mercado Regulado y un pequeño incremento del 0.3% en el mercado No Regulado. Dentro del mercado No Regulado, las industrias que más energía eléctrica demandaron en abril de 2011 fueron las industrias manufactureras con 649.7 GWh, seguidas por explotación de minas y canteras con 249.6 GWh y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de 212.9 GWh. En general se presentó un crecimiento, respecto al mismo mes del año anterior, en la demanda de los diferentes sectores que integran el mercado No Regulado. Sin embargo, sectores como el de la explotación de minas y energía, el cual es importante por su alta demanda, tuvo un decrecimiento del -18%. (Ver Tabla No.3)

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

11

Mayo 2011

Un análisis de la demanda presentada en el mes de abril de 2011 por regiones, muestra que la mayor demanda del país se concentra en el centro con un total de 1196.4 GWh correspondiente a un incremento del 2% respecto a abril de 2010. Las demás regiones que presentaron un alto consumo son la Costa Atlántica (942.5 GWh), Antioquia (672.7 GWh), Valle (496.2 GWh) y Oriente (459 GWh). Estas regiones, sin embargo, tuvieron un decrecimiento en su demanda respecto a la mostrada el año anterior, exceptuando a Oriente que tuvo un pequeño crecimiento del 0.3%. (Ver Tabla No.3) Tabla No.3. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (Abril de 2011) - (GWh)

Precios de energía Eléctrica en Bolsa El precio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) tuvo una tendencia creciente en los primeros días del mes de abril de 2011 llegando a un nivel máximo para este período de 115.57 $/kWh el 8 de abril. A partir de esta fecha, el precio presentó una tendencia decreciente y llegó a ubicarse en un mínimo de 35.94 $/kWh el 23 de abril. Antes de lograr este mínimo se presentó un aumento temporal del precio el 17 de abril al saltar a un nivel de 60.38 $/kWh después de haber estado en 38.13 $/kWh el día anterior. En los últimos días del mes se presentó un incremento del precio, lo cual permitió que éste finalizara en 65.86 $/kWh el día 30 de abril. En la gráfica No.9, se observa el cambio de tendencia en el precio, además de los picos presentados durante el mes. En la gráfica se observa que nivel de precios estuvo por encima del promedio (75.05 $/kWh) durante los primeros días de abril, y después de la caída del precio, a partir del 8 de abril, éste estuvo por debajo del promedio a pesar del repunte que tuvo al final del mes.

Abr-10 Abr-11 Crec.Acumulado a Abril

de 2010

Acumulado a Abril

de 2011Crec. Participación

Regulado 3,120.1 3,084.2 -1.2% 12,519.4 12,364.0 -1.2% 68%

No Regulado 1,467.9 1,472.4 0.3% 5,880 5,924 0.7% 32%

Industrias manufactureras 618.1 649.7 5.1% 2488.3 2596.4 4.3% 44%

Explotación de minas y canteras 307.5 249.6 -18.8% 1171.2 1067.1 -8.9% 17%

Servicios sociales, comunales y personales 201.0 212.9 5.9% 818.9 838.5 2.4% 14%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 119.9 124.9 4.2% 479 489.4 2.2% 8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 102.8 115.8 12.7% 434.3 453.1 4.3% 8%

Transporte, almacenamiento y comunicación 46.3 46.9 1.2% 182.7 188 2.9% 3%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 36.3 37.1 2.2% 159.1 149.7 -5.9% 3%

Establecimientos f inancieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas32.0 32.8 2.6% 128.4 131.6 2.5% 2%

Construcción 4.1 2.7 -35.2% 18.2 10.4 -42.9% 0.2%

Región Abr-10 Abr-11 Crec

Centro 1173.2 1196.4 2.0%

Antioquia 676.6 672.7 -0.6%

Costa Atlántica 952.5 942.5 -1.0%

Valle 502.0 496.2 -1.2%

Oriente 457.6 459.0 0.3%

CQR 193.9 190.9 -1.5%

THC 174.0 180.4 3.7%

Sur 136.9 137.2 0.2%

Chocó 14.5 14.9 2.8%

Guaviare 3.3 3.4 3.0%

* Cargas ST N 258.5 205.8 -20.4%

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

12

Mayo 2011

Gráfica No.9. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de Abril de 2011 Los cambios en los precios de Bolsa presentaron una volatilidad diaria

2 de 11.06% para el mes de

abril de 2011. Esta volatilidad fue mayor a la presentada en el mes de marzo con un 7.2%. La mayor variación del precio durante el mes de abril se presentó el 25 de abril con un cambio del 51.32% respecto al día anterior (Ver gráfica No.10). Si se realiza el cálculo de la volatilidad diaria móvil, con rezago de 1 mes, se observa un crecimiento de ésta pasando de tener niveles del 10.49% hacia el 1 de abril a estar en niveles de 18.38% hacia el 30 de abril. Estos valores se encuentran por encima de los mostrados el mes anterior (Ver gráfica No.11).

Gráfica No.10. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en marzo de 2011

Gráfica No.11. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en marzo de 2011

En la gráfica No.12 se presentan los precios promedio de la energía eléctrica a los que se negociaron los contratos a largo plazo para el mercado Regulado en abril de 2011. Durante este mes se produjo un decrecimiento en el promedio de los precios en los contratos registrados en el 2009 y 2011 ubicándose en 130.94 $/kWh y 127.74 $/kWh respectivamente. Por el contrario, los contratos registrados en el 2010 tuvieron un pequeño incremento respecto al mes anterior y se ubicaron en un nivel de 133.08 $/kWh.

2 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 30 días.

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

01/04/201108/04/201115/04/201122/04/201129/04/2011Pre

cio

de

Bo

lsa

TX1

($

/kW

h)

Precio de Bolsa

Promedio

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

01/04/201108/04/201115/04/201122/04/201129/04/2011

Var

iaci

ón

dia

ria

de

l pre

cio

d

e B

ols

a (T

X1

)

8,00%

10,00%

12,00%

14,00%

16,00%

18,00%

20,00%

01/04/201108/04/201115/04/201122/04/201129/04/2011

Vo

lati

lidad

mó

vil d

el

pre

cio

de

Bo

lsa

TX1

(1 m

es

de

re

zago

)

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

13

Mayo 2011

Gráfica No.12. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro a abril de 2011

El mercado de contratos de largo plazo de tipo No Regulado se caracteriza por una estabilidad en los precios de los contratos registrados antes del 2009, durante el 2009 y en el 2010, si estos precios son comparados con los del mes pasado. Sin embargo, los contratos registrados en el 2011 presentaron un incremento en el precio promedio, al pasar de 89.64 $/kWh en marzo a 97.80 $/kWh a finales de abril, después de venir con una tendencia decreciente durante los primeros meses del año. (Ver Gráfica No.13).

Gráfica No.13. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a abril de 2011

5. INTRODUCCIÓN A LOS MERCADOS INTERNACIONALES: OMIP

Continuando con la exploración de los mercados internacionales sobre derivados energéticos, en la presente edición, se realiza una descripción general del mercado español y portugués de derivados energéticos OMIP.

OMIP es la Bolsa de derivados del MIBEL (Mercado Ibérico de Electricidad), constituida el 16 de Junio de 2003. Entre sus principales objetivos se encuentra:

Contribuir al desarrollo del mercado ibérico de electricidad, ofreciendo condiciones a los diferentes participantes del MIBEL, para aumentar su grado de competividad en el sector eléctrico.

Promover precios de referencia a futuro, los cuales representan indicadores fundamentales de la actividad económica en torno a la energía.

Facilitar a los clientes instrumentos eficientes para la gestión del riesgo de variación de precios.

Superar algunas limitaciones del Mercado OTC, ofreciendo contratos estandarizados lo que permite a los participantes de OMIP tener una mayor liquidez así como la participación de

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

14

Mayo 2011

OMIClear como contraparte central de las operaciones, permitiendo fungibilidad de los contratos y la eliminación del riesgo de crédito de contraparte.

OMIP desempeña una serie de funciones que son necesarias para regular el funcionamiento del mercado, debido a su calidad de responsable de la Plataforma de Negociación del mercado de derivados. Entre estas funciones se encuentran:

1. Admisión de los participantes 2. Definición y listado de los contratos, así como la gestión de su negociación 3. Promoción del registro de las operaciones, en conjunto con OMIClear. 4. Supervisión del funcionamiento del mercado 5. Ejercicio del poder sancionador con respecto a sus Miembros 6. Publicación de información relevante a los participantes del mercado y al público en general

acerca del funcionamiento del mercado a plazo.

Productos:

En OMIP se negocian contratos de futuros, forwards y swaps sobre energía eléctrica, con un tamaño de 1 MW. En el caso de futuros, los contratos que se negocian tienen las siguientes características: el activo subyacente corresponde a electricidad española y electricidad portuguesa, con carga base (24 horas) y carga punta (12 horas), entrega física y liquidación financiera, además con vencimientos semanales, mensuales, trimestrales y anuales. Por su parte, los contratos forwards y swaps se negocian a través de una plataforma de registro de operaciones OTC para hacer compensación a través de OMIClear. Ambos tipos de contratos son sobre electricidad española, presentan los mismos vencimientos que los contratos de futuros, y con entrega física de energía para los forwards y liquidación financiera para los swaps. En la siguiente edición se presentarán las características de estos productos de una forma más detallada. Para mayor información visite la página Web: www.omip.pt

6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:

A continuación se presentan las cifras correspondientes para el mes de abril de 2011 en los principales mercados internacionales sobre derivados de energía. EEX: En abril de 2011, se negoció un volumen total de 113.8 TWh en el mercado Spot y el mercado de derivados de energía eléctrica, operados por EPEX Spot SE y EEX Power Derivatives respectivamente. El volumen total negociado en contratos sobre energía eléctrica fue de 88.4 TWh. Este volumen incluye un total de 46.0 TWh negociados en el mercado OTC. En Abril 29 de 2011, el interés abierto

3 correspondía a 597.0 TWh. El contrato anual de carga base para el año 2012 se cotizó, el

3 Interés abierto: Número total de contratos a futuro que aún no han sido cerrados en el mercado. .

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

15

Mayo 2011

29 de abril, a 59.30 Euros/MWh en Alemania y a 61.00 Euros/MWh en Francia. Por su parte, el contrato anual de carga pico para el año 2012 tuvo una cotización de 71.93 Euros/MWh en Alemania y de 76.50 Euros/MWh en Francia. (Ver página web: www.eex.com) NASDAQ OMX Commodities Europe: La participación del mercado Nord Pool Spot en el consumo de energía eléctrica en los países nórdicos correspondió al 73.1% en abril. El total de volumen negociado fue de 22.4 TWh en abril a un precio promedio de 53.84 Euros/MWh comparado con el precio de marzo de 2011 que fue de 64.13 Euros/MWh. En la actualidad, el mercado Nord Pool Spot cuenta con 334 miembros en total. El total de volumen negociado, a través de contratos derivados sobre energía, en el NASDAQ OMX Commodities en el mes de abril fue de 61.0 TWh, el cual fue inferior al del mes de Marzo que fue de 109.6 TWh. (Ver página Web: www.nasdaqomxcommodites.com) OMIP:

El mercado ibérico de derivados sobre energía eléctrica alcanzó, en marzo de 2011, el monto más alto de volumen negociado en contratos de derivados para un mes, desde el inicio de su actividad, con un valor de 4856 GWh. El volumen más alto que se había alcanzado anteriormente era de 3367 GWh durante el mes de Diciembre de 2010. Para el mercado OTC se negociaron contratos por un volumen total de 5680 GWh durante el mes de marzo. (Ver página Web: www.omip.pt)

7. REGULACIÓN

En Abril, se publicó la Resolución No.056 de 2011, por la cual se adoptan las decisiones que trata el artículo 18 y demás disposiciones de la Resolución CREG 071 de 2006, para llevar a cabo la Subasta para la asignación de las Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad para el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2015 y el 30 de noviembre de 2016.

En los primeros días de Mayo, la CREG publicó las circulares No.30 y 31, para las empresas productoras, transportadoras, distribuidoras y comercializadoras de gas natural. Estas publicaciones corresponden a dos informes relacionados con el desarrollo de este sector en el país. Es así como en la circular No. 30, la CREG puso a disposición el primer informe de la “Consultoría para el Diseño Conceptual y Estructuración de Subastas de Asignación de Contratos Firmes e Interrumpibles de Suministro de Gas Natural en Colombia”, a cargo de David Harbor, líder del proyecto, y los consultores Marco Pagnozzi y Nils-Henrik Von Der Fehr. Se espera que los análisis y las conclusiones de este estudio sirvan de insumo para el desarrollo del numeral “2.1.2 Subastas” de la agenda regulatoria de la Comisión para el año 2011.

Respecto a la Circular No.31 se publicó el tercer informe correspondiente a las “Consultoría para el Diseño y la Estructuración del Mercado Secundario y de Mercados de Corto Plazo y de los Mecanismos para su Administración”, a cargo de David Harbor, líder del proyecto, y de los consultores Paul Carpenter, Dan Harris y David Robinson. Se espera que los análisis y las conclusiones de este estudio sirvan de insumo para el desarrollo del numeral “2.1.4 Mercado secundario y diario” de la agenda regulatoria de la Comisión para el año 2011.

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

16

Mayo 2011

8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).

Agente Comercializador: Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica

Comercialización de Energía Eléctrica: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados. Está sujeta a las disposiciones previstas en las leyes eléctricas y de Servicios públicos Domiciliarios, en lo pertinente.

Comercializador de Energía Eléctrica: Persona natural o jurídica que comercializa electricidad, bien como actividad exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ella sea la actividad principal.

Comité Asesor de Comercialización: Es un Comité creado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG - mediante la Resolución 068 de 1999, para asistirla en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista.

Contrato de Mandato: El Contrato de Mandato es aquel por medio del cual una persona confía la gestión de uno o más negocios a otra, que se hace cargo de ellos por cuenta y riesgo de la primera. La persona que concede el encargo se llama mandante y la que lo recibe se llama mandatario.

Costo de Prestación del Servicio: Es el costo económico de prestación del servicio que resulta de aplicar: a) las fórmulas generales de costos establecidas en la regulación de la CREG, sin afectarlo con subsidios ni contribuciones, y b) el costo de comercialización particular aprobado por la Comisión para un determinado prestador del servicio. Sobre el costo de prestación del servicio se determina el valor de la tarifa aplicable al suscriptor o usuario.

Distribuidor Local (DL): Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema

de Distribución Local, o que ha constituido una empresa en cuyo objeto está el desarrollo de dichas actividades.

Fórmulas Generales para Determinar el Costo de Prestación del Servicio: Son las ecuaciones que permiten calcular el Costo de Prestación del Servicio, en función de la estructura de costos económicos, independientemente de los subsidios o contribuciones.

Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local.

Transmisor Nacional (TN): Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Transmisor Regional (TR): Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Transmisión Regional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

17

Mayo 2011

Transportador: De manera genérica se entiende por Transportador, los Transmisores Nacionales, los propietarios de Activos de Uso del STN, los Transmisores Regionales, los Distribuidores Locales, o los propietarios de Activos de Uso de STR´s y/o SDL´s.