La industria eléctrica nacional
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www.celsia.com La industria eléctrica nacional Presentación de inducción - Celsia Julio de 2013, Medellín
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La industria eléctrica nacional
Presentación de inducción - Celsia
Julio de 2013, Medellín
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• Particularidades de la industria eléctrica
• Contexto global y regional
• La industria eléctrica en Colombia
• Celsia: nuestros negocios
• Anexos
Contenido
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PARTICULARIDADES DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
Características diferenciadoras de la industria
Cadena de abastecimiento
Oferta de electricidad y tecnologías de generación
El futuro del negocio
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Características diferenciadoras de la industria
Almacenamiento
Actualmente, bajo la racionalidad económica, la energía eléctrica no es almacenable a gran escala.
Estricto balance entre oferta y
demanda:
Garantizar la atención de la demanda implica igualar oferta y demanda en cada instante de tiempo. Cualquier desbalance genera interrupciones en el suministro.
Exigentes niveles de coordinación:
Los agentes en ambas puntas del mercado (oferta Vs. demanda) interactúan con un tercer agente que coordina sus actividades.
Negocio regulado:
Industria regulada por la complejidad de su operación, el impacto en la competitividad económica de un país, y la alta concentración de la industria que favorece posiciones de mercado dominantes.
Intensivo en la demanda de
capital:
Se requieren tecnologías con altos costos de inversión y en ocasiones altos costos de operación.
Ciclo prolongado de retorno de la
inversión:
Las inversiones toman largos periodos de retorno, especialmente en el negocio de generación.
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La cadena de abastecimiento se divide en cuatro actividades precedidas por un up-stream.
El up-stream consiste en energía concentrada en recursos fósiles no renovables (p.e., carbón, gas
natural, crudo y derivados asociados) y recursos naturales renovables (p.e., agua, viento, sol, biomasa,
etc).
1. Generación: Tecnologías para convertir energía del up-stream en energía eléctrica. P.e.,
centrales hidroeléctricas, centrales térmicas a gas natural, turbinas eólicas, entre otras.
2. Transmisión: Tecnologías para transportar electricidad grandes distancias desde centros de
generación y cerca de centros de consumo.
3. Distribución: Tecnologías para transportar electricidad distancias moderadas desde el punto de
entrega de la transmisión (subestación), hasta el usuario final.
4. Centro de consumo / demanda: Sitio donde se da uso final a la energía generada. P.e., sector
residencial, industrial, comercial, grandes consumidores.
Cadena de abastecimiento de la industria
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Existen diferentes tecnologías:
• Ciclos térmicos
– Que funcionan a partir de combustibles
fósiles: Gas natural, carbón, derivados del
petróleo (coque, fuel-oil).
– Que funcionan a partir de ciclos de
recuperación de calor (cogeneración).
• Hidráulicas
– Filo de agua: que no requieren embalse y
turbinan el agua que llega.
– Embalse: que almacenan y regulan el
recurso en el tiempo.
– PCHs: Pequeñas Centrales
Hidroeléctricas (en Colombia < 20 MW).
• Nucleares
• No convencionales
– Eólica, solar, biomasa (etanol, biodiesel,
bagazo), geotérmica, mareomotriz, otras.
Seleccionar una tecnología depende de:
• Su costo de inversión.
• Su costo variable relativo al costo medio del
mercado.
• El costo medio del mercado está fuertemente
relacionado con la matriz energética del
parque de generación.
Oferta de electricidad: tecnologías de generación
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• Los costos de inversión por tecnología varían ostensiblemente.
• En general, a mayores costos de inversión, menores costos de operación y mantenimiento.
• Las tecnologías renovables son las que mayores costos de inversión presentan por el estado de
avance en la curva de aprendizaje de estas tecnologías.
• Las tecnologías de CCS (del inglés Carbon Capture and Storage) también incrementan
ostensiblemente los costos de las tecnologías de generación térmica.
• Los bajos costos de inversión en tecnologías a gas natural deben contrastarse con unos altos
costos de operación y mantenimiento asociados al costo del combustible.
Oferta de electricidad: tecnologías de generación
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Gas natural
ciclo simple -
convencional
Gas natural
ciclo
combinado -
avanzado
Gas natural
ciclo
combinado -
avanzado (con
CCS)
Eólica
continental
Carbón
(pulverizado
sin CCS)
Hidroeléctrica
convencional
Carbón (IGCC
w/o CCS)
Geotérmica Solar térmica Fotovoltáica Nuclear Carbón (IGCC
CCS)
Costos de inversión por tecnología (US$ / kW)
2010 2011
Fuente: Updated Capital Cost Estimates for Electricity Generation Plants . IEA, 2011.
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• Redes Inteligentes (RIs) – Smart Grids
(SGs): Dispositivos inteligentes con
capacidad de comunicarse con agente
controlante del lado de la oferta o de la
demanda para racionalizarla. “Consumo
inteligente”.
• Las tecnologías de RIs son:
– De transmisión remota de información
– De oferta: dispositivos de generación de
pequeña escala, p.e., paneles solares,
turbinas eólicas, que inyectan a la red.
– Dispositivos de demanda: neveras,
lavadoras y sistemas de calefacción y
enfriamiento de aire que responden a la
señal de precios del mercado.
• Favorece la idea de “Infraestructura
Inteligente”
• La relevancia de la distribución en la
industria tiende a aumentar respecto a su
relevancia actual.
Control de
generadores
distribuidos e
inyecciones de energía
a la red
(almacenamiento)
Control de dispositivos
de demanda
Inteligentes:
Conexión y
desconexión para
control de picos de
demanda y control
personalizado de
consumo
Administración de
información de
demanda
Futuro del negocio
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CONTEXTO GLOBAL Y REGIONAL
Contexto energético global
Contexto energético regional
Proyección energética regional
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CAGR (2012-2050):
• Población mundial: 0.68%
• Población LatAm y Caribe: 0.81%.
CAGR (2012-2018):
• PIB mundial: 5.3%.
• PIB LatAm y Caribe: 5.7%.
• Inflación promedio mundial: 3.7%.
• Inflación promedio LatAm y Caribe: 5.4%.
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PIB – Precios corrientes (Miles de Mill. USD)
World Advan. Econ. Euro Area LatAm and Carib.
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1900 1950 1999 2008 2050 2150
Población mundial (Mill. Hab.)
África Asia EuropaLatAm y Carib. Norte América OceaníaMundo
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Inflación – Average Consumer Price (% cambio)
World Advan. Econ. Euro Area LatAm and Carib.
Indicadores macroeconómicos
International Monetary Fund, World Economic Outlook Database, April 2013
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• La dinámica futura del mercado energético mundial será regida principalmente por tres factores:
– Reconfiguración de los flujos de energía a nivel global, dado el resurgimiento de potencias
productoras de gas y petróleo en el mediano plazo: Estados Unidos, Iraq y Brasil.
– Desincentivo a la expansión en tecnología nuclear.
– Masificación de políticas en pro del uso eficiente de la energía.
• Los niveles actuales de precio del petróleo están actuando como un freno para la economía.
• Se diagnostican síntomas de un sistema energético insostenible en el largo plazo de no tomar
medidas al respecto. En este sentido se resalta lo siguiente:
– Los subsidios a los recursos fósiles que aún existen en varios países desincentivan la de-
carbonización del parque energético.
– Las altas emisiones de CO2 están en niveles record.
– La inversión en tecnologías renovables se ha desacelerado en los últimos años.
– El acceso a recursos hídricos como factor cada vez más determinante para la ejecución de
proyectos energéticos.
– A pesar de los esfuerzos realizados aún existen cerca de 1.3 billones de personas en el
mundo sin accesos a servicios energéticos.
Contexto energético global - WEO 2012
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• El panorama energético global depende de la
viabilidad económica y ambiental del shale oil y
el shale gas.
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Precio gas natural Henry Hub (USD/MBTU 2012)
Historia - Medio Alto Bajo
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Precio internacional WTI (USD/bbl 2012)
Historia - Medio Alto Bajo
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38
Precio internacional del carbón (USD/t 2012)
Historia - Medio Alto Bajo
Indicadores económicos
Información histórica: Bloomberg, julio 2013. Información
proyectada a partir de AEO, 2013.
Precios de los energéticos (bajo / medio / alto)
2012 2020 2030
Crudo 94.0 68 / 105 / 155 71 / 130 / 192
Gas natural 2.89 2.8 / 4.2 / 5.4 3.3 / 5.5 / 7.1
Carbón 64.5 46 / 54 / 64 42 / 60 / 89
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• La matriz energética de la industria eléctrica global está dominada por combustibles fósiles: carbón y gas
natural.
• LatAm difiere de la tendencia global al presentar una fuerte componente hidráulica.
Matriz energética – Industria eléctrica global
73%
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10% 3%
36%
59%
1% 4%
59% 20%
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0% 74%
19%
5% 2%
92%
8%
Termo Hidro Nuclear Otros
74%
22%
0% 4%
69%
19%
8% 4%
Global
IEA Outlook, 2012.
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Capacidad de generación por fuente (GW) Marina
Solar PV
Geotérm.
Eólica
Biomasa
Hidro
Nuclear
Gas
Líquidos
Carbón
-200 0 200 400 600 800 1,000 1,200
Carbón
Líquidos
Gas Natural
Nuclear
Hidro
Biomasa
Eólica
Geotérmica
Solar PV
CSP
Marina
Crecimiento capacidad 2010 - 2035 (GW)
2010 - 2020
2020 - 2035
0
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Generación por fuente (TWh) Marina
Solar PV
Geotérm.
Eólica
Biomasa
Hidro
Nuclear
Gas
Líquidos
Carbón
• Se espera que la capacidad instalada crezca a un promedio de 2,4% anual (4,161 GW).
• El crecimiento en capacidad a 2035 sería principalmente: gas natural (1,068 GW), eólicas (900 GW) y a carbón (678 GW).
• El carbón continuará siendo la fuente más importante de combustible; sin embargo, su participación cae de 41% a 33%.
• Las energías renovables no convencionales incrementan su participación en generación de 4% a 16%.
Generación de electricidad
WEO 2012 – New Policies Scenario
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Colombia
Panamá
Perú
Chile – SIC
Chile SING
Población (Mill. Hab.)
CARG 2000-2013 / 2013-2018
46.6
1.2% / 1.2%
3.6
1.8% / 1.8%
30.5
1.5% / 1.5%
17.4
1.0% / 0.8%
Tasa de desempleo (%) 10.38 4.20 6.75 6.45
Tasa de cambio (a USD) 1,798 COP 0.98 PAB 2.64 PEN 486 CLP
CEN 2012 (GW)
%Hidro
%Carbón
%Gas
%Líquidos
%Otros
14.50
68
6.9
21.6
3.1
1.6
2.41
60
5
0
35
0
7.11
44
2
45
6.9
1.9
13.34
44.4
40
14.1
0
1.5
4.60
0.2
45.6
45.8
7.8
0.6
Generación 2012 (GWh) 59,995 8,076 37,341 48,796 16,751
Consumo/cápita 2012(kWh/año)
CARG 2000-2013 / 2013-2018:
1,212
1.9% / 2.9%
2,209
2.4% / 4.0%
1,224
5.8% / 8.8%
3,574
3.4% / 6.5%
PIB/cápita (USD2012/año)
CARG 2000-2013 / 2013-2018
7,855
9.7% / 5.0%
9,919
8.3% / 7.1%
6,530
9.8% / 8.5%
15,410
9.4% / 6.8%
P. Spot (USD/MWh 2012)
CARG 2000-2013 / 2013-2018
65
3.4% / 0.7%
188
2.4% / -5.7%
31
1.6% / 15.2%
188
7.4% / -2.2%
87
10.4% /-2.2%
Resumen comparativo - Región
Mercados eléctricos regionales: Generación. Celsia, julio de 2013. (consultar fuentes al interior del documento)
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Resumen comparativo - Región
59.7%
5.0%
23.0%
12.3%
CEN 2012 - Panamá
Hidro
Carbón
Búnker
Diésel 68%
7%
22%
3% 0% 0%
CEN 2012 - Colombia
Hidro
Carbón
GN
Líquidos
Eólica
Biomasa
44%
2%
45%
3% 4%
1%
1%
CEN – 2012 - Perú
Hidro
Carbón
GN
Residual
Diesel 2
Solar
Biomasa
25%
19% 40%
14%
1% 0%
CEN – 2012 – Chile SIC
Embalse
Pasada
Carbón
GN
Eólica
Solar
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Resumen comparativo - Región
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1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Generación por tecnología (GWh/año) –Chile SIC
Embalse Pasada Carbón GN GNLLíquidos Eólica Solar Biomasa
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35,000
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1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Generación por tecnología (GWh/año) - Perú
Hidro Carbón GN Residual Diesel 2 Solar Biomasa
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30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Generación por tecnología (GWh/año) - Colombia
Hidro Carbón GN Líquidos Otros
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1,500
2,000
2,500
3,000
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Generación por tecnología (GWh/año) - Panamá
Hidro Carbón Bunquer Diésel
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Resumen comparativo - Región
20.6%
30.6% 21.4%
8.4%
18.9%
Participación en generación por agente – 2012
Panamá
EGE Fortuna
AES Panamá
GDF Suez
ACP
Otros
27.0%
22.0% 16.1%
9.0%
7.8%
9.0%
9.1%
Participación en generación por agente – 2012
Colombia
EPM
Emgesa
Isagen
Celsia
Chivor
Gecelca
Otros
24.0%
16.0%
20.0% 7.0%
11.0%
22.0%
Participación en generación por agente – 2012
Perú
EDEGEL
Enersur
Electroperú
EGENOR
Kallpa
Otros
28.6%
13.0%
21.0%
37.4%
Participación en generación por agente – 2012
Chile SIC
Endesa
AES Gener
Colbun
Otros
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Resumen comparativo - Región
9.7%
5.0%
8.3%
7.1%
9.8%
8.5%
9.4%
6.8%
2000-2013 2013-2018
Crecimiento anual compuesto - PIB per cápita
Colombia Panamá Perú Chile-SIC
1.9% 2.9%
2.4%
4.0%
5.8%
8.8%
3.4%
6.5%
2000-2013 2013-2018
Crecimiento anual compuesto - dem. per cápita
Colombia Panamá Perú Chile-SIC
3.4% 0.7%
2.4%
-5.7%
1.6%
15.2%
7.4%
-2.2% 2000-2013 2013-2018
Crecimiento anual compuesto
P.Bolsa / Esc. referencia
Colombia Panamá Perú Chile-SIC
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150
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20
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20
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Precios spot de electricidad (USD/MWh 2012)
COL PAN PER CHL - SIC CHL - SING
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LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Contexto y particularidades
Fórmula tarifaria (G + T + D + O)
Up-stream de generación de electricidad
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Organización de la industria eléctrica
Dirección - MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
Bajo directrices de Presidencia y Leyes del Congreso de la República.
Planeación – UPME (Unidad de Planeación Minero Energética)
Cuerpo técnico de la industria encargado de evaluar y planear la expansión en la industria eléctrica (Gx, Tx y Dx), y otros energéticos.
Regulación – CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Regula la industria eléctrica y de gas natural.
Organismo afectado por Min. de Minas y Energía, Min. Hacienda, DNP y SIC.
CNO (Consejo Nacional de Operación) y CAC (Comité Asesor de Comercialización)
Comités asesores en temas técnicos (CNO) y comerciales (CAC) con participación de representantes de la industria eléctrica nacional.
Control y Vigilancia – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), Superintendencia de Industria y Comercio (SIC)
Organismo afectado por Presidencia de la República que se encarga del control de posiciones dominantes y abuso de poder de mercado.
Operación y Administración del Mercado – XM (Los Expertos en Mercados)
A cargo del CND (Centro Nacional de Despacho) – operación y control del sistema eléctrico – y el ASIC (Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales) .
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Evolución histórica del mercado
22
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0
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100
150
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300
350
ene-90 ene-92 ene-94 ene-96 ene-98 ene-00 ene-02 ene-04 ene-06 ene-08 ene-10 ene-12
CO
P$
/kW
h (
en
e/1
2)
P. Bolsa Nal. promedio mensual Vs. Intensidad y duración de El Niño
Niño P.Bolsa Nal.
Industria propiedad del estado
Modelo de despacho centralizado
Integración vertical de actividades
Ineficiencias en coordinación y previsión
de despacho, y en incentivos a la
expansión de capacidad
1992-1993: Evento Niño que condujo a
racionamiento.
1995. Se crea la bolsa de electricidad en
Colombia
Evento Niño de
intensidad y
duración
moderadas
Fuerte
intervencionismo
regulatorio
(aversión al
racionamiento y
ambiente pre-
electoral)
CREG y MME
incurren en altos
costos
reputacionales
alterando reglas
del mercado
Se remplaza el
anterior
mecanismo
para incentivar
la inversión
por el nuevo
Cargo por
Confiabilidad
Evento Niño de
intensidad
considerable
No se incurre en
racionamiento
Eleva precios del
mercado
Se crea el
Cargo por
Capacidad
para
incentivar la
inversión
Ataques
subversivos al SIN
que modificaron
remuneración por
restricciones Niño de intensidad
moderada y larga
duración. Implicó
racionamiento
eléctrico
Decisión CAN 536
Interconexión física
con Ecuador, i.e.,
transacciones
internacionales
Se crea
XM
Operador y
admón. del
mercado
Eventos de
verano no
catalogados
como Niño
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Sistema Interconectado Nacional:
• El SIN está compuesto por plantas de generación, la red de interconexión, redes regionales e interregionales de transmisión y centros de consumo (cargas eléctricas de usuarios).
• La energía consumida en un punto dentro del SIN puede generarse en cualquier otro punto de la red (sistema uninodal).
• El sistema de interconexión une los centros de generación con los centros de consumo.
Zonas No Interconectadas:
• Todas aquellas zonas no incluidas en el SIN se denominan ZNI.
• El abastecimiento de electricidad en ZNI obedece al interés de auto-productores de carácter público o privado.
• Las ZNI reciben un subsidio del estado asociado al costo de prestación del servicio.
SIN y ZNI
23
Esquematización gráfica imprecisa.
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• Generación (G): 42 agentes activos.
– EPM, EMGESA, ISAGEN, Celsia, CHIVOR, otros.
• Transmisión (T): 8 agentes activos
– ISA, TRANSELCA, EEB, EPSA, otros.
• Distribución (D): 21 agentes activos
– EPM, CODENSA, EPSA, EMCALI, ELECTRICARIBE, otros.
• Comercialización (C): 67 agentes activos
– EPM, ISAGEN, CODENSA, EMCALI, ELECTRICARIBE, EMGESA, ESSA, EPSA, otros.
Cadena de suministro y agentes relevantes
24
(G) (T) (D)
____________________________________________________________________________________
(C)
www.celsia.com
3,2
28
2,8
80
2,1
06
1,7
77
1,1
96
1,0
00
1,6
02
23.4%
20.9%
15.3%
12.9%
8.7% 7.3%
11.6%
0
1,000
2,000
3,000
4,000
EPM Emgesa Isagen Celsia Gecelca AES Otros
Generación – Capacidad instalada (MW)
Capacidad
% mercado
958,2
16
71%
10% 8% 6% 3% 1% 0.7%
-
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000Transmisión – Cargos STN (COP mm)
COP mm
% mercado
12,4
83
11,0
20
10,4
92
3,8
81
2,2
89
5,4
81
27.3%
24.1% 23.0%
8.5%
5.0%
12.0%
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
Codensa GNF EPM Emcali Celsia Otros
Distribución – Demanda por OR (GWh)
Demanda
% Demanda
25.6% 23.1%
18.7%
6.4% 5.8% 3.6% 3.2% 2.0%
0.2%
11.3%
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
Comercialización (GWh)
No residencial
Residencial
% part.
Participación por actividad
25
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• La oferta de electricidad en Colombia es
fundamentalmente hidráulica y en periodos de
estiaje intensos se remplaza en su orden por
recursos a base de carbón, gas natural y
combustibles líquidos.
• La generación hidráulica puede ser, según la
temporada hidrológica:
– Evento Niña (abundancia): 92% de la
demanda
– Evento Normal: 81% de la demanda
– Evento Niño (escasez): 45% de la demanda.
Oferta de generación en Colombia
26
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
0
50
100
150
200
250
300
350
ma
y-9
5
ma
y-9
6
ma
y-9
7
ma
y-9
8
ma
y-9
9
ma
y-0
0
ma
y-0
1
ma
y-0
2
ma
y-0
3
ma
y-0
4
ma
y-0
5
ma
y-0
6
ma
y-0
7
ma
y-0
8
ma
y-0
9
ma
y-1
0
ma
y-1
1
ma
y-1
2
ma
y-1
3
GW
h /
me
s
CO
P$
/k
Wh
(E
ne
/1
2)
P. Bolsa (promedio mensual) Vs. Generación por tecnología
Gen. Hidro Gen. Carbón Gen. Gas Natural Gen. Líquidos P.Bolsa Nal.
Cogen., 54
Menores (< 20 MW),
635
Hidráulica, 9,185
Gen. Cabón, 991
Gen. Gas Nat.
(líquidos), 3,542
Capacidad Instalada (MW)
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• La hidrología en Colombia es de carácter
bimodal debido al impacto de la Zona de
Convergencia Intertropical (ZCIT).
• Es una convergencia atmosférica que oscila
a lo largo del año entre el extremo nor-
occidental y sur-oriental del territorio nacional
que da lugar a dos periodos de verano y dos
periodos de invierno.
• Los periodos de verano e invierno en
Colombia se caracterizan por un aumento o
una reducción en el influjo promedio de
humedad al país.
• Éstos periodos se ordenan por trimestres de
la siguiente forma:
– Verano: Dic. - Feb. Jun.- Ago.
– Invierno: Mar. - May. Sep.- Nov.
• La intensidad, frecuencia y duración de los
inviernos y/o veranos en Colombia se ve
afectada por fenómenos climáticos de mayor
escala como el fenómeno de El Niño.
0
20
40
60
80
100
120
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GW
h /
día
Aportes hídricos promedio por regiones
Antioquia Caribe Centro Oriente Valle
La hidrología en Colombia (1)
27
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• El Niño i.e., ENSO (El Niño – Southern
Oscilation).}
• Fenómeno oceánico-atmosférico de escala
global con periodos de recurrencia
interanuales (4 – 8 años).
• En Colombia: reducción anómala (en
intensidad y duración) del influjo de humedad
al territorio nacional. Se traduce en reducción
de oferta hidroeléctrica e incremento en
precio.
• Inducido por un calentamiento anómalo en
temperaturas del O. Pacífico este.
• La Niña define el evento contrario y tiene la
misma periodicidad. Su impacto en Colombia
es una excesiva oferta hidroeléctrica que
deprime precio.
• Son fenómenos difíciles de pronosticar que
generan riesgos de disponibilidad y de
precios para los generadores en Colombia.
La hidrología en Colombia (2)
28
Impacto de El
Niño
en precios
0.0
1.0
2.0
3.0
0
100
200
300
400
CO
P$/k
Wh
(en
e/1
2)
P. Bolsa Nal. Vs. Intensidad y duración de El Niño
Niño P.Bolsa Nal.
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-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
en
e-4
0
jul-4
1
en
e-4
3
jul-4
4
en
e-4
6
jul-4
7
en
e-4
9
jul-5
0
en
e-5
2
jul-53
en
e-5
5
jul-5
6
en
e-5
8
jul-5
9
en
e-6
1
jul-6
2
en
e-6
4
jul-6
5
en
e-6
7
jul-6
8
en
e-7
0
jul-7
1
en
e-7
3
jul-7
4
en
e-7
6
jul-7
7
en
e-7
9
jul-8
0
en
e-8
2
jul-8
3
en
e-8
5
jul-8
6
en
e-8
8
jul-8
9
en
e-9
1
jul-9
2
en
e-9
4
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5
en
e-9
7
jul-9
8
en
e-0
0
jul-0
1
en
e-0
3
jul-04
en
e-0
6
jul-0
7
en
e-0
9
jul-1
0
en
e-1
2
PDO Index PDO + PDO -
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
en
e-4
0
jul-4
1
en
e-4
3
jul-4
4
en
e-4
6
jul-4
7
en
e-4
9
jul-5
0
en
e-5
2
jul-53
en
e-5
5
jul-5
6
en
e-5
8
jul-5
9
en
e-6
1
jul-6
2
en
e-6
4
jul-6
5
en
e-6
7
jul-6
8
en
e-7
0
jul-7
1
en
e-7
3
jul-7
4
en
e-7
6
jul-7
7
en
e-7
9
jul-8
0
en
e-8
2
jul-8
3
en
e-8
5
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6
en
e-8
8
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9
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e-9
1
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2
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e-9
4
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5
en
e-9
7
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8
en
e-0
0
jul-0
1
en
e-0
3
jul-04
en
e-0
6
jul-0
7
en
e-0
9
jul-1
0
en
e-1
2
MEI MEI + MEI -
• Las oscilaciones del ENSO se encuentran dominadas por una oscilación de mayor escala temporal
y geográfica: Oscilación Decadal del Pacífico. Abreviado como PDO en inglés.
• Fenómeno de larga escala temporal que modula la variabilidad climática en la cuenca del Pacífico.
• En fase cálida de PDO, la frecuencia, intensidad y duración de las fases cálidas del ENSO
(eventos Niño), aumentará. Viceversa.
La hidrología en Colombia (3)
29
www.celsia.com
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
jul-04 jul-05 jul-06 jul-07 jul-08 jul-09 jul-10
Vol. Útil G. Real
• Un parque de generación hidrodominado
busca alternativas para minimizar el riesgo
hidrológico. Entre otras:
– Complementar parque con componente
térmica (amortigüa oscilaciones
hidrológicas).
– Hidroeléctricas con capacidad de
regulación de agua, i.e., habilidad de
almacenar el agua en el tiempo para
periodos de escasez.
• En Colombia, la capacidad de regulación de
agua del sistema es aprox. 2.7 meses. Esto
es, la capacidad de turbinar agua de un mes
es aproximadamente la mitad de la
capacidad de almacenamiento de agua del
SIN
• Esta duración coincide con la duración de un
verano típico en Colombia.
• Cualquier variación en la intensidad o
duración del verano típico en Colombia (El
Niño) tiene impacto directo en los precios del
mercado.
Capacidad de regulación de agua
30
Capacidad de
almacenamiento
Capacidad de
Turbinar agua
x
x
x
Impacto del fenómeno
de El Niño
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0%
10%
20%
30%
40%
50%
0
50
100
150
200
250
300
350
ma
y-9
5
ma
y-9
7
ma
y-9
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
ma
y-1
3
CO
P$
/k
Wh
(e
ne
/1
2)
P.Bolsa prom. mes Vs. Holgura de Capacidad
Vol.Util P.Bolsa Nal.
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
0
50
100
150
200
250
300
350
GW
h/m
es
CO
P$
/k
Wh
(e
ne
/1
2)
P.Bolsa prom. mes Vs. Volumen útil embalse SIN
Vol.Util P.Bolsa Nal.
Dada la composición tecnológica del parque de
generación en Colombia, existen variables que
modulan su comportamiento en el tiempo.
• Aportes de los ríos a los embalses, mejor
interpretada como niveles de agua en el
embalse agregado del SIN. Una reducción
de esta variable implica menos oferta
hidroeléctrica y el despacho de recursos de
generación más costos (e.g., gas natural).
Por ende, precios más altos en el mercado.
• Periodos de estiaje pronunciados o eventos
Niño: anticipar estos periodos permite
asignarle un costo (subjetivo) de oportunidad
al recurso almacenado que modifica los
precios del mercado.
• Holgura de capacidad: definida como la
diferencia porcentual entre la capacidad
instalada (oferta neta) y la demanda máxima
de potencia del sistema. Una reducción en la
holgura de capacidad implica riesgo de
precios altos en periodos de hidrología
escasa.
Variables fundamentales del mercado
31
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80859095100105110115120
0
50
100
150
200
250
300
350
ma
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5
ma
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6
ma
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7
ma
y-9
8
ma
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9
ma
y-0
0
ma
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1
ma
y-0
2
ma
y-0
3
ma
y-0
4
ma
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5
ma
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6
ma
y-0
7
ma
y-0
8
ma
y-0
9
ma
y-1
0
ma
y-1
1
ma
y-1
2
ma
y-1
3
%
CO
P$
/kW
h (
en
e/1
2)
P.Bolsa prom. mes Vs. Demanda en contratos
Dem. Contratos (%) P.Bolsa Nal.
• Otras variables que también influencian el
comportamiento del mercado eléctrico:
– Precio regulado del gas natural en
Colombia.
– Precio internacional del crudo.
– Precio internacional del carbón.
– Nivel de contratación de los agentes en
el mercado.
– Otras.
Variables fundamentales del mercado
32
0
1
2
3
4
5
6
7
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$ /
MB
TU
CO
P$
/k
Wh
(e
ne
/1
2)
P.Bolsa prom. mes Vs. Precio de combustibles
P. regulado GN P.Bolsa Nal. WTI (USD/Bbl)
www.celsia.com
• La demanda significativa en Colombia es de
carácter residencial, comercial y oficial.
• Esto implica oscilaciones significativas en la
curva de carga diaria del sistema.
• Dicha demanda en general es regulada
(representada por la CREG ante el mercado).
• La demanda restante corresponde a la de
carácter industrial y es No Regulada (acuerdos
entre generadores, comercializadores e
industriales directamente).
• La dem. Industrial es: Alim.Beb.Tab. (6%), Textil
(3%), Papel (4%), Quimica (6%), Cemento (4%).
0
2
4
6
8
10
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
GW
h
Comportamiento horario de la demanda
Dem. No regulada Dem. Regulada
La demanda de electricidad en Colombia
33
Residencial
44%
Industrial
32%
Comercial
17%
Oficial
4%
Otros
3%
Demanda por sector
Mercado
regulado
66%
Mercado no
regulado
34%
Demanda por mercado 2012
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• En general, a lo largo de la historia, el crecimiento de la demanda de electricidad en Colombia estaba fuertemente ligado a la economía nacional (tasa de crecimiento del PIB).
• A partir de 2003, se ha favorecido el desarrollo de industria intensiva en la demanda de electricidad soportada en proyectos de autogeneración y cogeneración como son la minería, la industria manufacturera y del petróleo.
• Los escenarios de proyección de demanda
de electricidad lucen positivos en el horizonte
inmediato con tasas de crecimiento entre
3.6% y 5.1%. (escenario medio UPME)
• En adelante, el crecimiento se proyecta
menos intensivo con tasas que disminuyen
progresivamente de 4.5% en 2020 a 3.5% en
2030.
La demanda de electricidad en Colombia
34
5.2%
2.1%
3.4%
-4.2%
2.9% 3.9%
6.9%
1.7%
6.6%
4.0%
1.3%
3.2%
-5.1%
1.8%
3.0% 3.9%
1.8%
3.9%
-6.0%
-4.0%
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
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20
07
20
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20
09
20
10
20
11
20
12
PIB Dem. SIN
1%
2%
3%
4%
5%
6%
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
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03
20
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09
20
11
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
Esc. Proyección de demanda (GWh/año)
Esc. (1) Esc. (2) Crec. (1) Crec. (2)
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LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Contexto y particularidades
Fórmula tarifaria (G + T + D + O)
Up-stream de generación de electricidad
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Estructura tarifaria
GENERACIÓN: Precio de la electricidad en el mercado mayorista (bolsa). Los usuarios regulados no perciben directamente el precio de bolsa. Los Usuarios No Regulados acuerdan este valor libremente con la contraparte.
TRANSMISIÓN: Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional. Cargo regulado. Su valor corresponde a la valoración de los activos a precios de reposición a nuevo, con una rentabilidad (WACC) definida por la CREG.
DISTRIBUCIÓN: Costo por uso del Sistema de Distribución Local. Cargo regulado, cuyo valor para el usuario final depende de la zona geográfica y el nivel de tensión al cual tome la energía.
COMERCIALIZACIÓN: Cargo negociado libremente para los Usuarios No Regulados. Para el usuario final el valor es regulado y está asociado a la recuperación de los costos que le representa al vendedor la infraestructura que utiliza para la prestación del servicio.
OTROS: Costos de Pérdidas, Restricciones y Otros Servicios del MEM.
l
36
O
Cargos regulados
Componentes negociadas
libremente por los Usuarios No
regulados (UNR)
C
D
T
G
Tarifa = ( G + T + D + C + O ) x FC Contribución de solidaridad social
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• Subsidios aplicables sobre Consumos de Subsistencia - CS: 173 (menor a 1,000 msnm) ó 130
kWh/mes (mayor a 1,000 msnm)
• Residencial
– Estrato I: recibe 50% sobre su CS, paga el 100% por encima de éste.
– Estrato II: recibe 40% sobre su CS, paga el 100% por encima de éste.
– Estrato III: recibe 15% sobre su CS, paga el 100% por encima de éste.
• Neutro (sin subsidio ni contribución).
– Estrato IV, paga el 100% del costo del servicio.
– Oficial y Alumbrado Público pagan el 100% del costo del servicio.
• Contribuciones (al Fondo de solidaridad para subsidios).
• Residencial
– Estratos V y VI pagan un 20% adicional sobre el costo total del servicio.
• No Residencial
– Industria* y Comercio pagan un 20% adicional sobre el costo total del servicio.
Subsidios y contribuciones del precio
37
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Gx 32%
Tx 7%
Otros 1%
Cx 9%
Dx 51%
Gx 38%
Tx 8%
Otros 2%
Cx 10%
Dx 42%
Gx 59%
Tx 12%
Otros 3%
Cx 16%
Dx 10%
Gx 49%
Tx 10% Otros
2%
Cx 13%
Dx 26%
Participación de componentes de la tarifa al usuario
final
38
Nivel de tensión I Nivel de tensión II
Nivel de tensión III Nivel de tensión IV
Mayor o igual a 1 kV y menor a 30 kV menor a 1 kV
Mayor o igual a 30 kV y menor a 57,5 kV Mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV
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• Después de las Leyes 142 y 143 se
establecieron tres submercados que definen
los ingresos de un generador:
– Bolsa de energía: Sistema de
información donde convergen
generadores y comercializadores para
intercambiar energía (hora a hora),
ejecutar, liquidar y recaudar contratos.
Se acompaña de pequeños mercados
de servicios complementarios para
garantizar el continuo balance entre
oferta y demanda. La electricidad es
uno de los bienes (commodities) más
volátiles.
– Mercado bilateral de contratos: de
compra/venta, se celebra entre C y G y
se liquida en la bolsa. Sirven como
instrumento de cobertura (financiera) al
riesgo de precios en bolsa. Hoy día
propenso a actualizaciones.
• Cargo por Confiabilidad (CxC):
Anteriormente Cargo por Capacidad (de
carácter administrado), hoy día mecanismo
de mercado que incentiva la inversión en
energía firme (i.e., generación). Pretende
estabilizar en el tiempo el ingreso de un
generador.
Arquitectura del mercado eléctrico colombiano
39
5%
-47% 10% -9%
72%
12% 16%
-100%
-50%
0%
50%
100%
0
2,000,000
4,000,000
6,000,000
8,000,000
10,000,000
12,000,000
Contratos Bolsa CxC Total
Mile
s d
e M
ill. d
e C
OP
$ (
co
rr)
Volúmenes transados en los mercados y tasas de
crecimiento
2009 2010 2011 CAGR 10-11 Participación del total
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CND
ASIC
Transaccione
s de corto
plazo:
Bolsa
Clientes
Comercialización
Distribución
Transmisión
Generación
Monopolio del Servicio
Competencia a partir de 1999 en la expansión
del STN- Libre acceso a las redes y cargos
regulados
Monopolio del Servicio
Libre acceso a las redes
Cargos regulados
Compra y venta de energía
Competencia
Margen Comercialización aprobado por CREG
Regulados
No regulados
Competencia
Precios libremente acordados
Competencia en las ofertas de corto plazo
Operación y
Administración
del mercado
Comercializadores trasladan costos a clientes
Cargo por
Confiabilidad
Transac. de
largo plazo:
Contratos
bilaterales
Esquema de operación del mercado
40
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Centro Nacional de Despacho (CND):
• Planeación, supervisión y control de la
operación integrada de los recursos de
generación, interconexión y transmisión del
SIN.
• Tiene como objetivo hacer una operación
segura, confiable y económica del SIN.
Administrador del Sistema de Intercambios
Comerciales (ASIC):
• Registro de las fronteras comerciales,
contratos de energía; de liquidación,
facturación, cobro y pago del valor de
actos, contratos, transacciones y en
general todas obligaciones que resulten
por el intercambio de energía en bolsa,
para generadores y comercializadores; de
las Subastas de OEF; del mantenimiento
de los sistemas de información y
programas de computación requeridos,
entre otros.
• XM nació en 2005 como empresa
pública, es filial de ISA (99.7%).
Generador i
Oferta de precio diaria
Oferta de disponibilidad
horaria
Su oferta depende de costos variables
de generación
Despacho Económico
XM ordena recursos de
generación en orden de mérito
para igualar demanda horaria
Centro Nacional de Despacho
Coordina la operación hora a
hora durante el día
Corrige desviaciones en
tiempo real
ASIC
Liquidación, facturación, cobro
y pago de contratos,
transacciones y obligaciones que
resulten del intercambio en
bolsa
Funciones de XM en el mercado
41
TRANSACCIONES FÍSICAS
Demanda Regulada
Demanda No
Regulada Generador i
Generador n
Comercializador n
Comercializador i Generador i
Generador n
Transacciones
de largo plazo:
Contratos
bilaterales
Operación y
Administración
del mercado
Cargo por
Confiabilidad
Transacciones
de corto plazo:
Bolsa
TRANSACCIONES FINANCIERAS
Transacciones físicas y financieras
Arquitectura del mercado 42
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• “Day-ahead market”, de resolución
temporal intradiaria (horaria).
• Subasta diaria de precio uniforme.
• Cada agente oferta diariamente un único
precio y 24 valores de disponibilidad de
capacidad para el día siguiente.
– Agentes hidráulicos ofertan costo de
oportunidad del agua y OCVH.
– Agentes térmicos ofertan precio que
refleja costo variable de generación
(costo combustible)
• Se ordenan ofertas de los agentes en
orden de mérito.
• La oferta se iguala a la demanda de cada
hora para encontrar el precio marginal o
“precio de bolsa” horario.
• Todos los agentes se remuneran al precio
de bolsa de cada hora independiente de su
precio de oferta (rentas inframarginales).
Funcionamiento de la bolsa de energía
43
Recu
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up
ra-m
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Disponibilidad
(MW)
Precio
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(MW
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Precio
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Precio
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Subasta diaria
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2
Precio de oferta promedio ponderado por tecnología - COP$ / kWh Jun.12.
Carbón
Gas natural
Hidráulica
Líquidos
P.Bolsa
• Evolución histórica del precio de oferta
promedio ponderado por tecnologías en
Colombia y comparación respecto al precio
de bolsa.
Funcionamiento de la bolsa de energía
44
Carbón
Gas natural
Líquidos
D1 D2
p1N
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N
Hidráulica
D1 D2
p1N
p2V
p2N
p1V
N
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Carbón
Gas natural
Hidráulica
Líquidos
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Precio de oferta promedio ponderado por tecnología - COP$ / kWh Jun.12.
Carbón
Gas natural
Hidráulica
Líquidos
P.Bolsa
Funcionamiento de la bolsa de energía
45
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• En paralelo al mercado bilateral de contratos, hoy día se adelantan dos iniciativas:
• Mercado Organizado Regulado (MOR):
– Iniciativa CREG (en discusión actualmente).
– Procura estandarizar contratos.
– Convergencia de agentes en subasta para satisfacción de la demanda.
– Comprador único para el mercado regulado.
• Derivex:
– Iniciativa XM y BVC.
– Procura estandarizar contratos (futuros).
– Con intensión de crear otros instrumentos financieros para ofrecer mayores alternativas de cobertura a los generadores.
• Transacciones financieras bilaterales de largo plazo entre generadores o entre generadores y comercializadores.
• Las transacciones se saldan según la energía incluida en el despacho diario (energía en bolsa).
• Mercado altamente ilíquido hoy día: contratos hechos a la medida según la curva de carga de cada generador o comercializador.
• Transacciones que ofrecen cobertura de precios a los agentes.
• Actualmente tienen vigencias entre uno y dos años. Son contratos del tipo pague lo contratado o pague lo demandado.
• Los comercializadores que representan la demanda regulada acuerdan precios bajo este principio.
• Los grandes consumidores (Usuarios finales con demanda superior a 0.1 MW o 55 MWh/mes, zonas francas, alumbrado público) acuerdan precios libremente con generadores.
Funcionamiento mercado de largo plazo
46
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• La reducción en la holgura de capacidad, y la alta exposición a eventos hidrológicos secos (“El
Niño”), reducen la confiabilidad en el suministro de electricidad.
• Para incentivar la inversión en generación en 1997 se creó el Cargo por Capacidad: Mecanismo
administrado para incentivar la inversión en capacidad que funcionó por 10 años (en su mayoría
turbinas a gas natural). Criticado por su carácter administrado de cantidades y precio.
• En 2006, se remplazó el mecanismo de incentivo por el Cargo por Confiabilidad
– Mecanismo de mercado para incentivar la inversión en energía firme. Asigna Obligaciones de
Energía Firme (OEF) a través de subastas.
• Subasta de reloj descendente: activos de menor capacidad
• Subasta GPPS: grandes proyectos de generación.
– La energía firme (ENFICC) es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una
planta continuamente, en condiciones de baja hidrología, durante un año.
– El cargo por confiabilidad se respaldada en anillos de seguridad, mecanismos contingentes,
para garantizar la confiabilidad del suministro. Se ordenan así: Cargo por Confiabilidad,
mercado secundario de OEFs, demanda desconectable voluntariamente, despacho de activos
de generación de última instancia y subasta de reconfiguración de OEF.
– CERE: Costo Equivalente Real de la Energía Eléctrica. Recauda el ingreso a distribuir entre
agentes.
Funcionamiento del Cargo por Confiabilidad
47
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• Las OEFs funcionan como una opción financiera. Cuando el precio de bolsa supera el precio de
escasez (definido por el regulador) se hace efectiva la obligación de entregar la energía firme.
• Las OEFs reciben una remuneración fija (precio de cierre de las subastas) a cambio de entregar
dicha OEF, en los periodos de escases (P. bolsa > P. Escasez), al precio de escasez.
• La situación alterna (trade-off) implica que la ENFICC sin obligaciones asumidas, no recibe dicha
remuneración pero en cambio, puede venderse en las situaciones de escasez, al precio de bolsa.
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P$
/kW
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s)
Precio de bolsa Vs. Precio de Escasez
P.bolsa promedio diario P.bolsa mín. diario P.bolsa máx. diario P.Escasez
Funcionamiento del Cargo por Confiabilidad
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60 61 62 63 64 65 66 67 68 69U
S$
/ M
Wh
TWh / Año de ENFICC
Evolución subasta reloj descendente 2011
Función de demandaDem. ExistentesFraccionamientos Tasajero IIGecelca 31Termoandina
• Subasta de reloj descendente: para proyectos de
menor envergadura. Su nombre se debe a la
reducción del precio de compra de OEFs a medida
que avanzan las rondas en el tiempo.
• Agentes existentes son tomadores de precio,
agentes nuevos compiten por precio.
• Avanzó en 3 rondas de precios hasta el cierre 15.7
US$/MWh. Precio de retiro de Gecelca 32.
• Celsia participó con Termobolivar (199 MW con
comb. líquido) - Precio de retiro 17.2 US$ / MWh.
• Los proyectos que quedaron asignados
(incluyendo existentes) fueron:
– Gecelca 32: carbón, 175 MW.
– Tasajero 2: carbón, 166 MW (asignación parcial).
– Ambeima: hidráulica, 45 MW.
– Carlos Lleras Rpo: hidráulica, 75 MW.
– San Miguel: hidráulica, 42 MW.
• Termobolivar no resultó asignado, pero el balance
es positivo por los efectos que tiene sobre el
parque de generación actual.
Resultados última subasta de reloj
descendente (2011)
49
Ronda 01
Ronda 02
Ronda 03
Precio de cierre
15.7 US$ /
MWh
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• Segunda subasta GPPS: para proyectos de
mayor envergadura.
• Subasta de sobre cerrado con tope de oferta
igual al precio de cierre de la última subasta
de reloj descendente (15.7 US$ / MWh).
• Se divide en 2 grupos.
• Grupo q = 0:
• Compiten entre sí sin competencia directa
por parte de los nuevos proyectos.
• Aquellos asignados en la primera subasta
que participan para asignar sus OEFs no
asignadas previamente. En su orden:
– Ituango: Por retrasos en proceso
constructivo desplazó su oferta al año
2021 liberando espacio de demanda a
ser atendida en la subasta. Se asigna
parcialmente a partir de 2021.
– Sogamoso: ocupa el espacio de
demanda liberado por Sogamoso y
termina de asignar sus OEF disponibles
a partir del año 2017.
• Grupo q = 3: aquellos que optaran como
proyectos nuevos por asignaciones.
– Encimadas y Cañaveral: 174 MW
hidráulicos. Proyecto privado que se
auto-descalificó ofertando por encima
del tope de oferta.
– Cañafisto (ISAGEN): 936 MW
hidráulicos. Ofertó disponibilidad a partir
de 2021.No resulta asignada en la
subasta.
– Termonorte (G. Castellanos –
Propietario proyecto Termocol): 88 MW
respaldado en combustibles líquidos.
Ofertó disponibilidad a partir de 2017 a
14.9 US$ / MWh. Resulta asignado
completamente a partir de este año.
– Porvenir II: Proyecto presentado por
Celsia a través de Proe S.A.S. Ofertó
disponibilidad a partir de 2018 a 11.7
US$/MWh. Resulta asignado al 57%
de su ENFICC el primer año y en
adelante al 100% de su ENFICC al
precio ofertado.
Resultados última subasta GPPS (2012)
50
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Estado de proyectos con asignaciones de CxC
Planta MW Empresa Asignación IPVO
Corte último
informe
Atraso IPVO
Nueva fecha
Flores IV ↑ 163 TERMOFLORES Transición 01-dic-10 Operación
Porce III 660 EPM Transición 01-dic-11 Operación
Miel II 135.20
PROMOTORA
MIEL (Consorcio
EPSA-GENSA)
GPPS 01-dic-14 Pérdida OEF
Porce IV 400 EPM GPPS 01-dic-15 Pérdida OEF
Amoyá 78 ISAGENSubasta
Reconfiguración
2012-12-01 al
2013-12-01nov-12
Miel I ↑ 163 ISAGEN Subasta 01-dic-12 may-13 31-ago-2013
Quimbo 420 EMGESA GPPS 01-dic-14 mar-13 15-jun-2015
Ituango 1,200 EPM ITUANGO GPPS 01-dic-18 dic-12
Cucuana 60 EPSA GPPS 01-dic-14 dic-12
Sogamoso 800 ISAGEN GPPS 01-dic-14 sep-12
Gecelca III 150 GECELCASubasta
Reconfiguración
2012-12-01 al
2013-12-01nov-12
Termocol 210GRUPO
POLIOBRAS
Subasta
Reconfiguración
2012-12-01 al
2013-12-01mar-13 31-may-2014
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OEF asignadas y requerimientos futuros
52
0
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120
140d
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dic
-32
dic
-33
dic
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dic
-35
dic
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dic
-37
TW
h /
añ
o
Proyección demanda de ENFICC Vs. asignaciones a existentes y proyectos nuevos Dem. Objetivo*
Termonorte
Porvenir II
Tasajero 2
San Miguel
Carlos Lleras
Gecelca 32
Ambeima
Ituango
Quimbo
Cucuana
Sogamoso
Gecelca 3
Amoya
NDC con contratos
Porce III
Flores IV
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• Se seleccionaron una serie de escenarios
viables (sujetos a algunos movimientos
menores en los portafolios de los
involucrados).
• Se califica su desempeño según una
evaluación multiobjetivo:
– Capacidad de generar posiciones
favorables de mercado (índice de
Lerner).
– Capacidad de asumir OEF.
– Capacidad de despacho en mérito
(“despachabilidad”)
– Capacidad de regulación de agua.
– Capacidad de atender demanda máxima
de potencia.
Comparación de alternativas
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0 2
3
4 5
1
Capacidad de
atender demanda
máxima de energía
Capacidad de generar
posiciones favorables de
mercado
Capacidad de
asumir OEF
Capacidad de
despacho
Capacidad de
regulación de
agua
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Referencia competitiva - Negocio de Gx
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• Las actividades de transmisión y distribución se regulan como monopolios naturales (economías de red).
• Una economía de red es aquella con infraestructura difícil de duplicar por dos agentes interesados (desde una perspectiva económica), para prestar el mismo servicio.
• Se encuentra concentrada en pocos agentes que en general se ordenan como monopolios geográficos.
• Para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica se utiliza una tasa de retorno calculada con base en la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) definido por la CREG.
• La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) es la entidad encargada de realizar los estudios que permiten identificar los proyectos de expansión del STN.
• Para la construcción de estos nuevos proyectos, la UPME, inicia procesos abiertos para convocar a inversionistas nacionales y extranjeros. El proyecto se adjudica a la firma que solicite el menor valor a pagar durante veinticinco años.
Tx y Dx de electricidad en Colombia
55
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Se denomina transmisión a la actividad de transportar la energía eléctrica por el Sistema de Transmisión Nacional (STN).
El STN corresponde al sistema de redes y equipos que interconecta las diferentes zonas geográficas del país, que cubre las distancias más largas y que opera a tensiones iguales o superiores a 220 kV.
Transmisión de electricidad en Colombia
56
SIN
Plantas térmicasPlantas hidráulicasPlantas eólicas
500 KV
220 KV
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• Redes y equipos que operan a tensiones menores a los 220 kV
hacen parte de la actividad de distribución.
• Su principal función es transportar electricidad hasta el domicilio del
usuario final.
• Estos activos se agrupan en:
– Sistemas de Transmisión Regional (STR – nivel de tensión 4).
– Sistemas de Distribución Local (SDL – nivel de tensión 1, 2 y 3).
– Todos a cargo de empresas denominadas Operadores de Red
– OR.
• La Distribución de Electricidad se clasifica en cuatro grupos:
– Nivel de tensión 1: menor a 1 kV
– Nivel de tensión 2: mayor o igual a 1 kV y menor a 30 kV
– Nivel de tensión 3: mayor o igual a 30 kV y menor a 57,5 kV
– Nivel de tensión 4: mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV
Distribución de electricidad en Colombia
57
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Remuneración del negocio de Tx y Dx
58
CLIENTES
SDL
STN • Ingreso Máximo
• WACC: 11.5%
• AOM % VNR anual
• Estampilla nacional
Transporte de energía a través de activos que
operan a tensiones iguales o superiores a 220
kV
STR • Ingreso Máximo
• WACC: 13%
• AOM % VNR anual
• Estampilla por STR NT 4
NT1
NT 2
NT 3
Transporte de energía desde las subestaciones
del STN hasta los sitios de consumo.
Monopolio natural regulado en el cual se
garantiza la prestación del servicio en
condiciones y precios adecuados, permitiendo
el libre acceso a las redes.
• Cargo Máximo
• WACC: 13,9%
• AOM % VNR anual
• Calidad revisada anualmente
• Pérdidas por Nivel de Tensión
Intermediación comercial entre agentes que
prestan los servicios de generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica y
los usuarios finales de servicios.
• Costo Base de
Comercialización (CO), en
$/factura
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San MarcosMeta
Tasajera
Guatapé
AncónEPM
Esmeralda
Purnio
La Miel
Virginia
Yumbo
SAN CARLOS
ANTIOQUIA/CHOCÓ
SUROCCIDENTAL
NORTE
CQR
Sierra
Sochagota
Primavera
Comuneros
Guatiguará
NORDESTE
Termocentro
Malena
MAGDALENA
MEDIO
OCCIDENTAL
Valle
Cauca
Nariño
Huila
Bogotá
Pagua
Mesa
NoroesteHermosa
SUR
Ancón
Sur ISA
Paez Jamondino
(Pasto)
Norte Sant.
S/Mateo
El Corozo
VENEZUELACuatricentenario
Panamericana
(Ipiales)
Tulcán
(Ecuador)
ECUADOR
Oriente
Envigado
Miraflores
Barbosa
Tunal Reforma
Guavio
Chivor
Tolima
Jaguas
Cerromatoso
Chinú
GCM
Atlántico
Bolívar
Cerromatoso
CARIBE
CARIBE 2
Cuestecitas
San Felipe
Betania
ORIENTAL
Torca Circo
CúcutaOcaña
Tasajero
Palos Caño Limón
Paraíso
S.Mateo
Balsillas
Gdpe IV
Porce
Salto
Occidente
Bello
Córdoba
Sucre
Te
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Cand
ela
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Cart
ag
en
a
Flores
N/BquillaTebsa
Copey V/dupar.
Fundación
S/MartaGuajira
Sabana
A.Anchicayá
Salvajina
Pance
Juanchito
OCCIDENTAL
Paipa
Barranca
B/manga
Enea
Playas
LaMiel
Cartago
NORORIENTAL
Ibague
(Mirolindo)
Flandes/Prado
Cajamarca
Regivit
Colegio/
Pomasqui
(Ecuador)
SanBernardino
Guaca
Sam Banad
DIAGRAMA UNIFILAR DE ÁREAS
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
DICIEMBRE DE 2009
500 kV
220 kV
115 kV
Indisponible
115 kV
138 kV
Tol
Bacatá
Mocoa
Altamira
Urra
Uraba
Sistema Interconectado Nacional, áreas eléctricas
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958
,21
6
9,6
30
71%
10% 8% 6% 3% 1% 0.7%
-
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000Transmisión – Ingreso STN (COP mm)
COP mm
% mercado
Limites de Participación:
La actividad de transmisión no tiene definidos límites en su participación, exceptuando:
• ISA solo puede crecer mediante asignaciones en licitaciones.
• Una empresa generadora, distribuidora o comercializadora solo podrá tener hasta el 15% del capital de una empresa transmisora, o ésta no podrá tener más del 2% de participación en el STN.
Transmisión de electricidad en Colombia
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Características del Negocio de Distribución:
• Requiere un alto componente de costos fijos.
• La Regulación es ejercida por el gobierno
(CREG), consiste en determinar el precio
(cargo de distribución) que pueden aplicar en
la tarifa por unidad de energía transportada.
• Se regulan los gastos de Administración,
Operación y Mantenimiento, a través de
incentivos que proporcionan señales para
mejorar calidad.
Limites de Participación:
La Distribución no tiene definido un límite de
participación. No obstante, el límite se asocia al
existente a los comercializadores.
Distribución de electricidad en Colombia
12,4
83
11,0
20
10,4
92
3,8
81
2,2
89
5,4
81
27.3%
24.1% 23.0%
8.5%
5.0%
12.0%
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
Distribución – Demanda por OR (GWh)
Demanda
% Demanda
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Up-stream de gas natural
62
Planeación general – DNP (Departamento Nacional de Planeación)
Bajo directrices de Presidencia y Leyes del Congreso de la República.
Dirección - Ministerio de Minas y Energía
A cargo de la dirección y la política sectorial
Política - Ministerio de Hacienda y Crédito Público
A cargo de la dirección y la política sectorial
Planeación – UPME (Unidad de Planeación Minero Energética)
Cuerpo técnico de la industria encargado de evaluar y planear la expansión en la industria
Regulación – CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Regula la industria eléctrica y de gas natural.
Organismo que interactúa con Min. de Minas y Energía, Min. Hacienda, DNP y SIC.
CNO – Gas Natural (Concejo Nacional de Operación de Gas Natural)
Comité asesor en temas técnicos de operación y comerciales con participación de representantes de la industria eléctrica nacional.
Control y Vigilancia – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), Superintendencia de Industria y Comercio (SIC)
Organismo afectado por Presidencia de la República que se encarga del control de posiciones dominantes y abuso de poder de mercado.
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64%
22%
6% 4% 2% 2% 1%
- 10 20 30 40 50 60 70
Eco
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GB
TU
D
Productores GN
GBTUD
Part. %
• La industria del gas natural se ordena en una cadena de abastecimiento que incluye productores, transportadores, distribuidores y comercializadores.
• Un productor es “…quién extrae o produce gas natural conforme a la legislación vigente.”
• El Gas Natural, proviene de los diferentes campos de producción; los principales en el país son: Guajira, Cusiana, La Creciente, Gibraltar, entre otros.
Up-stream de gas natural - Producción
63
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Up-stream de gas natural – Fuentes
64
BALLENA
Año Capacidad
2012 684
2013 661
Fuente: Sistema de información de comercialización de gas
LA CRECIENTE
Año Capacidad
2012 84
2013 84
CAMPOS DEL CASANARE
Año Capacidad
2012 514
2013 514
GIBRALTAR
Año Capacidad
2012 34
2013 34
Otros menores
Año Capacidad
2012 48
2013 48
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50%
36%
6% 3% 2% 2% 1% 0%
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
TG
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Tra
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Tra
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Tra
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sto
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Pro
gasur
MP
CD
Transportadores GN (MPCD)
MPCD
Part. %
El suministro de gas es llevado al consumidor
final a través de un sistema de gasoductos
localizado a lo largo del territorio nacional.
“Es el transporte de gas combustible a través de
redes de tubería, desde las Estaciones
Reguladoras de Puerta de Ciudad, o desde un
Sistema de Distribución, hasta la conexión de un
usuario”.
Up-stream de gas natural – Transporte
65
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• A diferencia del transportador, el distribuidor
transporta el gas desde los gasoductos
centrales o los sitios de acopio, a través de
las redes de tubería secundarias, hasta la
conexión del usuario final.
Up-stream de gas natural – Distribución
66
36%
12% 10% 10% 9%
6%
17%
-
100
200
300
400
500
600
700
GasNatural
G. delCaribe
G. deOccidente
EPM Surtigas GNCundiboy.
Otros
MB
TU
Distribuidores GN (Consumo 2010)
Residencial No residencial Part. %
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• El balance de corto plazo del energético no es positivo. A 2014 se prevé una situación deficitaria (a
nivel nacional) que compromete la confiabilidad del sistema eléctrico en general.
• Desde el año 2010 se viene considerando la idea de desarrollar una planta de regasificación para
importar gas natural licuado y aliviar las condiciones de oferta en el suministro y favorecer la
atención de demandas térmica y no térmica.
• Actualmente, el esquema de comercialización de gas natural a partir del 1ro de enero de 2014 se
encuentra pendiente de definición por parte de la CREG.
Up-stream de gas natural – Balance
3.2. Up-stream de generación de electricidad 67
0
1,000
2,000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Balance gas natural MPCD - Escenario demanda Medio
Potencial producción normalizado DM. Residencial DM. ComercialDM. Industrial DM. Vehicular DM. RefineríasDM. Petroquímica DM. Termoeléctrica DM. Termoeléctrica con Niño
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• La disponibilidad de Carbón en Colombia
respecto a la distribución de reservas en el
mundo es baja. En el panorama regional
(Latam) es uno de los mayores productores.
• Colombia cuenta a 2009 con 6,668 Mt de
reservas medidas y con 4,571 Mt reservas
indicadas. Adicionalmente cuenta con un
potencial carbonífero de 16,668.92 Mt de
potencial carbonífero.
• Con la tasa de explotación actual, las
reservas medidas de carbón en Colombia
aseguran más de 100 años de producción.
Up-stream de carbón (1)
68
Fuente: UPME. Panorama del Sector Minero. 2010.
Norte América
30%
Sur y Centro
América 2%
Europa y Eurasia
33%
África y Medio
Oriente 4%
Asia Pacífico
31%
Distribución reservas mundiales Carbón
Brasil 0.8%
Estados Unidos 25.8%
Rusia 17.0%
China 12.4%
Australia 8.2%
India 6.3%
Ucrania 3.7%
Kasajistan 3.4%
Otros 11.8%
Sudafrica 3.3% Otros de
Europa y Eurasia
0.8%
Polonia 0.8%
Colombia 0.7%
Otros 4.9%
Otros 10.5%
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0
20,000
40,000
60,000
80,000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Producción Carbón (miles Ton)
Producción minera - Carbón Prod. Cesar - La Guajira
Prod. Boyacá - Cundinamarca
• La minería en Colombia obedece a:
– Minería no técnica: cumple con la
propiedad del título minero pero carece
de adecuado nivel tecnológico para
ejecutar el proceso.
– Explotaciones ilegales: no cuentan con
título minero. En Antioquia el 50% de
las minas son ilegales, en Bolívar el
53%, en Boyacá el 25%.
• El 90% de la producción de carbón en
Colombia proviene de los yacimientos del
Cesar y La Guajira.
• Son operados por Carbones del Cerrejon
Ltd., Drummond Ltd., C.I. Prodeco S.A.,
Carbones del Cesar S.A., Carbones
Colombianos del Cerrejón S.A., Carbones El
Tesoro S.A., Carbones de La Jagua,
Consorcio Minero Unido, Vale Coal y
Norcarbón S.A.
• La segunda zona productora comprende los
Boyacá y Cundinamarca (6.3% de la
producción de la zona Cesar – La Guajira).
• La producción de esta zona se dedica casi
en su totalidad al consumo interno:
– 30.4% a la generación de
electricidad.
– 21.7% a la producción de coque
(exportación).
– 32.6% a la industria.
– 15.2% a la exportación.
Up-stream de carbón (2)
69
Fuente: UPME. Panorama del Sector Minero. 2010.
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• Cerca del 8% de la capacidad de generación
en Colombia corresponde a centrales
térmicas a Carbón: Termoguajira (296 MW),
Termozipa (97 MW), Termopaipa (321 MW) y
Termotasajero (155 MW).
• En el mediano plazo, se espera expandir la
capacidad del parque con los proyectos
Gecelca 32 (175 MW) y Termotasajero II
(166 MW).
• La capacidad calorífica del carbón para
generación de electricidad oscila entre 6,100
y 7,000 kcal / kg.
• La generación a carbón atiende en promedio
4.6% de la demanda comercial doméstica y
alcanzando en ocasiones, a atender el
10.3% de ésta.
Up-stream de carbón (3)
70
Fuente: UPME. Panorama del Sector Minero. 2010.
0%
5%
10%
15%
0
100
200
300
400
CO
P$
/kW
h (
ene
/12
)
P.Bolsa prom. mes Vs. % demanda atendida con carbón
% generación Carbón P.Bolsa Nal.
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Celsia
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Celsia: Una transformación con energía
Gx Inicia proceso de
transformación estratégico
Focalizar los negocios –
Sector eléctrico
Sector competitivo
Potencial de
crecimiento +
rentabilidad
Equity Story
4º
Dx 5º Estrategia de Crecimiento
Lineamientos:
Sectores estratégicos
definidos (Gx y Dx).
Preferentemente mercados
adyacentes e interconectados
eléctricamente con Colombia
Capacidad de agregar valor
(TIR > WACC)
Activos que complementen el
mix de negocio y de
tecnologías
Agilidad para responder a los
cambios
Habilidad para atraer y retener
talento humano de alta
calidad
Capacidad para atraer los
inversionistas
2007
2008
2009
2011
2012
2001
Adquisición
Termoflores
Adquisición
- Meriléctrica
- Rio Piedras
- Py. Hidromontañitas
Adquisición
EPSA
- Cierre Ciclo
Flores IV
- Adq. Py. San
Andrés
- Entrada en
operaciónAmai
me
- 100% Portaf.
Sector eléctrico
- Adq. Py.
Porvenir II
- Ent. En oper.
Alto Tuluá
- Ent. En oper.
Hidromonañitas
2013
Desinv.:
- Argos
- SAI
- Inv. e Ind.
Desinv.:
- Kymberly
- BVC
- G. Inv. Sura
Desinv.:
- Hoteles
- Arseg, Pass y Clasi.
> USD 1,5 Billones en inversiones y desinversiones
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5o Distribuidor en
Colombia
4o Generador en
Colombia
Posición relevante en el mercado nacional
24% 20% 15%
12% 8% 7%
15%
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
EPM Emgesa Isagen Celsia+EPSA Gecelca AES Chivor Otros
MW Participación principales generadores – Diciembre 2012
Otra Termoeléctrico Hidroeléctrico % mercado
26% 26% 22% 7% 4% 15%
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
Codensa EPM Electricaribe Emcali EPSA Otros
GWh
Participación principales distribuidores (Demanda por OR)
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Localización geográfica de las inversiones
74
Antioquia
39,8 MW (hidro.)
372 MW (hidro. –
Proyectos)
Atlántico
Zona Franca Celsia
610 MW
(termoeléctrica a
gas, ciclo
combinado)
Valle del Cauca
624 MW (hidro)
19,9 MW (hidro –
Proyecto)
526.603 Clientes
Santander
167 MW (termo)
Tolima
51 MW (hidro)
55 MW (hidro – Proyecto)
Cauca
285 MW (hidro)
Generación
Generación + Distribución
P Proyecto – en construcción
P Proyecto – etapa de diseño
P
P
P P
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Negocio de generación
Celsia 11%
Otros 89%
Hidráulica (Embalse)
51% Hidráulica
(Filo de agua) 6%
Térmica (Ciclo
combinado) 34%
Térmica (Ciclo simple)
9%
Celsia 12%
Otros 88%
* Celsia, Zona Franca Celsia, EPSA y CETSA.
Capacidad por tecnología (MW)
1.777 MW Capacidad consolidada 2012:
56% (1.000 MW)
44% (777 MW)
Hidroeléctrica
Térmica
Energía en firme total del SIN 2012
18 centrales en operación
Capacidad total del SIN 2012
*
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Celsia 8.4%
Otros 91.6%
Negocio de Generación – energía generada
Generación por compañía (GWh)
5.038 GWh 67% (3.376 GWh)
33% (1.661 GWh)
Hidroeléctrica
Térmica
Generación total del SIN 2012 Generación por compañía (GWh)
5,411 5,951
5.038
2010 2011 2012
EPSA ZF Celsia Celsia Total
SIN –
Energía
Generada
2012
59.995
GWh
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2010 2011 2012
Hidro Termo Part. % gener. hídrica mercado
Generación por tecnología (GWh)
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Portafolio de tecnologías de generación balanceado que brinda estabilidad y respaldo al sistema colombiano.
19 centrales en operación.
12% de la capacidad efectiva neta nacional.
9,44% de la producción del SIN en 2012.
14,6% de la energía firme nacional (9.645 GWh/año).
Negocio de generación
77
Hidráulica 50% Plantas
menores (< 20 MW)
6% Térmica (Ciclo
combinado)
34%
Térmica (Ciclo
simple) 10%
Capacidad instalada: 1,777 MW
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Negocio de generación
Flores I, Flores IV– 3 Unidades
610 MW
Merilécrica – 1 Unidad
167 MW
Rio Piedras – 2 Unidades
20 MW
Montañitas – 2 Unidades
20 MW
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Negocio de generación
Alto Anchicayá – 3 Unidades
355 MW
Bajo Anchicayá – 4 Unidades
74 MW
Salvajina – 3 Unidades
285 MW
Calima – 4 Unidades
132 MW
Prado – 4 Unidades
51 MW
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Negocio de generación
Nima I y II – 3 Unidades
6,7 MW
Río Cali I y II – 4 Unidades
1,8 MW Amaime – 2 Unidades
19,9 MW
AltoTuluá – 2 Unidades
19,9 MW
Río Frio I y II – 4 Unidades
11,7 MW Rumor – 1 Unidad
2,4 MW
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Negocio de Dx, Tx y Cx. minorista*
81
Quinto mayor distribuidor en Colombia.
Cerca de 530 mil clientes
Efectividad en el recaudo del 99,1% en 2012.
Nivel de pérdidas de 9,37% en 2012.
* Estos negocios se realizan por intermedio de EPSA y Cetsa.
451,635 464,981
480,953 496,025
510,842 526,603 530,398
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013-1Q
Clientes
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Negocio de Distribución y Comercialización
*Datos a diciembre de 2012.
10.12%
9.89% 9.79%
9.71% 9.73%
9.37%
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Pérdidas
1,624 1,920 1,983
2010 2011 2012
Energía distribuida (GWh)
Facturación
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Negocio de Distribución y Comercialización
100% 100%
99.91%
100.10%
99.70%
99.10%
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Recaudo
42.4
27.0 24.1
20.20 17.5
29.4 25.4 25.9 23.70 21.5
2008 2009 2010 2011 2012
SAIDI – SAIFI (EPSA)
SAIDI SAIFI
System average interruption duration index – SAIDI
System average interruption frequency index - SAIFI
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Estrategia de crecimiento
530,603 +480.953
+ 29.889 + 7.925
+ 4,000
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
2007 2008 2009 2011 2012 2013-1Q 2013
Clie
nts
Crecimiento en distribución (clientes)
Adquisiciones Crecimiento orgánico
1737 1,777
+441
+187
+ 920
+ 189 + 40
0200400600800
1,0001,2001,4001,6001,8002,000
2007 2008 2009 2011 2012-1S 2012
MW
Crecimiento en generación (capacidad)
Adquisiciones Crecimieto orgánico
Zona Franca
Celsia
Meriléctrica,
Río Piedras
EPSA
Flores IV,
Amaime
Alto Tuluá,
Hidromontañitas
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• Celsia hoy cuenta con un 11,5% de la energía firme nacional (8.054 GWh / año).
• Los activos que mayor generación aportan en el portafolio son Salvajina, la cadena Albán y Flores IV
• Flores I, Flores IV y Meriléctrica son los activos que mayor aporte hacen en términos de energía, firme gracias a su
bajo índice de indisponibilidad histórica y a la disponibilidad de combustible con la que cuentan.
• Las características de los embales en la cadena Albán y el de Salvajina favorecen su disponibilidad de
energía firme frente a otros activos del portafolio.
• Prado, y las menores Río Piedras, y Hidromontañitas son activos con alto factor de uso.
• Flores I y Flores IV tienen factores superiores de utilización gracias a su eficiencia y localización
estratégica.
Portafolio de activos
85
429
285
132
46 20 20
20
20
450
167
160
46% 43%
17%
46%
82%
34% 21%
71%
31%
5%
53%
21% 27%
8% 17%
95% 96% 92%
0
100
200
300
400
500
MW
Principales centrales Celsia
Capacidad instalada Factor de utilización ENFICC/CEN
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• Flores IV recibió asignaciones por 3,7 TWh-año, por un período de 10 años como planta especial.
• Cucuana tiene asignaciones de 0,1 TWh-año por un período de 20 años.
• Porvenir II fue adjudicado 1,4 TWh-año de ENFICC por un período de 20 años.
• Actualmente, la organización tiene asignaciones de ENFICC hasta el 30 de noviembre de 2038.
• En 2013 tiene 8,1 TWh asignados, lo que equivale a un 11,5% del total de asignaciones existentes
en el SIN.
Cargo por Confiabilidad – OEF asignadas
86
* Se asumen asignaciones de las plantas
existentes a partir de su vencimiento
0.000
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
2007-2008 2008-2009 2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020
TW
h /
añ
o
Asignación de OEF por planta*
Meriléctrica Termoflores III Termoflores I Termoflores II Termoflores IV Porvenir II
Alto y bajo Anchicayá Salvajina Calima Prado Cucuana
www.celsia.com
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ene-10 jul-10 ene-11 jul-11 ene-12 jul-12 ene-13
GW
h
Generación agregada por tecnología
Hidráulica Térmica Ventas en contratos
• La complementariedad tecnológica del
portafolio se refleja en la forma como
centrales hidráulica y térmica se alternan en
el despacho mensual según sea la
temporada hidrológica
• La coordinación tecnológica, junto con la
estrategia comercial de largo plazo
(contratos) le proporcionan oportunidades de
cobertura para capturar los precios que
derivan mayor de acuerdo con el escenario
hidrológico
• Las cadena Albán (Alto y Bajo Anchicayá),
Salvajina representan la mayor parte de la
producción de energía.
• Flores IV ha tenido una importante
participación por generación de seguridad en
el área Caribe desde su entrada en
operación.
Generación consolidada Celsia
87
0
200
400
600
800
1000
ene-10 jul-10 ene-11 jul-11 ene-12 jul-12 ene-13
GW
h
Generación agregada por central
ALBAN SALVAJINA CALIMA PRADO
MENORES MERILECTRICA FLORES 1 FLORES 2
FLORES 3 FLORES 4
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Las características de los activos de generación
en el portafolio de Celsia, sus propiedades
técnicas y operativas, en conjunto con las
estrategias comerciales aplicadas para
balancear los ingresos por diferentes conceptos
le permiten:
Estabilidad en los resultados.
Ofrecer respaldo y confiabilidad al sistema
eléctrico nacional.
Aprovechar oportunidades en el mercado.
Coordinar el despacho de activos
hidráulicos y térmicos complementarios
entre sí. 683,525
471,050
646,197
259,475
93,354
275,127
245,896
61,044
173,524 205,226
209,343
55,782
-
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
2010 2011 2012 2013-1Q
CO
P m
m
Ingresos generación
Ventas en Bolsa Ventas en contratos CxC
Características del negocio de generación de Celsia
950.403 951.403
1.101.436
376.301
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La diversificación de negocios que se logra al
participar en los negocios de distribución y
generación potencializa el crecimiento y la
creación de valor para los inversionistas. El
negocio de distribución aporta:
Flujo constante que permite apalancar
el crecimiento de generación
Estabilidad en resultados
Monopolio natural en el área de
influencia
505,864 517,197 543,652
138,585
167,540 194,974
194,337
50,024
87,676 18,291 31,335
8,057
-
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
2010 2011 2012 2013-1Q
CO
P m
m
Ingresos distribución
Comercialización minorista Uso y conexión de redes
Otros servicios operacionales
Características del negocio de distribución
761.080 730.462
769.325
196.667
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Plan de expansión atractivo
Crecimiento Orgánico
Negocio de Generación
• Celsia, junto con EPSA, cuenta con
un plan de expansión en ejecución y
desarrollo que le permitirá
incrementar su capacidad instalada
en 447 MW (+25%).
Cucuana
55 MW – 2014
Bajo Tuluá
20 MW – 2014
San Andrés
20 MW – 2017
Alternativa 1 M.D
Alternativa 2 M.D
Alternativa original M.I.
Porvenir II
352 MW – 2018
Proyectos en construcción
Proyectos en diseño
75 20
352
2013 2014 2017 2018 2018
Generation expansion plan
Hídrica Térmica
1.777 MW 2.224 MW
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• Línea Cerrito - Codazzi 115kV
• Línea Juanchito - Candelaria 2 115kV
• Ampliación transformación 220/115kV en Cartago
• Subestación Bahía en Buenaventura 115kV
• Segunda alimentación a Buenaventura (Calima-Bahía
115kV)
• Conexión Puerto Aguadulce Buenaventura
• Arquitectura de red en 13,2kV y 34,5kV
• Subestación El Carmelo en Candelaria 115kV
• Subestación La Dolores (conexión al STN) en la vía Cali-
Palmira
Plan de expansión
91
Proyecto conversión a combustible dual ZF Celsia Proyectos en estudio–Innovación
Negocio de Distribución
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• La actividad de generación se encuentra
dominada por grandes participantes que definen
el comportamiento de participantes de menor
escala.
• La participación se mide en términos de:
– Capacidad instalada (GW) – tamaño de la
inversión.
– Generación real de electricidad (GWh) –
despachabilidad de los activos.
– OEF asumidas (GWh / año) – destino de la
energía al mercado de OEF.
– Capacidad de regulación de agua –
almacenar agua para distribuirla en
periodos de escasez.
• Otras variables deben medirse relativas a la
capacidad del mercado:
– Porcentaje de participación en la atención
de demanda de energía nacional.
– Porcentaje de participación en el pico de
potencia.
Referencia competitiva en el negocio de
Generación
92
34%
10% 42%
26% 33%
0%
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
2013 2023
Ca
pa
cid
ad
In
sta
lad
a (
GW
)
Presente, futuro y crecimiento neto en capacidad
instalada
EPM
EMGESA
ISAGEN
Grupo Celsia
GECELCA
CHIVOR
57%
17%
46% 15%
34%
0%
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
2013 2023
EN
FIC
C (
TW
h/a
ño
)
Presente, futuro y crecimiento neto en ENFICC
EPM
EMGESA
ISAGEN
Grupo Celsia
GECELCA
CHIVOR
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Ingresos consolidados
44%
10%
27%
10%
8% 2% Generacion de energía
Ingreso por Cargo por Confiabilidad
Comercialización minorista
Uso y conexión de redes
Comercialización de gas natural ycapacidad de transporte
Distribución de los ingresos
$2.023.672 millones 9,4%
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Resultados consolidados
*Datos a diciembre de 2012.
Ingresos ($ billones) Ebidta ($ billones) U. Neta ($ mil mill.)
1805 1850
2024
589
dic-10 dic-11 dic-12 1Q2013
739 714
731
211
40.9%
38.6%
36.1% 35.8%
33.0%
34.0%
35.0%
36.0%
37.0%
38.0%
39.0%
40.0%
41.0%
42.0%
-
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
dic-10 dic-11 dic-12 1Q2013
259 153
231
48
dic-10 dic-11 dic-12 1Q2013
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Deuda neta consolidada
Libor,
12%
DTF,
18%
IPC,
70%
COP,
88%
USD,
12%
Deuda por compañía (COP bill.) Endeudamiento (tasa y moneda)
Perfil de deuda COP 1,71 Bill.
COP 0,82 Bill.
COP 0,89 Bill.
1,2x
5,8x
0,31
Deuda total
Efect. & equiv.
Deuda neta
Deuda neta / Ebitda
Ebitda / Gasto financiero
Deuda neta / Patrimonio
1Q2012 1Q2013
CO
P b
n
Celsia Zona Franca Celsia EPSA
1,73 1,71
www.celsia.com
JUNTA DIRECTIVA
Nombre Calidad
José Alberto Vélez Cadavid Presidente
Ricardo Sierra Fernández
Gonzalo Alberto Pérez Rojas
Juan Benavides Estévez – Bretón* Independiente
Manuel Ignacio Dussan Villaveces* Independiente
María Fernanda Mejía Castro Independiente
María Luisa Mesa Zuleta Independiente
*Expertos en energía
Grupo Argos, 50.2%
AFP, 34.0%
Fondos Extranjero
s, 0.8%
Otros, 15.0%
Mejores prácticas de la Junta Directiva:
• 7 miembros, 4 independientes
• 3 Comités de Junta Directiva:
– Auditoría y Finanzas
– Gobierno Corporativo
– Nombramientos y Retribuciones
• Todos los miembros del Comité de Auditoría
son independientes
Participación Accionaria / Gob. Corporativo
5,122
6,684
6,750
6,612
0 2,000 4,000 6,000 8,000
2009
2010
2011
2012
Evolución participacón accionaria
Número de accionistas
Gobierno corporativo
La compañía listada en bolsa con la mayor
participación de los fondos de pensiones en su
base de accionistas.
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Minoritarios
14.59%
Grupo Argos
50.06%
Fondos de
pensiones
34.69%
Extranjeros
0.66%
Comp. accionaria - CELSIA
Composición accionaria y estructura societaria
87%
50,01%
CELSIA S.A. E.S.P.
ZONA FRANCA CELSIA
S.A. E.S.P. COLENER S.A.S.
EPSA E.S.P.
CETSA E.S.P.
100% 100%
ZONA FRANCA ESPECIAL
PERMANENTE
IA: 50,06%
IA: 11,86%
Minoritarios
2.26%
Emcali
18.02%
CVC
15.88%
BI
Bancolombia
1.96%
Grupo Argos
11.86%
Celsia
50.02%
Comp. accionaria - EPSA
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Una empresa de Grupo Argos
Gracias Equipo de trabajo Celsia
Juan Manuel Alzate Vélez
