caracterización%20del%20 mercado%20eléctrico%20colombiano[1]
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Contenido
• Organización y estructura del del mercado
• Formación del precio spot de electricidad
• El mercado de contratos de largo plazo de electricidad
• Liquidación, facturación y garantías en el mercado spot
• Precios del mercado de corto y largo plazo
DISTRIBUCIÓN
Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes
COMERCIALIZACIÓN
Monopolio del Servicio
Libre acceso a las redes
Cargos regulados
Competencia
Precios libremente acordados
Competencia en las ofertas de corto plazo (Bolsa de Energía)
Importaciones de otros países (No TIE)
GENERACIÓN
Regulados
No regulados
Alumbrado Público
Exportaciones a otros países (No TIE)
CLIENTES
Monopolio del Servicio
Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN
Libre acceso a las redes y cargos regulados
TRANSMISIÓN
Compra y venta de energía
Competencia
Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado
Mercados de Otros Países: TIE
Estructura del mercado de electricidad
Requisitos básicos:
Constituirse como una E.S.P.
Firmar Pagarés, con su carta de instrucciones.
Suscribir un Contrato de Mandato con el ASIC o el LAC.
Registrar fronteras, contratos y presentar garantías (G y C)
Registrar sus activos (TN) o tener cargos aprobados por la
CREG (OR).
¿Cómo participar en el mercado de energía?
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
8.0%
Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10
Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10
Bajo 2.5% 5.6% 4.8% 4.0% 3.3% 4.4% 2.3%
Medio 2.5% 5.6% 5.6% 5.0% 4.3% 5.5% 3.4%
Alto 2.5% 5.6% 6.4% 5.9% 5.3% 6.6% 4.5%
Real 2.5% 5.6% 7.2% 4.6% 4.4% 3.9% 1.1%
Jul-08 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10
GWH 53,518 54079 54181 54319 54373 54521 54679 54791 55024 55354 55558 55,760 55,932 55,986
Crec. 2.3% 1.3% 1.4% 1.5% 1.3% 1.6% 1.8% 1.9% 2.3% 2.6% 3.1% 3.3% 3.5% 3.4%
2.3%
1.3% 1.4% 1.5%1.3%
1.6%1.8%
1.9%2.3% 2.6%
3.1% 3.3% 3.5% 3.4%
2,500
12,500
22,500
32,500
42,500
52,500
62,500
GWh
8
Demanda de energía del SIN - julio 2010
Crecimientos Esperados UPME vs. Real (*)
Últimos doce meses - julio 2009 a julio 2010
*Revisión UPME julio 2010
0
1,000
2,000
3,000
4,000
En
e-9
1
Ju
l-9
1
En
e-9
2
Ju
l-9
2
En
e-9
3
Ju
l-9
3
En
e-9
4
Ju
l-9
4
En
e-9
5
Ju
l-9
5
En
e-9
6
Ju
l-9
6
En
e-9
7
Ju
l-9
7
En
e-9
8
Ju
l-9
8
En
e-9
9
Ju
l-9
9
En
e-0
0
Ju
l-0
0
En
e-0
1
Ju
l-0
1
En
e-0
2
Ju
l-0
2
En
e-0
3
Ju
l-0
3
En
e-0
4
Ju
l-0
4
En
e-0
5
Ju
l-0
5
En
e-0
6
Ju
l-0
6
Térmica Hidráulica Demanda no atendida Demanda total
GW
h
RacionamientoEl Niño
DEMANDA VS CAPACIDAD
(MW)
8762 8950
4327
CARGA PICO CAPACIDAD
Demanda Hidr. Térm.
Disponibilidad del recurso hidráulico
Compras y ventas de electricidad en la bolsa
Insumos Producción Transporte DistribuciónConsumo
final
Mercado mayorista
Ventas bolsa
Compras bolsa
Comercializador
que atiende
consumidores finales
Agente del mercado
Generador Comercializador
Mercado ofrece sólo dos opciones para contratar la
demanda de energía y cubrir los riesgos de Mercado: Bolsa
y Contratos
Demanda Comercial
Energía en Bolsa
Energía en Contratos
Cobertura en Contratos
0
50
100
150
200
250
300
350
Jul-95
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7
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Ene-9
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Jul-98
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9
Jul-99
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0
Jul-00
Ene-0
1
Jul-01
Ene-0
2
Jul-02
Ene-0
3
Jul-03
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Ene-0
8
Jul-08
Ene-0
9
Jul-09
$/k
Wh d
e d
icie
mbre
de 2
009
CONTRATOS
BOLSA
Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y
el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo:
Costo de Oportunidad (valor del agua), teniendo en cuenta operación mediano y largo plazo del SIN
• Percepción del riesgo
Costo incremental de
Administración,
Operación y
Mantenimiento
Eficiencia térmica
Costo incremental de
Combustible
Costo de Arranque y
Parada
• Percepción del riesgo
Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas
Componentes del precio de oferta
Formación del precio spot de electricidad
DEMANDAOFERTA
O
• Productores de electricidad
• Determinan la formación del precio
en spot a partir de su oferta
D
• Comercializadores de
electricidad
• Demanda pasiva en la
formación de precio
• Subasta de una sola
punta
Precio de spot
horario
$/kWh
kWh
70
78
85
89
92
130
154
161
70
85
89
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87
104
111
142
78
70
80
78
70
85
80
87
78
70
85
80
78
70
85
89
92
80
87
104
78
Formación precio spot de electricidad
Δi ofertado precio MaximoBolsa Precio
Formación del precio de bolsa
O
$/kWh
kWh
D
Precio de bolsa
horario
4000
5000
6000
7000
8000
9000
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-08
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-10
20
MW Comportamiento de la demanda de electricidad
Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo
30
60
90
120
150
180
210
240
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-09
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-10
16
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-Aug
-10
20
$/MWh Precio de bolsa
Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo
El mercado de contratos forward de electricidad
Cantidad
• Generación
• Demanda
• Otras vbles del mercado
Precio
• Indicadores del mercado
• Prima sobre precio spot
• Costos de producción
Garantías
• Prepago
• Pagaré en blanco
• Cláusulas de penalización
Pago
• Prepago (hasta 1 mes
antes)
• Postpago (hasta 4 meses)
• Negociación bilateral de
condiciones
• 60% de las cantidades
negociadas se realiza
mediante subasta de sobre
cerrado
• El proceso de negociación se
toma varios meses
• Debe ser registrado ante el
administrador del mercado de
energía mayorista
Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y
el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo:
Costo de Oportunidad (valor del agua), teniendo en cuenta operación mediano y largo plazo del SIN
• Percepción del riesgo
Costo incremental de
Administración,
Operación y
Mantenimiento
Eficiencia térmica
Costo incremental de
Combustible
Costo de Arranque y
Parada
• Percepción del riesgo
Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas
Componentes del precio de oferta
Determinación del precio de negociación en contratos forward
$/kWh $/kWh …. $/kWh
jul-
07
ago-0
7
sep-0
7
oct
-07
nov
-07
dic
-07
ene-
08
feb
-08
mar
-08
abr-
08
may
-08
jun-0
8
jul-
08
ago-0
8
sep-0
8
oct
-08
nov
-08
dic
-08
Período de negociación
Día d
e neg
ociació
n
Percepción de las
condiciones de equilibrio
oferta-demanda en el período
de la obligación
Oferta
Precio de
bolsa
Dda$/kWh
kWh
húmedos
secos
OK
Déficitsecos
húmedos
Caudales Futuros
Utilizar losEmbalses
Decisión
No Utilizaros Embalses
OK
Consecuencias Operativas
vertimiento
•La operación de un sistema hidro es acoplada en el tiempo, esto es, una decisión hoy afecta los costos operativos en el futuro
www.psr-inc.com
Despacho hidrotérmico
•Simulación probabilística de la operación del sistema
1 2 3 4 etapa
Vertim.
racionamiento
Gener. térmica desplazada
Almac. máximo
www.psr-inc.com
Determinación del costo futuro
Resultados de los modelos de optimización
estocástica del sistema interconectado nacional
Balance Energético del SIN
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
GW
h
Menores Cogenera GasCasnare Carbon
GasCosta Deficit GasInter CombLiq
TotalHydro COLOMBIA Energia afluente
Costo Marginal
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
US
D/M
Wh
P_95 % P_5 % Prom.
Resultados de los modelos de optimización
estocástica -Costo marginal esperado-
BETANIA
0
50
100
150
200
250
300
350
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
GW
h
CALDERAS
7
7.5
8
8.5
9
9.5
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
GW
h
CALIMA
0
10
20
30
40
50
60
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
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3
Ag
o-1
4
Ag
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5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
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Ag
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8
Ag
o-1
9
GW
h
CHIVOR
0
100
200
300
400
500
600
700
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
GW
h
Resultados de los modelos de optimización
estocástica -generación esperada-
GAS CASANARE
0
1
2
3
4
5
6
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
GB
TU
D
P_95 % P_5 % Prom.
GAS COSTA
0
50
100
150
200
250
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
GB
TU
D
P_95 % P_5 % Prom.
Resultados de los modelos de optimización
estocástica estimación del consumo de combustible
CARBON
0
50
100
150
200
250
Ago
-10
Ago
-11
Ago
-12
Ago
-13
Ago
-14
Ago
-15
Ago
-16
Ago
-17
Ago
-18
Ago
-19
GB
TU
D
P_95 % P_5 % Prom.
GUAVIO
05
101520253035404550
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
US
D/M
Wh
JAGUAS
05
101520253035404550
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
US
D/M
Wh
LA TASAJERA
0
10
20
30
40
50
60
70
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
US
D/M
Wh
MIEL I
05
101520253035404550
Ag
o-1
0
Ag
o-1
1
Ag
o-1
2
Ag
o-1
3
Ag
o-1
4
Ag
o-1
5
Ag
o-1
6
Ag
o-1
7
Ag
o-1
8
Ag
o-1
9
US
D/M
Wh
Resultados de los modelos de optimización
estocástica -estimación del costo de oportunidad
del agua-
Bolsa de excedentes o faltantes
Demanda Comercial
Energía en Bolsa
Energía en Contratos
Cobertura en Contratos
Contrato No 1
Contrato No.2
Compras en
la Bolsa de
Energía
Ventas en Bolsa o
Contratos de los
excedentes
Compra y venta de electricidad para un comercializador
Venta al comercializador 1
Venta al comercializador 2
Venta
Generador x
Ventas en Bolsa de Energía
Compra en Bolsa o
Contratos de los
faltantes contratados(1)
(1)
Compra y venta de electricidad para un generador
Día -1 Día 0
•Oferta
•Despacho
Día 1…….
Día 3
•Operación
•Redespacho
•Medidas generadores
• Información operación
•Primera liquidación generadores
( precio de bolsa, etc)
Segunda
liquidación
(hasta 11:00 am)
Día 6
•Medidas
comercializadores
•Cambios datos en
medidas generadores
Día 13Día 12Día 6
Facturación
Mercado
Colombia
Factura TIE
Resumen
Mensual
Liquidación
Fin de mes
…….
Mes siguiente
Línea temporal proceso de liquidación
Precio spot de referencia del
contrato de futuro
Garantías en el mercado spot
Tipos de garantías
MecanismoTransacciones mdo
spot
Energía en el spot
Otras transacciones asociadas al mdo
spot
Mensuales
Garantía bancaria
Aval bancario
Carta de crédito
Cruce de cuentas
Semanales Prepago
Por los plazos para el vencimiento
de las transacciones en el
mercado spot, se tienen hasta
dos meses garantizados
38
Precio de Bolsa y Contratos por Tipo de
Mercado pesos constantes de julio de 2010
Datos hasta el 31 Jul
Precios promedios ponderados, en pesos constantes de julio de 2010
MesPrecio de
Bolsa $/kwh
Precios
Mercado
Regulado
$/kWh (Mc)
Precio
Contratos No
Regulados
$/kWh
Jul-2009 128.12 114.36 96.74
Jun-2010 90.91 120.68 96.21
Jul-2010 83.41 120.79 95.63
39
Precio Promedio Diario de Bolsa y precios
Máximos y Mínimos por día
En julio de 2010, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 12 con un valor de 271.71 $/kWh durante el
periodo 20 y el valor mínimo se presentó también el día 12 con un valor de 32.03 $/kWh (periodo 1 al 5).
Durante el mes de julio el precio de bolsa en versión TXR no superó el precio de escasez (320.64 $/kWh). El precio de
escasez para agosto es de 298.62 $/kWh.
Datos hasta el 31 jul
40
Volatilidad del precio de bolsa diario
La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en julio de 2010 fue 10.63, lo que representa una disminución , un
punto por debajo de la volatilidad de julnio de 2010 (11.61%% ).
Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estandar de los cambios porcentuales [ ln (Pt / Pt-1) ] del precio de bolsa
diario con horizonte temporal de 30 dias. No se anualilza multiplicado por otro factor.
Datos hasta el 31 jul
Volatilidad de contratos de futuros en diferentes mercados
desv
estándar
ventana de
21 dias
desv
estándar
ventana de
63 dias
desv
estándar
ventana de
126 dias
desv
estándar
ventana de
252 dias
OMIP SPEL Index baseload (precio spot de referencia OMIP) 24% 24% 24% 22%
Futuros OMIP para entrega en 1 mes 10% 18% 19% 18%
Futuros OMIP para entrega en 2 meses 11% 16% 15% 15%
Futuros OMIP para entrega en 3 meses 11% 14% 11% 15%
Futuros OMIP para entrega en 4 meses 8% 9% 10%
EEX Phelix Index baseload (precio spot de referencia EEX) 73% 47% 36% 31%
Futuros EEX para entrega en el mes en curso 18% 20% 21% 21%
Futuros EEX para entrega en 1 mes 13% 20% 23% 22%
Futuros EEX para entrega en 2 meses 12% 17% 22% 19%
Futuros EEX para entrega en 3 meses 13% 18% 21% 19%
NYMEX PJM Western Hub (precio spot de referencia NYMEX) 99% 72% 56% 48%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en el mes en curso 38% 45% 42% 37%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en 1 mes 32% 50% 49% 45%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en 2 meses 34% 48% 50% 44%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en 3 meses 22% 30% 38% 36%
Percentil desvest 21 dias desvest 63 dias desvest 126 dias desvest 252 dias
99.90% 50% 37% 36% 34%
42
Porcentaje y precios de contratos del mercado
Regulado por año de registro a Julio de 2010
Datos hasta el 31 jul
43Porcentaje y precios de contratos del mercado No
regulado por año de registro a Julio de 2010
Datos hasta el 31 jul
Demanda Proyectada Contratada
44
Fecha Demanda GWh-día Demanda No CubiertaPorcentaje
Contratado
Demanda
Contratada
2010-07-31 154.77 19.57 87% 135.19
2010-08-31 156.03 20.67 87% 135.36
2010-09-30 160.33 21.48 87% 138.85
2010-10-31 157.60 18.99 88% 138.61
2010-11-30 159.15 19.45 88% 139.70
2010-12-31 159.22 20.93 87% 138.29
2011-01-31 153.22 15.39 90% 137.83
2011-02-28 163.32 46.17 72% 117.15
2011-03-31 160.19 44.07 72% 116.12
2011-04-30 159.00 43.83 72% 115.16
2011-05-31 161.22 40.25 75% 120.98
2011-06-30 160.40 38.76 76% 121.64
2011-07-31 159.37 38.73 76% 120.64
2011-08-31 163.02 39.85 76% 123.17
2011-09-30 165.99 41.75 75% 124.24
2011-10-31 163.10 40.02 75% 123.08
2011-11-30 164.86 39.70 76% 125.16
2011-12-31 165.29 43.68 74% 121.61
2012-01-31 161.03 29.84 81% 131.19
2012-02-29 168.67 56.31 67% 112.37
2012-03-31 166.12 51.46 69% 114.66
2012-04-30 164.88 51.22 69% 113.65
2012-05-31 166.36 48.69 71% 117.67
2012-06-30 166.58 46.56 72% 120.03
2012-07-31 166.03 46.80 72% 119.22
2012-08-31 168.36 47.88 72% 120.48
2012-09-30 171.70 52.35 70% 119.35
2012-10-31 170.61 50.79 70% 119.82
2012-11-30 171.97 50.49 71% 121.48
2012-12-31 170.56 52.72 69% 117.84
2013-01-31 166.99 52.37 69% 114.62
2013-02-28 176.55 135.61 23% 40.94
2013-03-31 168.99 129.80 23% 39.19
2013-04-30 175.06 134.54 23% 40.51
2013-05-31 172.77 132.79 23% 39.98
2013-06-30 172.51 132.53 23% 39.98
La información del modelo se puede
consultar en el portal de XM en el informe
trimestral de demanda contratada. Ver
Demanda Contratada y Proyección de demanda
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