CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO

ELÉCTRICO COLOMBIANO

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

Organización y estructura del mercado

Demanda

Residencial

Demanda

Industrial

Cadena productiva del sector eléctrico

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?

Oferta de generación

Hidráulica81%

Térmica13%

Menores y cogenerad

ores6%

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

Demanda regulada y no regulada

Curva típica de demanda diaria

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

Ene-9

6

Jul-96

Ene-9

7

Jul-97

Ene-9

8

Jul-98

Ene-9

9

Jul-99

Ene-0

0

Jul-00

Ene-0

1

Jul-01

Ene-0

2

Jul-02

Ene-0

3

Jul-03

Ene-0

4

Jul-04

Ene-0

5

Jul-05

Ene-0

6

Jul-06

Ene-0

7

Jul-07

Ene-0

8

Jul-08

Ene-0

9

Jul-09

$/k

Wh d

e d

icie

mbre

de 2

009

CONTRATOS

BOLSA

Formación de precios de la 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

142

70

78

85

89

92

130

Formación precio spot de electricidad

70

78

85

89

92

130

154

161

70

85

89

92

80

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

2008

-Aug

-04

00

2008

-Aug

-04

04

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-Aug

-04

08

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-04

12

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-04

16

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-04

20

2008

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-05

00

2008

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-05

04

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-05

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2008

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-05

12

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-05

16

2008

-Aug

-05

20

2008

-Aug

-06

00

2008

-Aug

-06

04

2008

-Aug

-06

08

2008

-Aug

-06

12

2008

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-06

16

2008

-Aug

-06

20

2008

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-07

00

2008

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-07

04

2008

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-07

08

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-07

12

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-07

16

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-Aug

-07

20

2008

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-08

00

2008

-Aug

-08

04

2008

-Aug

-08

08

2008

-Aug

-08

12

2008

-Aug

-08

16

2008

-Aug

-08

20

2008

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-09

00

2008

-Aug

-09

04

2008

-Aug

-09

08

2008

-Aug

-09

12

2008

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-09

16

2008

-Aug

-09

20

2008

-Aug

-10

00

2008

-Aug

-10

04

2008

-Aug

-10

08

2008

-Aug

-10

12

2008

-Aug

-10

16

2008

-Aug

-10

20

MW Comportamiento de la demanda de electricidad

Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo

30

60

90

120

150

180

210

240

2008

-Aug

-04

00

2008

-Aug

-04

04

2008

-Aug

-04

08

2008

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-04

12

2008

-Aug

-04

16

2008

-Aug

-04

20

2008

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-05

00

2008

-Aug

-05

04

2008

-Aug

-05

08

2008

-Aug

-05

12

2008

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-05

16

2008

-Aug

-05

20

2008

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-06

00

2008

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-06

04

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-06

08

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-06

12

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-06

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2008

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-06

20

2008

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-07

00

2008

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-07

04

2008

-Aug

-07

08

2008

-Aug

-07

12

2008

-Aug

-07

16

2008

-Aug

-07

20

2008

-Aug

-08

00

2008

-Aug

-08

04

2008

-Aug

-08

08

2008

-Aug

-08

12

2008

-Aug

-08

16

2008

-Aug

-08

20

2008

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-09

00

2008

-Aug

-09

04

2008

-Aug

-09

08

2008

-Aug

-09

12

2008

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-09

16

2008

-Aug

-09

20

2008

-Aug

-10

00

2008

-Aug

-10

04

2008

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-10

08

2008

-Aug

-10

12

2008

-Aug

-10

16

2008

-Aug

-10

20

$/MWh Precio de bolsa

Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo

Formación de precios en el mercado Largo Plazo

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

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

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-

Administración del Mercado corto y largo plazo

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

Precios del mercado de corto y largo Plazo

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