INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO Julio 2012

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1 INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO

2 CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN JUNIO DE 2012: Los aportes hídricos, al final del mes de junio de 2012, presentaron un promedio acumulado de 162,99 GWh. Estos aportes corresponden al 82.09% del nivel histórico para este mes, el cual alcanzó un valor de GWh. El volumen útil de reservas hídricas el 30 de junio de 2012 fue de GWh. Este nivel corresponde a un porcentaje de utilización de los embalses en el país del 83.95%. La energía eléctrica generada en el mes de junio de 2012 fue de GWh, lo que representa un incremento del 3.8% respecto al total generado en junio de Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (79.3%) y la térmica (14.2%). El total de transacciones realizadas en el MEM durante junio de 2012 fueron de $1012,436 millones. De este total, el 66.3% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 12.9% a las transacciones en bolsa, el 13.6% representó el valor a distribuir en cargo por confiabilidad, y el 7.2% restante perteneció a otras transacciones del mercado. La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4851 GWh en junio de De este total, el mercado Regulado representó el 66% de la demanda y la del mercado No Regulado fue el 34% restante. Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con GWh, explotación de minas y canteras con 326 GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con GWh. El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en junio de 2012 fue de $/kwh. El precio máximo alcanzado fue de $/kwh, mientras que el precio mínimo del mes fue de $/kwh. 1. EL MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX S.A) En junio de 2012, se negociaron contratos de futuros tipo ELM y ELS con vencimientos entre los meses de junio de 2012 y junio de En la gráfica No.1 se presentan los precios de valoración de los contratos disponibles para negociación, y además se muestran los precios de la energía eléctrica en el mercado spot (TX1) y el precio promedio acumulado de TX1, que corresponde al activo subyacente de los contratos de futuros, para todos los días del mes de junio de El mercado presentó una condición contango, en el cual los precios de los contratos a futuro se mantuvieron por encima del precio promedio acumulado de TX1 a lo largo de todo el mes. En general, los contratos de futuros presentaron un comportamiento estable a lo largo del mes, exceptuando los precios del contrato ELMM12F o ELSM12F, con vencimiento en junio de 2012, el cual presentó una tendencia decreciente en la primera parte del mes al pasar de $/kwh el 1 de junio a un precio de $/kwh hacia el día 6 de junio. Aunque su precio presentó cierta 2

3 $/kwh Informe Mensual del Mercado Eléctrico estabilidad en la segunda parte del mes llegando a una convergencia con el precio promedio acumulado de TX1 (línea naranja) el último día hábil del mes (29 de junio) que fue de $/kwh. Los precios de valoración más altos se presentaron en los contratos con vencimientos largos en la curva, con un precio de valoración máximo de $/kwh para el contrato con vencimiento en marzo de 2013 (ELMH13F o ELSH13F) el día 28 de junio. 150,00 130,00 110,00 Precios de Valoración Contratos de Futuros (ELM) vs Precio Spot (TX1) de la Energía Eléctrica (junio 2012) Spot Prom Acum.TX1 ELMM12F ELMN12F ELMQ12F ELMU12F 90,00 70,00 50,00 30,00 01/06/ /06/ /06/ /06/ /06/ /06/2012 ELMV12F ELMX12F ELMZ12F ELMF13F ELMG13F ELMH13F ELMJ13F Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (junio de 2012) 2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA Integración latinoamericana El proceso de integración eléctrica Andina entre Bolivia, Colombia, Ecuador, y Chile avanza por buen camino. Este proceso es coordinado técnicamente por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia. Este proceso cuenta con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) mediante la financiación de 1.4 millones de dólares, no reembolsables, para adelantar estudios de reglamentación, planificación y financiación de temas administrativos. La integración eléctrica de estos países, se haría a través de la extensión de líneas de transmisión, y por tanto, según la Upme se requeriría extender la red a 500 kilovoltios (kv) en el sur de Colombia. Para Olade (Organización Latinoamericana de Energía), es viable tener esta integración eléctrica dado el potencial hidroeléctrico de Colombia, Ecuador y Perú, el cual sería suficiente para producir y vender electricidad tanto a Centroamérica como a otros países de Suramérica. Entre los principales beneficios de esta integración eléctrica se encuentran: creación de un mercado adicional que ofrezca seguridad en abastecimiento y baja en los precios para el 3

4 consumidor final. (Fuente: Vehículos eléctricos Las empresas que suministran equipos para cargar los vehículos eléctricos están preparadas para implementar un plan piloto en Bogotá. Este plan se pondrá a prueba en taxis, en donde se pretende que con esta iniciativa se suministren cargadores rápidos para que los conductores no tarden más de 15 o 25 minutos para la carga de sus vehículos. Estos cargadores podrían ser instalados en centros comerciales, estaciones de servicio y parqueaderos. Para que esta plan pueda entrar en operación se requiere que las electrificadoras tengan la infraestructura para poder recargar los vehículos en las estaciones de carga, además de que se instale el software para verificar el consumo de la electricidad, el flujo entregado y para hacer mantenimiento de forma remota a los cargadores, así como los sistemas para hacer cobros y llevar estadísticas del consumo. (Fuente: Dentro de los avances en esta iniciativa cabe resaltar el primer surtidor eléctrico instalado en una estación de servicio por parte de la firma Terpel, con el fin de analizar los pasos necesarios para lograr una mayor masificación de los carros eléctricos en el país. Para esto, la empresa encargó un estudio a la Universidad Pontificia Bolivariana de Medellín con el fin de establecer condiciones de mercado, económicas, ambientales, además de los actores y los beneficios para el consumidor final. (Fuente: 3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA: Con el fin de promover el conocimiento del Mercado de energía, esta sección pretende exponer algunos de sus aspectos más importantes. Es así como en esta ocasión se realiza una breve explicación de los diferentes tipos de integración de mercados eléctricos entre regiones como son el market splitting (separación) y el market coupling (acoplamiento). Generalmente, para efectos de integración de mercados, se utilizan esquemas de subastas implícitas, dentro de las que sobresalen: Market Coupling (acoplamiento de mercado) y Market Splitting (separación de mercado) (Castillo, 2011) *. Market Splitting (Mercado de separación): Es un mecanismo ara la administración de la congestión de las interconexiones entre las áreas ofertantes. Este mecanismo garantiza un balance del mercado entre la oferta y la demanda por área ofertante, que se determina automáticamente por la combinación de ofertas, y donde la capacidad de transmisión disponible pueda ser utilizada eficientemente (Ruska & Similä, 2011). Lo relevante de este método de integración es que la coordinación es realizada por un solo operador, quien encuentra inicialmente un precio único para * Castillo, J. (2011). Mecanismos de Transacciones de Energía en el corto plazo: caso Mercado Eléctrico Regional (MER). Rio de Janeiro. Ruska M & Similä,L. (2011). Electricity markets in Europe. Business environment for Smart Grids. VTT Research Notes p. 4

5 todos los mercados, y en caso tal que identifique una transferencia del enlace mayor que su capacidad procede entonces a dividir el mercado en zonas independientes para encontrar un precio diferente en cada una y así determinar la cantidad y dirección de la energía desde el nodo de menor precio (excedente) hacia el nodo de mayor precio (deficitario). Como resultado final se tiene una reducción de precios en el extremo con déficit, y un aumento de precios en el área con excedente (Castillo, 2011). Market coupling (Mercado de acoplamiento): Este mecanismo asegura que toda la capacidad disponible de negociación es utilizada con el flujo de energía eléctrica hacia el área de mayor precio. Un aspecto relevante en este método corresponde a la existencia de una coordinación entre dos o más operadores, en donde cada uno, después de su casación interna, entrega la información necesaria para que a través de un algoritmo centralizado se obtengan los resultados de cantidades y sentido de flujo de energía a través de los enlaces, así como el precio final resultante en cada uno de los mercados (Castillo, 2011). Cuando los mercados están acoplados, la capacidad de transmisión existente puede ser altamente usada y el flujo de la electricidad es hacia las áreas con los precios más altos, o por el contrario la capacidad de transmisión es sólo usada parcialmente y los precios llegan a una convergencia (Ruska & Similä, 2011). La diferencia principal entre el Market Splitting y Market Coupling, corresponde a que este último permite integrar mercados con características completamente diferentes y no requiere un único mercado, lo cual tiene como ventaja la facilidad de implementación en el corto plazo sin necesidad de realizar grandes cambios en los mercados existentes (Castillo, 2011). Entre los beneficios de una apropiada integración de mercados se tiene una mayor eficiencia en los costos y precios de la electricidad de todas las regiones, lo cual se traducen en rentabilidad para las empresas y beneficios sustanciales para los usuarios finales. 4. SEGUIMIENTO DE VARIABLES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) A continuación se realiza un seguimiento a las principales variables que permiten explicar el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de junio de Aportes Hídricos El promedio de los aportes hídricos para el mes de junio de 2012 fue de GWh, lo cual corresponde a un 82.09% respecto al promedio histórico de este mes que fue de GWh (Ver Tabla No.1). Si se compara el comportamiento de los aportes hídricos durante este mes respecto a los presentados en el mes de mayo, se observa una caída en el promedio acumulado al pasar de GWh en mayo de 2012 a GWh en junio de Esta disminución se produjo por la tendencia decreciente presentada en los aportes durante el período entre el 2 y 9 de junio donde estos pasaron de GWh a GWh. Aunque estos aportes se incrementaron posteriormente hasta llegar a un máximo de GWh el 16 de junio, estos volvieron a decrecer a partir de esta fecha y llegaron a un mínimo de 97.6 GWh el 23 de junio. Estas tendencias de los aportes diarios se presentan en la Gráfica No.2. 5

6 Jun-01 Jun-03 Jun-05 Jun-07 Jun-09 Jun-11 Jun-13 Jun-15 Jun-17 Jun-19 Jun-21 Jun-23 Jun-25 Jun-27 Jun-29 Jul-01 Jul-03 Jun 01 Jun 04 Jun 07 Jun 10 Jun 13 Jun 16 Jun 19 Jun 22 Jun 25 Jun 28 Jul 01 Jul 04 GWh GWh Informe Mensual del Mercado Eléctrico Tabla No. 1. Porcentaje promedio de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (junio de 2012) Aportes al SIN frente a promedios históricos jun % may % Reservas hídricas del SIN El volumen útil de reservas hídricas, al final del mes de junio de 2012, fue de GWh que corresponde a un 83.95% de la capacidad útil (Ver Tabla No.2). Al realizar una comparación de este volumen con el presentado en mayo de 2012, se observa un incremento de sólo GWh en las reserva hídricas al final del mes, ya que para el 31 de mayo el nivel era de GWh correspondiente al 83.81% de la capacidad útil. En la Gráfica No.3 se presenta un comportamiento estable de la evolución de estas reservas hídricas a lo largo del mes de junio de Tabla No.2. Reservas Hídricas junio de 2012 Mes GWh % jun may CAUDAL_GWH Caudal ACUMULADO_GWH Volumen Util Diario Capacidad Util Gráfica No.2. Aportes hídricos del SIN en junio de 2012 Gráfica No.3. Reservas hídricas del SIN en junio de 2012 Generación de energía eléctrica El total de generación de energía eléctrica para el mes de junio de 2012 fue de GWh, lo que representa un incremento del 3.8% comparado con la generación de junio de 2011 que fue de GWh. La generación hidráulica fue de GWh representando el 79.3% de la generación total del mes, mientras que la generación térmica fue de 702 GWh la cual representó el 14.2 % del total. Por su parte las plantas menores generaron GWh con una participación del 6

7 5.8% y por último los cogeneradores tuvieron una generación de 32.7 GWh lo que representó el 0.7% del total. (Ver Gráfica No.4). Gráfica No.4. Generación de energía SIN para junio de 2012 Transacciones en el Mercado de energía Durante el mes de junio de 2012, las transacciones totales en el mercado de energía mayorista fueron de $1012,436 millones, equivalente a un incremento del 12.4% si se compara con el total transado en junio de 2011 que fue de $900,610 millones. De este total, los contratos bilaterales representaron la mayor proporción con un 66.3% por un valor de $671,666 millones, mientras que las compras en bolsa fueron el 12.9% con $130,573 millones. Por su parte, el valor a distribuir en Cargo por Confiabilidad (CxC) fue de $137,726 millones que equivale al 13.6% del total. Otras transacciones del mercado representaron el 7.2% con un valor de $72471 millones (Ver Tabla No.3). Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en junio de 2012 Transacciones en el MEM (Millones $) Concepto jun-11 jun-12 Part. jun Incremento Contratos % 7.4% Compras en Bolsa % 67.6% Valor a distribuir CxC % 8.6% SIN: Sistema Interconectado Nacional 7

8 Otras Transacciones % 2.5% Total % 12.4% De las compras en bolsa en el mes de junio de 2012, 6 agentes presentaron una exposición superior al 75% con compras totales de 0.3 GWh-día, 8 agentes tuvieron una exposición superior al 50% con compras de 0.4GWh-día, mientras que 12 agentes representaron una exposición mayor al 25% con compras de 4.8 GWh-día (Ver Gráfica No.5). Gráfica No.5. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición) Demanda de energía Eléctrica Para el mes de junio de 2012, la demanda total de energía eléctrica en el SIN fue de 4851 GWh. De este total el 66% correspondió a demanda regulada con GWh, mientras que la demanda no regulada fue de GWh equivalente al 34% restante. (Ver Tabla No.4). En el mercado no regulado, la mayor demanda de energía eléctrica se presentó en las industrias manufactureras con GWh lo que representa el 42.4% del total, mientras que la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de 326 GWh equivalente al 20.0%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de GWh correspondientes al 13.0%. Otros sectores como Comercio, reparación, restaurantes y hoteles presentaron una demanda de GWh y en el de Electricidad, gas de ciudad y agua la demanda fue de GWh con participaciones del 8.8% y 7.1% respectivamente. En cuanto a la demanda por regiones del país, la región Centro tuvo la mayor demanda de energía eléctrica durante el mes de junio de 2012 con GWh lo que corresponde a un crecimiento del 1.4% respecto a la demanda que tuvo en junio de En segundo lugar, se ubicó la región de la Costa Atlántica con GWh y un crecimiento del 5.1%. En tercer lugar se encuentra Antioquia con GWh con un crecimiento de 2.2%. Otras regiones del país con alta demanda fueron Valle y Oriente con GWh y GWh respectivamente. (Ver Tabla No.4). 8

9 Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (junio de 2012) - (GWh) jun-11 jun-12 Crec. Acumulado a junio de 2011 Acumulado a junio de 2012 Crec. Participación Regulado 3, , % 18, , % 66% No Regulado 1, , % 8,999 9, % 34% Industrias manufactureras % % 42.4% Explotación de minas y canteras % % 20.0% Servicios sociales, comunales y personales % % 13.0% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % % 8.8% Electricidad, gas de ciudad y agua % % 7.1% Transporte, almacenamiento y comunicación % % 3.3% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % % 2.6% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas % % 2.5% Construcción % % 0.2% Región jun-11 Crec jun-12 Crec Centro % % Antioquia % % Costa Atlántica % % Valle % % Oriente % % CQR % % THC % % Sur % % Chocó % % Guaviare % % * Ca rga s ST N % % Precios de la energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio de la energía eléctrica (TX1), en el mes de junio de 2012, fue de $/kwh. En la primera parte del mes se presenta una tendencia creciente del precio al pasar de $/kwh el 1 de junio hasta llegar a un máximo precio de $/kwh el 13 de junio. En este período se presentó también el precio mínimo de todo el mes correspondiente a $/kwh el día 3 de junio. En la segunda parte del mes se presenta una tendencia bajista del precio para terminar el 30 de junio en $/kwh (ver Gráfica No.6). La volatilidad diaria de los cambios en los precios de bolsa (TX1), para junio de 2012, fue de 18.15% al final del mes, la cual representa un aumento en la volatilidad del precio si es comparada con la presentada en mayo de 2012 que fue de 14.92% al final del mes. Este aumento en la volatilidad durante el mes de junio puede explicarse por las altas variaciones de los precios en la La estimación de la volatilidad es calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ln (P t / P t-1)] del precio de Bolsa diario con horizonte temporal de los días del mes correspondiente. 9

10 Variación diaria precio de Bolsa (TX1) Volatilidad diaria del precio de Bolsa Precios de Bolsa TX1 ($/kwh) Informe Mensual del Mercado Eléctrico primera mitad del mes, en donde se tuvo un pico de variación del 74.53% el día 6 de junio al pasar el precio de $/kwh el día anterior a $105 $/kwh ese día (Ver Gráfica No.7). Por su parte, la mínima variación se presentó el día 21 de junio de tan sólo 0.46% al pasar de un precio de $/kwh a un precio de $/kwh. En la Gráfica No.8 se presenta la volatilidad diaria de las variaciones del precio TX1 con un rezago de 30 días. Esta gráfica muestra la presencia de una tendencia alcista en la volatilidad diaria en los primeros días del mes de junio al pasar de ser 13.73% el 1 de junio hasta ubicarse en 19.82% el día 9 de junio. Lo anterior se explica por las altas variaciones que tuvo el precio durante este período. Posteriormente se presenta una leve caída de esta volatilidad hasta ubicarse en 18.15% al final del mes. 150,00 130,00 Precio en Bolsa (TX1) junio de ,00 90,00 70,00 TX1 ($/k Wh) Prom edio 50,00 30,00 01/06/ /06/ /06/ /06/ /06/ /06/ /07/2012 Gráfica No.6. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de junio de ,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Variación diaria precio Bolsa TX1 (abs) junio /06/201208/06/201215/06/201222/06/201229/06/2012 Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en junio de 2012 (valores absolutos) 22,00% 20,00% 18,00% 16,00% 14,00% 12,00% Volatilidad Móvil precio Bolsa (TX1) (30 días) junio /06/201208/06/201215/06/201222/06/201229/06/2012 Gráfica No.8. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en junio de

11 Precio promedio de los contratos a largo plazo En el mercado de los contratos a largo plazo para el mercado regulado, los contratos registrados durante el 2011 presentaron el precio promedio más alto al ubicarse en $/kwh. Por su parte, los contratos registrados en el 2010 tuvieron un precio promedio de $/kwh y para los registrados en el 2012 el precio promedio se ubicó en $/kwh. (Ver gráfica No.9). Gráfica No.9. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro a junio de 2012 En los contratos de largo plazo para el mercado no regulado, se presenta estabilidad en los precios promedio respecto al mes anterior. Los contratos registrados en el 2011 se ubicaron en $/kwh. Por su parte, los contratos registrados en el 2012 tuvieron un precio promedio $/kwh y para los registrados en el 2010 el precio fue de $/kwh. El precio promedio más bajo se presentó en los contratos registrados antes del 2010 con un valor de $/kwh. (Ver Gráfica No.10) Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a junio de

12 Pronósticos del clima De acuerdo al reporte del Research Institute for Climate and Society (IRI) para el mes de julio de 2012 en el que se presentan los pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño y la Niña, se observa que en el período actual JJA 2012 (Junio-Julio-Agosto), la probabilidad de que se presente un Niño (barra roja) es del 42%, la probabilidad de una Niña (barra azul) es del 1%, y la probabilidad de un período neutral es del 56% (Ver Gráfica No.11 y Tabla No.5). Según este informe, la probabilidad de que se presente el Niño se va incrementando para los períodos futuros hasta alcanzar una probabilidad máxima de ocurrencia del 65% en el período OND 2012 (Octubre- Noviembre-Diciembre). Gráfica No.11. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral (Julio 2012). Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI) Tabla No.5. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral. Julio Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI) La Niña Neutral El Niño JJA % 56% 42% JAS % 45% 55% ASO % 38% 61% SON % 35% 64% OND % 33% 65% NDJ % 34% 64% DJF % 36% 61% JFM % 40% 57% FMA % 44% 52% 12

13 6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES: En esta sección se presentan las cifras correspondientes a los principales mercados internacionales de derivados sobre energía eléctrica durante el mes de junio de EEX: En junio de 2012, el volumen total negociado fue de TWh en los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De este total se negociaron 28.6 TWh en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y 83.2 TWh en el mercado de derivados. El volumen total de derivados incluye 1.4 TWh que se negociaron en el mercado francés, 36.5 TWh en el mercado alemán y 45.3 TWh en el OTC. El 29 de junio de 2012, se presentó un interés abierto de TWh. Al final del mes, el precio del contrato tipo carga base para el año 2013 fue de Euros por MWh (Alemania) y Euros por MWh (Francia), mientras que el contrato carga pico para el año 2013 se cotizó en Euros por MWh (Alemania) y Euros por MWh (Francia). Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: OMIP: El mercado Spot de energía eléctrica OMEI tuvo un volumen negociado de TWh en el mercado español y 3.09 TWh en el mercado portugués durante todo el mes de junio de En el mercado Spot portugués, el precio promedio tipo carga base de la energía eléctrica fue de Euros/MWh, mientras que el precio tipo de carga pico de la energía eléctrica fue de Euros/MWh. Por su parte, en el mercado Spot español los precios promedios fueron de Euros/MWh para la carga base, y de Euros/MWh para la carga pico. Por su parte, en el mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 2508 contratos a un precio promedio de Euros/MWh con un volumen de 3.56 TWh en el mercado continuo, lo que corresponde a un total de millones de Euros. En el mercado OTC la negociación correspondió a 4195 contratos por un volumen de 3.79 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: ICE FUTURES EUROPE: En el mercado de futuros sobre energía eléctrica de carga base, en el Reino Unido, se negociaron 259 GWh durante el mes de junio de Para mayor información acerca del mercado ICE FUTURES EUROPE visite la página Web: 13

14 7. REGULACIÓN Mediante la resolución 057 de 2012, la CREG publicó el proyecto del acuerdo operativo y comercial entre las empresas ETESA de Panamá y XM de Colombia. En este acuerdo se definen los procedimientos, que serán adoptados por los operadores de los sistemas interconectados de ambos países, para la coordinación de la interconexión eléctrica considerando la ley aplicable en cada país. Para mayor información relacionada con estas resoluciones visite: 8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS ** Market Coupling: la coordinación para la asignación de la capacidad de transmisión y energía es realizada entre dos o más operadores, para tener al final un precio en cada uno de los mercados. Market Splitting: la coordinación de la asignación de la capacidad de transmisión y energía se realiza por parte de un sólo operador para diferentes zonas que son independientes. Subastas Explícitas: consisten en realizar la asignación de la capacidad de transmisión y del mercado de energía de manera separada. Es decir, inicialmente se subasta la capacidad de transmisión, y de esta forma, son los agentes a los cuales se les haya asignado tal capacidad quienes pueden participar en la subasta de mercado de energía. Subastas Implícitas: se realiza de forma simultánea tanto la asignación de la capacidad de transmisión así como la de energía. ** Las definiciones que se encuentran en este apartado han sido extractadas del trabajo: Castillo, J. (2011). Mecanismos de Transacciones de Energía en el corto plazo: caso Mercado Eléctrico Regional (MER). Rio de Janeiro. 14