INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Septiembre 2013

Transcripción

1 INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO

2 CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN AGOSTO DE 2013: Los aportes hídricos, al final del mes de agosto de 2013, presentaron un promedio acumulado de GWh. Estos aportes corresponden al % del nivel histórico para este mes, el cual correspondió a un valor de GWh. El volumen útil de reservas hídricas al 31 de agosto de 2013 fue de 9, GWh. Este nivel corresponde a un 63.25% de la capacidad útil de reserva. La energía eléctrica generada en el mes de agosto de 2013 fue de 5,246.2 GWh, lo que representa un incremento del 2% respecto al total generado en agosto de Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (68.3%) y la térmica (26%). El total de transacciones realizadas en el MEM, durante agosto de 2013, correspondieron a $1,113,832 millones. De este total, el 69.07% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 17.66% a transacciones en bolsa y el 13.28% restante corresponde a otras transacciones del mercado. La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5,166.3 GWh en agosto de De este total, el Mercado Regulado representó el 66% de la demanda y el Mercado No Regulado el 34% restante. La demanda del Mercado No Regulado creció el 2.1% respecto a agosto de Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con GWh, explotación de minas y canteras con GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con GWh. El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en agosto de 2013 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 agosto de 2013, se negociaron contratos de futuros tipo ELM y ELS, que estuvieron disponibles entre los meses de agosto de 2013 y agosto de En la gráfica No.1 se presentan los precios de valoración de los contratos de futuros, y el precio promedio acumulado de TX1, que corresponde al activo subyacente para el mes de agosto de En el transcurso del mes, los contratos de futuros tuvieron un comportamiento estable con la presencia de algunos picos. En general los contratos presentaron una condición de backwardation, al tener precios inferiores al precio promedio acumulado TX1, con excepción del contrato con vencimiento en agosto de 2013, el cual tuvo una condición de contango en los últimos días del mes, al tener precios superiores al precio del subyacente. El precio de valoración más alto, que se presentó en el mes, fue de 200 $/kwh (2 de agosto 2013) para el contrato con vencimiento en agosto de 2013, mientras que el precio más bajo de valoración fue de 105 $/kwh para el contrato con vencimiento en julio de 2014 (21 de agosto de 2013).

3 $/kwh Informe Mensual del Mercado Eléctrico Precios de Valoración Contratos de Futuros (ELM ) vs Precio Acumulado TX1 de la Energía Eléctrica (Agosto 2013) Prom Acum.TX1 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may /08/ /08/ /08/ /08/ /08/ /08/ /08/2013 jun-14 jul-14 ago-14 Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Prom. Acum. TX1 - agosto de NOTICIAS RELEVANTES DEL SECTOR: Colombia en el top de sostenibilidad energética En un estudio realizado por KPMG y el Instituto Choiseul se midió la competitividad de la energía para 146 países a través del Índice de Competitividad Energética Global. Este índice tiene en cuenta la calidad de la matriz energética, acceso a la energía y niveles de compatibilidad de las políticas energéticas con los desafíos ambientales. De acuerdo con este estudio, Colombia ocupa el quinto puesto donde tiene un alto desempeño en la sostenibilidad de la matriz energética y su menor impacto ambiental. Por otra parte, el World Economic Forum realizó otro estudio de la competitividad energética, mediante el índice EAPI (Energy Architecture Performance Index) con el cual compara 105 países respecto al aporte que tienen sus sistemas energéticos al crecimiento económico, además del desarrollo de la seguridad energética, la sostenibilidad ambiental y el acceso a la energía. En este ranking Colombia ocupa el sexto puesto. Fuente:

4 Expansión de las redes eléctricas El ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, dio su aprobación al plan para fortalecer las redes de transmisión eléctrica del país mediante la aprobación de 13 proyectos que irían a convocatoria pública, además de asignar un esquema para reforzar el abastecimiento de Bogotá y Cundinamarca. Por su parte, el viceministro de Energía, Orlando Cabrales, aseguró la expedición de la resolución con la que se inicia este proceso, que tiene un costo estimado de millones de dólares. Según Ángela Cadena, directora de la UPME, se espera que este año queden asignados los primeros cuatro o cinco proyectos de transmisión, mientras que el resto se iría entregando a través de concurso en los primeros meses de Fuente: 3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA: Esta sección pretende abarcar algunos de los aspectos más importantes del Mercado de Energía con el fin de promover un mayor conocimiento sobre éste. En esta ocasión se procede a explicar el concepto de precio de escasez. El precio de escasez, fue establecido por parte de la CREG, con el fin de indicar a partir de qué momento se exigen las Obligaciones de Energía Firme, así mismo corresponde al precio al cual será remunerada la energía que sea entregada cuando tales obligaciones sean requeridas. Este precio de escasez total se expresa en $/kwh, y se determina mediante la adición de tres conceptos: El primer concepto corresponde a la parte combustible (PE C ), cuyo valor a junio de 2006 fue de USD/MWh, y se actualiza mensualmente con base en la variación del promedio aritmético del índice diario New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur LP Spot Price. Este concepto se convierte a unidades de $/kwh utilizando la TRM del último día hábil del mes anterior a su cálculo, que es publicada por la Superintendencia Financiera. El segundo concepto incluye la suma de los siguientes costos variables asociados al SIN calculados por el ASIC y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kwh): i) Costo Equivalente de la Energía (CEE o CERE), según el caso, ii) Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI), iii) Aportes Ley 99 de 1993 y iv) el valor total del servicio de AGC (Control Automático de Generación) del último mes con facturación dividido por la demanda de energía de ese mes. El tercero representa la parte variable del costo de operación y mantenimiento para el mes correspondiente, expresado en pesos por kilovatio hora ($/KWh). Este valor fue de $10.667/kWh a junio de Este costo se actualiza mensualmente, con la variación mensual del IPC, publicado por el DANE, en el mes inmediatamente anterior al cálculo. El precio de escasez vigente puede ser consultado en el siguiente enlace: Para mayor información acerca de la metodología para el cálculo del precio de escasez en el MEM se recomienda consultar la Resolución CREG 071 de 2006.

5 4. SEGUIMIENTO DE VARIABLES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) A continuación se realiza un seguimiento a las principales variables que explicaron el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de agosto de Aportes Hídricos El promedio acumulado de los aportes hídricos, durante el mes de agosto de 2013, se ubicó en GWh, lo que representa un % del promedio histórico de los aportes para este mes que fue de GWh (Ver Tabla No.1). En la gráfica No.2 se observa un comportamiento creciente del promedio acumulado en los aportes durante los primeros días de agosto, en donde se alcanzó un máximo de GWh el día 3 de agosto, y a partir de este día comienza un caída en el nivel de los aportes hasta llegar a un mínimo promedio de GWh el día 7 de agosto. Después de esta fecha el promedio de aportes presentó un incremento, determinado por la presencia de algunos picos a mediados del mes, hasta ubicarse al final de agosto en GWh. Tabla No. 1. Porcentaje promedio de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (Agosto de 2013) Aportes al SIN frente a promedios históricos ago % jul % Reservas hídricas del SIN El nivel de reservas hídricas presentó un leve crecimiento, a lo largo de agosto de 2013, ubicándose al final del mes en 9.556,10 GWh lo que representa un 63.25% de la capacidad útil de reserva. Este nivel corresponde a un incremento de 1, GWh respecto al nivel presentado el 31 de julio de 2013 que era de 8, GWh. Tabla No.2. Reservas Hídricas agosto de 2013 Mes GWh % ago , jul ,

6 ago/01/2013 ago/04/2013 ago/07/2013 ago/10/2013 ago/13/2013 ago/16/2013 ago/19/2013 ago/22/2013 ago/25/2013 ago/28/2013 ago/31/2013 Informe Mensual del Mercado Eléctrico Volumen Util Diario Capacidad Util GWh Gráfica No.2. Aportes hídricos del SIN en agosto de 2013 Gráfica No.3. Reservas hídricas del SIN en agosto de 2013 Generación de energía eléctrica El total de generación de energía eléctrica, para el mes de agosto de 2013, fue de 5,246.2 GWh, lo que representa un incremento del 2% respecto a la generación de agosto de 2012 que fue de 5,090.6 GWh. Respecto a la composición de esta generación mensual, la generación hidráulica correspondió al 68.3% del total generado con 3,584.2 GWh, mientras que la generación térmica fue de 1,362.4 GWh representando el 26% del total. Por su parte las plantas menores generaron GWh con una participación del 5.1%, y los cogeneradores generaron 34.1 GWh lo que fue equivalente al 0.6% del total. (Ver Gráfica No.4). Es importante resaltar el crecimiento que tuvo la generación térmica con un incremento de 32.9%, al ser comparada con la generación del mes de agosto de 2012 al pasar de GWh a 1,362.4 GWh. Adicionalmente sobresale el decrecimiento del -6% que tuvo la generación hidráulica al pasar de 3,814.2 GWh en agosto de 2012 a 3,584.2 GWh en agosto de Gráfica No.4. Generación de energía SIN para agosto de 2013

7 Transacciones en el Mercado de energía En el mes de agosto de 2013, las transacciones del mercado de energía mayorista fueron de $1,113,832 millones, lo que correspondió a un incremento del 5.25% respecto al total transado en agosto de 2012 que fue de $1,058,294 millones. Del total transado, los contratos bilaterales representaron la mayor proporción con un 69.07% por un valor de $769,276 millones, mientras que las compras en bolsa fueron el 17.66% con $196,664 millones. Otras transacciones del mercado representaron el 13.28% con un valor de $147,891 millones (Ver Tabla No.3). Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en agosto de 2013 (Cifras en Millones de pesos) Concepto ago-12 ago-13 Part. ago Incremento Contratos 711, , % 8.07% Compras en Bolsa 190, , % 3.42% Otras Transacciones 156, , % -5.37% Total 1,058,294 1,113, % 5.25% De las compras en bolsa en el mes de agosto de 2013, 12 agentes tuvieron una exposición mayor al 25% con compras promedio de 5.5 GWh-día. De este total, 3 agentes tuvieron una exposición superior al 75% con compras promedio de 0.9 GWh. (Ver Gráfica No.5). Gráfica No.5. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)

8 Demanda de energía Eléctrica Para el mes de agosto de 2013, la demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5,166.3 GWh. De este total, el 66% correspondió a demanda regulada con 3,435.0 GWh, mientras que la demanda no regulada fue de 1,731.3GWh 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 40.7% del total no regulado, mientras que la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de GWh equivalente al 21%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de GWh correspondientes al 12.6%. 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 127 GWh, con participaciones del 9.2% y 7.3% respectivamente. En cuanto a la demanda por regiones del país, la región Centro tuvo la mayor demanda de energía eléctrica con 1,313.7 GWh lo que corresponde a un aumento de 1.85% respecto a la demanda que tuvo en agosto de En segundo lugar, se ubicó la región de la Costa Atlántica con 1,122.6 GWh y un crecimiento del 5.29%. En tercer lugar se encuentra Antioquia con 740 GWh con un crecimiento de 1.70%. Otras regiones del país con alta demanda fueron Valle y Oriente con GWh y GWh respectivamente. (Ver Tabla No.4). Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (agosto de 2013) - (GWh).

9 Precios de la Energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio de la energía eléctrica (TX1), en agosto de 2013, fue de $/kwh. A lo largo del mes, el precio tuvo un comportamiento decreciente hasta llegar a su valor mínimo de $/kwh el día 29 de agosto tal como se muestra en la Gráfica No. 6. Posteriormente, el precio tuvo un leve crecimiento hasta terminar el mes en $/kwh, El máximo precio alcanzado en el mes fue de $/kwh el día 1 de agosto. La variación diaria * de los cambios en los precios de bolsa (TX1), para todo el mes de agosto de 2013, fue de 11.62%, lo cual muestra una disminución en la volatilidad de los precios, si ésta se compara con la volatilidad presentada en julio de 2013 que fue de 13.23% (ver Gráfica No.7). La máxima variación diaria en el precio fue de 34.67%, el 30 de agosto, al pasar de $/kwh a un precio de $/kwh, mientras que la variación mínima fue de 0.57% el día 7 de agosto de * 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.

10 Variación diaria precio de Bolsa (TX1) Volatilidad diaria del precio de Bolsa Precios de Bolsa TX1 ($/kwh) Informe Mensual del Mercado Eléctrico 2013 con un pequeño crecimiento que se evidencia al pasar el precio de 151 $/kwh a $/kwh. En la Gráfica No.8 se presenta la volatilidad diaria de las variaciones del precio TX1 con un rezago de 30 días. Esta gráfica muestra la presencia de un comportamiento decreciente en la volatilidad diaria móvil durante el mes, y posteriormente evidencia un ascenso en los últimos días de agosto de De esta forma, esta volatilidad móvil pasó de 12.69% el 1 de agosto hasta ubicarse en 11.79% el 31 de agosto Precio en Bolsa (TX1) agosto de TX1 ($/kwh) /1/2013 8/8/2013 8/15/2013 8/22/2013 8/29/2013 Gráfica No.6. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de agosto de ,00% 30,00% Variación diaria precio Bolsa TX1 (abs) Agosto ,50% Volatilidad Móvil precio Bolsa (TX1) (30 días) Agosto ,00% 12,50% 20,00% 11,50% 15,00% 10,50% 10,00% 5,00% 9,50% 0,00% 01/08/ /08/ /08/2013 8,50% 01/08/ /08/ /08/2013

11 Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en agosto de 2013 (valores absolutos). Gráfica No.8. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en agosto de Precio promedio de los contratos a largo plazo En el mercado de contratos a largo plazo para el mercado regulado, en el mes de agosto de 2013, los contratos registrados en 2012 representaron el precio promedio más alto al ubicarse en $/kwh. Por su parte, los contratos registrados antes de 2011 tuvieron un precio promedio de $/kwh, mientras que los contratos registrados en 2011 presentaron un precio promedio de $/kwh. Por último, los contratos a largo plazo registrados en 2013 tuvieron el precio promedio más bajo al ubicarse en $/kwh. (Ver Gráfica No.9). Gráfica No.9. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro agosto de En los contratos de largo plazo para el no regulado, en agosto de 2013, los contratos registrados en el 2013 tuvieron el precio promedio más alto, el cual correspondió a $/kwh, mientras que los registrados en el 2012 se ubicaron en $/kwh y los contratos registrados en 2011 presentaron un precio promedio de $/kwh. El precio promedio más bajo se presentó en los contratos registrados antes del 2011, el cual correspondió a $/kwh. (Ver Gráfica No.10)

12 Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a julio de En la gráfica No.11 se presenta el porcentaje contratado en el MEM en cuanto a la proyección de la demanda comercial regulada y no regulada. Para la demanda regulada (línea azul) el porcentaje contratado proyectado de 2013 está entre 86% y el 98%, para el año 2014 oscila entre el 82% y 91%, y para el año 2015 se encuentra alrededor del 70%. Por su parte, para los contratos no regulados (línea morada), la proporción contratada que se proyecta para el 2013 es alrededor del 96%, para el año 2014 está cerca del 90%, y para el año 2015 está alrededor de un 88%. Es necesario aclarar que la línea de información facturada de los Contratos Para Atender Demanda No regulada, fue construida bajo el supuesto que las Compras en Contratos del Mercado No Regulado, son utilizadas inicialmente para atender la Demanda No Regulada. Gráfica No.11. Porcentaje contratado en el MEM de la demanda comercial regulada y no regulada. Pronósticos del clima Según el reporte del pronóstico de la probabilidad de ocurrencia del Niño y la Niña, realizado por el Research Institute for Climate and Society (IRI), en el mes de septiembre de 2013, se observa que en el período actual SON (Septiembre-Octubre-Noviembre) de 2013, la probabilidad de ocurrencia de un Niño (barra roja) es aproximadamente 1%, la probabilidad de una Niña (barra azul) es aproximadamente 8%, y la probabilidad de un período neutral es del 91%. En la gráfica No.12, se observa que la probabilidad de ocurrencia del Niño para períodos posteriores es máximo de un 36% en el periodo MJJ (Mayo-Junio-Julio) de 2014, mientras que la ocurrencia de un período Neutral tiene una mayor probabilidad, con un máximo de ocurrencia del 91% en el período SON (Septiembre-Octubre-Noviembre) de 2013.

13 Gráfica No.12. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral (Septiembre 2013). Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI). 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 agosto de EEX: En agosto de 2013, el volumen total negociado fue de 95.3 TWh entre los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De este total se negociaron 28.8 TWh en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y 66.5 TWh en el mercado de derivados EEX. Del total transado en derivados, TWh corresponde a futuros Phelix a un precio promedio de /MWh para base y /MWh para pico; 1.08 TWh en futuros del mercado francés con precios de /MWh para base y /MWh para pico; y 1.41 TWh en opciones. Por su parte, el volumen de energía eléctrica registrada para compensación y liquidación en el OTC correspondió a 26.9 TWh. Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: Phelix (Physical Electricity Index): Es un índice calculado diariamente por EPEX SPOT, correspondiente al promedio del precio del contrato tipo carga base y el contrato carga pico que es negociado en las subastas del mercado Alemán y Austriaco.

14 OMIP: En el mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 2218 contratos en el mercado continuo a un precio promedio de /MWh, con un volumen de 2.09 TWh, lo que corresponde a un valor negociado de millones de Euros. En el mercado OTC la negociación representó un total de 6099 contratos con un volumen de 1.87 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: NASDAQ OMX Commodities Europe: En agosto de 2013, el volumen total liquidado en este mercado de derivados fue de 93.4 TWh, donde 55.9 TWh fueron negociados en el mercado organizado y 41.0 TWh correspondieron a registro de operaciones OTC. En el mercado organizado se incluyen 0.8 TWh del mercado alemán y 0.2 TWh del mercado de Reino Unido. Para mayor información acerca del mercado NASDAQ OMX Commodities Europe visite la página Web: INTERCONTINENTAL EXCHANGE (ICE): En agosto de 2013, se negoció un total de 2.9 TWh en el mercado de Reino Unido. Para mayor información acerca del mercado ICE visite la página Web: 7. REGULACIÓN La CREG publicó, el 30 de agosto de 2013, el proyecto de resolución 116 de 2013, la cual tiene importancia para el mercado de energía eléctrica. Esta resolución tiene por objetivo modificar las resoluciones 063 de 2010 y 071 de 2006, en relación con la verificación y liquidación de la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV), y el cálculo de la disponibilidad comercial dentro de la Remuneración Real Individual Diaria del Cargo por Confiabilidad (RRID). Para mayor información visite la página de la CREG en: 8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS Costo Equivalente de la Energía (CEE o CERE): usado para el cálculo de la variable OCV del mes a facturar menos uno, con el fin de determinar el Precio de Escasez vigente para el mes a liquidar, en $/kwh. Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI): Es un fondo cuenta especial de manejo de recursos públicos y privados, sin personería jurídica, Los términos definidos en esta sección se encuentran dentro de la resolución 063 de 2010,

15 sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el Estatuto Orgánico del presupuesto General de la Nación y las demás normas legales vigentes aplicables al mismo. Creado por el Artículo 81 y siguientes de la Ley 633 de El Valor del FAZNI utilizado para el cálculo del OCV del mes a facturar menos uno en $/kwh. Demanda Desconectable Voluntaria Verificada (DDVV): Es la DDV que efectivamente fue reducida de manera voluntaria por los usuarios, verificada conforme a lo establecido en esta Resolución, y que se considerará para la liquidación del Mercado Mayorista. Frontera DDV: Frontera Comercial utilizada para medir los consumos de la demanda desconectable de un usuario, utilizada en los mecanismos de DDV con medición directa.