CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO

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1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO

2 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

3 Organización y estructura del mercado

4 Cadena productiva del sector eléctrico Demanda Residencial Demanda Industrial

5 Estructura del mercado de electricidad Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes COMERCIALIZACIÓN Compra y venta de energía Competencia Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado CLIENTES Regulados No regulados Alumbrado Público Exportaciones a otros países (No TIE) DISTRIBUCIÓN Monopolio del Servicio Libre acceso a las redes Cargos regulados TRANSMISIÓN Monopolio del Servicio Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN Libre acceso a las redes y cargos regulados GENERACIÓN Competencia Precios libremente acordados Competencia en las ofertas de corto plazo (Bolsa de Energía) Importaciones de otros países (No TIE) Mercados de Otros Países: TIE

6 Cómo participar en el mercado de energía? 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).

7 Oferta de generación Hidráulica 81% Térmica 13% Menores y cogenerad ores 6%

8 GWh Demanda de energía del SIN - julio ,500 52,500 Últimos doce meses - julio 2009 a julio % 3.3% 3.5% 3.4% 42,500 32,500 22, % 1.3% 1.4% 1.5% 1.3% 1.6% 1.8% 1.9% 2.3% 2.6% 12,500 2,500 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, ,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% 8.0% 7.0% 6.0% 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% Crecimientos Esperados UPME vs. Real (*) 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% *Revisión UPME julio 2010

9 GWh Disponibilidad del recurso hidráulico Ene-91 Jul-91 Ene-92 Jul-92 Ene-93 Jul-93 Ene-94 Jul-94 Ene-95 Jul-95 Ene-96 Jul-96 Ene-97 Jul-97 Ene-98 Jul-98 Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 4,000 3,000 Racionamiento El Niño 2,000 1,000 0 Térmica Hidráulica Demanda no atendida Demanda total DEMANDA VS CAPACIDAD (MW) CARGA PICO CAPACIDAD Demanda Hidr. Térm.

10 Demanda regulada y no regulada

11 Curva típica de demanda diaria

12 Compras y ventas de electricidad en la bolsa Insumos Producción Transporte Distribución Consumo final Mercado mayorista Ventas bolsa Compras bolsa Comercializador que atiende consumidores finales Agente del mercado Generador Comercializador

13 Mercado ofrece sólo dos opciones para contratar la demanda de energía y cubrir los riesgos de Mercado: Bolsa y Contratos $/kwh de diciembre de 2009 Jul-95 Ene-96 Jul-96 Ene-97 Jul-97 Ene-98 Jul-98 Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 Ene-07 Jul-07 Ene-08 Jul-08 Ene-09 Jul CONTRATOS BOLSA Energía en Bolsa Demanda Comercial Cobertura en Contratos Energía en Contratos

14 Formación de precios de la bolsa

15 Componentes del precio de oferta Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo: Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas Percepción del riesgo Percepción del riesgo Eficiencia térmica Costo incremental de Administración, Operación y Mantenimiento Costo incremental de Combustible Costo de Oportunidad (valor del agua), teniendo en cuenta operación mediano y largo plazo del SIN Costo de Arranque y Parada

16 Formación del precio spot de electricidad OFERTA Comercializadores de electricidad Demanda pasiva en la formación de precio Subasta de una sola punta DEMANDA $/kwh D O Productores de electricidad Determinan la formación del precio en spot a partir de su oferta Precio de spot horario kwh

17 Formación precio spot de electricidad

18 Formación precio spot de electricidad Precio Bolsa Maximo precio ofertado Δi

19 Formación del precio de bolsa 2008-Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug Aug MW Comportamiento de la demanda de electricidad Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo $/MWh Precio de bolsa D $/kwh Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo O Precio de bolsa horario kwh

20 Formación de precios en el mercado Largo Plazo

21 El mercado de contratos forward de electricidad Negociación bilateral de condiciones Cantidad Generación Demanda Otras vbles del mercado 60% de las cantidades negociadas se realiza mediante subasta de sobre cerrado Precio Indicadores del mercado Prima sobre precio spot Costos de producción El proceso de negociación se toma varios meses Debe ser registrado ante el administrador del mercado de energía mayorista Pago Prepago Garantías Pagaré en blanco Cláusulas de penalización Prepago (hasta 1 mes antes) Postpago (hasta 4 meses)

22 Componentes del precio de oferta Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo: Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas Percepción del riesgo Percepción del riesgo Eficiencia térmica Costo incremental de Administración, Operación y Mantenimiento Costo incremental de Combustible Costo de Oportunidad (valor del agua), teniendo en cuenta operación mediano y largo plazo del SIN Costo de Arranque y Parada

23 jul-07 ago-07 sep-07 oct-07 nov-07 dic-07 ene-08 feb-08 mar-08 abr-08 may-08 jun-08 jul-08 ago-08 sep-08 oct-08 nov-08 dic-08 Determinación del precio de negociación en contratos forward Período de negociación $/kwh $/kwh. $/kwh Percepción de las condiciones de equilibrio oferta-demanda en el período de la obligación Día de negociación $/kwh Dda Oferta Precio de bolsa kwh

24 Despacho hidrotérmico La operación de un sistema hidro es acoplada en el tiempo, esto es, una decisión hoy afecta los costos operativos en el futuro Decisión Utilizar los Embalses Caudales Futuros húmedos secos Consecuencias Operativas OK Déficit No Utilizar os Embalses húmedos secos OK vertimiento

25 Determinación del costo futuro Simulación probabilística de la operación del sistema Almac. máximo Vertim. Gener. térmica desplazada racionamiento etapa

26 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GWh Resultados de los modelos de optimización estocástica del sistema interconectado nacional Balance Energético del SIN Menores Cogenera GasCasnare Carbon GasCosta Deficit GasInter CombLiq TotalHydro COLOMBIA Energia afluente

27 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 USD/MWh Resultados de los modelos de optimización estocástica -Costo marginal esperado- Costo Marginal P_95 % P_5 % Prom.

28 BETANIA Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GWh CALDERAS Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GWh CALIMA Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GWh CHIVOR Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GWh Resultados de los modelos de optimización estocástica -generación esperada-

29 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GBTUD Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 GBTUD GBTUD Resultados de los modelos de optimización estocástica estimación del consumo de combustible 6 GAS CASANARE 250 GAS COSTA P_95 % P_5 % Prom. P_95 % P_5 % Prom. 250 CARBON P_95 % P_5 % Prom.

30 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 USD/MWh USD/MWh Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16 Ago-17 Ago-18 Ago-19 USD/MWh USD/MWh Resultados de los modelos de optimización estocástica -estimación del costo de oportunidad del agua GUAVIO LA TASAJERA JAGUAS MIEL I

31 Administración del Mercado corto y largo plazo

32 Bolsa de excedentes o faltantes Energía en Bolsa Demanda Comercial Cobertura en Contratos Energía en Contratos

33 Compra y venta de electricidad para un comercializador Ventas en Bolsa o Contratos de los excedentes Compras en la Bolsa de Energía Contrato No.2 Contrato No 1

34 Compra y venta de electricidad para un generador Ventas en Bolsa de Energía (1) Compra en Bolsa o Contratos de los faltantes contratados(1) Venta Generador x Venta al comercializador 2 Venta al comercializador 1

35 Línea temporal proceso de liquidación Factura TIE Oferta Despacho Operación Redespacho Medidas comercializadores Cambios datos en medidas generadores Segunda liquidación (hasta 11:00 am) Resumen Mensual Liquidación Facturación Mercado Colombia Día -1 Día 0 Día 1. Día 3 Día 6. Día 6 Día 12 Día 13 Medidas generadores Información operación Primera liquidación generadores ( precio de bolsa, etc) Precio spot de referencia del contrato de futuro Fin de mes Mes siguiente

36 Garantías en el mercado spot Transacciones mdo spot Mecanismo Tipos de garantías Garantía bancaria Energía en el spot Mensuales Aval bancario Carta de crédito Por los plazos para el vencimiento de las transacciones en el mercado spot, se tienen hasta dos meses garantizados Otras transacciones asociadas al mdo spot Semanales Cruce de cuentas Prepago

37 Precios del mercado de corto y largo Plazo

38 Precio de Bolsa y Contratos por Tipo de Mercado pesos constantes de julio de Mes Precio de Bolsa $/kwh Precios Mercado Regulado $/kwh (Mc) Precio Contratos No Regulados $/kwh Jul Jun Jul Precios promedios ponderados, en pesos constantes de julio de 2010 Datos hasta el 31 Jul

39 Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y Mínimos por día 39 En julio de 2010, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 12 con un valor de $/kwh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó también el día 12 con un valor de $/kwh (periodo 1 al 5). Durante el mes de julio el precio de bolsa en versión TXR no superó el precio de escasez ( $/kwh). El precio de escasez para agosto es de $/kwh. Datos hasta el 31 jul

40 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

41 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 Datos hasta el 31 jul

43 Porcentaje y precios de contratos del mercado No regulado por año de registro a Julio de Datos hasta el 31 jul

44 44 Demanda Proyectada Contratada Demanda Contratada y Proyección de demanda La información del modelo se puede consultar en el portal de XM en el informe trimestral de demanda contratada. Ver Fecha Demanda GWh-día Demanda No Cubierta Porcentaje Contratado Demanda Contratada % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % 39.98

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