INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Octubre 2013

Transcripción

1 INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO

2 CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN SEPTIEMBRE DE 2013: Los aportes hídricos, al final del mes de septiembre de 2013, presentaron un promedio acumulado de GWh. Estos aportes corresponden al 90.98% del nivel histórico para este mes, el cual correspondió a un valor de GWh. El volumen útil de reservas hídricas al 30 de septiembre de 2013 fue de 9, GWh. Este nivel corresponde a un 62.95% de la capacidad útil de reserva. La energía eléctrica generada en el mes de septiembre de 2013 fue de 5,131.6 GWh, lo que representa una disminución del -0.3% respecto al total generado en septiembre de Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (72.7%) y la térmica (22%). El total de transacciones realizadas en el MEM, durante septiembre de 2013, correspondieron a $1,068,112 millones. De este total, el 69.94% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 16.87% a transacciones en bolsa y el 13.18% restante corresponde a otras transacciones del mercado. La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5,054.6 GWh en septiembre 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 disminuyó el -0.4% respecto a septiembre 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 septiembre 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 septiembre de 2013, se negociaron contratos de futuros tipo ELM y ELS, disponibles entre los meses de septiembre de 2013 y septiembre de Adicionalmente, a partir del 16 de septiembre de 2013 se incorporaron al mercado nuevos vencimientos entre los meses de octubre de 2014 y febrero de En la gráfica No.1 se muestran 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 septiembre de En el transcurso del mes, los contratos de futuros tuvieron un comportamiento estable con la presencia de algunos picos, los cuales fueron muy marcados principalmente en los nuevos contratos de futuros que se incorporaron al mercado. En general, los contratos con vencimientos de más largo plazo presentaron una condición de backwardation, al tener precios inferiores al precio promedio acumulado TX1, con excepción de los contratos con vencimientos en enero y febrero de 2015 que tuvieron una condición contango al tener precios superiores al precio del subyacente, al igual que los contratos de más corto plazo que presentaron la misma condición.

3 El precio de valoración más alto, que se presentó en el mes fue de $/kwh (17 de septiembre 2013) para el contrato con vencimiento en febrero de 2015, mientras que el precio más bajo de valoración fue de 105 $/kwh para el contrato con vencimiento en septiembre de 2014 (3 de septiembre de 2013). Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Prom. Acum. TX1 - septiembre de NOTICIAS RELEVANTES DEL SECTOR: Ecuador y Colombia, en alianza para exportar Como parte de una estrategia de inteligencia de mercados y complementación comercial, Ecuador y Colombia establecerán alianzas para exportar conjuntamente productos y servicios. El paso siguiente consiste en la identificación de oportunidades conjuntas para ambos países. Uno de los frentes comunes entre ambos países se encuentra la exportación de energía eléctrica, y es por tanto que Ecuador se ha venido fortaleciendo con la construcción de 8 hidroeléctricas con lo que se espera que para el 2018 este país pase de ser neto importador a exportador de energía eléctrica como lo es Colombia. Fuente:

4 Biocombustibles, una fuente de energía renovable Los biocombustibles son un recurso poderoso y son la nueva realidad en materia de fuentes alternativas de energía. Estos combustibles en el país tienen buen desempeño y hoy en día cumplen con la reducción del 40% de gases en efecto invernadero. Actualmente, por cada hectárea sembrada de palma, se obtiene aproximadamente galones de biodiesel y se producen cerca de 151 millones de galones por año, los cuales son utilizados como combustible en vehículos de carga y transporte masivo. Según un estudio realizado por The Swiss Federal Laboratories for Materials Science and Technology de Suiza, se encontró que el biodiesel de palma de aceite colombiano tiene uno de los mayores impactos a nivel mundial en cuanto a la reducción de emisiones de gases y del efecto invernadero. Fuente: Con sistemas híbridos se iluminan zonas aisladas Cómo parte de la política oficial de dotar con energía permanente a las localidades apartadas del país, tales como: Titumate (Chocó), Nazaret y Puerto Estrella (La Guajira) y de la zona insular de la Costa Caribe, como la Isla Fuerte, Múcura y Santa Cruz del Islote, el Gobierno de Colombia utiliza con éxito los sistemas solar-diésel, para generarles electricidad a estos cinco mil colombianos que carecían de este servicio y que podrán finalizar el año con este beneficio de forma constante. Para ello, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (Ipse) estará utilizando estos sistemas híbridos para garantizar el suministro de electricidad en estos lugares. 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 Restricciones en el Mercado. Las restricciones en el mercado son condiciones de la red que impiden que el sistema se comporte de manera ideal, es decir, son los costos que se deben trasladar a los usuarios por las limitaciones que se presentan en la red del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Estas restricciones surgen por la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Existen dos tipos de restricciones, las cuales se presentan a continuación: Eléctricas (Propias de cada elemento): son las limitaciones en el elemento del SIN, o de las interconexiones internacionales, tales como: límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación de equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de los equipos.

5 Operativas (propias del sistema): es la exigencia operativa del sistema eléctrico para garantizar la seguridad en sub-áreas o áreas operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, la estabilidad de tensión, la estabilidad electromagnética, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN. Para evaluar el costo de las restricciones en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), se consideran los precios de oferta de los generadores térmicos e hidráulicos y las diferencias entre la generación real y la generación en el despacho ideal, y se procede de la siguiente manera: Se calcula la diferencia entre la generación real y la generación en el despacho ideal para cada unidad de generación o planta, de acuerdo con la oferta presentada. a) Si la diferencia es positiva, los transportadores pagan la diferencia al precio de oferta del generador, y el generador recibe una suma igual. b) Si la diferencia es negativa, el generador paga la diferencia valorada a su precio de oferta, y los transportadores reciben una suma igual. Para mayor información acerca de las Restricciones en el Mercado se recomienda consultar la Resolución CREG 034 de 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 septiembre de Aportes Hídricos El promedio acumulado de los aportes hídricos, durante el mes de septiembre de 2013, se ubicó en GWh, lo que representa un 90.98% 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 decreciente del promedio acumulado en los aportes durante todo el mes de septiembre, en donde se alcanzó un promedio mínimo de GWh correspondiente al 89.71% del promedio histórico, el día 27 de septiembre, y a partir de este día comienza un leve crecimiento en el nivel de los aportes ubicándose al final del mes en el 90.98% del promedio histórico. El máximo nivel de aportes presentado en el mes de septiembre fue el día 1, con un valor correspondiente a GWh, mientras que el mínimo se presentó el 25 de septiembre con un valor de GWh.

6 sep/01/2013 sep/04/2013 sep/07/2013 sep/10/2013 sep/13/2013 sep/16/2013 sep/19/2013 sep/22/2013 sep/25/2013 sep/28/2013 Informe Mensual del Mercado Eléctrico Tabla No. 1. Porcentaje promedio de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (Septiembre de 2013) Aportes al SIN frente a promedios históricos sep % ago % Reservas hídricas del SIN El nivel de reservas hídricas presentó un leve decrecimiento a lo largo de septiembre de 2013 al ser comparado con el nivel de agosto. Este se ubicó al final del mes en 9.515,63 GWh lo que representa un 62.95% de la capacidad útil de reserva, lo que corresponde a una disminución de GWh respecto al nivel presentado el 31 de agosto de 2013 que era de 9.556,10 GWh. (Ver Tabla No.2 y Gráfica No.3) Tabla No.2. Reservas Hídricas septiembre de 2013 Mes GWh % sep , ago , Volumen Util Diario Capacidad Util GWh Gráfica No.2. Aportes hídricos del SIN en septiembre 2013 Gráfica No.3. Reservas hídricas del SIN en septiembre de 2013 Generación de energía eléctrica El total de generación de energía eléctrica, para el mes de septiembre de 2013, fue de 5,131.6 GWh, lo que representa una disminución del -0.3% respecto a la generación de septiembre de 2012 que fue de 5,145.8 GWh. En cuanto a la composición de la generación mensual, la

7 generación hidráulica correspondió al 72.7% del total generado con 3,728.8 GWh, mientras que la generación térmica fue de 1,128.4 GWh representando el 22% del total. Por su parte las plantas menores generaron GWh con una participación del 4.7%, y los cogeneradores generaron 33 GWh lo que fue equivalente al 0.6% del total. (Ver Gráfica No.4). Es importante resaltar el crecimiento de 6.1% que tuvo la cogeneración al ser comparada con la generación del mes septiembre de 2012, al pasar de 31.1 GWh a 33 GWh. Adicionalmente sobresale el decrecimiento del -15.6% que tuvo la generación térmica al pasar de 1,337.6 GWh en septiembre de 2012 a 1,128.4 GWh en septiembre de Gráfica No.4. Generación de energía SIN para septiembre de 2013 Transacciones en el Mercado de energía En el mes de septiembre de 2013, las transacciones del mercado de energía mayorista fueron de $1,068,112 millones, lo que correspondió a una disminución del -1.84% respecto al total transado en septiembre de 2012 que fue de $1,088,109 millones. Del total transado, los contratos bilaterales representaron la mayor proporción con un 69.94% por un valor de $747,085 millones, mientras que las compras en bolsa fueron el 16.87% con $180,220 millones. Otras transacciones del mercado representaron el 13.18% con un valor de $140,806 millones (Ver Tabla No.3). Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en septiembre de 2013 (Cifras en Millones de pesos) Concepto sep-12 sep-13 Part. sep Incremento Contratos 709, , % 5.35% Compras en Bolsa 213, , % % Otras Transacciones 165, % % Total 1,088,109 1,068, % -1.84%

8 De las compras en bolsa en el mes de septiembre de 2013, 11 agentes tuvieron una exposición mayor al 25% con compras promedio de 5.1 GWh-día. De este total, 3 agentes tuvieron una exposición superior al 75% con compras promedio de 0.8 GWh. (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 septiembre de 2013, la demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5,054.6 GWh. De este total, el 66% correspondió a demanda regulada con 3,357.0 GWh, mientras que la demanda no regulada fue de 1,697.6 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 41.2% del total no regulado, mientras que la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de GWh equivalente al 20.6%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de GWh correspondientes al 13%. 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 9.2% y 6.8% respectivamente. En cuanto a la demanda por regiones del país, la región Centro tuvo la mayor demanda de energía eléctrica con 1,291.8 GWh lo que corresponde a un aumento de 3.24% respecto a la demanda que tuvo en septiembre de En segundo lugar, se ubicó la región de la Costa Atlántica con 1,078.3 GWh y un crecimiento del 0.92%. En tercer lugar se encuentra Antioquia con GWh con un crecimiento de 0.88%. Otras regiones del país con alta demanda fueron Valle y Oriente con GWh y GWh respectivamente. (Ver Tabla No.4).

9 Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (septiembre de 2013) - (GWh). Precios de la Energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio de la energía eléctrica (TX1), en septiembre de 2013, fue de $/kwh. Al principio del mes, el precio tuvo una tendencia a la baja hasta llegar a su valor mínimo de $/kwh el día 8 de septiembre. Posteriormente, el precio tuvo comportamiento estable con presencia de algunos picos, para luego llegar hasta su valor máximo de $/kwh el día 24 de septiembre y terminar el mes en un precio de $/kwh. (Ver Gráfica No.6) La variación diaria * de los cambios en los precios de bolsa (TX1), para todo el mes de septiembre de 2013, fue de 9.72%, lo cual muestra una disminución en la volatilidad de los precios, si ésta se compara con la volatilidad presentada en agosto de 2013 que fue de 11.62% (ver Gráfica No.7). * 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 La máxima variación diaria en el precio fue de 26.44%, el 9 de septiembre, al pasar de $/kwh a un precio de $/kwh, mientras que la variación mínima fue de 0.05% el día 28 de septiembre de 2013 con un pequeño crecimiento que se evidencia al pasar el precio de $/kwh a $/kwh. En la Gráfica No.8 se presenta la volatilidad diaria de las variaciones del precio TX1 con un rezago de 30 días. Esta gráfica muestra la presencia de un comportamiento estable con la presencia de algunos picos en la volatilidad diaria móvil durante el mes, y posteriormente evidencia un descenso en los últimos días de septiembre de De esta forma, esta volatilidad móvil pasó de 11.61% el 1 de septiembre hasta ubicarse en 9.72% el 30 de septiembre Precio en Bolsa (TX1) septiembre de TX1 ($/kwh) /1/2013 9/8/2013 9/15/2013 9/22/2013 9/29/2013 Gráfica No.6. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de septiembre de % Variación diaria precio Bolsa TX1 (abs) Septiembre ,8% Volatilidad Móvil precio Bolsa (TX1) (30 días) Septiembre % 12,3% 20% 11,8% 15% 11,3% 10,8% 10% 10,3% 5% 9,8% 0% 01/09/ /09/ /09/2013 9,3% 01/09/ /09/ /09/2013

11 Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en septiembre de 2013 (valores absolutos). Gráfica No.8. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en septiembre 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 septiembre de 2013, los contratos registrados en 2013 representaron el precio promedio más alto al ubicarse en $/kwh. Por su parte, los contratos registrados en 2012 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 antes de 2011 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 a septiembre de En los contratos de largo plazo para el no regulado, en septiembre 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) Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a septiembre de 2013.

12 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 90% y el 99%, para el año 2014 oscila entre el 89% y 95%, y para el año 2015 se encuentra alrededor del 80%. Por su parte, para los contratos no regulados (línea morada), la proporción contratada que se proyecta para el 2013 es alrededor del 94%, para el año 2014 está cerca del 92%, y para el año 2015 está alrededor de un 90%. 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 octubre 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 4%, la probabilidad de una Niña (barra azul) es aproximadamente 8%, y la probabilidad de un período neutral es del 88%. En la gráfica No.12, se observa que la probabilidad de ocurrencia del Niño para períodos posteriores es máximo de un 30% 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 88% en el período SON (Septiembre-Octubre-Noviembre) de 2013.

13 Gráfica No.12. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral (). 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 septiembre de EEX: En septiembre de 2013, el volumen total negociado fue de TWh entre los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De este total se negociaron 26 TWh en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y 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; 1.97 TWh en futuros del mercado francés con precios promedio de /MWh para base y /MWh para pico; y 5.48 TWh en opciones. Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: OMIP: En el mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 2412 contratos en el mercado continuo a un precio promedio de /MWh, con un volumen de 4.15 TWh, lo que corresponde a un valor negociado de 198 millones de Euros. En el mercado OTC la negociación representó un total de 6586 contratos con un volumen de 3.31 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP 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 NASDAQ OMX Commodities Europe: En septiembre de 2013, el volumen total liquidado en este mercado de derivados fue de TWh, donde 55.9 TWh fueron negociados en el mercado organizado y TWh correspondieron a registro de operaciones OTC. En el mercado organizado se incluyen 9.6 TWh del mercado alemán. Para mayor información acerca del mercado NASDAQ OMX Commodities Europe visite la página Web: INTERCONTINENTAL EXCHANGE (ICE): En septiembre de 2013, se negoció un total de 2.3 TWh en el mercado de Reino Unido. Para mayor información acerca del mercado ICE visite la página Web: 7. REGULACIÓN Proyecto de resolución MOR Mercado Organizado: La CREG publicó, el 6 de septiembre de 2013, el proyecto de resolución 117 de 2013, la cual tiene importancia para el mercado de energía eléctrica. La resolución tiene por objetivo adoptar el Mercado Organizado, MOR, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, siguiendo las disposiciones que regulan el funcionamiento, los derechos y obligaciones de los agentes y las transacciones del MOR como parte del Mercado de Energía Mayorista. Esta resolución aplica a la compra de energía en el MOR por parte de comercializadores con destino a la demanda regulada y no regulada, además de los generadores y comercializadores que respaldados en esta resolución, decidan voluntariamente participar en las subastas para vender energía en el MOR. De igual manera, dicha resolución aplica a la realización de las subastas, y al cálculo, recaudo y administración de las garantías que deben presentar los agentes participantes. Resolución CROM Capacidad de Respaldo de las Operaciones: La CREG publicó la resolución 134 de 2013, la cual tiene importancia para el mercado de energía eléctrica y para el mercado de futuros. Mediante esta resolución se modificó la resolución 156 de 2012, en cuanto al cálculo y publicación de las capacidades de respaldo de las operaciones de todos los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos. Los principales cambios corresponden a la forma de cálculo del patrimonio transaccional. En cuanto a los contratos de futuros, la resolución incluye en el parágrafo 2 lo siguiente:

15 Los contratos de futuros de compra o de venta cuyo subyacente sea energía eléctrica que se compensen y liquiden a través de una cámara de riesgo central de contraparte, vigilada y controlada por la Superintendencia Financiera, podrán ser tenidos en cuenta para el cálculo de las variables, y. Para lo anterior, los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, bajo su propia responsabilidad, solicitarán y autorizarán al ASIC para que obtenga de la respectiva cámara de riesgo central de contraparte la certificación de la posición neta compradora o vendedora de las operaciones de contratos de futuros cuyo subyacente sea energía eléctrica. Donde: : Cantidad de energía vendida en el contrato de venta i, en kwh, del agente a en el mes m del año t. : Cantidad de energía en el contrato de compra i, expresada en kwh, del agente a en el mes m del año t. : Cantidad de energía en el contrato de compra i con destino directo a la demanda diferente a la regulada, expresada en kwh, del agente a en el mes m del año t. Para mayor información de estas resoluciones visite la página de la CREG en: 8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS Generación Ideal. Despacho de generación que resulta de considerar una red de transporte inexistente. Generación Real. Se calcula como la sumatoria de las generaciones netas medias a nivel horario para cada uno de los agentes generadores en sus puntos de frontera. Restricciones. Generaciones requeridas para garantizar voltajes adecuados, estabilidad del sistema e intercambios seguros a nivel del Sistema de Transmisión Nacional y a nivel regional. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kv. Los términos definidos en esta sección se encuentran dentro de la resolución 063 de 2010,