EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Y SU ADMINISTRACIÓN

Transcripción

1 12 de febrero de 2008 EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Y SU ADMINISTRACIÓN Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

2 12 de febrero de 2008 SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

3 EVOLUCIÓN DEL SECTOR 3 Interconexión Nacional Reforma Constitución Niño Racionamiento Leyes Esquema de Mercado Niño No Racionamiento Atentados al STN Incremento costo restricciones Decisión CAN Entrada de las TIE Antes de Julio de 1995 Después de Julio de 1995 Confiabilidad? Monopolio del Estado Mínima inversión privada Esquema de subsidios indirectos Estado como empresario Usuario paga costos de ineficiencia Todas las actividades: monopolio. Operación confiable Mercado (competencia) Amplia inversión privada Esquema de subsidios directos Estado como Regulador Ineficiencia asumida por la empresa Monopolios naturales regulados

4 MARCO REGULATORIO CONSTITUCIÓN 1991 DECISIÓN CAN Título 12, Capítulo 5, Arts. 365 al Ley 142 de 1994 Ley 143 de 1994 Resoluciones CREG Mas de 900 Planeación energética y eléctrica Despacho económico Coordinación, supervisión y control de la operación LAC - 008/03 Código comercial - 024/ 95 Código de redes - 025/ 95 Código del Usuario - 108/ 97 Reglamento de Distribución 070/ 98 Transacciones Internacionales de Corto Plazo 004/03 STN - STR Bolsa de Energía Códigos de conexión, operación, medida y expansión Derechos y deberes Calidad, confiabilidad y eficiencia

5 OBJETIVOS BÁSICOS DE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO 5 OBJETIVOS BÁSICOS Julio de 1994 Ley 142, de SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS Ley 143, ELECTRICA Modificar el Papel del Estado Mejorar Eficiencia Introducir Competencia Dirección Regulación Control y vigilancia Precios económicos (tarifas competitivas) Confiabilidad Calidad Cobertura Vincular Capital Privado - Estado no empresario

6 ESTRUCTURA INSTITUCIONAL DEL SECTOR 6 Dirección Planeación Regulación Ministerio de Minas y Energía Unidad de Planeación Minero Energética Comisión de Regulación de Energía y Gas Presidencia MinMinas Minhacienda y DNP Consejo y Comité Control y Vigilancia Consejo Nacional de Operación Superintendencia de Servicios Públicos Comité Asesor de Comercialización Presidencia Operación n y Administración del mercado Gerencia Operación y Administración del Mercado

7 12 de febrero de 2008 ORGANIZACIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

8 LA CADENA PRODUCTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 8

9 LA ELECTRICIDAD 9 La Electricidad: No es almacenable una vez producida Todo lo que se produce se consume La oferta y la demanda deben ser iguales en el tiempo No es sustituible en el corto plazo (inelástica) Características en Colombia: Alta componente hidráulica (77%) Elevada variabilidad hidrológica Alta volatilidad de los precios de corto plazo

10 ESTRUCTURA DEL MERCADO 10 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 OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN Competencia Precios libremente acordados Competencia en las ofertas de corto plazo Importaciones de otros países (No TIE) Mercados de Otros Países TIE

11 ESTRUCTURA DEL MERCADO 11 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

12 USUARIOS MERCADO MAYORISTA BOLSA CONTRATOS 12 Los usuarios finales de electricidad participan en el Mercado de Energía por intermedio del Comercializador que los atiende. Los costos competitivos de la energía en el Mercado Mayorista son reflejados en las tarifas de los Usuarios. Los usuarios tienen plena libertad para seleccionar el Comercializador que les prestará el servicio. COMERCIALIZADOR DEMANDA NO REGULADA 1. USUARIOS FINALES NO REGULADOS 2. ZONAS FRANCAS 3. ALUMBRADO PÚBLICO 4. EXPORTACIONES INTERNACIONALES DEMANDA REGULADA 4. USUARIOS FINALES REGULADOS Enfoque de atención al cliente.

13 USUARIOS NO REGULADOS 13 El requerimiento de demanda para ser considerado usuario no regulado ha disminuido en el tiempo. Demanda (MW) MW ó 270 MWh/mes 0.1 MW ó 55 MWh/mes

14 14 SEPARACIÓN DE NEGOCIOS 100% Desintegración Horizontal: Menor Tamaño de las empresas, más competidores. <% Desintegración Vertical: de Negocios Separación Distribución Comercialización Transmisión Generación

15 ESTRUCTURA DEL MERCADO 15 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

16 COMERCIALIZACIÓN 16 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN GENERACIÓN OPERACIÓN y ADMINISTRACIÓN REGULACIÓN Y CONTROL OTROS Actividad en competencia a través de la Bolsa de Energía y los clientes finales iactividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. i Compran todos los servicios asociados requeridos para entregar la energía al usuario. icostos de eficiencia reconocidos por la CREG para tarifa regulada

17 ESTRUCTURA DEL MERCADO 17 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

18 DISTRIBUCIÓN 18 COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN GENERACIÓN i Transmisión Regional o Distribución Local. i Niveles de tensión inferiores a 220kV. i Monopolios regionales con ingresos regulados (niveles 1, 2 y 3) y señales de eficiencia. i Responsables por la expansión de las redes y el cubrimiento. i Sistemas de Transmisión Regional (Nivel 4) i Criterios de calidad en la prestación del servicio.

19 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 19 Conducción y entrega de energía eléctrica a los centros de consumo. Niveles de Tensión Nivel IV: Tensión nominal 57.5 kv Nivel III: 30 kv - Tensión nominal < 57.5 kv Nivel II: 1 kv - Tensión nominal < 30 kv Nivel I: Tensión nominal < 1 kv

20 ESTRUCTURA DEL MERCADO 20 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

21 TRANSMISIÓN 21 Sistema de Transmisión Nacional -STN Sistema de Transmisión Regional - STR Sistema de Distribución Local - SDL Sistema Interconectado Nacional - SIN

22 TRANSMISIÓN 22 El Sistema de Transmisión Nacional es el escenario sobre el cual se desarrolla el Mercado de Energía Eléctrica El STN garantiza el libre acceso a las redes de Transmisión Viabiliza el desarrollo del mercado a través de la libre competencia Asegura la atención de la demanda con niveles adecuados de calidad, seguridad y confiabilidad. Ingreso regulado aprobado por la CREG Tensiones iguales o superiores a 220 kv Expansión en competencia Planeación centralizada

23 TRANSMISIÓN 23

24 ESTRUCTURA DEL MERCADO 24 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

25 GENERACIÓN 25 Competencia en el mercado de corto plazo a través de las ofertas a la Bolsa de Energía En el mercado de contratos se realiza la competencia a través de las convocatorias públicas para el Mercado Regulado y las negociaciones libres para el Mercado No Regulado Declaración de disponibilidad en la Bolsa de Energía y despacho centralizado Generación menor es autónoma en la programación de generación

26 GENERACIÓN - QUIÉNES PARTICIPAN? 26 Capacidad Despacho centralizado 20 MW 10 MW Participación voluntaria No despachadas centralmente

27 LOCALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES CENTRALES 27 TFLORES BQUILLA TEBSA GUAJIRA CARTAGENA TCANDELARIA PROELECTRICA URRÁ TASAJERO GUADALUPE IV GUADALUPEIII TRONERAS PALENQUE BARRANCA CENTRO PORCE II JAGUAS MERILECTRICA LA TASAJERA SIERRA PLAYAS GUATAPE S.CARLOS * DORADA ESMERALDA MIEL S.FRANCISCO ZIPA LA GUACA PAIPA CHIVOR GUAVIO TERMOYOPAL Hidráulicas ALTO Y BAJO ANCHICAYÁ CALIMA TERMOVALLE YUMBO TERMOEMCALI PARAISO PRADO Térmicas SALVAJINA BETANIA FLORIDA RIO MAYO

28 ESTRUCTURA DEL MERCADO 28 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

29 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO 29 Es el encargado de efectuar la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, de acuerdo con lo estipulado en los Artículos 33 y 34 de la Ley 143 de 1994 y en concordancia con el reglamento de operación expedido por la CREG y los acuerdos técnicos aprobados por el CNO.

30 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA 30 Administración del Sistema de Intercambios Comerciales - ASICmediante el registro de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía en la Bolsa por generadores y comercializadores. Liquidación y Administración de las Cuentas de Cargos por uso de las Redes del Sistema Interconectado Nacional -LAC- realizando el cálculo de ingresos y compensaciones de los transportadores y distribuidores, la liquidación y facturación de cargos para comercializadores y la gestión financiera del proceso. Servicios de Información (con y sin valor agregado) a los interesados en el mercado para la toma de decisiones en las empresas.

31 12 de febrero de 2008 LA BOLSA Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

32 LA BOLSA 32 D O P D Demanda Subasta: Oferta Sobre cerrado Asignación parcial Precio de compra >= Precio de Oferta La demanda es tomadora de precio Descubrimiento de precio eficiente

33 AGENTES REGISTRADOS 33

34 CÓMO PARTICIPAR EN EL MERCADO? 34 Requisitos: Constituirse como una E.S.P. En Colombia o ser una prestadora de servicios de electricidad en la CAN (Ecuador). Certificado cámara de comercio (Objeto Social). Firmar Pagarés, con su carta de instrucciones. Suscribir un Contrato de Mandato con el ASIC o el LAC.

35 CÓMO PARTICIPAR EN EL MERCADO? 35 Si es un transmisor debe registrar sus activos. Si es un distribuidor debe tener cargos aprobados por la CREG. Si es un generador debe registrar contratos y/o participar en la Bolsa. Además debe presentar Garantías. Si es un comercializador debe registrar contratos y/o fronteras comerciales. Además debe presentar Garantías. PRESENTACIÓN GENERAL DEL MERCADO

36 DEFINICIONES 36 Demanda Total Demanda Total Doméstica Demanda No Doméstica Venezuela: No integración de mercado con Colombia Ecuador: Integración de mercado con Colombia Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado

37 CURVA DE OFERTA 37 Precios Curva de oferta de corto plazo $/kwh PB La curva de demanda se mueve a lo largo del día. Curva de Demanda Los precios de oferta se mueven con las reservas energéticas Las capacidad de generación se mueve con el ingreso de nuevos proyectos, el retiro de los obsoletos y los mantenimientos. Cantidades Capacidad de generación kwh

38 LA OFERTA 38 Antes de las 8 am los generadores preparan y envían sus ofertas Las ofertas tienen dos componentes: el precio y la disponibilidad Planta 1 30, 200 Precio, Disponibilidad Planta 2 Planta 7 100, 50 70, 30 Planta 3 Planta 6 50, 50 90, 100 Planta 4 110, 50 Planta 5 200, 120 Las ofertas son planas y diarias.

39 LA OFERTA 39 Las ofertas se ordenan según el precio de menor a mayor y se determinan las plantas de generación que atenderán la demanda Precio $/kwh Demanda 400 MW PB= 100 $/kwh 30, , 50 70, 30 90, , , , 120 Precio, Disponibilidad Disponibilidad acumulada MW

40 FORMACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA 40 Precio oferta $/kwh Pago de la energía competitiva a Precio de Bolsa P 8 Precio Bolsa Internacional Precio Bolsa Nacional P Margen del 4 generadorp 3 P 5 P 6 P 7 P 1 P 2 Cargo por Capacidad Demanda Nacional + TIE Demanda Internacional Demanda

41 CONTRATOS DE LARGO PLAZO EN EL MERCADO MAYORISTA 41 Acuerdos bilaterales de tipo financiero, para cubrir en parte o en su totalidad los compromisos comerciales de los Generadores y los Comercializadores. Estos contratos no implican la entrega física de la electricidad. Son herramientas de cobertura de riesgo de precios, útiles para mitigar la alta volatilidad del precio de la Bolsa. Existe plena libertad en la forma de contratación, siempre y cuando se determine, con resolución horaria, la cantidad y el precio.

42 TIPOS DE CONTRATOS 42 Pague lo Contratado (Take or Pay) El comprador se compromete a pagar toda la energía contratada, a una determinada tarifa, independiente de que ésta se consuma efectivamente. Si el comprador contrató una cantidad mayor que sus compromisos comerciales, la diferencia la vende en bolsa. Único caso en que un agente comercializador vende energía en Bolsa.

43 43 TIPOS DE CONTRATOS Pague lo Demandado (Pay as Demand) Contratos suscritos para cubrir la demanda comercial del agente comercializador. Las cantidades sólo se conocen al momento de calcular la demanda total del agente comprador. El Vendedor asume el riesgo de cambio en la demanda.

44 PROCESO DE ASIGNACIÓN DE CONTRATOS 44 Para cada agente se asigna cada hora sus contratos registrados de la siguiente forma: Primero se asignan los contratos Pague lo Contratado. Luego, se asignan los contratos tipo Pague lo Demandado por orden de mérito en precios. Cuando se presenten dos contratos con el mismo precio, se despachan proporcionalmente, de acuerdo a la cantidad contratada en cada hora.

45 PROCESO COMERCIAL Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

46 PROCESO COMERCIAL LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA 46 Medidas Agentes Para Para la la liquidación liquidación se se diferencia diferencia la la bolsa bolsa nacional nacional de de la la internacional internacional Energía en Bolsa Cobertura en Contratos Demanda Comercial Prioridad en contratos: Pague lo contratado Pague lo demandado Energía en Contratos Contratos Largo Plazo

47 47 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS EN EL MERCADO MAYORISTA MERCADO DE ENERGÍA Regulación de Frecuencia Desviaciones Sistemas de Transmisión Nacional y Regionales Cargo por Confiabilidad Calidad del Servicio (balance en el corto plazo) Viabiliza la entrega de la energía de la generación a la demanda Remuneración parcial de los costos fijos buscando la confiabilidad en el largo plazo

48 RESTRICCIONES 48 TFLORES BQUILLA TEBSA GUAJIRA Generación Real Generación Ideal TCANDELARI CARTAGENA A PROELECTRICA ALTO Y BAJO ANCHIC AYÁ URRÁ GUADALUPE IV TASAJERO GUADALUPEIII TRONERAS PALENQUE BARRANCA CENTRO PORCE II JAGUAS MERILECTRICA LA TASAJERA SIERRA PLAYAS GUATAPE S.CARLOS * PAIPA ESMERALDA DORADA TERMOYOPAL MIEL S.FRANCISCO ZIPA CHIVOR GUAVIO LA GUACA PARAISO CALIMATERMOVALLE PRADO YUMBO TERMOEMCALI Ideal PAGA (R-) Real dif dif Restricciones Ideal Real RECIBE (R+) Al tener en cuenta las limitaciones del sistema de transmisión, el despacho real es más costoso que el ideal. Los costos se asocian a restricciones y son pagados por los SALVAJINA BETANIA FLORIDA comercializadores, quienes a su vez los trasladan a sus usuarios. RIO MAYO La generación fuera de mérito se remunera a sus costos variables.

49 RESTRICCIONES Tipos de Restricciones según su naturaleza 49 1 ELÉCTRICAS Propias de de cada elemento 2 OPERATIVAS Propias del del conjunto de de elementos (sistema)

50 RESTRICCIONES Restricción Eléctrica 50 Limitación en el equipamiento 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 del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos.

51 RESTRICCIONES Restricción Operativa 51 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 electromecánica, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN.

52 RESTRICCIONES Quién paga - Quién recibe? 52 RECIBEN POR RESTRICCIONES Las generadores (reconciliación positiva a precio de reconciliación) PAGAN LAS RESTRICCIONES Comercializadores y exportación internacional (demanda) Operadores de red Transportadores

53 RECONCILIACIÓN53 Generación Ideal Generación Real Despacho Ideal (MEM) La generación ideal se paga a precio de bolsa Despacho Real (CND) Las diferencias entre Generación Real e Ideal se pagan a otro precio

54 RECONCILIACIÓN ES Diferencia que se presenta entre la generación real y la generación ideal de una planta o recurso de generación. REC = Greal - Gideal Ideal Real dif dif Ideal Real PAGA (R-) RECIBE (R+)

55 RECONCILIACIONES 55 Costos de Reconciliación Positiva por Generaciones de Seguridad: Costos asociados con generaciones de seguridad fuera de mérito: GR > GI: Agente Vende Reconciliación (Recibe)

56 RECONCILIACIONES 56 Costos de Reconciliación Negativa: Costos asociados con generaciones desplazadas en el despacho real por generaciones de seguridad fuera de mérito o por atrapamientos: GR < GI: Agente Compra Reconciliación (Paga)

57 PRECIOS57 La generación ideal se paga a precio de bolsa Las reconciliaciones se pagan a precio de reconciliación

58 RECONCILIACIONES 58 Los Precios de Reconciliación para plantas térmicas e hidráulicas son: PR para Reconciliación Negativa (CREG ) PR para Reconciliación Positiva Hidráulicos (CREG y CREG ) PR para Reconciliación Positiva Térmicos (CREG y CREG )

59 REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA 59 Su objetivo es mantener la GENERACIÓN = DEMANDA Todo generador debe prestar regulación primaria de frecuencia, así mismo debe prestar o comprar el servicio de regulación secundaria de frecuencia.

60 REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA 60 La regulación primaria de frecuencia está definida en la Resolución CREG 023 de Para la Regulación Secundaria de Frecuencia los límites operativos están reglamentados en la resolución CREG 025/95 y la parte comercial por la CREG 064/2000.

61 61 REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA EL AGC (Control Automático de Generación) es el ajuste automático o manual que realizan los generadores para preservar el equilibrio determinado por: GENERACIÓN = DEMANDA La parte comercial esta reglamentada por la Resolución CREG 064 de 2000.

62 REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA 62 ARTÍCULO 1o. Obligatoriedad Comercial de la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Todo generador despachado centralmente será responsable comercialmente de contribuir con una potencia en giro, que será proporcional a su generacion programada en cada hora.

63 63 PENALIZACIÓN POR DESVIACIONES PENALIZADO NO PENALIZADO 5% % PENALIZADO MÁXIMO MÍNIMO GENERACIÓN PROGRAMADA Cada recurso de generación que se desvíe del despacho programado horario por fuera de la franja de tolerancia del 5% verá afectadas sus transacciones comerciales. RESOLUCIÓN CREG 112 DE 1998

64 64 RECOLECCIÓN COMPRAS DESVIACIONES - GENERADORES PAGAN MAGNITUD DESVIACIÓN = GP - GR COSTO DESVIACIÓN = PO - PB ( kwh) $ kwh PB Internacional Nacional Despacho Ideal - Periodo x GP - GR * PO - PB Inter (kwh) * ($/kwh) = $1 Demanda Internacional GP - GR * PO - PB Inter (kwh) * ($/kwh) = $2 (Venezuela) $1 +$2 + $3 = $ Totales de Desviación en el Px Demanda Nacional (Colombia + Ecuador) GP - GR * PO - PB Nal (kwh) * ($/kwh) = $3

65 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Debido al alto componente hidroeléctrico en su oferta, el sistema colombiano es vulnerable a eventos secos racionamiento El Niño 65 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 Térmica Hidráulica Demanda no atendida Demanda total DEMANDA VS CAPACIDAD (MW) CARGA PICO CAPACIDAD Demanda Hidr. Térm. GWh

66 CARGO POR CONFIABILIDAD A partir de diciembre de 2006 entra en funcionamiento un nuevo esquema con una nueva definición 66 Cargo por Confiabilidad: Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas. (Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones)

67 A partir de diciembre de 2006 entró en funcionamiento un nuevo esquema con una nueva definición 67 REMUNERACIÓN GENERADOR SUBASTA O ASIGNACIÓN CREG DISPONIBILIDAD ACTIVOS (PARÁMETROS DECLARADOS) OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME CAPACIDAD GENERACIÓN DE RESPALDO MERCADO SECUNDARIO DE RESPALDO CONFIABILIDAD EN CONDICIONES CRÍTICAS

68 A cambio de la remuneración, los generadores adquieren la obligación de entregar su energía firme asignada a un precio de escasez definido por el regulador 68 Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución. (Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones)

69 A cambio de la remuneración, los generadores adquieren la obligación de entregar su energía firme asignada a un precio de escasez definido por el regulador 69 Verificación diaria expost Precio de bolsa Precio de escasez Demanda Doméstica Objetivo Liquidación con el Despacho Ideal Monto a favor o a cargo = (Qideal Qobligación) (Pbolsa Pescasez)

70 La primera subasta se realizará a finales de 2007, para asignar obligaciones y derechos para el (Dic. - Nov.) TRANSICION Subasta primaria 2010 Existentes Nuevos Hasta 20 años Subasta primaria 2011 Existentes Nuevos Hasta 20 años Subasta primaria 2012 Existentes Nuevos Hasta 20 años Durante la transición, la asignación se hará a prorrata de la energía firme declarada por los generadores. El precio ha sido definido por el regulador para este periodo.

71 71 CONCEPTO - CEE El CEE es el Costo Equivalente en Energía del Cargo por Confiabilidad expresado en $/kwh, utilizado para las cotizaciones (precio oferta diario de los generadores) en la Bolsa. NOVIEMBRE DICIEMBRE (Mes a Liquidar) $ kwh Antes de empezar el mes se calcula el cargo aproximado (CEE), con estimados de Demanda CEE = OEF Plantas Mes CEE a usar todo el mes de Diciembre ( OEF Mensual, Planta, Subasta x Precio OEF, Planta, Subasta ) Subasta, Planta ETDP x TRM kwh ( kwh) kwh USD ( kwh) $ x USD Donde: OEF: Obligación de Energía Firme mensual de la planta asignada en una subasta. Precio: Precio al cual le fue asignada la OEF asociada a la planta, en una subasta. ETDP: Energía Total Demandada Proyectada en el SIN para cada mes. x $ TRM del día hábil anterior al = precio de fijación del CEE.

72 72 CONCEPTO PRECIO ESCASEZ Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía. (Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones) Precio Escasez = P + OCV + Dic c E Nov Nov COM Nov P c E Nov = US$ MWh * Indice Indice Octubre Mayo/06 $ kwh Indexación del PE parte Combustible P c E mes = P c E mes-1 * Indice Indice mes-1 mes-2 OCV + Nov = CEE ó CERE Nov + FAZNI Nov + LY99 Nov CUAGC $ Nov kwh COM Nov = $ kwh * IPC IPC Nov Jun/06 $ kwh

73 73 CONCEPTOS CERE El CERE es el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad expresado en $/kwh, utilizado para la liquidación definitiva (versión TXF). DICIEMBRE (Mes a Liquidar) ENERO ( $ ) RRI Planta, día = Min 1, DispCom Planta, día CEN * (1 - IHF) * OEF planta, dia * PCC Planta, dia Después que pasa el mes se calcula el cargo exacto (CERE), con la Demanda Real $ kwh PCC = ( Precio Planta, día x OEFPlanta, día ) Subasta, Planta ( OEFPlanta, día ) Subasta, Planta TRM del último día del mes a liquidar $ kwh CERE = G Real RRT + VenB Mes plantas NDC ( $ ) RRT = n n Mes RRI planta, dia dias= 1 plantas= 1

74 LIQUIDACION 74 Valor a Distribuir (VD) A cada planta del sistema Valor a Recaudar (VR) Cada planta Recaudó a través de colombiano se le Distribuye un sus ventas de energía en bolsa y dinero por Cargo por Confiabilidad, por un valor de: reconciliaciones (Generación Real) un valor de: Detalle VD planta = RRI n ( $ ) ( $ ) día = 1 planta, dia VR Planta = CERE x GR Planta DC Ventas en Bolsa NDC Neto Calculado (F) F = VD VR F > 0 F < 0 Al agente se le paga lo que quedó faltando del cargo. El agente devuelve lo que recaudó de más, con respecto a lo que le tocaba de cargo.

75 PROCESO COMERCIAL FACTURACIÓN 75 Energía en Bolsa Otros Cargos Restricciones Penalización por Desviaciones Cargo por Confiabilida Facturación Centralizada Energía en Contratos Todos Todos los los conceptos conceptos son son de de liquidación liquidación HORARIA, HORARIA, excepto excepto el el Cargo Cargo por por Confiabilidad, Confiabilidad, que que es es DIARIA DIARIA Facturación entre agentes

76 ESQUEMA DE TIEMPOS Y VERSIONES 76 Línea de tiempo Oferta Despacho Operación Redespacho Medidas comercializadores Cambios datos en medidas generadores Segunda liquidación (hasta 11:00 am) Resumen Mensual Liquidación Factura TIE Facturación Mercado Colombia Día -1 Día 0 Día 1. Día 4 Día 7. Día 6 Día 12 Día 13 Medidas generadores Información operación Primera liquidación generadores (precio de bolsa, etc) Fin de mes Mes siguiente

77 FACTURACIÓN 77 Abril Vencimiento del ajuste final del mes Ecuador (diferencia entre facturación y prepago -TX2-) Mayo 1 Vencimiento Colombia Vencimiento de Ecuador prepago - TX2 - La facturación se realiza considerando los precios resultantes, incluyendo: Los cargos asociados a generación o demanda, según se trate de importación o exportación. Ajuste neto de las TIE El valor final de facturación de las TIE es el resultante de la liquidación mensual para cada país.

78 Transacciones Internacionales de Electricidad Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

79 ESTRUCTURA DEL MERCADO 79 CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN ADMINISTRACIÓN Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE)

80 TRANSACCIONES INTERNACIONALES 80 El ASIC y el CND realizan en nombre del mercado colombiano las transacciones con los otros países. El Administrador del SIC es el Administrador del Mercado Colombiano para efectos de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo. El Centro Nacional de Despacho es el Operador del Mercado para dichas transacciones.

81 MARCO REGULATORIO Y LEGAL 81 Decisión n CAN 536 Procedimientos TIE Normas CREG Normas CONELEC Agentes XM CENACE Agentes Mandato Acuerdos Oper.. y Comercial Mandato

82 ACUERDO COMERCIAL 82 El acuerdo comercial se suscribió con CENACE el 27 de febrero y se recibió visto bueno de la CREG el 28 de febrero de 2003.

83 MODELAMIENTO TIE CON ECUADOR 83 ECUADOR Contadores para liquidación por parte del ASIC COLOMBIA EECU1002 EECU1003 EECU1001 IECU3002 IECU3003 IECU3001 L 138 kv EECU2002 EECU2005 EECU2001 IECU4002 IECU4005 L IECU kv EECU2004 EECU2006 EECU2003 IECU4004 IECU4006 L IECU kv

84 ASPECTOS ADUANEROS Y DE COMERCIO EXTERIOR 84 Al ser catalogada la electricidad como un bien, las TIE deben cumplir con todos los requisitos aduaneros atribuibles a los bienes. Habilitación ante la DIAN de los puntos de exportación. Resolución DIAN 0019 de febrero 27 de 2003 en la cual se habilitan los contadores ubicados en las subestaciones Jamondino y Panamericana. Habilitación ante la CAE (Corporación Aduanera Ecuatoriana) como Operadores de Comercio Exterior, requisito fundamental para poder exportar a Ecuador (Febrero) Acuerdo con la DIAN para realizar trámites de importación y exportación desde la ciudad de Medellín (Febrero)

85 ASPECTOS ADUANEROS Y DE COMERCIO EXTERIOR 85 Contratación de la Sociedad de Intermediación Aduanera (SIA) Aduanas AVIA, con experiencia en el sector (Febrero) Registro ante el Banco de la República de la cuenta de compensación abierta por el ASIC, para el manejo de los anticipos de exportaciones. Presentación de Declaraciones de Cambio, por cada pago anticipado de exportaciones. Presentación de Declaraciones de Cambio por cada pago anticipado de importaciones.

86 ASPECTOS ADUANEROS Y DE COMERCIO EXTERIOR 86 Presentación mensual de Declaraciones de Cambio, desagregando los movimientos registrados en la cuenta de compensación, consolidados por numeral cambiario. Presentación a la DIAN de un informe mensual sobre todas las operaciones cambiarias realizadas durante el mes. Presentación al Ministerio de Hacienda de un informe mensual sobre compra y venta de divisas. Presentación de informe trimestral a Banrepública que contenga toda la información registrada en el expediente cambiario, registro y control de anticipos vs. Documentos de exportación.

87 12 de febrero de 2008 Administración Financiera Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.

88 GARANTÍAS 88 Según cálculos mensuales realizados por el ASIC Resolución CREG 024/95 El agente debe garantizar sus obligaciones Pagos anticipados calculados y depositados semanalmente en el ASIC Resolución CREG 070/99 Agentes que compran Energía en Bolsa TIES: Depósitos semanales previos a la importación de energía Resolución CREG 004/03

89 ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS 89 PAGOS REALIZADOS POR LOS AGENTES RECAUDO IDENTIFICACIÓN APLICACIÓN DISTRIBUCIÓN Recolección de los dineros entregados como pago por los agentes Reconocimiento del origen del pago Asignación de los dineros recaudados al pago de las obligaciones Transferencia de dinero a los beneficiarios

90 INSTRUMENTOS PARA GESTIÓN CARTERA 90 Pagarés Garantías financieras Limitación de suministro Demanda de usuarios finales Res. CREG 116/98. A empresas intervenidas De energía en Bolsa no destinada a usuarios finales Res. CREG 001/03. Suspensión de registro de fronteras y contratos Res. CREG 6/03

91 12 de febrero de 2008 Calle 12 Sur N , PBX: 57(4) FAX: 57 (4) , Medellín Colombia Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.