INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Enero 2014

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1 INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Enero 2014

2 CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN DICIEMBRE DE 2013: Los aportes hídricos, al final del mes de diciembre 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 diciembre de 2013 fue de 10, GWh. Este nivel corresponde a un 69.46% de la capacidad útil de reserva. La energía eléctrica generada en el mes de diciembre de 2013 fue de 5,323.3 GWh, lo que representa un crecimiento del 4.7% respecto al total generado en diciembre de Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (68.0%) y la térmica (25.7%). El total de transacciones realizadas en el MEM, durante diciembre de 2013, correspondieron a $1,115,907 millones. De este total, el 67.55% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 21.10% a transacciones en bolsa y el 11.35% restante corresponde a otras transacciones del mercado. La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5,144.8 GWh en diciembre de De este total, el Mercado Regulado representó el 68% de la demanda y el Mercado No Regulado el 32% restante. La demanda de los Mercados Regulado y No Regulado aumentaron respectivamente el 1.8% y 3.4% respecto a diciembre de Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 655 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 diciembre de 2013 fue de $/kwh. El precio máximo alcanzado fue de $/kwh, mientras que el precio mínimo del mes fue de $/kwh.

3 $/kwh Informe Mensual del Mercado Eléctrico 1. EL MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX S.A) En diciembre de 2013, estuvieron disponibles para negociación los contratos futuros tipo ELM y ELS entre los meses de diciembre de 2013 y mayo 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 diciembre de En el transcurso del mes, el contrato de futuros de diciembre de 2013 presentó un comportamiento decreciente en una situación de contango caracterizada por tener precios de valoración superiores al precio promedio acumulado TX1. Por otro lado, los demás contratos de futuros presentaron un comportamiento estable con la presencia de alguno picos a lo largo del mes. El precio de valoración más alto que se presentó en el mes fue de $/kwh (4 de diciembre de 2013) para el contrato con vencimiento en diciembre de 2013, mientras que el precio más bajo de valoración fue de 120 $/kwh para el contrato con vencimiento en junio de 2014 (2 de diciembre de 2013). 250 Precios de Valoración Contratos de Futuros (ELM ) vs Precio Acumulado TX1 de la Energía Eléctrica (Diciembre 2013) Prom Acum.TX1 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may /12/ /12/ /12/ /12/ /12/ /12/2013 Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Prom. Acum. TX1 - diciembre de 2013

4 2. 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. Ante la publicación de la resolución CREG No.203 de 2013, relacionada con la verificación y liquidación de la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) en Colombia, en esta ocasión se explica, de forma general, el proceso de un programa de Respuesta de la Demanda, con el fin de tener un mayor contexto respecto a la participación activa del usuario final por la posibilidad que tiene de responder con la reducción o desplazamiento de su consumo de electricidad ante las señales del mercado. Dentro de los principales pasos que se desarrollan en un programa de respuesta a la demanda cabe mencionar: identificación, notificación, corte, verificación y restauración. La identificación se presenta durante un período de pico en la capacidad o de altos precios, en este paso el operador identifica la necesidad para realizar cortes de cargas e identificar los recursos que necesitan ser despachados. En la Notificación, el operador informa a los agregadores de la demanda y a clientes acerca de la cantidad, lugar y duración del corte que es requerido. En cuanto al corte, los clientes usualmente apagan sus luces o usan un Sistema de Administración de Energía que se maneja de forma predeterminada ante comandos de control. En la Verificación, el operador comprueba si la reducción esperada en la carca está ocurriendo realmente o si es necesario llamar más recursos. Por último, en la Restauración el operador libera recursos y confirma a los usuarios que el evento se ha completado y que la carga vuelve a los patrones normales. 3. 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 diciembre de Aportes Hídricos El promedio acumulado de los aportes hídricos, durante el mes de diciembre 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 una caída pronunciada y continua del promedio acumulado en los aportes durante todo el mes de diciembre. El máximo nivel de aportes presentado en el mes de diciembre fue el día 2, con un valor correspondiente a GWh, mientras que el mínimo se presentó el 30 de diciembre con un valor de GWh.

5 Reservas hídricas del SIN Tabla No. 1. Porcentaje promedio de Aportes Hídricos al SIN respecto a promedios históricos (diciembre de 2013) Aportes al SIN frente a promedios históricos dic % nov % El nivel de reservas hídricas presentó un leve crecimiento a lo largo de diciembre de 2013 respecto al nivel de noviembre. Este nivel se ubicó al final del mes en 10, GWh, lo que representa un 69.46% de la capacidad útil de reserva, correspondiendo a un aumento de GWh respecto al nivel presentado el 30 de noviembre de 2013 que era de 10, GWh. (Ver Tabla No.2 y Gráfica No.3) Tabla No.2. Reservas Hídricas diciembre de 2013 Mes GWh % dic , nov , Volumen Util Diario GWh Capacidad Util GWh Gráfica No.2. Aportes hídricos del SIN en diciembre de 2013 Gráfica No.3. Reservas hídricas del SIN en diciembre de 2013 Generación de energía eléctrica El total de generación de energía eléctrica, para el mes de diciembre de 2013, fue de 5,323.3 GWh, lo que representa un crecimiento del 4.7% respecto a la generación de diciembre de 2012 que fue de 5,085.1 GWh. En cuanto a la composición de la generación mensual, la generación hidráulica representó el 68.0% del total generado con 3,621.6 GWh, mientras que la generación térmica fue

6 de 1,369.5 GWh representando el 25.7% del total. Por su parte las plantas menores generaron GWh con una participación del 5.6%, y los cogeneradores generaron 32.1 GWh lo que fue equivalente al 0.6% del total. (Ver Gráfica No.4). Es importante resaltar el crecimiento del 27.1% que tuvieron los cogeneradores al ser comparados con la generación del mes diciembre de 2012, al pasar de 25.3 GWh a 32.1 GWh. Por otro lado, la generación térmica tuvo un decrecimiento de 3.5% al pasar de 1,418.7 GWh en diciembre de 2012 a 1,369.5 GWh en diciembre de Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo % dic-12 dic-13 Generación Crecimiento Hidráulica 3, , % Térmica 1, , % Menor % Cogenerador % Total 5, , % Gráfica No.4. Generación de energía SIN para diciembre de 2013 Transacciones en el Mercado de energía En el mes de diciembre de 2013, las transacciones del mercado de energía mayorista fueron de $1,115,907 millones, lo que correspondió a un aumento del 0,87% respecto al total transado en diciembre de 2012 que fue de $1,106,319 millones. Del total transado, los contratos bilaterales representaron la mayor proporción con un 67.55% por un valor de $753,834 millones, mientras que las compras en bolsa fueron el 21.10% con $235,454 millones. Otras transacciones del mercado representaron el 11.35% con un valor de $126,618 millones (Ver Tabla No.3). Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en diciembre de 2013 (Cifras en Millones de pesos) Concepto dic-12 dic-13 Part. dic Incremento Contratos ,55% 8,75% Compras en Bolsa ,10% 1,35% Otras Transacciones ,35% -29,97% Total % 0,87% De las compras en bolsa en el mes de diciembre de 2013, 12 agentes tuvieron una exposición mayor al 25% con compras promedio de 5.9 GWh-día. De este total, un agente tuvo una exposición superior al 75% con compras promedio de 0.02 GWh. (Ver Gráfica No.5).

7 Gráfica No.5. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición) Demanda de energía Eléctrica Para el mes de diciembre de 2013, la demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 5,144.8 GWh. De este total, el 68% correspondió a demanda regulada con 3,478.3 GWh, mientras que la demanda no regulada fue de 1,666.5 GWh equivalente al 32% restante. (Ver Tabla No.4). En el mercado no regulado, la mayor demanda de energía eléctrica se presentó en las industrias manufactureras con 655 GWh lo que representa el 39.3% del total no regulado, mientras que la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de GWh equivalente al 21.6%, 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 GWh, con participaciones del 9.8% y 7.5% respectivamente. En cuanto a la demanda por regiones del país, la región Centro tuvo la mayor demanda de energía eléctrica con 1,261 GWh lo que corresponde a un aumento de 3.28% respecto a la demanda que tuvo en diciembre de En segundo lugar, se ubicó la región de la Costa Atlántica con 1,082 GWh y un crecimiento del 3.97%. En tercer lugar se encuentra Antioquia con 710 GWh con un crecimiento de 2.28%. Otras regiones del país con alta demanda fueron Valle y Oriente con GWh y GWh respectivamente. (Ver Tabla No.4).

8 Consumo de Energía ACTIVIDADES ECONÓMICAS Mercado No Regulado Informe Mensual del Mercado Eléctrico Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (diciembre de 2013) - (GWh) Acumulado a Acumulado a dic-12 dic-13 Crec. diciembre de Crec. Participación diciembre de Regulado 3, , % 39, , % 68% No Regulado 1, , % 19, , % 32% Industrias manufactureras % % 39.3% Explotación de minas y canteras % % 21.6% Servicios sociales, comunales y personales % % 12.6% Comercio, reparación, restaurantes y hoteles % % 9.8% Electricidad, gas de ciudad y agua % % 7.5% Transporte, almacenamiento y comunicación % % 3.8% Agropecuario, silvicultura, caza y pesca % % 2.7% Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios % % 2.5% Construcción % % 0.2% Región dic-12 dic-13 Crec Centro 1.261, ,3 3,28% Antioquia 710,0 726,2 2,28% Costa Atlántica 1.082, ,0 3,97% Valle 535,3 556,2 3,90% Oriente 520,6 533,1 2,40% CQR 202,2 208,7 3,21% THC 195,3 205,6 5,27% Sur 143,4 144,5 0,77% Chocó 16,7 17,3 3,59% Guaviare 3,8 4,1 7,89% Precios de la Energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio de la energía eléctrica (TX1), en diciembre de 2013, fue de $/kwh. A lo largo del mes el precio tuvo una tendencia decreciente, alcanzando el nivel máximo el segundo día de diciembre con un valor de $/kwh, seguido por una alta volatilidad del precio. Posteriormente, el precio tuvo una fuerte caída llegando al nivel mínimo de $/kwh el día 27 de diciembre, seguido de un incremento para terminar el mes con un valor de $/kWh, como se muestra en la Gráfica No.6. La variación diaria * de los cambios en los precios de bolsa (TX1), para todo el mes de diciembre de 2013, fue de 12.47%, lo cual muestra una disminución en la volatilidad de los precios, si ésta se compara con la volatilidad presentada en noviembre de 2013 que fue de 13.27% (ver Gráfica No.7). La máxima variación diaria en el precio fue de 39.15%, el 25 de diciembre, la cual correspondió a una caída del precio al pasar de $/kwh a $/kwh, mientras que la variación mínima fue de 0.77% el día 16 de diciembre de 2013 con un pequeño crecimiento que se evidencia al pasar el precio de $/kwh a $/kwh. * 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 Variación diaria precio de Bolsa (TX1) Volatilidad diaria del precio de Bolsa Precios de Bolsa TX1 ($/kwh) Informe Mensual del Mercado Eléctrico En la Gráfica No.8 se presenta la volatilidad diaria de las variaciones del precio TX1 con un rezago de 30 días. Esta gráfica muestra la presencia de un comportamiento decreciente, hasta finales de diciembre cuando la volatilidad comienza a aumentar. La volatilidad pasó de % el 1 de diciembre hasta ubicarse en 12.01% el 31 de diciembre. 250,00 Precio en Bolsa (TX1) diciembre de ,00 150,00 TX1 ($/kwh) Promedio 100,00 50,00 01/12/ /12/ /12/ /12/ /12/ /12/2013 Gráfica No.6. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de diciembre de % 35% 30% 25% 20% Variación diaria precio Bolsa TX1 (abs) diciembre ,0% 13,0% 12,0% 11,0% Volatilidad Móvil precio Bolsa (TX1) (30 días) diciembre % 10% 5% 0% 01/12/ /12/ /12/ /12/ /12/ ,0% 9,0% 8,0% 01/12/ /12/ /12/ /12/ /12/2013 Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en diciembre de 2013 (valores absolutos) Gráfica No.8. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en diciembre de 2013

10 Precio promedio de los contratos a largo plazo En el mercado de contratos a largo plazo para el mercado regulado, en el mes de diciembre de 2013, los contratos registrados en 2013 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 2012 presentaron un precio promedio de $/kwh. Por último, los contratos a largo plazo registrados en 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 diciembre de 2013 En los contratos de largo plazo para el no regulado, en diciembre 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 diciembre de 2013

11 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 para el año 2014 oscila entre el 90% y 91%, y para el año 2015 oscila entre el 80% y 83%. Por su parte, para los contratos no regulados (línea violeta), la proporción contratada que se proyecta para el año 2014 está cerca del 93%, y para el año 2015 está cerca del 91%.Es necesario aclarar que la línea correspondiente a 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 enero de 2014, se observa que en el período actual DJF (Diciembre-Enero-Febrero) de 2014, la probabilidad de ocurrencia de un Niño (barra roja) es del 2%, la probabilidad de una Niña (barra azul) es del 2%, y la probabilidad de un período neutral es del 96%. En la gráfica No.12, se observa que la probabilidad máxima de ocurrencia del Niño es de un 47% en el periodo ASO (Agosto-Septiembre-Octubre) de 2014, mientras que la ocurrencia de un período Neutral tiene una mayor probabilidad, con un máximo de ocurrencia del 96% en el período DJF (Diciembre-Enero-Febrero) de 2014.

12 Gráfica No.12. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral (Enero 2014) Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI) 4. 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 diciembre de EEX: En diciembre de 2013, el volumen total negociado y registrado de instrumentos derivados sobre energía eléctrica fue de TWh en EEX. Del total transado y registrado en derivados, 99.6 TWh corresponden a futuros Phelix a un precio promedio de /MWh para base y /MWh para pico; 1.3 TWh en futuros del mercado francés con precios promedio de /MWh para base y /MWh para pico y 2.4 TWh en opciones. Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: OMIP: En diciembre de 2013, en el mercado continuo de derivados OMIP, se negociaron un total de 2236 contratos a un precio promedio de /MWh, con un volumen de 5.16 TWh, lo que corresponde a un valor negociado de 270 millones. En el mercado OTC la negociación y registro representó un total de 7373 contratos con un volumen de 4.43 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: INTERCONTINENTAL EXCHANGE (ICE): En diciembre de 2013, se negoció un total de 1.40 TWh en el mercado de Reino Unido. Para mayor información acerca del mercado ICE visite la página Web:

13 5. REGULACIÓN: Mediante la resolución CREG No.203 de 2013, se realizaron modificaciones 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. Dentro de los principales ajustes realizados se encuentra la definición del producto como la cantidad de demanda de energía reducida en un día por parte de un comercializador, la cual será pactada en una relación contractual bilateral entre un generador y un comercializador; asimismo de la activación de la DDV cuando el generador envía el programa de desconexión respectiva. Además se establece el procedimiento para el funcionamiento de la DDV y los deberes de los agentes y operadores que participen en este mecanismo de DDV; y las características que deben cumplir los equipos de medida de tal forma que permitan la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor. Para tener una información más detallada de esta resolución, visite la página de la CREG en: 6. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS Demanda Desconectable Voluntaria Verificada (DDV): Es la Demanda que efectivamente fue reducida de manera voluntaria por los usuarios y la cual ha sido verificada, 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.