DERIVADOS FINANCIEROS SOBRE COMMODITIES ENERGETICOS
COSTO ENERGIA
Estructura Tarifaria Componente Regulado Transporte y Distribución Pérdidas Reconocidas Restricciones Generación Comercialización Componente NO Regulado
Factura
Histórico Precio Promedio Bolsa Energía TX1 (mensual) Promedio de Precio de Bolsa Tx1 Rótulos de columna Rótulos de fila 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Total general ENERO 60,49 84,96 81,27 87,86 94,93 127,64 150,88 92,82 97,61 FEBRERO 72,87 76,35 77,94 107,31 100,78 115,83 197,47 104,79 106,49 MARZO 78,72 74,87 70,40 66,88 101,09 87,99 106,93 192,48 80,58 95,55 ABRIL 82,15 72,59 70,88 54,34 89,72 101,40 89,53 194,51 75,05 92,24 MAYO 70,12 72,36 71,51 54,24 76,06 95,11 117,39 148,77 57,08 84,74 JUNIO 66,09 52,79 61,57 52,89 74,18 71,89 122,60 90,21 60,42 72,51 JULIO 69,72 55,75 81,09 63,26 79,42 60,73 124,11 81,75 54,68 74,50 AGOSTO 66,63 57,32 88,33 68,77 81,50 69,60 126,97 83,90 88,58 81,24 SEPTIEMBRE 63,10 61,51 91,01 106,15 74,42 73,41 184,10 111,76 95,68 OCTUBRE 56,06 73,82 83,74 134,31 79,47 72,81 188,60 135,36 103,02 NOVIEMBRE 65,22 69,90 58,93 82,56 60,90 79,77 152,94 89,93 82,52 DICIEMBRE 53,22 70,12 81,72 64,61 84,56 101,85 193,33 65,59 89,38 Total general 67,08 66,18 76,78 75,60 82,93 84,13 137,68 128,06 76,38 89,18
MERCADO ELECTRICO
Cadena Productiva del Sector Eléctrico XM - Operador CND Bolsa de Energía Demanda Residencial (REGULADO) Demanda Industrial (NO REGULADO)
RIESGOS FINANCIEROS EN EL MERCADO Generadores Riesgo de Crédito Riesgo de Mercado CONTRATOS L.P Riesgo de Contraparte Riesgo de Mercado Comercializadores Riesgo de Mercado Riesgo de Crédito Bolsa de Energía Mercado Spot Riesgo de Crédito Mecanismo Regulado de Coberturas Riesgo de contraparte Riesgo de Mercado Riesgo de Mercado Usuarios Finales Regulados No Regulados
FORMACION DEL PRECIO DE BOLSA
Bolsa de Energía Una subasta diaria Generadores ofertan UN precio para todo el día y declaran la capacidad de generación para cada hora. La demanda se estima para cada hora de cada día de la semana. (Usuario Final es representado por los comercializadores) El precio de corte (para todos) será el valor ofertado por la última unidad generadora con la que se cubra la demanda.
Formación del precio spot de electricidad Productores de electricidad $/kwh Determinan la formación del precio en spot a partir de su oferta Demanda Precio de bolsa horario kwh
Precio bolsa vs Bilaterales MEM
TX1 y Promedio 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00
Volatilidad del Precio de Bolsa Diario
FORMACION DEL PRECIO DE ENERGIA EN BOLSA
OFERTA DE ENERGÍA
OFERTA DE ENERGÍA Recursos MW % Variación (%) 2010-2009 Hidráulicos 8,525.0 64.1% 0.0% Térmicos 4,089.0 30.8% -6.3% Gas 2,478.0 Carbón 990.0 Fuel - Oil 434.0 Combustóleo 187.0 ACPM 0.0 Menores 620.6 4.7% 8.2% Hidráulicos 518.8 Térmicos 83.4 Eólica 18.4 Cogeneradores 54.9 0.4% 56.9% Total SIN 13,289.5 100% -1.5% Capacidad efectiva neta del SIN Principales determinantes del precio de Oferta: 1. Disponibilidad hídrica (Alta dependencia del Clima) 2. Costos de los combustibles (Gas, Carbón, Fuel-Oil) 3. Otras variables (Cambios en la Regulación, Mantenimientos) Consumo de combustibles en el sector eléctrico 21
RESERVAS HÍDRICAS %Útil 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 1991-1992 1997-1998 2003-2004 2005-2006 2007-2008 2009-2010 El trabajo mancomunado del sector eléctrico y de combustibles durante todo el período de El Niño permitió iniciar el año 2010 con un nivel del 64.8% de embalse agregado (31 de diciembre de 2009), suficiente para atender la demanda en complemento con generación térmica. Tabla 1. Volumen útil diario diciembre 31 Año GWh % 2010 11,957.1 77.8 2009 10,000.0 64.8
$/kwh GWh-Día APORTES HÍDRICOS Niña 400 Gráfica 3. Precio de Bolsa y Aportes Hídricos en GWh 400 Niño 350 300 250 200 150 100 50 0 350 300 250 200 150 100 50 0 Evolución del acumulado de los aportes en 2010, con un inicio deficitario frente a la media histórica debido a El Niño, con un acercamiento a la media hacia julio, inicios de La Niña, y superando la media histórica a partir de noviembre de 2010. Aportes Hidro GWh Precio de Bolsa $/kwh
A. DISPONIBILIDAD HÍDRICA (CLIMA) Desde Mayo 2010 a Enero 2011, se presentaron anomalías de calor negativas que se extendieron a través del Pacífico ecuatorial en asocio con La Niña. Desde Febrero de 2011, el contenido de calor ha estado por encima del promedio, especialmente alrededor del pacífico oeste. Recientemente, las anomalías de contenido de calor se han fortalecido alrededor del la parte este del pacífico ecuatorial. Fuente: CPC (Climate Prediction Center).
A. DISPONIBILIDAD HÍDRICA (CLIMA) 2 Fuente : http://www.cpc.ncep.noaa.gov/products/precip/cwlink/mjo/enso.shtml
APORTES Y RESERVAS HÍDRICAS POR REGIONES:
Ene/2010 Feb/2010 Mar/2010 Abr/2010 May/2010 Jun/2010 Jul/2010 Ago/2010 Sep/2010 Oct/2010 Nov/2010 Dic/2010 GBTU -día B. CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SIN (GBTU) Combustible (1) 2008 2009 2010 Pa rticipa ción e n 2010 Gas 49,137.8 92,694.4 102,178.9 72.9% Carbón (2) 22,048.7 37,108.1 32,162.4 23.0% ACPM 4.1 2,154.4 3,737.9 2.7% Fuel Oil 222.7 1,096.0 2,012.4 1.4% Queroseno 0.0 61.9 12.8 0.0% T ota l 71,413.3 133,114.9 140,104.4 100.0% (1) Consumo declarado por loas agentes generadores ante el ASIC (2) El consumo de carbón se calcula a partir de la curva de eficiencias declarada 800 700 600 500 400 300 200 CARBON GAS LIQUIDOS En el sector eléctrico colombiano el consumo de combustibles en las térmicas se concentra principalmente en el gas y carbón. También se utilizan combustibles líquidos como fuel oil, ACPM y queroseno. Es notorio el incremento del consumo en los años 2009 y 2010 frente a 2008, lo que está asociado con la mayor participación de la generación térmica en el SIN durante el fenómeno de El Niño 2009-2010. 100 0 *BTU (British Thermal Unit): representa la cantidad de energía que se requiere para elevar en un grado la temperatura de una libra de agua en condiciones atmosféricas normales.
$/kwh (Corrientes) PRECIOS DE OFERTA DE ENERGÍA SEGÚN COMBUSTIBLE Año 2010 Año 2011 400 350 Precio de Bolsa Carbón Agua Gas 300 250 200 150 100 50 0 Los precios de oferta por tecnología se calculan con la mediana de precios de oferta de los combustibles principales, donde los recursos a gas incluyen los recursos que mezclan gas-carbón y gas-líquidos. Y carbón, los que utilizan carbón como único combustible. 28
DEMANDA DE ENERGÍA
GWh DEMANDA DE ENERGÍA Demanda de Energía del SIN 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2.3% 3.1% 3.6% Comerciales Sábados Dom y Fest. 2.7% Acumulado Mes 2009 156.7 147.0 129.8 150.1 2010 160.3 151.5 134.4 154.2 Crecimiento 2.3% 3.1% 3.6% 2.7% Comportamiento de la demanda de energía del mercado regulado y no regulado 2008 2009 2009 vs. 2008 2010 2010 vs. 2009 Paricipación Regulado 36,213 36,977 2.1% 37,821 2.3% 68% No Regulado 17,307 17,351 0.3% 18,002 3.8% 32% Ind. Manufacturera 8130.1 7523.1-7.5% 7,724.0 2.7% 43% Minas y canteras 3182.5 3346.5 5.2% 3,635.4 8.6% 19% Servicios sociales 2291.9 2425.9 5.8% 2,463.6 1.6% 14% Comercio, hoteles 1342.4 1402.7 4.5% 1,452.4 3.5% 8% Electricidad, gas y agua 1034.0 1220.3 18.0% 1,281.9 5.0% 7% Transporte 493.9 532.9 7.9% 558.9 4.9% 3% Agropecuario 423.8 455.7 7.5% 448.0-1.7% 3% Financieros 348.0 379.1 8.9% 391.5 3.3% 2% Construcción 60.6 65.5 8.0% 46.6-28.9% 0.4% 30
31 DEMANDA DE ENERGÍA VS PIB (Crecimiento %) Fuente: PIB DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del año anterior. PIB Trimestre 1 2010: 4.2 % Trimestre 2 2010: 4.9 % Trimestre 3 2010: 3.6 % Trimestre 4 2010: 4.6 % Trimestre 1 2011: 5.1 % Demanda Trimestre 1 2010: 5.1 % Trimestre 2 2010: 4.3 % Trimestre 3 2010: 1.1 % Trimestre 4 2010: 0.4 % Trimestre 1 2011: -0.4 % Trimestre 2 2011: 1.1 %
DERIVEX
Modelo Operativo CLIENTES MIEMBROS LIQUIDADORES MIEMBROS NEGOCIADORES NO LIQUIDADORES Precio de Bolsa (Versión TX1) XM DCV CUD DERIVEX DETERMINACIÓN DE LAS REGLAS DE MERCADO SEGUIMIENTO Y CONTROL DEL CUMPLIMIENTO DE LAS REGLAS DE MERCADO ESTRUCTURACIÓN DE PRODUCTOS DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE VALORACIÓN DEFINICIÓN DE SERVICIOS DE INFORMACIÓN ADMINISTRACIÓN OPERATIVA DEL MERCADO OFERTAS NEGOCIACIÓN CALCE Plataforma de negociación Ejecución procesos determinación de precios de valoración Servicios de información GESTIÓN DE OPERACIONES GESTIÓN RIESGOS CRCC COMPENSACIÓN Y LIQUIDACIÓN GESTIÓN GARANTÍAS BVC INFOVAL INFORMACIÓN ADMINISTRACIÓN IT
RIESGO CERO CAMARA DE RIESGO CENTRAL DE CONTRAPARTE DE COLOMBIA C MIEMBROS LIQUIDADORES SOLIDOS R C C GARANTIAS INICIALES Y DIARIAS ADMINISTRACION DE LIMITES GARANTIAS EXTRAORDINARIAS FONDO DE SALVAGUARDA Patrimonio CRCC
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FUTURO DE ELECTRICIDAD MENSUAL (ELM)
Contrato de Futuro Sobre Energía Eléctrica CONTRATO DE FUTURO DE ELECTRICIDAD MENSUAL (ELM) Activo Subyacente Tamaño del contrato Generación de contratos Precio de la electricidad (24 horas) 360.000 kwh Mensual Garantía en CRCC 21 % Tick de precio Método de liquidación Último día de negociación Día de vencimiento Precio de liquidación Parámetros de cantidad para la Celebración y Registro Parámetro de barrido 0,05 pesos por kilovatio hora Liquidación financiera Último día hábil del mes de liquidación Segundo día hábil del mes siguiente al mes de liquidación Promedio aritmético de los precios de referencia del subyacente de cada uno de los días del mes Cantidad máxima para ingresar una orden: 2000 contratos Se podrá solicitar el registro de operaciones por una cantidad mínima de un (1) contrato 300 ticks
Contrato de Futuro Sobre Energía Eléctrica Vencimiento: Mensual Estarán abiertos cuatro contratos de futuro mensuales, uno para cada uno de los tres meses siguientes al período de negociación y uno para el mes en curso Julio Agosto Septiembre Octubre
Características Garantía: 21% Ejemplo: Garantía 10% Fecha Precio Futuro Flujo Diario Flujo Acumulado Garantías Flujo Diario Flujo Diario Total Flujo Acumulado Total Día 0 F 0 =100 Día 1 F 1 = 105 F 1 - F 0 = 5 5,00 Día 2 F 2 = 106 F 2 F 1 = 1 6,00 10,00-10,00 10,50-0,50 10,60-0,10-10,00-10,00 4,50-5,50 0,90-4,60 Día 3 F 3 = 103 F 3 F 2 = -3 3,00 10,30 0,30-2,70-7,30 Día 4 F 4 =101 F 4 F 3 = -2 1,00 10,10 0,20-1,80-9,10 Día 5 F 5 = S 5 = 95 F 5 F 4 = -6-5,00 0 10,10 4,10-5,00 El resultado final es el mismo.
CONCLUSIONES
Conclusiones Derivex es un sistema de negociación y registro En Derivex no se transa energía. Los futuros financieros son un complemento a la contratación bilateral. Los futuros transados SIEMPRE se cumplen. La gestión de en futuros deberá generar ahorros en los costos productivos. Se ampliarán plazos y tamaños para dar mayor acceso al mercado y coberturas mas ajustadas.