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INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO
Agosto 2011
Informe Mensual del Mercado Eléctrico
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CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN JULIO DE 2011:
Los aportes hídricos, correspondientes al mes de julio de 2011, se ubicaron en 93.2% del promedio histórico.
El volumen útil de reservas hídricas, hacia el 31 de julio de 2011, fue de 13359 GWh que representa el 84.6% del volumen máximo. Este nivel de volumen representa una disminución de 79.1 GWh al ser comparado con el volumen reportado el 30 de junio de 2011.
La generación total de energía fue de 4860.7 GWh en el mes de julio de 2011. Este total corresponde a un incremento del 2.1% respecto al total generado durante el mes de julio de 2010. La principal fuente de generación fue la hidráulica con un total de 3819.9 GWh representando un 78.6% del total, en segundo lugar se ubicó la generación térmica con 702.1 GWh que corresponde al 14.4% del total generado en el mes.
Las transacciones realizadas en el MEM tuvieron un valor total de $923863 millones. De este total, el 68.71% correspondió a transacciones en contratos con $631289 millones, el 14.20% se atribuye al valor a distribuir por Cargo por Confiabilidad que fue de $130435 millones, y el 8.82% se refiere a compras en Bolsa por un valor de $81033 millones. Otras transacciones del mercado equivalieron al 8.27% por $75977 millones.
La energía demandada en el SIN durante el mes de julio de 2011 fue de 4789.6 GWh, que comparada con la de julio de 2010 (4676.6 GWh) equivale a un incremento del 2.4%. De este total, el mercado regulado presentó una demanda de 3236.7 GWh (68%) y la del mercado no regulado fue de 1552.9 GWh (32%).
Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 669 GWh, explotación de minas y canteras con 278.6 GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con 228.5 GWh.
El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en julio de 2011 fue de 54.67 $/kWh. Este precio es inferior al precio promedio alcanzado en el mismo mes del año pasado y que fue de $81.75/kWh. El precio máximo alcanzado en julio de 2011 fue de 72.15 $/kWh, mientras que el precio mínimo del mes fue de 37.76 $/kWh.
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1. EL MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX S.A)
Durante el mes de julio de 2011, los contratos ELMN11, ELMQ11F, ELMU11F y ELMV11F con vencimientos en julio, agosto, septiembre y octubre respectivamente, estuvieron disponibles para ser negociados en Derivex.
En la gráfica No.1 se presentan los precios de valoración de estos contratos de futuros, además del precio Spot de la energía eléctrica (TX1) y el promedio acumulado de este precio que equivale al activo subyacente de los contratos de futuros. En esta gráfica se observa la presencia de una condición de contango, durante el mes de julio, en donde los precios de los contratos de futuros fueron superiores al precio de referencia del activo subyacente.
En el caso de los contratos con vencimientos en agosto, septiembre y octubre los precios presentaron estabilidad durante todo el mes, mientras que el contrato con vencimiento en julio tuvo un decrecimiento en su precio hasta tener convergencia al final del mes con el promedio acumulado del precio TX1 de la energía eléctrica. Este decrecimiento se evidencia en que el 1 de julio el precio futuro del contrato ELMN11 (julio 2011) se ubicó en 84.50 $/kWh y a final de mes terminó en 58.00 $/kWh.
Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (TX1) (julio 2011)
2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA
Nuevas oportunidades para el sector energético El sector energético tiene una amplia oportunidad de expansión en el Mercado Integrado latinoamericano (Mila). En la región se espera el acercamiento de una oleada de inversiones en nuevas plantas energéticas dentro de los próximos cinco años. Estas inversiones se pueden explicar por tres importantes factores: mayor demanda, disponibilidad de efectivo, y avances en el panorama regulatorio y legislativo. En primer lugar se espera que haya un significativo aumento de la demanda de energía eléctrica ante el crecimiento industrial de los países emergentes. El segundo factor corresponde a la mayor disponibilidad de efectivo proveniente del sector privado para invertir en el sector energético. Y en último lugar, Perú, Brasil, Chile y Colombia son percibidos como países donde el panorama regulatorio y legislativo ha avanzado significativamente en los
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Precios de Valoración Contratos de Futuros vs Precio Spot (TX1) de la
Energía Eléctrica (Julio/2011)
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ELMN11F
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ELMU11F
ELMV11F
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últimos cinco años, según afirma Wilson Tovar quien es el director de investigaciones de la firma Alianza & Valores. Fuente: http://www.elespectador.com.co/economia/articulo-282157-sector-energetico-oportunidad-de-negocio-mila Beneficios para los industriales Durante este año 2011, los industriales podrán descontar del impuesto de renta el 50% del valor de la sobretasa a la energía eléctrica. Este beneficio aplicará para todas las empresas cuya actividad principal está relacionada con el sector agrícola, la ganadería o silvicultura, la pesca, la explotación minera y la industria manufacturera. Además, se beneficiarán las empresas dedicadas al suministro de electricidad, gas y agua, así como las de construcción. A partir del año 2012, los usuarios industriales quedarán exentos de pagar esta sobretasa. Para que un usuario pueda obtener este beneficio, deberá radicar una solicitud escrita ante la empresa que le presta el servicio de energía eléctrica, la cual deberá reportar esta información ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Fuente: http://www.portafolio.co/economia/industria-tendra-rebaja-servicio-energia
Productos agrícolas para la generación de energía en Colombia
El uso de los productos agrícolas para la generación de energía, como la caña de azúcar y la palma de aceite, se ha convertido en una de las principales posibilidades de inversión en el sector agrícola en Colombia. Según el ministro de Agricultura, Juan Camilo Restrepo, Colombia dispone de una buena cantidad de tierras para el desarrollo de la industria azucarera, insumo importante para la producción de biocombustibles. Además, Harold Eder, presidente del Grupo Manuelita, señaló que un uso adecuado de los residuos de la caña de azúcar, acompañado por el mejoramiento en procesos puntuales, contribuirá al desarrollo de proyectos de generación que se podrán integrar a las redes eléctricas en el país. Fuente: http://www.larepublica.co/archivos/ECONOMIA/2011-08-05/energia-una-de-las-grandes-oportunidades-del-agro-en-colombia_134781.php
3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA
Estructura Institucional del MEM en Colombia
El Mercado de Energía Mayorista (MEM) en Colombia se encuentra respaldado por un marco institucional que garantiza y facilita su funcionamiento. Este marco está compuesto por instituciones que tienen responsabilidades de dirección, planeación, regulación, consejo y comité, control y vigilancia, además de la operación y administración de este mercado. En la gráfica No.2. se exponen las diferentes instituciones que sirven de soporte para el funcionamiento del MEM, además de su papel específico dentro de este marco. A continuación se realiza una explicación de estas instituciones y su respectiva contribución.
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Gráfica No.2. Marco Institucional del MEM en Colombia. Fuente: www.xm.com.co
Ministerio de Minas y Energía: De acuerdo al decreto 70 de Enero 17 de 2001, este ministerio se encarga de “adoptar los planes de desarrollo del sector minero-energético del país en concordancia con los planes generales de desarrollo y con la política macroeconómica del Gobierno Nacional. En ejercicio de esta función se deberán identificar las necesidades del sector minero-energético y los planes generales deberán estar orientados a satisfacer esta demanda. Para el efecto el Ministerio podrá adelantar, directamente o en coordinación con otros organismos públicos o privados, investigaciones que se relacionen con las actividades propias del sector”. Para mayor información del Ministerio de Minas y Energía, visite: www.minminas.gov.co
UPME (Unidad de Planeación Minero Energética): Es una unidad administrativa especial de orden nacional, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, que tiene como función la elaboración y actualización del Plan Minero, el Plan Energético Nacional, el Plan de Expansión del sector eléctrico, y demás planes del sector que vayan en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. Su objetivo es planear, junto con las entidades del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, además de producir y divulgar la información minero energética que sea requerida. Para mayor información del UPME, visite www.upme.gov.co
CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas): Entidad cuya misión es propender para que los servicios de energía eléctrica, gas natural y gas licuado de petróleo se presten al mayor número posible de personas, al menor costo para los usuarios y una remuneración adecuada para las empresas. Dentro de sus principales funciones se encuentran: fijar las normas de calidad, promover la competencia, establecer los requisitos generales a los que deben someterse las empresas de servicios públicos para utilizar las redes existentes y acceder a las redes públicas de interconexión, y formular tarifas. Para mayor información de la CREG, visite: www.creg.gov.co
CNO (Consejo Nacional de Operación): Entidad que se encarga de ser el ejecutor del reglamento de operación del SIN y que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que esta operación sea segura, confiable y económica. Para mayor información del CNO, visite: www.cno.org.co
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CAC (Comité Asesor de Comercialización): Es un comité creado por la CREG para asistirla en el seguimiento y la revisión de todos los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista. Para mayor información del CAC, visite: www.cac.org.co
SSPD (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios): Institución que se encarga de ejercer el control, inspección y vigilancia de las E.S.P (Empresas de Servicios Públicos). Dentro de sus principales funciones se encuentra la vigilancia y control para garantizar que:
Se cumpla con la ley 142 de 1994, sus normas y las que expidan las comisiones de regulación, por parte de las E.S.P domiciliarios.
Haya cumplimiento de los contratos que son celebrados entre las E.S.P y los usuarios.
Los subsidios se destinen a las personas de menores ingresos.
Las E.S.P cumplan con los indicadores de gestión regulados.
Las obras, equipos y procedimientos cumplan con los requisitos técnicos señalados por los ministerios. Para mayor información del SSPD, visite: www.superservicios.gov.co XM (Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P): Filial del grupo empresarial ISA, encargada de prestar los servicios de planeación, coordinación de la operación de los recursos del SIN y la administración del sistema de intercambios comerciales de energía eléctrica en el Mercado Mayorista (SIC), así como la liquidación y administración de los cargos por uso de las redes del SIN-LAC. Dentro de sus funciones principales cabe señalar:
Planear la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica.
Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión, incluyendo las interconexiones internacionales.
Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional.
Informar las violaciones o conductas contrarias al reglamento de operaciones. Para mayor información de XM, visite: www.xm.com.co
4. SEGUIMIENTO DE VARIABLES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM)
En la presente sección se realiza un seguimiento a las principales variables que permiten explicar el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de julio de 2011. Aportes Hídricos El acumulado de aportes hídricos, durante el mes de julio de 2011, estuvo por debajo del promedio histórico. A diferencia del mes de junio, donde el aporte al SIN fue del 114.3% frente al histórico, el nivel del mes de julio fue de sólo el 93.2% (Ver Tabla No.1). En la gráfica No.3 se observa que, a excepción de la presencia de tres picos con un máximo nivel alcanzado de 304.8 GWh, el nivel de caudal fue inferior al promedio histórico.
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Tabla No. 1. Porcentaje de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (julio 2011)
Aportes al SIN frente a promedios históricos
Jul-2011 93.2%
Jun-2011 114.3%
Reservas hídricas del SIN El 31 de julio de 2011, el volumen útil de reservas hídricas en los embalses del país fue de 13359 GWh que corresponde a un 84.6% del volumen máximo. Este nivel representa una disminución de 79.1. GWh respecto al volumen útil reportado el 30 de junio de 2011 que fue de 13438.1 GWh con un porcentaje de ocupación del 85.1% (Ver Tabla No.2). Cabe anotar que, a pesar de la disminución de los aportes hídricos, el volumen útil de reservas hídricas se caracterizó por mantener cierta estabilidad a lo largo del mes pasado. (Ver Gráfica No.4).
Tabla No.2. Reservas Hídricas a julio de 2011
Mes GWh %
Jul-2011 13,359.0 84.6
Jun-2011 13,438.1 85.1
Generación de energía La generación total de energía eléctrica para el mes de julio de 2011 fue de 4860.7 GWh. Este nivel de generación representa un crecimiento del 2.1% respecto al total reportado durante el mes de julio de 2010 que fue de 4759.7 GWh. La generación hidráulica fue de 3819.9 GWh, equivalente al 78.6% del total generado. Por su parte, la generación térmica fue de 702.1 GWh que representa el 14.4%. En tercer lugar se ubicó la generación de plantas menores por un valor de 308.5 GWh equivalente al 6.3%. En última instancia
Gráfica No.3. Aportes hídricos del SIN en julio de 2011 Gráfica No.4. Reservas hídricas del SIN en julio de 2011
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CAUDAL_GWH ACUMULADO_GWH @media @PSSMedia
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Volumen Util Diario
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se ubicó el tipo de generación por cogeneradores, la cual fue de sólo el 0.6% con un total de 30.3 GWh. En general, el incremento de la generación de energía eléctrica en el mes de julio de 2011, respecto al total de julio del año pasado, se explica por el crecimiento que tuvo la generación térmica en un 16.6%. (Ver Gráfica No.5).
Gráfica No.5. Generación de energía SIN1 para julio de 2011
Transacciones en el Mercado de energía Durante el mes de julio de 2011, las transacciones en el MEM representaron un total de $918734 millones. El 68.71% de estas transacciones correspondió a contratos por un valor de $631289 millones, el valor a distribuir de cargo por confiabilidad (CxC) fue de $130435 millones que representó el 14.20%, mientras que el 8.82% estuvo representado por las compras en Bolsa con un valor de $81033 millones. Otras transacciones del mercado correspondieron al 8.27% por un total de $75977 millones. El total de transacciones de julio de 2011 representa una disminución del -0.56% respecto al total transado en julio de 2010. Esta disminución se explica principalmente por la caída del -42.90% en el valor de las compras en Bolsa, las cuales pasaron de $141889 millones a $81033 millones. Los contratos, el valor a distribuir de cargo por confiabilidad (CxC) y otras transacciones presentaron incrementos de 4.60%, 4.30% y 42.39% respectivamente. (Ver Tabla No.3)
1 SIN: Sistema Interconectado Nacional
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Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en julio de 2011
Transacciones en el MEM Millones $
Concepto Jul-10 Jul-11 Part. Jul-11 Incremento/
Decrecimiento
Contratos $603,605 $631,289 68.71% 4.60%
Compra en Bolsa $141,889 $81,033 8.82% -42.90%
Valor a distribuir CxC $125,009 $130,435 14.20% 4.30%
Otras Transacciones $53,360 $75,977 8.27% 42.39%
Total $923,863 $918,734 100%
-0.56%
Respecto al nivel de exposición de los agentes en Bolsa, un total de 8 agentes presentaron una exposición superior al 75% con un total de compras de 8 GWh-diarios. Una descripción de los niveles de exposición se presenta en la Gráfica No.6.
Gráfica No.6. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)
Demanda de energía Eléctrica El total de energía eléctrica que fue demandada en el SIN durante el mes de julio de 2011 fue de 4789.6 GWh. Esta demanda tuvo una participación del 68% por parte de los usuarios regulados con 3236.7 GWh, mientras que el 32% restante correspondió a la demanda del mercado no regulado con 1552.9 Gwh. Al realizar una comparación de la demanda total del mes de julio respecto a la existente para el mismo mes del año 2010, se observa un incremento del 2.4%. Este incremento es explicado por el crecimiento de la demanda del mercado regulado en un 2.4% y del no regulado en 2.5%. (Ver Tabla No.4).
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Si se realiza un análisis de la demanda en el mercado no regulado, la mayor demanda se presentó en las industrias manufactureras con un valor de 669 GWh que corresponde al 43%, en segundo lugar se ubican las industrias relacionadas con la explotación de minas y canteras las cuales presentaron una demanda de 278.6 GWh equivalentes al 18% del total del mercado no regulado, en tercer lugar se ubicaron las industrias en servicios sociales, comunales y personales con un total de 228.5 GWh que equivale a un 15%. Si se comparan estos niveles de demanda con los de julio de 2011, se observa que, exceptuando la explotación de minas y canteras el cual presentó un decrecimiento en su demanda del -10.1% y en la construcción de -35.5%, los sectores del mercado no regulado presentaron un crecimiento en su demanda de energía eléctrica. La región Centro continúa siendo la de mayor demanda con un total de 1238.9 GWh en el mes de julio de 2011, lo que representa un crecimiento del 3.2% respecto a la demanda de julio del año anterior. La Costa Atlántica se ubicó en segundo lugar con 1007.4 GWh equivalente a un crecimiento del 5.4%. En tercer lugar está Antioquia con una demanda de 701.8 GWh la cual es superior en un 1.4% respecto al mismo mes del año anterior. Otras regiones que presentaron una alta demanda de energía eléctrica en julio de 2011 fueron Valle y Oriente con 523.1 GWh y 483.0 GWh respectivamente. Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (julio de 2011) - (GWh)
Región Jul-10 Crec Jul-11 Crec
Centro 1200.2 1.0% 1238.9 3.2%
Antioquia 692.0 -0.2% 701.8 1.4%
Costa Atlántica 955.9 1.4% 1007.4 5.4%
Valle 512.6 -3.1% 523.1 2.0%
Oriente 461.2 -0.4% 483.0 4.7%
CQR 197.4 -1.0% 198.8 0.7%
THC 181.1 -1.3% 190.8 5.4%
Sur 140.2 2.4% 141.2 0.7%
Chocó 14.8 2.8% 15.5 4.7%
Guaviare 3.3 0.0% 3.4 3.0%
* Cargas ST N 262.3 2.9% 258.1 -1.6%
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Precios de la energía Eléctrica en Bolsa En julio de 2011, el precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) fue de 54.67 $/kWh. La primera mitad del mes estuvo caracterizada por una tendencia creciente de este precio al pasar de 40.86 $/kWh, hacia el 1 de julio de 2011, hasta llegar a un máximo de 72.15 $/kWh el día 15 de julio. Por otro lado, la segunda mitad del mes se caracterizó por una mayor variabilidad del precio y por la presencia de una tendencia decreciente. Es así como el precio llegó a bajar hasta un nivel mínimo de 37.76 $/kWh alcanzado el 31 de julio de 2011. (Ver Gráfica No.7). La volatilidad diaria
2 de los cambios en los precios de Bolsa (TX1), durante todo el mes de julio, fue de
15.01%. Esta volatilidad fue inferior a la presentada en el mes de junio de 2011 que correspondió a 19.84%. La mayor variación diaria de precios se presentó el 24 de julio con una caída en el precio de 40.36%, mientras que la menor variación fue una disminución de 0.76% que se presentó el 14 de julio de 2011. En la gráfica No.8 se presentan los valores absolutos de las variaciones diarias de los precios de la energía eléctrica durante el mes de julio de 2011. Si se realiza el cálculo de la volatilidad diaria con un rezago de 30 días, a lo largo del mes de julio, se puede observar una tendencia decreciente ya que pasó de ser 19.60% el 1 de julio y terminó en 15.24% hacia el 31 de julio (Ver gráfica No.9).
Gráfica No.7. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de julio de 2011
2 La estimación de la volatilidad es calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [
ln (Pt / Pt-1) ] del precio de Bolsa diario con horizonte temporal de 30 días.
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Precio promedio de los contratos a largo plazo Los precios promedio de los contratos a largo plazo en el mercado regulado presentaron un comportamiento estable respecto a los precios del mes de junio de 2011. Los precios promedios de los contratos registrados en el 2009, 2010 y 2011 fueron 129.39 $/kWh, 131.95 $/kWh y 113.25 $/kWh respectivamente. (Ver gráfica No.10).
Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro a julio de 2011
Por su parte, los precios promedio de los contratos de largo plazo para el mercado no regulado presentaron estabilidad respecto a los marcados en el mes de junio de 2011. El mayor precio promedio se presentó en los contratos registrados en el 2009 con 131.10 $/kWh, en segundo lugar se ubicaron los contratos registrados en el 2010 con un precio promedio de 121.98 $/kWh, y muy de cerca se ubicaron los contratos registrados en el 2011 con 118.97 $/kWh. (Ver gráfica No.11)
Gráfica No.8. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en julio de 2011
Gráfica No.9. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en julio de 2011
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Gráfica No.11. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a julio de 2011
5. DESCRIPCIÓN DE MERCADOS INTERNACIONALES: EUROPEAN ENERGY EXCHANGE (EEX) (PARTE II)
En la presente edición se realiza una descripción de los contratos de futuros y de opciones sobre el índice Phelix (Physical Electricity Index: índice de electricidad física) que se ofrecen en el mercado conocido como European Energy Exchange (EEX).
Futuros Phelix Son contratos a plazo o a futuro cuyo activo subyacente es el índice mensual Phelix (Physical Electricity Index: índice de electricidad física). Este índice se divide en dos tipos: carga base y carga pico. El phelix base mensual es el precio promedio simple mensual de la electricidad que es negociada, en el mercado spot alemán, entre las horas 1 a 24 durante todos los días del mes. El phelix pico mensual corresponde al precio promedio simple mensual de la electricidad que es negociada, en el mercado spot alemán, entre las horas 9 a 20 para los días entre lunes a viernes.
El contrato de futuros sobre el índice phelix tiene vencimientos para el mes actual, los próximos nueve meses, los siguientes once trimestres y los seis años subsecuentes. El tamaño de este contrato varía entre los 240 MWh para el contrato más pequeño, que corresponde al de tipo pico mensual, hasta el contrato más grande que tiene un tamaño de 8784 MWh correspondiente al de tipo carga base anual.
Los contratos futuros anuales y trimestrales se transforman, mediante la aplicación de cascadas, en contratos con menor vencimiento. Tres días antes de comenzar el vencimiento de estos contratos, los futuros anuales se transforman en contratos trimestrales y mensuales, mientras que los contratos trimestrales se transforman en contratos mensuales. Por su parte, los futuros mensuales continúan negociándose durante el mes de su vencimiento y tienen una liquidación de tipo financiera.
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Opciones Phelix
Son opciones call o put de tipo europeo sobre el contrato futuro phelix. Estas opciones dan el derecho a su comprador, mas no la obligación, de tomar posición larga (compra) o corta (venta) sobre el contrato futuro phelix a un precio de ejercicio determinado. Si el comprador de la opción desea tener el derecho de tomar posición larga (compra) en el futuro phelix a un precio de ejercicio, éste adquirirá una opción tipo call. Por el contrario, si lo que éste desea es tomar posición corta (venta) en el futuro phelix, deberá comprar una opción put.
El comprador paga el precio (prima) de la opción al vendedor como retribución al derecho que adquiere de ejercer la opción.
Estas opciones se ofrecen sobre los contratos mensuales de futuros tipo base con vencimiento en los próximos cinco meses, los respectivos contratos trimestrales tipo base con vencimiento en los siguientes 6 trimestres, y los respectivos 3 contratos futuros anuales tipo base subsecuentes. El tamaño de estos contratos varían entre 672 MWh, para el contrato de opción mensual de carga base, y 8784 MWh para el contrato más grande de carga base anual.
Un resumen de las características de los futuros y opciones sobre phelix se presenta en la Tabla No.5
Tabla No.5. Especificaciones de los contratos de futuros y opciones sobre el phelix en el mercado EEX (Fuente:
www.eex.com)
Futuros sobre Phelix
Opciones sobre Phelix
Contrato Futuro sobre el promedio del
precio spot de la energía eléctrica (Phelix)
Contrato Opción sobre el
correspondiente contrato Futuro carga base Phelix.
Vencimiento Mes actual, próximo 9
meses, 11 trimestres y 6 años.
Vencimiento Próximos 5 meses, 6 trimestres y 3 años.
Tipo de liquidación Financiera Tipo de liquidación
Apertura de la posición del correspondiente
contrato futuro carga base sobre phelix.
Horas de Negociación
Mercado Organizado: 8:25 a.m. a 4:00 p.m.
Mercado OTC: hasta las 5:30 p.m.
Horas de Negociación
Mercado Organizado: 8:25 a.m. a 4:00 p.m.
Mercado OTC: hasta las 5:30 p.m.
6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:
A continuación se presentan las cifras, correspondientes para el mes de julio de 2011, en los principales mercados internacionales sobre derivados de energía. EEX: En julio de 2011, el volumen total negociado fue de 98.7 TWh3 para los mercados Spot y de derivados de energía eléctrica. En el mercado EPEX Spot se negociaron 25.8 TWh, mientras que en el mercado de derivados de EEX se negociaron 72.9 TWh. Dentro del monto negociado en derivados, 5.2 TWh correspondió
3 1 TWh = 1000 GWh = 1000.000 MWh = 1000.000.000 kWh
Informe Mensual del Mercado Eléctrico
15
Agosto 2011
a futuros de energía eléctrica en el mercado francés, y 37.9 TWh se negoció en el mercado OTC. Hacia el 29 de julio de 2011, el interés abierto correspondió a 591.6 TWh. Al finalizar el mes de julio de 2011, las cotizaciones del contrato tipo base con vencimiento en el 2012 fueron de 57.48 Euros/MWh en el mercado alemán, y de 55.15 Euros/MWh para el mercado francés. Por su parte, las cotizaciones del contrato pico con vencimiento en 2012 fueron de 71.68 Euros/MWh (Alemania) y 70.93 Euros/MWh (Francia). Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: www.eex.com NASDAQ OMX Commodities Europe: La demanda total de energía eléctrica en los países nórdicos europeos, durante julio de 2011, fue de 25.3 TWh. En el mercado Nord Pool Spot se transaron 20.5 TWh, cifra que corresponde al 73.7% del total de la demanda total, a un precio promedio para el mes de 38.78 Euros/MWh. Por su parte, en el mercado de derivados NASDAQ OMX Commodities Europe se transó un volumen de 51.4 TWh. Para mayor información acerca del mercado NASDAQ OMX Commodities Europe visite la página Web: www.nasdaqomxcommodites.com OMIP:
Durante el mes de julio de 2011, el mercado Spot de energía eléctrica OMEL tuvo un volumen negociado de 15.31 TWh en el mercado español y 2.17 TWh en el mercado portugués. En el mercado spot español, los precios promedios fueron de 50.81 Euros/MWh para la carga base, y de 54.52 Euros/MWh para la carga pico. Por su parte, en el mercado spot portugués, el precio promedio tipo carga base de la energía eléctrica fue de 51.15 Euros/MWh, mientras que el precio tipo de carga pico de la energía eléctrica fue de 54.98 Euros/MWh. En el caso del mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 1920 contratos por un volumen de 2.52 TWh, lo que corresponde a una cifra de 133 millones de Euros. En el mercado OTC se negociaron 1260 contratos por un volumen total de 1.1 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: www.omip.pt
7. REGULACIÓN
A través del Diario Oficial 48.165 de agosto 18 de 2011, la CREG publicó la resolución 090 de 2011. Mediante esta resolución se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la CREG y que corresponde a la adopción del Mercado Organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Además se invita a los agentes, usuarios y a las Superintendencia de Servicios Públicos y Domiciliarios (SSPD), para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de esta resolución en la página web de la CREG.
Por su parte, durante el mes pasado, el Ministerio de Minas y Energía publicó las resoluciones 18-1181 y 18-1263 del 2011, las cuales son de interés para el Mercado de Energía Mayorista. A continuación se explican, brevemente, estas resoluciones.
Informe Mensual del Mercado Eléctrico
16
Agosto 2011
Mediante la resolución número 18-1181 de julio de 2011, el Ministerio de Minas y Energía resolvió declarar, a partir del 20 de julio a las 00:00 horas, el cese programado de Gas Natural en el interior del país que había sido declarado mediante la resolución 18 0484 del 7 de Abril de 2011. Después que la empresa HOCOL S.A informara la finalización del mantenimiento en la estación Santa Rita y el reinicio de producción de gas de los productores Don Pedro y Monserrate, y dado que a la fecha se encuentran superadas las condiciones que dieron origen a este racionamiento programado de Gas Natural, se decidió realizar su levantamiento.
El 4 de Agosto, el Ministerio de Minas y Energía publicó la Resolución Número 18-1263 mediante la cual modifica parcialmente el plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2010-2024. Esta modificación consiste en incluir la obra de transmisión “Conexión del Proyecto de Generación Termocol 202 MV”, la cual debe ser ejecutada a través del mecanismo de convocatoria pública.
8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG): Organismo creado mediante el artículo 68 y siguientes de la Ley 142 de 1994, como unidad administrativa especial, con independencia administrativa, técnica y patrimonial, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, encargada de emitir la Regulación del sector eléctrico y de Gas combustible.
Comité Asesor de Comercialización: Es un Comité creado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG - mediante la Resolución 068 de 1999, para asistirla en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista.
Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT): Es el comité constituido por la UPME, el cual tiene como fin el de compatibilizar criterios, estrategias y metodologías para la expansión del STN.
Consejo Nacional de Operación: Organismo creado por la Ley 143 de 1994 que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación. Las decisiones del Consejo Nacional de Operación podrán ser recurridas ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Su conformación está definida en el Artículo 37 de la Ley 143 de 1994.
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD): Entidad encargada de la inspección y vigilancia de las entidades que presten los servicios públicos domiciliarios, y los demás servicios públicos a los que se aplica la Ley 142 de 1994, creada por el artículo 75 y siguientes de dicha Ley.
Supervisión: Adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique Control Operativo de tales variables.
