ANÁLISIS Y COBERTURA DEL RIESGO EN EL PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR MEDIO DE INSTRUMENTOS DERIVADOS. ESTUDIO DIRIGIDO A
COMPAÑÍAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGÍA EN COLOMBIA.
MARIACAMILA OLAYA QUEVEDO Autor de Tesis
Maestria en Ingenieria Industrial
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
PRIMER SEMESTRE DEL AÑO 2014 BOGOTÁ D.C.
ANÁLISIS Y COBERTURA DEL RIESGO EN EL PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR MEDIO DE INSTRUMENTOS DERIVADOS. ESTUDIO DIRIGIDO A
COMPAÑÍAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGÍA EN COLOMBIA.
MARIACAMILA OLAYA QUEVEDO Autor de Tesis
Maestria en Ingenieria Industrial
ASESOR:
JULIO ERNESTO VILLARREAL NAVARRO
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
PRIMER SEMESTRE DEL AÑO 2014 BOGOTÁ D.C.
AGRADEZCO A DIOS Y A MI FAMILIA QUE SIEMPRE ME BRINDÓ TODO SU APOYO PARA CUMPLIR CON MIS OBJETIVOS. ASÍ MISMO, AGRADEZCO A EL PROFESOR JULIO E.
VILLARREAL NAVARRO, QUIEN ME
ASESORARO DURANTE EL DESARROLLO DE ÉSTE PROYECTO.
Tabla de contenido 1. INTRODUCCION ...6 2. OBJETIVOS ...8 2.1 OBJETIVO GENERAL ... 8 2.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS ... 8 3. CONTEXTO Y ENTORNO ...9 3.1 EL MERCADO DE ENERGIA ... 9 3.2 INDUSTRIA ENERGETICA ... 11 3.2.1 ASPECTOS GENERALES ... 11
3.2.2 SECTOR ELECTRICO EN EL MUNDO... 11
3.2.3 SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA... 12
3.2.4 REGULACIONES Y NORMATIVIDAD ... 18
3.3 MERCADO DE ENERGIA MAYORISTA ... 20
3.4 MERCADO REGULADO ... 22
3.5 MERCADO SPOT ... 22
3.6 DERIVEX ... 23
3.7 ACTIVIDADES DE EMPRESAS DE ENERGIA EN COLOMBIA ... 27
3.8 EL PRECIO DE LA ENERGIA ... 31
3.8.1 Mercado de generación y comercialización para los clientes regulados ... 34
3.8.2 Mercado de generación para los clientes No Regulados ... 35
3.8.3 Remuneraciones a la capacidad de generación y a las reservas ... 36
3.8.4 ESTRUCTURA TARIFARIA PARA USUARIOS REGULADOS... 40
3.8.5 FORMULA TARIFARIA EN COLOMBIA PARA USUARIOS NO REGULADOS ... 42
3.9 MERCADOS FINANCIEROS DE COMMODITIES ... 43
3.10 NEGOCIACIONES ACTUALES – CONTRATOS BILATERALES ... 44
4. MARCO CONCEPTUAL Y TEORICO ... 48
4.1 RETORNO ... 48
4.2 RIESGO ... 49
4.2.1 Riesgo de Mercado ... 54
4.2.2 Riesgo de la compañía comercializadora de Energía del Sector ... 55
4.2.3 Medición Riesgo de Mercado ... 56
4.3 SIMULACION DE MONTE CARLO ... 58
4.3.1 MODELO DE SIMULACION DE MONTE CARLO MOVIMIENTO BROWNIANO GEOMETRICO ... 58
4.3.2 PROCESO DE WIENER O MOVIMIENTO BROWNIANO ... 59
4.3.3 PROCESO DE WIENER GENERALIZADO ... 60
4.3.4 MODIFICACION DEL PROCESO DE WIENER PARA ESTIMACION DEL Ln(S) ... 61
4.4 COBERTURAS DE RIESGO ... 62
4.4.1 MERCADOS OVER THE COUNTER ( OTC ) ... 63
4.4.2 CONTRATO FORWARD ... 63
4.4.3 CONTRATO FUTURO ... 64
4.4.4 CUENTAS DE MARGEN ... 66
5 INPUTS DE INFORMACION ... 67
5.1 PRECIOS DE LA ENERGIA PROYECTADOS ... 67
5.2 ESTADOS FINANCIEROS PROYECTADOS ... 75
5.3 CONTRATOS FUTUROS ... 79
6 METODOLOGIA ... 82
6.1 Análisis de los EAR ... 83
7.1 PRUEBAS DE BONDAD ... 84 . ... 90 7.2 IMPLEMENTACION DE COBERTURAS PARA DISMINUIR EL RIESGO DEL CAMBIO EN EL PRECIO DE LA ENERGIA Y ANALISIS EAR CON REGULACION ACTUAL ... 91 ... 93 7.3 ANALISIS EAR Y POLITICA ÓPTIMA DE CUBRIMIENTO CON UNA NUEVA
REGULACION... 98
8 CONCLUSIONES ... 101 9 BIBLIOGRAFIA ... 104
1. INTRODUCCION
El precio de la energía en Colombia ha sido durante los últimos años un tema de vital importancia y atención. La energía hidráulica representa un 64% del total de energía generada en el país, la energía térmica representa un 32% y el 4 % restante a fuentes menores y cogeneradoras. Es por esta razón que fenómenos climáticos como el fenómeno del Niño (sequia) y el fenómeno de la Niña (lluvias) tiene un impacto tan grande en el precio de la Energía en el país. Dichos fenómenos no son fáciles de predecir y más con el cambio climático por el que se está atravesando desde los últimos años. Al ser casi impredecible el comportamiento futuro de los cambios climáticos y teniendo presente la relación directa que existe entre el precio de la energía eléctrica y la abundancia o escasez de recursos hídricos, el precio se vuelve impredecible de manera proporcional. Con este panorama, las empresas que generan o comercializan energía están expuestas a un riesgo sobre sus ingresos debido a la alta volatilidad en el precio.
En el sector existen cuatro actividades a las que se podrían dedicar las empresas: Generación, Comercialización, Distribución y Transmisión. En esta cadena, la comercialización de energía es el eslabón en donde se pueden tener las mayores utilidades pero también las mayores pérdidas dependiendo de la gestión de sus directivos. La actividad de comercialización consiste en la compra y venta de energía y por lo tanto sus costos e ingresos están altamente correlacionados con el precio de la energía eléctrica. Es por esta razón que las empresas que se dedican a esta actividad no tienen certeza frente a sus ingresos en el futuro. Teniendo en cuenta lo anterior se observa la necesidad de realizar un estudio sobre el riesgo en el que incurren las compañías que trabajan con la energía eléctrica y así poder establecer una política de cobertura con el fin de mitigar el riesgo proveniente de la alta volatilidad del precio de la energía en el mercado. En particular el proyecto se va a enfocar en una compañía comercializadora de energía. Esta empresa está interesada en realizar coberturas del precio de compra de la energía eléctrica ya que el precio de venta ya está cubierto actualmente para el horizonte de tiempo del proyecto comprendido entre Junio de 2014 hasta Junio de 2015. Actualmente la empresa cuenta con contratos bilaterales para cubrir el riesgo generado por el cambio en el precio del subyacente durante los próximos años. Estos contratos bilaterales cubren el 80%
de la demanda a un precio determinado y así evitan el impacto en sus estados financieros si estuvieran totalmente expuestos al precio que da el mercado. En Colombia no existía un mercado de derivados hasta que se creó Derivex, mercado para derivados de la energía. En este mercado, por ahora, solo se transan dos tipos de Futuros estandarizados disponibles para cualquier agente. El objetivo principal de esta tesis es encontrar una política de cubrimiento óptima para la compañía con el fin de brindar unos ingresos más certeros por medio de instrumentos derivados como lo son los contratos bilaterales (forward) e implementar la compra de Futuros transados en Derivex con el fin de garantizar la mejor combinación entre dos instrumentos derivados y la exposición al mercado Spot (Bolsa).
2. OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar el riesgo que tiene una Empresa comercializadora de Energía en Colombia en sus ganancias debido al cambio en el precio de la Energía y, de esta manera, buscar distintas maneras de poder mitigar dicho riesgo
2.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Los objetivos específicos que se desarrollaran durante esta tesis se presentan a continuación:
Encontrar el mejor modelo disponible con el fin de simular el
comportamiento del precio de la Energía y de ser necesario modificarlo con el fin de tener una mejor estimación de su comportamiento.
Evaluar los “Earnings at Risk” de una compañía especifica del sector
eléctrico y de esta forma obtener la mejor política de cobertura de riesgo.
Implementar los conocimientos adquiridos durante los estudios de Pos
grado acerca de instrumentos financieros que son utilizados en el cubrimiento de riesgo.
Analizar la situación actual de la compañía con la política de cubrimiento
existente.
Identificar los beneficios que tendría la compañía al implementar la
política de cobertura de riesgo aconsejada.
Analizar un escenario en donde se podría evaluar el impacto que tendría
la implementación de una nueva regulación de la CREG que cambia la metodología de cubrimiento para usuarios Regulados en Colombia.
3. CONTEXTO Y ENTORNO
En esta sección se presenta el contexto en el que se desarrolla el proyecto. De igual modo, se realizará una breve introducción a la situación actual de la industria Energética en general, se describirá el funcionamiento del mercado de energía mayorista en Colombia, el nuevo mercado de derivados “Derivex”, las regulaciones y tipos de actividades que tienen actualmente las Empresas de Energía en el país y finalmente, las clases de negociaciones que existen actualmente para compra y venta de energía.
3.1 EL MERCADO DE ENERGIA
En el año 1994, Colombia inicio un proceso para reorganizar el sector eléctrico de acuerdo a las siguientes cuatro funciones: GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.
GENERACIÓN: Es la producción de la energía eléctrica. Se efectúa con máquinas que aprovechan la fuerza del agua, el aire, la luz del sol o el poder energético de combustibles, transformándolas en energía eléctrica, en centrales hidráulicas o térmicas respectivamente. La energía que se obtiene directamente de la naturaleza se llama primaria y la que se produce con combustibles se llama secundaria.
TRANSMISIÓN: Es el transporte de la energía eléctrica desde las centrales de generación hasta los grandes centros de consumo (entrada a las regiones, ciudades o entrega a grandes consumidores), a través de cables que son sostenidos por torres con características especiales, que permiten transportar grandes cantidades del producto en largas distancias por todo el país. Generalmente se denomina Sistema de Transmisión Nacional – STN.
DISTRIBUCIÓN: Es el transporte de energía eléctrica desde el punto donde el Sistema de Transmisión Nacional hace su entrega, hasta el punto de entrada a las instalaciones del consumidor final. Se hace, al igual que en el STN, con cables sostenidos por estructuras con características distintas, para trasladar energía en menores cantidades a través de los sectores de una misma región y distribuirla en pequeñas cantidades para el consumo de cada usuario.
relacionadas con la lectura de los medidores, la facturación del servicio, y en general, las involucradas con la atención a los usuarios (atención de consultas, reclamos, etc.).
Las generadoras pueden celebrar contratos de suministro de energía que son libremente negociados con las compañías de distribución. Además, pueden celebrar contratos con comercializadores, usuarios no regulados y otras generadoras de ser el caso. Adicionalmente, las generadoras tienen la potestad de comercializar sus productos en el Mercado Spot.
A pesar de que las compañías generadoras están en capacidad de celebrar contratos con usuarios no regulados como grandes compañías industriales, han decidido tener una estrategia de ventas orientada a compañías distribuidoras, esto debido a que los precios de venta de energía con los usuarios no regulados no son competitivos.
Por otro lado, las empresas comercializadoras de energía, es decir aquellas empresas que se dedican a la compra y venta de energía, pueden enajenar dicha energía eléctrica a otros comercializadores, distribuidores, generadores y usuarios no regulados. La mayoría de comercializadores son compañías de distribución local, sin embargo también existen comercializadores “puros” que simplemente compran energía para revenderla y no están dedicados específicamente a actividades de distribución. Durante el documento se presentarán características especiales de los comercializadores y sus actividades económicas.
Si se habla de la transmisión de energía, esta actividad es realizada a través del STN (Sistema de transmisión nacional). Los transportadores de energía (compañías de transmisión y distribución) deben garantizar un acceso abierto a sus redes para todas las generadoras y usuarios no regulados, sujetos al pago de peajes y cargos de conexión.
La venta de energía a través de los contratos de suministro no regulados nombrados anteriormente y la venta en el Mercado Spot (Bolsa) constituyen el mercado de energía mayorista, tema que será discutido a profundidad más adelante. (Víctor Villaquiran, Implementación de derivados financieros en el mercado de energía mayorista en Colombia, 2006).
3.2 INDUSTRIA ENERGETICA 3.2.1 ASPECTOS GENERALES
Con el transcurrir de los años, la energía eléctrica se ha convertido en un factor indispensable para el desarrollo de un país. La energía eléctrica ha sido un elemento fundamental para mejorar la calidad de vida de la sociedad y además es necesaria para el funcionamiento diario de la vida en comunidad. Es entonces claro, que la demanda de electricidad, deriva de la necesidad del hombre.
3.2.2 SECTOR ELECTRICO EN EL MUNDO
Desde el siglo XX, el sector eléctrico ha basado su producción de energía en la transformación de la misma. A grandes rasgos el proceso de transformación que se lleva a cabo es en primer lugar de un energético primario a energía mecánica, luego esta energía mecánica es transformada a través de unos generadores eléctricos a energía eléctrica.
El mundo incrementa el consumo de energía eléctrica cada vez mucho más. “La
generación de electricidad creció desde 6.000 TWh en 1970 a 20.000 TWh en 2008, pasó de representar el 11% del consumo final de energía en 1970, al 18% en 2008.” (Carranza, 2011)
Ilustración 1: Oferta total de energía mundial y producción de energía eléctrica por fuente.
Como se puede observar en la Ilustración 1, vemos que la principal fuente de energía primaria utilizada en el mundo es el carbón, esta fuente de energía cuenta aproximadamente con el 40% de participación en la generación de Energía Eléctrica desde 1970 hasta la actualidad.
3.2.3 SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA
Durante los últimos 20 años, el sector eléctrico en Colombia ha cambiado de manera significativa, llegando a ser un sector altamente competitivo a nivel mundial. Hoy en día el sector eléctrico en Colombia tiene participación en el sector público y privado, los cuales se encargan de abastecer de energía eléctrica al país a mediano y largo plazo. No obstante lo anterior, Colombia no solamente se encarga de abastecer eléctricamente al país, también exporta bienes y servicios eléctricos a sus países vecinos con un alto valor agregado.
Éste crecimiento seguirá siendo evidente durante los próximos años, puesto que, Colombia cuenta con gran cantidad de recursos naturales para la generación de energía eléctrica de la cual se está haciendo uso de un porcentaje muy bajo. “Colombia tiene una precipitación media anual igual a tres veces el
promedio mundial y dos veces el promedio suramericano. Un potencial de 90.000 MW en recursos hidroeléctricos, de los cuales sólo se está aprovechando ahora entre el 11% y el 12%. Colombia cuenta con 212 yacimientos de gas con una producción de 967 millones de pies cúbicos al día, reservas de carbón cercanas a los 9.244 millones de toneladas, reservas de petróleo aseguradas hasta 2019 con una producción de 647.000 barriles de crudo al día, y un alto potencial solar y eólico en la Costa Atlántica y en los Llanos Orientales.” (Invierta en Colombia,
2013)
Como se puede ver, Colombia cuenta con una excelente disponibilidad de recursos. Colombia es el segundo país en Latinoamérica con mayor acceso a agua. Un gran porcentaje del país, aproximadamente el 50%, tiene potencialidad para desarrollar hidroeléctricas gracias a la riqueza hídrica que posee. A continuación, se muestra la capacidad efectiva Neta que tiene Colombia para generar energía eléctrica, su principal fuente es la hidro, la cual representa el 63,9% de la capacidad Efectiva neta de Colombia.
Ilustración 2: Capacidad Efectiva Neta. Fuente: (Invierta en Colombia, 2012) El sector energético Colombiano está conformado por distintas actividades o agentes que cumplen diferentes funciones para llevar a cabo todo el proceso que implica la prestación del servicio de electricidad y el abastecimiento de energía eléctrica: comercialización, distribución, generación y transmisión de energía. En la Ilustración 3 que sigue a continuación se observa la estructura del subsector eléctrico Colombiano.
Siguiendo con el análisis de la Ilustración 3 también se puede ver que Colombia cuenta con el ministerio de Minas y Energía, este ministerio es una entidad pública de carácter nacional, su objetivo es administrar y optimizar los recursos naturales no renovables del país, así mismo velar por el cumplimiento de las regulaciones para la protección de los mismos y garantizar el abastecimiento en todo el país.
De éste ministerio se desprenden las entidades adscritas y vinculadas. Las entidades más relevantes en el sector eléctrico Colombiano son:
Entidades Adscritas:
*CREG es un establecimiento público que busca regular los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible (Comisión de Regulación de Energía y Gas)
*UPME es una Entidad pública con el fin de desarrollar la planeación integral de los sectores energético y minero. Así mismo busca producir y difundir la información minero energético requerido. (UPME)
*El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), es una entidad pública la cual busca mejorar las condiciones y la calidad de la prestación de servicio de energía eléctrica de las comunidades a través de la estructuración y promoción de proyectos energéticos sostenibles, entre otros. (Instituto de Planificacion y Promocion de Soluciones Energeticas , 2011)
Entidades Vinculadas:
*ISAGEN es una empresa Colombiana dedicada a la generación de energía. La Empresa posee y opera cinco centrales de generación, cuatro de ellas son de energía primaria hidráulica y una térmica. (ISAGEN)
*ISA basa sus actividades principalmente en los negocios de Transporte de Energía Eléctrica, Transporte de Telecomunicaciones, Concesiones Viales y Gestión Inteligente de Sistemas de Tiempo Real. (ISA)
*URRA S.A es una compañía la cual genera y comercializa energía que produce la Central Hidroeléctrica URRÁ I. (URRA)
Se espera que la demanda de energía eléctrica en Colombia se duplique en los próximos años. “La evolución de la demanda de energía eléctrica en Colombia ha
mostrado una dinámica activa durante la última década, mostrando tasas de variación anual de entre 2% y 4%. Según datos de 2013, el consumo de energía eléctrica en Colombia fue de 53.869 GWh, lo que corresponde a un consumo de energía promedio per cápita de 914 KWh por año. El consumo se distribuye en los sectores Residencial (42,2%), Industrial (31,8%), Comercial (18%), Oficial (3,8%) y otros usos (4,3%).” (Invierta en Colombia, 2013)
Las gráficas que se presentan a continuación evidencian ese incremento de la demanda de energía eléctrica durante los últimos y durante los próximos años.
Ilustración 4. Evolución del número de usuarios de energía eléctrica en Colombia. Fuente: Asocodis, XM y UPME. Cálculos: UPME.
Ilustración 5. Crecimientos Históricos del PIB y del consumo de energía en Colombia. Fuente: Balances Energéticos UPME y DANE
Ilustración 6. Escenarios de proyección de demanda nacional de energía eléctrica
Ilustración 7: Comportamiento del aumento esperado de la Demanda en Colombia
3.2.4 REGULACIONES Y NORMATIVIDAD
Las empresas generadoras y comercializadoras de energía eléctrica se encuentran sujetas a cambios en las regulaciones. Estas regulaciones se encuentran supervisadas por la CREG y se establecen por periodos de 5 años. Esto genera que los ingresos se comporten de manera estable y sean más o menos predecibles durante ese periodo.
Antes de mirar alguna de las regulaciones se observarán brevemente algunas de las principales características de las entidades reguladoras para el sector eléctrico:
Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG: Es una entidad organizada como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, e integrada por: el Ministro de Minas y Energía, quien la preside; el Ministro de Hacienda y Crédito Público; el Director del Departamento Nacional de Planeación; Cinco (5) expertos en asuntos energéticos de dedicación exclusiva nombrados por el Presidente de la República para períodos de cuatro (4) años y el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, con voz pero sin voto. (Energía de Bógota)
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SSPD: Organismo de carácter técnico, adscrito al Ministerio de Desarrollo Económico, con personería jurídica, autonomía administrativa y patrimonial. Desempeña funciones específicas de control y vigilancia con independencia de las Comisiones de Servicios y con la inmediata colaboración de los Superintendentes delegados. El Superintendente y sus delegados son de libre nombramiento y remoción del Presidente de la República. (Energía de Bógota)
Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC: Dependencia, encargada del 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; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). (Energía de Bógota)
Liquidador y administrador de cuentas – LAC: Entidad encargada de liquidar y facturar los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional, de determinar el ingreso regulado a los transportadores y de administrar las cuentas que por concepto del uso de las redes se causen a los agentes del mercado mayorista, de acuerdo con la regulación vigente. (Energía de Bógota)
Unidad de Planeación Minero - Energética – UPME: Organizada como Unidad Administrativa Especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, que tiene entre sus funciones establecer los requerimientos energéticos de la población y los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolución más probable de las variables demográficas y económicas y de precios de los recursos energéticos y elaborar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de Desarrollo. (Energía de Bógota)
Teniendo en cuenta las actividades necesarias para la prestación de servicios de electricidad, se establecieron regulaciones para desarrollar una libre competencia en los negocios de Generación y Comercialización de energía. Como parte de las regulaciones, se estableció que ninguna empresa podrá tener más del veinticinco por ciento (25%) de la actividad de comercialización.
En cuanto a los comercializadores de energía eléctrica, con la Resolución 119 del 2007, se estableció y aprobó una nueva fórmula tarifaria general para ser aplicada por los comercializadores minoristas en el Sistema Interconectado Nacional, esto con el objetivo de calcular los costos para la prestación de servicio de energía eléctrica y las tarifas que se le deben aplicar al usuario final,
Las Leyes 142 y 143 de 1994 han influido de forma importante en la eficiencia del sector. Estas leyes han colaborado para que el suministro sea más confiable, ha permitido mantener actualizada la tecnología y ha generado mayor conocimiento.
LEY 143 DE 1994: En esta ley se establece un régimen a las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. Estas actividades realizan sus funciones las cuales le corresponden al Ministerio de Minas y Energía.
LEY 142 DE 1994: Esta ley se aplica a los servicios públicos domiciliarios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía eléctrica, distribución de gas combustible, telefonía fija pública básica conmutada y la telefonía local móvil en el sector rural; a las actividades que realicen las personas prestadoras de servicios públicos de que trata el artículo 15 de la presente ley, y a las actividades complementarias definidas en el Capítulo II del presente título y a los otros servicios previstos en normas especiales de esta ley. (Energía de Bógota)
3.3 MERCADO DE ENERGIA MAYORISTA
La restructuración del sector eléctrico desarrollada a través de las Leyes 142 y 143 de 1994 creó el mercado mayorista donde generadores y comercializadores, compran y venden grandes bloques de energía y potencia en el sistema interconectado nacional SIN, con sujeción al reglamento de operación, creado bajo las mismas leyes. En el Mercado de Energía Mayorista – MEM, las transacciones que se realizan entre los agentes generadores y comercializadores, se efectúan bajo dos modalidades:
o Mediante contratos financieros bilaterales de compra o venta de energía y potencia, definiendo claramente la modalidad de contratación, la magnitud hora a hora y los precios, que son acordados libremente entre las partes. Contratos estos que deben ser registrados ante el administrador del mercado, XM, para su ejecución comercial.
o A través de la bolsa de energía, donde el valor horario de la energía es determinado por una subasta diaria de los precios presentados por los generadores, proceso administrado igualmente por XM, permitiendo de esta manera la asignación de los
intercambios comerciales en el marco de un mercado spot.1
El mercado mayorista eléctrico en Colombia es un mercado competitivo creado por la reforma Eléctrica (leyes 142 y 143 de 1994) en el cual participan generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y grandes
1 Información recuperada el 1 de Mayo del 2014 de la URL
http://www.forcefulenergy.com/index.php/es/comercializaciondeenergia/mem/77-mem
consumidores de electricidad o usuarios no regulados. El ente regulador CREG, establece las reglas aplicables a este mercado.
Como se explicó anteriormente, el mercado se divide en dos segmentos: mercado de contratos bilaterales (largo plazo) y la bolsa de energía (corto plazo). La energía puede ser transada en bolsa o mediante contratos bilaterales con otros generadores, comercializadores o directamente con los grandes consumidores o usuarios no regulados. Por otro lado, la bolsa de energía (mercado de corto plazo) es un mercado para las 24 horas del día siguiente con obligación de participación para todos los generadores registrados en el mercado con reglas explicitas de cotización y en que la energía por contratos es independiente del precio de corto plazo.
Los usuarios regulados tienen relación con el mercado mayorista a través del comportamiento de precios del mercado y de los precios a los cuales realice transacciones su comercializador para atenderlo.
Como otro aspecto relevante en el sistema, se explica que los generadores reciben un ingreso adicional proveniente del cargo por confiabilidad cuyo pago depende del aporte que la energía que cada generador aporta a la firmeza del sistema y de su disponibilidad real.
Todas las generadoras con una capacidad instalada que exceda 20 MW conectadas al SIN tienen que participar en el Mercado Spot, mientras que las generadoras con 10 a 20 MW pueden, pero no están obligadas a, participar en el Mercado Spot. Aquellas generadoras con menos de 10 MW no participan en el Mercado Spot (Víctor Villaquiran, Implementación de derivados financieros en el mercado de energía mayorista en Colombia, 2006).
3.4 MERCADO REGULADO
Cualquier distribuidor o comercializador que celebre contratos de suministro de energía con destino a usuarios regulados debe enajenar la energía necesaria a través de licitación pública. A continuación se nombrarán las principales reglas que aplican para estas licitaciones:
Todas las compañías de distribución están obligadas a comprar toda la
energía que necesitan para cubrir la demanda de su mercado de conformidad con mecanismos que aseguren la libre competencia.
Las compañías de distribución deben dar iguales oportunidades a los
generadores existentes, comercializadores, otros participantes del mercado y nuevos proyectos de generación. Las ofertas deben ser evaluadas con base únicamente en el precio.
Un comercializador o distribuidor de energía integrado verticalmente
solamente puede adquirir un máximo del 60% de su propio consumo de energía con su generador integrado.
3.5 MERCADO SPOT
El mercado Spot inicio operaciones el 20 de Julio de 1995 bajo la administración del ASIC. Permite la interacción de la oferta y la demanda y, la determinación de los precios de equilibrio con base en los costos marginales de los oferentes. En el Mercado Eléctrico Colombiano los precios spot se determinan a partir de las ofertas y la disponibilidad declarada por los generadores, donde se presenta una alta volatilidad, dada la importante componente hidráulica del sistema, en este sentido, fenómenos climáticos como el fenómeno del Niño y/o la Niña pueden impactar en la disponibilidad de recursos y en la formación del precio spot. Éste esquema de mercado permite el establecimiento de un sistema de cobertura financiera a través del mercado de los contratos bilaterales de compraventa de energía de largo plazo.
En el mercado Spot la energía es despachada cada hora. El CND (Centro Nacional de Despachos) determina el monto de energía requerido para satisfacer la demanda por horas y despacha energía en forma acorde. El CND clasifica las
ofertas recibidas de tal manera que la oferta con el menor precio recibe la clasificación más alta. El precio despachado por todas las generadoras dentro de cada hora corresponde a la oferta despachada con precio más alto. Éste sistema de clasificación de precios está diseñado para asegurar que la demanda nacional sea satisfecha por la combinación de costos más bajos posible de unidades generadoras disponibles.
El precio de oferta de una generadora refleja los costos variables de la generación térmica e hídrica, incluyendo un componente de cargo por capacidad que se calcula teniendo en cuenta la demanda nacional proyectada y una capacidad remunerable agregada del sistema a una tasa de $5.25 por kilovatio-hora la cual esta expresada en pesos. Más adelante es explicado de manera específica el cálculo de éste componente. (Víctor Villaquiran, Implementación de derivados financieros en el mercado de energía mayorista en Colombia, 2006).
3.6 DERIVEX
El Derivex es el mercado de derivados de commodities Energéticos en Colombia. El objeto Social de dicha sociedad es la administración de un sistema de negociación de operaciones sobre instrumentos financieros derivados que cuenten con la calidad de valor en los términos de los parágrafos 3 y 4 del artículo 2 de la ley 964 de 2005, cuyos activos subyacentes sean Energía Eléctrica, gas combustible y/o otros commodities energéticos y de registro de operaciones sobre dichos instrumentos.
Derivex se creo con el fin de:
1. Realizar una gestion activa del riesgo financiero 2. Descubrimiento de precios
3. Democratización del mercado 4. Transparencia y vigilancia 5. Liquidez –Flexibilidad
6. Oportunidades de Inversión , Trading –Diversificación
Derivex es un mercado que le sirve a todo agente del sector eléctrico con exposición al precio de la energía eléctrica y exposición crediticia de corto, mediano y largo plazo. Esto específicamente para Generadores y
Comercializadores. En general Derivex sirve para cualquier persona con interés de invertir en energía sin riesgo de contraparte.
Hoy en día Derivex cuenta con diferentes miembros, algunos de ellos son: Davivienda, valores Bancolombia (comisionista de bolsa), Bancolombia, Asesores en valores S.A (comisionista de Bolsa), Acciones y Valores, Helm (comisionista de Bolsa), Credicorp Capital, Corredores Asociados y Banco de
Occidente Credencial. 2
Actualmente en Derivex se negocian dos tipos de contratos futuros de Energía Eléctrica:
Ilustración 9. Especificaciones contrato Futuro de Electricidad Mensual ( ELM )
2 Información recuperada el día 2 de Mayo de 2014 de la URL http://www.derivex.com.co/Capacitaciones/Memorias%20de%20Capacitaciones/Deriva dos%20Financieros%20Opción%20de%20Cobertura.pdf
Ilustración 10. Especificaciones Contrato Mini de Futuro de Electricidad Mensual (ELS)
A través del pago del recibo de Energía se remuneran todos los agentes que hacen posible la prestación del servicio. La responsabilidad de transferir cada pago es del comercializador con el cual se tiene firmado el contrato de suministro. Este comercializador le paga al generador de la Energía, al transportador, al distribuidor y a su actividad de comercialización. Por otro lado desde el punto de vista de participación en el mercado, el sector eléctrico distingue a los usuarios que consumen mensualmente menos de 55.000 KWh de los que consumen más. A aquellos usuarios que consumen menos de dicha cantidad al mes se les considera usuarios REGULADOS, a los cuales hay que proteger fijándoles el valor de cada uno de los componentes de la tarifa (Generación, transmisión, distribución y comercialización). A los usuarios que consumen más de 55.000 KWh al mes se les denomina usuarios NO REGULADOS y se les otorga el derecho (más no la obligación) de escoger su suministrador de energía y así se le permite negociar los cargos de Generación y Comercialización. Los cargos por distribución y Transmisión continúan siendo regulados.
Como se puede apreciar en las ilustraciones anteriores en donde se ven las especificaciones de los tipos de productos que actualmente se transan en Derivex, se sabe que no se obtiene físicamente la energía eléctrica y por lo tanto si se es un usuario No regulado se debe continuar suscribiendo contratos bilaterales con el comercializador de preferencia, el cual dada sus condiciones le permitirá en DERIVEX asumir una u otra posición. DERIVEX no administra dicho contrato, pero ofrece alternativas para gestionar los riesgos de mercado y en algunos casos ofrecer valor agregado al impacto que la gestión energética tiene
sobre los resultados de la compañía. 3
PRODUCTOS DERIVEX
Derivex como administrador del sistema de negociación y registro de operaciones sobre derivados energéticos, actualmente tiene a disposición del mercado dos (2) tipos de contratos estandarizados de electricidad mensual, los cuales ofrecen una curva de energía plana y tienen como subyacente el Promedio Mensual del Precio de Bolsa de energía.
Por un lado Derivex ofrece el Contrato Futuro de Electricidad Mensual (ELM), el cual tiene una carga equivalente de energía de 360.000 kWh y por otro lado maneja el Contrato Mini de Futuro de Electricidad Mensual que tiene una carga equivalente de 10.000 kWh. (Las ilustraciones mostradas en la página anterior muestran la información detallada de cada tipo de contrato).
Actualmente Derivex pone a disposición del mercado una curva con los 18 (Año y medio) vencimientos más cercanos para los Contratos de Electricidad Mensual ELM y los Contratos Mini de Electricidad Mensual ELS, de tal forma que se pueda satisfacer de mejor manera los requerimientos del Sector Eléctrico e Industrial del país. Esta curva será la utilizada como curva forward, conocida y utilizada como input de información para desarrollar el proyecto.
3 Información recuperada el 2 de Mayo de 2014 de la URL http://www.derivex.com.co/Productos/Paginas/ContratoFuturodeEnergiaElectricaMens ual.aspx
3.7 ACTIVIDADES DE EMPRESAS DE ENERGIA EN COLOMBIA
3.7.1 GENERACION
En general, la generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía química, mecánica, térmica o luminosa, entre otras, en energía eléctrica. Para la generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas, que ejecutan alguna de las transformaciones citadas. Estas constituyen el primer escalón del sistema de suministro eléctrico. (Wikipedia) Las centrales eléctricas son las encargadas de realizar la transformación de energía primaria a energía eléctrica. Algunas centrales eléctricas son: hidroeléctricas, eólicas, termo-solares, nucleares, termoeléctricas, fotovoltaicas y nucleares.
En Colombia, se puede ver que la generación hidráulica es la planta generadora que tiene más participación en esta actividad, con un porcentaje del 63% del total de tipo de plantas con las que se cuenta. Sin embargo vemos que las generación térmica, con un 31,4% también tiene un porcentaje alto en esta participación. Esto se observa en la Ilustración 11.
Ilustración 11: Participación por tipo de planta generadora. Fuente: http://www.olade.org/sites/default/files/CIDA/Informe%20final%20COLOMBI
Ilustración 12: Energía generada por el tipo de electricidad primaria. Fuente:
http://www.siel.gov.co/portals/0/Boletin%20UPME%20Julio%202012.pdf
El sistema de generación colombiano tiene una capacidad instalada de 14.420 MW. En el año 2011, el 63.7% de la capacidad de generación fue de origen hidráulico y el resto principalmente de centrales térmicas a gas natural (21.2% de la capacidad instalada) y carbón (6.9% de la capacidad instalada). La capacidad instalada del sistema fue superior a la del 2010, debido principalmente por la entrada en operación de la central Porce 3 con su primera unidad (180 MW) el 11 de enero, incrementándose a 370 MW el 2 de mayo, luego a 550 MW el 10 de junio para alcanzar finalmente los 660 MW el 2 de septiembre; y al aumento de la capacidad térmica en un 11.2% debido a la entrada de Flores 4 con 450 MW el 12 de agosto de 2011. En cuanto a la generación real por recursos, se destaca el incremento de los de origen hídrico producto de la presencia del Fenómeno la Niña durante gran parte del año 2011. No se tiene información certera del estado del sistema de generación colombiano en el año 2014.
3.7.2 TRANSMISION Y DISTRIBUCION
La distribución de energía es la actividad encargada de transportar la energía eléctrica desde el punto de entrega por parte del sistema de transmisión nacional hasta el usuario final. Durante este proceso se debe disminuir el voltaje de energía eléctrica para hacerlo llegar al consumidor donde este mismo tendrá instalados contadores los cuales contabilizarán el consumo de energía por el usuario con el fin de ofrecerle a este el pago de tarifas justas por consumo de energía.
Sin embargo, este proceso genera pérdidas de energía en todo el sistema eléctrico colombiano, las redes de distribución son las que presentan mayor porcentaje de pérdidas de energía dado a su transporte.
Ilustración 13: Evolución de las pérdidas de energía en la distribución. Fuente: http://www.upme.gov.co/generadorconsultas/Consulta_Series.aspx?idModul
La serie de tiempo histórica de EVOLUCIÓN DE LAS PERDIDAS DE DISTRIBUCIÓN relacionada con EL PORCENTAJE (%) contiene información desde 31/12/1998 hasta 31/12/2010
3.7.3 COMERCIALIZACION
Esta actividad consiste en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Dicho de otra manera, los comercializadores son los que atienden usuarios y les prestan el servicio de facturación, les pueden vender a los usuarios no regulados a precios libres, únicamente las componentes tarifarias de generación y comercialización y a los otros a precios regulados. Los comercializadores y usuarios no regulados celebran contratos de energía, estableciendo el precio de electricidad sin intervención del estado.
La actividad de comercialización de energía, como ya se mencionó anteriormente, consiste en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados; y su representación ante el mercado de energía. En Colombia, la comercialización se puede realizar conjuntamente por generadores, distribuidores o de manera independiente, bajo un régimen de separación contable entre actividades.
El comercializador que atiende el mercado regulado, el cual generalmente coincide con el distribuidor comercializador, es remunerado mediante un cargo máximo por mercado (costo base de comercialización), que reconoce los costos de todos los procesos comerciales desde la lectura de contadores hasta el recaudo, atención al cliente, gestión de compra de energía, y un margen del 15% sobre los anteriores costos.
El costo de comercialización se variabiliza utilizando el consumo medio de cada mercado, sin embargo, en la fórmula tarifaria vigente se prevé la aplicación de un cargo fijo y otro variable con el fin de remunerar los costos y riesgos de la actividad.
Conforme a lo anterior, el comercializador factura la totalidad de los costos de las etapas del servicio a los clientes regulados según se establece en la
Resolución CREG 119 de 2007. Para el traslado de costos de compra de energía, el esquema permite trasladar los costos de compra mediante contratos y bolsa de energía, aplicando una señal de eficiencia al comparar los costos propios en contratos con el costo promedio de todos los contratos bilaterales con destino al mercado regulado. A su vez el costo de compras en bolsa de energía es un
pass-trough que contempla un factor de ajuste para atenuar las volatilidades
asociadas a las compras en bolsa cuando el precio rebasa una condición particular.
Adicionalmente, la fórmula permite trasladar los costos de Transmisión, Distribución y Comercialización, y el costo de las pérdidas hasta un nivel
regulado.4
3.8 EL PRECIO DE LA ENERGIA
El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), compensa y liquida las transacciones spot en el mercado, denominado Bolsa de Energía. Con un día de anticipación a la operación, cada generador declara diariamente a la bolsa la disponibilidad horaria de sus recursos y una oferta de precio. La operación de los embalses responde a esas ofertas y no depende de una optimización centralizada, ni empleo del valor del agua. La única definición centralizada sobre el uso del agua se da cuando las centrales hidráulicas generan para cubrir restricciones del sistema.
El 1 de agosto de 2009 entró en vigencia la Resolución CREG 051 de 2009, mediante la cual se establece una metodología para la remuneración de los Costos de Arranque-Parada de las unidades térmicas en la subasta diaria del mercado. Los agentes generadores térmicos presentan sus ofertas de precios de forma desagregada, teniendo en cuenta la oferta de precios a la Bolsa de Energía (costos variables) y los Precios de Arranque-Parada. Los Precios de Arranque y Parada se ofertan trimestralmente, como un valor fijo en dólares americanos y se puede diferenciar por configuración y tipo de combustible. El despacho ideal se optimiza sobre las 24 horas del día, e incorpora los Precios a la Bolsa y los de Arranque-Parada.
El Precio Marginal o de Bolsa del sistema corresponde a la suma del Máximo Precio Ofertado (MPO), correspondiente al precio de la oferta del último recurso despachado para atender la demanda de energía del sistema en cada hora sin considerar el Precio de Arranque y Parada, al cual se adiciona una componente que ajusta el Precio Marginal con un valor adicional para remunerar la totalidad de los ingresos requeridos por cada planta térmica despachada en el ideal, incluyendo el Precio de Arranque y Parada, con lo cual el cálculo de los precios de bolsa tiene en cuenta sólo las ofertas de precios y para efectos de liquidación se incorporará al precio de bolsa un delta (DI).
Existe un precio mínimo para las ofertas de energía en el mercado, tanto para la subasta diaria como para las ventas en contratos, que corresponde a la suma de varios cargos. El principal de ellos es el Costo Equivalente Real de Energía - CERE, que permite a los generadores recaudar el valor correspondiente al Cargo por Confiabilidad, los otros cargos son: Aportes Ley 99 de 1993 (Ambiental), el costo del servicio de regulación secundaria de frecuencia (AGC) y el aporte al Fondo de Aportes a las Zonas no Interconectadas – FAZNI.
El nuevo esquema de Cargo por Confiabilidad definió un Precio de Escasez, el cual es establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y es actualizado mensualmente con base en la variación del índice: Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% sulfur fuel oil. Este precio tiene una doble función: por una parte indica a partir de qué momento las Obligaciones de Energía Firme (OEF - descritas más adelante) son exigidas a los generadores que se les asignaron, y por otra, es el precio al que es remunerada la energía entregada por dichos generadores en cumplimiento de tales Obligaciones cuando son requeridas. El precio de escasez para el año 2014 es calculado según la tabla 1
mostrada a continuación5. Para los casos en los cuales se presenta un
racionamiento y el Precio de Bolsa es inferior al segundo escalón del Costo de Racionamiento, el precio de bolsa es igual a dicho escalón.
5
Tabla 1. Información Cálculo del Precio de Escasez para el mes de Mayo de 2014, según Resoluciones CREG 022 de 2010 y CREG 197 de 2011*
(*) Con la entrada en vigencia de la Resolución CREG 197 de 2011, a partir de enero de 2012, se modifica el índice utilizado para el cálculo del precio de escasez, introduciendo el valor “Promedio aritmético del índice close dearie Platts US Gulf Coast Residual Fuel No. 6 1.0% sulfur fuel oil”.
El "Precio de Escasez Parte Combustible (PE_pcb)" Base para los cálculos del mes de Febrero de 2012 corresponde con el PE_pcb del mes de Diciembre de 2011 el cual fue el último mes para el que se realizó actualización con el Indicador “Promedio aritmético del índice Máximo diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No. 6 1.0% sulfur fuel oil” de noviembre 2011 y septiembre 2010.
Las generadoras térmicas incluyen en su precio de oferta los siguientes componentes: El costo incremental de combustible, la administración incremental, los costos de operación y mantenimiento; un monto que representa la energía equivalente del cobro de Cargo por Capacidad; los costos de iniciación; y el “heat rate”. Las generadoras hídricas por su parte, incluyen en su precio de oferta el costo de oportunidad de las reservas de agua, teniendo en cuenta las operaciones proyectadas de mediano y largo plazo del SIN, y un monto que representa el equivalente en energía del Cargo por Capacidad. No hay una referencia específica en la regulación al costo del agua que ayude a determinar el costo de oportunidad de las reservas de agua. Sin embargo, el costo esperado del agua se analiza teniendo en cuenta la probabilidad de ocurrencia de un racionamiento de energía eléctrica, de la sustitución de generación termina y de vertimiento de agua. La regulación es flexible en la determinación de dichos valores ya que estos reflejan las expectativas de cada generador en relación con riesgos futuros. (Víctor Villaquiran, Implementación de derivados financieros en el mercado de energía mayorista en Colombia, 2006).
3.8.1 Mercado de generación y comercialización para los clientes regulados Los distribuidores no actúan directamente como compradores en el mercado mayorista, sino bajo la figura de comercializadores. La Resolución CREG 020 de 1996, establece que las empresas que desarrollen en forma combinada la actividad de generación con la comercialización o la de distribución– comercialización, cuya demanda de energía represente el cinco por ciento (5%) o más del total de la demanda del sistema interconectado nacional, no pueden cubrir con energía propia más del 60% de la energía requerida para atender la demanda de su mercado regulado.
Los generadores hidráulicos o térmicos no tienen limitaciones en la cantidad de energía que pueden vender en contratos, siempre y cuando puedan respaldar su déficit frente al mercado por medio de garantías líquidas aprobadas por el administrador. No existen restricciones a la forma de los contratos siempre que contengan reglas claras que permitan determinar hora a hora las cantidades exigibles bajo el contrato, el precio respectivo y su plazo. No hay restricción sobre el horizonte de tiempo que deben cubrir los contratos bilaterales, la costumbre comercial muestra que la mayoría de los agentes contratan de 1 a 2 años vista. Las dos modalidades de contratos más comunes son las denominadas: Pague lo Contratado y Pague lo Demandado.
En la modalidad Pague lo Contratado el comprador se compromete a pagar toda la energía contratada, a una determinada tarifa, independientemente de que ésta se consuma efectivamente (similar a un contrato tipo Take or Pay). Si el comprador contrató una cantidad mayor que sus compromisos comerciales, la diferencia la vende en bolsa. Este es el único caso en que un agente comercializador vende energía en Bolsa.
En la modalidad Pague lo Demandado, se cubre la demanda comercial del agente comercializador o parte de ella. 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. Es decisión de cada comercializador, su grado de exposición en el spot, es decir, las proporciones en las que compra en contratos y en la bolsa, sin embargo para los comercializadores que atienden mercado regulado, existe un incentivo en el traslado de costos para mantener niveles de cobertura similares al mercado. Actualmente no hay obligación para los comercializadores de contratar anticipadamente cantidades mínimas de energía. A pesar de ello, como se mencionó anteriormente, los
comercializadores que abastecen usuarios regulados efectúan normalmente contratos, los que deben realizarse mediante convocatorias públicas, que generalmente se hacen con uno o dos años de anterioridad.
En la actualidad se encuentra en consulta una nueva versión de la propuesta asociada a modificar el esquema de abastecimiento de energía de las empresas, inicialmente obligatoria para el Mercado Regulado, denominado MOR (Mercado Organizado), basado en un esquema de comprador único para la demanda regulada, a través de la realización de subastas, por la totalidad de dicha demanda. Adicionalmente, el esquema prevé la participación voluntaria de la
demanda no regulada (libre) en una subasta simultánea.6
3.8.2 Mercado de generación para los clientes No Regulados
Los clientes con consumos mensuales mayores a 55 MWh, o demandas máximas de potencia superiores a 100 kW, pueden optar por ser catalogados como clientes libres, o no regulados. Si bien no acceden directamente a comprar en la Bolsa de Energía, pueden elegir libremente el comercializador al que la compran, y pueden pactar con él libremente los precios. A la Bolsa de Energía sólo pueden acceder generadores y comercializadores; no obstante, un usuario no regulado podría en teoría formar su propia comercializadora para la compraventa de sus necesidades de energía y constituirse como tal ante el Mercado de Energía Mayorista.
Al cierre de 2011 se contabilizaron 5.058 usuarios No Regulados que consumen aproximadamente el 32% de la demanda de electricidad nacional. En general la gran mayoría de los usuarios libres están siendo atendidos por generadores-comercializadores (el 60% aproximadamente). Los plazos más frecuentes de duración de los contratos de los clientes libres oscilan alrededor de dos años. No existen limitaciones reguladas para los clientes libres en cuanto a plazos para iniciar y finalizar la compra de energía a los comercializadores.
Para el abastecimiento a usuarios No regulados, los comercializadores pueden optar por comprar la energía en el spot (presentando mensualmente las garantías del caso) o mediante contratos bilaterales a precios libremente
pactados con otros agentes como ya se ha explicado de manera reiterativa durante este documento.
Los clientes regulados, tienen también la opción de elegir el comercializador al que compran su energía, pero a precios que resultan de un procedimiento regulado. Por la forma en que tiene lugar la contabilización de las transacciones en el mercado, cuando un consumidor no adquiere su energía a un comercializador, su consumo es cargado como una demanda adicional para el comercializador asociado al distribuidor incumbente, por lo que este actúa en la práctica como un comercializador de último recurso (a pesar que esta figura
actualmente requiere de reglamentación).7
3.8.3 Remuneraciones a la capacidad de generación y a las reservas
Hasta noviembre de 2006, el mercado de energía colombiano contaba con un Cargo por Capacidad de potencia en el que la Capacidad Remunerable de cada central existente se estimaba de manera administrada por la contribución al despacho en el período de verano en el que las condiciones hidráulicas son más desfavorables, en una simulación de 24 meses.
Desde el primero de diciembre de 2006 opera un nuevo esquema que sustituye al anterior, basado en un mecanismo de mercado, denominado Cargo por Confiabilidad. El nuevo mecanismo creó las Obligaciones de Energía Firme (OEF), que corresponden a un compromiso de suministro de los generadores, respaldado por activos de generación capaces de producir Energía Firme durante condiciones críticas de abastecimiento.
Para determinar qué centrales reciben el Cargo por Confiabilidad, se tienen dos mecanismos:
- Asignación administrada a prorrata de la demanda, la cual es aplicable al
periodo de transición que termina el 30 de noviembre de 2012 o cuando no se requiere nueva oferta.
7 Información recuperada el día 4 de Mayo de 2014 de la URL https://sites.google.com/site/regulacionsectorelectrico/colombia
- Mecanismo de subastas, aplicable a partir del período 1 de diciembre de 2012 – 30 de noviembre de 2013 y posteriormente, en caso de requerirse nueva oferta de generación en el sistema. En las subastas los generadores presentan precios para hacerse cargo de las OEF que se requieren para cubrir la demanda del Sistema en años futuros. El generador al que se le asigna una OEF recibe mediante el Cargo por Confiabilidad una remuneración conocida y estable durante un plazo determinado. Dicha remuneración es incluida por los generadores como un precio base en su oferta diaria, es liquidada y recaudada por el ASIC y pagada por los usuarios del SIN, a través de las tarifas que cobran los comercializadores.
El generador al que se le ha asignado una OEF se compromete a entregar la cantidad de energía asignada cuando el precio de bolsa supere el Precio de Escasez. Adicionalmente la CREG planteó la existencia de Anillos de Seguridad con el fin de permitir a los agentes obtener cobertura de sus obligaciones frente a situaciones como mantenimientos programados.
En el 2011 la CREG se enfocó en la afinación de las reglas para el desarrollo de la segunda subasta de Obligaciones de Energía Firme – OEF para el periodo 2015-2016, que se llevó a cabo a finales de diciembre de 2011 y la subasta a realizarse en el mes de enero de 2012 para los generadores con periodos de construcción superior al de planeación (GPPS). Dentro de las medidas que previamente se adoptaron se destacan: i) definición de condiciones para respaldar las OEF con Gas Natural Licuado, ii) armonización de las asignaciones con el periodo 2014-2015, iii) restricción a la participación de plantas usadas, iv) restricción a la participación de plantas con costos variables superiores al precio de escasez, v) definición de la información a publicar para la subasta y vi) modificación de la participación para las plantas GPPS.
Teniendo en cuenta que las subastas se ejecutan para adquirir nueva energía firme, éstas solo tienen lugar cuando se estima que la demanda de energía para el cuarto año siguiente no puede ser cubierta con la Energía Firme de los activos de generación existentes y la de los que entrarán en operación para la fecha en la cual se inicia el periodo de obligación que se subasta.
Cada recurso de los generadores puede participar en las subastas de las OEF con su Energía Firme para el Cargo de Confiabilidad (ENFICC), que es la máxima energía que la central puede entregar en forma continua, en condiciones de baja hidrología (escasez), en un período de un año.
Para el caso de las subastas, el período de vigencia de la obligación adquirida con las OEF, comienza cuatro años después de realizada la subasta, y en el caso de recursos nuevos o especiales, el número de años con compromiso de Obligaciones de Energía Firme, la decide el generador. Si es un activo nuevo (al momento de ejecutarse la subasta no se ha iniciado la construcción del mismo) la Obligación que respalde puede tener una vigencia mínima de un año y máxima de veinte años. Si es un activo especial (al momento de ejecutarse la subasta, la planta o unidad de generación se encuentra en proceso de construcción o instalación), la Obligación que respalde este activo puede tener una vigencia mínima de un año y máxima de diez años.
Por otro lado si se considera un activo existente con obras (al momento de ejecutarse la subasta, la planta o unidad de generación se encuentra en operación comercial pero con obras en ejecución que incrementarían su oferta de ENFICC más de un 20%), la Obligación que respalde este activo puede tener una vigencia mínima de un año y máxima de cinco años y si es un activo existente (que se encuentra en operación comercial al momento de ejecutarse la subasta), la vigencia de la OEF es de un año.
Para reducir la incertidumbre en los ingresos de aquellos proyectos cuya construcción supera los años del Período de Planeación (tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución de la subasta y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación asignada en dicha subasta), la CREG incorporó un mecanismo que le permite al inversionista vender parte de su energía firme futura, bajo subastas de sobre cerrado (denominadas subasta GPPS), durante las subastas que ocurren diez, nueve, ocho, siete, seis y cinco años antes de que la energía firme del proyecto esté disponible.
El generador a quien se le ha asignado OEF, recibirá el Cargo por Confiabilidad durante el período de vigencia de la OEF, conforme a la asignación que se haya realizado en las subastas o el mecanismo que haga sus veces. Para el caso del período de subastas, el precio por cada kilovatio hora de la OEF corresponde al precio de cierre de la subasta en la cual el agente vendió su Energía Firme, y se denomina Precio del Cargo por Confiabilidad. Cuando esta energía es requerida
(es decir cuando el Precio de Bolsa supera el Precio de Escasez), además del Cargo por Confiabilidad el generador recibe el Precio de Escasez por cada kilovatio hora generado asociado a su OEF. En caso de generar una energía mayor a su Obligación, este excedente se remunera a Precio de Bolsa. La reglamentación prevé un Período de Transición, en el que el valor del Cargo por Confiabilidad es de 13.045 US$/MWh, sujeto a indexación, y se paga a todas las centrales existentes en proporción a su energía firme.
En mayo de 2008 se realizó la primera subasta de Energía Firme (Subasta de Reloj Descendente), en la cual se asignaron las Obligaciones de Energía Firme del año 1 de diciembre de 2012 al 30 de noviembre de 2013. El precio de cierre de esta subasta correspondió a 13,998 USD/MWh, para una asignación total de 65.869 GWh-año, de los cuales aproximadamente 3.000 GWh-año corresponden a nuevos proyectos.
Estos nuevos proyectos fueron centrales a carbón, combustibles líquidos e hidráulicas. Por otro lado, en el mes de junio, para las plantas que superan el periodo de planeación (GPPS) y debido a que la oferta no superó los requerimientos para cada uno de los años de asignación futura (2014 al 2018), no hubo necesidad de realizar subasta en sobre cerrado sino que se asignó las Obligaciones de Energía Firme a grandes proyectos hidroeléctricos, los cuales entran en funcionamiento en el presente año. Esto permitirá que el país cuente con seis nuevas hidroeléctricas con capacidad para generar 2.991 MW y una OEF asignada en el período mencionado de 6.281 GWh año, con lo cual se garantiza el suministro de energía hasta el 2018. Sin embargo, en diciembre de 2010, EPM anunció la suspensión del proyecto Porce IV por problemas sociales en el área del proyecto.
La segunda subasta del Cargo por Confiabilidad para la asignación de OEF para el periodo diciembre de 2015 a noviembre de 2016, contó con la participación de siete empresas con ocho proyectos que ofertaron 6,25 Tera vatios hora-año (TWh-año) de energía firme y una capacidad superior a los mil Megavatios. De esa oferta se asignaron 3,7 Tera vatios hora año (TWh-año) con una capacidad de 575 MW. Posteriormente, 26 de enero de 2012, se llevó a cabo la subasta para los generadores con periodos de planeación superior (GPPS). La nueva asignación contó con dos Proyectos de Generación nuevos a partir del 2017: Porvenir II (hidroeléctrica) y Termonorte; así como el incremento de asignaciones de OEF de dos proyectos que se encuentran actualmente en
construcción: Sogamoso (con 440 GWh/año a partir del 2016 con lo cual el proyecto tiene una asignación total de energía de 3.790 GWh/año) y Pescadero- Ituango (cuya asignación fue de 3.482 GWh/año adicionales a partir del 2021, que sumados a los adjudicados en la subasta del 2008 llegan a 4.567 GWh/año
asignados.8
3.8.4 ESTRUCTURA TARIFARIA PARA USUARIOS REGULADOS
La identificación del costo del servicio y el precio que se cobra a los distintos usuarios, lo que llamamos tarifas, se denomina estructura tarifaria. El costo del servicio es el resultado de agregar los costos de cada una de las etapas antes de que la energía sea entregada al usuario final, es decir, Generación, Transmisión, Distribución, Comercialización y Administración.
En la ilustración que se presenta a continuación se muestran los diferentes componentes que afectan la formula tarifaria final y en donde se puede apreciar claramente las variables que inciden en el costo que se cobrara finalmente al usuario.
Ilustración 14 : Determinación Tarifa (Costo de Servicio) Resolución CREG 119 de 2007 FUENTE: Página principal CREG
8 Información recuperada el día 4 de Mayo de 2014 de la URL https://sites.google.com/site/regulacionsectorelectrico/colombia
COSTO DEL SERVICIO O COSTO UNITARIO
El costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución, Comercialización y Otros costos relacionados con la operación y administración del sistema interconectado nacional (SIN).
La siguiente ecuación muestra cómo se calcula el costo Unitario de Prestación del Servicio:
Ecuación 1: Calculo Costo Unitario de Prestación del Servicio
En donde el Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio ( CUv) es igual a
Ecuación 2: Calculo Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio
En donde:
CUf: Costo base de comercializacion que remunera los costos fijos de la actividad de comercializacion. Este costo es igual a cero hasta que se expida la metodologia para remuneracion de la actividad de comercializacion para el proximo periodo Tarifario.
CUv: Componente variable del Costo Unitario de Prestacion del Servicio
G: Corresponde al costo de compra de energia por parte del comercialzador y representa el costo de produccion de energia, esto independientemente del sitio donde sea generada.
T: Con este valor se paga el transporte de energia desde las plantas de generacion hasta las redes regionales de transmision .
D: Valor que se paga por transportar la energia desde las subestaciones del Sistema de Transmision Nacional hasta el usuario Final.
Cv: Remunera el margen de Comercializar la energia e incluye los costos variables de la actividad de comercializacion, asociados con la atencion de los usuarios tales como facturacion, lectura, atencion, reclamos, etc.
PR: Costos de perdidas de energia, transporte y reduccion de las mismas. R: Costos por restricciones y servicios asociados con la generacion.
Independientemente que un usuario pueda estar fisicamente ubicado en las proximidades de un embalse o de una central de generacion, el enfrenta costos iguales que otro de las mismas condiciones socioeconomicas ubicado en cualquier parte del mismo sistema, en el mismo nivel de tension , y atendido por
el mismo Comercializador de Energia. 9
3.8.5 FORMULA TARIFARIA EN COLOMBIA PARA USUARIOS NO REGULADOS
Los usuarios no regulados si bien no pueden acceder directamente a comprar en la bolsa de energía, si pueden elegir el comercializador y pueden pactar con éste libremente los precios de la energía, variable G, y de comercialización, variable Cv, las demás componentes de la fórmula tarifaria (T, D, PR y R) son un “pass- trough” que se les traslada directamente a los usuarios.
Según la Ley 142 de 1994, denominada como Ley de servicios públicos domiciliarios, las formulas tarifarias tendrán una vigencia de 5 años.
9 Información obtenida de la página principal de la CREG, y recuperada el día 7 de Mayo
de 2014 de la URL:
http://www.creg.gov.co/html/i_portals/index.php?p_origin=internal&p_name=content& p_id=MI-61&p_options=
