1. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO
ELÉCTRICO COLOMBIANO

2. Contenido
• Organización y estructura del del mercado
• Formación del precio spot de electricidad
• El mercado de contratos de largo plazo de electricidad
• Liquidación, facturación y garantías en el mercado spot
• Precios del mercado de corto y largo plazo

3. Organización y estructura del mercado

4. Cadena productiva del sector eléctrico
Demanda
Industrial
Demanda
Residencial

5. Estructura del mercado de electricidad
CLIENTES
Los comercializadores trasladan  Regulados
sus costos a los clientes  No regulados
COMERCIALIZACIÓN  Alumbrado Público
 Exportaciones a otros países (No TIE)
 Compra y venta de energía
 Competencia
 Margen de Comercialización aprobado por la CREG
para el mercado regulado
DISTRIBUCIÓN
 Monopolio del Servicio
 Libre acceso a las redes
 Cargos regulados
TRANSMISIÓN
 Monopolio del Servicio
 Competencia a partir de 1999 en la expansión
del STN
 Libre acceso a las redes y cargos regulados
GENERACIÓN Mercados de Otros Países: TIE
 Competencia
 Precios libremente acordados
 Competencia en las ofertas de corto
plazo (Bolsa de Energía)
 Importaciones de otros países (No
TIE)

6. ¿Cómo participar en el mercado de energía?
Requisitos básicos:
 Constituirse como una E.S.P.
 Firmar Pagarés, con su carta de instrucciones.
 Suscribir un Contrato de Mandato con el ASIC o el LAC.
 Registrar fronteras, contratos y presentar garantías (G y C)
 Registrar sus activos (TN) o tener cargos aprobados por la
CREG (OR).

7. Oferta de generación
Hidráulica
81%
Térmica
13%
Menores y
cogenerad
ores
6%

8. 8
Demanda de energía del SIN - julio 2010
Últimos doce meses - julio 2009 a julio 2010
62,500
3.1% 3.3% 3.5% 3.4%
52,500
42,500 2.3% 2.3% 2.6%
1.9%
GWh
32,500
1.3% 1.4% 1.5% 1.6%
1.3% 1.8%
22,500
12,500
2,500
Jul-08 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10
GWH 53,518 54079 54181 54319 54373 54521 54679 54791 55024 55354 55558 55,760 55,932 55,986
Crec. 2.3% 1.3% 1.4% 1.5% 1.3% 1.6% 1.8% 1.9% 2.3% 2.6% 3.1% 3.3% 3.5% 3.4%
Crecimientos Esperados UPME vs. Real (*)
8.0%
7.0%
6.0%
5.0%
4.0%
3.0%
2.0%
1.0%
0.0%
Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10
Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10
Bajo 2.5% 5.6% 4.8% 4.0% 3.3% 4.4% 2.3%
Medio 2.5% 5.6% 5.6% 5.0% 4.3% 5.5% 3.4%
Alto 2.5% 5.6% 6.4% 5.9% 5.3% 6.6% 4.5%
Real 2.5% 5.6% 7.2% 4.6% 4.4% 3.9% 1.1%
*Revisión UPME julio 2010

9. Disponibilidad del recurso hidráulico
Racionamiento
El Niño
4,000
3,000
GWh
2,000
1,000
0
Jul-91
Jul-92
Jul-93
Jul-94
Jul-95
Jul-96
Jul-97
Jul-98
Jul-99
Jul-00
Jul-01
Jul-02
Jul-03
Jul-04
Jul-05
Jul-06
Ene-91
Ene-92
Ene-93
Ene-94
Ene-95
Ene-96
Ene-97
Ene-98
Ene-99
Ene-00
Ene-01
Ene-02
Ene-03
Ene-04
Ene-05
Ene-06
Térmica Hidráulica Demanda no atendida Demanda total
DEMANDA VS CAPACIDAD
(MW)
4327
8762 8950
CARGA PICO CAPACIDAD
Demanda Hidr. Térm.

10. Demanda regulada y no regulada

11. Curva típica de demanda diaria

12. Compras y ventas de electricidad en la bolsa
Consumo
Insumos Producción Transporte Distribución
final
Mercado mayorista
Comercializador
Ventas Compras que atiende
bolsa bolsa consumidores finales
Agente del mercado
Generador Comercializador

13. Mercado ofrece sólo dos opciones para contratar la
demanda de energía y cubrir los riesgos de Mercado: Bolsa
y Contratos
350
$/kWh de diciembre de 2009
300 CONTRA TOS
B OLSA
250
200
150
100
50
0
Ene-96
Ene-97
Ene-98
Ene-99
Ene-00
Ene-01
Ene-02
Ene-03
Ene-04
Ene-05
Ene-06
Ene-07
Ene-08
Ene-09
Jul-95
Jul-96
Jul-97
Jul-98
Jul-99
Jul-00
Jul-01
Jul-02
Jul-03
Jul-04
Jul-05
Jul-06
Jul-07
Jul-08
Jul-09
Energía en Bolsa
Demanda Comercial Cobertura en Contratos
Energía en Contratos

14. Formación de precios de la bolsa

15. Componentes del precio de oferta
Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y
el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo:
Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas
• Percepción del riesgo • Percepción del riesgo
Eficiencia térmica
Costo incremental de
Administración,
Operación y Costo de Oportunidad (valor del
Mantenimiento agua), teniendo en cuenta
Costo incremental de operación mediano y largo plazo
del SIN
Combustible
Costo de Arranque y
Parada

16. Formación del precio spot de electricidad
OFERTA DEMANDA
• Comercializadores de
electricidad
• Demanda pasiva en la
formación de precio
• Subasta de una sola
punta
O
D
$/kWh
• Productores de electricidad
• Determinan la formación del precio Precio de spot
en spot a partir de su oferta horario
kWh

17. Formación precio spot de electricidad
161
154
142
130 130
92 92
89 89
85 85
78 78
70 70

18. Formación precio spot de electricidad
161 111
154 104 Precio Bolsa Maximo precio ofertado Δi 104
142
92 92
130 89 89
87 87 87
92
85 85 85 85
89
85 80 80 80 80 80
78 78 78 78 78 78
70 70 70 70 70 70

19. MW
30
60
90
120
150
180
210
240
4000
5000
6000
7000
8000
9000
$/MWh
2008-Aug-04 00 2008-Aug-04 00
2008-Aug-04 04 2008-Aug-04 04
2008-Aug-04 08 2008-Aug-04 08
2008-Aug-04 12 2008-Aug-04 12
Lunes
Lunes
2008-Aug-04 16 2008-Aug-04 16
2008-Aug-04 20 2008-Aug-04 20
2008-Aug-05 00 2008-Aug-05 00
2008-Aug-05 04 2008-Aug-05 04
2008-Aug-05 08 2008-Aug-05 08
2008-Aug-05 12 2008-Aug-05 12
Martes
Martes
2008-Aug-05 16 2008-Aug-05 16
2008-Aug-05 20 2008-Aug-05 20
$/kWh
2008-Aug-06 00 2008-Aug-06 00
2008-Aug-06 04 2008-Aug-06 04
2008-Aug-06 08 2008-Aug-06 08
2008-Aug-06 12 2008-Aug-06 12
Miércoles
Miércoles
2008-Aug-06 16 2008-Aug-06 16
2008-Aug-06 20 2008-Aug-06 20
2008-Aug-07 00 2008-Aug-07 00
2008-Aug-07 04 2008-Aug-07 04
2008-Aug-07 08 2008-Aug-07 08
Formación del precio de bolsa
D
2008-Aug-07 12 2008-Aug-07 12
Jueves
Jueves
Precio de bolsa
2008-Aug-07 16 2008-Aug-07 16
2008-Aug-07 20 2008-Aug-07 20
2008-Aug-08 00 2008-Aug-08 00
2008-Aug-08 04 2008-Aug-08 04
2008-Aug-08 08 2008-Aug-08 08
O
2008-Aug-08 12 2008-Aug-08 12
Comportamiento de la demanda de electricidad
Viernes
Viernes
2008-Aug-08 16 2008-Aug-08 16
horario
2008-Aug-08 20 2008-Aug-08 20
kWh
2008-Aug-09 00 2008-Aug-09 00
2008-Aug-09 04 2008-Aug-09 04
Precio de bolsa
2008-Aug-09 08 2008-Aug-09 08
2008-Aug-09 12 2008-Aug-09 12
Sábado
Sábado
2008-Aug-09 16 2008-Aug-09 16
2008-Aug-09 20 2008-Aug-09 20
2008-Aug-10 00 2008-Aug-10 00
2008-Aug-10 04 2008-Aug-10 04
2008-Aug-10 08 2008-Aug-10 08
2008-Aug-10 12 2008-Aug-10 12
Domingo
Domingo
2008-Aug-10 16 2008-Aug-10 16
2008-Aug-10 20 2008-Aug-10 20

20. Formación de precios en el mercado Largo Plazo

21. El mercado de contratos forward de electricidad
• Generación
• Negociación bilateral de Cantidad • Demanda
condiciones • Otras vbles del mercado
• 60% de las cantidades • Indicadores del mercado
negociadas se realiza Precio • Prima sobre precio spot
mediante subasta de sobre • Costos de producción
cerrado
• Prepago
• El proceso de negociación se
toma varios meses Garantías • Pagaré en blanco
• Cláusulas de penalización
• Debe ser registrado ante el
administrador del mercado de • Prepago (hasta 1 mes
energía mayorista Pago antes)
• Postpago (hasta 4 meses)

22. Componentes del precio de oferta
Los precios de oferta deben reflejar los costos variables de generación y
el efecto de la incertidumbre y la percepción del riesgo:
Plantas Térmicas Plantas Hidroeléctricas
• Percepción del riesgo • Percepción del riesgo
Eficiencia térmica
Costo incremental de
Administración,
Operación y Costo de Oportunidad (valor del
Mantenimiento agua), teniendo en cuenta
Costo incremental de operación mediano y largo plazo
del SIN
Combustible
Costo de Arranque y
Parada

23. Determinación del precio de negociación en contratos forward
Período de negociación $/kWh $/kWh …. $/kWh
abr-08
nov-07
feb-08
nov-08
jul-07
jun-08
jul-08
sep-07
ene-08
sep-08
dic-07
oct-07
oct-08
dic-08
ago-08
ago-07
mar-08
may-08
Oferta
Dda
Día de negociación
$/kWh
Percepción de las
condiciones de equilibrio
oferta-demanda en el período
de la obligación
Precio de
bolsa
kWh

24. Despacho hidrotérmico
•La operación de un sistema hidro es acoplada en el tiempo, esto
es, una decisión hoy afecta los costos operativos en el futuro
Consecuencias
Caudales Futuros
Operativas
Decisión
húmedos OK
Utilizar los
Embalses
secos Déficit
húmedos vertimiento
No Utilizar
os Embalses
secos OK
www.psr-inc.com

25. Determinación del costo futuro
•Simulación probabilística de la operación del sistema
Almac. máximo
Vertim.
Gener.
térmica
desplazada
racionamiento
1 2 3 4 etapa
www.psr-inc.com

26. Resultados de los modelos de optimización
estocástica del sistema interconectado nacional
Balance Energético del SIN
10000
9000
8000
7000
6000
GWh
5000
4000
3000
2000
1000
0
Ago-10
Ago-11
Ago-12
Ago-13
Ago-14
Ago-15
Ago-16
Ago-17
Ago-18
Ago-19
Menores Cogenera GasCasnare Carbon
GasCosta Deficit GasInter CombLiq
TotalHydro COLOMBIA Energia afluente

27. Resultados de los modelos de optimización
estocástica -Costo marginal esperado-
Costo Marginal
100
90
80
70
USD/MWh
60
50
40
30
20
10
0
Ago-10
Ago-11
Ago-12
Ago-13
Ago-14
Ago-15
Ago-16
Ago-17
Ago-18
Ago-19
P_95 % P_5 % Prom.

28. GWh GWh
7.5
8.5
9.5
7
8
9
50
100
150
200
250
300
350
0
Ago-10 Ago-10
Ago-11 Ago-11
Ago-12 Ago-12
Ago-13 Ago-13
Ago-14 Ago-14
Ago-15 Ago-15
BETANIA
CALDERAS
Ago-16 Ago-16
Ago-17 Ago-17
Ago-18 Ago-18
Ago-19 Ago-19
GWh GWh
0
10
20
30
40
50
60
0
100
200
300
400
500
600
700
Ago-10
Ago-10
Ago-11 Ago-11
estocástica -generación esperada-
Ago-12 Ago-12
Ago-13 Ago-13
Ago-14 Ago-14
CHIVOR
CALIMA
Ago-15 Ago-15
Resultados de los modelos de optimización
Ago-16 Ago-16
Ago-17 Ago-17
Ago-18 Ago-18
Ago-19 Ago-19

29. Resultados de los modelos de optimización
estocástica estimación del consumo de combustible
GAS CASANARE GAS COSTA
6 250
5
200
4
150
GBTUD
GBTUD
3
100
2
50
1
0 0
Ago-10
Ago-11
Ago-12
Ago-13
Ago-14
Ago-15
Ago-16
Ago-17
Ago-18
Ago-19
Ago-10
Ago-11
Ago-12
Ago-13
Ago-14
Ago-15
Ago-16
Ago-17
Ago-18
Ago-19
P_95 % P_5 % Prom. P_95 % P_5 % Prom.
CARBON
250
200
150
GBTUD
100
50
0
Ago-10
Ago-11
Ago-12
Ago-13
Ago-14
Ago-15
Ago-16
Ago-17
Ago-18
Ago-19
P_95 % P_5 % Prom.

30. USD/MWh USD/MWh
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Ago-10 Ago-10
Ago-11 Ago-11
Ago-12 Ago-12
del agua-
Ago-13 Ago-13
Ago-14 Ago-14
Ago-15 Ago-15
GUAVIO
JAGUAS
Ago-16 Ago-16
Ago-17 Ago-17
Ago-18 Ago-18
Ago-19 Ago-19
USD/MWh USD/MWh
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
10
20
30
40
50
60
70
Ago-10 Ago-10
Ago-11 Ago-11
Ago-12 Ago-12
Ago-13 Ago-13
Ago-14 Ago-14
MIEL I
Ago-15 Ago-15
LA TASAJERA
Ago-16 Ago-16
Resultados de los modelos de optimización
Ago-17 Ago-17
Ago-18 Ago-18
Ago-19 Ago-19
estocástica -estimación del costo de oportunidad

31. Administración del Mercado corto y largo plazo

32. Bolsa de excedentes o faltantes
Energía en Bolsa
Demanda Comercial Cobertura en Contratos
Energía en Contratos

33. Compra y venta de electricidad para un comercializador
Compras en
Ventas en Bolsa o la Bolsa de
Contratos de los Energía
excedentes
Contrato No.2
Contrato No 1

34. Compra y venta de electricidad para un generador
Ventas en Bolsa de Energía (1)
Compra en Bolsa o
Contratos de los
faltantes contratados(1)
Venta
Generador x
Venta al comercializador 2
Venta al comercializador 1

35. Línea temporal proceso de liquidación
Factura TIE
•Medidas
comercializadores Facturación
•Oferta •Operación •Cambios datos en Segunda Resumen
Mensual Mercado
•Despacho •Redespacho medidas generadores liquidación Colombia
(hasta 11:00 am) Liquidación
…….
Día -1 Día 0 Día 1 Día 3 Día 6 ……. Día 6 Día 12 Día 13
• Medidas generadores
• Información operación Fin de mes
• Primera liquidación generadores
( precio de bolsa, etc)
Mes siguiente
Precio spot de referencia del
contrato de futuro

36. Garantías en el mercado spot
Transacciones mdo Tipos de
Mecanismo
spot garantías
Garantía
bancaria
Aval Por los plazos para el vencimiento
bancario de las transacciones en el
Mensuales
Energía en el spot Carta de mercado spot, se tienen hasta
crédito dos meses garantizados
Otras transacciones Cruce de
asociadas al mdo cuentas
spot
Semanales Prepago

37. Precios del mercado de corto y largo Plazo

38. 38
Precio de Bolsa y Contratos por Tipo de
Mercado pesos constantes de julio de 2010
Precios Precio
Precio de Mercado Contratos No
Mes
Bolsa $/kwh Regulado Regulados
$/kWh (Mc) $/kWh
Jul-2009 128.12 114.36 96.74
Jun-2010 90.91 120.68 96.21
Jul-2010 83.41 120.79 95.63
Precios promedios ponderados, en pesos constantes de julio de 2010
Datos hasta el 31 Jul

39. Precio Promedio Diario de Bolsa y precios
39
Máximos y Mínimos por día
En julio de 2010, el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 12 con un valor de 271.71 $/kWh durante el
periodo 20 y el valor mínimo se presentó también el día 12 con un valor de 32.03 $/kWh (periodo 1 al 5).
Durante el mes de julio el precio de bolsa en versión TXR no superó el precio de escasez (320.64 $/kWh). El precio de
escasez para agosto es de 298.62 $/kWh.
Datos hasta el 31 jul

40. 40
Volatilidad del precio de bolsa diario
La volatilidad diaria promedio del precio de bolsa en julio de 2010 fue 10.63, lo que representa una disminución , un
punto por debajo de la volatilidad de julnio de 2010 (11.61%% ).
Nota: La volatilidad fue calculada como la desviación estandar de los cambios porcentuales [ ln (Pt / Pt-1) ] del precio de bolsa
diario con horizonte temporal de 30 dias. No se anualilza multiplicado por otro factor.
Datos hasta el 31 jul

41. Volatilidad de contratos de futuros en diferentes mercados
desv desv desv desv
estándar estándar estándar estándar
ventana de ventana de ventana de ventana de
21 dias 63 dias 126 dias 252 dias
OMIP SPEL Index baseload (precio spot de referencia OMIP) 24% 24% 24% 22%
Futuros OMIP para entrega en 1 mes 10% 18% 19% 18%
Futuros OMIP para entrega en 2 meses 11% 16% 15% 15%
Futuros OMIP para entrega en 3 meses 11% 14% 11% 15%
Futuros OMIP para entrega en 4 meses 8% 9% 10%
EEX Phelix Index baseload (precio spot de referencia EEX) 73% 47% 36% 31%
Futuros EEX para entrega en el mes en curso 18% 20% 21% 21%
Futuros EEX para entrega en 1 mes 13% 20% 23% 22%
Futuros EEX para entrega en 2 meses 12% 17% 22% 19%
Futuros EEX para entrega en 3 meses 13% 18% 21% 19%
NYMEX PJM Western Hub (precio spot de referencia NYMEX) 99% 72% 56% 48%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en el mes en curso 38% 45% 42% 37%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en 1 mes 32% 50% 49% 45%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en 2 meses 34% 48% 50% 44%
Futuros NYMEX (nodo PJM) para entrega en 3 meses 22% 30% 38% 36%
Percentil desvest 21 dias desvest 63 dias desvest 126 dias desvest 252 dias
99.90% 50% 37% 36% 34%

42. 42
Porcentaje y precios de contratos del mercado
Regulado por año de registro a Julio de 2010
Datos hasta el 31 jul

43. Porcentaje y precios de contratos del mercado No 43
regulado por año de registro a Julio de 2010
Datos hasta el 31 jul

44. 44
Demanda Proyectada Contratada
Porcentaje Demanda
Fecha Demanda GWh-día Demanda No Cubierta
Contratado Contratada
2010-07-31 154.77 19.57 87% 135.19
2010-08-31 156.03 20.67 87% 135.36
2010-09-30 160.33 21.48 87% 138.85
2010-10-31 157.60 18.99 88% 138.61
Demanda Contratada y Proyección de demanda 2010-11-30 159.15 19.45 88% 139.70
2010-12-31 159.22 20.93 87% 138.29
2011-01-31 153.22 15.39 90% 137.83
2011-02-28 163.32 46.17 72% 117.15
2011-03-31 160.19 44.07 72% 116.12
2011-04-30 159.00 43.83 72% 115.16
2011-05-31 161.22 40.25 75% 120.98
2011-06-30 160.40 38.76 76% 121.64
2011-07-31 159.37 38.73 76% 120.64
2011-08-31 163.02 39.85 76% 123.17
2011-09-30 165.99 41.75 75% 124.24
2011-10-31 163.10 40.02 75% 123.08
2011-11-30 164.86 39.70 76% 125.16
2011-12-31 165.29 43.68 74% 121.61
2012-01-31 161.03 29.84 81% 131.19
2012-02-29 168.67 56.31 67% 112.37
2012-03-31 166.12 51.46 69% 114.66
2012-04-30 164.88 51.22 69% 113.65
2012-05-31 166.36 48.69 71% 117.67
2012-06-30 166.58 46.56 72% 120.03
2012-07-31 166.03 46.80 72% 119.22
2012-08-31 168.36 47.88 72% 120.48
2012-09-30 171.70 52.35 70% 119.35
2012-10-31 170.61 50.79 70% 119.82
2012-11-30 171.97 50.49 71% 121.48
La información del modelo se puede 2012-12-31 170.56 52.72 69% 117.84
consultar en el portal de XM en el informe 2013-01-31
2013-02-28
166.99
176.55
52.37
135.61
69%
23%
114.62
40.94
trimestral de demanda contratada. Ver 2013-03-31 168.99 129.80 23% 39.19
2013-04-30 175.06 134.54 23% 40.51
2013-05-31 172.77 132.79 23% 39.98
2013-06-30 172.51 132.53 23% 39.98