La industria eléctrica nacional - Haga clic para modificar el estilo de título del patrón - Celsia
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Haga clic para modificar el estilo de título del patrón La industria eléctrica nacional Presentación de inducción - Celsia Julio de 2013, Medellín www.celsia.com
Contenido • Particularidades de la industria eléctrica • Contexto global y regional • La industria eléctrica en Colombia • Celsia: nuestros negocios • Anexos www.celsia.com
PARTICULARIDADES DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA Características diferenciadoras de la industria Cadena de abastecimiento Oferta de electricidad y tecnologías de generación El futuro del negocio www.celsia.com
Características diferenciadoras de la industria
Almacenamiento Estricto balance Exigentes niveles Negocio regulado: Intensivo en la Ciclo prolongado
Actualmente, bajo entre oferta y de coordinación: Industria regulada demanda de de retorno de la
la racionalidad demanda: Los agentes en por la complejidad capital: inversión:
económica, la ambas puntas del de su operación, Se requieren Las inversiones
energía eléctrica Garantizar la mercado (oferta el impacto en la tecnologías con toman largos
no es almacenable atención de la Vs. demanda) competitividad altos costos de periodos de
a gran escala. demanda implica interactúan con un económica de un inversión y en retorno,
igualar oferta y tercer agente que país, y la alta ocasiones altos especialmente
demanda en cada coordina sus concentración de costos de en el negocio de
instante de actividades. la industria que operación. generación.
tiempo. Cualquier favorece
desbalance posiciones de
genera mercado
interrupciones en dominantes.
el suministro.
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Cadena de abastecimiento de la industria
2
3
1 4
La cadena de abastecimiento se divide en cuatro actividades precedidas por un up-stream.
El up-stream consiste en energía concentrada en recursos fósiles no renovables (p.e., carbón, gas
natural, crudo y derivados asociados) y recursos naturales renovables (p.e., agua, viento, sol, biomasa,
etc).
1. Generación: Tecnologías para convertir energía del up-stream en energía eléctrica. P.e.,
centrales hidroeléctricas, centrales térmicas a gas natural, turbinas eólicas, entre otras.
2. Transmisión: Tecnologías para transportar electricidad grandes distancias desde centros de
generación y cerca de centros de consumo.
3. Distribución: Tecnologías para transportar electricidad distancias moderadas desde el punto de
entrega de la transmisión (subestación), hasta el usuario final.
4. Centro de consumo / demanda: Sitio donde se da uso final a la energía generada. P.e., sector
residencial, industrial, comercial, grandes consumidores.
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Oferta de electricidad: tecnologías de generación
Existen diferentes tecnologías:
• Ciclos térmicos
– Que funcionan a partir de combustibles
fósiles: Gas natural, carbón, derivados del
petróleo (coque, fuel-oil).
– Que funcionan a partir de ciclos de
recuperación de calor (cogeneración).
• Hidráulicas
– Filo de agua: que no requieren embalse y
turbinan el agua que llega.
– Embalse: que almacenan y regulan el Seleccionar una tecnología depende de:
recurso en el tiempo. • Su costo de inversión.
– PCHs: Pequeñas Centrales • Su costo variable relativo al costo medio del
Hidroeléctricas (en Colombia < 20 MW). mercado.
• Nucleares • El costo medio del mercado está fuertemente
• No convencionales relacionado con la matriz energética del
– Eólica, solar, biomasa (etanol, biodiesel, parque de generación.
bagazo), geotérmica, mareomotriz, otras.
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Oferta de electricidad: tecnologías de generación
• Los costos de inversión por tecnología varían ostensiblemente.
• En general, a mayores costos de inversión, menores costos de operación y mantenimiento.
• Las tecnologías renovables son las que mayores costos de inversión presentan por el estado de
avance en la curva de aprendizaje de estas tecnologías.
• Las tecnologías de CCS (del inglés Carbon Capture and Storage) también incrementan
ostensiblemente los costos de las tecnologías de generación térmica.
• Los bajos costos de inversión en tecnologías a gas natural deben contrastarse con unos altos
costos de operación y mantenimiento asociados al costo del combustible.
Costos de inversión por tecnología (US$ / kW)
$2,438
$2,060
$1,003
$974
$2,844
$3,078
$3,221
$4,141
$4,692
$4,755
$5,339
$5,348
Gas natural Gas natural Gas natural Eólica Carbón Hidroeléctrica Carbón (IGCC Geotérmica Solar térmica Fotovoltáica Nuclear Carbón (IGCC
ciclo simple - ciclo ciclo continental (pulverizado convencional w/o CCS) CCS)
convencional combinado - combinado - sin CCS)
avanzado avanzado (con
CCS)
2010 2011
Fuente: Updated Capital Cost Estimates for Electricity Generation Plants . IEA, 2011.
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Futuro del negocio
• Redes Inteligentes (RIs) – Smart Grids
(SGs): Dispositivos inteligentes con Administración de
información de
capacidad de comunicarse con agente demanda
controlante del lado de la oferta o de la Control de dispositivos
de demanda
demanda para racionalizarla. “Consumo Inteligentes:
Conexión y
inteligente”. desconexión para
control de picos de
• Las tecnologías de RIs son: demanda y control
personalizado de
– De transmisión remota de información consumo
– De oferta: dispositivos de generación de Control de
generadores
pequeña escala, p.e., paneles solares, distribuidos e
inyecciones de energía
turbinas eólicas, que inyectan a la red. a la red
(almacenamiento)
– Dispositivos de demanda: neveras,
lavadoras y sistemas de calefacción y
enfriamiento de aire que responden a la
señal de precios del mercado.
• Favorece la idea de “Infraestructura
Inteligente”
• La relevancia de la distribución en la
industria tiende a aumentar respecto a su
relevancia actual.
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CONTEXTO GLOBAL Y REGIONAL Contexto energético global Contexto energético regional Proyección energética regional www.celsia.com
Indicadores macroeconómicos
CAGR (2012-2050): Población mundial (Mill. Hab.)
100% 10,000
• Población mundial: 0.68%
80% 8,000
• Población LatAm y Caribe: 0.81%.
CAGR (2012-2018): 60% 6,000
• PIB mundial: 5.3%. 40% 4,000
• PIB LatAm y Caribe: 5.7%. 20% 2,000
• Inflación promedio mundial: 3.7%. 0% 0
1900 1950 1999 2008 2050 2150
• Inflación promedio LatAm y Caribe: 5.4%.
África Asia Europa
LatAm y Carib. Norte América Oceanía
Mundo
PIB – Precios corrientes (Miles de Mill. USD) Inflación – Average Consumer Price (% cambio)
100,000 30
80,000
20
60,000
40,000
10
20,000
0 0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2012
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2014
2016
2018
World Advan. Econ. Euro Area LatAm and Carib. World Advan. Econ. Euro Area LatAm and Carib.
International Monetary Fund, World Economic Outlook Database, April 2013
www.celsia.com 10Contexto energético global - WEO 2012
• La dinámica futura del mercado energético mundial será regida principalmente por tres factores:
– Reconfiguración de los flujos de energía a nivel global, dado el resurgimiento de potencias
productoras de gas y petróleo en el mediano plazo: Estados Unidos, Iraq y Brasil.
– Desincentivo a la expansión en tecnología nuclear.
– Masificación de políticas en pro del uso eficiente de la energía.
• Los niveles actuales de precio del petróleo están actuando como un freno para la economía.
• Se diagnostican síntomas de un sistema energético insostenible en el largo plazo de no tomar
medidas al respecto. En este sentido se resalta lo siguiente:
– Los subsidios a los recursos fósiles que aún existen en varios países desincentivan la de-
carbonización del parque energético.
– Las altas emisiones de CO2 están en niveles record.
– La inversión en tecnologías renovables se ha desacelerado en los últimos años.
– El acceso a recursos hídricos como factor cada vez más determinante para la ejecución de
proyectos energéticos.
– A pesar de los esfuerzos realizados aún existen cerca de 1.3 billones de personas en el
mundo sin accesos a servicios energéticos.
www.celsia.com 11Indicadores económicos
• El panorama energético global depende de la Precio internacional WTI (USD/bbl 2012)
240
viabilidad económica y ambiental del shale oil y
el shale gas. 205
170
135
Precios de los energéticos (bajo / medio / alto) 100
2012 2020 2030 65
Crudo 94.0 68 / 105 / 155 71 / 130 / 192 30
Gas natural 2.89 2.8 / 4.2 / 5.4 3.3 / 5.5 / 7.1
2008
1990
1993
1996
1999
2002
2005
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
Carbón 64.5 46 / 54 / 64 42 / 60 / 89
Historia - Medio Alto Bajo
Precio gas natural Henry Hub (USD/MBTU 2012) Precio internacional del carbón (USD/t 2012)
14 140
12 120
10 100
8 80
6 60
4 40
2 20
2017
2008
1990
1993
1996
1999
2002
2005
2008
2011
2014
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
1990
1993
1996
1999
2002
2005
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
Historia - Medio Alto Bajo Historia - Medio Alto Bajo
Información histórica: Bloomberg, julio 2013. Información
proyectada a partir de AEO, 2013.
www.celsia.com 12Matriz energética – Industria eléctrica global
6%
15%
10% 3%
14% 20% 59% 2%
8% 5%
19%
Global 73%
4%
8% 0% 74%
2% 92%
19%
4%
1%
19% 36%
4%
79% 0%
59%
69% 22%
74%
Termo Hidro Nuclear Otros
• La matriz energética de la industria eléctrica global está dominada por combustibles fósiles: carbón y gas
natural.
• LatAm difiere de la tendencia global al presentar una fuerte componente hidráulica.
IEA Outlook, 2012.
www.celsia.com 13Generación de electricidad
Capacidad de generación por fuente (GW) Marina
Generación por fuente (TWh) Marina
10,000 Solar PV
40,000 Solar PV
9,000 35,000
Geotérm. Geotérm.
8,000
30,000
7,000 Eólica Eólica
6,000 25,000
5,000 Biomasa 20,000 Biomasa
4,000 Hidro 15,000 Hidro
3,000
10,000 Nuclear
2,000 Nuclear
1,000 5,000
Gas Gas
0 0
Líquidos Líquidos
2020
2010
2015
2025
2030
2035
1990
2010
2015
2020
2025
2030
2035
Carbón Carbón
Crecimiento capacidad 2010 - 2035 (GW) • Se espera que la capacidad instalada crezca a
un promedio de 2,4% anual (4,161 GW).
2010 - 2020
Marina
• El crecimiento en capacidad a 2035 sería
CSP
2020 - 2035 principalmente: gas natural (1,068 GW), eólicas
Solar PV
Geotérmica (900 GW) y a carbón (678 GW).
Eólica
• El carbón continuará siendo la fuente más
Biomasa
Hidro
importante de combustible; sin embargo, su
Nuclear participación cae de 41% a 33%.
Gas Natural
• Las energías renovables no convencionales
Líquidos
Carbón incrementan su participación en generación de
4% a 16%.
-200 0 200 400 600 800 1,000 1,200
WEO 2012 – New Policies Scenario
www.celsia.com 14Resumen comparativo - Región
Colombia Panamá Perú Chile – SIC Chile SING
Población (Mill. Hab.) 46.6 3.6 30.5 17.4
CARG 2000-2013 / 2013-2018 1.2% / 1.2% 1.8% / 1.8% 1.5% / 1.5% 1.0% / 0.8%
Tasa de desempleo (%) 10.38 4.20 6.75 6.45
Tasa de cambio (a USD) 1,798 COP 0.98 PAB 2.64 PEN 486 CLP
CEN 2012 (GW) 14.50 2.41 7.11 13.34 4.60
%Hidro 68 60 44 44.4 0.2
%Carbón 6.9 5 2 40 45.6
%Gas 21.6 0 45 14.1 45.8
%Líquidos 3.1 35 6.9 0 7.8
%Otros 1.6 0 1.9 1.5 0.6
Generación 2012 (GWh) 59,995 8,076 37,341 48,796 16,751
Consumo/cápita 2012(kWh/año) 1,212 2,209 1,224 3,574
CARG 2000-2013 / 2013-2018: 1.9% / 2.9% 2.4% / 4.0% 5.8% / 8.8% 3.4% / 6.5%
PIB/cápita (USD2012/año) 7,855 9,919 6,530 15,410
CARG 2000-2013 / 2013-2018 9.7% / 5.0% 8.3% / 7.1% 9.8% / 8.5% 9.4% / 6.8%
P. Spot (USD/MWh 2012) 65 188 31 188 87
CARG 2000-2013 / 2013-2018 3.4% / 0.7% 2.4% / -5.7% 1.6% / 15.2% 7.4% / -2.2% 10.4% /-2.2%
Mercados eléctricos regionales: Generación. Celsia, julio de 2013. (consultar fuentes al interior del documento)
www.celsia.com 15Resumen comparativo - Región
CEN 2012 - Panamá CEN 2012 - Colombia
3% 0% 0%
12.3% Hidro
Hidro 22% Carbón
Carbón GN
23.0%
Búnker 7% Líquidos
59.7%
Diésel 68% Eólica
Biomasa
5.0%
1% CEN – 2012 - Perú CEN – 2012 – Chile SIC
4% 1% 1% 0%
3%
Hidro
14% Embalse
Carbón
25% Pasada
GN
44% Carbón
Residual
GN
45% Diesel 2
40% 19% Eólica
Solar
Solar
Biomasa
2%
www.celsia.com 16Resumen comparativo - Región
Generación por tecnología (GWh/año) - Panamá Generación por tecnología (GWh/año) - Colombia
70,000
3,000
60,000
2,500
50,000
2,000
40,000
1,500
30,000
1,000 20,000
500 10,000
0 0
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Hidro Carbón Bunquer Diésel Hidro Carbón GN Líquidos Otros
Generación por tecnología (GWh/año) - Perú Generación por tecnología (GWh/año) –Chile SIC
40,000 60,000
35,000
50,000
30,000
25,000 40,000
20,000 30,000
15,000 20,000
10,000
10,000
5,000
0 0
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Hidro Carbón GN Residual Diesel 2 Solar Biomasa Embalse Pasada Carbón GN GNL
Líquidos Eólica Solar Biomasa
www.celsia.com 17Resumen comparativo - Región
Participación en generación por agente – 2012 Participación en generación por agente – 2012
Panamá Colombia
9.1%
EPM
9.0%
EGE Fortuna Emgesa
18.9% 20.6%
AES Panamá 27.0% Isagen
8.4% GDF Suez 7.8% Celsia
9.0%
30.6% ACP Chivor
21.4% 22.0%
Otros 16.1% Gecelca
Otros
Participación en generación por agente – 2012 Participación en generación por agente – 2012
Perú Chile SIC
EDEGEL
22.0% 24.0% Enersur Endesa
37.4% 28.6%
Electroperú AES Gener
11.0% EGENOR Colbun
16.0%
13.0%
Kallpa Otros
7.0% 20.0% Otros 21.0%
www.celsia.com 18Resumen comparativo - Región
Precios spot de electricidad (USD/MWh 2012)
350
Crecimiento anual compuesto - PIB per cápita
300
9.7% 9.8%
250 9.4%
8.3% 8.5%
200
150 7.1% 6.8%
100
5.0%
50
0
2007
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2008
2009
2010
2011
2012
2000-2013 2013-2018
COL PAN PER CHL - SIC CHL - SING Colombia Panamá Perú Chile-SIC
Crecimiento anual compuesto Crecimiento anual compuesto - dem. per cápita
P.Bolsa / Esc. referencia
15.2%
8.8%
7.4% 6.5%
3.4% 2.4% 5.8%
1.6% 0.7% 4.0%
3.4%
2.4% 2.9%
2000-2013 2013-2018 1.9%
-2.2%
-5.7%
2000-2013 2013-2018
Colombia Panamá Perú Chile-SIC Colombia Panamá Perú Chile-SIC
www.celsia.com 19LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN COLOMBIA Contexto y particularidades Fórmula tarifaria (G + T + D + O) Up-stream de generación de electricidad www.celsia.com
Organización de la industria eléctrica
Dirección - MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
Bajo directrices de Presidencia y Leyes del Congreso de la República.
Planeación – UPME (Unidad de Planeación Minero Energética)
Cuerpo técnico de la industria encargado de evaluar y planear la expansión en la
industria eléctrica (Gx, Tx y Dx), y otros energéticos.
Regulación – CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Regula la industria eléctrica y de gas natural.
Organismo afectado por Min. de Minas y Energía, Min. Hacienda, DNP y SIC.
CNO (Consejo Nacional de Operación) y CAC (Comité Asesor de Comercialización)
Comités asesores en temas técnicos (CNO) y comerciales (CAC) con participación de
representantes de la industria eléctrica nacional.
Control y Vigilancia – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
(SSPD), Superintendencia de Industria y Comercio (SIC)
Organismo afectado por Presidencia de la República que se encarga del control de
posiciones dominantes y abuso de poder de mercado.
Operación y Administración del Mercado – XM (Los Expertos en Mercados)
A cargo del CND (Centro Nacional de Despacho) – operación y control del sistema
eléctrico – y el ASIC (Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales) .
www.celsia.com 21Evolución histórica del mercado
Evento Niño de
Industria propiedad del estado Evento Niño de Decisión CAN 536 Se remplaza el intensidad y
Modelo de despacho centralizado intensidad Interconexión física anterior duración
Integración vertical de actividades considerable con Ecuador, i.e., mecanismo moderadas
Ineficiencias en coordinación y previsión No se incurre en transacciones para incentivar
de despacho, y en incentivos a la racionamiento internacionales la inversión Fuerte
expansión de capacidad Eleva precios del por el nuevo intervencionismo
1992-1993: Evento Niño que condujo a mercado Se crea Cargo por regulatorio
racionamiento. XM Eventos de Confiabilidad (aversión al
1995. Se crea la bolsa de electricidad en Se crea el Operador y verano no racionamiento y
Ataques
Colombia Cargo por subversivos al SIN
admón. del catalogados ambiente pre-
Capacidad que modificaron mercado como Niño electoral)
para remuneración por
Niño de intensidad
incentivar la restricciones CREG y MME
moderada y larga
inversión incurren en altos
duración. Implicó
costos
racionamiento
reputacionales
eléctrico
alterando reglas
P. Bolsa Nal. promedio mensual Vs. Intensidad y duración de El Niño del mercado
350 3.5
Niño P.Bolsa Nal.
COP$/kWh (ene/12)
300 3.0
250 2.5
200 2.0
150 1.5
100 1.0
50 0.5
0 0.0
ene-90 ene-92 ene-94 ene-96 ene-98 ene-00 ene-02 ene-04 ene-06 ene-08 ene-10 ene-12
www.celsia.com 22SIN y ZNI
Sistema Interconectado Nacional:
• El SIN está compuesto por plantas de
generación, la red de interconexión, redes
regionales e interregionales de transmisión
y centros de consumo (cargas eléctricas de
usuarios).
• La energía consumida en un punto dentro
del SIN puede generarse en cualquier otro
punto de la red (sistema uninodal).
• El sistema de interconexión une los centros
de generación con los centros de consumo.
Zonas No Interconectadas:
• Todas aquellas zonas no incluidas en el
SIN se denominan ZNI.
• El abastecimiento de electricidad en ZNI
obedece al interés de auto-productores de
carácter público o privado.
• Las ZNI reciben un subsidio del estado
asociado al costo de prestación del
servicio.
Esquematización gráfica imprecisa.
www.celsia.com 23Cadena de suministro y agentes relevantes
(G) (T) (D)
____________________________________________________________________________________
(C)
• Generación (G): 42 agentes activos.
– EPM, EMGESA, ISAGEN, Celsia, CHIVOR, otros.
• Transmisión (T): 8 agentes activos
– ISA, TRANSELCA, EEB, EPSA, otros.
• Distribución (D): 21 agentes activos
– EPM, CODENSA, EPSA, EMCALI, ELECTRICARIBE, otros.
• Comercialización (C): 67 agentes activos
– EPM, ISAGEN, CODENSA, EMCALI, ELECTRICARIBE, EMGESA, ESSA, EPSA, otros.
www.celsia.com 24Participación por actividad
Generación – Capacidad instalada (MW) Distribución – Demanda por OR (GWh)
4,000 23.4%
20.9% Capacidad 14,000 27.3% Demanda
24.1% 23.0%
% mercado 12,000 % Demanda
3,000
15.3% 10,000
12.9%
2,289
11.6% 8,000
2,000 12.0%
8.7% 6,000 8.5%
7.3%
12,483
11,020
10,492
4,000 5.0%
3,881
5,481
1,000 2,000
3,228
2,880
2,106
1,777
1,196
1,000
1,602
0
0 Codensa GNF EPM Emcali Celsia Otros
EPM Emgesa Isagen Celsia Gecelca AES Otros
Transmisión – Cargos STN (COP mm) Comercialización (GWh)
1,200,000
71% COP mm 14,000 25.6%
1,000,000 23.1% No residencial
% mercado 12,000
800,000 10,000 18.7% Residencial
600,000 8,000 % part.
11.3%
6,000
958,216
400,000 6.4% 5.8%
4,000 3.6% 3.2%
200,000 10% 8% 6% 2.0%
3% 1% 0.7% 2,000 0.2%
- 0
www.celsia.com 25Oferta de generación en Colombia
350 P. Bolsa (promedio mensual) Vs. Generación por tecnología 6,000
300 5,000
COP$/kWh (Ene/12)
250 4,000
GWh / mes
200
3,000
150
100 2,000
50 1,000
0 0
may-95
may-96
may-97
may-98
may-99
may-00
may-01
may-02
may-03
may-04
may-05
may-06
may-07
may-08
may-09
may-10
may-11
may-12
may-13
Gen. Hidro Gen. Carbón Gen. Gas Natural Gen. Líquidos P.Bolsa Nal.
Capacidad Instalada (MW) • La oferta de electricidad en Colombia es
Menores (< fundamentalmente hidráulica y en periodos de
20 MW), estiaje intensos se remplaza en su orden por
Gen. Gas Cogen., 54 635 recursos a base de carbón, gas natural y
Nat. combustibles líquidos.
(líquidos), • La generación hidráulica puede ser, según la
3,542
temporada hidrológica:
Gen. – Evento Niña (abundancia): 92% de la
Cabón, 991 Hidráulica, demanda
9,185 – Evento Normal: 81% de la demanda
– Evento Niño (escasez): 45% de la demanda.
www.celsia.com 26La hidrología en Colombia (1)
• La hidrología en Colombia es de carácter 120 Aportes hídricos promedio por regiones
bimodal debido al impacto de la Zona de 100
Convergencia Intertropical (ZCIT). 80
GWh / día
• Es una convergencia atmosférica que oscila 60
a lo largo del año entre el extremo nor- 40
occidental y sur-oriental del territorio nacional
20
que da lugar a dos periodos de verano y dos
periodos de invierno. 0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
• Los periodos de verano e invierno en
Antioquia Caribe Centro Oriente Valle
Colombia se caracterizan por un aumento o
una reducción en el influjo promedio de
humedad al país.
• Éstos periodos se ordenan por trimestres de
la siguiente forma:
– Verano: Dic. - Feb. Jun.- Ago.
– Invierno: Mar. - May. Sep.- Nov.
• La intensidad, frecuencia y duración de los
inviernos y/o veranos en Colombia se ve
afectada por fenómenos climáticos de mayor
escala como el fenómeno de El Niño.
www.celsia.com 27La hidrología en Colombia (2)
• El Niño i.e., ENSO (El Niño – Southern
Oscilation).}
• Fenómeno oceánico-atmosférico de escala
global con periodos de recurrencia
interanuales (4 – 8 años).
• En Colombia: reducción anómala (en
intensidad y duración) del influjo de humedad
al territorio nacional. Se traduce en reducción
de oferta hidroeléctrica e incremento en
precio.
• Inducido por un calentamiento anómalo en
temperaturas del O. Pacífico este. P. Bolsa Nal. Vs. Intensidad y duración de El
400 Niño
• Impacto de El
COP$/kWh (ene/12)
La Niña define el evento contrario y tiene la 3.0
300 Niño
misma periodicidad. Su impacto en Colombia en precios
2.0
es una excesiva oferta hidroeléctrica que 200
deprime precio. 100 1.0
• Son fenómenos difíciles de pronosticar que 0 0.0
generan riesgos de disponibilidad y de
precios para los generadores en Colombia.
Niño P.Bolsa Nal.
www.celsia.com 28•
•
•
0
1
2
3
4
0
1
2
3
4
-4
-3
-2
-1
-3
-2
-1
www.celsia.com
ene-40 ene-40
jul-41 jul-41
ene-43 ene-43
jul-44 jul-44
ene-46 ene-46
jul-47 jul-47
ene-49 ene-49
jul-50 jul-50
ene-52 ene-52
jul-53 jul-53
ene-55 ene-55
jul-56 jul-56
ene-58 ene-58
jul-59 jul-59
ene-61 ene-61
jul-62 jul-62
ene-64 ene-64
jul-65 jul-65
ene-67 ene-67
(eventos Niño), aumentará. Viceversa.
jul-68 jul-68
ene-70 ene-70
jul-71 jul-71
ene-73 ene-73
jul-74 jul-74
MEI
ene-76 ene-76
jul-77 jul-77
PDO Index
ene-79 ene-79
jul-80 jul-80
ene-82 ene-82
jul-83 jul-83
ene-85 ene-85
jul-86 jul-86
ene-88 ene-88
jul-89 jul-89
ene-91 ene-91
La hidrología en Colombia (3)
jul-92 jul-92
ene-94 ene-94
jul-95 jul-95
ene-97 ene-97
jul-98 jul-98
ene-00 ene-00
jul-01 jul-01
ene-03 ene-03
jul-04 jul-04
ene-06 ene-06
PDO +
MEI +
y geográfica: Oscilación Decadal del Pacífico. Abreviado como PDO en inglés.
jul-07 jul-07
ene-09 ene-09
jul-10 jul-10
MEI -
PDO -
ene-12 ene-12
En fase cálida de PDO, la frecuencia, intensidad y duración de las fases cálidas del ENSO
Fenómeno de larga escala temporal que modula la variabilidad climática en la cuenca del Pacífico.
Las oscilaciones del ENSO se encuentran dominadas por una oscilación de mayor escala temporal
29Capacidad de regulación de agua
Capacidad de
• Un parque de generación hidrodominado almacenamiento
busca alternativas para minimizar el riesgo
hidrológico. Entre otras:
– Complementar parque con componente
térmica (amortigüa oscilaciones Capacidad de
Turbinar agua
hidrológicas).
– Hidroeléctricas con capacidad de
regulación de agua, i.e., habilidad de
almacenar el agua en el tiempo para
periodos de escasez.
Impacto del fenómeno
• En Colombia, la capacidad de regulación de de El Niño
1.0
agua del sistema es aprox. 2.7 meses. Esto
es, la capacidad de turbinar agua de un mes 0.8
es aproximadamente la mitad de la x
0.6
capacidad de almacenamiento de agua del
SIN 0.4 x
• Esta duración coincide con la duración de un 0.2 x
verano típico en Colombia.
0.0
• Cualquier variación en la intensidad o jul-04 jul-05 jul-06 jul-07 jul-08 jul-09 jul-10
duración del verano típico en Colombia (El
Vol. Útil G. Real
Niño) tiene impacto directo en los precios del
mercado.
www.celsia.com 30Variables fundamentales del mercado
Dada la composición tecnológica del parque de P.Bolsa prom. mes Vs. Volumen útil embalse SIN
generación en Colombia, existen variables que 350 16,000
COP$/kWh (ene/12)
modulan su comportamiento en el tiempo. 300 14,000
250 12,000
GWh/mes
• Aportes de los ríos a los embalses, mejor 200 10,000
interpretada como niveles de agua en el 150 8,000
100 6,000
embalse agregado del SIN. Una reducción 50 4,000
de esta variable implica menos oferta 0 2,000
hidroeléctrica y el despacho de recursos de
generación más costos (e.g., gas natural).
Por ende, precios más altos en el mercado. Vol.Util P.Bolsa Nal.
• Periodos de estiaje pronunciados o eventos
Niño: anticipar estos periodos permite P.Bolsa prom. mes Vs. Holgura de Capacidad
asignarle un costo (subjetivo) de oportunidad 350 50%
COP$/kWh (ene/12)
al recurso almacenado que modifica los 300
40%
250
precios del mercado. 200 30%
150
• Holgura de capacidad: definida como la 100
20%
diferencia porcentual entre la capacidad 10%
50
instalada (oferta neta) y la demanda máxima 0 may-95 0%
may-97
may-99
may-01
may-03
may-05
may-07
may-09
may-11
may-13
de potencia del sistema. Una reducción en la
holgura de capacidad implica riesgo de
precios altos en periodos de hidrología Vol.Util P.Bolsa Nal.
escasa.
www.celsia.com 31Variables fundamentales del mercado
• Otras variables que también influencian el P.Bolsa prom. mes Vs. Precio de combustibles
comportamiento del mercado eléctrico: 350 7
COP$/kWh (ene/12)
300 6
– Precio regulado del gas natural en
US$ / MBTU
250 5
Colombia. 200 4
150 3
– Precio internacional del crudo. 100 2
– Precio internacional del carbón. 50 1
0 0
– Nivel de contratación de los agentes en
el mercado.
– Otras. P. regulado GN P.Bolsa Nal. WTI (USD/Bbl)
P.Bolsa prom. mes Vs. Demanda en contratos
350 120
COP$/kWh (ene/12)
300 115
250 110
200 105
%
100
150 95
100 90
50 85
0 80
may-96
may-13
may-95
may-97
may-98
may-99
may-00
may-01
may-02
may-03
may-04
may-05
may-06
may-07
may-08
may-09
may-10
may-11
may-12
Dem. Contratos (%) P.Bolsa Nal.
www.celsia.com 32La demanda de electricidad en Colombia
Demanda por sector Demanda por mercado 2012
Comercial
17%
Mercado no
Industrial Oficial regulado
32% 4% 34%
Otros
3%
Mercado
regulado
66%
Residencial
44%
• La demanda significativa en Colombia es de
carácter residencial, comercial y oficial. 10 Comportamiento horario de la demanda
• Esto implica oscilaciones significativas en la 8
curva de carga diaria del sistema.
6
•
GWh
Dicha demanda en general es regulada
(representada por la CREG ante el mercado). 4
• La demanda restante corresponde a la de 2
carácter industrial y es No Regulada (acuerdos 0
entre generadores, comercializadores e 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
industriales directamente). Dem. No regulada Dem. Regulada
• La dem. Industrial es: Alim.Beb.Tab. (6%), Textil
(3%), Papel (4%), Quimica (6%), Cemento (4%).
www.celsia.com 33La demanda de electricidad en Colombia
• En general, a lo largo de la historia, el 8.0% 6.9% 6.6%
crecimiento de la demanda de electricidad en 6.0% 5.2%
Colombia estaba fuertemente ligado a la 3.9% 4.0%
3.4%
4.0% 2.9%
economía nacional (tasa de crecimiento del 3.9% 1.7% 3.9%
PIB). 2.0% 3.2% 3.0%
2.1%
1.8% 1.8%
• A partir de 2003, se ha favorecido el 0.0% 1.3%
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
desarrollo de industria intensiva en la -2.0%
demanda de electricidad soportada en -4.0%
proyectos de autogeneración y cogeneración -4.2%
como son la minería, la industria -6.0% -5.1%
manufacturera y del petróleo. PIB Dem. SIN
• Los escenarios de proyección de demanda Esc. Proyección de demanda (GWh/año)
de electricidad lucen positivos en el horizonte 90,000 6%
inmediato con tasas de crecimiento entre 80,000 5%
3.6% y 5.1%. (escenario medio UPME)
70,000 4%
• En adelante, el crecimiento se proyecta
60,000 3%
menos intensivo con tasas que disminuyen
50,000 2%
progresivamente de 4.5% en 2020 a 3.5% en
2030. 40,000 1%
2019
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2021
Esc. (1) Esc. (2) Crec. (1) Crec. (2)
www.celsia.com 34LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN COLOMBIA Contexto y particularidades Fórmula tarifaria (G + T + D + O) Up-stream de generación de electricidad www.celsia.com
Estructura tarifaria
Tarifa = ( G + T + D + C + O ) x FC Contribución de solidaridad social
GENERACIÓN: Precio de la electricidad en el mercado mayorista (bolsa). Los usuarios regulados no perciben directamente el
precio de bolsa. Los Usuarios No Regulados acuerdan este valor libremente con la contraparte. G
TRANSMISIÓN: Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional. Cargo regulado. Su valor corresponde a la valoración de
los activos a precios de reposición a nuevo, con una rentabilidad (WACC) definida por la CREG. T
DISTRIBUCIÓN: Costo por uso del Sistema de Distribución Local. Cargo regulado, cuyo valor para el usuario final depende de
la zona geográfica y el nivel de tensión al cual tome la energía. D
COMERCIALIZACIÓN: Cargo negociado libremente para los Usuarios No Regulados. Para el usuario final el valor es regulado y
está asociado a la recuperación de los costos que le representa al vendedor la infraestructura que utiliza para la prestación
del servicio.
C
OTROS: Costos de Pérdidas, Restricciones y Otros Servicios del MEM. O
l
Cargos regulados
Componentes negociadas
libremente por los Usuarios No
regulados (UNR)
www.celsia.com 36Subsidios y contribuciones del precio
• Subsidios aplicables sobre Consumos de Subsistencia - CS: 173 (menor a 1,000 msnm) ó 130
kWh/mes (mayor a 1,000 msnm)
• Residencial
– Estrato I: recibe 50% sobre su CS, paga el 100% por encima de éste.
– Estrato II: recibe 40% sobre su CS, paga el 100% por encima de éste.
– Estrato III: recibe 15% sobre su CS, paga el 100% por encima de éste.
• Neutro (sin subsidio ni contribución).
– Estrato IV, paga el 100% del costo del servicio.
– Oficial y Alumbrado Público pagan el 100% del costo del servicio.
• Contribuciones (al Fondo de solidaridad para subsidios).
• Residencial
– Estratos V y VI pagan un 20% adicional sobre el costo total del servicio.
• No Residencial
– Industria* y Comercio pagan un 20% adicional sobre el costo total del servicio.
www.celsia.com 37Participación de componentes de la tarifa al usuario
final
Nivel de tensión I Nivel de tensión II
menor a 1 kV Mayor o igual a 1 kV y menor a 30 kV
Gx
32%
Tx Dx
7% Cx 10%
Otros 16%
1%
Cx
9% Otros
3% Gx
59%
Dx
51% Tx
12%
Nivel de tensión III Nivel de tensión IV
Mayor o igual a 30 kV y menor a 57,5 kV Mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV
Gx
38%
Dx
26%
Gx
49%
Dx Tx
42% 8% Cx
Otros 13% Tx
2%
Cx Otros 10%
10% 2%
www.celsia.com 38Arquitectura del mercado eléctrico colombiano
• Después de las Leyes 142 y 143 se • Cargo por Confiabilidad (CxC):
establecieron tres submercados que definen Anteriormente Cargo por Capacidad (de
los ingresos de un generador: carácter administrado), hoy día mecanismo
– Bolsa de energía: Sistema de de mercado que incentiva la inversión en
información donde convergen energía firme (i.e., generación). Pretende
generadores y comercializadores para estabilizar en el tiempo el ingreso de un
intercambiar energía (hora a hora), generador.
ejecutar, liquidar y recaudar contratos.
Se acompaña de pequeños mercados
de servicios complementarios para
garantizar el continuo balance entre
oferta y demanda. La electricidad es Volúmenes transados en los mercados y tasas de
uno de los bienes (commodities) más crecimiento
Miles de Mill. de COP$ (corr)
12,000,000 72% 100%
volátiles.
10,000,000
– Mercado bilateral de contratos: de 12% 16% 50%
8,000,000 5%
compra/venta, se celebra entre C y G y
6,000,000 0%
se liquida en la bolsa. Sirven como -47% 10%
4,000,000 -9%
instrumento de cobertura (financiera) al -50%
2,000,000
riesgo de precios en bolsa. Hoy día
propenso a actualizaciones. 0 -100%
Contratos Bolsa CxC Total
2009 2010 2011 CAGR 10-11 Participación del total
www.celsia.com 39Esquema de operación del mercado
Comercializadores
trasladan costos a clientes
Regulados
Clientes No regulados
Comercialización
Compra y venta de energía
Competencia
Margen Comercialización aprobado por CREG
Transaccione
s de corto
plazo:
Distribución Bolsa
Monopolio del Servicio
Libre acceso a las redes CND
Cargos regulados Operación y
Cargo por
Administración Confiabilidad
Transmisión del mercado
Monopolio del Servicio ASIC
Competencia a partir de 1999 en la expansión
Transac. de
del STN- Libre acceso a las redes y cargos
largo plazo:
regulados Contratos
bilaterales
Generación
Competencia
Precios libremente acordados
Competencia en las ofertas de corto plazo
www.celsia.com 40Funciones de XM en el mercado
Generador i
Centro Nacional de Despacho (CND): Oferta de precio
diaria
• Planeación, supervisión y control de la
Oferta de
operación integrada de los recursos de disponibilidad
generación, interconexión y transmisión del horaria
SIN. Su oferta depende
de costos variables
• Tiene como objetivo hacer una operación de generación
segura, confiable y económica del SIN. ASIC
Liquidación, Despacho
Administrador del Sistema de Intercambios facturación, cobro Económico
Comerciales (ASIC): y pago de XM ordena
contratos, recursos de
• Registro de las fronteras comerciales, transacciones y generación en
obligaciones que orden de mérito
contratos de energía; de liquidación, resulten del para igualar
facturación, cobro y pago del valor de intercambio en demanda horaria
bolsa
actos, contratos, transacciones y en
general todas obligaciones que resulten Centro Nacional de
Despacho
por el intercambio de energía en bolsa, Coordina la
para generadores y comercializadores; de operación hora a
las Subastas de OEF; del mantenimiento hora durante el día
Corrige
de los sistemas de información y desviaciones en
programas de computación requeridos, tiempo real
entre otros.
• XM nació en 2005 como empresa
pública, es filial de ISA (99.7%).
www.celsia.com 41Transacciones físicas y financieras
TRANSACCIONES FÍSICAS
Demanda No
Generador i
Regulada
Generador n
Demanda Regulada
Operación y Transacciones
Transacciones
de largo plazo: Cargo por
Administración de corto plazo:
Contratos Confiabilidad
del mercado Bolsa bilaterales
TRANSACCIONES FINANCIERAS
Generador i Comercializador i
Generador n
Comercializador n
Arquitectura del mercado 42Funcionamiento de la bolsa de energía
Subasta diaria
• “Day-ahead market”, de resolución
Demanda hora 19
Demanda hora 3
temporal intradiaria (horaria). Precio
($/MW)
• Subasta diaria de precio uniforme.
(MW)
(MW)
• Cada agente oferta diariamente un único
precio y 24 valores de disponibilidad de
capacidad para el día siguiente. Precio
Recurso supra-marginal (no
despachado por oferta no
Hora 19
– Agentes hidráulicos ofertan costo de
oportunidad del agua y OCVH.
competitiva)
– Agentes térmicos ofertan precio que
Recurso Oferta Generador
Disponibilidad
refleja costo variable de generación
i Precio y
(costo combustible) Precio
Hora 03
• Se ordenan ofertas de los agentes en
orden de mérito.
• La oferta se iguala a la demanda de cada
costoso
térmico
Recurso
hidráulico
económico
Disponibilidad
hora para encontrar el precio marginal o
(MW)
“precio de bolsa” horario.
• Todos los agentes se remuneran al precio
de bolsa de cada hora independiente de su
precio de oferta (rentas inframarginales).
www.celsia.com 43Funcionamiento de la bolsa de energía
Precio de oferta promedio ponderado por tecnología - COP$ / kWh Jun.12.
1,400
1,200
1,000 Carbón
800 Gas natural
600 Hidráulica
400 Líquidos
200 P.Bolsa
0
ene/07
ene/06
ene/08
oct/08
ene/09
ene/10
ene/11
ene/12
abr/06
jul/06
oct/06
abr/07
jul/07
oct/07
abr/08
jul/08
abr/09
jul/09
oct/09
abr/10
jul/10
oct/10
abr/11
jul/11
oct/11
abr/12
V
• Evolución histórica del precio de oferta N
N
promedio ponderado por tecnologías en p2V
Colombia y comparación respecto al precio
Hidráulica
de bolsa. p2N Líquidos p2N
p1V Líquidos
Gas natural Gas natural
p1N p1N
Carbón Carbón
Hidráulica
D1 D2 D1 D2
www.celsia.com 44Funcionamiento de la bolsa de energía
Precio de oferta promedio ponderado por tecnología - COP$ / kWh Jun.12.
1,400
1,200
1,000 Carbón
800 Gas natural
600 Hidráulica
400 Líquidos
200 P.Bolsa
0
ene/07
ene/06
ene/08
oct/08
ene/09
ene/10
ene/11
ene/12
abr/06
jul/06
oct/06
abr/07
jul/07
oct/07
abr/08
jul/08
abr/09
jul/09
oct/09
abr/10
jul/10
oct/10
abr/11
jul/11
oct/11
abr/12
www.celsia.com 45Funcionamiento mercado de largo plazo
• En paralelo al mercado bilateral de • Transacciones financieras bilaterales de
contratos, hoy día se adelantan dos largo plazo entre generadores o entre
generadores y comercializadores.
iniciativas:
• Las transacciones se saldan según la
• Mercado Organizado Regulado (MOR): energía incluida en el despacho diario
– Iniciativa CREG (en discusión (energía en bolsa).
actualmente). • Mercado altamente ilíquido hoy día:
contratos hechos a la medida según la curva
– Procura estandarizar contratos. de carga de cada generador o
– Convergencia de agentes en subasta comercializador.
para satisfacción de la demanda. • Transacciones que ofrecen cobertura de
precios a los agentes.
– Comprador único para el mercado
• Actualmente tienen vigencias entre uno y
regulado. dos años. Son contratos del tipo pague lo
• Derivex: contratado o pague lo demandado.
– Iniciativa XM y BVC. • Los comercializadores que representan la
demanda regulada acuerdan precios bajo
– Procura estandarizar contratos este principio.
(futuros). • Los grandes consumidores (Usuarios finales
– Con intensión de crear otros con demanda superior a 0.1 MW o 55
instrumentos financieros para ofrecer MWh/mes, zonas francas, alumbrado
público) acuerdan precios libremente con
mayores alternativas de cobertura a generadores.
los generadores.
www.celsia.com 46Funcionamiento del Cargo por Confiabilidad
• La reducción en la holgura de capacidad, y la alta exposición a eventos hidrológicos secos (“El
Niño”), reducen la confiabilidad en el suministro de electricidad.
• Para incentivar la inversión en generación en 1997 se creó el Cargo por Capacidad: Mecanismo
administrado para incentivar la inversión en capacidad que funcionó por 10 años (en su mayoría
turbinas a gas natural). Criticado por su carácter administrado de cantidades y precio.
• En 2006, se remplazó el mecanismo de incentivo por el Cargo por Confiabilidad
– Mecanismo de mercado para incentivar la inversión en energía firme. Asigna Obligaciones de
Energía Firme (OEF) a través de subastas.
• Subasta de reloj descendente: activos de menor capacidad
• Subasta GPPS: grandes proyectos de generación.
– La energía firme (ENFICC) es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una
planta continuamente, en condiciones de baja hidrología, durante un año.
– El cargo por confiabilidad se respaldada en anillos de seguridad, mecanismos contingentes,
para garantizar la confiabilidad del suministro. Se ordenan así: Cargo por Confiabilidad,
mercado secundario de OEFs, demanda desconectable voluntariamente, despacho de activos
de generación de última instancia y subasta de reconfiguración de OEF.
– CERE: Costo Equivalente Real de la Energía Eléctrica. Recauda el ingreso a distribuir entre
agentes.
www.celsia.com 47Funcionamiento del Cargo por Confiabilidad
• Las OEFs funcionan como una opción financiera. Cuando el precio de bolsa supera el precio de
escasez (definido por el regulador) se hace efectiva la obligación de entregar la energía firme.
• Las OEFs reciben una remuneración fija (precio de cierre de las subastas) a cambio de entregar
dicha OEF, en los periodos de escases (P. bolsa > P. Escasez), al precio de escasez.
• La situación alterna (trade-off) implica que la ENFICC sin obligaciones asumidas, no recibe dicha
remuneración pero en cambio, puede venderse en las situaciones de escasez, al precio de bolsa.
500 Precio de bolsa Vs. Precio de Escasez
450
COP$/kWh (corrientes)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
ene-09 jul-09 ene-10 jul-10 ene-11 jul-11
P.bolsa promedio diario P.bolsa mín. diario P.bolsa máx. diario P.Escasez
www.celsia.com 48Resultados última subasta de reloj
descendente (2011)
• Subasta de reloj descendente: para proyectos de
menor envergadura. Su nombre se debe a la 30 Evolución subasta reloj descendente 2011
reducción del precio de compra de OEFs a medida 28
que avanzan las rondas en el tiempo. 26 Ronda 01
• Agentes existentes son tomadores de precio, 24
agentes nuevos compiten por precio. 22 Ronda 02
•
US$ / MWh
Avanzó en 3 rondas de precios hasta el cierre 15.7 20
US$/MWh. Precio de retiro de Gecelca 32.
18
• Celsia participó con Termobolivar (199 MW con Precio de cierre
16 15.7 US$ /
comb. líquido) - Precio de retiro 17.2 US$ / MWh. Ronda 03
14 MWh
• Los proyectos que quedaron asignados
(incluyendo existentes) fueron: 12
– Gecelca 32: carbón, 175 MW. 10
– Tasajero 2: carbón, 166 MW (asignación 8
parcial). 6
– Ambeima: hidráulica, 45 MW. 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69
– Carlos Lleras Rpo: hidráulica, 75 MW. TWh / Año de ENFICC
– San Miguel: hidráulica, 42 MW.
Función de demanda
• Termobolivar no resultó asignado, pero el balance Dem. Existentes
es positivo por los efectos que tiene sobre el Fraccionamientos Tasajero II
parque de generación actual. Gecelca 31
Termoandina
www.celsia.com 49Resultados última subasta GPPS (2012)
• Segunda subasta GPPS: para proyectos de • Grupo q = 3: aquellos que optaran como
mayor envergadura. proyectos nuevos por asignaciones.
• Subasta de sobre cerrado con tope de oferta – Encimadas y Cañaveral: 174 MW
igual al precio de cierre de la última subasta hidráulicos. Proyecto privado que se
de reloj descendente (15.7 US$ / MWh). auto-descalificó ofertando por encima
• Se divide en 2 grupos. del tope de oferta.
• Grupo q = 0: – Cañafisto (ISAGEN): 936 MW
• Compiten entre sí sin competencia directa hidráulicos. Ofertó disponibilidad a partir
por parte de los nuevos proyectos. de 2021.No resulta asignada en la
subasta.
• Aquellos asignados en la primera subasta
que participan para asignar sus OEFs no – Termonorte (G. Castellanos –
asignadas previamente. En su orden: Propietario proyecto Termocol): 88 MW
respaldado en combustibles líquidos.
– Ituango: Por retrasos en proceso Ofertó disponibilidad a partir de 2017 a
constructivo desplazó su oferta al año 14.9 US$ / MWh. Resulta asignado
2021 liberando espacio de demanda a completamente a partir de este año.
ser atendida en la subasta. Se asigna
parcialmente a partir de 2021. – Porvenir II: Proyecto presentado por
Celsia a través de Proe S.A.S. Ofertó
– Sogamoso: ocupa el espacio de disponibilidad a partir de 2018 a 11.7
demanda liberado por Sogamoso y US$/MWh. Resulta asignado al 57%
termina de asignar sus OEF disponibles de su ENFICC el primer año y en
a partir del año 2017. adelante al 100% de su ENFICC al
precio ofertado.
www.celsia.com 50Estado de proyectos con asignaciones de CxC
Corte último Atraso IPVO
Planta MW Empresa Asignación IPVO informe Nueva fecha
Flores IV ↑ 163 TERMOFLORES Transición 01-dic-10 Operación
Porce III 660 EPM Transición 01-dic-11 Operación
PROMOTORA
Miel II 135.20 MIEL (Consorcio GPPS 01-dic-14 Pérdida OEF
EPSA-GENSA)
Porce IV 400 EPM GPPS 01-dic-15 Pérdida OEF
Subasta 2012-12-01 al
Amoyá 78 ISAGEN nov-12
Reconfiguración 2013-12-01
Miel I ↑ 163 ISAGEN Subasta 01-dic-12 may-13 31-ago-2013
Quimbo 420 EMGESA GPPS 01-dic-14 mar-13 15-jun-2015
Ituango 1,200 EPM ITUANGO GPPS 01-dic-18 dic-12
Cucuana 60 EPSA GPPS 01-dic-14 dic-12
Sogamoso 800 ISAGEN GPPS 01-dic-14 sep-12
Subasta 2012-12-01 al
Gecelca III 150 GECELCA nov-12
Reconfiguración 2013-12-01
GRUPO Subasta 2012-12-01 al
Termocol 210 mar-13 31-may-2014
POLIOBRAS Reconfiguración 2013-12-01
www.celsia.comOEF asignadas y requerimientos futuros
140 Dem. Objetivo*
Proyección demanda de ENFICC Vs. asignaciones a existentes y proyectos nuevos
Termonorte
120 Porvenir II
Tasajero 2
100 San Miguel
Carlos Lleras
Gecelca 32
80
TWh / año
Ambeima
Ituango
60
Quimbo
Cucuana
40
Sogamoso
Gecelca 3
20
Amoya
NDC con contratos
0 Porce III
dic-24
dic-37
dic-10
dic-11
dic-12
dic-13
dic-14
dic-15
dic-16
dic-17
dic-18
dic-19
dic-20
dic-21
dic-22
dic-23
dic-25
dic-26
dic-27
dic-28
dic-29
dic-30
dic-31
dic-32
dic-33
dic-34
dic-35
dic-36
Flores IV
www.celsia.com 52Comparación de alternativas
• Se seleccionaron una serie de escenarios
viables (sujetos a algunos movimientos
menores en los portafolios de los
involucrados).
• Se califica su desempeño según una
evaluación multiobjetivo:
– Capacidad de generar posiciones
Capacidad de generar
favorables de mercado (índice de posiciones favorables de
Lerner). mercado
– Capacidad de asumir OEF. 2
1.0
– Capacidad de despacho en mérito
Capacidad de 0.8
(“despachabilidad”) atender demanda Capacidad de
0.6
– Capacidad de regulación de agua. máxima de energía asumir OEF
0.4
– Capacidad de atender demanda máxima 1
0.2
3
de potencia. 0.0
Capacidad de 5 4 Capacidad de
regulación de despacho
agua
www.celsia.comReferencia competitiva - Negocio de Gx www.celsia.com
Tx y Dx de electricidad en Colombia
• Las actividades de transmisión y distribución se regulan
como monopolios naturales (economías de red).
• Una economía de red es aquella con infraestructura difícil
de duplicar por dos agentes interesados (desde una
perspectiva económica), para prestar el mismo servicio.
• Se encuentra concentrada en pocos agentes que en
general se ordenan como monopolios geográficos.
• Para remunerar la actividad de transmisión de energía
eléctrica se utiliza una tasa de retorno calculada con base
en la metodología del Costo Promedio Ponderado de
Capital (WACC) definido por la CREG.
• La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) es la
entidad encargada de realizar los estudios que permiten
identificar los proyectos de expansión del STN.
• Para la construcción de estos nuevos proyectos, la UPME,
inicia procesos abiertos para convocar a inversionistas
nacionales y extranjeros. El proyecto se adjudica a la firma
que solicite el menor valor a pagar durante veinticinco
años.
www.celsia.com 55Transmisión de electricidad en Colombia
SIN
Se denomina transmisión a la actividad de
transportar la energía eléctrica por el Sistema de
Transmisión Nacional (STN).
El STN corresponde al sistema de redes y
equipos que interconecta las diferentes zonas
geográficas del país, que cubre las distancias
más largas y que opera a tensiones iguales o
superiores a 220 kV. Plantas térmicas
Plantas hidráulicas
Plantas eólicas
500 KV
220 KV
www.celsia.com 56Distribución de electricidad en Colombia
• Redes y equipos que operan a tensiones menores a los 220 kV
hacen parte de la actividad de distribución.
• Su principal función es transportar electricidad hasta el domicilio del
usuario final.
• Estos activos se agrupan en:
– Sistemas de Transmisión Regional (STR – nivel de tensión 4).
– Sistemas de Distribución Local (SDL – nivel de tensión 1, 2 y 3).
– Todos a cargo de empresas denominadas Operadores de Red
– OR.
• La Distribución de Electricidad se clasifica en cuatro grupos:
– Nivel de tensión 1: menor a 1 kV
– Nivel de tensión 2: mayor o igual a 1 kV y menor a 30 kV
– Nivel de tensión 3: mayor o igual a 30 kV y menor a 57,5 kV
– Nivel de tensión 4: mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV
www.celsia.com 57Remuneración del negocio de Tx y Dx
• Ingreso Máximo
Transporte de energía a través de activos que
STN operan a tensiones iguales o superiores a 220
kV
•
•
WACC: 11.5%
AOM % VNR anual
• Estampilla nacional
• Ingreso Máximo
STR Transporte de energía desde las subestaciones
del STN hasta los sitios de consumo.
•
•
WACC: 13%
AOM % VNR anual
NT 4 • Estampilla por STR
NT 3
• Cargo Máximo
Monopolio natural regulado en el cual se
• WACC: 13,9%
SDL garantiza la prestación del servicio en
condiciones y precios adecuados, permitiendo
•
•
AOM % VNR anual
Calidad revisada anualmente
NT 2 el libre acceso a las redes.
• Pérdidas por Nivel de Tensión
NT1
Intermediación comercial entre agentes que
• Costo Base de
CLIENTES prestan los servicios de generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica y
Comercialización (CO), en
$/factura
los usuarios finales de servicios.
www.celsia.com 58Sistema Interconectado Nacional, áreas eléctricas
DIAGRAMA UNIFILAR DE ÁREAS
Candelaria
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Cartagena
Ternera
Atlántico Cuatricentenario
DICIEMBRE DE 2009 Tebsa
N/Bquilla
CARIBE 2 VENEZUELA
S/Marta
Guajira
Flores
El Corozo
OCCIDENTAL FundaciónGCM
Porce Cuestecitas
Sabana Copey V/dupar.
Salto Gdpe IV 500 kV
Bolívar Córdoba
Barbosa 220 kV
Sucre Chinú CARIBE 115 kV
Urra S/Mateo
Indisponible
Bello ANTIOQUIA/ Uraba Cerromatoso
Cerromatoso
NORTE Ocaña
Cúcuta
Miraflores MAGDALENA Termocentro Norte Sant.
CHOCÓ Tasajero
Oriente Playas Malena MEDIO Barranca
Jaguas Palos Caño Limón
Tasajera B/manga Tol Sam Banad
Comuneros
Guatapé
Sierra Primavera NORDESTE
Occidente Guatiguará
Envigado Paipa
Ancón
Ancón EPM SAN CARLOS
Sur ISA Sochagota
Purnio
Esmeralda Chivor
SUROCCIDENTAL La Miel Bacatá
LaMiel Guavio
Virginia Enea Noroeste
Hermosa CQR Regivit
San Felipe Torca Circo
Balsillas
Yumbo Reforma
San Marcos Bogotá Tunal
Mesa Meta
S.Mateo
Cartago Altamira
A.Anchicayá Valle Colegio
/
ORIENTAL
SanBernardino Betania Ibague
Pance (Mirolindo)
Salvajina Paraíso
Huila Cajamarca Guaca
Jamondino Tolima Flandes Pagua
OCCIDENTAL
Paez
(Pasto) Prado / NORORIENTAL
Juanchito
Cauca Mocoa
Nariño
115 kV Panamericana
(Ipiales)
ECUADOR SUR 138 kV
Pomasqui
(Ecuador)
Tulcán
(Ecuador)
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