INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO

Diciembre 2012

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN NOVIEMBRE DE 2012:

Los aportes hídricos, al final del mes de noviembre de 2012, presentaron un promedio acumulado de 130.58 GWh. Estos aportes corresponden al 73.66% del nivel histórico para este mes, el cual correspondió un valor de 177.28 GWh.

El volumen útil de reservas hídricas al 30 de noviembre de 2012 fue de 12186.97 GWh. Este nivel corresponde a un porcentaje de utilización de los embalses en el país del 79.97%.

La energía eléctrica generada en el mes de noviembre de 2012 fue de 5055.3 GWh, lo que representa un incremento del 0.9% respecto al total generado en noviembre de 2011. Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (69.4%) y la térmica (25.8%).

El total de transacciones realizadas en el MEM durante noviembre de 2012 fueron de $1,094,865 millones. De este total, el 65.24% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 17.30 % a transacciones en bolsa, el 12,93% representó el valor a distribuir en cargo por confiabilidad, y el 4.53% restante perteneció a otras transacciones del mercado.

La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4948.3 GWh en noviembre de 2012. De este total, el mercado Regulado representó el 66% de la demanda y el mercado No Regulado el 34% restante.

Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 689.2 GWh, explotación de minas y canteras con 353.9 GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con 219.7 GWh.

El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en noviembre de 2012 fue de 166.59 $/kWh. El precio máximo alcanzado fue de 194.37 $/kWh, mientras que el precio mínimo del mes fue de 130.93 $/kWh.

1. EL MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX S.A)

En noviembre de 2012, se negociaron contratos de futuros tipo ELM y ELS con vencimientos entre los meses de noviembre de 2012 y noviembre de 2013.

En la gráfica No.1 se presentan los precios de valoración de los contratos de futuros, y el precio promedio acumulado de TX1, que corresponde al activo subyacente de los contratos de futuros, para el mes de noviembre de 2012.

En el transcurso del mes, los contratos de futuros con vencimientos entre noviembre de 2012 y abril de 2013, presentaron un comportamiento estable bajo una condición de contango con precios de los contratos de futuros superiores al precio promedio acumulado TX1. Mientras que aquellos contratos con vencimientos entre mayo de 2013 y noviembre de 2013, presentaron una condición de backwardation con precios inferiores al precio del activo subyacente.

El precio de valoración más alto en el mes correspondió a 202 $/kWh (16 de noviembre de 2012) para el contrato ELMG13F con vencimiento en febrero de 2013, mientras que el precio más bajo fue de 115 $/kWh para el contrato ELMM13F con vencimiento en julio de 2013 (6 de noviembre de 2012).

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (Prom. Acum. TX1) noviembre de 2012

2. NOTICIAS RELEVANTES DEL SECTOR:

Consumo energético en Colombia

De acuerdo al informe para el 2013 del índice de Comportamiento de la Arquitectura Energética Global, que es publicado por el Foro Económico Mundial (FEM), Colombia se destaca por su sistema energético de acuerdo a parámetros como el crecimiento económico y desarrollo, sostenibilidad medioambiental y acceso a los recursos energéticos, y se ubica en el sexto puesto detrás de Noruega, Suecia, Francia, Suiza y Nueva Zelanda. Este estudio analiza los modelos energéticos de 105 países, y se ha diseñado con el fin de ayudar a los países a dirigir el cambio a nuevos sistemas energéticos para llevar a cabo acciones que permitan cumplir con sus obligaciones de energías renovables y los límites de emisiones de dióxido de carbono, en un contexto de un elevado costo de protección del medio ambiente y de un rápido crecimiento de la demanda de energía. Otros países latinoamericanos que aparecen en la lista son: Uruguay (puesto 12), Perú (15), Costa Rica (19), Brasil (21), Paraguay (35), México (39), Panamá (47) y El Salvador (49). Fuente: http://www.portafolio.co/negocios/colombia-adopta-modelo-energetico-sostenible

En cuanto a la industria, se realizó un estudio de la Cámara de Comercio de Bogotá a través de la Caem y el BID para analizar los consumos en las pymes. Este estudio mostró que, con la aplicación de buenas prácticas energéticas, un total de 180 empresas lograron reducir costos energéticos entre un 8 y 10 por ciento en un lapso de cuatro años, permitiendo ahorros por 2.160 millones de pesos. Esta reducción se produjo gracias al mantenimiento preventivo de los equipos y a la adecuada operación de las instalaciones eléctricas, sistemas motrices, aire comprimido, refrigeración y sistemas de combustión. Fuente: http://www.portafolio.co/negocios/consumo-energia-empresas

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

01/11/2012 06/11/2012 11/11/2012 16/11/2012 21/11/2012 26/11/2012

$/k

Wh

Precios de Valoración Contratos de Futuros (ELM )

vs Precio Spot (TX1) de la Energía Eléctrica (Noviembre 2012)

Prom Acum.TX1 ELMX12F

ELMZ12F

ELMF13F

ELMG13F

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA:

Con el fin de promover el conocimiento del Mercado de energía, esta sección pretende abarcar algunos de sus aspectos más importantes. En esta ocasión se realiza una descripción del servicio de Control Automático de Generación (AGC

*).

El AGC (Control Automático de Generación) es el ajuste automático o manual que realizan los generadores para preservar el equilibrio entre generación y demanda de energía eléctrica. En Colombia, la CREG en la resolución 025 de 1995 definió la metodología para la asignación de la reserva de regulación (AGC), la cual fue modificada por la resolución 076 de 2009. Esta metodología se define de la siguiente forma:

Proceso de optimización que minimiza los precios para cubrir las necesidades del SIN en las 24 horas.

Estos precios son ofertados por los agentes generadores para la Bolsa de energía, las generaciones del AGC ofertadas, y las disponibilidades son declaradas por planta y/o unidad de generación.

La optimización del AGC se realiza primero para las 24 horas de operación, y posteriormente se realiza el proceso de optimización del despacho de energía.

En el servicio de AGC participan aquellas plantas que tengan las condiciones técnicas para dar una rápida respuesta en cuanto al incremento o reducción de la generación. En Colombia, este servicio es prestado principalmente por plantas hidráulicas y sólo en condiciones de aislamiento del sistema se utilizan plantas térmicas.

Con el fin de determinar este servicio AGC, el operador del sistema, define la holgura que se programa horariamente con el fin de determinar los recursos de generación que pueden subir o bajar la generación y por tanto, prestar este servicio. A aquellas plantas que se les haya asignado el AGC se les remunera dependiendo de su generación real.

Recientemente, la CREG publicó en su circular 066 de 2012, una propuesta para la determinación del AGC mediante un esquema de co-optimización que permita reconocer la interacción entre el servicio de suministro de energía y el del AGC, en la cual exista una diferenciación de precios de oferta, y donde se tengan en cuenta el uso de nuevas tecnologías como las del almacenamiento de energía.

Fuente: CREG. Asignación de la Reserva de Regulación (AGC). Circular 066 de 2012. 13 p. En: http://www.creg.gov.co/html/i_portals/index.php?p_origin=internal&p_name=content&p_id=MI-80&p_options=.

* AGC: Automatic Generation Control

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

4. SEGUIMIENTO DE VARIABLES EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM)

A continuación se realiza un seguimiento a las principales variables que explicaron el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de noviembre de 2012. Aportes Hídricos El promedio acumulado de los aportes hídricos, durante el mes de noviembre de 2012, se ubicó en 130.58 GWh, lo que representa un 73.66% del promedio histórico de los aportes para este mes que fue de 177.28 GWh (Ver Tabla No.1). Existe un incremento en el nivel de aportes hídricos respecto al mes de octubre de 2012 que fue de 146.69 GWh. En la gráfica No.2 se observa una disminución del promedio acumulado en los aportes, el cual es explicado por los menores aportes presentados a lo largo del mes en donde se alcanzó un mínimo de 91.94 GWh el día 25 de noviembre, a pesar del pico presentado entre el 16 y el 18 de noviembre en que se alcanzaron aportes máximos de 240.63 GWh y de 242.93 GWh respectivamente.

Tabla No. 1. Porcentaje promedio de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (noviembre de 2012)

Reservas hídricas del SIN El nivel de reservas hídricas tuvo un comportamiento decreciente a lo largo de noviembre de 2012, y se ubicó al final del mes en 12186.97 GWh lo que representa un 79.97% de la capacidad útil de reserva. Este nivel corresponde a una disminución de 265.49 GWh respecto al nivel presentado el 31 de octubre de 2012 que era de 12452.47 GWh. En la Gráfica No 3 se observa la leve caída de las reservas durante el mes de noviembre, el cual es explicado por la disminución en los niveles de aportes a lo largo del mes.

Tabla No.2. Reservas Hídricas noviembre de 2012

Mes GWh %

Nov 2012 12186.97 79.97

Oct 2012 12452.47 81.71

Aportes al SIN frente a promedios históricos

Nov 2012 73.66%

Oct 2012 83.05%

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Generación de energía eléctrica El total de generación de energía eléctrica, para el mes de noviembre de 2012, fue de 5055.3 GWh, lo que representa un incremento del 0.9% respecto a la generación de noviembre de 2011 que fue de 5009.3 GWh. Respecto a la composición de esta generación mensual, la generación hidráulica correspondió al 69.4% del total generado con 3510.2 GWh, mientras que la generación térmica fue de 1302.2 GWh representando el 25.8% del total. Por su parte las plantas menores generaron 223.3 GWh con una participación del 4.4%, y los cogeneradores generaron 19.6 GWh lo que fue equivalente al 0.4% del total. (Ver Gráfica No.4). Es importante resaltar el alto crecimiento que tuvo la generación térmica con un incremento de 48.2%, al ser comparada con la generación del mes de noviembre de 2011 al pasar de 878.5 GWh a 1302.2 GWh. Adicionalmente sobresale el decrecimiento del -8.5% que tuvo la generación hidráulica al pasar de 3837.4 GWh en noviembre de 2011 a 3510.2 GWh en noviembre de 2012.

Gráfica No.4. Generación de energía SIN† para noviembre de 2012

† SIN: Sistema Interconectado Nacional

Tipo

Generación nov-11 nov-12

%

Crecimiento Hidráulica 3,837.6 3,510.2 -8.5%

Térmica 878.5 1,302.2 48.2%

Menor 267.9 223.3 -16.6%

Cogenerador 25.3 19.6 -22.7%

Total 5,009.3 5,055.3 0.9%

Generación mensual energía SIN (GWh)

Gráfica No.2. Aportes hídricos del SIN en noviembre de 2012

Gráfica No.3. Reservas hídricas del SIN en noviembre de 2012

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Transacciones en el Mercado de energía En el mes de noviembre de 2012, las transacciones del mercado de energía mayorista fueron de $1,094,865 millones, lo que correspondió a un incremento del 12.19% respecto al total transado en noviembre de 2011 que fue de $975,859 millones. Del total transado, los contratos bilaterales representaron la mayor proporción con un 65.24% del total y por un valor de $714,245 millones, mientras que las compras en bolsa fueron el 17.30% con $189,448 millones. Por su parte, el valor a distribuir en Cargo por Confiabilidad (CxC) fue de $141,546 millones que equivale al 12.93% del total. Otras transacciones del mercado representaron el 4.53% con un valor de $49,626 millones (Ver Tabla No.3).

Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en noviembre de 2012 (Cifras en Millones de pesos)

Concepto nov-11 nov-12 Part. nov-

2102 Incremento

Contratos 634,453 714,245 65.24% 12.58%

Compras en Bolsa 95,385 189,448 17.30% 98.61%

Valor a distribuir CxC

141,435 141,546 12.93% 0.08%

Otras Transacciones 104,586 49,626 4.53% -52.55%

Total 975,859 1,094,865 100.00% 12.19%

De las compras en bolsa en el mes de noviembre de 2012, 8 agentes representaron una exposición mayor al 25% con compras de 0.6 GWh-día. De este total, 5 agentes tuvieron una exposición superior al 50% con compras de 0.2 GWh. Por su parte, de estos 5 agentes, el número con una exposición superior al 75% fue de 5 agentes con compras de 0.2 GWh-día. (Ver Gráfica No.5).

Gráfica No.5. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Demanda de energía Eléctrica Para el mes de noviembre de 2012, la demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4948.3 GWh. De este total, el 66% correspondió a demanda regulada con 3280.2 GWh, mientras que la demanda no regulada fue de 1668.1 GWh equivalente al 34% restante. (Ver Tabla No.4). En el mercado no regulado, la mayor demanda de energía eléctrica se presentó en las industrias manufactureras con 689.2 GWh lo que representa el 41.3% del total no regulado, mientras que la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de 353.9 GWh equivalente al 21.2%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de 219.7 GWh correspondientes al 13.2%. Otros sectores como Comercio, reparación, restaurantes y hoteles presentaron una demanda de 146.9 GWh y en el de Electricidad, gas de ciudad y agua la demanda fue de 115.4 GWh con participaciones del 8.8% y 6.9% respectivamente. En cuanto a la demanda por regiones del país, la región Centro tuvo la mayor demanda de energía eléctrica durante el mes de noviembre de 2012, con 1267.1 GWh lo que corresponde a una disminución de -0.7% respecto a la demanda que tuvo en noviembre de 2011. En segundo lugar, se ubicó la región de la Costa Atlántica con 1045.8 GWh y un crecimiento del 8.9%. En tercer lugar se encuentra Antioquia con 713.9 GWh con un crecimiento de 2.4%. Otras regiones del país con alta demanda fueron Valle y Oriente con 538.9 GWh y 513.5 GWh respectivamente. (Ver Tabla No.4). Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (noviembre de 2012) - (GWh)

nov-11 nov-12 Crec.Acumulado a

noviembre de 2011

Acumulado a

noviembre de 2012Crec. Participación

Regulado 3,157.9 3,280.2 3.9% 34,937.1 35,770.0 2.4% 66%

No Regulado 1,598.7 1,668.1 4.3% 16,990 18,199 7.1% 34%

Industrias manufactureras 684.2 689.2 0.7% 7369.8 7594.2 3.0% 41.3%

Explotación de minas y canteras 314.3 353.9 12.6% 3122 3795.2 21.6% 21.2%

Servicios sociales, comunales y personales 225.5 219.7 -2.6% 2439.4 2383.7 -2.3% 13.2%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 131.8 146.9 11.5% 1422 1556.4 9.5% 8.8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 113.2 115.4 1.9% 1251.2 1304.5 4.3% 6.9%

Transporte, almacenamiento y comunicación 50.7 55.8 10.1% 541.6 601.5 11.1% 3.3%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 38.1 41.8 9.8% 428.4 474.4 10.7% 2.5%

Establecimientos f inancieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas38.4 41.7 8.6% 386.2 451.3 16.9% 2.5%

Construcción 2.5 3.7 47.0% 29 38 31.0% 0.2%

Región nov-11 Crec nov-12 Crec

Centro 1275.4 3.9% 1267.1 -0.7%

Antioquia 697.2 1.8% 713.9 2.4%

Costa Atlántica 959.9 9.4% 1045.8 8.9%

Valle 514.9 2.9% 538.9 4.7%

Oriente 476.4 6.6% 513.5 7.8%

CQR 198.0 -0.4% 198.8 0.4%

THC 177.8 0.3% 188.6 6.1%

Sur 142.0 0.1% 139.4 -1.8%

Chocó 15.3 7.8% 14.0 -8.9%

Guaviare 3.5 4.1% 3.5 1.7%

* Cargas ST N 275.5 7.1% 419.1 52.1%

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Precios de la energía Eléctrica en Bolsa

El precio promedio de la energía eléctrica (TX1), en noviembre de 2012, fue de 166.59 $/kWh. A lo largo del mes el precio tuvo un comportamiento decreciente hasta el día 25, al pasar de 184.34 $/kWh el 1 de noviembre a 130.93 $/kWh. Posteriormente, el precio presentó un comportamiento creciente hasta ubicarse en 191.84 $/kWh el 30 de noviembre. El mínimo precio alcanzado en el mes fue de 130.93 $/kWh el día 25 de noviembre, mientras que el máximo precio del mes fue de 194.37 $/kWh el día 4 de noviembre. (Ver Gráfica No.6)

La volatilidad diaria‡ de los cambios en los precios de bolsa (TX1), para todo el mes de noviembre

de 2012, fue de 7.12%, lo cual muestra un incremento en la volatilidad de los precios si ésta se compara con la volatilidad presentada en octubre de 2012 que fue de 6.94% (ver Gráfica No.7). La máxima variación diaria en el precio fue de 20.58%, el 26 de noviembre, al pasar de un precio de 130.93 $/kWh a un precio de 160.85 $/kWh, mientras que la variación mínima fue de 0.10% el día 24 de noviembre de 2012 con una pequeña caída de 145.01 $/kWh a 144.86$/kWh. En la Gráfica No.8 se presenta la volatilidad diaria de las variaciones del precio TX1 con un rezago de 30 días. Esta gráfica muestra la presencia de una tendencia bajista en la volatilidad diaria a lo largo del mes de noviembre de 2012 al pasar de 7.07% el 1 de noviembre hasta ubicarse en 5.99% el 24 de noviembre. Posteriormente, esta volatilidad presenta una tendencia creciente hasta al final del mes, pasando de 6.27% el día 25 de noviembre a 7.12% el 30 de noviembre.

Gráfica No.6. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de noviembre de 2012

‡ La estimación de la volatilidad es calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [ln (Pt / Pt-1)] del

precio de Bolsa diario con horizonte temporal de los días del mes correspondiente.

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Precio promedio de los contratos a largo plazo En el mercado de contratos a largo plazo para el mercado regulado, en el mes de noviembre de 2012, los contratos registrados durante el 2011 representaron el precio promedio más alto al ubicarse en 136.30 $/kWh. Por su parte, los contratos registrados en el 2010 tuvieron un precio promedio de 132.07 $/kWh, mientras que los contratos registrados en el 2012 presentaron el precio promedio más bajo al ubicarse en 119.89 $/kWh. (Ver Gráfica No.9).

Gráfica No.9. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro noviembre de 2012

Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en noviembre de 2012 (valores absolutos)

Gráfica No.8. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en noviembre de 2012

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

En los contratos de largo plazo para el mercado no regulado, en noviembre de 2012, los

registrados en el 2011 tuvieron un precio promedio de 132.33 $/kWh, mientras que los contratos

registrados en el 2012 se ubicaron en 126.04 $/kWh y los registrados en el 2010 tuvieron un precio

de 126.73 $/kWh. El precio promedio más bajo se presentó en los contratos registrados antes del

2010 correspondiente a 85.40 $/kWh. (Ver Gráfica No.10)

Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a noviembre de 2012

Pronósticos del clima

Según el reporte del pronóstico de la probabilidad de ocurrencia del Niño y la Niña, realizado por el Research Institute for Climate and Society (IRI), en el mes de diciembre de 2012, se observa que en el período actual DJF de 2012-2013 (Diciembre-Enero-Febrero), la probabilidad de ocurrencia de un Niño (barra roja) es del 5%, la probabilidad de una Niña (barra azul) es aproximadamente 0%, y la probabilidad de un período neutral es del 95%.

En la gráfica No.12 y en la Tabla No.5, se observa que la probabilidad de ocurrencia del Niño para períodos posteriores es máximo de un 25% en el periodo JJA de 2013 (Junio-Julio-Agosto), mientras que la ocurrencia de un período Neutral tiene una mayor probabilidad, con un mínimo del 53% en el periodo ASO de 2013 (Agosto-Septiembre-Octubre).

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Gráfica No.12. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral (diciembre 2012). Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI)

Tabla No.5. Pronósticos de la probabilidad de ocurrencia del Niño, Niña y Neutral. Diciembre 2012. Fuente: Research Institute for Climate and Society (IRI)

La Niña Neutral El Niño

DJF 2013 ≈0% 95% 5% JFM 2013 1% 94% 5% FMA 2013 4% 88% 8% MAM 2013 7% 82% 11% AMJ 2013 13% 68% 19% MJJ 2013 19% 58% 23% JJA 2013 20% 55% 25% JAS 2013 22% 54% 24% ASO 2013 24% 53% 23%

6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:

En esta sección se presentan las cifras correspondientes a los principales mercados internacionales de derivados y spot sobre energía eléctrica durante el mes de noviembre de 2012.

EEX: En noviembre de 2012, el volumen total negociado fue de 122.1 TWh entre los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De este total se negociaron 29.2 TWh en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

92.9 TWh en el mercado de derivados EEX. Del total negociado en derivados, 82.7 TWh correspondieron a futuros Phelix

§ a un precio promedio de 46.00 €/MWh para base y 57.53 €/MWh

para pico; 2.4 TWh en futuros del mercado francés con precios de 48.50 €/MWh para base y 62.23€/MWh para pico; y 7.8 TWh en opciones Phelix. El 30 de noviembre de 2012, el interés abierto fue de 476.6 TWh. Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: www.eex.com OMIP:

El mercado Spot de energía eléctrica OMEI tuvo un volumen negociado de 14.36 TWh en el mercado español y 3.89 TWh en el mercado portugués durante todo el mes de noviembre de 2012. El precio de la energía eléctrica base fue de 42.06 €/MWh en España y 42.38 €/MWh en Portugal, mientras que el precio del tipo de carga pico fue de 47.89 €/MWh en el mercado español y 48.02 €/MWh en el mercado portugués. Por su parte, en el mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 3428 contratos en el mercado continuo a un precio promedio de 52.36 €/MWh con un volumen de 3.23 TWh, lo que corresponde a un total negociado de 168.78 millones de Euros. En el mercado OTC la negociación correspondió a 9841 contratos con un volumen de 4.17 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: www.omip.pt NASDAQ OMX Commodities Europe: En noviembre de 2012, el volumen total liquidado en este mercado de derivados fue de 148.5 TWh, de donde 77.2 TWh fueron negociados en el mercado organizado. Dentro de este total se incluyen 0.8 TWh del mercado alemán y 1.9 TWh del mercado de Reino Unido. Para mayor información acerca del mercado NASDAQ OMX Commodities Europe visite la página Web: www.nasdaqomxcommodites.com

7. REGULACIÓN

Durante el mes pasado la CREG publicaron los proyectos de resolución 127 del 2012, la cual tiene importancia para el mercado de energía eléctrica. Esta resolución ordena hacer público un proyecto para modificar la resolución 121 de 2007 en relación con la asignación de pérdidas entre los comercializadores minoristas en un mercado de comercialización. Dentro de los principales cambios se modifica el artículo 5 de la resolución 121 de 2007 para la asignación de las pérdidas no técnicas.

§ Phelix (Physical Electricity Index): Es un índice calculado diariamente por EPEX SPOT, correspondiente al promedio del

precio del contrato tipo carga base y el contrato carga pico que es negociado en las subastas del mercado Alemán y Austriaco. .

Informe Mensual del Mercado Eléctrico

Diciembre 2012

Por otro lado, mediante la circular 066 de 2012, la CREG publicó para comentarios el documento de trabajo denominado: “Asignación de la Reserva de Regulación (AGC)”. Estos comentarios pueden remitirse hasta el 13 de febrero de 2013

Para mayor información visite la página de la CREG en: www.creg.gov.co

8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS

AGC (Control Automático de Generación) es el ajuste automático o manual que realizan los generadores para preservar el equilibrio entre generación y demanda de energía eléctrica. Generación Real: Se calcula como la sumatoria de las generaciones netas medidas a nivel horario para cada uno de los agentes generadores en sus puntos de frontera.