INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO

Febrero 2012

Informe mensual del mercado eléctrico

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

Los aportes hídricos al final del mes de enero de 2012 presentaron un promedio acumulado de 129.16 GWh. Estos aportes corresponden al 150.41% del nivel histórico para el mes, el cual alcanzó un valor de 85.87 GWh.

El volumen útil de reservas hídricas el 31 de enero de 2012 fue de 12801.47 GWh. Este nivel corresponde a un porcentaje de utilización de los embalses en el país durante el mes de 84%.

La energía eléctrica generada en el mes de enero de 2012 fue de 4829.5 GWh, lo que representa una caída del -0.3% respecto al total generado en enero de 2011. Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (78.4%) y la térmica (15.4%).

El total de transacciones realizadas en el MEM durante enero de 2012 fueron de $1008127 millones. De este total, el 63.63% correspondió a transacciones en contratos bilaterales, el 13.70% representó el valor a distribuir en cargo por confiabilidad, el 9.16% fueron transacciones a través de bolsa, y el 13.52% restante correspondió a otras transacciones del mercado.

La demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4765.7 GWh en enero de 2012. De este total, el mercado Regulado representó el 67% de la demanda y la del mercado No Regulado fue el 33% restante.

Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 641.8 GWh, explotación de minas y canteras con 347.0 GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con 217.8 GWh.

El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en enero de 2012 fue de 54.71 $/kWh. El precio máximo alcanzado fue de 92.63 $/kWh, mientras que el precio mínimo del mes fue de 41.23 $/kWh.

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

Durante el mes de enero de 2012, se negociaron contratos de futuros tipo ELM y contratos ELS con vencimientos entre los meses de enero de 2012 y enero de 2013.

En la gráfica No.1 se muestran los precios de valoración de los contratos disponibles para negociación, y además se presentan los precios de la energía eléctrica en el mercado spot (TX1) y el precio promedio acumulado de TX1 a lo largo del mes que corresponde al activo subyacente de los contratos de futuros. En general los precios de los futuros tuvieron un comportamiento estable durante todo el mes de enero de 2012, con excepción del precio del contrato ELMF12F o ELSF12F que tuvo un comportamiento decreciente y de convergencia hacia el precio promedio acumulado de TX1. Dados los precios de contratos de futuros y del precio spot, se puede observar en la gráfica No.1 una condición de contango.

El precio de valoración máximo presentado durante el mes de enero de 2012 correspondió a 131 $/kWh hacia el 4 de enero de 2012 para el contrato ELMF13F o ELSF13F con vencimiento en enero de 2013. Mientras que la valoración más baja durante el pasado mes en los contratos de futuros fue de 58 $/kWh hacia el 30 de enero de 2012 para el contrato ELMF12F o ELSF12F dada la convergencia que este contrato presentó con el precio promedio acumulado de TX1 que estuvo caracterizado por la presencia de precios bajos.

Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (enero de 2012)

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2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA

Interconexión eléctrica de Colombia y Panamá

Según Juan Manuel Urriola, secretario general de Energía de Panamá, el acuerdo de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá entrará en operación en Junio de 2015, con una capacidad cercana a los 300 MW. Esta interconexión será ejecutada por las empresas Etesa (Panamá) e ISA (Colombia), las cuales cuentan con el apoyo estatal y de la banca multilateral. En este acuerdo también se ha incluido un mecanismo que permite a los agentes panameños que se acrediten como agentes en Colombia, para poder así involucrarse en procesos de subastas de capacidad de línea. Fuente: http://www.acolgen.org.co/article.php?sid=3119

Exportaciones de energía eléctrica

La energía exportada por Colombia durante el 2011 correspondió a 1543.3 GWh lo que representa un crecimiento del 93.5% respecto al año 2010. Por su parte, las importaciones se redujeron en un 15.7% llegando a ser de 8.2 GWh. En promedio Colombia envía a Ecuador 1 GWh diario y a Venezuela otros 1.5 GWh diarios. Se espera que estas cifras se mantengan en el 2012. Fuente: http://www.dinero.com/actualidad/nacion/articulo/en-2011-colombia-exporto-cerca-us100-millones-energia/144245

Derivados energéticos

En enero de 2012 se tranzaron 536 contratos de futuros a través de la plataforma de Derivex. Este total representa un crecimiento del 22.58% de los contratos tipo ELM respecto al récord registrado en junio de 2011. Mientras que el contrato ELS presentó un crecimiento de 1031.82% frente al récord anterior de diciembre de 2011.

El crecimiento en la energía tranzada corresponde a un aumento del 67.20% al pasar de un total de 11.160.000 kWh en junio de 2011 a 18.660.000 kWh el pasado mes de enero de 2012.

De otro lado, se presentó una alta participación del sector real correspondiente a 7.930.000 kWh que equivalen al 42.5% del total transado, al igual que una notoria participación del sector financiero con 6.270.000 kWh alcanzando el 33.6% del total. Fuente: http://www.dinero.com/inversionistas/articulo/maximo-historico-negociacion-derivados-energeticos/143837

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3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA: Con el fin de promover el conocimiento del Mercado de energía en Colombia, esta sección pretende exponer algunos de los aspectos más importantes de este mercado. Es así como en esta ocasión se realiza una descripción de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) entre Colombia y Ecuador. Las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE- son un esquema comercial que opera desde marzo de 2003 entre los mercados eléctricos de Colombia y Ecuador, gracias a los enlaces internacionales y los acuerdos regulatorios que han permitido optimizar los recursos energéticos para beneficio mutuo.

De acuerdo a la decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones (CAN), la única posibilidad de intercambio que se realiza actualmente entre Colombia y Ecuador es por medio de las TIE.

Es así como en el capítulo I, que corresponde a las “Reglas Fundamentales”, se estipula que los países deben permitir la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los países.

Además, en el capítulo VII se desarrollan los puntos para la realización de estas transacciones internacionales de electricidad en el corto plazo. Dentro de estos puntos cabe resaltar:

En el artículo 12, se establece que el despacho económico de cada país considerará tanto la oferta como al demanda de los países de la subregión, para que de esta forma se establezcan las transacciones internacionales de una forma coordinada entre los despachos de los diferentes países.

En el artículo 13, se define que las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo no están condicionadas a que existan o no excedentes, solamente están limitadas por la capacidad que haya en cuanto a los enlaces internacionales.

Por su parte, en el artículo 14 se define a los administradores de los mercados de los países miembros de la CAN como los entes encargados de liquidar estas transacciones internacionales de una forma coordinada. Esta coordinación se realiza a través de la suscripción de acuerdos de administración, liquidación de las transacciones e intercambio de información.

La reglamentación de la CAN relacionada con las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) se encuentra disponible en: http://www.comunidadandina.org/normativa/dec/D536.htm

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

En la presente sección se realiza un seguimiento a las principales variables que permiten explicar el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de enero de 2012. Aportes Hídricos El promedio acumulado de aportes hídricos, del mes de enero de 2012, fue de 129.16 GWh lo que corresponde al 150.41% del promedio histórico para este mes correspondiente a 85.87 GWh (Ver Tabla No.1). En la Gráfica No.2. se observa una tendencia creciente en el promedio acumulado de estos aportes hídricos (línea azul) al pasar de 108.05 GWh durante el 1 de enero de 2012 a ser de 129.16 GWh hacia el 31 de Enero del mismo mes. Sin embargo, se produjo una caída importante en el promedio acumulado si se compara con el presentado durante el mes de diciembre de 2011 que fue de 234.37 GWh.

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

Reservas hídricas del SIN El volumen útil de las reservas hídricas al finalizar el mes de enero de 2012 fue de 12801.47 GWh. Este volumen representa el 84% del total de la capacidad útil del SIN. Si se compara este volumen con el presentado a finales de diciembre de 2011, se observa una caída de 1166.47 Gwh (Ver Tabla No.2) el cual representaba el 88.82%. En la Gráfica No.3 se observa la caída presentada en el volumen útil, debido al menor nivel de aportes hídricos presentados durante el mes de enero de 2012.

Tabla No.2. Reservas Hídricas enero de 2012

Mes GWh %

ene-2012 12801.47 84.00

dic-2011 13967.94 88.82

Aportes al SIN frente a promedios históricos

Ene-2012 150.41%

dic-2011 188.85%

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Generación de energía El total de la energía eléctrica generada durante el mes de enero de 2012 fue de 4829.5 GWh (Ver Gráfica No.4), lo cual corresponde a una caída del -0.3% respecto a la generación que se presentó en enero de 2011, la cual fue de 4842.6 GWh. La generación hidráulica representó el 78.4% del total generado con 3787.6 GWh, la generación térmica correspondió al 15.4% con 745.4 GWh, las plantas menores fueron el 5.6% con 268.7 GWh, y en último lugar se ubicaron los cogeneradores con un 0.6% con 27.9 GWh. (Ver Gráfica No.4)

Gráfica No.4. Generación de energía SIN* para enero de 2012

* SIN: Sistema Interconectado Nacional

0

40

80

120

160

200

Ja

n-0

1

Ja

n-0

3

Ja

n-0

5

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n-0

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n-0

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n-1

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n-1

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1

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n-2

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n-2

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n-3

1

Fe

b-0

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Fe

b-0

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Fe

b-0

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CAUDAL_GWH ACUMULADO_GWH @media @PSSMedia

GW

h

Caudal Acumulado PSS

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2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Ja

n 0

1

Ja

n 0

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Ja

n 0

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n 1

0

Ja

n 1

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n 1

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n 1

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n 2

2

Ja

n 2

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Ja

n 2

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Ja

n 3

1

Fe

b 0

3

Fe

b 0

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Volumen Util Diario

GW

h

Capacidad Util

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

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

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Transacciones en el Mercado de energía Las transacciones en el MEM para el mes de enero de 2012 representaron un total de $1008127 millones, lo que corresponde a un incremento del 9.83% respecto al total de transacciones del mes de enero de 2011. Del total de estas transacciones el 63.63% estuvieron representadas por contratos con un valor de $641578 millones, el valor a distribuir en Cargo por Confiabilidad (CxC) representó el 13.70% del total con $138106 millones, el 9.16% de las transacciones fueron las compras en bolsa por un valor de $92320 millones. Otras transacciones del mercado correspondieron al 13.52% del total por un valor de $136255 millones (Ver Tabla No.3).

Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en enero de 2012

Transacciones en el MEM (Millones $)

Concepto ene-11 ene-12 Part. ene-2012

Incremento/

Decrecimiento

Contratos $ 589,667 $ 641,446 63.63% 8.78%

Compra en Bolsa $ 142,664 $ 92,320 9.16% -35.29%

Valor a distribuir CxC

$ 128,217 $ 138,106 13.70% 7.71%

Otras Transacciones

$ 57,323 $ 136,255 13.52% 137.70%

Total $ 917,871 $ 1,008,127 100% 9.83%

En cuanto a la exposición en bolsa de los agentes comercializadores en el mes de enero de 2012, 6 agentes presentaron una exposición superior al 75% con compras totales de 1 GWh-día. Por su parte, los agentes con una exposición mayor a 50% y menor al 75% fueron 8 con compras totales de 6 GWh-día. Por último, 10 fueron los agentes con una exposición superior al 25% e inferior al 50% con un total de compras de 7 GWh-día. En la Gráfica No.5 es posible observar los diferentes niveles de exposición en bolsa de los agentes así como el total comprado por día.

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

Demanda de energía Eléctrica Durante el mes de enero de 2012, la demanda de energía eléctrica en el SIN fue de 4765.7 GWh. De este total de la demanda, la regulada fue de 3171.8 GWh que corresponde al 67% del total, mientras que la demanda no regulada fue de 1593.9 GWh equivalente al 33% restante. Si se compara esta demanda de energía respecto a la demanda de enero de 2011, se observa un incremento del 2.69%. Este incremento se explica por el aumento en la demanda regulada del 0.8% y del 6.6% en la demanda no regulada (Ver Tabla No.4). Dentro del mercado no regulado, las industrias manufactureras presentaron la mayor demanda con un total de 641.8 GWh lo que correspondió al 40% del total de demanda no regulada, en segundo lugar la explotación de minas y canteras tuvo una demanda de 347.0 GWh equivalente al 22%, y en tercer lugar se ubicaron los servicios sociales, comunales y personales con una demanda de 217.8 GWh correspondiente al 14% de la demanda de este mercado. En general se presentó un crecimiento de la demanda de los diferentes sectores pertenecientes al mercado no regulado, respecto a la demanda de enero de 2011. En cuanto a la demanda por regiones en el mes de enero de 2012, la región centro representó la mayor demanda con un total de 1256 GWh lo cual corresponde a un incremento del 7.7% si se compara esta demanda con la presentada en enero de 2011. En segundo lugar se encuentra la Costa Atlántica con una demanda de 967.9 GWh y un crecimiento del 3.9%. La tercera región con mayor demanda fue Antioquia con un valor de 690.9 GWh y un crecimiento del 1.5%. Otras regiones con alta demanda fueron Valle y Oriente con 520.8 GWh y 482.1 GWh respectivamente (Ver Tabla No.4).

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Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (enero de 2012) - (GWh)

ene-11 ene-12 Crec.Acumulado a enero

de 2011

Acumulado a enero

de 2012Crec. Participación

Regulado 3,145.9 3,171.8 0.8% 3,145.9 3,173.4 0.9% 67%

No Regulado 1,494.8 1,593.9 6.6% 1,495 1,594 6.7% 33%

Industrias manufactureras 621.5 641.8 3.3% 621.5 641.8 3.3% 40%

Explotación de minas y canteras 309.3 347.0 12.2% 309.3 347 12.2% 22%

Servicios sociales, comunales y personales 203.7 217.8 6.9% 203.7 217.8 6.9% 14%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 123.6 134.8 9.0% 123.6 134.8 9.1% 8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 114.3 120.7 5.6% 114.3 120.7 5.6% 8%

Transporte, almacenamiento y comunicación 47.7 52.9 10.9% 47.7 52.9 10.9% 3%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 39.0 40.6 4.1% 39 40.6 4.1% 3%

Establecimientos f inancieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas33.0 35.7 8.2% 33 35.7 8.2% 2%

Construcción 2.6 2.8 6.9% 2.6 2.8 7.7% 0.2%

Región ene-11 Crec ene-12 Crec

Centro 1165.8 2.6% 1256.0 7.7%

Antioquia 680.7 0.4% 690.9 1.5%

Costa Atlántica 931.2 0.0% 967.9 3.9%

Valle 508.4 -3.7% 520.8 2.4%

Oriente 456.3 1.7% 482.1 5.7%

CQR 199.1 0.1% 199.1 0.0%

THC 193.2 2.3% 191.0 -1.1%

Sur 140.6 1.7% 142.8 1.6%

Chocó 14.9 0.0% 15.7 5.4%

Guaviare 3.5 -5.4% 3.7 5.7%

* Cargas ST N 265.6 14.3% 253.5 -4.6%

Precios de la energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio de la energía eléctrica (TX1) fue de 54.71 $/kWh. En general se presenta una variación del precio de bolsa alrededor del promedio. Esta variación está acompañada con la presencia de algunos picos como lo es el presentado hacia el 18 de enero de 2012 donde el precio alcanzó un máximo de 92.63 $/kWh, y con un mínimo alcanzado de 41.23 $/kWh hacia el 29 de enero de 2012. (Ver Gráfica No.6)

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La volatilidad diaria† de los cambios en los precios de bolsa (TX1), en enero de 2012, fue de

18.75% hacia el final del mes. Esta volatilidad fue superior a la presentada en diciembre de 2011 que fue de 17.68%. El incremento de esta volatilidad se explica por las altas variaciones que tuvo el precio durante la segunda mitad del mes de enero (Ver Gráfica No.8), en la cual se presentó una variación máxima de 72.67% hacia el día 20 de enero de 2012 con un cambio en el precio de 87.22 $/kWh a 42,17 $/kWh en un solo día. Estas variaciones diarias, en valores absolutos, se presenta en la Gráfica No.7.

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

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Precio promedio de los contratos a largo plazo Los precios promedios de los contratos a largo plazo en el mercado regulado, que fueron registrados en el 2011 presentaron un incremento importante al pasar de 116.15 $/kWh en diciembre de 2011 a 138.17 $/kWh en enero de 2012. Por su parte el precio promedio de los contratos registrados en el 2010 presentaron una leve caída al pasar de 135.13 $/kWh a 133.43 $/kWh. Por su parte, los precios de los contratos registrados en el 2012 se ubicaron en 115.67 $/kWh (Ver gráfica No.9).

Gráfica No.7. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en enero de 2012

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

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

En los contratos de largo plazo para el mercado no regulado, se presenta un incremento en el

precio de los contratos registrados en el 2011 al pasar de 117.45 $/kWh a 130.52 $/kWh en el mes

de enero de 2012. Los contratos registrados en el 2010 tuvieron un leve descenso al quedar en

121.72 $/kWh respecto al precio promedio de 124.37 $/kWh que tuvieron el mes de diciembre de

2011 con117.45$/kWh. Por su parte, los contratos registrados en el 2012 comenzaron el año con

una cotización promedio de 121.71 $/kWh. En último lugar se encontró el precio promedio de los

contratos registrados en el 2009 con 84.65 $/kWh. (Ver gráfica No.10)

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

5. DESCRIPCIÓN DE MERCADOS INTERNACIONALES: Australian

Electricity Market (ASX)

En el presente informe se realiza una descripción del mercado de derivados sobre energía de

Australia que se conoce como d-cyphaTrade ASX. Dentro de esta descripción se abordan temas

como características generales del mercado y los productos negociados.

El mercado australiano es uno de los pocos en el mundo en el que los derivados que se negocian

(futuros y opciones sobre energía eléctrica) tienen solamente liquidación financiera. Esto permite

que los fondos de cobertura y los bancos puedan participar en este mercado, lo cual le da una

mayor liquidez en sus operaciones.

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En el mercado de ASX se ofrecen contratos de futuros y contratos de opciones sobre energía

eléctrica. Estos contratos tienen características dependiendo de si la carga es base o pico, además

presentan diferentes vencimientos. A continuación se realiza una breve descripción de estos

productos derivados:

Futuros sobre energía eléctrica carga base: son contratos con vencimiento trimestral sobre un 1

MWh de carga base de energía eléctrica negociada en los mercados mayoristas de New South

Wales, Victorian, South Australian y Queesland que son administradas por el Australian Energy

Market Operator (AEMO). El período corresponde a un plazo entre las 00:00 horas del lunes hasta

las 24:00 horas del domingo.

Futuros sobre energía eléctrica carga pico: son contratos con vencimiento trimestral con un

tamaño de 1 MWh de carga pico de la energía eléctrica negociada en los mercados administrados

por AEMO. El período de este contrato corresponde al plazo entre las 07:00 horas hasta las 22:00

horas de lunes a viernes (excluyendo días festivos).

Banda de futuros: corresponden a la compra o venta conjunta y simultanea de futuros con

vencimiento trimestral. Cada uno de estos productos tiene un vencimiento anual, y se realiza sobre

energía eléctrica de carga base y carga pico.

Opciones sobre tipo carga base: corresponde a opciones sobre los contratos de futuros con un

tamaño de 1 MWh sobre carga base, para los respectivos estados, con la duración de un año

calendario.

Opciones sobre tipo carga pico: son opciones sobre los contratos de futuros con tamaño de 1

MWh sobre carga pico, con la duración de un trimestre.

Para mayor información acerca del mercado de derivados sobre energía eléctrica en Australia

visite el siguiente sitio web: http://d-cyphatrade.com.au/products/electricity_futures

6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:

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

EEX: En enero de 2012, el volumen total negociado fue de 134.8 TWh en los mercados EPEX SPOT SE y EEX. De este total se negociaron 29.6 TWh en el mercado Spot (EPEX SPOT SE) y 105.2 TWh se transaron a través del mercado de derivados. El volumen total de derivados incluye 2.3 TWh se

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negociaron en el mercado francés, 48.3 TWh en el mercado alemán y 54.6 TWh en el OTC. Hacia el 31 de enero de 2012, se presentó un interés abierto de 548.4 TWh. La cotización del contrato tipo carga base para el año 2013 se cotizó a 52.05 Euros por MWh (Alemania) y 51.23 Euros por MWh (Francia), mientras que el contrato carga pico para el año 2013 se cotizó en 64.00 Euros por MWh (Alemania) y 64.25 Euros por MWh (Francia). Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: www.eex.com OMIP:

El mercado Spot de energía eléctrica OMEL tuvo un volumen negociado de 16.79 TWh en el mercado español y 3.79 TWh en el mercado portugués durante todo el mes de enero de 2012. En el mercado Spot portugués, el precio promedio tipo carga base de la energía eléctrica fue de 51.95 Euros/MWh, mientras que el precio tipo de carga pico de la energía eléctrica fue de 57.01 Euros/MWh. Por su parte, en el mercado Spot español, los precios promedios fueron de 51.06 Euros/MWh para la carga base, y de 56.41 Euros/MWh para la carga pico. En el caso del mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 2136 contratos por un volumen de 3.03 TWh en el mercado continuo, lo que corresponde a una cifra de 158 millones de Euros. En el mercado OTC la negociación correspondió a 2980 contratos por un volumen de 2.00 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: www.omip.pt ICE FUTURES EUROPE:

En el mercado de futuros sobre energía eléctrica de carga base, en el Reino Unido, se negociaron 2.0 TWh durante el mes de enero de 2012. Este total representa un incremento del 75% respecto al mes anterior. Para mayor información acerca del mercado ICE FUTURES EUROPE visite la página Web: https://www.theice.com/futures_europe.jhtml

7. REGULACIÓN

Mediante la resolución No.001 de 2012, se realizó la designación del nuevo Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Es así como en la sesión No.509 del 26 de enero de 2012 se designó al doctor Germán Castro Ferreira como Director Ejecutivo.

Para mayor información acerca de las nuevas resoluciones y circulares de la CREG visite la página: www.creg.gov.co

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8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS

Comunidad Andina de Naciones (CAN): Comunidad de cuatro países (Colombia, Ecuador,

Bolivia y Perú) que tiene como objetivo el de alcanzar un desarrollo más acelerado, equilibrado y autónomo, mediante la integración andina, suramericana y latinoamericana. (Fuente: http://www.comunidadandina.org) Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE-: Transacciones horarias

originadas por el despacho económico coordinado, entre los mercados de Corto Plazo de los países miembros de la Comunidad Andina, o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, a través de Enlaces Internacionales.