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MERCADO ELÉCTRICOCOLOMBIA
Fuente: Banco de la República
• La inversión en el país ha crecido a una tasa del 15% anual durante los últimos 6 trimestres.
• En 2011 las tres principales calificadoras de riesgo otorgaron el grado de inversión a la deuda soberana de Colombia
• Inversión Extranjera Directa (IED) USD $16.684 millones a noviembre 2012.
• Exportaciones de bienes Nov 2012: US$ 54.690 millones, con un crecimiento de 6,3% anual.
En los últimos 10 años Colombia ha tenido un crecimiento económico importante con baja inflación
• Localización estratégica con acceso a dos océanos.• Tercer país con mayor población en la región (46.7
millones de habitantes, 70% en áreas urbanas).• El PIB per cápita se ha duplicado en la última
década, pasando de US$ 5.826 en 2000 a US$ 10.350 en 2012.
• 55% de la población está por debajo de los 30 años y posee 7 áreas metropolitanas con más de un millón de personas
Descripción
COLOMBIA: ASPECTOS GENERALES
2
-1,00%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
PIB, VARIACIÓN (%) 2005 – III TRIM 2011
2.436 2.5422.134
1.7203.016
10.252
6.656
9.049
10.596
7.137
6.739
13.605
0
2.000
4.000
6.000
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14.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
IED, 2000- 2011 US$ MILLONES
Mercado abierto y competitivo
Costos marginales basados en los costos del Sistema
Indexación para los generadores térmicos con base en los precios internacionales del petróleo
Esquema de pago por disponibilidad establecido en dólares
Mercado estable con cumplimiento histórico de pagos
Ambiente regulatorio transparente
Pago por disponibilidad que favorece a los generadores térmicos
La demanda de electricidad ha venido creciendo anualmente al 3.00%, y su comportamiento esta correlacionado con el crecimiento de la economía.
El parque de generación ha crecido en promedio en el 4.11% anual desde 1999.
MERCADO ELÉCTRICO
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Fuente: XM (Administrador del Mercado) - UPME
MERCADO ELÉCTRICO
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Aspectos Principales 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Generación (Gwh)
Hidráulica 38.994 40.289 41.822 43.520 38.714 38.089 45.583 44.924Térmica 9.213 9.474 9.041 7.733 14.488 15.591 9.380 11.506Plantas Menores (Capacidad Instalada<20 MW) 2.109 2.483 2.687 3.090 2.658 2.986 3.337 3.213Cogeneración 114 94 72 52 106 223 317 347
Total Generación 50.430 52.340 53.622 54.395 55.966 56.889 58.616 59.989
Crecimiento generación 3,79% 2,45% 1,44% 2,89% 1,65% 3,04% 2,34%
Conexiones Internacionales (Gwh)
Importaciones 37 28 39 38 21 10 0 1Exportaciones 1.758 1.608 876 510 1.358 798 1.295 236
Demanda (Gwh)
Demanda de Energía 48.829 50.814 52.851 53.870 54.679 56.148 57.150 59.367
Crecimiento de la Demanda 4,07% 4,01% 1,93% 1,50% 2,69% 1,79% 3,88%
3,79%
2,45%
1,44%
2,89%
1,65%
3,04%
2,34%
4,07% 4,01%
1,93%
1,50%
2,69%
1,79%
3,88%
0,00%0,50%1,00%1,50%2,00%2,50%3,00%3,50%4,00%4,50%
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Crecimiento de la Generación de Energía (%)
Crecimiento generación Crecimiento de la Demanda
Demanda Doméstica Anual de Energía y Promedio de Precios de la Bolsa
Tendencia de crecimiento estable
Precio de Bolsa CAGR: 5.46%.
Fuente: XM (Administrador del Mercado)
MERCADO ELÉCTRICO
5
42.246 43.215 44.499 46.272 47.017 48.829 50.813
52.853 53.870 54.679 52.736
57.150 59.367
21,3 23,219,4
23,2 24,7
32,2 31,4
40,345,0
66,0 68,2
41,1
64,5
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Demanda Doméstica [GWh/year] Precio promedio bolsa (US$/MWh)
MERCADO ELÉCTRICO
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La demanda de energía en Colombia presenta una correlación directa con el Producto Interno Bruto (PIB) del país. En la medida que la economía se desarrolla, la demanda por energía de la industria, el transporte, los consumidores y otros sectores de la
economía aumenta, lo que conlleva al crecimiento de la generación de energía. Colombia es la quinta economía más grande de Latinoamérica y tiene la tercera población más grande de la región, con 48 millones de
habitantes.
Fuente: XM (Administrador del Mercado) – DANE. Las tasas de crecimiento son de variación porcentual calculada entre el trimestre del año en referencia y el mismo trimestre del año anterior
-4,00%
-2,00%
0,00%
2,00%
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6,00%
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mar
-01
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1
nov-
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2
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02
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-03
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3
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03
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4
nov-
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5
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6
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7
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9
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09
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0
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2
Comportamiento Trimestral del PIB y de la demanda de Energía
PIB Demanda Domestica
La demanda pico fue de 9,504 MW en el 2012, representando un incremento del 2.25% frente al nivel de 2011. La Hora pico se presenta entre las 6 pm y las 9 pm Generalmente Diciembre es el mes que presenta el mayor pico de demanda. Sin embargo, en el año 2012 el mes de mayor demanda
fue agosto.
BALANCE: DEMANDA Y OFERTA DOMÉSTICA
7
Fuente: XM (Administrador del Mercado)
42.246 43.215 44.499 46.272 47.017 48.829 50.813 52.853 53.870 54.679 52.736 57.150 59.367
12.479
13.082 13.379
13.200 13.417 13.348 13.279 13.410 13.479 13.543
14.423 14.424 14.478
11.000
11.500
12.000
12.500
13.000
13.500
14.000
14.500
15.000
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Demanda y Capacidad
Demanda Doméstica [GWh/year] Capacidad Neta [MWh]
Fuente: UPME
CAPACIDAD DEL SIN
8
2009 2010 2011 2012
Hidráulica 63,19% 64,15% 64,20% 66,40%
Térmica 32,30% 30,77% 31,00% 27,90%
Plantas Menores 4,25% 4,67% 4,40% 5,30%
Cogeneración 0,26% 0,41% 0,40% 0,40%
0,00%10,00%20,00%30,00%40,00%50,00%60,00%70,00%80,00%90,00%
100,00%
2009 2010 2011 2012
Capacidad Neta (MW)
Hidráulica Térmica Plantas Menores Cogeneración
9
El mercado eléctrico colombiano es susceptible a los cambios meteorológicos
GENERACIÓN DE ENERGÍA
Fuente: XM (Administrador del Mercado)
77,32% 76,98% 77,99% 80,01%69,17% 66,95%
77,77% 74,89%
18,27% 18,10% 16,86% 14,22%25,89% 27,41%
16,00% 19,18%
4,18% 4,74% 5,01% 5,68% 4,75% 5,25% 5,69% 5,36%
0,23% 0,18% 0,13% 0,10% 0,19% 0,39% 0,54% 0,58%
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Por tipo de tecnología
Hidráulica Térmica Plantas Menores Cogeneración
PRECIOS DEL MERCADO
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Fuente: XM (Administrador del Mercado)
0,00
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e-00
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3
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7
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09
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jun-
10
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11
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Precios de Bolsa Nacional (US$/MWh)
Precios de Bolsa Nacional (US$/MWh) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Enero 23,65 21,50 35,01 35,01 38,81 49,14 55,35 77,75 48,31 29,87Febrero 24,36 26,28 31,87 33,24 48,13 54,90 48,42 102,69 56,08 44,39Marzo 25,89 27,32 29,29 28,64 45,87 50,03 42,84 99,15 43,23 66,86Abril 27,70 26,81 29,21 22,95 43,63 58,28 39,05 100,60 42,90 32,65May o 24,34 26,62 29,82 21,89 38,84 55,77 54,56 76,76 32,80 25,72Junio 23,08 19,24 25,52 20,28 38,99 39,98 58,74 47,72 34,09 48,96Julio 24,33 20,31 33,75 24,33 40,47 35,28 61,58 45,24 31,58 44,06Agosto 23,06 21,25 37,42 27,89 38,69 38,47 63,16 46,68 50,66 76,09Sept. 21,81 23,25 38,29 42,79 36,58 37,65 96,05 62,50 48,54 101,99Octubre 19,30 27,95 35,58 55,63 40,17 35,80 96,06 74,81 40,21 109,41Nov . 22,55 27,33 24,99 35,03 30,87 37,62 77,61 48,29 36,03 91,47Dic. 18,86 28,48 35,27 29,03 42,39 47,28 98,37 36,19 29,10 102,58Precio promedio anual (US$/MWh) 23,24 24,70 32,17 31,39 40,29 45,02 65,98 68,20 41,13 64,51
PRECIOS DEL MERCADO
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Fuente: XM (Administrador del Mercado)
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
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ne-1
2
15-e
ne-1
2
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ne-1
2
12-fe
b-12
26-fe
b-12
11-m
ar-1
2
25-m
ar-1
2
08-a
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2
22-a
br-1
2
06-m
ay-1
2
20-m
ay-1
2
03-ju
n-12
17-ju
n-12
01-ju
l-12
15-ju
l-12
29-ju
l-12
12-a
go-1
2
26-a
go-1
2
09-s
ep-1
2
23-s
ep-1
2
07-o
ct-1
2
21-o
ct-1
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ov-1
2
18-n
ov-1
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02-d
ic-1
2
16-d
ic-1
2
30-d
ic-1
2
13-e
ne-1
3
27-e
ne-1
3
10-fe
b-13
Precio Máximo Bolsa - Precio de Escasez
Max Precio Bolsa (US$/MWh) Precio de Escasez (US$/MWh)
PROMEDIO MES (US$/MWh) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept. Oct. Nov. Dic.
Precio Max Bolsa 47,28 65,42 81,36 48,17 41,10 66,77 70,28 97,08 118,99 124,92 108,06 111,67
Precio Escasez 251,54 237,33 248,41 261,52 268,69 274,65 244,08 214,93 230,11 252,32 258,30 251,01
PRECIOS DEL MERCADO
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Fuente: XM (Administrador del Mercado)
Precio (US$/MWh) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept. Oct. Nov. Dic.
PPA - No Regulado 57,76 60,49 59,02 58,93 56,12 57,68 57,28 59,01 60,92 60,42 60,49 62,94
PPA - Regulados 74,64 76,60 75,31 76,59 73,48 74,05 73,71 72,52 74,46 73,35 73,08 74,90
Precio Bolsa 29,87 44,41 66,86 32,65 25,74 48,99 43,95 76,10 102,02 109,46 91,52 102,60
0,00
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120,00
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feb-
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may
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sep-
12
oct-1
2
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dic-
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feb-
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Precio de Bolsa y Precio PPA
PPA - No Regulado (US$/MWh) PPA - Regulados (US$/MWh) Precio Bolsa (US$/MWh)
Energía en Firme: Esquema de pago
3 años antes compra de demanda en firme La energía en firme es respaldada en contratos take or pay para el
suministro del combustible Pagos de energía en firma:
• USD $13.045 por MWh (entre Dic-2006 y Nov-2012)
• USD $ 13.998 por MWh (entre Dic-2012 y Nov-2015)
• USD $ 15.70 por MWh (entre Dic-2015 y Nov-2016) La CREG determina la capacidad que se compensa por generar
energía firme El precio por energía en firme se indexa al WPSSO P3200 Una planta a gas, en los últimos años ha tenido asignación de energía
en firme compensada así
MARCO REGULATORIO
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Cuentan con Cargo por Capacidad por 20 años
PROJECTO INICIO
OPERACIÓN
CAPACIDAD (MW)
TECNOLOGÍA
EPM/Pescadero-Ituango Nov-18 2,400 Hidro
ISAGEN/Sogamoso Nov-14 800 Hidro
EPM/Porce III Dec-11 660 Hidro
EMGESA/Quimbo Nov-14 396 Hidro
CELSIA / Porvenir II Dec-18 352 Hidro
ISAGEN/Amoyá Nov-12 78 Hidro
Carlos Lleras Restrepo Nov-15 78 Hidro
EPSA/Cucuana Nov-14 60 Hidro
E. Andes/Ambeima Nov-15 45 Hidro
CENTURY / San Miguel Nov-15 42 HidroGECELCA / Gecelca 3.2 Nov-15 250 Carbón
TERMOTASAJERO / Tasajero II Nov-15 160 Carbón
GECELCA / Gecelca 3 Nov-12 150 Carbón
TERMOFLORES/Flores IV Dec-10 163 Gas
POLIOBRAS/Termocol Nov-12 200 Fuel
Termonorte Dec-17 88 Fuel
SUBTOTAL EXPANSIÓN 5,922
CAPACIDAD ACTUAL 13,496
TOTAL 2.018 19,418
NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN
14
TRANSMISIÓN
15
• Las redes y equipos que operan a tensiones menores a los 220 kV hacen parte de la actividad de distribución y su principal función es transportar la energía eléctrica hasta el domicilio del usuario final. Estos activos se agrupan en Sistemas de Transmisión Regional (STR – nivel de tensión 4) y en 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
DescripciónSistema de transmisión nacional
DISTRIBUCIÓN
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La CREG fija a cada Operador de Red (OR) un cargo por uso de sus redes de distribución, que deben pagar los usuarios por cada kWh consumido. Esta tarifa es suficiente para que el OR, recupere la inversión que realizó en activos y para cubrir los gastos en que incurre por concepto de su operación y mantenimiento y por la administración de la actividad (AOM).
A partir de la valoración de las inversiones existentes, calculadas con base en las Unidades Constructivas definidas por la CREG, y teniendo en cuenta la vida útil de los equipos, se calcula un valor anual de remuneración de esas inversiones utilizando la tasa de retorno.
Durante el período tarifario, el OR puede requerir hacer ampliaciones de sus redes de STR o SDL. Estas nuevas inversiones, valoradas con la misma metodología de Unidades Constructivas, se le reconocerán a la empresa como una mayor tarifa si la que está cobrando no le alcanza para cubrirlas, con aprobación de la UPME.
PLANTAS DE GENERACIÓN CON CARBÓN EN COLOMBIA
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TERMOTASAJERO
PLANTA UBICACIÓN CAPACIDAD MW UNIDADES HEAT RATE
(PROMEDIO)
Termo Paipa Centro 171 1*31 + 2*70 11,500
Termoguajira (Dual: Coal – Gas) Norte 320 2*160
Martín del Corral Centro 235 3*62,5 +1*37,5 11,595
Termotasajero Nororiente 163 1*163 9,462
CES – Termopaipa IV Centro 150 1*150 8,875
TOTAL 1.039
PLANTAS DE GENERACIÓN CON CARBÓN EN COLOMBIA (EN CONSTRUCCIÓN)
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GECELCA 3 150 MW - RENDER
MARTIN DEL CORRAL - TERMOZIPA
PLANTA UBICACIÓNCAPACIDA
D MWAÑO INICIO
DE OPERACIÓN
AÑO DE LA SUBASTA
Gecelca 3 Noroccidente 150 2.012 2.008
Termotasajero II** Nororiente 160 2.015 2.011
Gecelca 3.2 Noroccidente 250 2.015 2.011
TOTAL 560
* EPC de Hyundai. Costo Total US$ 270 MM – US$ 1.700/kw instalado
SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA EN FIRME - OEF
Para que una firma generadora pueda obtener pago por OEF debe participar de una subasta pública organizada por la CREG.
La generadora que resulte favorecida en la subasta, recibirá periódicamente un pago fijo por el Cargo por Confiabilidad que le haya sido asignado.
El tiempo de la asignación de OEF varia dependiendo de la etapa en la que se encuentre el proyecto:
1 año plantas que se encuentren en operación 10 años plantas que se encuentren en construcción 20 años para nuevos proyectos
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EL CARBÓN EN COLOMBIA
Fuente: McCloskey Coal report.
• Colombia es el cuarto país exportador de Carbón en el mundo, exporta el 6.9% del total mundial .
• Mas del 90 por ciento de la producción de carbón colombiano se exporta, principalmente a Estados Unidos y Europa.
• Normalmente el carbón colombiano, es bajo en cenizas y azufre, con alto contenido calorífico, lo que lo hace óptimo para la generación térmica.
• En el 2012, Colombia produjo aproximadamente 89.2 millones de toneladas de carbón, teniendo un incremento del 6% frente a la producción del año 2011.
Descripción
Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética - UPME
0
20
40
60
80
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Exportación y Producción de Carbón en Colombia
Exportación (MMTon) Producción (MM Ton)
Guajira – Reservas 3.694 mm tonsTérmico y metalúrgico
César – Reservas 1.770 mm tonsTérmico
N. Santander – Reservas 105 mm tonsTérmico y metalúrgico
Santander – Reservas 55 mm tonsTérmico y metalúrgico
Boyacá – Reservas 154 mm tonsTérmico
Cundinamarca – Reservas 222mm tonsTérmico y metalúrgico
Córdoba – Reservas 378 mm tonsTérmico
Antioquia – Reservas 87 mm tonsTérmico
Valle – Reservas 40 mm tonsTérmico y Metalúrgico
RESERVAS EN COLOMBIA (Año 2011) – 6.508 mm tons
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EL CARBÓN EN COLOMBIA
CAPACIDAD INSTALADA 200 MW
Factor Disponibilidad 85% - 90%
Heat Rate 12,0 BTU/kWh
USD/MW USD 1.200.000
BTU Carbón Promedio 12.000
Costo Producción Carbón (USD/Ton) USD 50