valores históricos y críticos [gwh/día] -...

Informe Genérico Mensual Agosto 2016

Página 1 Corporación Soluciones Energéticas Integrales - COSENIT S.A

Calle 97A N° 8 -10 Of 203 Bogotá, Colombia (571) 6367163 - www.cosenit.com

El material contenido en esta comunicación es para propósitos de información únicamente. El contenido ha sido obtenido de fuentes de información públicas y consideradas creíbles. Este reporte podrá ser reproducido total o parcialmente ÚNICA Y EXCLUSIVAMENTE con autorización escrita de COSENIT, respetando íntegramente su contenido sin cambiar/variar ó alterar las palabras y conceptos que aquí se expresan. Sin perjuicio de lo anterior, COSENIT no representa ni garantiza la exactitud de la misma, ni se compromete a actualizarla en caso de eventos futuros. Esta

comunicación no constituye ninguna recomendación para tomar alguna decisión o acción por parte de los clientes. Ni COSENIT, ni ninguna de sus subsidiarias ó afiliadas aceptan ningún reclamo por cualquier

Valores históricos y críticos [GWh/día]

sep.-11154.50

sep.-12111.37

sep.-13144.52

sep.-14136.29 sep.-15

113.47

sep.-16197.23

0

50

100

150

200

250

300

350

nov.

-10

feb.

-11

may

.-11

ago.

-11

nov.

-11

feb.

-12

may

.-12

ago.

-12

nov.

-12

feb.

-13

may

.-13

ago.

-13

nov.

-13

feb.

-14

may

.-14

ago.

-14

nov.

-14

feb.

-15

may

.-15

ago.

-15

nov.

-15

feb.

-16

may

.-16

ago.

-16

GWh/día

Promedio mes real Histórico Crítico

I. INFORMACIÓN ECONÓMICA

En la tabla siguiente se presenta el *IPP Oferta Interna

y el IPP Producción Nacional (nueva serie publicada

por el DANE siguiendo las recomendaciones de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo

Económico -OCDE-), el IPC, y la TRM de los meses de julio 2016 y agosto 2016.

El Índice de Precios del Productor -IPP Oferta Interna- para el mes de agosto 2016, registró una variación de

-1.08% con respecto al mes anterior, una tasa mayor en 4.89 puntos porcentuales frente a la registrada en

agosto 2015, adicionalmente el -IPP Producción

Nacional- para el mes de agosto de 2016, registró una variación de -1.13% con respecto al mes anterior, una

tasa mayor en 2.64 puntos porcentuales frente a la registrada en agosto de 2015. El índice de Precios al

Consumidor –IPC-, mostró una disminución de 0.32% con respecto al mes anterior, una tasa mayor en 8.10

puntos porcentuales frente a la registrada en agosto

de 2015. En lo que respecta a la TRM promedio, durante el mes de agosto de 2016, el peso se revaluó

frente al dólar en un 0.28% y en lo que respecta a la TRM del último día el peso se revaluó en un 4.80%.

* Circular CREG 020 de 2015 - Se aplica IPP Oferta Interna para actualización de contratos en el mercado de Energía Eléctrica Mayorista y Gas Natural.

II. CONDICIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO

1. Aportes Hidrológicos

Durante el mes de agosto de 2016 la hidrología alcanzó un valor promedio de 159.01 GWh/día,

18.1% por debajo del promedio histórico. Las regiones, Antioquia, Caribe, Centro, Oriente y

Valle presentaron valores por debajo del

promedio histórico en 28.7%, 11.9%, 17.7%, 4.7% y 19.9% respectivamente.

El promedio de la hidrología en el mes de

septiembre de 2016 hasta el día 21 va en

197.23 GWh/día, este valor está un 8.7% por encima del promedio histórico (181.39

GWh/día).

2016

Estim.

Jul Ago Sep

*IPP Ofer. Interna 112.15 110.94 111.27 -1.08% 4.89%

IPP Prod. Nacional 108.38 107.15 107.47 -1.13% 2.64%

IPC 133.27 132.85 133.25 -0.32% 8.10%

TRM Prom. 2961.00 2952.77 2929.67 -0.28% -1.99%

TRM Ult. 3081.75 2933.82 2938.50 -4.80% -5.39%

Real

Variación

Ago 15 - Ago 16

2016Indice

Variación

Jul 16 - Ago -16

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aquí se expresan. Sin perjuicio de lo anterior, COSENIT no representa ni garantiza la exactitud de la misma, ni se compromete a actualizarla en caso de eventos futuros. Esta comunicación no constituye ninguna recomendación para tomar alguna decisión o acción por parte de los clientes. Ni COSENIT, ni ninguna de sus subsidiarias ó afiliadas aceptan ningún reclamo por cualquier consecuencia basada u originada en el uso de la misma

2. Niveles de embalse

Al finalizar el mes de agosto de 2016 el embalse útil agregado alcanzó los 9,728 GWh llegando al 56.44% de la

capacidad útil embalsable. El nivel del embalse estuvo 13.28 puntos porcentuales por debajo, en comparación con lo presentado al finalizar el mes de agosto de 2015 (69.72%). La capacidad máxima total del embalse en agosto de

2016 fue de 17,238 GWh.

En la gráfica se presenta la evolución del nivel del embalse agregado hasta septiembre de 2016 el cual alcanza el

60.92%. Esta evolución se compara con los años recientes.

En la siguiente gráfica se compara la evolución del embalse durante los años indicados, con proyecciones durante el año 2016 simulando el comportamiento del sistema con el modelo de COSENIT.

En la simulación realizada, se asumió un incremento de la demanda mensual con base en el escenario medio de la UPME. Los escenarios hidrológicos para la simulación son 100%, 95% y 90% del promedio histórico todo el año.

Valores históricos y críticos (GWh-día) abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16

Promedio mes real 138.51 177.94 167.73 203.75 159.01 197.23

Histórico 168.68 225.35 229.52 218.31 194.12 181.39

Crítico 83.96 123.33 129.24 124.25 113.23 101.54


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conceptos que aquí se expresan. Sin perjuicio de lo anterior, COSENIT no representa ni garantiza la exactitud de la misma, ni se compromete a actualizarla en caso de eventos futuros. Esta comunicación no constituye ninguna recomendación para tomar alguna decisión o acción por parte de los clientes. Ni COSENIT, ni ninguna de sus subsidiarias ó afiliadas aceptan ningún reclamo por cualquier consecuencia basada u originada en el uso de la misma

Al analizar el Embalse Útil por región en el mes de agosto de 2016 se observa que todas las regiones presentaron un porcentaje más bajo de volumen útil con respecto al mismo mes en el año 2015.

3. Evolución Demanda Energía Eléctrica

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), revisó

en el mes de julio de 2016 la proyección de crecimiento de la demanda de energía en el corto plazo, obteniendo un

escenario medio en donde se espera que el año 2016

presente un crecimiento de 4.3% respecto al año 2015.

La demanda en el último período anual (Sep 15 – Ago 16) muestra un crecimiento del 3.3% con respecto al mismo

periodo del año inmediatamente anterior (Sep 14 – Ago

15). Este crecimiento está distribuido en el aumento de la demanda No Regulada en 2% y de la demanda Regulada

en 3.9%.

Capacidad (GWh) Volumen (GWh) Volumen (%) Capacidad (GWh) Volumen (GWh) Volumen (%)

ANTIOQUIA 6,078 3,970 65.32% 6,068 2,460 40.54%

CARIBE 152 97 63.52% 159 97 61.00%

CENTRO 5,232 2,917 55.75% 6,340 3,076 48.52%

ORIENTE 4,182 4,070 97.31% 4,230 3,960 93.61%

VALLE 444 163 36.77% 441 135 30.75%

TOTAL SIN 16,088 11,217 69.72% 17,238 9,728 56.44%

ago-15 ago-16




COSENIT ha considerado conveniente montar un indicador de la evolución de la demanda eléctrica y de gas natural

de sus Clientes dada la representatividad que ellos tienen dentro del mercado Colombiano. Para ese propósito se ha

tomado como índice de referencia la demanda agregada de todos ellos, tanto eléctrica como de gas, de enero de 2008 (Dato base = 1) y se ha graficado su evolución con respecto a esa base. En las siguientes gráficas se muestra la

citada evolución comparando la de electricidad con la evolución del mercado total No Regulado Colombiano y la de gas con la evolución de la Demanda Industrial Total Nacional.

Concretamente en el mes de agosto de 2016 la demanda de energía eléctrica de los clientes de COSENIT ha aumentado cerca del 18% con respecto al mes de enero de 2008, la demanda nacional está ubicada por encima del

valor de referencia en un 30%. En lo que respecta al Gas Natural la demanda nacional está un 16% por encima del mes de referencia y la demanda de los clientes de COSENIT está un 18% por debajo del valor de referencia.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

PERIODO - AÑO CORRIDO

No regulada Regulada Total SIN

Crecimiento de la Demanda de Energia Año Corrido (%)

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

PERIODO - AÑO CORRIDO

Crecimiento de la Demanda de Energia Año Corrido (%)




4. Precios del Mercado.

Durante el mes de agosto de 2016 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó durante las horas 19, 20 y 21 el día 27, alcanzando un valor de 324.06 $/kWh, mientras el valor mínimo se dio en las horas 2, 3, 4 y 5 del día 8

ubicándose en 62.09 $/kWh.

80%

85%

90%

95%

100%

105%

110%

115%

120%

125%

130%

135%Total COSENIT

Demanda Nacional No Regulada

Evolución Porcentual de Demanda Eléctrica No Regulada Nacional VS Clientes COSENIT (Base=Enero 2008)

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

110%

115%

120%

125%

130% Total COSENIT

Demanda Nacional No Regulada

Evolución Porcentual de Demanda Gas Natural Industrial Nacional VS Clientes COSENIT (Base=Enero 2008)




En Agosto 2016, el promedio de los precios de bolsa fue de 197.94 $/kWh, lo cual representa un

incremento del 53.3% con respecto al mes inmediatamente anterior.

El Precio promedio ponderado de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre

Comercializadores fue de 170.93 $/kWh, lo que representa aumento de 0.28% con respecto al mes

anterior.

La información suministrada por XM respecto a los

precios de contrato considera el precio ponderado de todos los contratos transados entre comercializadores

de Electricidad.

5. Restricciones

En agosto de 2016 el valor de restricciones globales fue de 13.27 $/kWh, presentó disminución con respecto a julio de

2016. A continuación se describen con mayor detalle los cambios presentados:

La disminución presentada con respecto a julio de 2016 se dio debido a:

El aumento en la reconciliación negativa (debido al aumento en el precio de reconciliación).

A pesar de:

El aumento en la reconciliación positiva.

El aumento en el servicio AGC.

La disminución en la Responsabilidad Comercial por AGC.

PRECIOS MERCADO SPOT (BOLSA) (Col $ Corrientes/kWh)

MES ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16

PROMEDIO MES 183.71 286.71 301.45 303.47 306.35 302.26 302.43 302.43 235.07 140.57 168.52 129.16 197.94

MAXIMO MES 305.78 327.67 302.43 303.47 306.39 302.43 302.43 302.43 302.43 302.43 302.43 202.14 320.88

MINIMO MES 106.78 169.61 116.67 303.47 291.39 194.23 302.43 302.43 145.10 103.00 87.94 65.70 62.09

PRECIO CONTRATOS LARGO PLAZO (Col $ Corrientes/kWh)

PROMEDIO MES 159.58 170.85 187.46 179.08 179.64 177.84 181.43 179.86 170.33 168.87 170.30 170.46 170.93




La siguiente gráfica muestra la evolución global de los principales componentes de las restricciones del sistema para los meses de julio y agosto de 2016.

La evolución de las restricciones globales a nivel mensual se presenta en la siguiente Gráfica:

Item [Millo ($)] julio-16 agosto-16 Item [Millo ($)] julio-16 agosto-16

Demanda [GWh] 5,453 5,729

Rec. Positiva [$] (+) 175,660 229,269 Rec. Positiva [$/kWh] (+) 32.22 40.02

Serv. AGC [$] (+) 50,164 61,885 Serv. AGC [$/kWh] (+) 9.20 10.80

Rec. Negativa [$] ( - ) 106,277 195,445 Rec. Negativa [$/kWh] ( - ) 19.49 34.11

Resp. Com. AGC [$] ( - ) 26,428 19,663 Resp. Com. AGC [$/kWh] ( - ) 4.85 3.43

Cost. Total Rest. Globales 93,120 76,046 Cost. Total Rest. Globales 17.08 13.27

(1) CREG 195 - 2015 (+) 0.00 0.00 (1) CREG 195 - 2015 (+) 0.00 0.00

(2) CREG 178 - 2015 (+) 13,193 13,152 (2) CREG 178 - 2015 (+) 2.42 2.30

Cost. Total Rest. 106,313 89,198 Cost. Total Rest. 19.50 15.6

Aliivios 14,225 2,167 Aliivios 2.61 0.38

Cost. Total Rest. con Alivios 92,088 87,031 Cost. Total Rest. con Alivios 16.89 15.19

Componentes Restricciones [Millo ($)] Componentes Restricciones [$/kWh]

Componentes de Restricciones

(+)

(+)

(+) (+)

(-)

(-)

(-) (-)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

julio-16 agosto-16

$/k

Wh

Rec. Positiva [$/kWh] Serv. AGC [$/kWh]

Rec. Negativa [$/kWh] Resp. Com. AGC [$/kWh]




El valor de esta componente incluyendo los aspectos regulatorios como la resolución CREG 195, la cual acota las restricciones máximas a trasladar a la demanda, y la resolución CREG 178 de 2015 (la cual incrementó hasta 470

$/kWh el precio máximo a remunerar para generadores a líquidos) es de 15.6 $/kWh.

Añadiendo el valor de los alivios regulatorios, las restricciones totales en el mes de agosto de 2016 fueron de 15.19

$/kWh.

6. Precio de escasez

A través de la resolución 071 de 2006, la CREG presenta la metodología para la remuneración del Cargo por

Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía y la metodología de actualización para el precio de escasez.

En la citada resolución entre otros aspectos, la Comisión define que el sistema se encontrará en condición crítica, cuando el precio de bolsa sea mayor al precio de escasez. De acuerdo con la resolución de la CREG 036 de 2014, por

la cual modifica la metodología del cálculo del precio de escasez, para el mes de agosto de 2016, el precio de escasez

actualizado por XM fue de 320.88 $/kWh y para el mes de junio de 2016 fue de 306.92 $/kWh..

Evolución Restricciones

13.27

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18$/k

Wh


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podrá ser reproducido total ó parcialmente ÚNICA Y EXCLUSIVAMENTE con autorización escrita de COSENIT, respetando íntegramente su contenido sin cambiar/variar ó alterar las palabras y conceptos que aquí se expresan. Sin perjuicio de lo anterior, COSENIT no representa ni garantiza la exactitud de la misma, ni se compromete a actualizarla en caso de eventos futuros. Esta comunicación no constituye ninguna recomendación para tomar alguna decisión ó acción por parte de los clientes. Ni COSENIT, ni ninguna de sus subsidiarias ó afiliadas aceptan ningún reclamo por

cualquier consecuencia basada u originada en el uso de la misma

7. Proyecciones del Clima

La variación de la Temperatura Superficial del Mar (TSM o SST por sus siglas en inglés) y la circulación atmosférica,

evidencian condiciones que favorecen el desarrollo de fenómeno “EL NIÑO”, en la cuenca del Pacífico.

“El Niño”: Variación de temperatura igual o superior a 0.5 °C Leve: 0.5°C≤TSM<1°C

Moderado: 1°C≤TSM<1.5°C

Fuerte: 1.5°C≤TSM

“La Niña”: Variación de temperatura igual o inferior a -0.5 °C Leve: -0.5°C≥TSM>-1°C

Moderado: -1°C≥TSM>-1.5°C.

Fuerte: -1.5°C≥TSM.

“Neutral”: Variación de temperatura entre 0.5°C y -0.5°C





El último dato reportado por la agencia Australiana de Meteorología fue -0.52 °C para la semana del 12 al 18 de

septiembre. Dicho dato se encuentra en el rango “La Niña”, el citado indicador ha venido teniendo una tendencia descendente desde mediados del mes de diciembre de 2015; sin embargo, hasta este momento alcanzó el umbral del

fenómeno de “La Niña”. Esta temperatura no se alcanzaba desde la semana del 6 al 12 de febrero de 2012.

El siguiente cuadro, describe la ubicación de los cuadrantes para el análisis de la evolución de la temperatura

superficial, este indicador permite el pronóstico de la ocurrencia de un fenómeno de “El Niño”.





De acuerdo a los cuadrantes presentados, el siguiente gráfico describe la evolución de la anomalía de temperatura en

estas regiones, las regiones azules indican una anomalía de temperatura por debajo de la normalidad, y las regiones naranjas indican anomalía de temperatura por encima de la normalidad.

De acuerdo a la información del gráfico, evidenciamos que durante las últimas semanas, la temperatura superficial, ha llegado a tener valores por debajo al 0°, esta semana la anomalía de temperatura en el cuadrante 3.4 (cuadrante de

referencia para el fenómeno de “La Niña”), alcanza un valor de -0.6 °C en la información de NOAA.

A continuación se presenta la evolución de las probabilidades de ocurrencia de los fenómenos “EL NIÑO”, “LA NIÑA” y

condiciones neutrales.





Al analizar los resultados de las gráficas anteriores se concluye que la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de “LA

NIÑA” se redujo levemente, para el segundo semestre del año, y aumentó la probabilidad de condiciones neutrales.

8. Novedades Regulatorias Energía Eléctrica

Para el mes de Agosto se presentaron las siguientes novedades regulatorias relevantes.

1. Resolución CREG 128 de 2016 Por la cual se establecen reglas en el Código de Medida para proyectos en

etapa de construcción y se establecen otras disposiciones.

En esta Resolución se modifica el plazo máximo para que el ASIC realice la primera verificación del sistema de medida de los usuarios, el plazo anterior correspondía máximo hasta el mes de Octubre de 2016, con esta nueva resolución el plazo se dispone 12 meses más. Sin embargo, COSENIT está verificando que dicha extensión de plazo significa que el usuario tiene 12 meses más para normalizar sus sistemas de medición.

9. Mercado de derivados de Energía Eléctrica

Durante el mes de agosto de 2016 se presentaron 5 operaciones en el mercado de derivados. Cada una de estas fue operaciones fueron cerradas para el periodo de enero a diciembre de 2017. En la siguiente tabla se presentan las

tarifas y la energía contratada en el mercado de derivados:

Fecha de Cierre Tarifa ($/kWh) Energía Contratada (kWh-mes) Periodo

19-08-2016 185.00 2,160,000 Enero 2017 – Diciembre 2017

23-08-2016 186.67 3,240,000 Enero 2017 – Diciembre 2017

23-08-2016 186.00 5,400,000 Enero 2017 – Diciembre 2017

25-08-2016 189.33 1,080,000 Enero 2017 – Diciembre 2017

25-08-2016 186.56 6,480,000 Enero 2017 – Diciembre 2017

En las siguientes gráficas se presenta la valoración del mercado de Futuros del mes de agosto de 2016 y lo corrido del

mes de septiembre de 2016 y la comparación de esa valoración con el comportamiento del precio Spot y de su

promedio.





III. CONDICIONES DEL SECTOR PETRÓLEO

1. Evolución precios del Crudo

La siguiente gráfica presenta la evolución de los precios del crudo WTI hasta Agosto de 2015. Para este mes, el precio del WTI registró un valor promedio de 44.80 Usd/Bbl. El precio más alto registrado en el mes de Agosto fue 48.52

Usd/Bbl , mientras que el más bajo fue de 39.51 Usd/Bbl.





La gráfica muestra la evolución diaria de los precios durante los meses de Agosto 2016 y Julio de 2016. Como

ya se indicó, en Agosto el promedio del WTI fue de 44.80

Usd/Bbl mientras que en Julio fue de 45.00 Usd/Bbl, presentando una reducción de -0.44%

La gráfica muestra, la evolución de los precios diarios del

WTI en lo corrido del mes de Septiembre de 2016 contra la

evolución de los de Agosto de 2016. El precio promedio de Agosto fue de 44.80 Usd/Bbl y el de Septiembre va en

44.70 Usd/Bbl.





2. Proyecciones de los Precios del Crudo1

La EIA pronostica que el precio promedio para el 2016 del crudo Brent sea de 43 Usd/Bbl y 52 Usd/Bbl en el 2017, Es decir, no se presentan cambios respecto a la proyección del mes pasado. Para el precio del crudo WTI, se pronostica

que esté, 1 Usd/Bbl por debajo del Brent , tanto para 2016 como para 2017,.

IV. CONDICIONES DEL SECTOR GAS NATURAL

1. Precios De Gas Natural En Colombia

1.1. Precios de Gas Guajira

En la siguiente gráfica se muestran los precios del gas natural si todavía hubieran estado regidos bajo la Resolución

CREG 119 de 2005. Es posible observar que para el II Semestre de 2016 (Ago 2016 – Ene 2017) el precio sería de 2.156 USD/MBTU. Se observa un aumento de 23.7% respecto al precio del I semestre de 2016.

Con la expedición de la Resolución CREG 088 de 2013, el precio del gas Guajira fue liberado. Teniendo en cuenta lo anterior, los precios del gas natural se definen de acuerdo a la Resolución 089 de 2013 la cual define el marco de

comercialización.

Si la Resolución CREG 119 del 2005 estuviera vigente, el precio del gas natural Guajira estaría definido con los siguientes parámetros:

1 Fuente: SHORT-TERM ENERGY OUTLOOK, www.eia.gov





𝑃𝑀𝑅 (𝑡) = 𝑃𝑀𝑅 (𝑡 − 1) ×𝐼𝑁𝐷𝐼𝐶𝐸 (𝑡 − 1)

𝐼𝑁𝐷𝐼𝐶𝐸 (𝑇 − 2)

Dónde: PMR (t) = Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU). PMR (t-1) = Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1). INDICE (t-1) = Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1) INDICE (t-2) = Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2). INDICE = Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% sulfur fuel oil

La siguiente gráfica muestra los valores promedio del índice de referencia para cada semestre y el precio spot de dicho índice desde agosto de 2012 y hasta de agosto de 2016.

2. Novedades Regulatorias Gas Natural

Resolución CREG 094 de 2016 “Por la cual se ajustan algunos aspectos de la Resolución CREG 089 de 2013 y se hace su compilación”.

El 2 de agosto de 2016 fue publicada la Resolución CREG 094 de 2016, la cual fue puesta en consulta hasta el 1 de

septiembre del presente año. COSENIT con base en el análisis de la Resolución, emitió los siguientes comentarios:

1. Esquema Nuevos Productos C1 y C2 vs. Esquema Productos OCG y Firmeza Condicionada.





La primera observación está relacionada con la afirmación de la CREG sobre el bajo registro de contratos en el mercado primario, con modalidades de Opción de Compra y Firmeza Condicionada. Mencionó COSENIT que el

hecho de que no haya registro de contratos con dichas modalidades en el mercado primario, no quiere decir que ambas modalidades no se hayan usado de manera importante entre comercializadores y usuarios no

regulados tanto en el mercado primario como en el secundario. Indico también COSENIT que el uso de esas

modalidades a nivel de Suministro se ha desarrollado debido a la posibilidad de poder contar con de estructuras de contratación de transporte donde este se acopla con el suministro. Indicó COSENIT que a

través de dicho estructura es claro que la presión del volumen a ser demandado disminuye tanto sobre la oferta de suministro como de transporte de gas natural. El otro hecho importante, es que las partes han

tenido libertad para pactar condiciones adicionales de tipo comercial para el uso de dichas modalidades.

La segunda observación es que teniendo en cuenta la propuesta de los productos C1 y C2 y el documento

soporte, COSENIT manifiesta su preocupación ante una posible generación de sobreoferta ficticia e innecesaria que puedan generar dichos productos. En el esquema actual, considerando los contratos de

Opción de Compra y Firmeza Condicionada, los agentes térmicos que contratan “X” cantidad bajo la modalidad de Opción de Compra, son respaldados con contratos de Firmeza Condicionada con la misma

cantidad “X” (ver Gráfica 1). Con la nueva propuesta, si los mismos agentes térmicos contratan una cantidad

“X” bajo el contrato C1, la cantidad del contrato C2 debe ser aproximadamente igual a 2.63*“X” (ver Gráfica 2) Es decir, el respaldo del producto C1 debe ser 2.63 veces el producto C1. Lo anterior quiere decir que, en

el caso propuesto, el productor debe ofrecer a la demanda cantidades mayores a lo que hoy ofrece a esa misma demanda.

Una tercera observación es que, como se indicó previamente, la regulación debe tener en cuenta la conexión entre las contrataciones de suministro y las de transporte, tanto en el mercado primario como en el

secundario. En el proyecto de resolución, la Comisión propone productos C1 y C2 con componentes variables. Sin embargo, no realiza cambios en los tipos de contratos de transporte ni en sus procesos de

comercialización en el mercado primario. Dichos aspectos, al no estar relacionados con la comercialización de

suministro, pueden hacer inviable los productos y generar sobrecostos a la demanda final. Por ejemplo, si algún agente tiene hoy en día una contratación de transporte con parejas de cargo 100% fijo y 0% variable, y

decide realizar un contratación de suministro, bajo la modalidad del producto C1, dicho agente no tendría la





posibilidad contractual de desarrollar el mismo esquema para el transporte, que sí tendría en el suministro. Por lo tanto, con alta probabilidad, tendría que asumir sobrecostos en transporte.

Por último, la observación final es que si las modalidades C1 y C2 se aplican en el transporte, la demanda

también se incrementaría en la misma proporción a la del suministro. Es decir, se requerirían contratos de

transporte de una capacidad 2.63 veces a la que se desarrolla en los procesos actuales.

2. Negociación según Balance de la UPME.

COSENIT considera que la Comisión debe ser clara ante una situación de déficit de gas natural. El nuevo

proceso asume que la oferta de gas natural es infinita, y eso no es del todo cierto. Es decir, la inquietud de COSENIT, es qué sucedería si al momento de desarrollar el proceso de negociaciones bilaterales los

requerimientos de los demandantes resultan mayores que las PTDVF. Es fundamental contar con un procedimiento para estos casos, que sea definido por la CREG previamente.

3. Tiempo para las negociaciones de largo plazo a través de negociación bilateral.

COSENIT considera que si se aspira a tener realmente una negociación, es necesario tener como mínimo tres (3) reuniones con cada productor. Por lo tanto, lo anterior hace que sea necesario contar al menos quince

(15) días hábiles para el proceso.

4. Eficiencia en las contrataciones.

Teniendo en cuenta la observación relacionada con la flexibilidad de los productos actuales y los argumentos

planteados en el documento soporte CREG D-045 de 2016, COSENIT considera fundamental que la Comisión replantee los siguientes aspectos. Lo anterior, considerando el proceso de comercialización establecido y las

fechas de estándares de inicio y final de las estructuras contractuales negociadas:

Flexibilidad en las cantidades a contratar: debido a la restricción de cuantías uniformes en los contratos

de largo plazo, es posible observar la siguiente gráfica la generación de déficits artificiales de gas

natural.





Flexibilidad en la vigencia de los contratos: La rigidez de negociar contratos a largo plazo, solamente a

cinco (5) años o más, genera un déficit artificial (ver siguiente gráfica).

Flexibilidad en negociar contratos con fecha de entrada posterior al año en el cual se está realizando el

proceso de comercialización: negociar un contrato de suministro, en el proceso de comercialización de

2016, con fecha de entrada en diciembre de 2020. Las razones por las cuales este aspecto es vital para la demanda industrial, se reflejan, primordialmente, a la hora de concebir nuevos proyectos.

Teniendo en cuenta lo mencionado anteriormente, COSENIT no considera conveniente la incorporación de los nuevos

productos C1 y C2 propuestos, debido a los argumentos ya planteados. Adicionalmente, se reitera que a la hora de

realizar propuestas en la comercialización de suministro, estas deben ir a la mano con la comercialización de transporte, tanto en el mercado primario como en el secundario. Por último, creemos conveniente que la Comisión

debe revisar las propuestas realizadas con respecto a la flexibilidad de los productos establecidos, tanto en el mercado primario como en el secundario, con el fin de adecuar los requerimientos de la demanda.





Resolución CREG 120 de 2016 “Por la cual se modifica y complementa el Reglamento Único de

Transporte de Gas Natural - RUT”.

El 26 de agosto de 2016 fue publicada la Resolución CREG 120 de 2016, la cual fue puesta en consulta hasta el 5 de

septiembre del presente año. En esta resolución se definen los siguientes términos:

Conexión: tramo de gasoducto que permite conectar al Sistema Nacional de Transporte, desde los Puntos de Entrada o Puntos de Salida, las Estaciones para Transferencia de Custodia.

Estaciones para transferencia de custodia: son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de

custodia. Punto de transferencia de custodia: es el sitio donde se transfiere la custodia del gas entre: Productor-

Comercializador y Transportador; Transportador y Distribuidor; Transportador y Usuario No Regulado; Transportador y Almacenador Independiente; Transportador y Usuario Regulado atendido por un Comercializador

(no localizado en áreas de servicio exclusivo) y Transportador y Transportador.

Se enuncian los siguientes lineamientos con el fin de establecer si una infraestructura es una conexión de distribución

o un gasoducto de transporte.

a) Será considerado como un gasoducto de transporte aquella infraestructura que cumpla con al menos uno de los siguientes criterios:

i. Que el 70% del trazado del gasoducto se construya en áreas con Clase de Localidad 1 o Clase de Localidad 2.

ii. Tenga un diámetro mayor a cuatro (4”) pulgadas para más del 70% del trazado. iii. Cuente con una longitud mayor o igual a 20 km.

b) Los gasoductos que no cumplan la condición del numeral a) serán consideradas como una conexión dentro de un sistema de distribución y aplican las reglas que corresponden a esta actividad.

Los activos de conexión existentes, es decir que a la fecha ya estén en operación, dentro de un sistema de

distribución, mantendrán su condición actual, así no cumpliesen los requisitos para ser clasificado como tal, sino como

un gasoducto de transporte.

Con base en el informe “Gas Transmission And Distribution Piping Systems B31.8-2003” publicado por American Society of Mechanical Engineers, se definen los tipos de localidades:

• Localidad Clase 1: es una zona con 10 o menos casas en un área de 200m*1.6 kms. • Localidad Clase 2: es una zona con entre 10 y 46 casas en un área de 200m*1.6 kms.

3. Mercado de Gas Natural

3.1 Operaciones Contratos con Interrupciones de Duración Mensual

Mediante la Resolución CREG 089 de 2013, se estableció la posibilidad de contratar cantidades de gas mediante contratos con Interrupciones de duración mensual, a través de subastas realizadas el penúltimo día hábil de cada

mes por el Gestor del Mercado de Gas Natural. En el caso del gas natural que provenga de campos que se





encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales es posible negociar directamente el suministro mediante la modalidad de contratos

con interrupciones, sin sujetarse al mecanismo de subasta mensual.

El Contrato con Interrupciones se caracteriza por que las partes acuerdan NO asumir compromiso de continuidad en

la entrega, recibo o utilización de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural, durante un período determinado. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en cualquier momento y bajo

cualquier circunstancia, dando aviso previo a la otra parte.

Las cantidades de gas transadas mediante los contratos resultantes de la subasta mensual son entregadas a partir de

las 00:00 horas del primer día del mes siguiente al de realización de la subasta y hasta las 24:00 horas del último día del mes siguiente al de realización de la subasta. EJ: Si la subasta se realiza el 29 de mayo, las cantidades serán

entregadas durante el mes de junio.

3.1.1 Cierres en los últimos días

En las siguientes gráficas y tablas se muestran los resultados2 de las subastas realizadas para el 2016.

Nota: Contratos Interrumpibles, comercializados mediante subastas a cargo del Gestor del Mercado de Gas y Mercado Secundario Fuente: BEC - Gestor del Mercado de Gas Natural - Bolsa Mercantil de Colombia. Cálculos COSENIT

El día 30 de agosto de 2016, se transaron 1,300 Mbtu a precio promedio de 2.9 Usd/Mbtu en la modalidad

interrumpible.

3.2 Operaciones en Mercado Secundario

Las operaciones de mercado secundario, incluyen pero no se limitan a las subastas de Úselo ó Véndalo de Corto Plazo

ya que pueden realizarse negociaciones directas a través del BEC del Gestor del Mercado de Gas y otras plataformas. En este último caso los contratos deben registrarse ante el Gestor del Mercado de Gas.

2 Fuente: Gestor del Mercado de Gas Natural. Cálculos: COSENIT

Fecha Punto Entrega

Modalidad

Contractual

Cantidad

(Mbtu)

Precio Mínimo

(Usd/Mbtu)

Precio Promedio

(Usd/Mbtu)

Precio Máximo

(Usd/Mbtu)

Número

Negociaciones

30/12/2015 CUSIANA Con Interrupciones 2,000 3.40 3.40 3.40 1


22/02/2016 BALLENA Con Interrupciones 24,500 5.50 5.50 5.50 1


26/02/2016 CORRALES Con Interrupciones 1,000 4.40 4.40 4.40 1

18/03/2016 BALLENA Con Interrupciones 10,000 5.50 5.50 5.50 1

18/03/2016 CORRALES Con Interrupciones 5,000 4.40 4.40 4.40 1



GN: Base Datos Mercado Secundario Suministro INTERRUPCIONES





Las siguientes gráficas y tablas, muestran el resumen de las transacciones del mercado secundario para los campos

de Cusiana y Ballena registradas y publicadas por el Gestor del Mercado de Gas para el mes de agosto de 2016 y un histórico del año.

3.2.1 Operaciones de Mercado Secundario Gas Cusiana

Durante el mes de agosto de 2016, para el punto de entrada Cusiana, se registraron 114 contratos. En estos se

tranzaron un total de 71,900 Mbtu, transados a un precio promedio ponderado de 3.01 Usd/Mbtu. El precio mínimo y máximo registrado fue de 0.75 Usd/Mbtu y 6.5 Usd/Mbtu, respectivamente.

El promedio de transacciones día fue 2,319 Mbtu. El día 25 de agosto, se transaron 12,311 Mbtu que fue la mayor

cantidad transada en un día en el mes.

Componentes \ Fecha mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16

Potencial Producción - PP (Mbtu-dia) 307,802 307,802 307,802 307,802 308,651 307,802

Volumen Total Negociacio (Mbtu-mes) 301,530 126,188 40,232 120,289 123,205 71,900

Volumen Promedio Negociado (Mbtu-día) 9,727 4,206 1,298 4,010 3,974 2,319

Relación Volumen Promedio Negociado vs. PP (%) 3.16 1.37 0.42 1.30 1.29 0.75

Precio Mínimo (Usd/Mbtu) 2.00 1.00 1.00 2.00 1.90 2.00

Precio Promedio Ponderado (Usd/Mbtu) 3.32 2.93 2.76 3.03 2.25 3.01

Precio Máximo (Usd/Mbtu) 5.00 4.20 3.35 7.85 3.35 6.50

Cantidad Contratos 133 98 70 92 109 114

Mercado Secundario / Cusiana / Modalidad Firme / Resumen Mensual





3.2.2 Operaciones de Mercado Secundario Gas Ballena

Durante el mes de agosto de 2016, para el punto de entrada Ballena, se registraron 167 contratos. En estos se tranzaron un total de 840,201 Mbtu, transados a un precio promedio ponderado de 4.83 Usd/Mbtu. El precio mínimo

y máximo registrado fue de 3.05 Usd/Mbtu y 6.5 Usd/Mbtu, respectivamente.

El promedio de transacciones día fue 27,103 Mbtu. El día 26 de agosto, se transaron 123,338 Mbtu que fue la mayor

cantidad transada en un día en el mes.

V. OTROS ENERGÉTICOS

1. Precios del GLP (Ingreso al Productor)

El precio del GLP de Barrancabermeja del 15 de julio 2016 al 14 de julio 2016 fue de 1,175.39 $/gal (4.423 Usd/Mbtu

valor que corresponde al ingreso al productor). Es decir, tuvo una caída del 11.63% con respecto al precio vigente

desde el 01 de julio de 2016 al 14 de julio de 2016, en el que el precio estuvo en 1,330.02 $/gal (5.004 Usd/Mbtu). El precio del GLP a partir del 15 de agosto 2016 al 14 de Septiembre 2016 será 1,178.18 $/gal (4.45 Usd/Mbtu), este

valor muestra un aumento de 0.24% respecto al período anterior. Es importante recordar que por medio de la Resolución CREG 065-2016 “Por la cual se adoptan medidas regulatorias como parte de la actualización del balance

oferta demanda del gas licuado de petróleo para las fuentes con precio regulado”, se establece que a partir de la OPC

Componentes \ Fecha mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16

Potencial Producción - PP (Mbtu-dia) 399,882 393,336 388,891 384,459 379,947 376,633

Volumen Total Negociacio (Mbtu-mes) 86,214 594,536 232,634 201,999 405,355 840,201

Volumen Promedio Negociado (Mbtu-día) 2,781 19,818 7,504 6,733 13,076 27,103

Relación Volumen Promedio Negociado vs. PP (%) 0.70 5.04 1.93 1.75 3.44 7.20

Precio Mínimo (Usd/Mbtu) 4.64 2.50 2.75 2.75 2.80 3.05

Precio Promedio Ponderado (Usd/Mbtu) 5.88 5.89 4.36 3.51 4.36 4.83

Precio Máximo (Usd/Mbtu) 7.40 7.40 7.30 6.10 7.30 6.50

Cantidad Contratos 75 164 94 34 80 167

Mercado Secundario / Ballena / Modalidad Firme / Resumen Mensual





del 01 de Julio de 2016 en adelante, el precio máximo regulado de GLP, será el que resulte de aplicar la metodología de la Resolución CREG 066 de 2007, con la cual el precio del GLP está relacionado con las variaciones del precio del

propano y butano en Mont Belvieu.

2. Precios Otros Combustibles Líquidos

En la gráfica que se muestra a continuación se presenta un comparativo de precios para diferentes combustibles

considerados como sustitutos del Gas Natural a corto plazo, tales como ACPM, Propano y Crudo Rubiales. Nota: Los

precios mostrados corresponden al Ingreso Productor, no consideran otros costos de la cadena.





El precio del ACPM subió 0.3%, pasando de 9.93 a 9.96 Usd/Mbtu.

El precio del Fuel Oil subió 26.6%, pasando de 3.85 a 4.88 Usd/Mbtu.

El precio del propano bajó 11.6%, pasando de 5.00 a 4.42 Usd/.

El precio del crudo Rubiales subió en 20.9% pasando de 5.96 a 7.20 Usd/Mbtu.

3. Sector Carbón

3.1. Consumo de Carbón Plantas Térmicas Zona Cundiboyacense

En la siguiente tabla se presenta consumo total de carbón en los años 2012, 2013, 2014 y 2015.

Las siguientes tablas muestran el consumo de carbón de las plantas de TERMOPAIPA y TERMOZIPA en lo corrido del

año 2016.

Mes Paipa 1 Paipa 2 Paipa 3 Paipa 4 Paipa Mes Zipa 2 Zipa 3 Zipa 4 Zipa 5 Zipa

2012 44,210 94,854 124,893 180,845 444,803 2012 14,335 42,326 39,972 42,872 139,504

2013 105,008 134,844 205,155 370,011 815,018 2013 59,689 90,393 117,496 151,166 418,745

2014 101,041 263,772 279,153 433,737 1,077,703 2014 67,065 75,352 95,462 138,254 376,133

2015 89,173 258,080 222,695 469,438 1,039,386 2014 71,408 98,596 121,793 123,473 415,270

Consumo Carbón PAIPA Ton/mes Consumo Carbón ZIPA Ton/mes





Nota: Los valores son estimados de acuerdo al Heat Rate de cada planta, en base a la generación real.

3.2 Evolución de los Precios del Carbón

A continuación se puede ver la evolución del indicador del precio de carbón térmico en USD por tonelada métrica a

6,000 kcal/kg NAR para entregas CIF ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerp), publicado por Argus/McCloskey's Coal Price Index Report. Este indicador es utilizado como referencia para determinar los precios base para liquidación de

Regalías en Colombia.

Mes Paipa 1 Paipa 2 Paipa 3 Paipa 4 Paipa Mes Zipa 2 Zipa 3 Zipa 4 Zipa 5 Zipa

ene-16 10,131 24,089 21,780 40,355 96,354 ene-16 8,379 13,505 14,098 9,918 45,900

feb-16 230 22,096 18,379 37,801 78,506 feb-16 10,463 15,546 9,503 13,847 49,360

mar-16 4,706 23,883 22,214 33,010 83,814 mar-16 11,855 14,033 12,425 14,442 52,756

abr-16 6,255 19,639 19,616 39,104 84,613 abr-16 4,548 7,166 8,022 2,551 22,286

may-16 1,778 0 12,671 30,312 44,762 may-16 464 0 898 0 1,362

jun-16 1,483 19,041 7,578 22,281 50,383 jun-16 0 3,189 2,697 2,677 8,564

jul-16 0 17,375 9,901 34,402 61,678 jul-16 0 0 963 2,183 3,146

ago-16 0 14,427 12,471 40,240 67,138 ago-16 10 0 6,926 5,658 12,594

TOTAL 24,583 140,549 124,610 277,505 567,248 TOTAL 35,718 53,439 55,533 51,277 195,967

2016 2016

Consumo Carbón PAIPA Ton/mes Consumo Carbón ZIPA Ton/mes





El último dato disponible de precio promedio de carbón en el mercado internacional es del mes de julio de 2016. Para

este mes, el promedio mensual del precio de referencia para Colombia se sitúo en 58.80 USD/Ton, representando un aumento de 5.95 % respecto al mes de junio de 2016 y un aumento de 0.68% respecto al precio para el mismo mes

del año 2015.

Los Precios FOB de Exportación de Carbón Térmico que se muestran a continuación, corresponden al promedio de precios a los cuales fueron transados los volúmenes de Carbón de cada mes, puestos en el puerto de Santa Marta. El

precio promedio de exportación nacional para el mes de julio (último dato disponible) de 2016 estuvo en 51.22

Usd/Ton, mientras que para el mismo mes, el indicador de referencia para Colombia fue 58.80 Usd/Ton. Se presenta una diferencia de 7.58 Usd/Ton entre ambos indicadores.

Precios del Carbón en el Mercado Internacional

0

20

40

60

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100

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jul-01

ene-0

2

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3

jul-03

ene-0

4

jul-04

ene-0

5

jul-05

ene-0

6

jul-06

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7

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8

jul-08

ene-0

9

jul-09

ene-1

0

jul-10

ene-1

1

jul-11

ene-1

2

jul-12

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3

jul-13

ene-1

4

jul-14

ene-1

5

jul-15

ene-1

6

jul-16

Usd

/Ton





3.3 Exportaciones de Carbón Térmico

La serie histórica de exportaciones de Carbón Térmico en Millones de Toneladas mensuales, proviene de los reportes de las aduanas nacionales a los diferentes destinos de exportación. Los destinos más destacados son Países Bajos,

Estados Unidos, Islas Malvinas, Israel y Turquía, por los altos volúmenes exportados.

Fuente: DANE

USD/Ton mar-2016 abr-2016 may-2016 jun-2016 jul-2016

Precio 47.39 56.50 54.05 53.60 51.22

Precios FOB de Exportación Carbón Térmico

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

jul-01

ene-0

2ju

l-02

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3ju

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4ju

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5ju

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6ju

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7ju

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0ju

l-10

ene-1

1ju

l-11

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3ju

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ene-1

4ju

l-14

ene-1

5ju

l-15

ene-1

6ju

l-16

Usd

/Ton





Las exportaciones de carbón térmico en el mes de julio de 2016, disminuyeron en 16.17% respecto al mes anterior, totalizando un volumen de 6.2 Millones de Toneladas. Al finalizar el 2015, el promedio de las exportaciones se situó en

6.1 Millones de Toneladas. En el mes de julio de 2016 se presentó una disminución de las exportaciones de carbón

cercana a 0.14 MT en relación con el volumen exportado en el mismo mes del año 2015, que representa una variación de 2.5%.

Fuente: UPME - SIMCO

Exportaciones de Carbón Térmico

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0ene-0

8

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9

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ene-1

0

jul-10

ene-1

1

jul-11

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2

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3

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ene-1

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ene-1

5

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ene-1

6

jul-16

To

n/M

es

Mill

on

es

Volumen

MTon/Mes mar-2016 may-2016

7.95.65.8 7.4

jun-2016

6.2

abr-2016 jul-2016

valores históricos y críticos [gwh/día] -...

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