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Mercado Eléctrico y Perspectiva de la Demanda de Energía Eléctrica en Colombia.

Cruz Ospina Fabián

Generación

Trasmisión Demanda Distribución

Comercialización

t

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Índice General Parte 1: Mercado Eléctrico Colombiano ............................................................................................. 3 Parte 2: Perspectiva de la demanda de energía eléctrica en Colombia.............................................. 8 Referencias ........................................................................................................................................ 15

Índice de Tablas Tabla 1. Actividad de Generación ....................................................................................................... 4 Tabla 2. Actividad Transporte ............................................................................................................. 5 Tabla 3. Actividad de Distribución ..................................................................................................... 5 Tabla 4. Actividad de Comercialización ............................................................................................. 5 Tabla 5. Actividades Complementarias del Mercado ......................................................................... 7 Tabla 6. Demanda SIN Anual ............................................................................................................. 9 Tabla 7. Histórico de Demanda Máxima .......................................................................................... 12 Tabla 8.Escenarios de Crecimiento de Demanda Energía UPME .................................................... 13 Tabla 9.Escenarios de Crecimiento de Demanda Máxima UPME.................................................... 14

Índice de Gráficas Gráfica 1. Demanda de Energía Mensual.......................................................................................... 10 Gráfica 2. Demanda de Energía Semana-Día .................................................................................... 10

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Parte 1: Mercado Eléctrico Colombiano

El Mercado Eléctrico Colombiano denominado Mercado de Energía Mayorista (MEM) es un escenario dispuesto para la compra y venta de energía eléctrica dentro de un marco regulatorio establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Aunque la cadena de suministro está compuesta por 4 actividades principales: Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización, tan solo 2 tipos agentes participan en las decisiones mercado, los generadores y comercializadores, mediante transacciones de energía que pueden darse en sub-mercados de largo plazo (contratos Bilaterales) o corto plazo (Mercado Spot). En el mercado de largo plazo los comercializadores y generadores firman contratos denominados “Bilaterales” en donde establece un valor por cada kWh comprado de forma libre entre las dos partes. El objetivo de estos contratos es reducir la volatilidad de los precios de mercado que se puedan presentar en el corto plazo, asegurando así un determinado valor por cada kWh a través de la duración o las cantidades pactadas. En este sentido, existen dos tipos de contratos, el primero de ellos se denomina “Pague lo contratado”, en el que el comercializador paga en su totalidad la energía pactada en el contrato, sin importar que dicho monto no sea consumido totalmente. Cuando no es suficiente para abastecer la demanda deberá entonces contratarse energía en el mercado spot. El otro tipo de contrato se denomina “Pague lo demandado”, en este caso el comprador de energía pagará al precio pactado respecto a su consumo. Si el consumo es mayor a lo pactado en el contrato, el agente deberá pagar la energía al precio de bolsa.

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Para el mercado de corto plazo (Mercado SPOT o Bolsa de energía) cada uno de los agentes generadores presenta el día anterior un precio único para el día siguiente declarando su disponibilidad al operador del mercado, CND. Y por orden de mérito de menor precio se despachan las disponibilidades declaradas que sean necesarias para abastecer el pronóstico de demanda. La última unidad despachada necesaria para abastecer la demanda fija el precio marginal del sistema mediante el cual se remunera a todos los oferentes que resultaron despachados. Entonces, una vez establecido el precio los comercializadores pueden comprar la energía que sea necesaria para abastecer su demanda. Según los datos publicados por Expertos en Mercados (2014) las 4 actividades del mercado están compuestas de la siguiente manera (cifras 2013): Actividad de Generación Cantidad de agentes en el mercado

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Capacidad Instalada (MW)

14.559

Centrales Hidroeléctricas (MW)

9.316 (64%)

Centrales Termoeléctricas (MW)

4.515 (31%)

Plantas Menores (MW)

662 (4.5%)

Procesos de cogeneración (MW)

66 (0.5%)

Tabla 1. Actividad de Generación Actividad de Transporte 9

Cantidad de agentes en el mercado

24.456,6 (42%)

Total Red (km) Red de Transmisión 110 – 115 kV (km)

10.311,4

4


15,5 (0,06%)

Transmisión 138 kV (km) Transmisión 220 – 230 kV (km)

11.692,6 (48%) 2.437,1(10%)

Transmisión 500 kV (km) Tabla 2. Actividad Transporte Actividad de Distribución

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Cantidad de agentes en el mercado Tabla 3. Actividad de Distribución Actividad de Comercialización

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Cantidad de agentes en el mercado Tabla 4. Actividad de Comercialización

En la ley 143 de 1994 se establecen los principios de todas estas actividades. Estos son: la eficiencia, utilizando y asignando los recursos garantizando al menor costo; Calidad, Cumpliendo requisitos técnicos; continuidad, permitiendo interrupciones solo por razones técnicas, fuerza mayor, caso fortuito, o por sanciones al usuario; adaptabilidad, Incorporando avances de la ciencia y la tecnología; neutralidad, dando igual trato a todos los usuarios; solidaridad, permitiendo que sectores de consumo de mayor ingreso ayuden a los de menor ingreso y equidad brindando una Cobertura equilibrada y adecuada. Debido a la cantidad de agentes de cada actividad y a la forma en que opera su infraestructura, es posible afirmar que las actividades de generación y comercialización representan esquemas oligopólicos que le estado vigila para evitar el poder de mercado

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mientras que las actividades de transmisión y distribución son actividades con monopolios naturales. A pesar de que generadores y comercializadores pactan el precio de la energía dentro del MEM los usuarios de la energía perciben estos mediante una estructura tarifaria que divide a los usuarios en dos tipos: regulados y no regulados. Para los usuarios regulados la CREG ha definido un costo unitario de la energía que remunera los costos e inversiones de cada una de las actividades mientras que para los usuarios no regulados permite la libertad de la tarifa entre usuarios y comercializadores. Por otro lado, el sistema eléctrico nacional tiene dos interconexiones internacionales, una con Ecuador que opera mediante el esquema de TIES (transacciones eléctricas internacionales) en donde existe un mercado SPOT que en su mayoría exporta al país vecino y otra interconexión con Venezuela que operan bajo contratos bilaterales con el objetivo de cubrir contingencias en el área Caribe de ambos países (CIER, 2013). Las necesidades del mercado son planeadas con anticipación y son adjudicadas mediante mecanismos de mercado a los agentes correspondientes. Uno de estos esquemas es el cargo por confiabilidad, el cual permite adjudicar obligaciones de energía firme futura a los generadores interesados, a fin de cubrir el aumento de la demanda y/o posibles contingencias del sistema en años posteriores. Además, se elaboran planes de expansión para redes de trasmisión y distribución que establecen las necesidades detalladas de las redes eléctricas, adjudicado a algunos agentes del sistema la construcción de dicha infraestructura de acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda.

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Además del proceso descrito anteriormente es necesario mencionar que adicionalmente a estas actividades propias del mercado, existe una estructura institucional en la cual algunas entidades, en su mayoría gubernamentales, que no participan directamente en el mercado tienen actividades que inciden sobre él. Estas actividades y entidades son: Actividad

Entidad

Dirección

Ministerio de Minas y Energía (MME)

Planeación

Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)

Regulación

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

Control y Vigilancia (SSPD) Centro Nacional de Despacho (CND), Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC). Operación y Administración Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC)- control técnico y financiero las transacciones que se puedan presentar en el sistema. (No gubernamental) Consejo Nacional de Operación, Comité Asesor de Análisis, seguimiento, criterios.

Comercialización, Comité Asesor de Planeación de la Transmisión

Tabla 5. Actividades Complementarias del Mercado

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Parte 2: Perspectiva de la demanda de energía eléctrica en Colombia

En los últimos diez años la demanda de energía eléctrica en Colombia ha experimentado un crecimiento generalizado. Varios estudios sugieren que este crecimiento se encuentra estrechamente ligado al crecimiento diferentes variables de la economía y al crecimiento de la población, la industria, el comercio entre otras variables. Esto nos lleva a que el crecimiento de cada año con respecto al anterior a pesar de ser positivo, no ha sido constante, en la medida en que las variables económicas del país y el crecimiento poblacional no lo han sido. En esta sección se describen las características generales de la demanda de energía eléctrica, su crecimiento y la perspectiva que tiene la unidad de planeación minero energética acerca del consumo de energía. En la Tabla 6. Demanda SIN Anual, se muestran las tasas de crecimiento y la demanda del sistema interconectado nacional registrados durante los últimos diez años (Sistema de Información Eléctrico Colombiano, 2014). Año

Demanda (GWh)

Procentaje de Aumento

1994

39.531

4,94%

1995

41.774

5,67%

1996

42.300

1,26%

1997

43.633

3,15%

1998

43.734

0,23%

1999

41.503

-5,10%

2000

42.246

1,79%

2001

43.215

2,29%

8


2002

44.499

2,97%

2003

45.768

2,85%

2004

47.017

2,73%

2005

48.829

3,85%

2006

50.815

4,07%

2007

52.853

4,01%

2008

53.870

1,92%

2009

54.679

1,50%

2010

56.148

2,69%

2011

57.150

1,79%

2012

59.370

3,88%

2013

60.885

2,55%

Tabla 6. Demanda SIN Anual La tasa media de crecimiento media de los últimos 10 años es de 2.9% y el promedio mensual del último año es de 5074 GWh. Históricamente, el comportamiento de la demanda mensual exhibe una tendencia de crecimiento interanual. Ver Gráfica 1. Demanda de Energía Mensual. (Un ajuste lineal de este porcentaje de crecimiento indica que la tasa de crecimiento mensual durante los últimos diez años en promedio es 0.05%). Además, cada año sigue un proceso que se podría llamar “estacional”, toda vez que tiene periodos de crecimiento y decrecimiento similares. Los periodos de decrecimiento en donde el mes anterior tiene una demanda mayor son: Febrero, Abril, Junio, Septiembre, Noviembre.

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Gráfica 1. Demanda de Energía Mensual Semanalmente, la demanda de energía del sistema Interconectado Nacional, tiene el comportamiento que se muestra en la Gráfica 2. Demanda de Energía Semana-Día. Los días de menor demanda en la semana suelen ser el lunes, sábado y el domingo lo que puede ser ocasionado por el comportamiento del sector industrial y/o comercial. En promedio la demanda de energía diaria es de 162,08 GWh (Expertos en Mercados portal BI, 2014).

Gráfica 2. Demanda de Energía Semana-Día

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La demanda hora a hora del sistema demuestra, para cada uno de los días de la semana en las horas de mayor demanda son las 18 y las 19 del día. Además, se podrían clasificar cuatro periodos de demanda durante el día, el primer periodo es un periodo creciente entre las horas 6 y 11, un segundo periodo estable entre las 11 y las 17 horas, un tercer periodo creciente entre las 18 y las 19 horas, y un cuarto periodo decreciente entre las 20 y las 5 horas del día siguiente. El sistema de potencia colombiano tiene un pico de demanda en las horas 18,19 y 20 mientras el resto del día se presentan horas valle que alcanzan en promedio el 79% del máximo valor. Esto quiere decir que el crecimiento de la infraestructura se debe realizar teniendo en cuenta las máximas exigencias de la demanda mientras en horas valle el sistema general no se encuentra totalmente utilizado. Este Crecimiento generalizado de la demanda a través de la última década ha con llevado al crecimiento de la demanda máxima que presenta el sistema. Según los datos publicados por Sistema de Información Eléctrico nacional (2014) El crecimiento de la demanda máxima del sistema ha sido en promedio 1.56% para los últimos 10 años. Año

Demanda Máxima (MW)

Procentaje de Aumento

1994

6.896

6,83%

1995

7.130

3,39%

1996

7.276

2,05%

1997

7.559

3,89%

1998

7.506

-0,70%

1999

7.345

-2,15%

11


2000

7.617

3,70%

2001

7.783

2,18%

2002

8.018

3,02%

2003

8.050

0,40%

2004

8.332

3,50%

2005

8.639

3,68%

2006

8.762

1,42%

2007

9.093

3,78%

2008

9.079

-0,15%

2009

9.290

2,32%

2010

9.100

-2,05%

2011

9.295

2,14%

2012

9.504

2,25%

2013

9.383

-1,27%

Tabla 7. Histórico de Demanda Máxima La Máxima demanda de potencia se presenta en el mes de diciembre y la mínima en enero. En los últimos dos años la demanda máxima de potencia es en promedio mayor en un 6% a la demanda mínima presentada durante el año. De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (2013) el crecimiento esperado de la demanda de energía, es el que se muestra en las tablas 8 y 9 visto desde tres escenarios, medio, alto y bajo.

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Escenario de demanda de energía

Tasas de crecimiento para cada

GWh

escenario

Año Medio

Alto

Bajo

Medio

Alto

Bajo

2014

63.482

65.000

61.963

3,98%

5,18%

2,75%

2015

65.526

67.070

63.983

3,22%

3,18%

3,26%

2016

68.134

69.704

66.563

3,98%

3,93%

4,03%

2017

70.173

71.773

68.572

2,99%

2,97%

3,02%

2018

73.035

74.668

71.401

4,08%

4,03%

4,13%

2019

75.945

77.613

74.276

3,98%

3,94%

4,03%

2020

78.002

79.708

76.296

2,71%

2,70%

2,72%

2021

79.786

81.532

78.040

2,29%

2,29%

2,29%

2022

81.510

83.297

79.723

2,16%

2,17%

2,16%

2023

82.825

84.654

80.995

1,61%

1,63%

1,60%

2024

84.650

86.524

82.776

2,20%

2,21%

2,20%

2025

86.529

88.449

84.610

2,22%

2,22%

2,22%

2026

88.342

90.308

86.376

2,09%

2,10%

2,09%

2027

90.265

92.279

88.251

2,18%

2,18%

2,17%

Tabla 8.Escenarios de Crecimiento de Demanda Energía UPME Escenario de demanda Máxima de

Tasas de crecimiento para cada

energía GWh

escenario

Año

2014

Medio

Alto

Bajo

Medio

Alto

Bajo

10.353

10.600

10.105

3,98%

5,18%

2,75%

13


2015

10.632

10.884

10.381

2,70%

2,68%

2,73%

2016

11.053

11.308

10.798

3,96%

3,90%

4,02%

2017

11.310

11.571

11.049

2,33%

2,33%

2,33%

2018

11.827

12.093

11.560

4,57%

4,51%

4,63%

2019

12.074

12.346

11.802

2,09%

2,09%

2,09%

2020

12.291

12.569

12.014

1,80%

1,80%

1,79%

2021

12.704

12.989

12.419

3,36%

3,34%

3,38%

2022

12.948

13.239

12.656

1,92%

1,93%

1,91%

2023

13.217

13.515

12.919

2,08%

2,09%

2,07%

2024

13.470

13.775

13.166

1,92%

1,92%

1,91%

2025

13.802

14.115

13.489

2,46%

2,47%

2,46%

2026

14.110

14.431

13.789

2,23%

2,23%

2,23%

2027

14.429

14.758

14.101

2,26%

2,27%

2,26%

Tabla 9.Escenarios de Crecimiento de Demanda Máxima UPME La estimación de estos valores es elaborada con un modelo VAR (Modelo vectorial auto regresivo). Las variables del modelo son: Demanda de energía eléctrica, PIB de 9 sectores (agricultura, minería, Industria manufacturera, suministro de servicios públicos, construcción, comercio, transporte, financiero y Actividades personales), población y temperatura media. Además, se tiene en cuenta la entrada programada de cargas especiales pertenecientes Pacific Rubiales, Ecopetrol y Drumond.

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Referencias

CIER. (2014). Regulación Sector Eléctrico 2013. Recuperado de https://sites.google.com/site/regulacionsectorelectrico/ Expertos en Mercados. (2014). Descripción y Funcionamiento del Sistema Eléctrico Colombiano. Recuperado de http://www.xm.com.co/Pages/DescripciondelSistemaElectricoColombiano.aspx Expertos en Mercados Portal BI. (2014). Histórico de Demanda. Recuperado de http://informacioninteligente10.xm.com.co/demanda/Paginas/HistoricoDemanda.aspx Sistema de Información Eléctrico Colombiano (2014). Indicadores. Recuperado de http://www.siel.gov.co/ Unidad de Planeación Minero Energética. (2013). Escenarios de proyección de demanda. Recuperado de http://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.a spx?PageContentID=97

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