INFORME MERCADO ENERGÉTICO Abril 2015

I.

INFORMACIÓN ECONÓMICA

En la tabla siguiente se presenta el IPP, el IPC, y la TRM de los meses de marzo y abril de 2015.

Indice

El Índice de Precios del Productor -IPP- para el mes de abril de 2015, registró una variación de -0.34% con respecto al mes anterior, una tasa menor en 0.77 puntos porcentuales frente a la registrada en abril de 2014. El índice de Precios al Consumidor –IPC-, mostró un incremento del 0.54% con respecto al mes anterior, una tasa menor en 0.08 puntos porcentuales frente a la registrada en abril de 2014. En lo que respecta a la TRM promedio, durante el mes de abril de 2015, el peso se revaluó frente al dólar en un 3.10%, y en lo que respecta a la TRM del último día se revaluó en un 7.30%.

II. 1.

2015

2015

Real

Estim.

Variación Ene 15 - Abr 15

Variación Abr 14 - Abr 15

4.30%

mar

abr

may

IPP

102.45

102.10

102.41

1.39%

IPC

120.98

121.63

121.99

2.29%

4.64%

TRM Prom.

2585.36

2505.25

2381.22

4.50%

29.25%

TRM Ult.

2576.05

2388.06

2389.49

5.53%

23.41%

CONDICIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO

Aportes Hidrológicos Durante el mes de abril de 2015 la hidrología alcanzó un valor promedio de 149.9 GWh/día, 6.1% por debajo del promedio histórico. Las regiones, Antioquia, Caribe, Centro y Valle presentaron valores por debajo del promedio histórico en 7.2%, 18.8%, 6% y 18.6%, respectivamente, y Oriente estuvo 1.7%, por encima de su promedio histórico. La hidrología para el mes de mayo de 2015 hasta el día 20 está en un promedio de 110.46 GWh/día, un 48.58% por debajo del promedio histórico de dicho mes, el cual es de 214.81 GWh/día.

Valores históricos y críticos Promedio mes real Histórico Crítico (*) Mayo hasta el día 20.

dic-14 119.45 140.93 75.92

ene-15 74.46 94.23 47.99

feb-15 92.50 88.32 42.12

mar-15 87.55 102.14 47.70

abr-15 149.90 159.71 78.28

may-15 110.46 214.81 116.68

a.

Niveles de embalse

Al finalizar el mes de abril de 2015 el embalse útil agregado alcanzó los 7,297.14 GWh llegando al 45.40% de la capacidad útil embalsable. El nivel del embalse estuvo 0.4 puntos porcentuales por encima, en comparación con lo presentado al finalizar el mes de abril de 2014 (44.97%). La capacidad máxima total del embalse agregado registrada al inicio del mes de abril (Con la entrada del embalse SOGAMOSO), es de 16,073 GWh. En la gráfica se presenta la evolución del nivel del embalse agregado hasta el 20 de mayo de 2015 el cual alcanza el 41.55%. Esta evolución se compara con los años recientes.

(*)El embalse a partir del 01 de diciembre de 2014, incluye SOGAMOSO, de acuerdo con su entrada oficial.

En la siguiente gráfica se compara la evolución del embalse durante los años indicados con proyecciones del año 2015, simulando el comportamiento del sistema con el modelo de COSENIT para distintos escenarios de hidrología.

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En la simulación realizada, se asumió incremento de la demanda mensual con base en el escenario medio de la UPME, y como restricción para finalizar el año 2015, el volumen útil debe ser al menos el 70% de la capacidad embalsable de los principales embalses. Los escenarios de hidrología para la simulación son:

Escenario Optimista Medio Pesimista

Escenarios Hidrológicos de la simulación may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 60% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 60% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 60% 75% 75% 90% 90% 90% 90%

dic-15 100% 90% 90%

Al analizar el Embalse Útil por región en el mes de abril de 2015 se observa que las regiones de Antioquia y Caribe, aumentaron el nivel del embalse respecto a abril de 2014 mientras que Centro, Oriente y Valle lo disminuyeron.

ANTIOQUIA CARIBE CENTRO ORIENTE VALLE TOTAL SIN

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abr-14 Capacidad (GWh) Volumen (GWh) 6,096 3,026 180 36 4,248 2,173 4,127 1,276 446 278 15,098 6,789

abr-15 Volumen (%) Capacidad (GWh) Volumen (GWh) 49.64% 6,054 3,209 19.79% 153 55 51.15% 5,233 2,639 30.93% 4,188 1,199 62.41% 444 195 44.97% 16,073 7,297

Volumen (%) 53.00% 35.62% 50.43% 28.63% 43.82% 45.40%

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2.

Evolución Demanda Energía Eléctrica

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), revisó en el mes de marzo de 2015 la proyección de crecimiento de la demanda de energía en el corto plazo, obteniendo un escenario medio en donde se espera que el año 2015 presente un crecimiento de 3.2% respecto al año 2014. La demanda en el último período anual (May 14 – Abr 15) muestra un crecimiento 4.1% con respecto al mismo periodo del año inmediatamente anterior (May 13 – Abr 14). El anterior crecimiento del 4.1% está distribuido en el aumento de la demanda No Regulada en 2.1% y de la demanda Regulada en 5.2%.

Crecimiento de la Demanda de Energia Año Corrido (%)

Crecimiento de la Demanda de Energia Año Corrido (%)

6.0%

10%

5.0%

8%

4.0%

6%

3.0%

4%

2.0%

2%

1.0%

0%

0.0%

-2%

No regulada

PERIODO - AÑO CORRIDO

Regulada

Total SIN

PERIODO - AÑO CORRIDO

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 gráficas siguientes 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 abril de 2015 la demanda de energía eléctrica de los Clientes de COSENIT ha aumentado cerca del 23% con respecto al mes de enero de 2008, la demanda nacional está ubicada por encima del valor de referencia en un 17,5%. En Página 4

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lo que respecta al Gas Natural la demanda nacional está un 7% por debajo del mes de referencia y la demanda de los clientes de COSENIT está un 18% por debajo del valor de referencia.

Evolución Porcentual de Demanda Eléctrica No Regulada Nacional VS Clientes COSENIT (Base=Enero 2008) 135% 130%

Total COSENIT Demanda Nacional No Regulada

125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85% 80%

3.

Evolución Porcentual de Demanda Gas Natural Industrial Nacional VS Clientes COSENIT (Base=Enero 2008) 130% 125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60%

Total COSENIT Demanda Nacional No Regulada

Precios del Mercado.

Durante el mes de abril de 2015 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó en las horas 14 del día 7, alcanzando un valor de 235.13 $/kWh, mientras el valor mínimo se dio entre las horas 2 y 4 del día 24 ubicándose en 109.11 $/kWh.

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En abril de 2015, el promedio de los precios de bolsa fue de 161.33$/kWh, lo que representa una disminución de 21.3% con respecto al mes inmediatamente anterior. El Precio promedio ponderado de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre Comercializadores fue de 153.48 $/kWh, lo que representa una disminución de 1.27% 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.

PRECIOS MERCADO SPOT (BOLSA) (Col $ Corrientes/kWh) abr-14

may-14

jun-14

jul-14

ago-14

sep-14

oct-14

nov-14

dic-14

ene-15

feb-15

mar-15

abr-15

PROMEDIO MES

MES

373.75

381.98

335.32

184.62

200.14

177.43

207.03

166.57

175.06

187.60

166.23

205.50

161.33

MAXIMO MES

480.54

469.69

474.11

445.33

439.87

341.73

405.39

222.93

230.76

276.30

239.24

281.77

235.13

MINIMO MES

123.19

152.11

79.42

39.00

76.74

79.15

67.98

67.97

45.68

46.79

116.73

112.73

109.11

145.03

145.51

147.22

146.36

147.26

151.54

150.49

155.46

153.48

PRECIO CONTRATOS LARGO PLAZO (Col $ Corrientes/kWh) PROMEDIO MES

4.

145.81

146.34

144.95

143.84

Restricciones.

En abril de 2015 el valor de restricciones fue de 5.13 $/kWh, presentó un incremento de 45 % respecto a marzo de 2015. El incremento presentado con respecto a marzo de 2015 se dio debido a:    

El incremento de 16% en las reconciliaciones positivas. La reducción en la demanda con respecto al mes de marzo de 2015. La reducción de 9% en las reconciliaciones negativas. La reducción del 7% en la responsabilidad comercial por AGC.

A pesar de: 

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La reducción del servicio de Control Automático de generación AGC con respecto al mes anterior debido a que las Plantas y/o Unidades de Generación prestaron el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia en menor proporción con respecto al mes de marzo de 2015.

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Para el cálculo de la tarifa de Restricciones con Alivio se toma el Costo Total de Restricciones con Alivio, esto es el costo total de restricciones menos el alivio, dividido entre la demanda del mes correspondiente. $ ($ 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 − $ 𝐴𝑙𝑖𝑣𝑖𝑜) 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝐴𝑙𝑖𝑣𝑖𝑜 ( )= 𝑘𝑊ℎ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 (𝑘𝑊ℎ)

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

Evolución de Restricciones ($/kWh) 7

6

5 ,1 3

$/kWh

5 4

3 2 1

0

*No incluye alivio efectuado en feb-2014, ene, feb y mar 2015.

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5.

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 abril de 2015, el precio de escasez actualizado por XM fue de 348.86 $/kWh y para el mes de marzo de 2015 fue de 321.96 $/kWh.

6.

Proyecciones del Clima

La variación de la Temperatura Superficial del Mar (TSM ó 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. La variación de temperatura del Pacífico Tropical se encuentra en un nivel superior a 0.5 (1.06 °C).

“El Niño”: Variación de temperatura igual o superior a 0.5 °C

 Leve: 0.5°C≤TSM-1.5°C.  Fuerte: -1.5°C≥TSM. “Neutral”: Variación de temperatura entre 0.5°C y -0.5°C La variación en la temperatura Superficial del Mar en el Pacífico Tropical durante el mes de mayo en el cuadrante 3.4 se situó en valores superiores a 0.5°C. Los dos últimos datos reportados para la zona 3.4 son de 0.97°C para la semana del 4 al 10 de mayo y 1.06°C para la semana del 11 al 17 de mayo, cifras que se encuentran por encima dele umbral que favorece al fenómeno de “El Niño”.

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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”.

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De acuerdo a los cuadrantes presentados, el gráfico de la izquierda 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 mantenido valores positivos altos, llegando a valores superiores a 1 en el cuadrante 3.4.

El gráfico presentado a continuación permite conocer de forma más clara la situación sobre la anomalía de temperatura en el pacífico durante los últimos días:

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Con base en las proyecciones presentadas por International Research Institute for Climate and Society, a continuación se presentan las gráficas de probabilidades de ocurrencia de condiciones de “El Niño", "Neutral", y de "La Niña" de inicios y mediados de abril. Se puede observar que la probabilidad de ocurrencia de “EL NIÑO" para el 2015 aumentó en 10 puntos porcentuales promedio.

Fuente: International Research Institute for Climate and Society, [20 de Abril de 2015]1 Las aseveraciones del International Research Institute for Climate and Society acerca del incremento en las probabilidades de fenómeno de “El Niño" se presentan a continuación:

“Durante abril y hasta principios de mayo de 2015, la temperatura superficial del océano ha estado sobre los límites del fenómeno “El Niño” débil, la mayor parte de las variables atmosféricas indican un patrón de “El Niño” más notorio incluyendo: debilitamiento de los vientos alisios, baja Oscilación del Sur y exceso de precipitaciones en el límite de la línea meridional. El consenso de los modelos de predicción del ENSO indican condiciones de “El Niño” durante la temporada de abril a junio de 2015, probable fortalecimiento durante el verano y finales del 2015. Por su parte las declaraciones del IDEAM presentan las siguientes predicciones climatológicas para el mediano y largo plazo2: 1 Disponible en : http://iri.columbia.edu/climate/ENSO/currentinfo/QuickLook.html 2

Fuente: Boletín Predicción climática y Alertas, Abril 2015, www.ideam.gov.co

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Mediano plazo Junio-Julio 2015 proyección por regiones

Región

Pronóstico de precipitación

Andina Orinoquía Caribe

Para el norte de la región se prevén volúmenes de precipitación entre normales y ligeramente por debajo de lo normal en toda la región. En el norte de la región se prevén volúmenes de precipitación entre normales y ligeramente por debajo de los valores históricos, mientras que en el sur de la región se esperan precipitaciones entre normales y ligeramente por encima de esta condición. Se prevén volúmenes de precipitación entre normales y ligeramente por debajo de lo normal en toda la región.

Largo plazo agosto, septiembre y octubre de 2015 De continuar las condiciones actuales de calentamiento en el océano Pacífico Tropical, se prevé una disminución en los volúmenes de precipitaciones, para el período en cuestión. Sin embargo, es indispensable vigilar las condiciones océano atmosféricas en las cuencas de los océanos Pacífico Tropical y Atlántico occidental, las cuales condicionan, en gran medida el volumen de lluvias en el territorio nacional.

7.

Novedades Regulatorias Energía Eléctrica

Resolución CREG 179 de 2014, Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional” La CREG publicó el proyecto de resolución “Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional” para el periodo tarifario 2015-2019. COSENIT asesoró ASOENERGÍA, en el análisis de las propuestas sobre la metodología de remuneración de los cargos de las actividades de distribución eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, presentadas por la CREG en la resolución CREG 179 de 2014. A continuación se presentan algunos fragmentos de los comentarios de esta resolución que fueron enviados a la CREG, el pasado 14 de mayo. En el siguiente cuadro se comparan de manera general, los principales aspectos de las tres últimas metodologías para la remuneración de la actividad de Distribución.

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Temas Reconocimiento de Inversión - Metodología Eficiencia Tasa de retorno antes de impuestos Unidades constructivas Activos de terceros (Nivel 1) Administración, Operación y Mantenimiento Cálculo de energía útil Reconocimiento de pérdidas Calidad del servicio

Resolución CREG 099 de 1997 Precio máximo Aplicación de criterios 9% Baja desagregación Remuneración regulada del activo % Inversión Cálculo de energía útil Índice único Compensaciones

Expansión

Costo medio

Resolución CREG 082 de 2002 Ingreso regulado – Precio máximo Aplicación de criterios 14.06 % – 16.06 % Alta desagregación Descuento en la tarifa o remuneración del activo % Inversión Cálculo de energía útil Índices para cada OR (Rural – Urbano) Compensaciones Costo medio Actualización anual del ingreso del STR

Resolución CREG 097 de 2008 Ingreso regulado – Precio máximo Decreto MME 388 de 2007 13 % - 13.9 % Alta desagregación Descuento en la tarifa o remuneración directa Gastado y remunerado Cálculo de energía útil Índices para cada sistema OR Compensaciones e Incentivos simétricos Actualización ingreso STR por solicitud Actualización por costo superior al medio, por solicitud

METODOLOGIA REMUNERACION DISTRIBUCION ELECTRICA Consideramos que la metodología vigente para la fijación de los cargos de distribución eléctrica debe de estar soportada, entre otros, en los siguientes cinco principios fundamentales: 1) La valoración de los activos debe hacerse a “Valor de Reposición a Nuevo”. 2) El reconocimiento de los costos de AOM y Pérdidas debe estar acorde con el hecho que a los activos se les está dando el tratamiento de nuevos. 3) Las inversiones en reposición de activos, calidad y pérdidas deben de ser una obligación de los O.R. y deben estar incluidas en la tarifa. 4) La calidad del servicio debe estar acorde con esa condición de “Activos Nuevos”. 5) La aplicación de tasas de rentabilidad (WACC) deben estar acordes con los riesgos del mercado y del país. Como ha sido mencionado en varias oportunidades, la aplicación de esta metodología, que fue la base para definir los cargos de distribución vigentes desde el 2008 (hace más de 7 años), presenta fuertes incoherencias, que han generado un sobre costo a la demanda el cual viene afectando enormemente la competitividad industrial. Aunque a continuación se van a analizar los cinco aspectos, es claro que los cuatro primeros serán el objeto fundamental de los cometarios de esta comunicación. 

Valor de Reposición a Nuevo: La valoración que se hizo de los activos en el 2008 se desarrolló ponderando con el factor del 90% los precios de mercado vigentes en el año 2002 y con el factor del 10% los precios de mercado vigentes en el año 2008, a pesar que debería de haberse efectuado un 100% con el valor de los precios de mercado del 2008. En resumen, el sobre costo que debe de corregirse en este nuevo periodo tarifario por valoración de activos debe de generar una disminución tarifaria cercana al 37% con respecto a lo actual.



Inversiones en Reposición de Activos en Calidad y Pérdidas: Como también se indicó previamente, al darse un tratamiento permanente de “Activos Nuevos”, estas inversiones deben de ser una obligación del O.R. y deben de estar cubiertas por la tarifa.



Calidad del Servicio: La calidad del servicio debería de estar acorde con el reconocimiento de “Activos Nuevos” y eso en la realidad no viene ocurriendo, particularmente en algunas regiones del país como la Costa Caribe, no se entiende como la acción fiscalizadora de las autoridades no ha estado orientada a garantizar ese objetivo.



WACC: Aunque este tema no es el objeto de la Resolución en Consulta, el desfase en este aspecto también está generando un importante sobrecosto. El WACC reconocido actualmente para los activos de distribución es de 13.9% para los niveles 2 y 3 y de 13.0% para el nivel 4 antes de impuestos. Este valor está muy por encima del riesgo de la actividad y del riesgo país. Con base en estudios recientes que indican que este valor no debería ser superior al 8.0%, el sobre costo tarifario por este concepto es superior al 35%.

En consideración a lo anterior, el principio fundamental que debe de seguirse para definir los nuevos cargos de distribución, es que respecto al cálculo de la anualidad (Inversiones y AOM) que por todo concepto serviría de base para determinar los Dt, su valor debería desde la entrada en vigencia de la resolución estar por debajo en al menos un 40% de la cifra de la anualidad vigente actualmente. Que dentro de la reducción previamente mencionada, los OR estén obligados a efectuar las inversiones por Página 13

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reposición, calidad y pérdidas. Igualmente, que lo reconocido por AOM y por perdidas esté relacionado con la condición de activos a “Nuevos”. Bajo ningún argumento, un cambio de metodología debería propiciar que el anterior principio no se cumpla y en ese sentido ASOENERGIA y el sector industrial estarán complemente vigilante. La propuesta formulada por la CREG comparada con lo actualmente vigente puede resumirse en la siguiente Grafica.

La CREG no ha presentado en los talleres realizados, el impacto que podría tener este cambio de acuerdo a la sensibilidad de las principales variables de esta resolución, como lo son: La Base Regulatoria Inicial -BRA, Factor de Ajuste, vida útil, antigüedad, entre otros. La falta de información respecto a vida útil y el valor de las inversiones que ya ha sido reconocida durante los últimos periodos tarifarios, no le permite a la Demanda determinar el origen y las bases de cálculo de los porcentajes de Factor de Ajuste (FA) definidos en la tabla 1 de la Resolución. Es decir, la demanda no tiene claro de dónde salen los dos componentes del Factor de Ajuste, tanto el de antigüedad como el de cambio de modelo y, al igual que para el caso anterior, los OR si tienen esa información y por lo tanto se está colocando a la demanda en inferioridad de condiciones. 

Base Regulatoria de Activos:

Como se ha mencionado, el hecho de que la BRA inicial sea valorada con el promedio ponderado 90% resolución CREG 082 de 2002 y 10% resolución CREG 097 de 2008, le está a representando a la demanda un incremento en la remuneración de los activos de distribución de alrededor del 37%.

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REMUNERACIÓN DE INVERSIÓN 30.0

BILLONES DE PESOS

25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0

: 29 28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 ANUALIDAD (90-10)

ANTIGÜEDAD (AÑOS) ANUALIDAD (097 de 2008)

ANUALIDAD (038 de 2014)

Observamos que actualmente con el ponderado 90% (2002) y 10% (2008), estamos remunerando inversiones por un valor cercano a 26 billones para todos los niveles de tensión, esas mismas inversiones con los valores definidos en el 2008 debería está en un valor cercano de 18 billones de pesos y con la última valoración realizada en el año 2014, el valor de activos estaría cercano a los 16 billones continuando con la metodología de remuneración actual. Es decir, sin importar la antigüedad de los activos. 

Factor de Ajuste: La CREG en la tabla 1 de la Resolución, presenta los factores de ajuste que se aplicarían a la Base Regulatoria de Activos Inicial de cuerdo a la antigüedad de promedio de los activos por nivel de tensión. Esa tabla se a continuación: ANTIGÜEDAD PROMEDIO [AÑOS]

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FACTOR AJUSTE FA

ANTIGÜEDAD PROMEDIO [AÑOS]

FACTOR AJUSTE FA

0

100.0%

18

86.2%

1

99.7%

19

84.3%

2

99.4%

20

82.3%

3

99.1%

21

80.0%

4

98.8%

22

77.4%

5

98.4%

23

74.6%

6

97.9%

24

71.4%

7

97.4%

25

67.8%

8

96.9%

26

63.9%

9

96.2%

27

59.5%

10

95.5%

28

54.5%

11

94.8%

29

49.0%

12

93.9%

30

42.9%

13

92.9%

31

36.1%

14

91.9%

32

28.5%

15

90.7%

33

20.0%

16

89.3%

34

10.5%

17

87.9%

35

0.0%

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MIGRACION NIVEL DE TENSION SUPERIOR La CREG propone en la resolución que el cambio de remuneración de “Precio Máximo” a “Ingreso Máximo” en los niveles de tensión 3, 2 y 1, le quitaría el riesgo al OR respecto a la demanda y por lo tanto tendría que ser indiferente que un usuario migre o no a un nivel de tensión superior. El usuario que migre a un nivel de tensión debe pagar el incremento que se generé por descontar demanda en el nivel de tensión que abandona, lo que significa que la única razón por la cual un industria migraría a un nivel de tensión superior sería por condiciones técnicas y no por competitividad y mejora en su calidad de energía. La CREG argumenta que bajo un esquema de Ingreso Garantizado, los usuarios que quedan en el nivel de tensión del cual el usuario ha migrado se le incrementarían su tarifa y por lo tanto deben de ser compensados. Lo que no menciona la CREG es que esa migración favorece a los usuarios del nivel de tensión al cual llega el nuevo usuario Por otra parte, este esquema de raciocinio lo que quiere indicar es que el usuario que pudiera migrar de nivel de tensión esta al no hacerlo, dándole un subsidio al resto de los usuarios de ese nivel COSENIT, insiste en que se debe de permitir el libre cambio de nivel de tensión excepto que haya rezones técnicas que lo impidan. De lo contrario se estaría violando lo contemplado en la ley de libre acceso a las redes. CARGOS DE RESPALDO La CREG definió en la resolución CREG 024 de 2015 que todo usuario que requiera respaldo de la red, especialmente autogeneradores o cogeneradores de gran escala están obligados a celebrar contratos con los OR’s correspondientes. Adicionalmente, da la posibilidad a los autogeneradores de vender sus excedentes a la red en caso de contar con ellos. Este último punto nos ha parecido un buen logro para que la industria realice inversiones en equipos de autogeneración y el mercado de generación se dinamice aún más, dando competitividad al sector tanto industrial como de mercado de generación. En contra parte a lo anterior, la resolución CREG 179 de 2014 propone que un usuario que haya realizado o desee realizar inversiones en sistemas de autogeneración, con el fin de cubrir su demanda de manera más competitiva, debe continuar pagándole al sistema los cargos de transporte y distribución. Esto haría completamente inviable los proyectos de autogeneración y cogeneración e iría completamente en contra del espíritu de la Ley 1715 que busca impulsar los citados proyectos En conclusión, con este tipo de esquema de respaldo se estaría anulando totalmente la posibilidad de implementar sistemas de autogeneración y por consiguiente cerrando la posibilidad de que la industria sea más competitiva. FRONTERAS EMBEBIDAS Activos de uso del nivel de tensión 1: Las definiciones del proyecto de regulación publicado a través de la Resolución CREG 179 de 2014 (Activos de conexión a un STR o a un SDL) establecen que “A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los activos de conexión a un STR o a un SDL que tengan varios usuarios finales conectados, serán considerados como activos de uso del STR o SDL”. Al respecto encontramos necesario que la Resolución definitiva que se expida, precise que la anterior disposición es aplicable exclusivamente para activos de uso del nivel de tensión 1. Esta precisión sería consecuente con el análisis que hace la Comisión en el Documento 099 de 2014 que soporta la propuesta regulatoria, en el cual se hace explícito que el objetivo de

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proponer que todos los activos que atiendan a más de usuario sean considerados como de “uso”, es poder determinar la calidad del servicio que reciben los usuarios del nivel de tensión 1. En este sentido, solicitamos que la definición citada anteriormente sea complementada para precisar que los activos que serán considerados como de “uso” son exclusivamente aquellos del nivel de tensión 1 que tengan varios usuarios finales conectados. COSTO EXCESO DE ENERGIA REACTIVA Actualmente los usuarios que consuman exceso de energía reactiva en un 50% del consumo de energía activa hora a hora, deben pagar ese exceso por la tarifa de distribución que le corresponda de acuerdo al nivel de tensión. En la propuesta la CREG mantiene ese esquema pero adiciona una variable más de penalización que como mínimo incrementa el costo de penalización en 4 veces y que podría llegar a 12. Si bien estamos de acuerdo que tanto los OR’s como los usuarios deben mejorar e implementar sistemas de mejora para corregir el factor de potencia, consideramos que la penalización debe de ser mucho más gradual que la propuesta para darle tiempo al usuario de corregir el problema. CONCLUSIONES Estas son las conclusiones planteadas a la propuesta de la CREG sobre la metodología de distribución plasmada en la Resolución 179 de 2014 y que se enviaron en los comentarios de la misma. 

La metodología actual está siendo aplicada en forma incoherente al no valorar los activos a precios de mercado y al no considerar los AOM, pérdidas y calidad de servicio como si estos activos tuvieran esa característica.



La propuesta que se ha venido liderando a nombre de los industriales, es que se aplique la metodología actual, pero en forma coherente y eficiente. Es decir que: 1) La valoración de los activos se haga realmente a “Valor de Reposición a Nuevo” utilizando los precios de mercado actuales. 2) El reconocimiento de los costos de AOM y Pérdidas este acorde con el hecho que a los activos se les está dando el tratamiento de nuevos. 3) Las inversiones en reposición de activos, calidad y pérdidas sean una obligación de los O.R. y deban estar incluidas en la tarifa. 4) La calidad del servicio este acorde con esa condición de “Activos Nuevos”. 5) La aplicación de tasas de rentabilidad (WACC) deben este acorde con los riesgos del mercado y del país.



Los análisis desarrollados muestran que si se aplica la Metodología actual valorando los activos con precios actuales de mercado la base tarifaria se debería reducir en al menos un 40% de lo que actualmente se está cobrando. Esta reducción es la que los usuarios y particularmente la industria están esperando se dé a partir de la implementación de la nueva metodología. Complementario a lo anterior los usuarios están esperando una mejora notoria en la calidad del servicio (La calidad debe de ser la de unos activos con las características de nuevos) y una vigilancia permanente por parte de las autoridades para que se garantice esa calidad y la forma de alcanzarla. Es claro que en ese sentido se espera que las inversiones asociadas con reposición de activos, perdidas y mejoras de calidad están involucradas en la tarifa y como se indicó previamente la vigilancia para su implementación es obligación de las autoridades. “Esto se define como el Principio Fundamental”



Bajo ningún argumento, un cambio de metodología debería propiciar que el anterior principio no se cumpla y en ese sentido ASOENERGIA y el sector industrial estarán complemente vigilante.



Aunque la información disponible que ha puesto a disposición la CREG, no le permite a la demanda un análisis completo y exhaustivo de las implicaciones de la nueva metodología, lo desarrollado en este documento muestra claramente que lo propuesto por la CREG no solo no logra el objetivo anterior, sino que dependiendo de la antigüedad de los activos y de las inversiones que se planteen por parte de los O.R. pudiera generar inclusive un incremento tarifario con respecto a lo que

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se está actualmente reconociendo. En contrario, esa información si la posee en detalle cada uno de los correspondientes OR´s, lo que si les permite a ellos analizar en detalle el impacto de la metodología y definir las acciones que les ayuden a maximizar sus intereses 

Las justificaciones que menciona la CREG para proponer la nueva metodología, sobre todo las relacionadas con la práctica existente en otros mercados y la necesidad de motivar las inversiones no se consideran procedentes y válidas. En primer lugar, de los mismos documentos de soporte que dio la CREG sobre la materia, se observa que en los países de la región la metodología utilizada es la de “Reposición a Nuevo” y no la propuesta por la CREG. Así se pudo constatar en los casos de Brasil, Chile y Perú. Los casos del Reino Unido y de California están asociados con mercados muy distintos al colombiano y no se consideran como ejemplos necesariamente a imitar. En segundo lugar, se está en total desacuerdo que la motivación de los OR para desarrollar inversiones asociadas con reposición de activos, perdidas y mejoras de calidad se plantee lograr a través de un pago adicional por parte de la demanda. El problema real es que las autoridades no quieren o no pueden ejercer una verdadera fiscalización para forzar a los O.R. a cumplir con sus verdaderas obligaciones las cuales al final se reflejan en calidad del servicio.



Si las autoridades no tienen la capacidad de vigilar y supervisar a los O.R para exigirles la calidad de servicio que deberían prestar acorde con el reconocimiento de unos activos a nuevos, de la manera más respetuosa, se pone en duda que si la tengan para vigilar que esas inversiones se hagan de manera eficiente lo cual implica un proceso de fiscalización mucho más complejo.



En consideración a lo anterior, consideramos que se debe de mantener la metodología actual actualizando el valor de los activos a precios de mercado, aplicando un reconocimiento de pérdidas y AOM de activos nuevos y fiscalizando para que la calidad del servicio se preste acorde a ese estatus de nuevo. Como consecuencia de lo anterior todas las inversiones asociadas con reposición de activos, perdidas y mejoras de calidad deben estar involucradas en la tarifa deben de ser desarrolladas por el O.R., y como se indicó previamente, la vigilancia para su implementación es obligación de las autoridades.



Si se persiste en la aplicación de la nueva metodología, debe de estructurarse un factor de ajuste por cambio de metodología (Al igual que el propuesto por la CREG favoreciendo a los O.R.) que garantice que el principio fundamental se cumpla.



La migración de nivel de tensión debe ser de libre acceso como lo define la ley y solo se debe impedir por razones técnicas.



No aceptamos que mediante la propuesta de los cargos de respaldo se inviabilicen por completo los proyectos de autogeneración y cogeneración, lo cual va en total contravía de la ley 1715 y de la competitividad del sector industrial. Los cargos de respaldo deben ser calculados mediante la metodología actual.

Resolución CREG 024 de 2015 “Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el sistema interconectado nacional (SIN) y se dictan otras disposiciones.” Esta Resolución fue publicada luego del análisis de los comentarios realizados por COSENIT, y enviados por varias industrias, a continuación los aspectos más relevantes: Ámbito de aplicación. Esta resolución se aplica al autogenerador a gran escala, que se encuentra conectado al SIN. Así mismo, se adoptan algunas condiciones aplicables a otros agentes. NOTA: La UPME, entidad encargada de definir el nivel de potencia a partir del cual un autogenerador es considerado de gran escala.

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

Sistemas de medida. La frontera de comercialización y la frontera de generación del autogenerador a gran escala deberán cumplir con lo establecido en el código de medida, Resolución CREG 038 de 2014. Es requisito indispensable para acceder al mercado, que el autogenerador a gran escala instale un equipo de medición con capacidad para efectuar tele medida, de modo que permita determinar la energía demandada y entregada hora a hora, de acuerdo con los requisitos establecidos en el código de medida del código de redes y el reglamento de distribución.



Condiciones para el acceso al respaldo de la red. El autogenerador estará obligado a suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o transportador al cual se conecte, acorde con las condiciones de la conexión. El operador de red o el transportador dispondrán de formatos estándar para los contratos de respaldo y deberán cumplir lo dispuesto en la Resolución CREG 097 de 2008, o aquella que la modifique, adicione o sustituya. La nueva resolución sobre distribución, en la cual COSENIT participó activamente en la elaboración de comentarios, señala que el cargo de respaldo será la suma entre Transporte y Distribución, multiplicado por el consumo a respaldar. , Como se discutió activamente, esta obligatoriedad reduce drásticamente los incentivos para autogeneración.



Entrega de energía excedente: El autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes a la red deberá ser representado por un generador en el mercado mayorista, en cuyo caso las partes acordarán libremente las condiciones de dicha representación. Se aplicarán las condiciones establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW, y en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente.



Transición. Los agentes que son autogeneradores a la fecha de publicación de esta Resolución y quieran entregar excedentes deberán cumplir con lo establecido en la presente Resolución.

Los autogeneradores a gran escala que no entreguen excedentes contarán con un plazo de seis meses, a partir de la fecha en que la UPME defina el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, para cumplir con las condiciones establecidas en la presente Resolución. La Resolución rige a partir del 20 de abril de 2015, esta modifica el artículo 3 de la Resolución 086 de 1996 y deroga la Resolución CREG 084 de 1996 y las demás normas que le sean contrarias.

III.

MERCADO DE DERIVADOS EN COLOMBIA DEL ENERGÉTICO ELECTRICIDAD

Durante el mes de abril de 2015, se realizaron dos operaciones en el mercado de Futuros de Energéticos en las cuales se transaron 11 contratos. A continuación se presentan las tablas con esta información detallada.

ELM 17/04/2015

Cantidad 3

Energía por contrato (kWh) 360,000

Energía Contratada (kWh) 1,080,000

27/04/2015

8

360,000

2,880,000

17/04/2015 Mes jul-15 oct-15 nov-15

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Descripción detallada ELMN15F ELMV15F ELMX15F

Cantidad Precio ($/kWh) 1 170.00 1 175.00 1 175.00

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27/04/2015 Mes jul-15 ago-15 oct-15 nov-15

Descripción detallada ELMN15F ELMQ15F ELMV15F ELMX15F

Cantidad Precio ($/kWh) 2 170.00 2 170.00 2 175.00 2 175.00

A continuación se presentan las posiciones de Futuros abiertas a 20 de mayo de 2015 en Contratos para abril y mayo de 2015 (únicamente hay posiciones abiertas Contratos). Los números ubicados encima de las barras indican el precio promedio al cual fueron transados los contratos, mientras que los números ubicados dentro de las barras indican el número de contratos transados: Cierres Contratos Vencimiento abril y mayo 2015 250

209

209

$/kWh

200

abr-15 may-15

150

100

1

1

07-oct-14

07-oct-14

50

0

En las siguientes gráficas se presenta la valoración del Futuro del mes de abril y mayo de 2015 y la comparación de esa valoración con el comportamiento del precio Spot y de su promedio.

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260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

VALORACION PRECIO SP OT PRECIO PROMEDIO

IV.

1.

Valoración Futuro de Electricidad mayol de 2015 ELSJ15F VS Precio Spot y Precio Promedio ($/kWh)

$/kWh

$/kWh

Valoración Futuro de Electricidad abril de 2015 ELSH15F VS Precio Spot y Precio Promedio ($/kWh)

520 500 480 460 440 420 400 380 360 340 320 300 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

VALORACION PRECIO SP OT PRECIO PROMEDIO

CONDICIONES DEL SECTOR PETRÓLEO

Entorno Internacional - Mercado del Petróleo

La siguiente gráfica presenta la evolución de los precios del crudo WTI hasta Abril de 2015. Para este mes, el precio del WTI registró un valor promedio de 54.63 usd/bbl.

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El precio más alto registrado en el mes de Abril fue 59.63 USD/BBL El precio más bajo registrado en el mes de Abril fue 49.14 USD/BBL La gráfica muestra la evolución diaria de los precios durante los meses de abril 2015 y marzo de 2015. Como ya se indicó, en Abril el promedio del WTI fue de 54.63 usd/bbl mientras que en Marzo fue de 47.82 usd/bbl, presentando un incremento de 14.23%

La gráfica muestra, la evolución de los precios diarios del WTI en lo corrido del mes de mayo de 2015 contra la evolución de los de abril de 2015. El precio promedio de Abril fue de 54.63 usd/bbl y el de Mayo va en 59.77 usd/bbl

2.

Proyecciones de los Precios del Crudo3

Los precios del crudo del Mar del norte Brent terminaron en un promedio de 60 usd/bbl en abril de 2015, aumentó 4 usd/bbl respecto al promedio de marzo. La EIA pronostica que los precios del Brent terminen en un promedio de 61 usd/bbl para el 2015 y en 70 usd/bbl en el 2016. Este pronóstico es mayor en 1 usd/bbl para el 2015 y menor 5 usd/bbl para el 2016 en comparación con el reporte del mes anterior. Se espera que los precios del WTI para el 2015 y 2016 terminen en promedio en 6 usd/bbl y 5 usd/bbl respectivamente por debajo del Brent. Los valores actuales para los contratos de Futuros y Opciones continúan sugiriendo un alto 3

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

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grado de incertidumbre en las perspectivas del precio del crudo. Aunque los contratos futuros de WTI de diciembre de 2015 con entrega negociados durante los últimos cinco días terminando el 2 de abril terminaron en promedio en 52 usd/bbl, las expectativas del mercado (para el intervalo de confianza del 95%) para el promedio mensual del precio del WTI oscila en un rango de 41 usd/bbl a 97 usd/bbl.

V.

1.

CONDICIONES DEL SECTOR GAS NATURAL

Precios De Gas Natural En Colombia

1.1. Precios de Gas Guajira Según Resolución CREG 119 del 2005, los parámetros para la modificación del precio de Gas Natural Libre producido en los campos de la Guajira, que cambian el 1 de Febrero y el 1 de agosto de cada año como se describe a continuación:

Donde: • • • • •

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 gráfica US. Gulf Coast Fuel Oil - INDICE Guajira, muestra los valores promedio del Índice de referencia para cada semestre y el precio spot de dicho índice desde agosto de 2012 y hasta el 22 de mayo de 2015. El precio del gas Guajira para el período comprendido entre el 1 de febrero y el 31 de julio de 2015, fue de 4.084 USD/MBTU. Disminuyó 27.91% respecto al semestre anterior (ago 2014- ene 2015)

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Sin embargo con la expedición de la Res. CREG 089 de 2013, el precio del gas Guajira fue liberado de manera que se podrán pactar nuevos precios para el gas de ese campo, de acuerdo a lo establecido en el contrato de cada consumidor para este caso. La gráfica de la derecha muestra la evolución de los precios del gas Guajira desde el II semestre de 2012. Se presenta la estimación para II semestre del 2015 (jul 2015–ene 2016), evidenciando una disminución de 25.29% respecto al precio del I semestre del año 2015 ubicándose en 3.051 USD/MBTU.

2.

Novedades Regulatorias Gas Natural

Resolución 4 0488 del Ministerio de Minas y Energía “ Por la cual se modifica el numeral 6.3 del Artículo 1 de la

Resolución 90902 de 2013 “Por medio de la cual se expide el Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible” La Resolución 90902 de 2013 “Por medio de la cual se expide el Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible”, en la cual se establece que los usuarios deberán realizar una Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas con Organismos de Inspección Acreditados en Colombia, fue modificada el 23 de abril de 2015, por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la Resolución 4 0488, ampliando por seis (6) meses a partir de la fecha de publicación de la presente resolución el plazo estipulado en el numeral 6.3 del Artículo 1, el cual disponía lo siguiente: “Acreditación de organismos de inspección y de certificación Todos los organismos de inspección y de certificación que, a la fecha de entrada en vigencia del presente Reglamento hayan sido acreditados en Colombia para la inspección y certificación de Instalaciones para Suministro de Gas Combustible, siempre y cuando tenga su acreditación vigente, podrán continuar expidiendo informes de resultados de inspección o Certificados de Conformidad en las condiciones bajo las cuales fueron acreditados y tendrán un plazo de doce (12) meses contados a partir de la entrada en vigencia del presente Reglamento para acreditarse conforme a lo establecido en este Reglamento…. “ Resolución CREG 045 de 2015 “Por la cual se modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015” El 23 de abril de 2015 fue publicada la Resolución CREG 045 de 2015, la cual modifica el plazo establecido para la definición de las ecuaciones para la actualización del precio de gas natural, disponiendo lo siguiente:

Artículo 6. Nuevas ecuaciones para la actualización de precios. A más tardar el 10 de junio de 2015 la CREG definirá nuevas ecuaciones para la actualización del precio del gas natural para los nuevos contratos. Estas ecuaciones reemplazarán las establecidas en el anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013 para las actualizaciones a partir del 1 de Página 24

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diciembre de 2015 para los contratos vigentes que prevean ajustes regulatorios en relación con la actualización de precios, para los contratos vigentes cuyas partes se acojan a alguna de las opciones según lo establecido en los artículos 1 y 2 de la presente Resolución y en todo caso para aquellos contratos que se acogieron a la opción del artículo 2 de la Resolución CREG 183 de 2014. Resolución CREG 050 de 2015 “Por la cual se modifica el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la

Resolución CREG 136 de 2014”

La Resolución CREG 050 de 2015 fue emitida el 23 de abril de 2015, modificando la Resolución CREG 136 de 2014 “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural” , ampliando el plazo del vencimiento de los contratos firmes bimestrales los cuales no podían superar las 24:00 horas del 31 de mayo de 2015 y el cual bajo la nueva resolución dispone lo siguiente: “Artículo 9. Transición. De manera transitoria, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 5, 6 y 7 de la presente Resolución podrán negociar directamente la compraventa de excedentes de gas mediante contratos firmes en cualquier momento, con sujeción a las siguientes reglas: 1.

Serán de entrega física.

2.

Tendrán una duración mínima de siete (7) días calendario y su vencimiento no podrá superar las 24:00 horas del 30 de junio de 2015…

Comentarios al Proyecto de Resolución “Por la cual se modifica el Artículo 5º de la Resolución 18 1704 del 18 de octubre de 2011 “Por la cual se establece la metodología de cálculo para la determinación del Índice de Abastecimiento de Gas Natural” El 30 de Abril del presente año el Ministerio de Minas y Energía puso en consulta el Proyecto Resolución “Por la cual se modifica el Artículo 5º de la Resolución 18 1704 del 18 de octubre de 2011 “ el cual propuso la inclusión de tres parágrafos en los que se especifican las condiciones para que los agentes exportadores puedan disponer libremente de cantidades de gas para exportación. A continuación se presentan dichas modificaciones y los comentarios realizados por COSENIT. Consideraciones “Los análisis publicados por la Unidad de Planeación Minero Energética a través del Plan de Abastecimiento de Gas Natural en 2014 dan cuenta de un balance deficitario entre la oferta y la demanda de gas natural en el corto plazo. […] Adicionalmente, los procedimientos de comercialización de gas natural adelantados en 2014 en virtud de la Resolución CREG 089 de 2013 dieron cuenta de un déficit para la atención de la Demanda de la Costa Atlántica mediante contratos que garantizan firmeza de largo plazo.” Análisis de la Propuesta 1.

Modificación del Artículo 5 de la Resolución 18 1704 de 2011 Artículo 5. Límite a las Exportaciones. Conforme a lo establecido en el Artículo 26 del Decreto 2100 de 2011, a efectos de garantizar el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para consumo interno los productores, los productores – comercializadores y los agentes exportadores sólo podrán disponer libremente del gas natural para efectos de exportación cuando: (i) el Potencial de Producción Nacional para el año t sea mayor o igual a la Demanda Total

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Esperada para ese mismo año y, (ii) el Índice de Abastecimiento de Gas Natural para el año t sea mayor o igual a ocho (8) años. Dadas las circunstancias actuales de los balances de oferta y demanda de gas natural según los cuales se presentarían déficits de gas para atender la demanda nacional a partir de finales del año 2017 o inicios del 2018 y en línea con las disposiciones existentes de comercialización de gas, se sugiere que: Los productores – comercializadores y los agentes exportadores sólo puedan disponer libremente del gas natural para efectos de exportación cuando: (i) el Potencial de Producción Nacional desde el año t al año t+5 sea mayor o igual a la Demanda Total Esperada en por lo menos tres (3) de los cinco (5) años y, (ii) el Índice de Abastecimiento de Gas Natural para el año t sea mayor o igual a ocho (8) años. 2.

Inclusión del Parágrafo 1 del Artículo 5 de la Resolución 18 1704 de 2011

Parágrafo 1. Las cantidades mensuales de gas natural de las que los agentes exportadores podrán disponer libremente

para exportar corresponderán a aquellas que resulten de las diferencias entre los valores mensuales del Potencial de Producción Nacional – PPN y los valores mensuales de la Demanda Total Esperada – DTE, cuando dichas diferencias sean positivas. Es importante que en la Resolución definitiva se mantenga está definición ya que responde a la necesidad de abastecer la demanda nacional antes de las exportaciones ante los escenarios de escasez de gas que se vislumbran. 3.

Inclusión del Parágrafo 2 del Artículo 5 de la Resolución 18 1704 de 2011

Parágrafo 2. Cuando el balance mensual de la oferta – demanda, estimado a partir de las curvas de Demanda Total

Esperada – DTE y el Potencial de Producción Nacional – PPN resulte deficitario para al menos un mes dentro del período de dieciséis meses siguientes a la fecha de cálculo del Índice de Abastecimiento, los productores – comercializadores sólo podrán disponer libremente del gas al que se hace referencia en el Parágrafo 1 de este artículo si dicho gas es ofrecido previamente o de manera simultánea al mercado nacional en contratos firmes o que garanticen firmeza, conforme lo establecido en la Resolución CREG 089 de 2013. Consideramos importante que para que los Productores-Comercializadores puedan disponer libremente del gas que se hace referencia en el Parágrafo 1 esas cantidades sean ofrecidas previamente y no de manera simultánea al mercado nacional pues esta disposición puede poner a competir a jugadores locales con externos en detrimento del jugador local que podría estar dispuesto a pagar un menor costo marginal por el gas. Se propone modificar el Parágrafo 2 de la siguiente manera:

Parágrafo 2. Cuando el balance mensual de la oferta – demanda, estimado a partir de las curvas de Demanda Total

Esperada – DTE y el Potencial de Producción Nacional – PPN resulte deficitario para al menos un mes dentro del período de dieciséis meses siguientes a la fecha de cálculo del Índice de Abastecimiento, los productores – comercializadores sólo podrán disponer libremente del gas al que se hace referencia en el Parágrafo 1 de este artículo si dicho gas es ofrecido previamente al mercado nacional en la PTDVF declarada mediante contratos firmes o que garanticen firmeza, conforme lo establecido en la Resolución CREG 089 de 2013 4.

Inclusión del Parágrafo 3 del Artículo 5 de la Resolución 18 1704 de 2011

Parágrafo 3. Las disposiciones contenidas en este artículo le serán aplicables a nuevos compromisos de exportación de gas natural y a las prórrogas de los ya existentes.

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Consideramos de gran relevancia esta disposición ya que es una respuesta concreta a las preocupaciones de la demanda nacional de garantizar el suministro de gas natural en el corto, mediano y largo plazo. Por lo anterior exhortamos al Ministerio de Minas a mantener esta disposición en la Resolución definitiva. 5.

Modificar el Artículo 3 de la Resolución 18 1704 de 2011

Para efectos de garantizar el abastecimiento de gas natural del país, en la fórmula de cálculo de las Cantidades Disponibles de Gas Natural del Año t (CDt), se propone eliminar el componente IT que corresponde a la sumatoria de las Cantidades Importadas para la Venta diarias promedio mes, por cuanto no se entendería que se lleven a cabo exportaciones de gas de producción nacional, la cuáles se compensarían parcialmente con importaciones, que a su vez podrían mantener el Índice de Abastecimiento en los niveles requeridos por la norma. Comentarios al Proyecto de Decreto “Por el cual se establecen lineamientos en materia de política energética

orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural y se dictan otras disposiciones” El 30 de Abril del presente año el Ministerio de Minas y Energía puso en consulta el Proyecto de Decreto “Por el cual se establecen lineamientos en materia de política energética orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural y se dictan otras disposiciones “ el cual presenta algunas disposiciones para el abastecimiento de gas en un evento de “Restricción en la oferta de gas natural o Situaciones de grave Emergencia”. A continuación se presentan los comentarios formulados por COSENIT a dicho proyecto. 6.

Numeral 2 del Artículo 2 del Proyecto de Decreto “2. En segundo lugar será atendida la demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades. Esta será asignada de conformidad con los costos de racionamiento de que trata el Artículo 3 del presente decreto, otorgándose la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.”

Puede presentarse el caso en el que un Agente Térmico que cuente con contratos con garantía de suministro sin interrupciones no sea despachado centralmente para atender la demanda del sector eléctrico pero aun así le sean asignadas cantidades de gas. Por lo anterior se sugiere precisar que la cantidad de gas que se le asigne a estos agentes debe tener correspondencia con la cantidad de gas requerida para atender sus compromisos de generación en el mercado eléctrico de cada día, ya que de lo contrario se podría abrir un espacio para la especulación con el gas natural, debido a la posibilidad de estos agentes de comercializar gas.

7. Artículo 4. Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural. “[…] En estos anál(i)sis se priorizará el abastecimiento de la demanda esperada al menor costo posible. En el Plan Indicativo de Abastecimiento se tendrán en cuenta las obras requeridas para incorporar oportunamente los nuevos campos de producción al SNT que tengan un beneficio superior al costo. Adicionalmente, se incorporarán criterios de seguridad energética en relación con con el nivel de dependencia de las importaciones. […]” Es de suma importancia esta disposición ya que bajo el mecanismo actual es el Transportador quien decide el desarrollo de los proyectos, lo que ha llevado a que se presenten restricciones de transporte de gas natural que han afectado gravemente la demanda nacional. Para citar un ejemplo, la situación presentada durante el fenómeno de El Niño 2009-2010 donde debido a insuficiencia en la capacidad de transporte en el tramo Ballena-Barrancabermeja, el Gobierno se vio en la obligación de adoptar medidas para mitigar el impacto de esta situación. Página 27

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Hoy día se vislumbran restricciones de transporte en diferentes tramos del SNT que aunque el Transportador incumbente se ha mostrado interesado en desarrollar, a la fecha no están completamente definidas, justo en momentos en que el balance de oferta y demanda de gas requiere contar con total disponibilidad de gas de las diferentes fuentes, tal como es el caso del gas “atrapado” en los campos de Cusiana y Cupiagüa y los campos de Córdoba, Sucre y Sincelejo, que de no ser conectados oportunamente llevarían a situaciones críticas de abastecimiento a la demanda nacional. Frente a lo anterior, alentamos al Ministerio de Minas y Energía a mantener este propósito en el Decreto definitivo y en particular el desarrollo de las convocatorias reglamentadas por la CREG para garantizar que los proyectos estratégicos de transporte que no sean desarrollados por el transportador incumbente, se ejecuten oportunamente mediante los mecanismos de convocatoria a fin de asegurar que la infraestructura de transporte de gas que se necesita para atender la demanda estará en operación en las fechas requerida Ahora bien, frente al párrafo que transcribimos a continuación tenemos algunos comentarios, que esperamos contribuyan al desarrollo del propósito que persigue el Ministerio con este Decreto.

“[…] Los proyectos asociados al SNT que están en ejecución por iniciativa de los agentes se considerarán dentro de los análisis de este plan para evitar la duplicidad de proyectos y/o la sobrevaloración de su beneficio. Estos proyectos deberán ser reportados a la UPME en las condiciones que esta establezca y tendrán que cumplir con los requisitos determinados por la CREG para garantizar su ejecución y entrada en operación oportuna. El listado y características de estos proyectos se incluirán en el documento del plan.” Si bien a través de El Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural se busca asegurar que las obras requeridas para garantizar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento se ejecuten y entren en operación de manera oportuna, este importante objetivo podría no cumplirse, si aquellos proyectos que están en ejecución por iniciativa de los agentes no son llevados a término. Por lo anterior, y aunque se entiende que estos proyectos deberán ser reportados a la UPME y tendrán que cumplir con los requisitos determinados por la CREG para garantizar su ejecución y entrada en operación oportuna, se propone que en el Decreto definitivo también se faculte a la CREG y/o a la UPME para definir las sanciones a aplicar en caso de que la entrada en operación supere las fechas fijadas, en relación con la afectación que se cause a la demanda no atendida.

3.

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; la primera de estas subastas se realizó en el mes de febrero 2015. 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 estos contratos 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 abril de 2015, las cantidades serán entregadas durante el mes de mayo de 2015.

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3.1 Cierres de los últimos meses En las siguientes gráficas y tablas se muestran los resultados4 de las subastas realizadas en los meses de febrero, marzo y abril de 2015. PRECIO DE GAS EN CONTRA TOS CON INTERRUPCIONES MENSUALES

3.00 CUSIANA

4.42 PAYOA

3.00

4.42 LISAMA

3.23

4.42 2.53 LISAMA

CANTAGALLO

2.53

Abril - 2015

Marzo - 2015

BALLENA

CUPIAGÜA

BALLENA

BALLENA

Febrero - 2015

Abril - 2015

EVOLUCIÓN PRECIOS TRANSADOS CAMPOS PRINCIPALES (USD/MBTU)

Marzo - 2015

Abril - 2015

Marzo - 2015

Abril - 2015

Mayo - 2015

CUSIANA

N.O.R

N.O.R

677

CUPIAGÜA

N.O.R

3400

6000

3000

20990

10000

BALLENA

1

CUSIANA

CUPIAGÜA

BALLENA

CUPIAGÜA

BALLENA

PAYOA

Marzo - 2015

Febrero - 2015

MES DE CONSUMO DEL GAS

3

0

EVOLUCIÓN CANTIDADES TRANSADAS CAMPOS PRINCIPALES (MBTUD) MES DE REALIZACIÓN DE SUBASTA

4

CANTAGALLO

USD/MBTU 677

671

LISAMA

Febrero - 2015

5

2

338

127

BALLENA

LISAMA

CANTAGALLO

0

CANTAGALLO

3,000 300

5,000

3,400

10,000

6,000

10,000

15,000

1,700

MBTU- D

6

5.04

7

20,000

6.80

8 6.30

25,000

CUPIAGÜA

20,990

VOLÚMEN TRANSADO CONTRA TOS CON INTERRUPCIONES MENSUALES

MES DE REALIZACIÓN DE SUBASTA

Febrero - 2015

Marzo - 2015

Abril - 2015

Marzo - 2015

Abril - 2015

Mayo - 2015

CUSIANA

N.O.R

N.O.R

3.00

CUPIAGÜA

N.O.R

3.23

3.00

6.30

5.04

6.80

MES DE CONSUMO DEL GAS

BALLENA

Se destacan los grandes volúmenes de Ballena, en los meses de Marzo y Abril donde transo 20,990 MBTUD y 10,000 MBTUD respectivamente a 5.04 USD/ MBTU para las cantidades comercializadas en la suabasta del mes de marzo para entrega en abril y 6.80 USD/MBTU para las cantidades comercializadas en la subasta del mes de abril para entrega en mayo. El precio promedio ponderado de las transacciones en este tipo de contratos en el campo de Ballena es de 5.67 USD/MBTU, que se encuentra por encima del precio promedio ponderado del campo de La Guajira obtenido de las negociaciones directas realizadas en los últimos años, publicado por la CREG que es de 5.0795 USD/MBTU. En el caso de los campos de Cusiana y Cupiagua se puede afirmar que las cantidades son pequeñas. Además los precios se encuentran por debajo de los precios promedio ponderados de las negociaciones directas realizadas en el último año, publicado por la CREG que es de 3.4478 USD/MBTU.

4

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

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4.

Operaciones en Mercado Secundario

Los Contratos que se suscriben en el Mercado Secundario sólo pueden adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en la Resolución CREG 089, es decir, Firme, Firmeza Condicionada, Opción de Compra y Contingencia, con una duración que puede ser Intradiaria, Diaria, Semanal, Mensual, Trimestral, Anual y Multianual. 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, casos en los cuáles estos contratos deben registrarse ante el Gestor del Mercado de Gas. En las siguientes gráficas y tablas, se muestra el resumen de las transacciones para los campos de Cusiana, Ballena y Caramelo5 de Mercado Secundario registradas y publicadas por el Gestor del Mercado de Gas, para el mes de abril de 2015. 4.1 Operaciones de Mercado Secundario Gas Cusiana Durante el mes de abril de 2015, para el punto de Entrada Cusiana, se registraron 63 contratos que totalizaron 237,898 MBTU transados, a un precio promedio de 3.06 USD/MBTU. En el mes de Abril, se registró un contrato con precio de 2.65 USD/MBTU que fue el menor precio de todos los contratos en el mes. El precio máximo respecto a todos los contratos del mes fue de 4.8 USD/MBTU En promedio se transaron 8496 MBTU Día

# CONTRATOS MES 63

5

RESUMEN MENSUAL OPERACIONES DE MERCADO SECUNDARIO - GAS ENTRADA CUSIANA CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD PRECIO PROM PRECIO MIN PRECIO MAX TOTAL UOVCP "BILATERAL" PROMEDIO x MES MES MES (MBTUD) (MBTUD) (MBTUD) DIA (MBTUD) (USD/MBTUD) (USD/MBTUD) (USD/MBTUD) 0 237,898 237,898 8,496 3.06 2.65 4.8

Caramelo es un campo nuevo ubicado en el departamento del Cesar con punto de entrada en el tramo Ballena - Barrancabermeja

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4.2

Operaciones de Mercado Secundario Gas Ballena Durante el mes de abril de 2015, para el punto de Entrada Cusiana, se registraron 139 contratos que totalizaron 397,461 MBTU transados, a un precio promedio de 5.47 USD/MBTU. En el mes de abril, se registró un contrato con precio de 3.00 USD/MBTU que fue el menor precio de todos los contratos en el mes. El precio máximo respecto a todos los contratos del mes fue de 6.65 USD/MBTU En promedio se transaron 13,249 MBTU Día

RESUMEN MENSUAL OPERACIONES DE MERCADO SECUNDARIO - GAS ENTRADA BALLENA # CONTRATOS MES 139

4.3

CANTIDAD UOVCP (MBTUD) 0

CANTIDAD "BILATERAL" (MBTUD) 397,461

TOTAL (MBTUD)

CANTIDAD PROMEDIO x DIA (MBTUD)

397,461

13,249

PRECIO PROM MES (USD/MBTUD)

PRECIO MIN MES (USD/MBTUD)

PRECIO MAX MES (USD/MBTUD)

5.47

3.00

6.65

Operaciones de Mercado Secundario Gas Caramelo Durante el mes de abril de 2015, para el punto de Entrada Cusiana, se registraron 43 contratos que totalizaron 190,980 MBTU transados, a un precio promedio de 4.68 USD/MBTU. En el mes de Abril, se registró un contrato con precio de 4.55 USD/MBTU que fue el menor precio de todos los contratos en el mes. El precio máximo respecto a todos los contratos del mes fue de 4.8 USD/MBTU En promedio se transaron 7,954 MBTU Día

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RESUMEN MENSUAL OPERACIONES DE MERCADO SECUNDARIO - GAS ENTRADA CARAMELO # CONTRATOS MES 43

CANTIDAD UOVCP (MBTUD) 0

CANTIDAD "BILATERAL" (MBTUD)

TOTAL (MBTUD)

190,890

190,890

VI. 1.

CANTIDAD PROMEDIO x DIA (MBTUD)

PRECIO PROM PRECIO MIN PRECIO MAX MES MES MES (USD/MBTUD) (USD/MBTUD) (USD/MBTUD)

7,954

4.68

4.55

4.8

OTROS ENERGÉTICOS

Precios del GLP (Ingreso al Productor)

El precio del GLP de Barrancabermeja del 15 de marzo 2014 al 14 de abril 2015 fue de 1148.02 $/gal (4.95 usd/Mbtu valor que corresponde al ingreso al productor). Es decir, tuvo un aumento del 21.49% con respecto al precio vigente desde el 15 de febrero de 2014 al 14 de marzo de 2015, en el que el precio estuvo en 944.94 $/gal (4.35 USD/MBTU) - El precio del GLP a partir del 15 de abril 2014 al 14 de mayo 2014 será 1100.74 $/gal (4.90 USD/MBTU), este valor muestra un descenso en $COP de -4.12% respecto al período anterior.

1.2

Precios Otros Combustibles Líquidos Se presenta un comparativo de precios a abril de 2015 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 en 0.8%, pasando de 14.857 a 14.976 Usd/Mbtu



El precio del Fuel Oil subió 20.5%, pasando de 5.345 a 6.442 Usd/Mbtu



El precio del propano pasó de 4.947 Usd/Mbtu a 4.895 Usd/Mbtu es decir bajó 1.1% con respecto al mes anterior. El precio del crudo Rubiales pasó de 7.414 a 8.686 Usd/Mbtu, lo que significa que subió 17.2%



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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 y 2014.

Consumo Carbón PAIPA Ton/mes Mes 2012 2013 2014

Paipa 1 44,210 105,008 101,041

Paipa 2 94,854 134,844 263,772

Paipa 3 124,893 205,155 279,153

Consumo Carbón ZIPA Ton/mes

Paipa 4 Paipa 180,845 444,803 370,011 815,018 433,737 1,077,703

Mes 2012 2013 2014

Zipa 2 14,335 59,689 67,065

Zipa 3 42,326 90,393 75,352

Zipa 4 39,972 117,496 95,462

Zipa 5 42,872 151,166 138,254

Zipa 139,504 418,745 376,133

Las siguientes tablas muestran el consumo de carbón de las plantas de TERMOPAIPA y TERMOZIPA en lo corrido del año 2015.

Mes ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 TOTAL

2015

2015

Consumo Carbón PAIPA Ton/mes

Consumo Carbón ZIPA Ton/mes

Paipa 1 9,702 8,554 6,137 10,445 47,113

Paipa 2 Paipa 3 Paipa 4 Paipa 23,158 20,620 40,521 94,002 16,667 21,061 36,616 82,899 24,248 21,907 40,359 92,652 18,972 18,672 39,041 87,130 131,542 126,076 237,255 356,683

Mes ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 TOTAL

Zipa 2 5,846 0 5,331 0 11,177

Zipa 3 14,343 2,961 11,709 8,530 37,542

Zipa 4 8,077 7,657 15,235 8,530 39,499

Zipa 5 10,116 7,134 13,522 6,483 37,256

Zipa 38,383 17,752 45,796 23,543 125,474

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

El último dato disponible de precio promedio de carbón en el mercado internacional es del mes de abril de 2015. Para este mes, el promedio mensual del precio de referencia para Colombia se sitúo en 57.70 USD/Ton, representando una disminución de 0.3% respecto al mes de marzo de 2015 y una disminución de 25.60% respecto al precio para el mismo mes del año 2014.

Precios Del Carbón en el Mercado Internacional 180 160 140 120

Usd/Ton

3.2

100 80 60 40

0

Página 33

jul-01 dic-01 may-02 oct-02 mar-03 ago-03 ene-04 jun-04 nov-04 abr-05 sep-05 feb-06 jul-06 dic-06 may-07 oct-07 mar-08 ago-08 ene-09 jun-09 nov-09 abr-10 sep-10 feb-11 jul-11 dic-11 may-12 oct-12 mar-13 ago-13 ene-14 jun-14 nov-14 abr-15

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Precios FOB de Exportación Carbón Térmico 180

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.

160 140

Usd/Ton

120 100

El precio promedio de exportación nacional para el mes de marzo de 2015 estuvo en 65,55 Usd/Ton, cifra superior al indicador de referencia para Colombia en 7.65 Usd/Ton.

80 60 40

0

jul-01 dic-01 may-02 oct-02 mar-03 ago-03 ene-04 jun-04 nov-04 abr-05 sep-05 feb-06 jul-06 dic-06 may-07 oct-07 mar-08 ago-08 ene-09 jun-09 nov-09 abr-10 sep-10 feb-11 jul-11 dic-11 may-12 oct-12 mar-13 ago-13 ene-14 jun-14 nov-14 abr-15

20

Fuente: DANE / UPME - SIMCO

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. Las exportaciones de carbón térmico en el mes de marzo de 2015, aumentaron en 23.5% respecto al mes anterior, totalizando un volumen de 7.6 Millones de Toneladas. Al finalizar el 2014, el promedio de las exportaciones se situó en 7.4 Millones de Toneladas. En el mes de marzo de 2015 se presentó un aumento en las exportaciones de carbón cercana a 4.2 MT en relación con el volumen exportado en el mismo mes del año 2014, que representa una variación de 128.3%.

MT on/Mes

nov-2014

dic-2014

ene-2015

feb-2015

mar-2015

Volumen

5.1

8.4

5.8

6.2

7.6

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