INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELECTRICO

Septiembre 2011

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CIFRAS RELEVANTES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) EN AGOSTO DE 2011:

Los aportes hídricos, correspondientes al mes de agosto de 2011, se encontraron por debajo del promedio histórico al ubicarse en un 91.8% de éste.

El volumen útil de reservas hídricas hacia el 31 de agosto de 2011 fue de 12922 GWh. Este nivel representa un decrecimiento de 431.52 GWh en las reservas hídricas si se compara con el nivel presentado el 31 de julio de 2011 El porcentaje de utilización de los embalses en el país durante el mes de agosto de 2011 fue de 81.9%.

La generación total de energía fue de 5033.1 GWh en el mes de agosto de 2011. Este total corresponde a un incremento del 4.4% respecto al mes de agosto del 2010. Las principales fuentes de generación durante este mes fueron la hidráulica (76%) y la térmica (18.4%).

El total de transacciones realizadas en el MEM durante agosto de 2011 fueron de $976515 millones. De este total, el 66% se realizó a través de contratos bilaterales, el 12% mediante la bolsa de energía, el 13.6% representó el valor a distribuir en cargo por confiabilidad, y el 8.4% restante correspondió a otras transacciones del mercado.

El total de energía demandada en el SIN, el pasado mes de agosto, fue de 4938.6 GWh. De este total, el mercado Regulado presentó una demanda de 3313.4 GWh (67%) y la del mercado No Regulado fue de 1625.2 GWh (33%).

Las industrias con mayor demanda de energía eléctrica fueron las manufactureras con 694.2 GWh, explotación de minas y canteras con 307.8GWh, y los servicios sociales, comunales y personales con 235 GWh.

El precio promedio de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) en agosto de 2011 fue de 88.94 $/kWh. El precio máximo alcanzado fue de 117.19 $/kWh, mientras que el precio mínimo del mes fue de 63.13 $/kWh.

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

Los contratos de futuros que estuvieron disponibles para negociación en Derivex, durante todo el mes de agosto de 2011, fueron ELMQ11F, ELMU11F, ELMV11F y ELMX11F, con vencimientos respectivos en agosto, septiembre, octubre y noviembre.

Los precios de valoración de los contratos ELMU11F, ELMV11F y ELMX11F presentaron cierta estabilidad a lo largo de todo el mes, ubicándose por encima del promedio acumulado del precio de la energía eléctrica en el mercado Spot bajo una condición de contango. Por su parte, el precio de valoración del contrato ELMQ11F, que es el de vencimiento más próximo, se caracterizó por tener una tendencia creciente en la primera parte del mes hasta llegar a un máximo de 94.35 $/kWh hacia el 22 de agosto. A partir de esta fecha el precio comienza a decaer y se ubica al final del mes en 90 $/kWh.

En la gráfica No.1, se observa claramente la convergencia existente entre el precio futuro del contrato ELMQ11F y el precio promedio acumulado de la versión TX1 de la energía eléctrica. Sin embargo, para el caso de este contrato se presenta una condición de contango desde el principio del mes hasta el 8 de agosto, y es a partir del 9 de agosto hasta el 18 del mismo mes donde esta condición cambia a backwardation. En los últimos días del mes, la condición del mercado regresa a contango. Cabe resaltar que aunque se produce esta transición en condiciones del mercado a lo largo del mes, el riesgo de base es bajo ya que la mayor diferencia en precios, a lo largo del mes, se presentó el 5 de agosto con una base de 6.78 $/kWh, mientras que la mínima fue el 31 de agosto cuando los precios convergieron donde la base fue sólo de 0.08 $/kWh.

Gráfica No.1. Precios contratos de futuros de electricidad vs. Precio Spot (agosto 2011)

Noticias Derivex:

El pasado 30 de agosto, se publicó en la revista Dinero el artículo titulado: ¿Es posible reducir los costos de energía con derivados financieros?, el cual fue escrito por Alejandro Lucio, Gerente General de Derivex S.A. Este artículo describe de una manera sencilla, la forma como las empresas pueden administrar el costo final de lo que pagan por su energía eléctrica, mediante el uso de instrumentos derivados, para así tener ahorros considerables en su gestión financiera. Para leer el artículo visite el siguiente link: http://www.dinero.com/inversionistas/articulo/es-posible-reducir-costos-energia-electrica-derivados-financieros/134196

2. NOTICIAS DEL MERCADO DE ENERGÍA

MERCADO DE GAS

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Aunque el abastecimiento de gas está garantizado para los años 2012 y 2013, en caso de presentarse una sequía es probable que a partir del año 2014, el país experimente un exceso de demanda de gas, lo cual ha llevado a que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) cree las condiciones para que las plantas de generación térmica puedan salir al mercado internacional a adquirir el gas que necesiten para su operación. De esta manera se espera que la CREG expida una resolución en la que fije los incentivos y los mecanismos para que se facilite la compra del gas en mercados externos por parte de los generadores térmicos del país. http://www.portafolio.co/negocios/habra-incentivo-importar-gas.

Además del esfuerzo de la CREG, existe un interés por parte de las empresas transportadoras de gas en realizar una inversión equivalente a los 845.3 millones de dólares entre los años 2012 al 2016 que se destinará a la ampliación, adecuación, mantenimiento y aumento de la capacidad del sistema. De esta suma el 59.7% estará a cargo de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), mientras que el 37% será ejecutado por Promigas. http://www.portafolio.co/economia/se-invertiran-us845-millones-transporte-gas

MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

El mes pasado trajo importantes noticias para el Mercado de Energía Eléctrica en Colombia respecto al crecimiento en la capacidad de generación como de la interconexión eléctrica con Centroamérica, además de la rebaja de los precios de la electricidad para algunas industrias del país.

Generación e interconexión:

En el mes de septiembre puso en funcionamiento la última unidad generadora de la hidroeléctrica Porce III, la cual entró en la fase de operación comercial con un aporte de 660 MW al SIN (Sistema Interconectado Nacional).. Este proyecto demandó una inversión de 1330 millones de dólares y su construcción estuvo a cargo de un consorcio entre la firma brasileña Constructores Camargo Correa y las firmas colombianas Conconcreto y Coninsa-Ramon H. Esta hidroeléctrica está ubicada en el nordeste de Antioquia a 147 kilómetros de Medellín. http://www.portafolio.co/economia/hidroelectrica-porce-iii-entro-plena-operacion

Por otro lado, Colombia apunta a convertirse en uno de los proveedores líderes del mercado de Centroamérica. Este proceso avanza gracias a una mezcla de inversiones públicas y privadas que ascienden a más de 1355 millones de dólares para la generación, distribución y comercialización de electricidad desde Panamá hasta Guatemala. En el caso de interconexión con Panamá, se cerró el acuerdo entre las empresas ISA de Colombia y Etesa de Panamá para la construcción de una línea de 600 kilómetros con un valor de 420 millones de dólares, la construcción de esta línea comenzará en el primer semestre de 2012 y deberá ser concluida a finales del 2014. http://www.portafolio.co/economia/colombia-y-panama-firman-acuerdo-interconexion-electrica. En el caso de Guatemala, la firma colombiana EPM adquirió por 635 millones de dólares a la Empresa Eléctrica de Guatemala, mientras que el consorcio entre las Empresas de Energía de Bogotá y Eléctricas de Medellín ganó una licitación para invertir 300 millones de dólares y expandir la transmisión de electricidad en Guatemala. http://www.portafolio.co/economia/colombia-lleva-su-energia-y-prende-america-central

Rebajas en el servicio de energía:

Para el año 2011 los usuarios de energía eléctrica de la industria podrán descontar del impuesto de renta el 50% del valor total de la sobretasa a la energía eléctrica. A partir del año 2012 los usuarios industriales quedarán exentos de pagar esta sobretasa. Entre los beneficiarios de esta medida se encuentran todas las empresas cuya actividad principal está relacionada con el sector agrícola, la ganadería o la silvicultura, la pesca, la explotación minera y la industria manufacturera, además de las empresas que se dedican al suministro de electricidad, gas y agua, y las empresas de construcción. Para poder acceder a este beneficio, cada usuario industrial deberá radicar una solicitud escrita ante la empresa que le presta el servicio de energía eléctrica, la cual deberá reportar dicha información a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. http://www.portafolio.co/economia/industria-tendra-rebaja-servicio-energia

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3. INICIACIÓN AL MERCADO DE ENERGÍA 1: Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica

El transporte de energía eléctrica, desde el lugar donde ésta es producida hasta el lugar donde es consumida, se realiza a través de un conjunto de líneas en las que ésta viaja a diferentes tensiones

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y al final se distribuye a los usuarios finales que la demandan. Este proceso de transporte corresponde a dos actividades que se conocen como Transmisión y Distribución. La Transmisión se refiere al transporte de energía eléctrica a través de un conjunto de líneas que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, o a tensiones menores a través de redes regionales o interregionales donde se transportan tensiones inferiores a 220 kV. Por su parte, la Distribución corresponde a la actividad de transportar energía eléctrica a través de un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que están dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. En Colombia, la transmisión y distribución de energía se realiza a través de diferentes sistemas dependiendo del nivel de tensión que se transporta. Estos sistemas son: Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) y Sistema de Distribución Local (SDL). La conexión entre las plantas y equipos de generación con la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios se conoce como el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Según la CREG, estos sistemas se definen de la siguiente manera:

Sistema de Transmisión Nacional (STN): es un sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica que se compone de un conjunto de líneas, con sus respectivos módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Este sistema garantiza el libre acceso a las redes de transmisión y viabiliza el desarrollo del mercado a través de la libre competencia. Un ejemplo de este sistema en el país se presenta en la Gráfica No.2.

Sistema de Transmisión Regional (STR): es un sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica que se compone de redes regionales o interregionales de transmisión; además de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local (SDL).

Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

2 Tensión eléctrica o voltaje: es el salto de potencial eléctrico o la diferencia de potencial eléctrico entre dos

puntos de un circuito. En Colombia existen diferentes niveles de tensión: Nivel I (inferior a 1 kV), Nivel II (Entre 1kV y 30kV), Nivel III (Entre 30 kV y 57.5 kV), Nivel IV (Mayores o iguales a 57.5 kV), además de las superiores a 220 kV.

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Gráfica No.2. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Fuente: XM

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

En la presente sección se realiza un seguimiento a las principales variables que permiten explicar el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) durante el pasado mes de agosto de 2011. Aportes Hídricos Los aportes hídricos acumulados del mes de agosto de 2011 se encontraron por debajo del promedio histórico. Es así que el aporte al SIN fue del 91.8% frente al histórico, lo que representa una disminución respecto a lo presentado en julio de 2011 donde el porcentaje era de 93.2% (Ver Tabla No.1). En la gráfica No.3 se observa una caída en el nivel de aportes hídricos en los primeros días del mes de agosto, y a pesar de que este nivel se incrementa en los últimos días, debido a la presencia de picos en el caudal, éste no alcanza a tocar la media histórica.

Tabla No. 1. Porcentaje de aportes hídricos al SIN respecto a promedios históricos (agosto 2011)

Aportes al SIN frente a promedios históricos

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ago-2011 91.8%

jul-2011 93.2%

Reservas hídricas del SIN El volumen útil diario de reservas hídricas en los embalses del país, al final de agosto de 2011, fue de 12922 GWh lo que corresponde a un 81.9% del volumen máximo. Este volumen útil representó un decrecimiento de 431.52 GWh respecto al volumen que se reportado el 31 de julio de 2011 (Ver Tabla No.2). A pesar del decrecimiento presentado en el volumen útil, respecto al mes de julio, en la gráfica No.4 se observa que este volumen tuvo un comportamiento estable a lo largo de todo el mes de agosto.

Tabla No.2. Reservas Hídricas agosto de 2011

Mes GWh %

ago-2011 12,922.48 81.9

jul-2011 13,359.0 85.1

Generación de energía La generación de energía eléctrica, durante el mes de agosto de 2011, correspondió a un total de 5033.1 GWh. Este nivel de generación representa un crecimiento del 4.4% respecto al total generado durante el mes de agosto de 2010 que fue de 4820.7 GWh. En general este crecimiento se vio influenciado principalmente por el incremento en la generación térmica que fue de 223.1 GWh que correspondió a un aumento del 31.7% generado respecto a agosto de 2010. Respecto a la proporción de las fuentes de generación, la hidráulica fue de 3826.1 GWh lo que corresponde al 76.0% del total generado, mientras que la generación térmica fue de 926.3 GWh lo que representa el 18.4%, la generación de plantas menores fue de 245.7 GWh equivalente al 4.9%, y por último se encontró la energía eléctrica de los cogeneradores que fue de 35.0 GWh correspondiente al 0.7% del total generado en el mes de agosto de 2011. (Ver Gráfica No.5).

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CAUDAL_GWH ACUMULADO_GWH @media @PSSMedia

GW

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Caudal Acumulado PSS

Gráfica No.3. Aportes hídricos del SIN en agosto de 2011 Gráfica No.4. Reservas hídricas del SIN en agosto de 2011

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Gráfica No.5. Generación de energía SIN

3 para agosto de 2011

Transacciones en el Mercado de energía Las transacciones en el MEM durante el mes de agosto de 2011 representaron un total de $976515 millones. De este total de transacciones, el 66.00% correspondió a contratos por un valor de $645215 millones, el 13.60% estuvo representado por el valor a distribuir de cargo por confiabilidad (CxC) con $177309, el 12.00% de las transacciones fueron las compras en bolsa por un valor de $117309 millones. Otras transacciones del mercado correspondieron al 8.40% del total por un valor de $81157 millones. Las transacciones del mes de agosto de 2011 representan un incremento del 6.93% respecto al total transado en el mismo mes del año inmediatamente anterior. Este incremento se generó por los aumentos del 6.60% en el total transado en contratos, del 6.10% del valor a distribuir en el cargo por confiabilidad (CxC) y del 77.5% de otras transacciones el mercado. Por su parte, las compras en Bolsa representaron un decrecimiento de -14.30% respecto al total transado en agosto de 2010. (Ver Tabla No.3).

Tabla No.3. Transacciones en el Mercado de Energía en agosto de 2011

Transacciones en el MEM Millones $

Concepto ago-10 ago-11 Part. ago-11 Incremento/

Decrecimiento

Contratos $605,410 $645,215 66.00% 6.60%

Compra en Bolsa $136,895 $117,309 12.00% -14.30%

Valor a distribuir CxC

$125,231 $132,834 13.60% 6.10%

Otras Transacciones

$45,727 $81,157 8.40% 77.50%

Total $913,263 $976,515 100% 6.93%

Por su parte, un total de 10 agentes presentaron una exposición mayor al 75% en Bolsa con un total de compras de 8 GWh-día durante agosto de 2011. Mientras que los agentes con exposiciones mayores a 50% y 25% fueron 8 en ambos casos con un total de compras de 8 GWh-día. Una descripción de estos niveles de exposición se presenta en la Gráfica No.6.

3 SIN: Sistema Interconectado Nacional

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Gráfica No.6. Número de agentes comercializadores expuestos en Bolsa (por niveles de exposición)

Demanda de energía Eléctrica La demanda total de energía en el SIN durante el mes de agosto de 2011 fue de 4938.6 GWh, con una participación del 67% del mercado regulado con una demanda de 3313.4 GWh y el 33% del mercado no regulado con 1625.2 GWh. Al hacer una comparación de la demanda del mes pasado respecto a la existente en agosto de 2010, se observa un incremento del 4.2%. Este incremento representa un aumento del 3.6% en la demanda del mercado regulado y del 5.4% del mercado no regulado. (Ver Tabla No.4). Dentro del mercado no regulado, la mayor demanda se presentó por parte de la industria manufacturera con un total de 694.2 GWh que corresponde al 43%, en segundo lugar se ubicó la industria de explotación de minas y canteras con una demanda de 307.8 GWh equivalente al 19% de la demanda de este mercado, y en tercer lugar se situó la industria en servicios sociales, comunales y personales con 235 GWh que corresponden al 14%. Si se comparan estos niveles de demanda con los de agosto de 2010 se observa que, exceptuando el sector de la construcción que tuvo una caída del -35.9%, los sectores del mercado no regulado presentaron un crecimiento en su demanda de energía eléctrica. Dentro de la demanda clasificada por regiones, la región Centro continúa siendo la de mayor demanda con un total de 1281.5 GWh lo que representa un crecimiento del 5.1% respecto a agosto de 2010. La región de la Costa Atlántica tuvo la segunda mayor demanda del país con 1038.3 GWh con un crecimiento del 7.9%, mientras que Antioquia se ubicó tercera con una demanda de 715.5 GWh lo que representa un incremento del 2.4% respecto al mismo mes del año anterior. Otras regiones que presentaron una alta demanda de energía eléctrica en agosto de 2011 fueron Valle y Oriente con 542.2 GWh y 505.8 GWh respectivamente. Tabla No.4. Comportamiento de la demanda de energía regulada, no regulada y por actividades económicas y por regiones del país (agosto de 2011) - (GWh)

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ago-10 ago-11 Crec.Acumulado a agosto

de 2010

Acumulado a

agosto de 2011Crec. Participación

Regulado 3,199.2 3,313.4 3.6% 25,203.7 25,336.1 0.5% 67%

No Regulado 1,541.8 1,625.2 5.4% 11,937.4 12,176.8 2.0% 33%

Industrias manufactureras 669.8 694.2 3.6% 5118.5 5319.8 3.9% 43%

Explotación de minas y canteras 306.2 307.8 0.5% 2402.5 2178.9 -9.3% 19%

Servicios sociales, comunales y personales 210.6 235.0 11.6% 1644.7 1754.7 6.7% 14%

Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 121.4 135.9 11.9% 965.5 1022.4 5.9% 8%

Electricidad, gas de ciudad y agua 110.4 118.6 7.4% 838.4 908.4 8.3% 7%

Transporte, almacenamiento y comunicación 47.4 51.7 8.9% 370.5 389.2 5.0% 3%

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 38.4 43.1 12.1% 303.6 309.4 1.9% 3%

Establecimientos f inancieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas33.3 36.3 9.1% 259.5 273 5.2% 2%

Construcción 4.1 2.7 -35.9% 34.2 21 -38.6% 0.2%

Precios de la energía Eléctrica en Bolsa El precio promedio acumulado de la energía eléctrica en Bolsa (TX1) durante el mes de agosto de 2011 fue de 88.94 $/kWh. Después de haber iniciado el mes con un precio en Bolsa mínimo de 63.13 $/kWh, la energía alcanzó un precio máximo de 117.19 $/kWh hacia el 8 de agosto de 2011.y el 18 de agosto, el precio de la energía eléctrica se mantuvo en niveles altos respecto al promedio hasta bajar de nuevo a un precio de 67.65 $/kWh el día 19 de agosto. La última parte del mes se caracterizó por una tendencia creciente del precio hasta ubicarse en 89.62 $/kWh al final del mes de agosto de 2011. (Ver gráfica No.7). La volatilidad diaria

4 de los cambios en los precios de Bolsa (TX1), durante todo el mes de agosto,

fue de 17.17%. Esta volatilidad fue superior a la del mes de julio de 2011 que fue de 15.01%. Esta mayor volatilidad encuentra su explicación en la alta variación que tuvieron los precios en el mes, donde la mayor variación diaria de estos precios presentó un incremento del 52.46% hacia el 1 de agosto de 2011, mientras que la menor variación correspondió a un aumento del precio de sólo 0.70% durante el 25 de agosto. Una muestra de las variaciones diarias, en valores absolutos, de los precios que tuvo la energía eléctrica en el mes de agosto se pueden observar en la gráfica No.8. Si se realiza el cálculo de la volatilidad diaria con un rezago de 30 días, a lo largo del mes de agosto, se puede observar una tendencia decreciente ya que pasó de ser 18.02% el 1 de agosto y terminó en 14.74% hacia el 31 de agosto. Sin embargo, durante el mes de agosto de 2011 se presentó un pico máximo hacia el 19 de agosto con una volatilidad del 19.78%. (Ver gráfica No.9).

4 La estimación de la volatilidad es calculada como la desviación estándar de los cambios porcentuales [

ln (Pt / Pt-1) ] del precio de Bolsa diario con horizonte temporal de 30 días.

Región ago-10 Crec ago-11 Crec

Centro 1219.6 2.2% 1281.5 5.1%

Antioquia 698.5 1.0% 715.5 2.4%

Costa Atlántica 962.5 2.4% 1038.3 7.9%

Valle 532.5 0.5% 542.2 1.8%

Oriente 469.0 -0.4% 505.8 7.8%

CQR 197.8 0.0% 199.9 1.1%

THC 186.6 2.6% 192.3 3.1%

Sur 139.7 2.0% 143.1 2.4%

Chocó 15.0 3.4% 15.8 5.3%

Guaviare 3.3 -5.7% 3.6 9.1%

* Cargas ST N 256.1 6.6% 284.1 10.9%

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Gráfica No.7. Precios diarios de la energía en Bolsa (TX1) para el mes de agosto de 2011

Precio promedio de los contratos a largo plazo Los precios promedio de los contratos a largo plazo en el mercado regulado presentaron un comportamiento estable respecto a los precios del mes de julio de 2011. Se observa además que los precios más altos de los contratos en promedio fueron los registrados en el 2010 con un precio de 131.91 $/kWh, en segundo lugar se ubicaron los contratos registrados en el año 2009 con un precio promedio de 129.36 $/kWh, mientras que los contratos que presentaron un menor precio promedio fueron los registrados en el 2011 con un precio de 115.65 $/kWh. (Ver gráfica No.10).

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Volatilidad Móvil precio Bolsa (TX1) (30 días)Agosto 2011

Gráfica No.8. Variaciones diarias del precio de Bolsa (TX1) en agosto de 2011

Gráfica No.9. Volatilidad móvil (30 días) del precio de la energía en Bolsa en agosto de 2011

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Gráfica No.10. Precios de contratos del mercado regulado por año de registro a agosto de 2011

Por su parte, los precios promedio de los contratos de largo plazo para el mercado no regulado presentaron estabilidad respecto a los marcados en el mes de julio de 2011. El mayor precio promedio se presentó en los contratos registrados en el 2009 con 132.27 $/kWh, en segundo lugar se ubicaron los contratos registrados en el 2010 con un precio promedio de 122.84 $/kWh, y muy cerca se ubicaron los contratos registrados en el 2011 con 121.22 $/kWh. (Ver gráfica No.11)

Gráfica No.11. Precios de contratos del mercado No Regulado por año de registro a agosto de 2011

5. DESCRIPCIÓN DE MERCADOS INTERNACIONALES: MEFF POWER

El MEFF es un mercado secundario español que ofrece servicios de negociación de instrumentos derivados y actúa como cámara de contraparte. A partir del 21 de marzo el MEFF comenzó a ofrecer servicios de contraparte para derivados sobre energía. Los contratos que MEFF registra en la Cámara son futuros y swaps negociados bilateralmente OTC. La principal diferencia entre los futuros y swaps corresponde a la frecuencia de liquidación de las ganancias y pérdidas. En el caso de los futuros estas pérdidas y ganancias se liquidan diariamente, mientras que en los Swaps se liquidan de una manera periódica. Algunas características de los productos derivados sobre energía eléctrica que son negociados a través de MEFF se especifican a continuación:

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Septiembre 2011

Los contratos que se aceptan a registro son liquidados por diferencias.

El activo subyacente corresponde a la electricidad negociada en el Mercado Ibérico de Energía (MIBEL). Se especifican dos tipos de carga: carga base y carga punta.

La carga base corresponde a la entrega del activo subyacente desde la primera hora del día

(0:00 a las 0:59) a la última hora del día (23:00 a las 23:59 horas) de todos los días

comprendidos en el período de entrega. En los días de cambio de horario se considera una hora

adicional o una hora menos.

La carga punta corresponde a la entrega del activo subyacente desde la novena hora del día

(8:00 a las 8:59 horas) a la vigésima hora del día (19:00 a las 19:59 horas) desde el lunes a

viernes en el período de entrega.

El valor nominal del contrato está dado en MWh y se calcula como:

MW * Nº de días del contrato * Nº de horas relevantes del tipo de producto

El precio del contrato está dado en Euros por MWh, con un máximo de 2 decimales.

El horario de registro es de 8:30h hasta las 19:00 h.

Los vencimientos de estos contratos son:

Para obtener mayor información sobre este mercado y los productos sobre electricidad que se

ofrecen se recomienda consultar la página web: http://www.meff.es/aspx/DerEnergia/Home.aspx

6. CIFRAS MERCADOS INTERNACIONALES:

En esta sección se presentan las cifras correspondientes a los principales mercados internacionales de derivados sobre energía durante el mes de agosto de 2011.

EEX: En agosto de 2011, se negoció un volumen total de 119.3 TWh entre los mercados de energía eléctrica Spot y de derivados, los cuales son operados por EPEX SPOT SE y EEX respectivamente. Este volumen negociado corresponde a un incremento del 38.72% respecto al volumen de agosto del 2010, que fue de 86.0 TWh. De este total 94.3 TWh se transaron en el mercado de derivados, incluyendo 5.7 TWh de la negociación en el mercado francés y 50.8 TWh en el mercado OTC, mientras que por su parte se negociaron 25 TWh en el mercado Spot.

Contrato Periodo de Entrega

Futuro Anual, Trimestral, Mensual y Semanal

Swap Anual, Trimestral, Mensual, Semanal y Diario

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Al final del mes, en agosto 31 de 2011, se presentó un interés abierto de 609 TWh, mientras que el contrato tipo carga base para el año 2012 se cotizó a 58.68 Euros por MWh (Alemania) y 57.21 Euros por MWh (Francia). Por su parte, el contrato carga pico para el año 2012 se cotizó en 72.65 Euros por MWh (Alemania) y 71.85 Euros por MWh (Francia). Para mayor información acerca del mercado EEX, visite la página Web: www.eex.com NASDAQ OMX Commodities Europe: La participación del Mercado Nord Pool Spot dentro de la demanda de energía eléctrica en los países nórdicos de Europa fue del 72.6% en agosto. El consumo total de energía para este mes fue de 26.0 TWh, siendo más alto al nivel de consumo que se presentó en julio con 25.3 TWh que se presentó en julio. Es así como en el Mercado Nord Pool Spot se transaron en total 21.5 TWh a un precio promedio de 40.14 Euros/MWh para agosto, el cual fue superior al precio promedio de julio de 38.78 Euros/MWh. Por otro lado, el mercado de derivados NASDAQ OMX Commodities Europe alcanzó en agosto un volumen negociado en contratos por 86.6 TWh, lo cual fue superior al total negociado en julio de 2011 que fue de 51.4 TWh. Para mayor información acerca del mercado NASDAQ OMX Commodities Europe visite la página Web: www.nasdaqomxcommodites.com OMIP:

El mercado Spot de energía eléctrica OMEL tuvo un volumen negociado de 14.62 TWh en el mercado español y 2.38 TWh en el mercado portugués durante todo el mes de agosto de 2011. En el mercado Spot portugués, el precio promedio tipo carga base de la energía eléctrica fue de 53.60 Euros/MWh, mientras que el precio tipo de carga pico de la energía eléctrica fue de 56.85 Euros/MWh. Por su parte, en el mercado Spot español, los precios promedios fueron de 51.71 Euros/MWh para la carga base, y de 56.85 Euros/MWh para la carga pico. En el caso del mercado de derivados OMIP, se negociaron un total de 578 contratos por un volumen de 1.38 TWh, lo que corresponde a una cifra de 74.75 millones de Euros. En el mercado OTC se negociaron 929contratos por un total de 2.15 TWh. Para mayor información acerca del mercado OMIP visite la página Web: www.omip.pt

7. REGULACIÓN

Dentro de las novedades regulatorias de la CREG, durante el mes pasado, cabe resaltar las propuestas de resoluciones que esta comisión dejó a consulta para que los agentes, usuarios y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios remitieran sus observaciones o sugerencias. Dentro de estas propuestas cabe mencionar CREG 090, CREG 091 y CREG 092 de 2011. La CREG 090 de 2011 “ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG el Mercado Organizado, MOR, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional”, en la CREG 091 de 2011 “se modifican algunas reglas de los Anillo de Seguridad del Cargo por Confiabilidad”, y por último mediante la CREG 092 de 2011 “se ordena hacer público un proyecto de resolución que defina la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas”.

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8. GLOSARIO DE TÉRMINOS ENERGÉTICOS

Los siguientes términos energéticos están definidos por la CREG en la Resolución 022 de 2001. Activos de Conexión al STN. Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un Usuario No Regulado o un Operador de Red de STR’s y/o SDL’s, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el Usuario No Regulado o el Operador de Red que se conecta, o exclusivamente por un grupo de éstos que se conecten, no se considerarán parte del Sistema de Transmisión Nacional ni se remunerarán vía Cargos por Uso de dicho Sistema.

Costo Unitario por Unidad Constructiva (CU). Valor unitario en el mercado de una Unidad Constructiva ($/Unidad Constructiva).

Costo de Reposición de un Activo. Es el costo de renovar el Activo actualmente en servicio, con otro equivalente, de tecnología moderna, que cumpla con la misma función y los mismos estándares de calidad y servicio, valorado a precios de mercado. Distribuidor Local (DL). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Distribución Local y que ha constituido una empresa en cuyo objeto está previsto el desarrollo de dichas actividades.

Preconstrucción. Se entiende por Preconstrucción, la realización de los trámites o acciones asociadas con la ejecución de un proyecto y que se requieren con antelación inmediata a la construcción física de las obras.

Producer Price Index (PPI). Índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

Proponente. Se entiende por proponente, una persona natural o jurídica, un consorcio o una unión de ellas, que presenta una oferta en un proceso de convocatoria pública para la expansión del STN. Punto de Conexión al STN. Es un barraje o cualquier tramo de una línea de transmisión perteneciente al STN, con tensión igual o superior a 220 kV, al cual se encuentra conectado o proyecta conectarse un generador, un Transmisor Nacional, un Usuario No Regulado o un Operador de Red de STR’s y/o SDL’s.

Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

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Transmisor Nacional (TN). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional yo que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Transmisor Regional (TR). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Transmisión Regional yo que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red (Bahías de Línea, Bahías de Transformador, Bahías y Módulos de Compensación, etc.), o al transporte (km de Línea), o a la transformación de la energía eléctrica.