ESTUDIO SECTORIAL DE ENERGÍA EN COLOMBIA · La energía eléctrica se transa en Colombia, en el mercado de corto plazo, o mediante contratos de largo plazo. En el mercado de corto

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Consultor: Camilo Quintero Montaño

Marzo de 2012

ESTUDIO SECTORIAL DE ENERGÍA EN COLOMBIA Análisis del mercado relevante y concentración del mercado en el Sector de Energía Eléctrica (Contratos)

Tercer Informe

PROGRAMA COMPAL PROYECTO PARA COLOMBIA

ESTUDIO SECTORIAL DE ENERGÍA:

ANÁLISIS DEL MERCADO RELEVANTE Y CONCENTRACIÓN DEL MERCADO EN EL SECTOR

DE ENERGÍA ELÉCTRICA (CONTRATOS)

TERCER INFORME

Consultor:

CAMILO QUINTERO MONTAÑO

Bogotá D.C., Marzo de 2012

Tercer Informe – Análisis del mercado relevante y concentración del mercado en el sector de energía eléctrica (Contratos)

Consultor: Camilo Quintero Montaño Página 3 de 117

Control de Distribución

Copias de este documento han sido entregadas a:

Nombre Dependencia Empresa Copias

Carlos Pablo Márquez Escobar

Delegado para Protección de Competencia

Superintendencia de Industria y Comercio

Correo Electrónico

Pierre Horna Supervisor de la

UNCTAD Programa COMPAL

UNCTAD Correo

Electrónico

Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a Camilo Quintero Montaño – CQM.

Control de revisiones

Revisión No. Aspecto revisado Fecha

1 Primer Informe: Análisis descriptivo y estructural del Sector de Energía en Colombia. 06/05/2011

1 Segundo Informe: Análisis del mercado relevante y concentración del mercado en el sector de energía eléctrica (Bolsa) 12/09/2011

1 Tercer Informe: Análisis del mercado relevante y concentración del mercado en el sector de energía eléctrica (Contratos) 23/03/2012

Control de responsables

Documento Primer Informe V.1

Segundo Informe V.1

Tercer Informe V.1

Elaboración Nombre CQM CQM CQM Firma Fecha 06/05/2011 12/09/2011 23/03/2012

Revisión Nombre CQM CQM CQM Firma Fecha 06/05/2011 12/09/2011 23/03/2012

Aprobación Nombre UNCTAD - SIC UNCTAD – SIC UNCTAD – SIC Firma Fecha 06/05/2011 12/09/2011 23/03/2012



TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................. 13

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 19

2. MARCO CONCEPTUAL ...................................................................................... 21

2.1 Definición del Producto ................................................................................... 21

2.2 Tipos de Contratos ........................................................................................... 22

2.3 Condiciones de los Contratos ........................................................................... 23

2.4 Los agentes ....................................................................................................... 23

2.5 Garantías de los Contratos ............................................................................... 23

2.6 Registro de los Contratos ................................................................................. 24

3. MARCO LEGAL Y REGULATORIO DEL MERCADO DE CONTRATOS EN COLOMBIA .................................................................................................................. 25

3.1 Ley 143 de 1994 ............................................................................................... 25

3.2 Desarrollo regulatorio ...................................................................................... 26

3.2.1 Resolución CREG 024 de 1994 ................................................................ 26




4. BOLSA DE ENERGÍA .......................................................................................... 32

5. CONTRATOS BILATERALES ............................................................................ 38

5.1 Contratos con destino a atender el mercado regulado ..................................... 38

5.2 Contratos de LP entre generadores .................................................................. 42

5.3 Contratos de LP entre comercializadores ........................................................ 43



5.4 Compras y Ventas de Contratos ....................................................................... 45

5.4.1 Contratos Compra y Venta de los Comercializadores .............................. 46

5.4.2 Contratos Generadores para atender los MR y MD .................................. 50

6. MERCADO RELEVANTE ................................................................................... 54

6.1 Dimensión Geográfica ..................................................................................... 58

6.2 Dimensión Producto ......................................................................................... 64

6.3 Dimensión temporal ......................................................................................... 65

6.4 Formación del Precio ....................................................................................... 66

7. PARTICIPACIONES ............................................................................................. 75

7.1 Agentes Caracterizados .................................................................................... 75

7.2 Resultados ........................................................................................................ 75

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 89

ANEXO A. Contratos entre Comercializadores y UNR, por Departamento para el año 2011 ............................................................................................................................... 91

A.1. Antioquia ...................................................................................................... 91

A.2. Arauca ........................................................................................................... 92

A.3. Atlántico ....................................................................................................... 92

A.4. Bolívar .......................................................................................................... 93

A.5. Boyacá .......................................................................................................... 93

A.6. Caldas ........................................................................................................... 94

A.7. Caquetá ......................................................................................................... 95

A.8. Casanare ........................................................................................................ 95

A.9. Cauca ............................................................................................................ 96

A.10. Cesar ............................................................................................................. 97



A.11. Choco ............................................................................................................ 97

A.12. Córdoba ........................................................................................................ 97

A.13. Cundinamarca ............................................................................................... 98

A.14. Distrito Capital ............................................................................................. 99

A.15. Huila ........................................................................................................... 100

A.16. Guajira ........................................................................................................ 100

A.17. Magdalena .................................................................................................. 101

A.18. Meta ............................................................................................................ 102

A.19. Nariño ......................................................................................................... 102

A.20. Norte de Santander ..................................................................................... 103

A.21. Putumayo .................................................................................................... 104

A.22. Quindío ....................................................................................................... 104

A.23. Risaralda ..................................................................................................... 105

A.24. Santander .................................................................................................... 105

A.25. Sucre ........................................................................................................... 106

A.26. Tolima ......................................................................................................... 107

A.27. Valle ............................................................................................................ 107

ANEXO B. Contratos entre Comercializadores y UNR, por empresa para el año 2011 ..................................................................................................................................... 109

B.1. Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. – CHEC .............................. 109

B.2. Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. – CEDENAR ......................... 109

B.3. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. – CENS ............. 109

B.4. Comercializadora Eléctrica del Sinú S.A. - CES ....................................... 109

B.5. Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. – CETSA ........................ 109



B.6. Compañía Energética del Tolima S.A. E.S.P. – ENERTOLIMA .............. 110

B.7. Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P. – CEO ......................... 110

B.8. Distribuidora y Comercializadora de Energía Eléctrica S.A. E.S.P. – DICEL 110

B.9. E2 Energia Eficiente S.A. E.S.P. – E2 ....................................................... 110

B.10. Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. – ESSA ...................................... 111

B.11. Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. – ELECTRICARIBE ..................... 111

B.12. Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. – ELECTROHUILA ....................... 111

B.13. Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. – EMSA ........................................... 112

B.14. Empresa de Energía De Boyacá S.A. E.S.P. – EBSA ................................ 112

B.15. Empresa de Energía de Casanare S.A. E.S.P. – ENERCA ........................ 112

B.16. Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P. – EEC ........................ 112

B.17. Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. – EEP ..................................... 113

B.18. Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. – EPSA .............................. 113

B.19. Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. - EDEQ .............................. 113

B.20. Empresa municipal de Energía Eléctrica S.A. E.S.P. ................................. 114

B.21. Empresas Municipales de Cali E.I.C.E. E.S.P. - EMCALI ........................ 114

B.22. Energía Empresarial de la Costa S.A. E.S.P. .............................................. 114

B.23. Energía y servicios S.A. E.S.P. .................................................................. 115

B.24. Enermont S.A. E.S.P. ................................................................................. 115

B.25. Enertotal S.A. E.S.P. ................................................................................... 115

B.26. Hz Energy S.A.S. E.S.P. ............................................................................. 116

B.27. Profesionales en Energía S.A E.S.P. .......................................................... 116

B.28. Ruitoque S.A. E.S.P. ................................................................................... 116



B.29. Termotasajero S.A. E.S.P. .......................................................................... 117

B.30. Vatia S.A. E.S.P. ......................................................................................... 117



LISTA DE TABLAS

Tabla 4.1 Compras y Ventas de energía en la Bolsa de energía, por tipo de agente ..... 32

Tabla 4.2 Porcentaje de la demanda transada en Bolsa ................................................. 33

Tabla 5.1 Balance de Compras y Ventas de Contratos destinados atender el MR y MD ....................................................................................................................................... 45

Tabla 6.1 Número de usuarios no regulados, por nivel de tensión y departamento, con corte a Diciembre 2011 ................................................................................................. 56

Tabla 6.2 Energía (GWh-mes) transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y UNR, por nivel de tensión y departamento, en Dic 2011 ............ 57

Tabla 6.3 Contratos entre Comercializadores y UNR, por Departamento, agregado 2011 ............................................................................................................................... 59

Tabla 7.1 Compras de energía en Contratos y en Bolsa ................................................ 77

Tabla 7.2 Ventas de energía en Contratos y en Bolsa ................................................... 77



LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 Liquidación de contratos en la bolsa para un Generador ............................. 21

Figura 2.2 Liquidación de contratos en la bolsa para un Comercializador ................... 22

Figura 2.3 Relación entre agentes para establecer contratos de energía ....................... 24

Figura 4.1 Compras y Ventas en bolsa por tipo de agente (Comercializador y Generador), 2007 y 2008 ............................................................................................... 34

Figura 4.2 Compras y Ventas en bolsa por tipo de agente (Comercializador y Generador), 2009 y 2010 ............................................................................................... 35

Figura 4.3 Compras y Ventas en bolsa de Generadores ................................................ 36

Figura 4.4 Compras y Ventas en bolsa de Comercializadores ...................................... 37

Figura 5.1 Despacho de contratos con destino al mercado regulado y precio promedio mensual .......................................................................................................................... 39

Figura 5.2 Precios de contratos del Mercado Regulado por año de registro ................. 40

Figura 5.3 Porcentajes de cantidades despachas en Contratos Regulados, 2009 .......... 41



Figura 5.6 Comportamiento aproximado de las cantidades despachas en Contratos Regulados por año ......................................................................................................... 42

Figura 5.7 Despacho de contratos de largo plazo entre generadores y precio promedio mensual .......................................................................................................................... 43

Figura 5.8 Despacho de contratos de largo plazo entre comercializadores y precio promedio mensual .......................................................................................................... 44

Figura 5.9 Precio promedio mensual contratos con destino al mercado regulado, contratos entre comercializadores y contratos entre generadores ................................. 44

Figura 5.10 Compras Ventas contratos comercializadores – MR y MD ...................... 47



Figura 5.11 Compras contratos comercializadores para atender MR ........................... 48

Figura 5.12 Compras contratos comercializadores para atender MD ........................... 48

Figura 5.13 Ventas contratos comercializadores para atender MR ............................... 49

Figura 5.14 Ventas contratos comercializadores para atender MD ............................... 50

Figura 5.15 Compras Ventas contratos generadores – MR y MD ................................ 51

Figura 5.16 Compras contratos generadores para atender MD ..................................... 52

Figura 5.17 Ventas contratos generadores para atender MR ......................................... 52

Figura 5.18 Ventas contratos generadores para atender MD ........................................ 53

Figura 6.1 Contratos entre EMGESA y UNR por departamento, 2011 ........................ 61

Figura 6.2 Contratos entre EPM y UNR por departamento, 2011 ................................ 62

Figura 6.3 Contratos entre GECELCA y UNR por departamento, 2011 ...................... 63

Figura 6.4 Contratos entre ISAGEN y UNR por departamento, 2011 .......................... 64

Figura 6.5 Porcentaje de cantidades despachas en Contratos No Regulados, 2009 ...... 65



Figura 6.8 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre EMGESA y UNR, por nivel de tensión .............................................................................................................. 68

Figura 6.9 % participación de energía transada en contratos de LP entre EMGESA y UNR, por nivel de tensión ............................................................................................. 68

Figura 6.10 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre EPM y UNR, por nivel de tensión .............................................................................................................. 69

Figura 6.11 % participación de energía transada en contratos de LP entre EPM y UNR, por nivel de tensión ....................................................................................................... 70

Figura 6.12 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre ENERGÍA EMPRESARIAL y UNR, por nivel de tensión ............................................................. 71



Figura 6.13 % participación de energía transada en contratos de LP entre ENERGÍA EMPRESARIAL y UNR, por nivel de tensión ............................................................. 71

Figura 6.14 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre GECELCA y UNR, por nivel de tensión ....................................................................................................... 72

Figura 6.15 % participación de energía transada en contratos de LP entre GECELCA y UNR, por nivel de tensión ............................................................................................. 73

Figura 6.16 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre ISAGEN y UNR, por nivel de tensión .............................................................................................................. 74

Figura 6.17 % participación de energía transada en contratos de LP entre ISAGEN y UNR, por nivel de tensión ............................................................................................. 74

Figura 7.1 Participación de cada Mercado sobre el Sistema ......................................... 76



ESTUDIO SECTORIAL DE ENERGÍA EN COLOMBIA Análisis del mercado relevante y concentración del mercado en el

Sector de Energía Eléctrica (Contratos)

RESUMEN EJECUTIVO

La energía eléctrica se transa en Colombia, en el mercado de corto plazo, o mediante contratos de largo plazo. En el mercado de corto plazo sólo transan los generadores y los comercializadores, los usuarios no pueden transar directamente en este mercado. Las transacciones bilaterales se realizan mediante contratos, pueden ser realizadas entre agentes (generadores, comercializadores) y entre agentes y usuarios. El producto transado en el mercado de contratos es la cobertura de precio, para una cantidad de energía determinada en un periodo determinado y para ser entregada en un punto específico.

Las condiciones de los contratos tales como precios, cantidades y punto de entrega son pactadas libremente entre los agentes. Básicamente se transa mediante contratos pague lo contratado o pague lo demandado, y diferentes modalidades resultantes de variantes a estas formas de contratos.

Los contratos deben ser registrados en el ASIC, para lo cual se debe surtir un trámite regulado (Resoluciones CREG 006 de 2003, 047 de 2007, entre otras). Igualmente el agente vendedor, responsable por el contrato, debe establecer garantías en la bolsa de energía.

Fundamentos Legales

Los contratos de energía tienen fundamento legal en los artículos 26 y 42 de la Ley 143 de 1994, establecen la libertad en las condiciones de negociación de los contratos. Desde la misma Ley los contratos se clasifican en contratos para el mercado regulado y contratos para el mercado no regulado. A pesar de que los contratos tienen libertad en la fijación de sus condiciones, se prevé que las compras de los distribuidores para atender el Mercado Regulado deben realizarse mediante mecanismos competitivos y su información debe ser reportada a la CREG.

El Artículo 42 de la Ley 143 prevé que la información de los contratos debe ser remitida a la CREG.



Desarrollo Regulatorio

La Resolución CREG 024 de 1995, denominada Código Comercial del Mercado Mayorista, establece las reglas de funcionamiento del Mercado Marista, que se desarrolla a través de las transacciones en la bolsa y los contratos. Define como agentes del mercado a los generadores, los comercializadores y los transportadores (si bien en la reglamentación actual los transportadores son agentes pasivos frente a las transacciones). En esta regulación se establecen las obligaciones de los agentes frente al mercado, una de las cuales es suministrar la información requerida para el adecuado funcionamiento del Sistema de Intercambios Comerciales.

Todas las transacciones mediante contratos se soportan en la bolsa, por lo cual los agentes presentan garantías para soportar sus compromisos, estas garantías se definieron inicialmente en la Resolución CREG 024 de 1995, pero en el año 2006 la Resolución CREG 019 y sus posteriores modificaciones han realizado ajustes al esquema de garantías. Igualmente la Resolución CREG 024 de 1995 establece la necesidad de registrar los contratos entre agentes y ratifica la obligación de remitir los contratos a la CREG. En lo referente al contenido de los contratos se prevé la información básica: precios, cantidades, identidad de las partes.

En lo referente a los contratos destinados a atender el Mercado Regulado MR, la Resolución CREG 020 de 1996 y sus posteriores modificaciones, prevén que tales contratos deben resultar de procesos competitivos (Convocatorias Públicas). Igualmente se prevé una limitación en las cantidades atendidas con energía propia para las empresas integradas verticalmente.

La Resolución 135 de 1997 establece la información de contratos que debe ser reportada a la CREG, y cual de dicha información es pública (básicamente los precios ponderados). Se establece una barrera en la disposición de información particular, lo cual dificulta los análisis de competencia.

Adicionalmente las Resoluciones 047 de 2000 establece las normas sobre registros de contratos y fronteras, esta Resolución fue modificada posteriormente por la Resolución CREG 06 de 2003 (la cual a su vez ha sido modificada por las Resoluciones CREG 084 de 2007, 013 y 038 de 2010).

Bolsa de Energía

Con el ánimo de determinar la estructura de compras y ventas de los agentes, y de esta manera poder inferir si existen algún tipo de comportamiento estratégico bien sea



mediante los precios o las cantidades, se solicitó a XM la información de transacciones hora a hora para el periodo que va entre enero de 2007 y julio de 2011, tanto en bolsa como en contratos, esto permite complementar los análisis realizados en el segundo informe de este estudio. Con base en esta información se puede afirmar que en general los generadores son vendedores netos en la bolsa si bien realizan compras, de otra parte los comercializadores son compradores netos, pero eventualmente venden excedentes de los contratos en la bolsa. La siguiente tabla muestra el balance por tipo de agente como comprador y como vendedor en la bolsa de energía:

Transacción en Bolsa

Compras (GWh-año) Ventas (GWh – año)

2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11

Comercializadores 6.423 7.774 9.931 10.036 4.794 1.104 1.190 837 1.137 818

Generadores 10.269 8.799 8.293 8.973 5.737 15.589 15.383 17.383 17.869 9.713

Total 16.692 16.573 18.224 19.009 10.532 16.692 16.573 18.220 19.005 10.532

De otra parte, se observa que el porcentaje de la energía transada en bolsa es representativo puesto que en ningún año representa un valor inferior a 30% de la demanda Comercial del Sistema como se indica a continuación:

Año Porcentaje de la demanda transada en Bolsa

2007 31,1%

2008 30,4%

2009 32,6%

2010 33,4%

Hasta Jul-2011 31,4%

Del total de las ventas realizadas en bolsa entre el 65% y el 70% son realizadas por cinco agentes en calidad de generadores (EPM, EMGESA, GECELCA, ISAGEN y EPSA), mientras que las compras realizadas por estos mismos siete agentes representan en promedio un 25%.

De este ejercicio se reitera la muy baja participación de los generadores térmicos en la bolsa (a excepción del periodo en el que se presentó el fenómeno de El Niño y en el cual hubo una intervención del mercado por parte de la CREG). De otra parte las compras de los agentes que sólo transan en calidad de comercializadores en la bolsa representan entre el 10 y el 20% de las compras en la bolsa.



Contratos Bilaterales

De acuerdo con la información publicada por XM en cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 135 de 1997, se analiza de forma agregada el mercado de contratos: contratos con destino a atender el mercado regulado, contrato de largo plazo entre generadores, y contratos de largo plazo entre comercializadores.

Del análisis de los contratos con destino a atender el mercado regulado se observa lo siguiente: i) el 80% de la demanda comercial regulada se atendió mediante contratos, ii) para el período analizado hay un patrón anual de precios (los precios aumentan a partir de noviembre de cada año, alcanza un valor máximo entre abril y mayo, y finalmente desciende hasta finales de octubre), y iii) cuando se presentan precios bajos las cantidades despachas son mayores y cuando los precios son altos las cantidades despachadas son bajas.

Los contratos de largo plazo entre generadores tienen por objeto respaldar los compromisos que otros generadores han adquirido en contratos. Del análisis realizado se observa lo siguiente: i) la energía contratada en el 2011 estuvo por debajo de la mitad de lo que en promedio se contrató en el 2010, esto puede ser consecuencia del fenómeno del niño y, ii) los precios en promedio han permaneció estables durante el 2011.

Al igual que los contratos entre generadores, los contratos entre comercializadores están destinados a brindar cobertura a otros contratos. Se observa que en promedio la energía transada entre comercializadores mensualmente es de 700 GWh-mes y llama la atención la tendencia similar en precios entre estos contratos y los contratos con destino al mercado regulado, a excepción del periodo de El Niño.

Adicionalmente, se presenta un análisis de los contratos de compra y venta de energía celebrado por los agentes comercializadores y generadores, con destino al mercado regulado (MR) y el mercado diferente al regulado (MD), el cual está constituido por los contratos destinados a atender usuarios no regulados, alumbrado público y los contrato de respaldo entre generadores y entre comercializadores. Las siguientes tablas muestran el balance por tipo de agente como comprador y como vendedor en contratos, tanto para el MR como para el MD:



Transacción en Contratos

Compras MR (GWh-año) Compras MD (GWh-año)

2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11

Comercializador 32.389 32.067 31.677 30.954 19.115 21.055 22.523 25.461 26.478 14.684

Generador 2.523 3.471 6.548 6.128 1.313

Total 32.389 32.067 31.677 30.954 19.115 23.578 25.993 32.009 32.605 15.997

Transacción en Contratos

Ventas MR (GWh-año) Ventas MD (GWh-año)

2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11

Comercializador 2.802 2.875 4.443 4.051 2.374 2.557 4.155 6.130 5.698 2.065

Generador 29.587 29.192 27.234 26.903 16.741 21.021 21.838 25.879 26.907 13.932

Total 32.389 32.067 31.677 30.954 19.115 23.578 25.993 32.009 32.605 15.997

En general, y como era de esperarse, las compras destinas al MR las realizan en su totalidad los comercializadores. Por otro lado, los generadores tienen altos porcentajes de participación en ventas de energía tanto para el MR como para el MD. Los análisis se complementan con la desagregación de compras y ventas por agentes.

Mercado Relevante

La definición del mercado relevante permite caracterizar en diferentes dimensiones (geográfica, producto, temporal, formación de precios, entre otros) el bien que se está transando y al cual se pretende determinar el grado de competitividad. Los análisis realizados en este informe se basan en los contratos de largo plazo firmados entre comercializadores y usuarios no regulados.

El análisis de dimensión geográfica, permitió identificar en general que i) el mercado relevante lo constituye toda la demanda y la oferta nacional dado que el número de comercializadores que actúan en los diferentes mercados de comercialización es adecuado y hay disputabilidad por esos mercados y ii) la red juega un papel importante en el mercado de contratos, particularmente en los mercados más grandes.

De otra parte, el producto transado es la cobertura de precios bajo diversas modalidades contractuales, sin embargo estos contratos carecen de liquidez, en la medida en que están asociados a una frontera particular y a unas condiciones igualmente específicas (no son contratos estandarizados).

En cuanto a la dimensión temporal, los contratos son de duraciones pactadas bilateralmente, sin embargo la Resolución CREG 156 de 2011 prevé una duración



mínima de un año y de la información de los informes de XM se observa que la duración de los contratos puede variar desde un año hasta más de tres años.

De igual forma el precio se pacta libremente, normalmente mediante procesos de negociación que se dan por la invitación del usuario a los comercializadores de su interés. Se realizó un ejercicio de referencia para los principales comercializadores – generadores, consistente en calcular un promedio de precio aproximado por nivel de tensión por zona de influencia. Sin embargo, fue necesario realizar supuestos que limitaron el alcance de este ejercicio, por lo cual se sugiere que las autoridades de control puedan disponer de esta información plena, para replicar el ejercicio propuesto de forma permanente lo cual permitirá identificar prácticas que atenten contra la competencia vía precios.

Participaciones

Finalmente, se realizó un ejercicio de caracterización de la estructura de compra y venta de los diferentes tipos de agentes (diez agentes analizados) que transan, tanto en el mercado spot como en el mercado de contratos, con el objetivo de identificar patrones o estrategias que puedan representar riesgos a la competencia.

Los resultados obtenidos se presentan según sea que la transacción se haya realizado en calidad de comprador o de vendedor, igualmente se presentan en compras o ventas en bolsa y compras o ventas para el MR o para el MD. Complementariamente los resultados se presentan en tres formatos: % participación sobre cada mercado; % participación sobre el sistema; y % participación sobre el mismo.

Principalmente se observó que los agente considerablemente grandes, transan mínimo el 20% de sus ventas en la bolsa, siendo estos mismos agentes los que más participación en la formación del precio de bolsa.



1. INTRODUCCIÓN

En cumplimiento de los términos del Contrato No. 32758, entre la Naciones Unidas – UNCTAD y el Consultor Camilo Quintero Montaño, que tiene como objeto general “Realizar un estudio que permita a la Superintendencia de Industria y Comercio – SIC, conocer el mercado de energía en Colombia, su estructura y su estado frente a la competencia”, a continuación se presenta el Tercer Informe del estudio. En mayo y Septiembre de 2011 se presentaron el Primer y Segundo Informe, respectivamente. En el Primer informe se realizó una descripción detallada de la estructura institucional del sector, las diferentes actividades de la cadena productiva y la regulación más relevante. En el Segundo Informe se presentó un análisis del mercado relevante y de la sustituibilidad de la demanda y de la oferta en las transacciones en la bolsa de energía, entre otros aspectos.

En este Informe se presenta el análisis del Mercado Mayorista colombiano, desde la perspectiva de los contratos, buscando caracterizar las transacciones bolsa contratos, tanto del sistema como de los agentes, en particular el mercado de contratos requiere una separación entre Mercado Regulado y Mercado Diferente al Regulado.

Para el desarrollo de este Tercer Informe, se realizó una solicitud de información al operador del mercado XM, no obstante mucha de la información requerida no está disponible en el mercado o no es pública, por lo cual al final del documento se están proponiendo algunos complementos regulatorios para garantizar la disponibilidad de la información que a futuro pueda requerir la SIC para el desarrollo de sus funciones y adicionalmente para facilitar las negociaciones entre los agentes. Complementariamente, se empleó la información resultante de la aplicación de la Resolución CREG 135 de 1997, la cual publica XM en su página web.

El informe está contenido en ocho secciones incluyendo esta Introducción.

La segunda sección presenta el marco conceptual de las transacciones mediante contratos de largo plazo.

La tercera sección presenta un brevemente resumen del marco legal y regulatorio que orienta las transacciones en el mercado mayorista de energía eléctrica mediante contratos bilaterales.

La cuarta sección complementa el análisis de las transacciones en la bolsa de energía que se presentó en el Segundo Informe de esta Consultoría, haciendo uso de la información entregada por XM a solicitud de la SIC.



En la quinta sección se analiza los contratos bilaterales de largo plazo (precios y cantidades) entre comercializadores y usuarios regulados, entre generadores y entre comercializadores. Este análisis se realiza con base en los informes mensuales que publica XM en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 135 de 1997.

La sexta sección presenta un análisis orientado a determinar si hay fraccionamiento del mercado relevante sea por la dimensión geográfica o por tamaño o si por el contrario la demanda nacional y la oferta nacional transada mediante contratos constituyen un único mercado relevante, este ejercicio se realiza con base en la información publicada mensualmente por XM en cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 135 de 1997, específicamente en lo relacionado con los contratos de largo plazo firmados entre comercializadores y usuarios no regulados. Adicionalmente, se realiza un ejercicio de referencia para los principales comercializadores-generadores el cual consiste en sacar un promedio de precio ($/kWh) aproximado por nivel de tensión, para atender el mercado no regulado.

La séptima sección presenta la caracterización de la estructura de compras y ventas de los diferentes tipos de agentes que transan, tanto en el mercado spot como en el mercado de contratos, la cual se realiza determinando las participaciones de compras y ventas de cada agente.

Finalmente, en la sección octava se plantean algunas conclusiones y recomendaciones.



2. MARCO CONCEPTUAL

El mercado Colombiano transa la energía eléctrica, fundamentalmente en la bolsa de energía y mediante contratos. Las transacciones en la bolsa de energía fueron estudiadas en el Segundo Informe del presente Estudio. A continuación, presentaremos el marco conceptual sobre el cual se desarrollan las transacciones de energía mediante contratos.

2.1 Definición del Producto

El producto transado en los contratos es la cobertura de precio, por lo cual se denominan contratos financieros, el producto físico es entregado por la bolsa de energía la cual realiza un balance que permite identificar las cantidades transadas en bolsa (a precio de bolsa), las cantidades despachadas de cada contrato. La Figura 2.1 presenta el fundamento de la liquidación de los contratos en la bolsa para un generador y la Figura 2.2 lo hace para un comercializador.

Figura 2.1 Liquidación de contratos en la bolsa para un Generador



Figura 2.2 Liquidación de contratos en la bolsa para un Comercializador

2.2 Tipos de Contratos

En general, en Colombia se han aplicado diversas modalidades de contratos y cada contrato regula los riesgos de las partes. No obstante, se pueden identificar tres modalidades: pague lo contratado, pague lo demandado y pague lo demandado condicionado, veamos brevemente que características tienen:

• Pague lo Contratado: La parte vendedora asume la volatilidad de los precios en la bolsa por las cantidades contratadas y en contraprestación recibe el precio acordado por el periodo de tiempo especificado. Si el vendedor es un generador, el contrato Pague lo Contratado le permite vender su producción (las cantidades acordadas) al precio acordado y por consiguiente disponer de un ingreso garantizado. El comprador debe recibir dichas cantidades al precio acordado. Si el generador no dispone de la energía deberá comprarla en la bolsa, por tanto asume el riesgo de los precios en la bolsa. De otra parte si el comprador no demanda todas las cantidades acordadas, el excedente a su demanda lo vende en la bolsa a precio de mercado, por tanto asume el riesgo de cantidades.



• Pague lo Demandado: En este tipo de contrato las cantidades vendidas son inciertas y dependen de la demanda del comprador, si no hay demanda no hay transacción. Los precios se acuerdan entre las partes. Por lo cual este tipo de contrato no garantiza un ingreso para el vendedor. En este tipo de contrato el riesgo de cantidades lo asume el vendedor al igual que el riesgo de precios.

• Pague lo demandado Condicionado: En este tipo de contrato el vendedor asume el riesgo de precios y cantidades hasta una cantidad limitada. Al igual que el contrato pague lo demandado no representa un ingreso estable para el vendedor. El riego de cantidades y precios lo asume el vendedor pero hasta un límite de cantidades.

Puede haber otras modalidades como las opciones, que a su vez pueden ser opciones de compra (CALL) u opciones de venta (PUT).

2.3 Condiciones de los Contratos

Las cantidades, el precio, la duración y la modalidad, entre otras condiciones posibles, son acordadas libremente entre las partes.

2.4 Los agentes

Puesto que el producto transado es la cobertura de precio frente a la bolsa, los agentes que pueden establecer contratos son los generadores, los comercializadores y los usuarios regulados, como se indica en la Figura 2.3. No obstante, en el mercado mayorista el responsable frente a la bolsa siempre será un generador o un comercializador, puesto que los usuarios no pueden comprar directamente en la bolsa.

2.5 Garantías de los Contratos

Como los demás parámetros de los contratos, las garantías del contrato se pactan libremente. Sin embargo, el vendedor del contrato debe cumplir con el establecimiento de las garantías en la bolsa, puesto que todos los contratos se liquidan contra la bolsa (Ver Resolución CREG 019 2006 y sus modificaciones).



2.6 Registro de los Contratos

Los contratos deben ser registrados ante el ASIC, para que puedan ser despachados en la bolsa, los términos y procedimientos para realizar este registro se encuentran establecidos en las Resoluciones CREG 06 de 2003, 047 de 2007 y 013 de 2010, entre otras.

Figura 2.3 Relación entre agentes para establecer contratos de energía

Bola de Energía (Mercado Horario)

Comercializador (Puede ser integrado o puro)

Generador

Usuarios No Regulados (UNR)

Transacciones en Bolsa Transacciones mediante Contratos



3. MARCO LEGAL Y REGULATORIO DEL MERCADO DE CONTRATOS EN COLOMBIA

3.1 Ley 143 de 1994

Con respecto a las transacciones mediante contratos de largo plazo, esta Ley en el Capitulo V, De la Generación de Electricidad, precisa en el artículo 26 la modalidad de transacciones de energía mediante contratos, para el mercado mayorista entre generadores, comercializadores y usuarios no regulados:

“ARTÍCULO 26. Las entidades públicas y privadas con energía eléctrica disponible podrán venderla, sujetas al Reglamento de Operación, a las empresas generadoras, a las distribuidoras o a grandes consumidores a tarifas acordadas libremente entre las partes.”

Previéndose por la vía legal explícitamente, la posibilidad de que los agentes establezcan transacciones de energía mediante contratos a largo plazo, sin que exista limitación alguna para que dos generadores puedan realizar un contrato.

Complementariamente el Artículo 42, de la Ley 143 de 1994 en el Capitulo IX, Del Régimen Económico y Tarifario para las Ventas de Electricidad, establece:

“ARTÍCULO 42. Las transacciones de electricidad entre empresas generadoras, entre distribuidoras, entre aquéllas y éstas y entre todas ellas y las empresas dedicadas a la comercialización de electricidad y los usuarios no regulados, son libres y serán remuneradas mediante los precios que acuerden las partes. Se incluyen en este régimen las transacciones que se realicen a través de interconexiones internacionales.

Las compras de electricidad por parte de las empresas distribuidoras de cualquier orden deberán garantizar, mediante contratos de suministro, el servicio a los usuarios atendidos directamente por ellas, por el término que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Tales contratos se celebrarán mediante mecanismos que estimulen la libre competencia y deberán establecer, además de los precios, cantidades, forma, oportunidad y sitio de entrega, las sanciones a que estarán sujetas las partes por irregularidades en la ejecución de los contratos y las compensaciones a que haya lugar por incumplimiento o por no poder atender oportunamente la demanda.



PARÁGRAFO. Las personas contratantes enviarán mensualmente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la información relativa a los contratos celebrados.”

En este artículo se ratifica la modalidad de transacción mediante acuerdos contractuales libres, no obstante se introducen dos elementos fundamentales:

• El primero, que las compras destinadas para las demandas atendidas por los distribuidores (usuarios regulados), deben realizarse mediante mecanismos competitivos, definiendo claramente los parámetros de dichos procesos (precios, cantidades, forma, oportunidad y sitio de entrega).

• El segundo elemento establecido en el parágrafo único de dicho artículo, es la necesidad de que la información de estos contratos sea enviada a la CREG.

3.2 Desarrollo regulatorio

3.2.1 Resolución CREG 024 de 1994

La Resolución CREG 024 de 1994 “Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación”, estable lo siguiente:

Artículo 2º.

a. Establecer un conjunto de reglas que regulen el funcionamiento del mercado mayorista en los aspectos relacionados con las transacciones comerciales realizadas entre los agentes que participan en ese mercado: contratos de energía a largo plazo, contratos de energía en la bolsa, prestación de servicios asociados de generación y tratamiento de las restricciones en las redes de transmisión y distribución.

Objetivo. Esta resolución tiene el propósito de:

b. Proveer a los agentes participantes del mercado mayorista de un conjunto de reglas que faciliten la formación de actos y contratos que tengan por objeto la enajenación y adquisición de energía eléctrica en la bolsa de energía, y su cumplimiento con la ayuda del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

c. Fijar las reglas que permitan determinar, liquidar, y pagar las obligaciones pecuniarias que resulten entre los agentes participantes del mercado



mayorista, por los actos o contratos sobre energía que se efectúen en la bolsa de energía.

d. Facilitar la competencia entre todos los agentes participantes del mercado mayorista.

Artículo 5º.

Son agentes del mercado mayorista: los generadores, los comercializadores y los transportadores. Los transportadores son agentes del mercado mayorista que no realizan compraventa de energía, sino que participan en los procesos de reconciliación por las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional, del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local, y para la evaluación de pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional. El representante de los transportadores en el mercado mayorista es Interconexión Eléctrica S.A. “E.S.P.”, con los deberes y derechos que acuerden las partes, mediante convenio especial que se debe efectuar para esta delegación. Las interconexiones internacionales son representadas por uno o más agentes en el mercado mayorista debidamente registrados ante el Administrador del SIC.

Agentes del Mercado Mayorista.

Artículo 6º

Los agentes que participan en el mercado mayorista deben cumplir las siguientes condiciones mínimas:

. Cumplimiento de Condiciones Mínimas.

a. Las definidas en las resoluciones CREG 054, 055 y 056 de 1994, y las que las modifiquen.

b. Registrarse como agente del mercado mayorista ante el Administrador del SIC.

c. Suministrar la información de generación y demanda con la periodicidad que se indique en la presente resolución y en la forma que lo define el Código de Redes.

d. Presentar las garantías financieras definidas en la presente resolución o realizar los pagos anticipados, en caso de ser necesario.

e. Los generadores deben operar las plantas de generación sometidas al despacho central según las reglas de despacho definidas en el Código de redes.



f. Suministrar la información establecida en esta resolución en los tiempos y en la forma requeridos para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC),

g. Los comercializadores y generadores se obligan a participar en la Bolsa de Energía.

h. Someterse a la liquidación que haga el Administrador del SIC de todos los actos y contratos de energía en la bolsa, para que pueda determinarse, en cada momento apropiado, el monto de sus obligaciones y derechos frente al conjunto de quienes participan en el sistema, y cada uno de ellos en particular.

i. Incluir dentro de su presupuesto las apropiaciones mínimas que se requieren para efectuar oportunamente los pagos de sus obligaciones con la Bolsa de Energía.

j. Someterse a los sistemas de pago y compensación que aplique el Administrador del SIC, según lo previsto en esta resolución, para hacer efectivas las liquidaciones aludidas.

k. Todos los actos y contratos que hayan de cumplirse por medio del Administrador del SIC, serán a título oneroso.

Artículo 7º.

En el mercado mayorista se realizan las siguientes operaciones:

Operaciones en el Mercado Mayorista.

a. Contratos de Energía a largo plazo: son aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades, y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo.

b. Contratos de Energía en la Bolsa: Son aquellos que se celebran a través del Administrador del SIC, para la enajenación hora a hora de energía, y cuyos precios, cantidades, garantías, liquidación y recaudo se determinan por la presente resolución y por el acuerdo de las partes en las reglas del SIC.

c. Prestación de servicios asociados de generación de energía a la empresa de transmisión nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad.

Artículo 14º

Todos los contratos de energía a largo plazo que se celebren entre comercializadores y generadores para que puedan ser liquidados en la bosa de

. Registro de Contratos de Energía.



energía se deben registrar ante el Administrador del SIC. Igualmente las partes contratantes debe estar registrados ante el Administrador del SIC y otorgar las garantías definidas en esta resolución. El procedimiento para registrar contratos se establece en el Anexo D de la misma resolución.

Igualmente se previó en esta Resolución de la CREG que copia de los contratos se deben remitir, simultáneamente al registro, a la CREG.

Artículo 15º.

La forma, contenido y condiciones establecidas en los contratos de energía podrán pactarse libremente entre las partes. Sin embargo, para que estos contratos puedan liquidarse en la bolsa de energía deben contener: la identidad de las partes contratantes; reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar bajo el contrato y el respectivo precio, en forma consistente con los procedimientos de liquidación establecidos en ésta Resolución.

Contenido de los Contratos.


La Resolución CREG 020 de 1996, la cual ha sido modificada por las Resoluciones CREG 021 de 1996 y 167 de 2008, establece las normas para promover la libre competencia en las compras de energía eléctrica en el mercado mayorista, principalmente para los contratos bilaterales que atienden el mercado regulado. Se destacan los siguientes aspectos:

• Los Comercializadores que atienden Mercado Regulado, están obligados a comprar toda la energía para atender su demanda mediante contratos.

• Para garantizar la competencia en el Mercado Regulado, las compras de energía destinadas a atender este mercado se realizarán mediante Convocatorias Públicas, cuyas ofertas deben ser evaluadas con base en el precio ofertado para la energía y este será el único criterio para la selección del oferente.

• Excepcionalmente pueden comprar en bolsa, cuando no hayan sido aceptadas las ofertas de aquellos que se presenten a la convocatoria.

• Empresas integradas verticalmente, cuya demanda de energía represente el cinco por ciento (5%) o más del total de la demanda del Sistema Interconectado Nacional, no pueden cubrir con energía propia más del 60% de la energía requerida para atender la demanda de su mercado regulado




Aunque todos los contratos se pactan libremente, desde la misma ley se prevé la obligación de reportar dicha información a la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG. En ese sentido, la Comisión emitió la Resolución 135 de 1997, la cual desarrolla los siguientes tópicos:

• Registro de Contratos:

La información a entregar es:

Los comercializadores que tengan suscritos contratos de energía a largo plazo con usuarios no regulados, deben registrarlos ante el Administrador del SIC, y reportar la información concerniente a los términos en los cuales se celebró el contrato.

- Identidad de las partes contratantes

- Nivel de tensión de suministro

- Frontera comercial

- Mercado de Comercialización al que pertenece el usuario no regulado

- Modalidad de contratación

- Duración del contrato

- Reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, su despacho

- Precio del Contrato

• Información Pública:

a. Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre agentes del mercado mayorista de electricidad con destino al mercado regulado.

Adicionalmente, la Resolución CREG 135 de 1997 establece la siguiente información con carácter público y encomienda al ASIC su publicación mensual:

b. Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y usuarios no regulados, presentando la información por nivel de tensión de suministro y por Mercado de Comercialización.



c. Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre generadores de electricidad.

d. Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores de electricidad.

e. Precio Spot promedio ponderado diario en la Bolsa de Energía.


La Resolución CREG 047 de 2000 “Por la cual se adoptan las normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y modificación de información y liquidación de transacciones comerciales, en el Mercado de Energía Mayorista”, modificada posteriormente por la Resolución CREG 006 de 2003 (la cual a su vez ha sido modificada por las Resoluciones CREG 084 de 2007, 013 y 038 de 2010), establece los procedimientos para el registro de las fronteras de usuarios no regulados e igualmente para el registro de los contratos de este tipo de usuarios.



4. BOLSA DE ENERGÍA

Como se indicó anteriormente, el tema relacionado con las transacciones en la bolsa de energía se presentó en el Segundo Informe de esta consultoría. No obstante, haciendo uso de la información entregada por XM a solicitud de la SIC, se realizó un ejercicio para organizar a nivel mensual y anual, las compras y ventas de los diferentes agentes que participan en la bolsa (Comercializadores y Generadores).

El valor de las compras y ventas en bolsa para cada agente, comercializador o Generador, es calculado por el ASIC a partir del balance de energía definido en el Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, es decir, se toma el total de las compras y ventas en contratos y se realiza el balance con respecto a la generación ideal (Generadores) o a los consumos de energía (Comercializadores), es importante resaltar que un mismo agente puede actuar en calidad de generador o de comercializador. En este sentido, XM no posee información desagregada por tipo de mercado (Mercado Regulado y No Regulado).

La Tabla 4.1 presenta un agregado de las compras y ventas de energía eléctrica en bolsa realizadas por los agentes comercializadores y generadores, respectivamente. La información se presenta por año, sin embargo para el 2011 solo se dispone de información hasta el mes de julio. De estos resultados se observa que los comercializadores compran más energía que la que venden en bolsa, la energía que venden los comercializadores en bolsa son excedentes contractuales. Los generadores, tienen niveles bastante altos de compras en bolsa, sin embargo la vocación de los generadores en la bolsa es de vendedores. Adicionalmente, la Tabla 4.2 muestra que en promedio la demanda comercial del País es atendida en un 32% por las transacciones realizadas en la bolsa de energía.

Tabla 4.1 Compras y Ventas de energía en la Bolsa de energía, por tipo de agente

Compras (GWh-año) Ventas (GWh – año)

2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11

Comercializadores 6.423 7.774 9.931 10.036 4.794 1.104 1.190 837 1.137 818

Generadores 10.269 8.799 8.293 8.973 5.737 15.589 15.383 17.383 17.869 9.713

Total 16.692 16.573 18.224 19.009 10.532 16.692 16.573 18.220 19.005 10.532

Fuente: XM



Tabla 4.2 Porcentaje de la demanda transada en Bolsa

Año Energía Transada en Bolsa (GWh)

Demanda Comercial (GWh)

Porcentaje de la demanda transada en Bolsa

2007 16.692 53.666 31,1% 2008 16.573 54.433 30,4% 2009 18.224 55.959 32,6% 2010 19.009 56.897 33,4%

Hasta Jul-2011 10.532 33.489 31,4% Fuente: XM

Ahora bien, las Figura 4.1 y 4.2 presentan para un grupo de agentes que actúan con los dos roles (comercializadores y generadores) comprando y vendiendo en la bolsa de energía. Esta información se muestra en dos figuras (2007 – 2008 y 2009 - 2010) para poder dimensionar la capacidad de transar en la bolsa de este tipo de agentes.

En general, se observa que estos agentes como generadores venden grandes cantidades de energía en la bolsa, al punto que las ventas de los cinco agentes más grandes (EPM, EMGESA, GECELCA, ISAGEN y EPSA) representan entre el 65 y el 70% de las ventas totales en bolsa para el periodo analizado, mientras que sus compras en bolsa en calidad de generadores en promedio son del 25%. Para este tipo de agentes, vistos en calidad de comercializadores, sus ventas en la bolsa no alcanzan a representar un 1% de las ventas totales en bolsa, para cada uno de los años estudiados.

Por otra parte las compras agregadas de estos cinco agentes en calidad de comercializadores representan entre el 3 y el 7% anual de las compras totales en bolsa, en el periodo estudiado. Con lo que se concluye que este tipo de agentes son vendedores exclusivos en bolsa y sus ventas netas (restando a las ventas las compras en cualquier calidad) varían entre el 37% y el 45%.



Figura 4.1 Compras y Ventas en bolsa por tipo de agente (Comercializador y Generador), 2007 y 2008

Fuente: XM

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Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas

Comer Gener Comer Gener

2007 2008

GW

h-añ

o

CHEC ESSA EBSA ECC EMGESA EPM EPSA GECELCA ISAGEN VATIA



Figura 4.2 Compras y Ventas en bolsa por tipo de agente (Comercializador y Generador), 2009 y 2010

Fuente: XM

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Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas

Comer Gener Comer Gener

2009 2010

GW

h-añ

o

CHEC ESSA EBSA ECC EMGESA EPM EPSA GECELCA ISAGEN VATIA



La Figura 4.3 presenta una muestra de Generadores que desarrollan en la bolsa solo la actividad de generación. Se destaca que los generadores térmicos transan cantidades insignificantes en la bolsa, a excepción de los años 2009 y 2010 en el que vendieron a raíz del fenómeno del Niño; para los agentes analizados (TERMOFLORES y TERMOCANDELARIA) sus ventas en el periodo analizado representan entre el 0 y el 10% anual del total de ventas en la bolsa. Por otro lado, las compras de CHIVOR representan entre el 4 y el 8% anual de las compras totales en bolsa, mientras que sus ventas representan entre el 11 y el 20% de las ventas totales de la bolsa, dependiendo del año analizado.

Figura 4.3 Compras y Ventas en bolsa de Generadores

Fuente: XM

La Figura 4.4 presenta una muestra de Comercializadores, que transan en la bolsa solo en calidad de comercializadores. Las compras agregadas de estos comercializadores varían entre el 10% y el 20% de las compras totales en la bolsa para cada uno de los años analizados. Las ventas agregadas de estos agentes en cada uno de los años analizados no superan el 4% de las ventas totales en la bolsa. Estos comercializadores atienden usuarios finales por lo cual compran en la bolsa la demanda comercial no contratada y venden en la bolsa excedentes que han comprado en contratos.

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Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas

2007 2008 2009 2010 Hasta Jul-11

GW

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CHIVOR URRA TERMOFLORES TERMOCANDELARIA



Figura 4.4 Compras y Ventas en bolsa de Comercializadores

Fuente: XM

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Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas Compras Ventas

2007 2008 2009 2010 Hasta Jul-11

GW

h-al

ño

ELECTRICARIBE CODENSA MYPYMES COENERSA ENERGIAEMPRESARIAL COLINVERSIONES COMERCIALIZAR ENERGISOCIAL



5. CONTRATOS BILATERALES

Con base en los informes mensuales que publica XM, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 135 de 1997, y la información entregada a la SIC por parte de XM a continuación se presenta un análisis agregado para el mercado de contratos, el cual incluye cantidades y precios. No obstante se debe aclarar que no se dispone de información que permita identificar los parámetros específicos de un contrato en particular (partes involucradas, precios de los contratos y cantidades, fecha de inicio y fecha de terminación).

La información publicada por XM está clasificada en contratos con destino a atender el mercado regulado, contratos de largo plazo entre generadores, contratos de largo plazo entre comercializadores.

De otra parte la información reportada por XM a la SIC, se organizó a nivel mensual y anual permitiendo establecer el resumen de las cantidades despachadas en contratos de compra y venta de energía celebrados por los comercializadores y generadores para atender el mercado regulado y el mercado diferente al regulado. Esta información no dispone de los precios por lo cual no fue posible estudiar si existen prácticas discriminatorias (por cantidades, por regiones entre otras posibles).

5.1 Contratos con destino a atender el mercado regulado

En la Figura 5.1, se presenta el precio promedio ponderado mensual y la energía transada mediante contratos de largo plazo entre agentes del mercado mayorista de electricidad con destino al mercado regulado, para los años 2009 - 2011.

Se observa que más del 80% de la demanda comercial regulada se atendió mediante contratos. Por otro lado, se identifica un Patrón anual de precios, de tal forma que los mismos aumentan a partir de noviembre de cada año, alcanzan un valor máximo entre abril y mayo (verano) y finalmente descienden hasta finales de octubre (invierno). En el periodo estudiado la diferencia de precios entre dos mínimos consecutivos es de aproximadamente diez pesos por kilovatio hora, mientras que la diferencia entre los máximos 2009-2010 frente a la diferencia entre los máximos 2010-2011, se incrementó en cuatro pesos por kilovatio hora, lo que señala una tendencia de crecimiento de los precios de los contratos para el mercado regulado. No obstante esta información debe ser complementada con análisis de años anteriores para poder establecer conclusiones



al respecto. Para el último año analizado el precio promedio (ponderado por cantidades) de estos contrato presentó una variación entre 130 y 135 $/kWh.

Figura 5.1 Despacho de contratos con destino al mercado regulado y precio promedio mensual

Fuente: Neón e Informes R. CREG 135/97 – XM

Finalmente de la Figura 5.1 se observa que cuando se presentan precios bajos las cantidades despachadas son mayores y cuando los precios son altos las cantidades despachadas son bajas. No obstante se requiere la información desagregada que permita identificar la causalidad, en la medida en que este fenómeno puede tener diferentes orígenes.

En complemento, la Figura 5.2 presenta los precios promedio de los contratos destinados a atender el mercado regulado, despachados desde octubre de 2010 hasta octubre de 2011 y que fueron registrados en XM antes de 2009, en 2009, en 2010 y 2011. Si bien no se dispone de la información que permita estudiar la formación de estos precios, se pueden establecer algunas observaciones pertinentes:

El agregado de los contratos registrados en 2009 y 2010 presentan un mismo patrón, sin embargo los contratos registrados en 2010 comparados con los contratos registrados

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GW

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es

Contratos MR Demanda Comercial Regulada Precio Contrato MR



en 2009, para ser despachados en una misma fecha, presentan una diferencia de precios que se mantiene aproximadamente en cuatro pesos por kilovatio hora.

Figura 5.2 Precios de contratos del Mercado Regulado por año de registro

Fuente: Informe Mercado, octubre de 2011, XM

Las Figura 5.3, 5.4 y 5.5 muestran para cada mes el porcentaje de contratos despachados para el mercado regulado y los años en que fueron registrados tales contratos. Se observa que para una fecha determinada pueden despacharse contratos registrados hasta con dos años de anticipación. Adicionalmente se puede visualizar que los años 2009 y 2011 tienen un patrón similar, en estos años el mayor porcentaje de los contratos despachados corresponde a los contratos que fueron registrados el año anterior.

La Figura 5.6 presenta una aproximación de esta información a nivel anual, se puede concluir que durante 2009 se registraron y despacharon un mínimo de contratos los cuales, adicionalmente, tuvieron duración de un año, este efecto puede ser explicado por la presencia del fenómeno de El Niño.



Figura 5.3 Porcentajes de cantidades despachas en Contratos Regulados, 2009

Fuente: Informe Mercado, enero de 2010, XM







Figura 5.6 Comportamiento aproximado de las cantidades despachas en Contratos Regulados por año

Fuente: Consultor

5.2 Contratos de LP entre generadores

Los contratos entre generadores tienen por objeto respaldar los compromisos que otros generadores han adquirido en contratos. En la Figura 5.7, se presenta el precio promedio ponderado mensual y la energía transada mediante contratos de largo plazo entre generadores de electricidad, para los años 2009 - 2011.

Se observa que la energía contratada en el 2011 en promedio fue de 170 GWh-mes, menos de la mitad de lo que en promedio fue contratada en el año 2010, esto principalmente puede ser consecuencia del fenómeno del Niño que se presentó a finales del 2009 y mediados de 2010, situación en la cual la generación de electricidad con fuentes térmicas, alcanzó porcentajes de participación históricos.

Por otro lado, los precios en promedio han permanecido estables durante el 2011, el cual osciló entre 100 y 110 $/kWh. Adicionalmente, se evidencia que para los meses de febrero, marzo y abril de 2010 se presentaron precios por encima de los 125 $/kWh, esto como ya se indicó, como consecuencia del Fenómeno del Niño.

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50%

0%

Registrados antes de 2007

Registrados en 2007

Registrados en 2008

Registrados en 2009

Registrados en 2010

Registrados en 2011

2009 2010 2011 2012



Figura 5.7 Despacho de contratos de largo plazo entre generadores y precio promedio mensual

Fuente: Informes R. CREG 135/97 - XM

5.3 Contratos de LP entre comercializadores

Al igual que los contratos entre generadores, los contratos entre comercializadores están destinados a brindar cobertura a otros contratos. La Figura 5.8 presenta el precio promedio ponderado mensual y la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores de electricidad, para los años 2009 - 2011.

Se observa que en promedio la energía transada entre comercializadores mensualmente es de 700 GWh-mes. Llama la atención que el precio promedio de los contratos entre comercializadores presenta una tendencia similar a los contratos con destino al mercado regulado a excepción del periodo de El Niño (Ver Figura 5.9). No se dispone de la información que permita identificar el origen de esta correlación.

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0

100

200

300

400

500

600

$/kW

h

GW

h-m

es



Figura 5.8 Despacho de contratos de largo plazo entre comercializadores y precio promedio mensual

Fuente: Informes R. CREG 135/97 – XM

Figura 5.9 Precio promedio mensual contratos con destino al mercado regulado, contratos entre comercializadores y contratos entre generadores

Fuente: Informes R. CREG 135/97 – XM

105

110

115

120

125

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140

0

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900

$/kW

h

GW

h-m

es

90

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110

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150

$/kW

h

$ Contratos destino al MR $ Contratos entre Comercializadores $ Contratos entre Generadores



5.4 Compras y Ventas de Contratos

A continuación se presenta un análisis de los contratos de compra y venta de energía celebrado por los agentes comercializadores y generadores, con destino al mercado regulado (MR) y el mercado diferente al regulado (MD), el cual está constituido por los contratos destinados a atender usuarios no regulados, alumbrado público y los contrato de respaldo entre generadores y entre comercializadores. Esta información se presenta para el periodo comprendido entre enero de 2007 hasta julio de 2011. La información empleada para realizar este ejercicio corresponde a la entregada por XM en respuesta a la solicitud de la SIC, esta información no contiene precios por lo cual los análisis presentados sólo consideran las cantidades, aspecto que limita el alcance de los análisis realizados, en particular para la determinación de prácticas discriminatorias.

La Tabla 5.1 presenta un resumen de las cantidades despachas en contratos de compra y venta de energía eléctrica para los MR y MD, y el porcentaje de participación de los comercializadores y de los generadores tanto en las compras como en las ventas. En general, y como era de esperarse, las compras destinas al MR las realizan en su totalidad los comercializadores. Por otro lado, los generadores tienen altos porcentajes de participación en ventas de energía tanto para el MR como para el MD. No obstante como no se pueden identificar orígenes y destinos no es posible determinar si las ventas que realizan los generadores las realizan directamente a los comercializadores que atienden usuarios o a través de otros comercializadores.

Tabla 5.1 Balance de Compras y Ventas de Contratos destinados atender el MR y MD

Año Compras/Ventas Mercado Energía

(GWh-año) %

Comercializador %

Generador

2007

Compras MR 32.389 100% 0%

MD 23.578 89% 11%

Ventas MR 32.389 9% 91%

MD 23.578 11% 89%

2008

Compras MR 32.067 100% 0%

MD 25.993 87% 13%

Ventas MR 32.067 9% 91%

MD 25.993 16% 84%



Año Compras/Ventas Mercado Energía

(GWh-año) %

Comercializador %

Generador

2009

Compras MR 31.677 100% 0%

MD 32.009 80% 20%

Ventas MR 31.677 14% 86%

MD 32.009 19% 81%

2010

Compras MR 30.954 100% 0%

MD 32.605 81% 19%

Ventas MR 30.954 13% 87%

MD 32.605 17% 83%

Hasta

Jul 2011

Compras MR 19.115 100% 0%

MD 27.791 95% 5%

Ventas MR 19.115 12% 88%

MD 15.997 13% 87%

Fuente: XM

5.4.1 Contratos Compra y Venta de los Comercializadores

En la Figura 5.10 se presentan las cantidades despachas en contratos de compra y venta de energía eléctrica con destino a atender el mercado regulado (MR) y el mercado diferentes al mercado regulado (MD) por parte de los comercializadores. Se observa que los comercializadores “Compran” a través de los contratos aproximadamente 30 TWh-año para atender el MR lo cual significa atender el 80% de la demanda regulada del País, y para el caso del MD entre el 20 y 25 TWh-año. Por otro lado, las cantidades despachas en contratos de “Venta” son en promedio 5 TWh-año. Es importante notar que las cantidades contratadas por los comercializadores para atender demanda regulada han disminuido levemente pero sistemáticamente, mientras que esta demanda ha presentado un crecimiento promedio del 2,05%, lo que implica que una mayor proporción de la demanda regulada queda expuesta a la bolsa. Adicionalmente, se observa que las ventas que hacen los comercializadores a otros comercializadores para atender el mercado regulado representan una proporción promedio del 11%.



Figura 5.10 Compras Ventas contratos comercializadores – MR y MD

Fuente: XM

La Figura 5.11 y Figura 5.12 presentan las cantidades de energía despachas en los contratos de compra para atender el MR y MD, por parte de los comercializadores.

Los principales agentes comercializadores compradores para el MR son: CODENSA, ELECTRICARIBE1

1 Para los años 2007 y 2008 de la

y EPM, los cuales atienden grandes ciudades como son Bogotá D.C, Barranquilla, Cartagena, Santa Marta y Medellín. Las compras hechas por estos tres comercializadores representan, en promedio para el periodo estudiado, un 62% del total de las compras de cada año. Este ejercicio debe complementarse para los grupos empresariales, una vez se disponga de la información solicitada por la SIC. De otra parte, el 65% de los contratos de Compra adquiridos por comercializadores para atender el MD, son de EPM, ISAGEN, EMGESA, ENERGÍA EMPRESARIAL DE LA COSTA y COENERSA. No obstante se resalta que los tres primeros agentes, referenciados aquí como comercializadores, también juegan el rol de generador en el mercado Colombiano y los dos últimos son comercializadores que no desarrollan la

Figura 6.11, la participación de ELECTRICARIBE representa la suma de las participaciones de la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. y la Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P.

0

5000

10000

15000

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25000

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2007

2008

2009

2010

jul-1

1

2007

2008

2009

2010

jul-1

1

2007

2008

2009

2010

jul-1

1

2007

2008

2009

2010

jul-1

1

Compras MR Compras MD Ventas MR Ventas MD

GW

h-añ

o



actividad de generación en conjunto. Al igual que en el caso del MR, no se puede identificar a quien le están comprando estos agentes.

Figura 5.11 Compras contratos comercializadores para atender MR

Figura 5.12 Compras contratos comercializadores para atender MD

Fuente: XM

0

1000

2000

3000

4000

5000

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GW

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2007 2008 2009 2010 jul-11

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500

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3500

4000

GW

h-añ

o

2007 2008 2009 2010 jul-11



Por otro lado, la Figura 5.13 y Figura 5.14 presentan las participaciones de los comercializadores en los contratos de “Venta” con destino atender el MR y MD.

En el 2010, el 80% (3.153 GWh-año) de las cantidades despachadas en contratos de venta con destino atender al MR estuvo en manos de cuatro agentes: GENERARCO, VATIA, COENERSA y ENERTOLIMA. Por otro lado y para el mismo año, el 62% (3.552 GWh-año) de las cantidades despachadas en contratos de venta con destino atender el MD fueron lideradas por tres agentes: GENERARCO, COENERSA y AMERICANA DE ENERGÍA. Estas firmas de comercialización son nuevas en el mercado y sólo desarrollan la actividad de comercialización.

Figura 5.13 Ventas contratos comercializadores para atender MR

Fuente: XM

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

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GW

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o

2007 2008 2009 2010 jul-11



Figura 5.14 Ventas contratos comercializadores para atender MD

Fuente: XM

5.4.2 Contratos Generadores para atender los MR y MD

En la Figura 5.15 se presentan las cantidades despachas en contratos de compra y venta de energía eléctrica con destino atender el mercado regulado (MR) y el mercado diferente al mercado regulado (MD) por parte de los generadores. Se observa que los generadores han vendido a través de los contratos para el mercado MD entre 21 y 27 TWh-año y presentan una tendencia a incrementar sus ventas en este mercado. Adicionalmente los generadores han vendido entre 30 TWh-año y 27 TWh-año para atender el MR, sorprende que las ventas de los generadores para atender el MR presentan una tendencia a disminuir.

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1600

GW

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2007 2008 2009 2010 jul-11



Figura 5.15 Compras Ventas contratos generadores – MR y MD

Fuente: XM

La Figura 5.16 presenta las cantidades de energía despachas en los contratos de compra con destino atender el MD, por parte de los generadores. Las empresas ESSA y EMCALI, presentan participaciones significativas en energía para los diferentes años analizados. En particular, los años 2009 y 2010 muestran las mayores cantidades de energía para los distintos agentes analizados.

Por otro lado, las Figura 5.17 y Figura 5.18 presentan las cantidades de energía despachadas en los contratos de venta para atender el MR y MD, por parte de los generadores. Los generadores con mayores ventas de contratos para el MR son EMGESA, EPM, ISAGEN y CHIVOR, este último solo participa en el mercado de contratos para el MR y en los años 2009 y 2010 sus cantidades fueron de 2,4 y 2 TWh-año respectivamente. En promedio, para los años 2007 a 2010, el 76% de las ventas de contratos para el MR han sido realizadas por estos cuatro generadores.

De otra parte las empresas generadoras con mayor participación en las ventas para el MD son EPM, ISAGEN, EMGESA y GECELCA, generadores con alta participación en el mercado mayorista medida con la capacidad efectiva neta (Ver Segundo Informe de esta Consultoría). Las ventas de estos generadores representan en promedio para los años 2007 a 2010 el 61% de las ventas de los generadores para el MD.

0

5000

10000

15000

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30000

2007

2008

2009

2010

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2007

2008

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011

2007

2008

2009

2010

jul-2

011

Compras MD Ventas MD Ventas MR

GW

h-añ

o



Figura 5.16 Compras contratos generadores para atender MD

Fuente: XM

Figura 5.17 Ventas contratos generadores para atender MR

Fuente: XM

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800

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2007 2008 2009 2010 jul-2011

0

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GW

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2007 2008 2009 2010 jul-11



Figura 5.18 Ventas contratos generadores para atender MD

Fuente: XM

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1000

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3000

4000

5000

6000

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2007 2008 2009 2010 jul-2011



6. MERCADO RELEVANTE

La definición del mercado relevante permite caracterizar en diferentes dimensiones el bien que se está transando y al cual se pretende determinar el grado de competitividad. El mercado relevante debe permitir establecer que productos son sustitutos del mercado analizado, si los aspectos geográficos fraccionan el mercado en diferentes áreas, si los tiempos de transacción permiten la interacción con mercados de otros productos sustitutos, si el bien transado es el mismo.

Los análisis presentados en este capítulo emplean la información publicada mensualmente por XM en cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 135 de 1997, específicamente en lo relacionado con los contratos de largo plazo firmados entre comercializadores y usuarios no regulados.

Es necesario indicar que la información disponible, no permite relacionar a los usuarios no regulados atendidos en un determinado municipio con el comercializador que los atiende, lo cual limita considerablemente la caracterización del las transacciones y por tanto la definición del mercado relevante.

Un usuario tiene carácter de no regulado, si adicional a cumplir los requerimientos de tamaño (capacidad mayor o igual a 0.1 MW, o demanda igual o mayor a 55 MWh-mes), ha establecido un contrato con un comercializador habilitado. Por tanto los usuarios no pueden acceder directamente a la Bolsa de energía.

En ese sentido, si el usuario no dispone de un contrato debería ser atendido como usuario regulado, para lo cual la Resolución CREG 183 de 2009 establece en su Artículo 1:

“ARTÍCULO 1. Reglas relativas al cambio entre el mercado no regulado y el mercado regulado: El usuario no regulado que cumpliendo con los requisitos mínimos para ostentar dicha condición decida pasar al mercado regulado debe mantenerse en este mercado y ser atendido como usuario regulado por un período mínimo de tres (3) años. Durante este período el usuario podrá cambiar de comercializador conforme a lo establecido en la regulación vigente.

Sin perjuicio de lo anterior, los contratos de prestación del servicio a término fijo que se celebren con usuarios regulados se regirán por el plazo que en ellos se establezca.”



Esta medida impacta la elasticidad de los usuarios no regulados, puesto que si a un usuario no regulado se le termina el contrato, y no logra conseguir un comercializador que lo atienda, debe pasarse a ser usuario regulado y permanecer en tal condición al menos durante tres años.

Debe tenerse en cuenta que uno de los componentes tarifarios que más motiva a los usuarios para ser atendido en calidad de usuarios no regulados, es la disminución en el costo de comercialización. Si bien el precio promedio de los contratos de compraventa de energía, generación (G), para los usuarios no regulados, es inferior al precio promedio de los contratos destinados a atender el mercado de los usuarios regulados, en aproximadamente 12 $/kWh, el valor del costo de comercialización (Cmt

Por otro lado, un usuario no regulado no puede fraccionar sus cantidades contratadas para una frontera determinada para que sus necesidades puedan ser atendidas por más de un comercializador, esto en virtud de que una frontera no puede ser representada por dos comercializadores, simultáneamente. Por lo anterior, el éxito en los procesos que desarrollan los Usuarios no Regulados radica en que la concurrencia a los mismos sea alta.

) variabilizado, dependiendo del mercado de comercialización, puede estar aproximadamente en un rango entre 32 $/kWh y 100 $/kWh (precios de diciembre de 2011). Mientras que los precios negociados para la comercialización, pueden ser incluso inferiores a un peso por kilovatio hora. Con lo cual, para un usuario no regulado, aún con los precios de la energía equivalentes a los precios regulados, sigue siendo beneficioso ostentar la calidad de usuario no regulado. Con esta medida el usuario pierde capacidad de negociación frente a los comercializadores, puesto que de no conseguir un comercializador que le ofrezca un contrato, deberá enfrentar por tres años el costo regulado de comercialización del mercado al que pertenece, en el mejor de los casos puede ser del orden de 31 $/kWh.

En la Tabla 6.1 se presenta el número de Usuarios No Regulados desagregados por Nivel de Tensión y por departamento. Se puede observar que el País cuenta con 5044 usuarios no regulados, que consumieron en diciembre de 2011, 1427 GWh, lo cual representa el 29% de la demanda nacional, este mercado está siendo atendido por 33 comercializadores, alrededor de Distrito Capital, Antioquia y el Valle son los lugares con mayor número de usuarios no regulados.

El número de usuarios no regulados atendidos en el nivel 1, representa el 7,2% y en energía el 1,5% del total de la energía de los usuarios no regulados, a su vez son atendidos por 22 comercializadores.



El número de usuarios no regulados atendidos en el nivel 2, representa el 71,2% y en energía el 33% del total de la energía de los usuarios no regulados, a su vez son atendidos por 32 comercializadores.

El número de usuarios no regulados atendidos en el nivel 3, representa el 20% y en energía el 34% del total de la energía de los usuarios no regulados, a su vez son atendidos por 30 comercializadores.

El número de usuarios no regulados atendidos en el nivel 4, representa el 1,5% y en energía el 29,3 % del total de la energía de los usuarios no regulados, a su vez son atendidos por 11 comercializadores.

Tan solo se atienden dos usuarios no regulados directamente desde el STN, los cuales en energía representan el 1,7% del total de la energía de los usuarios no regulados, que a su vez son atendidos por dos comercializadores.

Estas cifras muestran un mercado bastante competitivo, puesto que en todos los niveles de tensión actúan varios comercializadores, llamando la atención el nivel de competencia en nivel de tensión 1.

Tabla 6.1 Número de usuarios no regulados, por nivel de tensión y departamento, con corte a Diciembre 2011

Departamento Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 STN Total de UNR por Depart.

% Part

ANTIOQUIA 132 589 121 9 0 851 16.9%

ARAUCA 1 0 6 0 0 7 0.1%

ATLANTICO 17 442 7 3 0 469 9.3%

BOLIVAR 13 217 2 8 1 241 4.8%

BOYACA 2 25 28 17 0 72 1.4%

CALDAS 3 57 39 1 0 100 2.0%

CAQUETA 1 1 1 0 0 3 0.1%

CASANARE 2 3 10 0 0 15 0.3%

CAUCA 2 27 58 2 0 89 1.8%

CESAR 1 41 15 1 0 58 1.1%

CHOCO 0 1 0 0 0 1 0.0%

CORDOBA 8 68 14 2 0 92 1.8%

CUNDINAMARCA 12 194 104 9 0 319 6.3%

DISTRITO CAPITAL 77 835 67 2 0 981 19.4%



Departamento Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 STN Total de UNR por Depart.

% Part

HUILA 6 60 31 2 0 99 2.0%

LA GUAJIRA 1 8 0 4 0 13 0.3%

MAGDALENA 5 96 27 0 0 128 2.5%

META 9 45 37 4 0 95 1.9%

NARINO 0 20 8 0 0 28 0.6%

NORTE DE SANTANDER 7 52 43 0 0 102 2.0%

PUTUMAYO 0 1 3 0 0 4 0.1%

QUINDIO 3 39 3 0 0 45 0.9%

RISARALDA 3 30 54 1 0 88 1.7%

SANTANDER 13 111 70 2 1 197 3.9%

SUCRE 0 37 5 0 0 42 0.8%

TOLIMA 1 47 71 1 0 120 2.4%

VALLE 45 544 186 10 0 785 15.6%

Total de UNR por Nivel de Tensión

364 3590 1010 78 2 5044 100%

% Participación 7.2% 71.2% 20.0% 1.5% 0.0% 100%

Fuente: IV Informe Trimestral 2011 de XM “Usuarios No Regulados por Niveles de Tensión - Informe Trimestral”.

Tabla 6.2 Energía (GWh-mes) transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y UNR, por nivel de tensión y departamento, en Dic 2011

Departamento Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 STN Total Energía por Depart. (GWh-mes)

% Part

ANTIOQUIA 8.6 72.0 93.2 27.7 0.0 201.6 14.1%

ARAUCA 0.1 0.0 31.0 0.0 0.0 31.1 2.2%

ATLANTICO 0.9 69.5 5.8 13.1 0.0 89.3 6.3%

BOLIVAR 0.6 59.2 0.0 18.7 1.8 80.2 5.6%

BOYACA 0.1 1.7 6.0 80.8 0.0 88.6 6.2%

CALDAS 0.1 4.0 15.4 6.5 0.0 26.0 1.8%

CAQUETA 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.2 0.0%

CASANARE 0.1 0.2 2.0 0.0 0.0 2.3 0.2%

CAUCA 0.1 1.8 13.4 11.0 0.0 26.3 1.8%

CESAR 0.0 4.3 7.6 1.9 0.0 13.8 1.0%

http://www.xm.com.co/Pages/UsuariosNoReguladosporNivelesdeTension.aspx�

http://www.xm.com.co/Pages/UsuariosNoReguladosporNivelesdeTension.aspx�



Departamento Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 STN Total Energía por Depart. (GWh-mes)

% Part

CHOCO 0.0 0.2 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0%

CORDOBA 0.3 7.2 3.2 114.2 0.0 125.0 8.8%

CUNDINAMARCA 0.6 19.5 67.7 39.5 0.0 127.3 8.9%

DISTRITO CAPITAL 4.8 133.0 57.3 5.2 0.0 200.2 14.0%

HUILA 0.2 3.5 6.8 0.7 0.0 11.1 0.8%

LA GUAJIRA 0.0 0.7 0.0 23.5 0.0 24.2 1.7%

MAGDALENA 0.2 10.3 7.7 0.0 0.0 18.2 1.3%

META 0.4 3.1 7.4 32.0 0.0 42.9 3.0%

NARINO 0.0 1.6 0.4 0.0 0.0 2.0 0.1%

NORTE DE SANTANDER 0.4 3.9 13.1 0.0 0.0 17.3 1.2%

PUTUMAYO 0.0 0.0 2.8 0.0 0.0 2.9 0.2%

QUINDIO 0.1 2.5 0.6 0.0 0.0 3.2 0.2%

RISARALDA 0.2 2.2 10.9 3.5 0.0 16.8 1.2%

SANTANDER 0.9 9.6 23.4 4.3 21.9 60.1 4.2%

SUCRE 0.0 3.0 5.9 0.0 0.0 8.9 0.6%

TOLIMA 0.1 3.6 18.6 6.8 0.0 29.1 2.0%

VALLE 2.0 53.6 94.5 28.1 0.0 178.2 12.5%

Total de energía por nivel de tensión (GWh-mes)

20.7 470.3 494.8 417.5 23.7 1427.0 100%

% Participación 1.5% 33.0% 34.7% 29.3% 1.7% 100.0%

Fuente: XM, Informe R. CREG 135 de 1997.

6.1 Dimensión Geográfica

• Mercado Internacional:

•

No participa en el mercado mayorista de contratos ni como oferta ni como demanda.

Mercado Nacional: al igual que para el caso de la bolsa de energía, teóricamente el mercado relevante geográficamente lo constituye toda la demanda y la oferta nacional, puesto que el comercializador le traslada a los usuarios no regulados aquellos componentes tarifarios diferentes al costo del producto y al costo de comercialización, lo que permite que cualquier comercializador que opera en un mercado de comercialización determinado enfrente los mismos costos de transporte y contribuciones que los demás comercializadores que actúan en dicho mercado (pérdidas, restricciones, transporte).



Según la información de la Tabla 6.3, se puede observar que en general, excluyendo el departamento del Chocó y Putumayo, por no ser representativos, y el caso especial de Arauca, en todos los demás departamentos, durante 2011, donde hubo más de un usuario no regulado, hubo al menos más de un comercializador, este indicador muestra el grado de disputabilidad de los mercados.

No obstante en los mercados más grandes, Antioquia, Distrito Capital y Cundinamarca y Valle, la tendencia es que el mayor comercializador es el comercializador vinculado con el distribuidor, o un comercializador o generador vinculado con el distribuidor, al punto que el 44,1% de la demanda no regulada del País es atendida por estos agentes. En el Anexo A de este documento se presenta información detalla por departamento.

Tabla 6.3 Contratos entre Comercializadores y UNR, por Departamento, agregado 2011

Departamento

Total Energía

Transada GWh-año

Principal Comercializador Restante

Comercializador % Part. Número

Comercializadores % Part.

ANTIOQUIA 2.572,1 EPM 78% 15 22%

ARAUCA 663,6 ISAGEN 100% 0 0%

ATLANTICO 1.111,6 ENERGÍAEMPRESARIAL 53% 8 47%

BOLIVAR 1.011,2 ENERGÍAEMPRESARIAL 80% 8 20%

BOYACA 1.057,7 ISAGEN 64% 8 36%

CALDAS 343,9 ISAGEN 65% 7 35%

CAQUETA 2,3 EPSA 65% 2 35%

CASANARE 24,4 ENERCA 43% 7 57%

CAUCA 333,7 ISAGEN 44% 12 56%

CESAR 154,4 ENERGÍAEMPRESARIAL 41% 6 59%

CHOCO 4,2 ISAGEN 100% 0 0%

CORDOBA 1.161,7 GECELCA 89% 5 11%

CUNDINAMARCA 1.552,0 EMGESA 41% 13 59%

DISTRITO CAPITAL 2.539,4 EMGESA 58% 16 42%

HUILA 157,6 ELECTROHUILA 49% 7 51%

LA GUAJIRA 301,5 GECELCA 97% 4 3%

MAGDALENA 218,0 ENERGÍAEMPRESARIAL 68% 6 32%

META 248,4 EPM 45% 10 55%

NARINO 17,8 CEDENAR 56% 8 44%

NORTE DE SANTANDER 198,8 CENS 67% 5 33%



Departamento

Total Energía

Transada GWh-año

Principal Comercializador Restante

Comercializador % Part. Número

Comercializadores % Part.

PUTUMAYO 19,3 EMGESA 99.5% 1 0,5%

QUINDIO 37,3 EDEQ 47% 6 53%

RISARALDA 165,7 EEP 30% 11 70%

SANTANDER 677,2 ISAGEN 45% 8 55%

SUCRE 114,1 ENERGÍAEMPRESARIAL 77% 3 23%

TOLIMA 369,5 ENERTOLIMA 37% 10 63%

VALLE 2.123,9 ISAGEN 26% 14 74%

Fuente: XM, Informe R. CREG 135 DE 1997

A continuación se presenta la distribución por departamento para el año 2011 de los principales Comercializadores - Generadores del País, estos son: EMGESA, EPM, GECELCA e ISAGEN. Vale la pena mencionar que los dos primeros, EMGESA y EPM, están vinculados con la empresa que desarrolla la distribución en los mercados más grandes del país, de otra parte GECELCA e ISAGEN son generadores puros. Mayor detalle por empresa se presenta en el Anexo B de este documento.

EMGESA es una empresa generadora y comercializadora de energía, constituida en octubre de 1997, como resultado del proceso de capitalización de la Empresa de Energía de Bogotá. Es filial de ENDESA Internacional, primer grupo eléctrico de Latinoamérica y tercero en Europa, presente en 11 países y tres continentes, como se indica en su página Web.

EMGESA S.A. E.S.P.

A agosto de 2011, EMGESA cuenta con un portafolio de 19 plantas de generación para un total aproximado de 2881 MW de capacidad efectiva neta, de los cuales el 81% es hidro, el 14% térmica y el 4% restante corresponde a plantas menores.

Con base en los informes de XM, Resolución CREG 135 de 1997, el total de energía transada mediante contratos de largo plazo para el 2011 entre EMGESA y UNR es de 2891,7 GWh-año, su distribución por departamento se presenta en la Figura 6.1, la cual nos indica que el 51% se atiende en Bogotá y el 22.2% en Cundinamarca.



Figura 6.1 Contratos entre EMGESA y UNR por departamento, 2011

EPM es una empresa de servicios públicos que está integrada verticalmente, atendiendo las cuatro actividades (Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización) ocupando un lugar destacado en el sector eléctrico de Colombia, adicionalmente EPM conforma un grupo empresarial con participación en CHEC, CENS, EDEQ, ESSA, EPM-ITUANGO.

Empresas Públicas de Medellín E.S.P. – EPM

A agosto de 2011, EPM cuenta con un portafolio de 34 plantas de generación para un total aproximado de 3162,8 MW de capacidad efectiva neta, de los cuales el 80,1% es hidro, el 14,5% térmica, el 4,7% plantas menores y cogeneración y el 0,6% restante eólico (estas cifras sin tener en cuenta sus participaciones en otras empresas).

Con base en los informes de XM, Resolución CREG 135 de 1997, el total de energía transada mediante contratos de largo plazo para el 2011 entre EPM y UNR es de 3658,1 GWh-año, su distribución por departamento se presenta en la Figura 6.2, la cual nos indica que 55% se atiende en el departamento de Antioquia (estas cifras sin tener en cuenta sus participaciones en otras empresas).

51.0%

22.2%

5.5%

3.6%

3.5% 2.2% 2.0%

1.6% 1.4% 1.4% 1.4%

4.1% DISTRITO CAPITAL

CUNDINAMARCA

ATLANTICO

TOLIMA

VALLE

BOLIVAR

ANTIOQUIA

CESAR

HUILA

NORTE DE SANTANDER

SANTANDER

OTROS



Figura 6.2 Contratos entre EPM y UNR por departamento, 2011

GECELCA es una empresa de servicios públicos mixta, de nacionalidad colombiana, que presta el servicio de generación y comercialización de energía eléctrica, con un total de 1220 MW de capacidad efectiva neta (100% generación térmica). Según datos de la empresa en su página Web, GECELCA es:

Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe S.A. E.S.P. – GECELCA

• El mayor productor de energía eléctrica en la Costa Atlántica. La generación producida equivale al 75% de la demanda de energía de la Costa Atlántica.

• Uno de los cuatro mayores generadores del país, con el 10% de la capacidad instalada.

• El mayor generador térmico del país. (31,2 % de la capacidad térmica instalada).

• El mayor consumidor de gas en el país (15% de la producción).

• GECELCA cuenta con plantas de combustible dual (Gas, Carbón, Fuel Oil).

Con base en los informes de XM, Resolución CREG 135 de 1997, el total de energía transada mediante contratos de largo plazo para el 2011 entre GECELCA y UNR es de 1393,8 GWh-año, su distribución por departamento se presenta en la Figura 6.3, la cual nos indica que el 95,3% se atiende en la Costa Atlántica (Córdoba y Guajira).

54.9%

8.6%

8.3%

6.8%

6.5%

3.1%

2.8%

2.2% 1.6% 1.1%

4.2% ANTIOQUIA

CUNDINAMARCA

VALLE

DISTRITO CAPITAL

BOYACA

META

SANTANDER

ATLANTICO

TOLIMA

BOLIVAR

OTROS



Figura 6.3 Contratos entre GECELCA y UNR por departamento, 2011

ISAGEN es una empresa colombiana dedicada a la generación y comercialización de energía eléctrica, posee y opera cinco centrales de generación, tres de ellas hidráulicas (85%), una térmica (13,2%), y una menor (1%) para un total de 2104 MW de capacidad efectiva neta.

ISAGEN S.A. E.S.P.

Con base en los informes de XM, Resolución CREG 135 de 1997, el total de energía transada mediante contratos de largo plazo para el 2011 entre ISAGEN y UNR es de 4011 GWh-año, su distribución por departamento se presenta en la Figura 6.4, la cual, a diferencia de los demás agentes estudiados, no presenta un sesgo geográfico.

74.3%

21.0%

4.2%

0.4% 0.1%

CORDOBA

LA GUAJIRA

BOYACA

ANTIOQUIA

ATLANTICO



Figura 6.4 Contratos entre ISAGEN y UNR por departamento, 2011

De acuerdo con lo revisado en este numeral, podemos concluir, que en general los grandes comercializadores generadores, disponen de un portafolio (disponen de más de una tecnología o tecnologías duales), en segundo término hay un fuerte sesgo a atender los mercados en los cuales hay una vinculación con el OR, sin que se pueda concluir, si las firmas hacen su mejor esfuerzo por atender estos mercados ó la red les facilita la captura del mercado.

6.2 Dimensión Producto

Como se indicó anteriormente, el producto transado es la cobertura de precios, no obstante las modalidades contractuales pueden ser diversas (Pague lo Contratado, Pague lo demandado, Pague lo Demandado Condicionado, otras como opciones) pero no se dispone de información que permita establecer las frecuencias de las diversas modalidades. Sin embargo, en general estos contratos carecen de cualquier liquidez, en la medida en que están asociados a una frontera particular y a unas condiciones igualmente específicas (no son contratos estandarizados).

16.9%

16.5%

13.6%

9.9%

8.8%

7.5%

6.4%

6.0%

5.5%

3.7% 1.8% 3.4%

BOYACA

ARAUCA

VALLE

ANTIOQUIA

CUNDINAMARCA

SANTANDER

DISTRITO CAPITAL

ATLANTICO

CALDAS

CAUCA

BOLIVAR

OTROS



6.3 Dimensión temporal

Los contratos son de duraciones pactadas bilateralmente, no obstante la Resolución CREG 156 de 2011 prevé una duración mínima de un año. Igualmente de la información entregada al Consultor por XM no se puede inferir las frecuencias de duración de los contratos, puesto que se publica el año de registro de los contratos que están siendo despachados en un mes determinado, pero no se sabe su duración. No obstante con base en la información presentada por XM, podemos ver que la duración de los contratos puede variar desde un año hasta más de tres años, como se puede observar en las Figuras 6.5, 6.6 y 6.7.

Figura 6.5 Porcentaje de cantidades despachas en Contratos No Regulados, 2009








6.4 Formación del Precio

El precio se pacta libremente, normalmente mediante procesos de negociación que se dan por la invitación del usuario a los comercializadores de su interés. A diferencia del Mercado Regulado, para el cual la CREG ha establecido mediante regulación específica los criterios de selección, en el Mercado No Regulado estos son establecidos libremente por los usuarios.

Adicionalmente la invitación de un usuario a un comercializador no es obligante para el comercializador. De otra parte no es práctica comercial de los generadores o comercializadores ofertar su energía disponible, ni se conocen cuanta es la energía que estaría dispuesto a vender, en un momento determinado, un agente.

En consecuencia es recomendable que los agentes establezcan, bajo su propia valoración, las cantidades que están dispuestos a vender y las mismas sean de conocimiento público, ello facilitaría el proceso de selección que hacen los usuarios.

A continuación se realiza un ejercicio para los principales comercializadores-generadores (EMGESA, EPM, ENERGÍAEMPRESARIAL, GECELCA e ISAGEN) el cual consiste en sacar un promedio de precio ($/kWh) aproximado por nivel de tensión, para atender el mercado no regulado.

Dada la dificultad de disposición de información se emplearon los datos que publica mensualmente XM, en cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 135 de 1997, para diciembre de 2011. No obstante dicha información incluye los costos de transporte y otros costos diferentes a los costos que son susceptibles de



competencia (el costo de la energía y el de la comercialización), situación que dificulta aún más la realización de cualquier ejercicio, puesto que en algunas localidades hay más de un operador de red, lo que implicaría más de una posibilidad de costos de transporte, por lo anterior este ejercicio debe ser considerado como una aproximación de referencia. Para el desarrollo de este ejercicio se requiere la publicación de los precios o la disponibilidad de los mismos, al menos tal información debería ser disponible para las autoridades de control (SIC, CREG y SSPD).

Para desarrollar este ejercicio se retiraron de los valores de precios publicados por XM, los costos diferentes a los costos de la energía y de comercialización del respectivo mercado en el que se entrega la energía. Los costos regulados diferentes al G y C se obtuvieron de las tarifas publicadas por los Comercializadores que atienden a los usuarios Regulados en el respectivo mercado en el que se entrega la energía y para el nivel de tensión correspondiente. Finalmente para obtener un único precio por nivel de tensión se ponderaron los diferentes precios de dicho nivel de tensión por las cantidades.

Las

EMGESA S.A. E.S.P.

Figuras 6.8 y 6.9 presentan el precio promedio ponderado de contratos de largo plazo entre EMGESA y UNR por nivel de tensión y el porcentaje de participación de energía transada en estos contratos, respectivamente, para diciembre de 2011. Se realizó una clasificación geográfica para los contratos atendidos en Bogotá D.C., Cundinamarca y Otros departamentos con el objetivo de analizar si hay o no diferencia en precios en su zona de “influencia”.

Se observa que los precios de los contratos de largo plazo entre EMGESA y UNR de Bogotá D.C. son altos en todos los niveles de tensión respecto a Cundinamarca y Otros departamentos. Estas diferencias podrían concluir, para este caso específico, que la alta participación de este agente en el Mercado del distribuidor al cual está vinculado, no está explicada por que se realice, al menos desde el punto de vista de los precios, su mejor esfuerzo.



Figura 6.8 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre EMGESA y UNR, por nivel de tensión

Figura 6.9 % participación de energía transada en contratos de LP entre EMGESA y UNR, por nivel de tensión

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4

$/kW

h

CUNDINAMARCA DISTRITO CAPITAL OTROS

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

1 2 3 4

CUNDINAMARCA DISTRITO CAPITAL OTROS



Las

EPM Empresas Públicas de Medellín E.S.P. – EPM

Figuras 6.10 y 6.11 presentan el precio promedio ponderado de contratos de largo plazo entre EPM y UNR por nivel de tensión y el porcentaje de participación de energía transada en estos contratos, respectivamente, para diciembre de 2011. Se realizó una clasificación geográfica para los contratos atendidos en Antioquia y Otros departamentos con el objetivo de analizar si hay o no diferencia en precios en su zona de “influencia”.

Las cantidades vendidas por este agente en su mercado, para los niveles de tensión 1,2 y 3 son mayores que las cantidades vendidas en otros mercados. En el nivel de tensión 4 ocurre lo contrario, las cantidades vendidas en mercados diferentes al propio son mayores que las vendidas en el mercado propio.

En el nivel 1, los precios en Antioquia son inferiores, frente a los precios a los cuales vende en dicho nivel de tensión en otros departamentos. En nivel de tensión 2 los precios no reflejan diferencias considerables en los precios de los contratos celebrados según el sitio donde se transen. Se resalta el nivel de tensión 4, en el que los precios que ofrece EPM en Otros departamentos son considerablemente inferiores a los precios de Antioquia.

Figura 6.10 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre EPM y UNR, por nivel de tensión

80

90

100

110

120

130

140

150

0 1 2 3 4

$/kW

h

ANTIOQUIA OTROS



Figura 6.11 % participación de energía transada en contratos de LP entre EPM y UNR, por nivel de tensión

Las

Energía Empresarial de la Costa S.A. E.S.P.

Figuras 6.12 y 6.13 presentan el precio promedio ponderado de contratos de largo plazo entre ENERGÍA EMPRESARIAL y UNR por nivel de tensión y el porcentaje de participación de energía transada en estos contratos, respectivamente, para diciembre de 2011. Se realizó una clasificación geográfica para los contratos atendidos en la Costa Atlántica (departamentos de Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, Guajira, Magdalena y Sucre) y Otros departamentos con el objetivo de analizar si hay o no diferencia en precios en su zona de “influencia”.

Se observa que este agente vende a precios considerablemente inferiores en los niveles de tensión 1, 2 y 4 en el mercado conformado por los departamentos de la costa, si bien las cantidades vendidas en el nivel 1 son insignificantes. Para el nivel 3 las diferencias de precios entre el mercado de la costa y el mercado del resto del País no son considerables.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1 2 3 4

ANTIOQUIA OTROS



Figura 6.12 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre ENERGÍA EMPRESARIAL y UNR, por nivel de tensión

Figura 6.13 % participación de energía transada en contratos de LP entre ENERGÍA EMPRESARIAL y UNR, por nivel de tensión

80

90

100

110

120

130

140

150

160

0 1 2 3 4

$/kW

h

COSTA ATLÁNTICA OTROS

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1 2 3 4

COSTA ATLÁNTICA OTROS



Las

Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe S.A. E.S.P. – GECELCA

Figuras 6.14 y 6.15 presentan el precio promedio ponderado de contratos de largo plazo entre GECELCA y UNR por nivel de tensión y el porcentaje de participación de energía transada en estos contratos, respectivamente, para diciembre de 2011. Se realizó una clasificación geográfica para los contratos atendidos en Atlántico, Boyacá, Córdoba y la Guajira con el objetivo de analizar si hay o no diferencia en precios en estos departamentos, encontrándose que las transacciones en Boyacá presentan precios considerablemente más bajos, sin embargo las cantidades transadas terminan por no ser representativas, puesto que la mayor participación de los contratos se realiza a nivel de tensión 4 en los departamentos de Córdoba y la Guajira (95,7%).

Figura 6.14 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre GECELCA y UNR, por nivel de tensión

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4

$/kW

h

ATLANTICO BOYACA CORDOBA LA GUAJIRA



Figura 6.15 % participación de energía transada en contratos de LP entre GECELCA y UNR, por nivel de tensión

Las

ISAGEN S.A. E.S.P.

Figuras 6.16 y 6.17 presentan el precio promedio ponderado de contratos de largo plazo entre ISAGEN y UNR por nivel de tensión y el porcentaje de participación de energía transada en estos contratos, respectivamente, para el mes de diciembre de 2011. Se realizó una clasificación geográfica para los contratos atendidos en Boyacá, Arauca y Otros departamentos con el objetivo de analizar si hay o no diferencia en precios.

Si bien los precios en nivel 1 son menores, las cantidades transadas son despreciables. En los niveles de tensión 2 y 3 los precios ofrecidos en los mercados de Boyacá y Arauca son más bajos que los precios ofrecidos en otros mercados para esos niveles de tensión. Igualmente en el nivel de tensión 4, los precios de los contratos en el mercado de Boyacá son más bajos que los precios en otros mercados.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

1 2 3 4

ATLANTICO BOYACA CORDOBA LA GUAJIRA



Figura 6.16 Precio promedio ponderado de contratos de LP entre ISAGEN y UNR, por nivel de tensión

Figura 6.17 % participación de energía transada en contratos de LP entre ISAGEN y UNR, por nivel de tensión

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4

$/kW

h

BOYACA ARAUCA OTROS

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1 2 3 4

BOYACA ARAUCA OTROS



7. PARTICIPACIONES

Es importante caracterizar la estructura de compras y ventas de los diferentes tipos de agentes que transan, tanto en el mercado spot como en el mercado de contratos, para poder identificar patrones o estrategias que puedan representar riesgos a la competencia y en ese sentido poder sugerir medidas preventivas. Esta caracterización se realiza determinando las participaciones de compras y ventas de cada agente. Las compras y ventas mediante contratos se han desagregado en mercado regulado (MR) y mercado diferente al regulado (MD).

Para realizar esta caracterización se empleó la información horaria de cada agente, reportada por XM a la SIC para el periodo comprendido entre enero de 2007 a julio de 2011, los resultados obtenidos se presentan agregados anualmente.

7.1 Agentes Caracterizados

Se definió un grupo de agentes representativos que incluya generadores no asociados a actividades de transporte y comercializadores que realizan dicha actividad con otras actividades de la cadena productiva (generación, distribución, transmisión).

Los diez agentes analizados son: EPM, ISAGEN, EMGESA, GECELCA, EPSA, VATIA, CHIVOR, URRÁ, ELECTRICARIBE Y CODENSA.

Las Tablas 7.1 y 7.2, presentan las compras y ventas de energía (GWh-año) tanto en contratos como en bolsa, a partir de esta información se establecen los siguientes resultados:

7.2 Resultados

Los resultados obtenidos se presentan según sea que la transacción se haya realizado en calidad de comprador o de vendedor, igualmente se presentan en compras o ventas en bolsa y compras o ventas para el mercado regulado o para el mercado diferente al regulado. Complementariamente los resultados se presentan en los siguientes tres formatos:

• % Participación “Sobre cada Mercado”: indica la participación en las compras o ventas del agente en cada uno de los tres mercados: contratos MR, contratos MD y Bolsa. Los porcentajes muestran la participación bien sea como comprador o vendedor del agente en cada mercado, por tanto los mismos están



expresados sobre la base del total de la energía transada en cada uno de los mercados.

• % Participación “Sobre el Sistema”: indica la participación de cada agente como comprador o vendedor, sobre el total de las compras o las ventas (total de contratos MR+ Total de Contratos MD + Bolsa) de energía del sistema.

• % Participación “Sobre el Mismo”: muestra la forma como cada agente distribuye el total de sus compras o ventas en cada mercado (estructura de compras y ventas de cada agente).

La Figura 7.1 presenta la participación (%) de cada mercado (Contratos MR, Contratos MD, y Bolsa de Energía) sobre el total transado en el sistema para cada uno de los años analizados.

Figura 7.1 Participación de cada Mercado sobre el Sistema

Fuente: XM

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11

Contratos MR Contratos MD Bolsa



Tabla 7.1 Compras de energía en Contratos y en Bolsa

AGENTE Compras Contratos para MR (GWh-año) Compras Contratos para MD (GWh-año) Compras Bolsa (GWh-año) 2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11

EPM 4581 4832 5478 5329 2937 3822 3816 3949 4073 2378 567 1139 539 898 645 ISAGEN 0 0 0 0 0 3399 3418 3056 3858 2386 994 802 1175 696 240 EMGESA 0 1 0 0 0 2885 3011 3657 2919 1987 714 780 992 1322 566 GECELCA 0 0 0 0 0 1431 1480 1714 1826 1054 2124 2589 1246 2239 1813

EPSA 1105 1094 1135 1069 619 526 444 422 591 401 445 155 275 220 48 VATIA 65 162 148 216 191 1553 873 1365 847 616 244 102 13 142 43

CHIVOR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 989 634 1516 1310 438 URRA 0 0 0 0 0 18 176 1071 940 14 184 231 353 477 173

ELECTRICARIBE 7009 6820 6591 6201 4720 190 224 187 199 111 85 273 732 1346 181 CODENSA 7647 7553 7462 7803 4416 0 0 113 162 129 438 817 936 755 563

Tabla 7.2 Ventas de energía en Contratos y en Bolsa

AGENTE Ventas Contratos para MR (GWh-año) Ventas Contratos para MD (GWh-año) Ventas Bolsa (GWh-año) 2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11 2007 2008 2009 2010 jul-11

EPM 6033 6328 7250 7608 5054 4002 4610 4169 3740 3113 4402 3909 3502 3554 2182 ISAGEN 4825 5317 3349 3169 2598 4091 3652 3641 4418 2686 2209 2451 3295 3713 2478 EMGESA 6868 8425 8880 8287 4189 2572 2506 3085 2653 1806 2373 2705 2714 2386 1284

GECELCA 1724 1059 59 101 61 2824 2523 4397 5510 2395 678 569 1551 966 112 EPSA 2112 1934 1810 1579 1163 527 447 537 740 346 1281 1843 1359 2030 1394

VATIA 1110 725 289 527 337 609 135 941 238 164 44 66 152 39 43 CHIVOR 2500 1424 2460 2089 1902 176 1384 831 710 103 2434 3270 2411 2119 1866

URRA 633 541 88 492 4 467 1125 2222 2247 892 603 217 277 243 96 ELECTRICARIBE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 269 258 39 2 2

CODENSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 12 7



COMPRADOR

CODENSA

VENDEDOR • Sobre cada Mercado

• Sobre el Sistema

• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

ELECTRICARIBE



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

URRA



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

CHIVOR



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

VATIA



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

EPSA



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

GECELCA



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

EMGESA



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

ISAGEN



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




COMPRADOR

EPM



• Sobre el Mismo

0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

10%

20%

30%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 jul-11




Es importante ver como la estructura de ventas de agentes considerablemente grandes, transan mínimo el 20% de sus ventas en la bolsa, siendo estos mismos agentes los que más participan en la formación del precio de bolsa, convirtiéndose esto en un riesgo para la competencia.

En este sentido esta estructura de ventas podría ser reforzada desde la regulación, cuando limita la demanda comercial de agentes grandes que deciden no vender mediante contratos para no tener una demanda comercial alta (que supere o se acerque a los límites regulatorios). La lógica de la regulación debería ser contraria, agentes que superan cierto tamaño y que tienen una alta participación en la producción, deberían estar obligados a ofertar cantidades mínimas de su energía en contratos, lo cual mitigaría el posible ejercicio del poder dominante de esos agentes.



8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• No se dispone de la información que permita realizar un ejercicio detallado de las diferentes transacciones vía contrato para identificar prácticas que atentan contra la competencia (precios, cantidades, destino, duración). En ese sentido se recomienda que la SIC en conjunto con las demás autoridades sectoriales involucradas (CREG y SSPD) definan cuál es la información básica requerida para realizar el monitoreo del comportamiento de los agentes y la identificación de prácticas contra la competencia, tanto en el mercado regulado como en el mercado diferente al regulado.

• El estudio de los contratos orientados al mercado diferente al regulado, muestra que en general, el mercado relevante está definido por toda la demanda del país, puesto que el número de comercializadores que actúan en los diferentes mercados de comercialización es adecuado y que hay disputabilidad por esos mercados.

• No obstante lo anterior también se encuentra que la red juega un papel importante en el mercado de contratos, en especial en los mercados más grandes, en los cuales los comercializadores con mayor participación son aquellos vinculados con el distribuidor.

• Puesto que no se disponía de la información de precios, para identificar prácticas que atenten contra la competencia vía precios, se realizó un ejercicio de referencia. Por lo cual es necesario que las autoridades de control puedan disponer de esta información de forma permanente, para replicar el ejercicio propuesto.

• Si bien las condiciones de los contratos son pactadas libremente, se sugiere estudiar la pertinencia de que la oferta disponga de un mecanismo, operado por cada comercializador o generador, en el que señalen de forma explícita las cantidades que disponen para negociar y las condiciones mínimas requeridas para acceder a tal oferta.

• Establecer, con base en la información de los contratos registrados en el ASIC, una curva de precios futuros, dependiendo de la modalidad acordada.

• Se recomienda que la SIC gestione ante la CREG la eliminación de lo establecido en el Artículo 1° de la Resolución CREG 183 de 2009, puesto que



esta medida afecta el grado de sustituibilidad de los usuarios y en su reemplazo se proponga estudiar la posibilidad de emplear una medida ajustada a los mecanismos propios de un mercado, como puede ser que el usuario al que se le terminó el contrato se le pueda trasladar los precios de bolsa directamente, sin detrimento de las salvaguardas que se requieran para garantizar el pago de las obligaciones adquiridas por el usuario.

• Se recomienda a la SIC sugerir a la CREG, estudiar la posibilidad de implementar mecanismos para que aquellos generadores con vocación de Vendedor en la bolsa y cuyo tamaño en el mercado sea representativo, oferten un porcentaje mínimo de su energía al mercado de contratos y de esta forma limitar su poder de mercado.



ANEXO A. Contratos entre Comercializadores y UNR, por Departamento para el año 2011

A continuación se presenta la energía transada mediante contratos de largo plazo entre Comercializadores y UNR por departamento para el año 2011. Esta información fue tomada de los informes mensuales de XM R. CREG 135 DE 1997.

A.1. Antioquia

Agente Comercializador Energía

Transada GWh-año

% Participación

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 2009.80 78.1%

ENERMONT S.A.S E.S.P. 46.12 1.8%

VATIA S.A. E.S.P. 10.31 0.4%

ISAGEN S.A. E.S.P. 396.23 15.4%

E2 ENERGIA EFICIENTE S.A. E.S.P. 4.45 0.2%

EMGESA SA ESP 57.43 2.2%

ENERGIA EMPRESARIAL DE LA COSTA S.A. E.S.P. 21.44 0.8%

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 8.08 0.3%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 6.16 0.2%

RUITOQUE S.A. E.S.P. 3.66 0.1%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 2.93 0.1%

ENERGIA Y SERVICIOS S.A. E.S.P. 1.67 0.1%

DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P. 0.75 0.0%

HZ ENERGY S.A.S. E.S.P. 2.49 0.1%

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 0.00 0.0%

ENERTOTAL S.A. E.S.P. 0.55 0.0%

Total 2572.06 100.0%

78%

15%

2% 2% 1% 2%

EPM

ISAGEN

ENERMONT

EMGESA

ENERGÍAEMPRESARIAL

OTROS



A.2. Arauca

El único agente comercializador que atiende a UNR en el departamento de Arauca en ISAGEN S.A. E.S.P. con un total de 663,62 GWh-año.

A.3. Atlántico


Transada GWh-año

% Participación


VATIA S.A. E.S.P. 32.32 2.9%





ISAGEN S.A. E.S.P. 239.28 21.5%



Total 1111.56 100.0%

53% 22%

14%

7%

3% 1%

ENERGÍAEMPRESARIAL

ISAGEN

EMGESA

EPM

VATIA

OTROS



A.4. Bolívar


Transada GWh-año

% Participación


ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 0.37 0.0%




ISAGEN S.A. E.S.P. 70.57 7.0%

VATIA S.A. E.S.P. 0.17 0.0%



Total 1011.16 100,0%

A.5. Boyacá


Transada GWh-año

% Participación

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 16.46 1.6%

80%

7% 6%

4% 3% ENERGÍAEMPRESARIAL

ISAGEN

EMGESA

EPM

OTROS

64%

23%

5%

3% 2% 2% 1% ISAGEN EPM GECELCA ENERGÍAEMPRESARIAL EBSA EMGESA OTROS




Transada GWh-año

% Participación



VATIA S.A. E.S.P. 7.71 0.7%

ISAGEN S.A. E.S.P. 679.16 64.2%





Total 1057.72 100.0%

A.6. Caldas


Transada GWh-año

% Participación

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 76.64 22.3%


ISAGEN S.A. E.S.P. 222.58 64.7%


VATIA S.A. E.S.P. 4.33 1.3%




65%

22%

9%

2% 2% ISAGEN

CHEC

EPM

EMGESA

OTROS



A.7. Caquetá


Transada GWh-año

% Participación

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 0.56 24.0%


VATIA S.A. E.S.P. 0.26 11.3%

Total 2.33 100.0%

A.8. Casanare


Transada GWh-año

% Participación


COMPANIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 1.77 7.3%

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 10.45 42.9%


EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 1.64 6.7%

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 0.22 0.9%

24%

65%

11%

ELECTROHUILA

EPSA

VATIA

43%

24%

12%

7%

7% 7%

ENERCA

ISAGEN

EMGESA

EPSA

ENERTOLIMA

OTROS




Transada GWh-año

% Participación


ISAGEN S.A. E.S.P. 5.72 23.5%

Total 24.38 100.0%

A.9. Cauca


Transada GWh-año

% Participación

EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P. 7.60 2.3%


COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 8.04 2.4%







ISAGEN S.A. E.S.P. 146.48 43.9%

VATIA S.A. E.S.P. 32.15 9.6%



Total 333.68 100.0%

44%

13%

13%

10%

8%

3% 9% ISAGEN

EPSA ENERTOTAL VATIA EMGESA EPM OTROS



A.10. Cesar


Transada GWh-año

% Participación

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 20.32 13.2%


VATIA S.A. E.S.P. 8.02 5.2%





Total 154.39 100.0%

A.11. Choco

El único agente comercializador que atiende a UNR en el departamento de Choco, es ISAGEN S.A. E.S.P. con un total de 4,23 GWh-año.

A.12. Córdoba

41%

30%

13%

5% 5% 4% 2%

ENERGÍAEMPRESARIAL EMGESA CENS EPM VATIA DICEL ESSA

89%

7%

2% 2%

GECELCA

ENERGÍAEMPRESARIAL

EPM

OTROS




Transada GWh-año

% Participación

ENERGIA EMPRESARIAL DE LA COSTA S.A. E.S.P. 83.87 7%

COMERCIALIZADORA ELECTRICA DEL SINU S.A. 14.66 1%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 21.35 2%

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 5.37 0%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1035.86 89%

EMGESA SA ESP 0.63 0%

Total 1161.75 100%

A.13. Cundinamarca


Transada GWh-año

% Participación

ISAGEN S.A. E.S.P. 352.69 22.7%


VATIA S.A. E.S.P. 17.34 1.1%







PROFESIONALES EN ENERGÍA S.A E.S.P. 2.75 0.2%


TERMOTASAJERO S.A. E.S.P. 1.01 0.1%



Total 1552.05 100.0%

41%

23%

20%

8%

3% 5% EMGESA

ISAGEN

EPM

ENERGÍAEMPRESARIAL

DICEL

OTROS



A.14. Distrito Capital


Transada GWh-año

% Participación







ISAGEN S.A. E.S.P. 256.52 10.1%

TERMOTASAJERO S.A. E.S.P. 3.74 0.1%

VATIA S.A. E.S.P. 33.57 1.3%









Total 2539.36 100.0%

58% 10%

10%

8%

5% 9% EMGESA

ISAGEN

EPM

ENERGÍAEMPRESARIAL

DICEL

OTROS



A.15. Huila


Transada GWh-año

% Participación



ISAGEN S.A. E.S.P. 20.87 13.2%




VATIA S.A. E.S.P. 0.03 0.0%


Total 157.59 100.0%

A.16. Guajira


Transada GWh-año

% Participación



49%

26%

13%

7% 5% ELECTROHUILA

EMGESA

ISAGEN

EPM

OTROS

1% 2%

97%

OTROS

ENERGÍAEMPRESARIAL

GECELCA




Transada GWh-año

% Participación




Total 301.50 100.0%

A.17. Magdalena


Transada GWh-año

% Participación

VATIA S.A. E.S.P. 0.23 0.1%


ISAGEN S.A. E.S.P. 31.36 14.4%





Total 217.96 100.0%

68%

15%

8% 7%

2%

ENERGÍAEMPRESARIAL

ISAGEN

EPM

EMGESA

OTROS



A.18. Meta


Transada GWh-año

% Participación


ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 58.50 23.6%

ISAGEN S.A. E.S.P. 10.86 4.4%



VATIA S.A. E.S.P. 3.29 1.3%






Total 248.36 100.0%

A.19. Nariño

45%

24%

15%

6% 4%

6% EPM

EMSA

DICEL

EMGESA

ISAGEN

OTROS

56% 20%

7%

7% 10%

CEDENAR

EPM

EMGESA

EMCALI

OTROS




Transada GWh-año

% Participación

CENTRALES ELECTRICAS DE NARINO S.A. E.S.P. 9.99 56.1%






VATIA S.A. E.S.P. 0.98 5.5%



Total 17.81 100.0%

A.20. Norte de Santander


Transada GWh-año

% Participación

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 133.15 67.0%

VATIA S.A. E.S.P. 6.23 3.1%




ISAGEN S.A. E.S.P. 3.86 1.9%

Total 198.82 100.0%

67%

20%

7%

3% 2% 1%

CENS

EMGESA

EPM

VATIA

ISAGEN

ENERGÍAEMPRESARIAL



A.21. Putumayo


Transada GWh-año

% Participación


VATIA S.A. E.S.P. 0.10 0.5%

Total 19.3 100.0%

A.22. Quindío


Transada GWh-año

% Participación




EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 17.37 46.6%



VATIA S.A. E.S.P. 2.15 5.8%

Total 37.30 100.0%

47%

25%

9%

6%

13%

EDEQ

EPM

ENERGÍAEMPRESARIAL

VATIA

OTROS



A.23. Risaralda


Transada GWh-año

% Participación

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 6.96 4.2%


EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 50.29 30.4%





ISAGEN S.A. E.S.P. 13.83 8.3%

VATIA S.A. E.S.P. 1.19 0.7%




Total 165.66 100.0%

A.24. Santander

30%

22% 14%

8%

7%

7% 12%

EEP

ENERTOTAL

EPM

ISAGEN

EMGESA

DICEL

OTROS

45%

16%

15%

12%

6% 6%

ISAGEN

ESSA

EPM

VATIA

EMGESA

OTROS




Transada GWh-año

% Participación




VATIA S.A. E.S.P. 80.30 11.9%


ISAGEN S.A. E.S.P. 302.28 44.6%




Total 677.18 100.0%

A.25. Sucre


Transada GWh-año

% Participación




ISAGEN S.A. E.S.P. 10.69 9.4%

Total 114.12 100.0%

78%

9%

8%

5%

ENERGÍAEMPRESARIAL

ISAGEN

EMCALI

EPM



A.26. Tolima


Transada GWh-año

% Participación

COMPANIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 135.90 36.8%

VATIA S.A. E.S.P. 13.17 3.6%



ISAGEN S.A. E.S.P. 35.19 9.5%







Total 369.48 100.0%

A.27. Valle

37%

28%

15%

9%

5% 6%

ENERTOLIMA

EMGESA

EPM

ISAGEN

ENERGÍAEMPRESARIAL

OTROS

26%

18%

17% 14%

7%

6% 5%

7% ISAGEN EPSA EMCALI EPM VATIA ENERGÍAEMPRESARIAL EMGESA OTROS




Transada GWh-año

% Participación









ISAGEN S.A. E.S.P. 544.97 25.7%

VATIA S.A. E.S.P. 150.43 7.1%




COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 0.12 0.0%

COMPANIA DE ELECTRICIDAD DE TULUA S.A. E.S.P. 20.89 1.0%

Total 2123.94 100.0%



ANEXO B. Contratos entre Comercializadores y UNR, por empresa para el año 2011

A continuación se presenta la energía transada mediante contratos de largo plazo entre Comercializadores y UNR por empresa para el año 2011. Esta información fue tomada de los informes mensuales de XM R. CREG 135 DE 1997.

B.1. Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. – CHEC

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre CHEC y UNR es de 83.6 GWh-año, del cual el 92 % es atendido en el departamento de Risaralda y el 8% restante en el departamento de Risaralda.

B.2. Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. – CEDENAR

El 100% de los contratos entre CEDENAR y UNR se atienden en el departamento de Nariño, esto corresponde a 10 GWh-año.

B.3. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. – CENS

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre CENS y UNR es de 153.5 GWh-año, del cual el 87% es atendido en el departamento de Norte de Santander y el 13% restante en el departamento de Cesar.

B.4. Comercializadora Eléctrica del Sinú S.A. - CES

El 100% de los contratos entre CES y UNR se atienden en el departamento de Córdoba, esto corresponde a 14.65 GWh-año.

B.5. Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. – CETSA

El 100% de los contratos entre CETSA y UNR se atienden en el departamento de Valle del Cauca, esto corresponde a 20.88 GWh-año.



B.6. Compañía Energética del Tolima S.A. E.S.P. – ENERTOLIMA

El 98,7% de los contratos entre ENERTOLIMA y UNR se atienden en el departamento de Tolima, esto corresponde a 135.89 GWh-año.

B.7. Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P. – CEO

El 98,7% de los contratos entre CEO y UNR se atienden en el departamento de Cauca, esto corresponde a 8 GWh-año.

B.8. Distribuidora y Comercializadora de Energía Eléctrica S.A. E.S.P. – DICEL

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre DICEL y UNR es de 334.3 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

B.9. E2 Energia Eficiente S.A. E.S.P. – E2

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre E2 y UNR es de 42.2 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

39%

27%

12%

11%

3% 2% 2% 4%

DISTRITO CAPITAL

VALLE

CUNDINAMARCA

META

RISARALDA

CESAR

CAUCA

OTROS



B.10. Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. – ESSA

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre ESSA y UNR es de 116.4 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

B.11. Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. – ELECTRICARIBE

El 100% de los contratos entre ELECTRICARIBE y UNR se atienden en el departamento de Córdoba, esto corresponde a 5.4 GWh-año.

B.12. Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. – ELECTROHUILA

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre ELECTROHUILA y UNR es de 81.6 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

44%

17%

10%

5% 5%

5% 4%

4% 6% VALLE

DISTRITO CAPITAL

ANTIOQUIA

LA GUAJIRA

CALDAS

SANTANDER

QUINDIO

RISARALDA

OTROS

92.3%

3.1% 2.4% 1.7% 0.3%

0.3%

SANTANDER

CAUCA

CESAR

MAGDALENA

BOLIVAR

DISTRITO CAPITAL



B.13. Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. – EMSA

El 99,6% de los contratos entre EMSA y UNR se atienden en el departamento de Meta, esto corresponde a 58.7 GWh-año.

B.14. Empresa de Energía De Boyacá S.A. E.S.P. – EBSA

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre EBSA y UNR es de 18.1 GWh-año, del cual el 90.9% es atendido en el departamento de Boyacá y el 9.1% restante en el departamento de Casanare.

B.15. Empresa de Energía de Casanare S.A. E.S.P. – ENERCA

El 100% de los contratos entre ENERCA y UNR se atienden en el departamento de Casanare, esto corresponde a 10.5 GWh-año.

B.16. Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P. – EEC

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre EEC y UNR es de 31.4 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

94.5%

1.9% 1.3%

0.8% 0.7% 0.4%

0.3% HUILA

META

TOLIMA

DISTRITO CAPITAL

CAQUETA

RISARALDA

NARINO



B.17. Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. – EEP

El 100% de los contratos entre EEP y UNR se atienden en el departamento de Risaralda, esto corresponde a 50.3 GWh-año.

B.18. Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. – EPSA

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre EPSA y UNR es de 518.9 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

B.19. Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. - EDEQ

El 100% de los contratos entre EDEQ y UNR se atienden en el departamento del Quindío, esto corresponde a 17.4 GWh-año.

51.0% 39.4%

0.6% 6.0% 3.0%

DISTRITO CAPITAL

CUNDINAMARCA

NARINO

VALLE

TOLIMA

73.2%

12.0%

8.6%

4.0% 1.3% 0.6% 0.3%

VALLE

DISTRITO CAPITAL

CAUCA

CUNDINAMARCA

RISARALDA

ANTIOQUIA

CAQUETA



B.20. Empresa municipal de Energía Eléctrica S.A. E.S.P.

El 100% de los contratos entre la Empresa Municipal de Energía Eléctrica y UNR se atienden en el departamento del Cauca, esto corresponde a 7.6 GWh-año.

B.21. Empresas Municipales de Cali E.I.C.E. E.S.P. - EMCALI

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre EMCALI y UNR es de 439.3 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

B.22. Energía Empresarial de la Costa S.A. E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre Energía Empresarial de la Costa y UNR es de 2339.4 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

81.9%

5.9% 5.3%

2.2% 1.8% 1.3% 0.5% 0.4% 0.4%

0.3% VALLE BOLIVAR DISTRITO CAPITAL SUCRE ANTIOQUIA META ATLANTICO CAUCA CUNDINAMARCA NARINO

34.5%

25.3%

8.3%

6.4% 5.6%

5.3%

3.8% 3.6% 2.7% 1.6% 2.9% BOLIVAR

ATLANTICO DISTRITO CAPITAL MAGDALENA VALLE CUNDINAMARCA SUCRE CORDOBA CESAR BOYACA OTROS



B.23. Energía y servicios S.A. E.S.P.

El 100% de los contratos entre la Energía y Servicios y UNR se atienden en el departamento del Antioquia, esto corresponde a 1.7 GWh-año.

B.24. Enermont S.A. E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre ENERMONT y UNR es de 136.6 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

B.25. Enertotal S.A. E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre ENERTOTAL y UNR es de 105.5 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

48.3%

33.8%

13.9%

1.2% 1.0% 0.8%

0.6% 0.4%

DISTRITO CAPITAL

ANTIOQUIA

CUNDINAMARCA

CAUCA

BOYACA

VALLE

ATLANTICO

BOLIVAR

40.5%

34.3%

20.3%

4.5% 0.5%

CAUCA

RISARALDA

VALLE

DISTRITO CAPITAL

ANTIOQUIA



B.26. Hz Energy S.A.S. E.S.P.

El 100% de los contratos entre la HZ Energy y UNR se atienden en el departamento del Antioquia, esto corresponde a 2.5 GWh-año.

B.27. Profesionales en Energía S.A E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre Profesionales en Energía y UNR es de 12.5 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

B.28. Ruitoque S.A. E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre RUITOQUE y UNR es de 61.4 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

70.2%

22.0%

7.9%

DISTRITO CAPITAL

CUNDINAMARCA

LA GUAJIRA

56.9%

12.5%

9.2%

6.0%

4.6%

4.4% 3.8% 2.8% SANTANDER DISTRITO CAPITAL ATLANTICO ANTIOQUIA META TOLIMA HUILA CUNDINAMARCA



B.29. Termotasajero S.A. E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre TERMOTASAJERO y UNR es de 4.8 GWh-año, del cual el 78.8 % es atendido en el Distrito Capital (Bogotá) y el 21.2% restante en el departamento de Cundinamarca.

B.30. Vatia S.A. E.S.P.

El total de energía transada mediante contratos de largo plazo entre VATIA y UNR es de 404.3 GWh-año, su distribución por departamento es la siguiente:

37.2%

19.9% 8.3%

8.0%

8.0%

4.3% 3.3%

2.6% 2.0%

1.9% 1.5% 1.1%

2.0%

VALLE SANTANDER DISTRITO CAPITAL ATLANTICO CAUCA CUNDINAMARCA TOLIMA ANTIOQUIA CESAR BOYACA NORTE DE SANTANDER CALDAS OTROS

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ESTUDIO SECTORIAL DE ENERGÍA EN COLOMBIA · La energía eléctrica se transa en Colombia, en el mercado de corto plazo, o mediante contratos de largo plazo. En el mercado de corto