Historia Sector Eléctrico Colombiano

DERIVEX: “UNA HERRAMIENTA PARA CONTRATAR LA ENERGIA DE
CONSUMO INDUSTRIAL”
Presentado por:
LAURA JULIANA CUADROS AMAYA
DIEGO ANDRES ORTEGA CALDERON
Director:
JULIANA DURAN SARMIENTO
COLEGIO DE ESTUDIOS SUPERIORES DE ADMINISTRACION
23 de Febrero de 2012
CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCION
16
1. HISTORIA DEL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO
17
1.1 PERIODOS
17
1.2 PROCESOS DEL SECTOR
21
1.2.1 Generación
22
1.2.2 Transmisión
23
1.2.3 Distribución
23
1.2.4 Comercialización
24
1.3 ESTRUCTURA DEL MERCADO
25
1.3.1 Ministerio de Minas y Energía – MME
26
1.3.2 Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG
27
1.3.3 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
28
1.3.4 Unidad de Planeación Minero Energética – UPME
29
1.3.5 Consejo Nacional de Operación
30
1.3.6 Comité Asesor de Comercialización
30
1.3.7 Centro Nacional de Despacho – CND
30
1.3.8 Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC
31
1.3.9 Liquidador y Administrador de Cuentas –LAC
31
1.4 CAPACIDAD INSTALADA
31
2. CAMARA DE RIESGO CENTRAL DE CONTRAPARTE
33
2.1 MARCO JURIDICO
34
2.2 COMPOSICION ACCIONARIA
35
2.3 FUNCIONES PRINCIPALES
35
2.4 ESTRUCTURA DE PARTICIPANTES
36
2.4.1 Miembros Liquidadores (Generales e individuales)
36
2.4.2 Miembros no Liquidadores
37
2.4.3 Terceros
38
2.5 PRINCIPALES RIESGOS DE LA CRCC
38
2.5.1 Condiciones de los Miembros Liquidadores Sólidos
39
2.5.2 Límites de Operación
40
2.6 BENEFICIOS DE LA CRCC
44
2.7 PRODUCTOS
45
3. XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A ESP
46
3.1 GOBIERNO CORPORATIVO
47
3.2 ESTRUCTURA DE MERCADO
48
3.2.1 Como se Asigna el Precio en la Bolsa?
49
3.2.2 Formación del Precio en Bolsa
50
3.2.3 Formación de Precios en el Mercado Diario (Bolsa)
51
3.2.4 Formación del Precio en el Mercado a Plazos
52
3.3 TIPOS DE CONTRATOS NEGOCIADOS EN MERCADO A PLAZO
52
3.3.1 Pague lo Contratado (Take or Pay)
52
3.3.2 Pague lo Contratado Condicional
53
3.3.3 Pague lo Demandado (Pay as Demand)
53
3.3.4 Contrato Pague lo Generado
53
3.3.5 Contrato Generación Disponible
53
3.3.6 Contrato de Disponibilidad comercial
54
3.3.7 Contratos No Regulados
54
3.3.8 Contratos a plazo
54
3.3.9 Despacho de los Contratos por SIC
54
3.4 FACTORES QUE AFECTAN EL PRECIO DE LA ENERGIA
54
3.4.1 PATRONES
55
3.5 TRANSACCIONES DEL MERCADO
56
3.6 OPERACIÓN DEL MERCADO
57
4. MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGETICOS
58
4.1 CONTEXTO
58
4.2 CREACION DE DERIVEX
59
4.3 COMPOSICION ACCIONARIA
61
4.3.1 Bolsa de Valores de Colombia – BVC
61
4.3.2 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A ESP
61
4.3.3 Fondo de Empleados de ISA – FEISA
61
4.3.4 Internexa
61
4.3.5 Invesbolsa SAS
62
4.4 GOBIERNO CORPORATIVO
62
4.4.1 Conformación Junta Directiva
62
4.4.2 Comité de Auditoria
62
4.4.3 Comité Técnico del Mercado
62
4.5 EL MERCADO DE ENERGIA MAYORISTA EN COLOMBIA
63
4.5.1 Clases de Contratos
64
4.5.2 Clasificación de los Mercados de Derivados
66
4.5.3 Características de los contratos futuros de electricidad
67
4.6 MODELO OPERATIVO DERIVEX
69
4.7 ESTRUCTURA TARIFARIA
70
4.8 PROCESO DE NEGOCIACION
70
4.9 COSTOS TRANSACCIONALES
77
4.10 ESCENARIOS BAJO DISTINTOS FENOMENOS CLIMATICOS
78
5. CONCLUSIONES
83
BIBLIOGRAFIA
85
ANEXOS
88
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Agentes y Fronteras Comerciales
25
Tabla 2. Capacidad Instalada por Fuente Energética a Dic. 2010
32
Tabla 3. Variables del Mercado 2010
56
Tabla 4. Variables de Operación Año 2010
57
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Estructura del Mercado
22
Figura 2. Estructura Organizacional Sector Energético
26
Figura 3. Gobierno Corporativo de la CRCC
36
Figura 4. Estructura de Participantes de la CRCC
38
Figura 5. Anillos de Seguridad de la CRCC
39
Figura 6. Evaluación financiera y operativa
40
Figura 7. Situaciones Normales de Operación del MEM
65
Figura 8. Propagación de Riesgo ante Incumplimiento de Agente en MEM
66
Figura 9. Modelo Operativo DERIVEX
69
LISTA DE GRAFICAS
Pág.
Gráfica 1. Formación del Precio Diario TX1
51
Gráfica 2. Capacidad Neta de Energía
63
Gráfica 3. Precio Promedio Mensual de Energía en Bolsa
72
LISTA DE SIGLAS
ASIC: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales
BVC: Bolsa de Valores de Colombia
CAN: Comunidad Andina de Naciones
CND: Centro Nacional de Despacho
CRCC: Cámara de Riesgo Central de Contraparte
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
Derivex: Mercado de Derivados de Commodities Energéticos
ISA: Interconexión Eléctrica S.A E.S.P
LAC: Liquidador y Administrador de Cuentas
LOD: Límite Operativo Diario
LOLE: Límite de Obligación Latente de Entrega
LPA: Límite de Posición Abierta
MEM: Mercado de Energía Mayorista
MME: Ministerio de Minas y Energía
RPA: Riesgo de Posición Abierta
STN: Sistema de Transmisión Nacional
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética
XM: Compañía de Expertos en Mercados S.A ESP
ZNI: Zonas No Interconectadas
GLOSARIO
ACTIVO SUBYACENTE: refiriéndose a derivados, es el activo sobre el cual se tiene el
derecho de compra o venta de acuerdo con los términos del contrato y que se utiliza como
referencia para fijar el precio de dicho contrato.
ARBITRAJE: operación que consiste en comprar un título en una plaza y venderlo en otra
aprovechando la diferencia en precios existente entre los mercados.
BOLSA DE VALORES: entidad privada constituida como sociedad anónima. Establecida
en 1929 como consecuencia de la expansión industrial acelerada que presentó el país a
comienzos de siglo, desde entonces ha funcionado en forma continua desarrollando el
mercado bursátil, participando en el desarrollo económico e industrial del país y
manteniéndose a la cabeza del mercado tanto en la creación como en el desarrollo de
nuevas alternativas.
CALCE: expresión que se utiliza para designar la realización de una operación. Se dice
que hubo calce en una operación cuando la punta de oferta y la de demanda coinciden (o se
ponen de acuerdo) y efectivamente se realiza la operación.
CAMARA DE RIESGO CENTRAL DE CONTRAPARTE – CRCC: entidad
inspeccionada y vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia, cuyo objeto
social principal es la prestación del servicio de compensación como contraparte central de
operaciones, con el propósito de reducir o eliminar los riesgos de incumplimiento de las
obligaciones derivadas de las mismas.
COMERCIALIZACION: es el proceso donde se integran todas las actividades de la
cadena eléctrica, el Comercializador debe comprar grandes volúmenes de energía y
entregarla en pequeñas cantidades al consumidor final. Así mismo, es responsable de la
facturación, el recaudo y el pago de todos los componentes de la cadena. El
comercializador es a su vez, el representante del usuario ante el sector.
COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS– CREG: unidad
Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, cuyo objetivo es lograr que los
servicios de energía eléctrica, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) se presten al
mayor número posible de personas, al menor costo posible para los usuarios y con una
remuneración adecuada para las empresas que permita garantizar calidad, cobertura y
expansión
COMISIONISTA DE BOLSA: es la persona legalmente autorizada para realizar las
transacciones de compra y venta de valores que se realizan en la Bolsa. Debe estar inscrito
en el Registro Nacional de Valores e Intermediarios. Puede realizar negocios por cuenta de
terceros, donde el comisionista se encarga de poner en contacto a los demandantes con los
oferentes y cobra una comisión por este servicio. O por cuenta propia, donde el
comisionista compra y vende títulos con sus propios recursos y asume todos los riesgos.
(Estas operaciones tienen una regulación especial y ciertas restricciones).
CONSUMIDOR FINAL: la estructura del mercado separo al consumidor final en dos
grandes grupos, Usuarios Regulados y Usuarios no Regulados. El mercado regulado, que es
directamente contratado en su mayoría, y servido por compañías de distribución, abarca
usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de energía inferiores a
55.000 kWh/mes, en donde la estructura de tarifas es establecida por la Comisión
Reguladora. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de energía
superiores a 55.000 kWh/mes pueden negociar y contratar libremente su suministro por
medio de agentes comercializadores.
CONTRATO: acuerdo o convenio formal con una persona natural o jurídica por medio del
cual se compromete a prestar algún servicio a cambio de una retribución.
CONTRATO DE FUTUROS: contrato estandarizado en las Bolsas de Valores, el cual
establece la obligación de comprar o vender cierta cantidad de un activo en una fecha futura
y a un precio determinado, asumiendo las partes la obligación de celebrarlo y el
compromiso de pagar o recibir las pérdidas o ganancias producidas por las diferencias de
precio del contrato, durante la vigencia del mismo y su liquidación. Tiene el respaldo y es
garantizado por una cámara de compensación.
DEMANDA: es la manifestación de la voluntad de compra un número de unidades de un
título valor a un precio dado en el mercado de valores, expresada por un comisionista
siguiendo órdenes recibidas de algún cliente.
DERIVADOS: término genérico que se aplica a una gran variedad de instrumentos
financieros cuyo precio se deriva de un activo subyacente, de una tasa de referencia o de un
índice. Por ejemplo: los futuros y las opciones (en el caso de la Bolsa de Valores de
Colombia, las Operaciones a Plazo de Cumplimiento Financiero, OPCF´S). También son
contratos referenciados a un activo o a una variable económica para ser liquidado en una
fecha futura, y en función de las cuales se manejan los riesgos de un portafolio de
inversión; cuyo precio depende del valor de una o más variables, haciendo posible aislar o
concentrar un riesgo existente y transferido al mercado.
DISPONIBILIDAD DE GENERACION: máxima cantidad de potencia neta
(megavatios) que un generador puede suministrar al sistema durante un intervalo de tiempo
determinado.
DISTRIBUCION: consiste en recibir la energía en la entrada de las ciudades y llevarla a
los hogares, industrias, comercios y demás negocios, en redes de media tensión. También
es un monopolio, pues en cada ciudad o departamento hay una sola empresa autorizada
para manejar la red de distribución.
ESPECULAR: negociar en cualquier mercado, con el objeto de conseguir utilidades
aprovechando las diferencias de precios entre dos mercados, o entre distintos momento del
tiempo.
GARANTIA: prenda o documento que se da para asegurar el cumplimiento de una
obligación o compromiso.
GENERACION: los operadores producen la energía en grandes cantidades a partir de
plantas de generación hidráulica y térmica principalmente, y la venden por medio de
transacciones comerciales a los agentes generadores y comercializadores a un precio acorde
a las fluctuaciones originadas por la oferta y la demanda.
LIQUIDACION POR DIFERENCIAS: procedimiento por el cual el cumplimiento del
Contrato en la Fecha de Liquidación se produce únicamente mediante la transmisión en
efectivo de la diferencia entre el precio pactado en el Contrato y el Precio de Liquidación a
Vencimiento. Los intercambios de efectivo al vencimiento tendrán en cuenta, según el caso,
el proceso de Liquidación Diaria de Pérdidas y Ganancias.
MERCADO ELECTRICO COLOMBIANO: es un sistema centralizado de operaciones
a través del cual las entidades afiliadas pueden efectuar, mediante estaciones de trabajo
remotas, las siguientes operaciones en la medida en que se encuentren debidamente
habilitadas y reglamentadas por el Administrador: a. Celebrar entre los Afiliados al Sistema
las operaciones, contratos y transacciones propias a su régimen legal sobre valores de renta
fija inscritos en el Registro Nacional de Valores e Intermediarios y en la Bolsa de Valores
de Colombia. b. Registrar las operaciones celebradas entre los Afiliados o entre éstos y
otras personas no afiliadas al Sistema sobre valores de renta fija inscritos en el Registro
Nacional de Valores e Intermediarios. Este sistema reúne un conjunto inmejorable de
herramientas que le permiten negociar títulos de Renta Fija inscritos en la Bolsa de Valores
de Colombia.
PATRIMONIO TECNICO: suma de algunas partidas que componen el patrimonio
contable de una sociedad, con base en su mayor o menor grado de realización ante
situaciones financieras difíciles de la entidad. Sirve para efectos de vigilancia y control de
la solvencia patrimonial de entidades financieras e intermediarios de valores.
RESERVAS HIDRICAS: son fuentes de agua, que nacen y mueren en una área de
concentración especial. Un ejemplo de reservas hídricas son los embalses, los cuales
corresponden a la acumulación de agua producida por una obstrucción de un río o arroyo
que cierra parcial o totalmente su cauce.
RIESGO: es el grado de variabilidad o contingencia del retorno de una inversión. En
términos generales se puede esperar que, a mayor riesgo, mayor rentabilidad de la
inversión. Existen varias clases de riesgos: de mercado, solvencia, jurídico, de liquides, de
tasa de cambio, riesgo de tasa de interés.
RIESGO DE CONTRAPARTE: posibilidad de que la contraparte en una operación no
entregue el dinero o título correspondiente en la fecha de cumplimiento.
RIESGO DE LIQUIDEZ: probabilidad de incurrir en pérdidas por no disponer de
recursos líquidos suficientes para cumplir con las obligaciones asumidas.
RIESGO DE MERCADO: es el riesgo generado por cambios en las condiciones generales
del mercado frente a las de la inversión.
SPOT: mercado a la vista. Mercado en el cual el cumplimiento de las negociaciones se
hace de contado, al igual que su liquidación; contrario a los mercados de opciones y futuros
donde las negociaciones se realizan a plazo y su cumplimiento es en una fecha posterior.
SUPERINTENDENCIA DE VALORES: es una entidad de servicio que tiene como fin
especial organizar, regular y promover las actividades realizadas a través del mercado
público de valores, así como efectuar el seguimiento y supervisión de los agentes que
actúan en dicho mercado, con el fin de proteger los intereses de los inversionistas y velar
por la transparencia del mercado.
TRANSMISION: es el transporte de la energía por las redes de alta tensión que
interconectan los puntos de generación con los grandes centros de consumo. En Colombia
esta operación continúa siendo monopolio, principalmente porque resulta más eficiente que
haya una red única. Sin embargo, los diferentes transportadores compiten en la ejecución y
operación de nuevos proyectos solicitados por la UPME.
VENCIMIENTO: momento en el cual finaliza o termina el contrato y por lo tanto deben
hacerse efectivos los derechos u obligaciones del mismo.
INTRODUCCION
A lo largo de este documento se pretende realizar una breve reseña de la evolución del
sector eléctrico colombiano durante las últimas décadas hasta llegar a describir la situación
actual del mercado y sus agentes participantes. Para esto se analizará la evolución
estructural y operativa de dicho sector finalizando con los Contratos Futuros de Derivados
Energéticos que ofrecen a los industriales la oportunidad de poder cubrirse de la exposición
al riesgo y de las altas volatilidades del precio de la energía.
Este trabajo está dividido en cinco secciones. En la primera parte se revisan los
antecedentes y evolución de este sector, se describe su estructura actual y organismos que
lo conforman. En la segunda parte se profundiza en el papel que desempeña la Cámara de
Riesgo Central de Contraparte y su marco regulatorio. En la tercera sección se explica la
estructura de la bolsa de energía, XM Compañía de Expertos en Mercados S.A ESP y la
formación del precio de la energía en bolsa. El cuarto capítulo está dedicado al Mercado de
Derivados de Commodities Energéticos, DERIVEX, su estructura, clasificación de los
mercados y características de los contratos futuros de electricidad; se desarrolla un ejemplo
a manera de explicación del uso y operatividad de este mercado. En la última sección a
través de la simulación de un caso del sector industrial se analizan los diversos resultados
bajo distintos escenarios determinados por factores climáticos y expectativas de los
industriales.
16
1. HISTORIA DEL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO
1.1 PERIODOS
En esta sección revisaremos la evolución del sector eléctrico como un factor de gran
trascendencia en el desenvolvimiento de la economía colombiana.
1930 – 1966
A comienzos de este periodo el uso de la energía eléctrica en Colombia estaba enfocado
básicamente en alumbrado público y comercio, más adelante las familias más acaudaladas
de las ciudades empezaron a tener acceso a este servicio utilizándolo en la preparación de
alimentos y como medio de calefacción. A nivel industrial, tuvo un uso asombroso
utilizándose como fuerza motriz en talleres y fábricas.
A mitad de los cuarenta se refleja el comienzo de la intervención del sector público en el
sector eléctrico con la creación de Electroaguas, entidad adscrita al Ministerio de Fomento
y con la formulación del Plan Nacional de Electrificación se proyecta la expansión de la
prestación de este servicio con la creación por ley de establecimientos públicos autónomos
para la prestación de servicios.
Con la Ley 109 de 1936, complementada por el decreto 1606 de 1937 a raíz de la
insatisfacción que presentaba la población se determinó la mediación del Estado en las
empresas prestadoras de servicios públicos debido a que estas compañías no prestaban sus
servicios con óptimos niveles de calidad. Bajo esta ley se declaró el suministro de energía
eléctrica como servicio público fundamental y se estipuló que cuando el interés de la
17
población esté de por medio, las empresas encargadas de la prestación de dicho servicio
podrían ser expropiadas por el Estado.
En la década de los cincuenta con la creación del Consejo Nacional de Planeación
Económica en 1952 y el informe de la Misión Técnica Eléctrica en 1954, se realizaron los
primeros estudios para interconectar el sector eléctrico colombiano. En 1963 las empresas
de mayor tamaño como la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá (EEEB), las Empresas
Públicas de Medellín (EPM) y la Corporación Autónoma Regional del Cauca crearon el
Comité de Interconexión quien tenía como función coordinar la realización de los estudios
necesarios para la interconexión. Idea que se concretó en 1966 cuando se integraron la
Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá, las Empresas Públicas de Medellín, la
Corporación Autónoma Regional del Cauca y el Instituto Nacional de Aprovechamiento de
Aguas y Fomento Eléctrico.
1967 – 1994
En 1967 el Comité de Interconexión a través de la firma Middle West Service Co. analiza
la estructura más apropiada para la interconexión y recomienda crear una nueva entidad
encargada de construir y operar las líneas de interconexión y las nuevas centrales de
generación. Es así como se constituye la empresa industrial y comercial del Estado:
Interconexión Eléctrica S.A. – ISA, cuyas funciones básicamente eran:
- Interconectar los sistemas de las empresas accionistas.
- Establecer prioridades en la construcción de nuevas centrales de generación.
- Programar y construir las futuras plantas de generación.
- Controlar el despacho diario.
- Coordinar las situaciones de emergencia.
18
En 1974, el gobierno nacional transforma el Ministerio de Minas y Petróleos en el
Ministerio de Minas y Energía, entidad a cargo de las siguientes funciones relacionadas con
el sector eléctrico:
- Proponer y adelantar la política nacional sobre generación, transmisión, interconexión,
distribución y establecimiento de nuevas técnicas en materia de electricidad.
- Orientar, coordinar y evaluar los planes que sobre electricidad se establezcan a nivel
nacional, regional, local e internacional.
- Promover la interconexión de los diferentes sistemas eléctricos 1.
En 1976 se propuso la creación de un fondo eléctrico nacional para financiar las inversiones
locales con recursos provenientes de captación de ahorro y del crédito externo como
resultado de las dificultades financieras que enfrentaba el sector debido a la congelación de
las tarifas por un periodo de cuatro años, medida que deterioró considerablemente la
situación económica de las empresas del sector.
El periodo de 1971 – 1980 se caracterizó por un aumento de la demanda de energía a raíz
del crecimiento de la población, el desarrollo de la economía, los cambios tecnológicos y
por las políticas del gobierno enfocadas en ampliar la cobertura del servicio.
A comienzos de la década de los 90, el sector enfrentaba una difícil situación financiera
como resultado de la desfavorable gestión y escasa eficiencia administrativa, operativa y
financiera del Estado la cual se tradujo finalmente en un racionamiento nacional de
electricidad durante 1991 – 1992. Lo anterior demostró la urgente necesidad de modernizar
el sector eléctrico colombiano, iniciando dicha reestructuración con la Constitución de
1991 donde se estableció la libre entrada y competencia de todo agente interesado en la
prestación de servicios públicos. Con esta nueva Constitución, el Estado pasó de ser un
1
Sandoval, A.M. (5 de noviembre de 2004). Monografía del sector de electricidad y gas colombiano:
condiciones actuales y retos futuros. Departamento Nacional de Planeación. [Recuperado el 28 de septiembre
de 2011]. http://www.dnp.gov.co/Portals/0/archivos/documentos/DEE/Archivos_Economia/272.pdf
19
empresario monopólico a ser el ente regulador y controlador que vela para que se cumpla la
prestación eficiente y mejora en la calidad de los servicios públicos.
En 1992 se creó la Comisión de Regulación Energética, entidad autónoma e independiente
encargada de la regulación del sector. Adicionalmente se crea la Unidad de Planeación
Minero Energética, encargada de suministrar “información sobre la probable evolución de
la oferta y la demanda de energía eléctrica, la cual sirve de base a los distintos agentes para
la toma de decisiones de inversión y al gobierno para adoptar medidas conducentes a
incentivar la instalación de la nueva capacidad de generación”2
En 1994 el sector eléctrico colombiano inicia su proceso de modernización para
consolidarse como un sector más eficiente, por lo cual el Estado decide finalizar el modelo
de monopolio eléctrico abriendo este sector a los grandes capitales privados y a la oferta y
la demanda. En 1994 se sancionó la Ley 142 y la Ley 143, Ley de Servicios Públicos y
Ley Eléctrica respectivamente; con las cuales se separaron las actividades de regulación y
control y se introduce la competencia en el mercado de energía mayorista. Con la Ley 142,
se crearon las Comisiones de Regulación y la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios.
1995 – 2001
El 20 de julio de 1995 entró en funcionamiento el Mercado de Energía Mayorista, MEM,
mediante la Bolsa de Energía y reglamentado por la Comisión de Regulación de Energía y
Gas -CREG.
Con la recesión de 1998 y 1999 y las altas afluencias a los embalses del sistema, producto
del fenómeno de la Niña, la demanda de energía registra los menores crecimientos desde
la creación de la Bolsa de energía, años en los cuales la demanda fue de 0,23% y – 5,10%.
2
Alvarez, S. & Tamayo, P. (abril de 2006). Descripción del funcionamiento del sector eléctrico colombiano.
Universidad EAFIT. [Recuperado el 25 de septiembre de 2011]. http://www.eafit.edu.co/revistas/ecoseconomia/Documents/Ecos22.pdf.
20
2002 – 2005
En noviembre de 2002 se estableció la Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones
-CAN-, la cual estableció el Marco General para la interconexión subregional de sistemas
eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad entre los países de Colombia,
Ecuador, Perú y Venezuela pero adoptada solamente por Colombia y Ecuador.
En 2005, el 87% de la población colombiana tuvo acceso a la energía eléctrica, cobertura
inferior al promedio de 95% para Latinoamérica.
Actualmente
El sector eléctrico colombiano actualmente se basa en un esquema de libre mercado abierto
a capitales privados y que combina la división de actividades, la participación abierta y la
regulación por parte del Estado.
El potencial del país en nuevas tecnologías de energía renovable como la eólica, solar y
biomasa ha sido poco explorado. Básicamente está dominado por la generación de energía
hidráulica que corresponde al 64% de la producción y la generación de energía térmica que
representa el 33%.
1.2 PROCESOS DEL SECTOR
Uno de los principales cambios del modelo actual, con el objetivo de buscar la
transparencia del mercado, fue la división de las actividades del proceso de producción
como lo son: generación, transmisión, distribución y comercialización; las cuales
anteriormente eran realizadas por las empresas electrificadoras estatales y ahora son
21
realizadas por empresas especializadas en cada una de estas actividades que se describen a
continuación:
Figura 1. Estructura del Mercado
Figura tomada de la presentación de Derivex, Estructura del Mercado
1.2.1 Generación. Este proceso consiste en la producción de energía eléctrica a través de
una planta hidráulica o una unidad térmica para después ser vendida a los
comercializadores a un precio según las fluctuaciones de la demanda y la oferta
especialmente. Esta actividad puede ser desarrollada en forma exclusiva o en forma
combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico.
22
Los agentes generadores conectados al Sistema Interconectado Nacional se clasifican en:
Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores y Cogeneradores.
Los generadores son aquellos agentes que efectúan sus transacciones en el Mercado
Mayorista de Electricidad con capacidad por lo general igual o superior a 20 MW.
Las Plantas Menores son aquellas plantas o unidades de generación con capacidad instalada
inferior a los 20 MW.
Los autogeneradores son personas naturales o jurídicas que al producir su propia energía
eléctrica no usan la red pública y pueden ó no, ser los propietarios del sistema de
generación.
Se conoce como Cogenerador, aquella persona natural o jurídica que produce energía, para
consumo propio o de terceros utilizando un proceso de producción combinada de energía
eléctrica y energía térmica, y destinadas a procesos industriales o comerciales.
1.2.2 Transmisión. Consiste en el transporte de grandes bloques de energía por redes de
alta tensión a altos niveles de voltaje y que interconectan los puntos de generación con los
grandes centros de consumo a través del Sistema de Transmisión Nacional –STN.
Las Zonas No Interconectadas –ZNI- son aquellas zonas marginales del País que no tienen
servicio de energía eléctrica a través del Sistema Interconectado Nacional porque cuya
interconexión por lo general no es viable financieramente.
1.2.3 Distribución. Consiste en transportar energía eléctrica a través de un conjunto de
líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220
kw que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio
de un sistema de distribución municipal, distrital o local.
23
1.2.4 Comercialización. Consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado
mayorista y su venta en el mismo mercado o a usuarios finales ya sean regulados o no
regulados. Esta actividad puede ser desarrollada en forma exclusiva o en conjunto con otra
diferente a la de transmisión. La comercialización puede desarrollarse en dos tipos de
mercados:
- Mercado Regulado: Conformado por los hogares, clientes residenciales y la mayor parte
del comercio y mediana industria. Para este mercado las tarifas son establecidas a través de
un conjunto de fórmulas fijadas por la CREG.
- Mercado No Regulado: Corresponde a los clientes que registran consumos mensuales
superiores a 55000 kwh/mes; volumen que les permite negociar la energía con cualquier
comercializador del país y a su vez acordar los precios entre las partes.
Las transacciones realizadas entre generadores y comercializadores pueden ser realizadas
bajo dos figuras diferentes:
- Mediante la suscripción de contratos financieros bilaterales de compra y venta de energía;
en este caso los precios y condiciones son fijados entre el comprador y vendedor.
- Mediante transacciones directas en la Bolsa de energía, en este caso los precios se
establecen mediante subasta de precios de generadores, en el contexto de un mercado 'spot'
con resolución horaria.
En la siguiente tabla se muestra el número de agentes y fronteras comerciales del sector
eléctrico colombiano a diciembre 31 de 2010.
24
Tabla 1. Agentes y Fronteras Comerciales
Tomada de www.xm.com.co
1.3 ESTRUCTURA DEL MERCADO
El sector energético colombiano está conformado por diferentes entidades y empresas que
cumplen una serie de funciones en los procesos anteriormente descritos: comercialización,
distribución, generación y transmisión de energía.
Las empresas comercializadoras y grandes consumidores adquieren la energía en un
mercado de grandes bloques según las condiciones de oferta y demanda sin la intervención
del Gobierno.
Para participar en el mercado de energía mayorista, los agentes deben estar integrados al
sistema interconectado. Se promueve la participación de diferentes clases de agentes:
económicos, públicos y privados y así se incentiva la competencia entre generadores
quienes celebran contratos con los comercializadores y grandes consumidores.
La administración y operación del mercado está bajo la responsabilidad de XM, compañía
filial de ISA y tiene su cargo las funciones de Centro Nacional de Despacho -CND-,
Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- y Liquidador y
Administrador de Cuentas de cargos por Uso de las Redes del SIN -LAC-.
25
A continuación presentamos estructura organizacional de estas instituciones que
conforman el sector y términos que pueden facilitar su conocimiento.
Figura 2. Estructura Organizacional Sector Energético
Figura tomada de www.eeb.com.co
1.3.1 Ministerio de Minas y Energía – MME. El Ministerio de Minas y Energía es una
entidad pública de carácter nacional que tiene como responsabilidad entre otras,
administrar los recursos naturales no renovables del país asegurando su mejor y mayor
utilización; así como la regulación de los mismos con el fin de garantizar su
abastecimiento3.
3
www.minminas.gov.co. [Recuperado el 08 de octubre de 2011]
26
Algunas de sus funciones respecto a las empresas de servicio público son:
- Establecer los requisitos técnicos que deben cumplir las empresas.
- Elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio
público que debe tutelar el ministerio.
- Identificar el monto de los subsidios que debería dar la Nación para el respectivo servicio
público.
- Recoger información sobre las nuevas tecnologías, y sistemas de administración en el
sector.
- Impulsar bajo la dirección del Presidente de la República, y en coordinación con el
Ministerio de Relaciones Exteriores, las negociaciones internacionales relacionadas con el
servicio público pertinente.
- Desarrollar y mantener un sistema adecuado de información sectorial, para el uso de las
autoridades y del público en general.
1.3.2 Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG. “Constituida desde 1994
como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, cuando el
Gobierno Nacional a través de las leyes 142 y 143 creó las Comisiones de Regulación, con
el fin de regular las actividades de los servicios públicos y cuyo objetivo es lograr que los
servicios de energía eléctrica, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) se presten al
mayor número posible de personas, al menor costo posible para los usuarios y con una
27
remuneración adecuada para las empresas que permita garantizar calidad, cobertura y
expansión”4.
La CREG está conformada por el Ministro de Minas y Energía, quien la preside; el
Ministro de Hacienda y Crédito Público; el Director del Departamento Nacional de
Planeación; cinco Comisionados Expertos nombrados por el Presidente de la República por
períodos de cuatro años y el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, quien
participa con voz pero sin voto.
De acuerdo con las leyes 142 y 143 de 1994 las siguientes funciones han sido asignadas a la
Comisión de regulación de Energía y Gas:
- Preparar proyectos de ley para someter a la consideración del gobierno, y recomendarle la
adopción de los decretos reglamentarios que se necesiten.
- Someter a su regulación, a la vigilancia del Superintendente, y a las normas que esta ley
contiene en materia de tarifas, de información y de actos y contratos, a empresas
determinadas que no sean de servicios públicos.
1.3.3 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Es un organismo de
carácter técnico. Creado por la Constitución de 1991 para que, por delegación del
Presidente de la República, ejerza el control, la inspección y la vigilancia de las entidades
prestadoras de servicios públicos domiciliarios.
Entre sus funciones están:
- Sancionar a las entidades encargadas de prestar servicios públicos domiciliarios cuando
no cumplen las normas a que están obligadas.
4
www.creg.gov.co. [Recuperado el 08de octubre de 2011]
28
- Vigilar y controlar que las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios
cumplan con la Ley 142 de 1994, con sus normas reglamentarias y las que expidan las
Comisiones de Regulación. Que se cumplan los contratos de condiciones uniformes
celebrados entre las empresas de servicios públicos y los usuarios.
1.3.4 Unidad de Planeación Minero Energética – UPME. La Unidad de Planeación
Minero Energética UPME es una Unidad Administrativa Especial del orden Nacional, de
carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, regida por la Ley 143 de 1994 y
por el Decreto número 255 de enero 28 de 2004.
Su objetivo es planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con las
entidades del sector minero energético, tanto entidades públicas como privadas, el
desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, producir y divulgar la
información minero energética requerida 5.
Entre algunas de sus funciones se encuentran:
- Elaborar y actualizar el Plan Nacional Minero, el Plan Energético Nacional, el Plan de
Expansión del sector eléctrico, y los demás planes sub sectoriales, en concordancia con el
Plan Nacional de Desarrollo.
- Establecer y operar los mecanismos y procedimientos que permitan evaluar la oferta y
demanda de minerales energéticos, hidrocarburos, energía y determinar las prioridades para
satisfacer tales requerimientos, de conformidad con la conveniencia nacional.
- Desarrollar análisis económicos de las principales variables sectoriales y evaluar el
comportamiento e incidencia del sector minero energético en la economía del país. 5
www.upme.gov.co. [Recuperado el 09 de octubre de 2011]
29
- Evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes y usos energéticos
no convencionales. - Evaluar la rentabilidad económica y social de las exportaciones de los recursos mineros y
energéticos.
1.3.5 Consejo Nacional de Operación. Organismo consultor y de asesoría no adscrito a
ninguna entidad del Estado, creado con la Ley 143 de 1994. Su función principal es
acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación del sistema interconectado
nacional sea segura, confiable y económica y ser el ejecutor del Reglamento de Operación.
1.3.6 Comité Asesor de Comercialización. Creado mediante la Resolución 68 de 1999
por la CREG para asistirla en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del
mercado mayorista de energía.
1.3.7 Centro Nacional de Despacho – CND. Dependencia encargada de la planeación,
supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión
y transmisión del Sistema Interconectado Nacional - SIN. Está igualmente encargado de
preparar el despacho de generación y dar las instrucciones de coordinación a los distintos
agentes que participan en la operación del SIN, con el fin de tener una operación
económica, segura, confiable y ceñida al reglamento de operación y a todos los acuerdos
del Consejo Nacional de Operación6.
6
Unidad de Planeación Minero Energética. (Julio del 2004). Una visión del Mercado eléctrico colombiano. P.
2-12. [Recuperado el 12 de octubre de 2011].
http://www.upme.gov.co/Docs/Vision_Mercado_Electrico_Colombiano.pdf
30
1.3.8 Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC. Dependencia
encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo;
de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía
transados en la Bolsa por generadores y comercializadores; del mantenimiento de los
sistemas de información y programas de computación requeridos; de la gestión de cartera y
del manejo de garantías; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento
adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales - SIC. Para realizar estas operaciones el
ASIC celebra un contrato de mandato con cada agente inscrito en el mercado 7.
1.3.9 Liquidador y Administrador de Cuentas de cargos por Uso de las Redes del SIN
-LAC-. Dependencia que participa en la administración del MEM, encargada de liquidar y
facturar los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean
asignadas, de determinar el ingreso regulado a los transportadores y de administrar las
cuentas que por concepto del uso de las redes se causen a los agentes del mercado
mayorista.
1.4 CAPACIDAD INSTALADA
El suministro eléctrico en Colombia depende del Sistema de Interconexión Nacional (SIN)
y varios sistemas locales aislados en las Zonas No Interconectadas (ZNI). El SIN
comprende la tercera parte del territorio y provee cobertura al 96% de la población. El
sistema ZNI cubre las partes restantes del territorio nacional y provee servicio solamente al
4% de la población. Treinta y dos grandes plantas hidroeléctricas y treinta estaciones de
energía térmica proveen electricidad al SIN. Por otra parte, el ZNI es servido
principalmente por pequeños generadores diésel, muchos de los cuales no están en buenas
condiciones de funcionamiento. Actualmente, se estima la siguiente capacidad instalada por
fuente energética:
7
Op. Cit.
31
Tabla 2. Capacidad Instalada por Fuente Energética a Dic. 2010
Tomada de www.xm.com.co
32
2. CAMARA DE RIESGO CENTRAL DE CONTRAPARTE
La Cámara de Riesgo Central de Contraparte de Colombia S.A. (CRCC) – es una entidad
inspeccionada y vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia, cuyo certificado
de autorización para desarrollar las actividades señaladas en el artículo 15 de la Ley 964 de
2005 y en el Decreto 2893 de 2007 le fue dado el 12 de junio de 2008 mediante la
Resolución 0923 de 2008. El objeto social de la Cámara de Riesgo está reglamentado en
las disposiciones de la Ley 964 de 2005 “Ley del Mercado de Valores” y en los Decretos
1456 y 2893 de 2007 y 1796 y 1797 de 2008.
El objeto social principal de la Cámara de Riesgo es la prestación del servicio de
compensación como contraparte central de operaciones, con el propósito de reducir o
eliminar los riesgos de incumplimiento de las obligaciones derivadas de las mismas.
La Cámara de Riesgo puede interponerse como contraparte directa y/o administrar la
Compensación y Liquidación de diferentes tipos de operaciones como lo son las
operaciones de contado, a plazo de cumplimiento efectivo o de cumplimiento financiero,
repos, carrusel, transferencia temporal de valores, ventas en corto, simultáneas, operaciones
sobre derivados, celebradas o registradas en las bolsas, los sistemas de negociación, el
mercado mostrador o cualquier otro mecanismo autorizado por el Reglamento de la
Cámara. Dadas las características de la Cámara de Riesgo, esta permite superar los retos de
coordinación y administración de riesgos en un mercado colombiano con una creciente
diversidad de participantes locales como internacionales, para un conjunto de instrumentos
financieros cada vez más complejos.
Con la CRCC se completa la cadena de valor de la infraestructura del mercado de
capitales, lo que permite optimizar la eficiencia y reducir los riesgos de contraparte de las
obligaciones de las operaciones transadas.
33
La creación de las Cámaras de Riesgo Central de Contraparte son la solución a los
problemas financieros a nivel mundial, que entre otros ocasionaron la Recesión del 20072009; brindándole a los mercados derivados mayor transparencia, mejores garantías y un
adecuado manejo contable y operativo a nivel internacional. A nivel nacional, desde su
inicio en operación en el año 2008, sus volúmenes son moderados, pero con una
perspectiva de crecimiento importante, destacándose el dinamismo de los derivados de TES
y Operaciones de Tasa de Cambio.
2.1 MARCO JURIDICO
El marco jurídico de la Cámara de Riego Central de Contraparte S.A. está dado por las
siguientes disposiciones:
- Ley 964 de 2005: donde se crean las cámaras de riesgo central de contraparte.
- Decreto 2863 de 2007: donde se reglamentan las cámaras de riesgo central de contraparte
y se dictan otras disposiciones.
- Decreto 1796 de 2008: en la cual se reglamentan las operaciones con instrumentos
financieros derivados y productos estructurados. Establece régimen prudencial para los
derivados.
- Decreto 1797 de 2008: la cual regula para efectos tributarios, el régimen de las cámaras
de riesgo central de contraparte y algunas operaciones sobre derivados.
2.2 COMPOSICION ACCIONARIA
34
El artículo 16 de la Ley 964 de 2005, establece: “Socios. Podrán ser socios de las Cámaras
de Riesgo Central de Contraparte los intermediarios de valores, los establecimientos de
crédito, las compañías de seguros, las sociedades de servicios financieros, las sociedades de
capitalización, las sociedades administradoras de sistemas de negociación, las bolsas de
valores, las bolsas de productos agropecuarios, agroindustriales o de otros commodities, los
intermediarios de estas últimas y los depósitos centralizados de valores. El Gobierno
Nacional podrá establecer por vía general que otras personas, en adición a las señaladas en
el presente artículo, podrán ser socias de las Cámaras de Riesgo Central de Contraparte.”
2.3 FUNCIONES PRINCIPALES
Las principales actividades y funciones de la Cámara de Riesgo son:
- En las operaciones aceptadas por la Cámara como contraparte central, está constituirse
como acreedora y deudora recíproca de los derechos y obligaciones que deriven de
operaciones que hubieren sido previamente aceptadas para su compensación y liquidación,
asumiendo tal carácter frente a las partes en la operación de forma irrevocable, quienes a su
vez mantendrán el vínculo jurídico con la contraparte central y no entre sí.
- Realizar la gestión de riesgo para el adecuado funcionamiento de la Cámara y el Sistema.
- Exigir a los Miembros, respecto de las Operaciones Aceptadas por la Cámara como
contraparte, los dineros y Activos que le permitan el cumplimiento de las obligaciones
originadas en tales operaciones.
- Calcular, exigir, recibir y administrar las Garantías otorgadas por los Miembros y por los
Terceros Identificados.
35
Figura 3. Gobierno Corporativo de la CRCC
Figura tomada de la presentación “Seminario de Actualización en Materia de Derivados Estandarizados” de la
CRCC
2.4 ESTRUCTURA DE PARTICIPANTES
2.4.1 Miembros Liquidadores (Generales e individuales):
- Acceso directo a los mercados.
- Contraparte directa de la CRCC.
- Responsables de administrar el riesgo de los Miembros no liquidadores y Terceros a
quienes prestan el servicio de compensación y liquidación.
Están conformados por:
- Bancos
- Corporaciones Financieras
- Sociedades Comisionistas de Bolsa
36
Miembros liquidadores Generales aprobados:
- Bancolombia
- Banco Davivienda
- Banco de Bogotá
- Banco de Occidente
- BBVA Colombia
- Interbolsa
Miembros liquidadores individuales aprobados:
- Afin
- Alianza Valores
- Correval
- JP Morgan Corporación Financiera
- Serfinco
- Ultrabursatiles
2.4.2 Miembros no Liquidadores
- Entidades sujetas a inspección y vigilancia de la Superfinanciera.
- Entidades públicas legalmente facultadas.
- Ministerio de Hacienda.
- Banco de la Republica.
- Acceso directo a los mercados.
- Contraparte indirecta de la CRCC.
- Administra el riesgo de los terceros por quien compensa y liquida operaciones.
2.4.3 Terceros:
37
- Personas naturales o jurídicas que acceden al mercado y a los servicios de la CRCC a
través de los Miembros.
- Responsables de cumplir ante su Miembro.
Figura 4. Estructura de Participantes de la CRCC
Figura tomada de la presentación “Seminario de Actualización en Materia de Derivados Estandarizados” de la
CRCC
2.5 PRINCIPALES RIESGOS DE LA CRCC
- Riesgo de Crédito de Contraparte
- Riesgo de Liquidez
Estos riesgos son mitigados a través de los anillos de seguridad de la CRCC y de la
liquidación y compensación diaria.
38
Figura 5. Anillos de Seguridad de la CRCC
Figura tomada de la presentación “Seminario de Actualización en Materia de Derivados Estandarizados” de la
CRCC
2.5.1 Condiciones de los Miembros Liquidadores Sólidos:
a. Patrimonio Técnico Mínimo:
- Miembro Liquidador General : $71.096.737.374
- Miembro Liquidador Individual: $11.330.480.178
b. Evaluación Financiera Y operativa
Figura 6. Evaluación financiera y operativa
39
Figura tomada de la presentación “Seminario de Actualización en Materia de Derivados Estandarizados” de la
CRCC
c. Calificación Cuantitativa
- C Solvencia
- A Calidad de Cartera
- M Índice calidad Administrativa
-E
ROA
-L
Activos restringidos/Activos Totales
2.5.2 Límites de Operación
Cuando la Cámara de Riesgo acepta a un Miembro Liquidador se interpone como
contraparte central en sus operaciones de Derivados Estandarizados aprobados.
La Cámara de Riesgo le otorga unos límites de operación:
40
- Límite Operativo Diario:
Es la máxima exposición de riesgo que un Miembro puede tener sin garantía directa ante la
Cámara durante la jornada de negociación.
LOD = 1% Patrimonio Técnico + Otras garantías depositadas
Consumo del LOD:
Se consume en la medida en que aumenta la posición de cada cuenta y se libera en la
medida en que el Miembro Liquidador incremente voluntaria o por solicitud de la Cámara
sus garantías
ROD = Garantías exigidas – Garantías diarias
- Límite de Posición Abierta:
Limita el importe máximo generado hacia el Miembro por un llamado a garantías
extraordinarias, incluyendo todas las cuentas que éste compensa y liquida.
LPA = 8% Patrimonio Técnico + Garantías extraordinarias para ampliación del limite
- Consumo del LPA:
Riesgo de Posición Abierta (RPA)
Se calcula simulando el valor de las garantías más P&G que el Miembro tendría que poner
ante un cambio en los precios ante situaciones de estrés.
- El nivel de garantías solicitada debe ser suficiente y se debe actualizar a condiciones de
41
mercado.
- Metodología para calcular el valor de las garantías diarias:
- Volatilidad Histórica – Precios Intradía
- Intervalos de confianza: 99%
- Horizonte de tiempo: 2 días
- Límite de Obligación Latente de Entrega (LOLE):
Es el límite que controla el riesgo asumido por la Cámara frente a los Miembros, de sus
terceros o de las de sus Miembros no Liquidadores con posiciones Abiertas de venta de
contratos con Liquidación al Vencimiento por Entrega.
- Se establece un LOLE del 30% controlable a partir de 3 semanas antes del día de
vencimiento.
- Se utilizaran para el cálculo del LOLE los tres meses anteriores al primer día del mes de
vencimiento del contrato.
- Garantías al día
- Las acciones que sean activos subyacentes de un contrato derivado admisible por la
cámara, únicamente se podrán constituir como garantía diaria para garantizar posiciones
abiertas en contratos futuros sobre acciones.
- Para que las acciones puedan utilizarse como garantía diaria favor de una cuenta, dicha
cuenta deberá cumplir con algunos requisitos:

La cuenta deberá destinarse únicamente al registro de operaciones de contratos de
futuros sobre acciones.

El miembro informara de esta condición a la cámara a través del administrador
42
designado por el miembro.
- Como máximo se podrán constituir garantías diarias en acciones (para cubrir los
requerimientos de garantías diarias de la cuenta), por el 30% del promedio diario del valor
negociado en el mercado de contado de la acción correspondiente durante el mes
inmediatamente anterior.
- Garantías Extraordinarias
La Cámara de Riesgo controla en línea la fluctuación de precio de los activos que
compensa y liquida con el fin de hacer seguimiento a la necesidad de generar un llamado a
garantía extraordinaria (llamado a margen).
SI: (Ultimo precio/Precio cierre (t-1)) -1 >= 75% Fluctuación Total
- Riesgo de liquidación bancaria y de custodia

Mitigado a través de la liquidación y compensación a través del sistema de pagos de
Banrep.

Interfases depósitos DCV y DVL.
-Riesgo Legal

Mitigado por el marco legal actual.
-Riesgo Operativo

SARO

Infraestructura Tecnológica se ha diseñado para tener los mínimos puntos de falla.
43
Ofrece confidencialidad,
integridad y disponibilidad de todos los componentes
tecnológicos.
2.6 BENEFICIOS DE LA CRCC
- Mercado

Incrementa la transparencia en el mercado.

Facilita la negociación anónima.

Mejora la liquidez de los mercados en los que opera.

Abre las múltiples posibilidades de nuevos negocios y productos (instrumentos de
cobertura).
- Riesgo

Distribuye y monitorea el riesgo.

Mitiga el riesgo sistémico del mercado.

Libera líneas de crédito y requerimientos de capital por las operaciones que compensa,
gracias a sus riesgos de contraparte cero.

Contribuye a la valoración diaria y justa a precios de mercado de las posiciones
abiertas.

Administra el riesgo a nivel de cliente final (Titular-Cuenta).
- Operaciones

Garantiza el incumplimiento de todas las operaciones.

Incrementa la eficiencia en la administración de efectivo al liquidar por neto.

Imprime transparencia al proceso de cumplimiento de operaciones.
44
2.7 PRODUCTOS
El mercado de derivados estandarizados comienza el 1 de septiembre de 2008 ofreciendo
los siguientes productos:
– Derivados Estandarizados BVC:

Futuro sobre TES 2,5 y 10 años

Futuro sobre TRM

Futuros sobre Acciones de Ecopetrol y Preferencial Bancolombia

Futuro sobre TRS

Colcap
– Derivados Estandarizados Derivex:

Futuro sobre Energía Eléctrica
– Derivados No Estandarizados negociados en el Mercado Mostrador :

NDF FXFW USD/COP
45
3. XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A ESP
XM Compañía de Expertos en Mercados S.A ESP es una filial del grupo empresarial ISA,
encargada de prestar los servicios de planeación y coordinación de la operación de los
recursos del Sistema Interconectado Nacional y la administración del sistema de
intercambios comerciales de energía eléctrica en el Mercado Mayorista, así como la
liquidación y administración de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado
nacional. Igualmente, presta servicios especializados afines para diferentes sectores
productivos del país y la región.
XM tiene a su cargo las Transacciones Internacionales de Electricidad de corto plazo con el
Ecuador -TIE-, las cuales empezaron el 1 de marzo de 2003 con la entrada en operación de
la línea de interconexión a 230 kV entre las subestaciones Jamondino (Colombia) y
Pomasqui (Ecuador).
XM también puede desarrollar tanto en el ámbito nacional como internacional, las
actividades relacionadas con la operación de sistemas de energía eléctrica y gas, la
administración de sus mercados y la liquidación y administración de los cargos por uso de
las redes de transporte de energía eléctrica y gas; y la administración de mercados de
derivados financieros que tengan como activo subyacente energía eléctrica o gas,
incluyendo sistemas de compensación. Igualmente, presta servicios especializados afines
relacionados con la tecnología y el conocimiento adquirido en el ejercicio de sus
actividades8.
8
www.xm.com.co. [Recuperado el 14 de octubre de 2011].
46
3.1 GOBIERNO CORPORATIVO
Los socios de XM son:
- Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. ISA: empresa matriz del grupo ISA, compuesta por
capitales privados y públicos, vinculada al Ministerio de Minas y Energía. En la actualidad
es la empresa más grande del mercado colombiano en transporte de energía eléctrica, cuya
principales actividades es la administración, operación y transporte de energía en el
territorio nacional. ISA es propietaria del 70% del Sistema de Transmisión Nacional –STN-
- Bolsa de Valores de Colombia S.A. -BVC-.
- Fondo de Empleados –FEISA-. : es un fondo del sector solidario, cuya actividad principal
es administrar los recursos financieros para entregar productos y servicios a la comunidad.
Sus principales objetivos son captar recursos de aportes sociales y ahorros de sus asociados,
otorga créditos, desarrolla actividades dirigidos a la educación, a la solidaridad ya
recreación.
- La Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico
.CIDET-. : Es una asociación de derecho privado, sin ánimo de lucro, con participación
mixta de personas jurídicas y naturales del sector público y privado nacionales o extranjeras
relacionadas con el Sector Eléctrico Colombiano que tienen afinidad con la prestación del
servicio de energía eléctrica; los proveedores de los insumos necesarios para su desarrollo;
el sector académico y de formación profesional y las asociaciones de profesionales
relacionadas con sus actividades. Tiene su sede en Medellín y presta sus servicios a nivel
nacional e internacional. Los asociados del CIDET se han afiliado para impulsar y fomentar
el desarrollo de las empresas del sector eléctrico mediante la promoción de la investigación,
la certificación de productos del sector eléctrico y de los sistemas de calidad, la
capacitación y transferencia tecnológica 9.
9
www.cidet.com.co. [Recuperado el 14 de octubre de 2011]
47
- La Financiera Energética Nacional S.A.-FEN-. : La Financiera Energética Nacional S.A.
FEN tiene por objeto principal ser el organismo financiero y crediticio del sector
energético. Son entidades del sector energético todas aquellas personas de derecho público
o de derecho privado cuyo objeto sea:
1. La generación, transmisión o distribución de energía eléctrica.
2. La exploración y explotación del carbón, de los minerales radiactivos y de otros
minerales generadores de energía,
3. La exploración, explotación, refinación y distribución de hidrocarburos y sus derivados.
4. La producción y utilización de equipo generador de energía mediante el uso de fuentes
no convencionales.
5. La producción de bienes y prestación de servicios para las entidades del sector
energético10.
La composición accionaria de XM está dada de la siguiente manera, ISA con 99,73%, BVC
con 0,067%, FEISA con 0,067%, CIDET con 0,067% y FEN con 0,067%.
3.2 ESTRUCTURA DE MERCADO
El mercado eléctrico colombiano está dado por la libre oferta y demanda de los distintos
participantes, donde se encuentran los Generadores, los Transmisores, Distribuidores y
Comercializadores.
10 www.fcn.com.co. [Recuperado el 15 de octubre de 2011]
48
Lo Generadores de energía pueden ser públicos y/o privados, y deben estar integrados al
sistema de interconectado para poder participar en el Mercado de Energía Mayorista –
MEM-. De tal forma que los comercializadores y potenciales consumidores contratan entre
si la energía eléctrica con los generadores, pactando un precio libre entre las partes
contratantes.
La operación y la administración del mercado la realiza XM, el cual tiene a su cargo las
funciones de Centro Nacional de Despacho -CND-, Administrador del Sistema de
Intercambios Comerciales -ASIC- y Liquidador y Administrador de Cuentas de cargos por
Uso de las Redes del SIN -LAC-11.
3.2.1 Como se Asigna el Precio en la Bolsa?. “La Bolsa funciona en el corto plazo bajo
el mecanismo de precio marginal, cuyo objetivo principal es minimizar el costo total de la
generación necesaria para atender el mercado. Es decir, asignan la energía entre los
generadores por orden de menor a mayor costo variable. La demanda es inelástica y asume
un rol pasivo en la formación de precios. A nivel operativo, los generadores hacen ofertas
del precio al cual están dispuestos a vender su energía para cada hora del día y el despacho
de los generadores se hace por orden de mérito hasta que se logre un balance entre la
cantidad demandada y ofrecida. El precio de bolsa resultante es el precio ofertado por la
última unidad que salió despachada, por la unidad despachada al margen. Este precio se
paga a todos los generadores exitosos.
Cuando el agente del MEM alcanza una cantidad mayor a la contratada o demandada,
según lo establecido en el contrato, su diferencia es vendida o liquidada respectivamente a
precio de bolsa; y por ende se expone a las fluctuaciones en el mismo, esa mayor cantidad
contratada o demandada hace que en el mercado se presenten excesos o faltantes de
11
www.xm.com.co. [Recuperado el 14 de octubre de 2011]
49
energía”12.
3.2.2 Formación del Precio en Bolsa. En los mercados a plazo de electricidad, los
contratos de compra venta se celebran con días, semanas, meses o años de antelación a la
entrega física de la energía.
El día anterior a la generación y consumo de la energía, conocido como T-1, los agentes
intercambian energía y ajustan sus posiciones para cada hora del día D, comprando y
vendiendo energía en los mercados intradiarios a través del Operador del Mercado Eléctrico
XM. El mercado diario está conformado por 24 productos diferentes correspondientes al
intercambio de energía para cada una de las horas del siguiente día.
Los agentes tienen dos posibilidades: comprar o vender a plazo o comprar o vender en el
mercado diario. El mercado a plazo precede al diario porque la entrega física de la energía
se hace con un plazo posterior a las 24 horas siguientes (semanas, meses, años) del
intercambio de contratos de compra- venta.
La cantidad de energía contratada por un generador en Colombia no tiene límites,
permitiéndole a este aumentar o disminuir su exposición al riesgo de precio de mercado, de
tal forma que si vende en el largo plazo más de la cantidad generada tendrá que salir al
mercado diario a comprar el faltante de energía para cumplir con sus obligaciones y en caso
contrario si vende menos de lo que genera, sus excedentes podrá venderlos en el mercado
diario.
El precio diario de la bolsa de Energía está dado por los excesos, faltantes, restricciones y
expectativas futuras de la disponibilidad de energía.
12
www.derivadosenergeticos.com. [Recuperado el 14 de octubre de 2011]
50
3.2.3 Formación de Precios en el Mercado Diario (Bolsa). El día anterior al de la
entrega de la energía, compradores y vendedores celebran intercambios de energía para
cada una de las horas del día siguiente, presentando sus ofertas y demandas antes XM,
quien con base a esta información construye las curvas de oferta y demanda para cada hora
del día siguiente; de esta gestión resulta el precio para cada hora del día siguiente,
creándose los contratos para la entrega de energía.
La oferta de cada generador representa la cantidad de energía dispuesto a vender partiendo
de un precio mínimo, por esto se dice que las ofertas son de tipo marginal ya que todos los
generadores calzados recibirán un mismo precio.
El precio de la hora h del día D, es el resultado de la intersección de la curva de oferta y
demanda de electricidad para esa hora del día, dando como resultado el calce entre las
ofertas de compra y las ofertas de venta. Finalmente el precio diario de la bolsa, se calcula
con el promedio aritmético ponderado de los precios calzados durante las 24 horas del día
como se muestra en la siguiente gráfica.
Gráfica 1. Formación del Precio Diario TX1
Tomada de la presentación “Características y usos del Contrato Futuro de Electricidad Mensual” de la BVC.
51
3.2.4 Formación del Precio en el Mercado a Plazos. Básicamente el precio del mercado
a plazo depende de las expectativas de los agentes acerca del precio del mercado diario, de
esta forma los factores que influyen sobre el precio del mercado a plazo son los mismos que
influyen sobre el precio del mercado diario; influenciado por el lado de la oferta, entre
otros factores por las reservas hidráulicas, precios de los combustibles y la disponibilidad
de las plantas.
Las ofertas de compra y venta además de contemplar la evolución de los factores
anteriormente enunciados, incorporan una prima de riesgo que refleja la incertidumbre ante
la falta de liquidez y previsiones de alguno de los agentes del mercado.
El conjunto de posibles precios a los que se podría negociar la energía en distintos plazos
futuros se conoce como “curva forward” la cual varía de acuerdo a las expectativas de los
agentes sobre los factores que determinan el precio de mercado diario.
3.3 TIPOS DE CONTRATOS NEGOCIADOS EN EL MERCADO A PLAZOS
Son acuerdos comerciales, bilaterales, para la compra-venta de energía entre Generadores y
Comercializadores, para atender parcial o totalmente los compromisos comerciales del
agente comprador que participa en el MEM.
3.3.1 Pague lo Contratado (Take or Pay). El comprador se compromete a pagar toda la
energía contratada a una determinada tarifa, independiente de que ésta se consuma
efectivamente. Si el consumo es mayor que la energía contratada, la diferencia se paga al
precio de la bolsa correspondiente. Si el consumo es menor que la energía contratada, este
excedente se le paga al comercializador al precio de la bolsa correspondiente.
52
3.3.2 Pague lo Contratado Condicional. Tipo de contrato, que en caso de ser despachado,
tiene el tratamiento que se le da a un contrato “Pague lo demandado”. Este contrato solo se
despacha sí, con base en el precio orden de méritos, se requiere total o parcialmente para
atender la demanda del comercializador, si el consumo es menor que la energía contratada,
este excedente se le paga al comercializador al precio de la bolsa correspondiente.
3.3.3 Pague lo Demandado (Pay as Demand). Son contratos suscritos para cubrir la
demanda comercial del agente comercializador. Las cantidades sólo se conocen al momento
de calcular la demanda total del agente comprador. El Vendedor asume el riesgo de cambio
en la demanda. En este tipo de contratos, el comprador sólo paga a precio de contrato su
consumo, siempre que éste sea inferior o igual a la cantidad de energía contratada; pero, si
el consumo es superior a lo contratado, la diferencia se liquida a precio de Bolsa. Se resalta
que el contrato se asigna como máximo hasta la cantidad especificada en el mismo, y se
asigna luego de los contratos tipo lo contratado. En este tipo de contratos, el usuario podrá
definir los precios, en $/kWh, a los cuales ofrece su energía y la cantidad máxima en
potencia (MW), que está dispuesto a vender, este valor corresponde al tope para ese tipo de
contratos. Contrato a Posteriori: este contrato se asigna después de los contratos pague lo
contratado y atiende el resto de la demanda sin límite del comercializador.
3.3.4 Contrato Pague lo Generado. Es aquel contrato en el que el generador, asigna como
contrato el valor de su generación real y se entrega en esa cantidad el contrato con el
comercializador; se asigna como un contrato pague lo contratado, en la generación real.
3.3.5 Contrato Generación Disponible. El generador se compromete a entregar como
valor máximo su disponibilidad real sin exceder la demanda del comercializador. Este,
representa una forma de contrato del tipo pague lo contratado.
53
3.3.6 Contrato de Disponibilidad comercial. El generador se compromete a entregar
como valor máximo su disponibilidad comercial sin exceder la demanda del
comercializador. Al igual que al anterior, es un contrato del tipo pague lo contratado.
3.3.7 Contratos No Regulados. La cantidad del contrato corresponde al valor de la
demanda con unas fronteras comerciales específicas; después de la determinación de la
magnitud del contrato, se asigna como uno del tipo pague lo contratado.
3.3.8 Contratos a plazo. Son denominados Forward en la terminología inglesa, se
acuerdan con una fecha de suministro en el futuro: desde el mediano al largo plazo; el
suministro se produce durante el plazo de tiempo que se requiera. Su diferencia con los
futuros, es que los forwards no son estandarizados y no tienen garantías que ofrecen los
contratos de futuros.
3.3.9 Despacho de los Contratos por SIC. Primero se asignan los contratos que
establezcan obligaciones de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (Pague
lo Contratado); Después se asignan los contratos que establezcan obligaciones de
suministro y pago de cantidades fijas de energía firme por orden de mérito a partir del
menor precio unitario por KWh (Pague lo contratado Condicional) Finalmente se asignan
los contratos por orden de mérito a partir del contrato de menor precio (Pague lo
Demandado)13.
3.4 FACTORES QUE AFECTAN EL PRECIO DE LA ENERGIA
Los mercados de energía eléctrica se caracterizan por ser de bajo impacto respecto a los
13
www.derivadosenergeticos.com. [Recuperado el 03 de octubre de 2011]
54
ciclos económicos y de alto impacto respecto a las condiciones de almacenamiento y
entrega.
La estructura de generación energética en Colombia está dada en un 70% por fuentes de
abastecimiento hídrico y el 30% restante por fuentes fósiles entre ellos gas y carbón. De lo
anterior se deduce que el sistema eléctrico colombiano depende del nivel de los embalses,
de tal forma que la energía no podrá generarse aun teniendo una óptima capacidad
instalada. Este nivel hídrico en los embalses es determinante en la formación de los precios
de bolsa como en los precios de los contratos.
Por otra parte, el clima también tiene gran influencia en el precio de la energía ya que en
épocas muy secas los precios pueden llegar a ser muy altos y la demanda puede necesitar
ser atendida por unidades térmicas que son una fuente más costosa de energía.
3.4.1 PATRONES
- Patrones de Mercado: Debido a la imposibilidad de almacenamiento y las limitaciones
de transporte, los precios de la energía son altamente dependientes de factores climáticos y
hábitos de la población. El hecho que la energía no sea almacenable, implica que el
balance entre la oferta y la demanda debe ser realizado en tiempo real.
- Patrones de Oferta: El sector eléctrico colombiano se caracteriza por ser hidro
dependiente, por lo cual es muy vulnerable a la escasez del recurso hídrico causado por
factores climatológicos como el fenómeno del Niño.
Los patrones climáticos en Colombia están dados por periodos: de los meses de diciembre
- abril corresponde a verano y los demás meses son asociados al invierno.
- Patrones de Demanda: La curva de la demanda de energía está compuesta en un 65%
por la demanda de los hogares y alumbrado público y en un 35% por la demanda del sector
55
industrial. Con respecto al patrón horario, se evidencia una demanda alta de energía en las
horas 19:00, 20:00 y 21:00. La demanda media se presenta entre las horas 08:00 a las
18:00 y 22:00 y una demanda baja entre la 01:00 – 07:00 y las 23:00 – 24:00.
3.5 TRANSACCIONES DEL MERCADO
Tabla 3. Variables del Mercado 2010
Tomada de www.xm.com.co
56
3.6 OPERACIÓN DEL MERCADO
Tabla 4. Variables de Operación Año 2010
Tomado de www.xm.com.co
57
4. MERCADO DE DERIVADOS DE COMMODITIES ENERGETICOS –
DERIVEX
4.1 CONTEXTO
El precio de la energía eléctrica a nivel internacional se ha caracterizado por su alta
volatilidad debido a los cambios climáticos y a la variación de los precios de los
commodities. Con el ánimo de brindar protección a las empresas generadoras y
distribuidoras de electricidad frente a dichas fluctuaciones, se desarrollaron mercados
estructurados con una serie de instrumentos que otorgan cobertura financiera a estas
empresas permitiendo a los grandes consumidores lograr una mejor gestión de riesgos
financieros al controlar sus costos de energía y mejorar su productividad.
Según XM, en momentos de alta volatilidad los precios de la electricidad han llegado a
tener variaciones hasta del 30% de un mes al otro, producidas por las alteraciones
climáticas consecuencia del fenómeno del Niño y Niña de años recientes.
En las últimas décadas, el mercado de valores en Colombia ha presentado cambios
importantes, favorecidos en parte por el mayor crecimiento económico, el fortalecimiento
del sistema financiero y la convergencia hacia una inflación baja y estable. Con la Ley 964
de 2005 se mejoró el marco regulatorio correspondiente al mercado de valores al
representar mayor seguridad jurídica, transparencia y mejores prácticas de gobierno
corporativo mientras que con el Decreto 1796 de 2008, se sentaron las bases para
implementar un sistema estandarizado de derivados en Colombia.
58
4.2 CREACION DE DERIVEX
En 2005 El Congreso Nacional promulgó la Ley del Mercado de Valores, Ley 964 de 2005
que faculta al gobierno de la república a reconocer la calidad de valor de los contratos y los
derivados financieros que tengan como subyacente energía eléctrica o gas combustible. Por
su parte, el artículo 16 del Decreto 2893 de 2007 expresa que dichos contratos quedan
inscritos de forma automática en el RNVE. Esta normatividad se creó con el fin de
promover nuevos productos, servicios y una mayor eficiencia en el mercado de valores de
Colombia.
Como resultado de la alianza estratégica realizada entre la Bolsa de Valores de Colombia
S.A y XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P, se formalizó en mayo de 2008
la iniciativa de creación de un mercado de derivados energéticos en Colombia, cuyo objeto
social seria la administración de un sistema de negociación de operaciones sobre
instrumentos financieros derivados, cuyos activos subyacentes sean energía eléctrica, gas
combustible y/u otros commodities energéticos, y de registro de operaciones sobre dichos
instrumentos.
Dos años después en junio de 2010 se constituye DERIVEX y en septiembre del mismo
año, la Superintendencia Financiera de Colombia aprueba su reglamento y licencia de
funcionamiento; iniciando las operaciones de este mercado el 4 de octubre de 2010.
Según el reglamento General de DERIVEX, “el mercado de derivados estandarizados de
commodities energéticos, es un conjunto de actividades, acuerdos, miembros, normas,
procedimientos, sistemas de negociación y de registro, y mecanismos que tiene por objeto
la inscripción de Contratos de Derivados de Commodities Energéticos y la celebración o
registro de Operaciones sobre los mismos por parte de los Miembros del Mercado de
Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos, de conformidad con lo dispuesto
en el presente Reglamento”.
59
Para darle un mayor alcance al entendimiento del objeto social de este mercado se procede
a explicar algunos conceptos:
- Instrumento financiero derivado. “Es una operación cuya principal característica consiste
en que su precio justo de intercambio depende de uno o más subyacentes y su
cumplimiento o liquidación se realiza en un momento posterior. Dicha liquidación puede
ser en efectivo, en instrumentos financieros o en productos o bienes transables, según se
establezca en el contrato o en el correspondiente reglamento del sistema de negociación de
valores, del sistema de registro de operaciones sobre valores o del sistema de compensación
y liquidación de valores.14”
- Derivados de Energía: Contrato a plazo cuyo valor depende implícita o explícitamente del
valor del subyacente (por ejemplo, precio spot de electricidad) en la fecha de
vencimiento15.
Algunas de las principales funciones de DERIVEX son:
- Administrar los Mercados de Futuros y Opciones sobre subyacentes energéticos
- Diseñar e Inscribir los contratos
- Proveer la infraestructura y plataforma de negociación
- Brindar educación al mercado
- Vigilar adecuada formación de precios
- Reglamentar y realizar Seguimiento al Mercado
- Administrar Información del Mercado
14
Derivex. (s.f). Presentación Mercado de Derivados de Commodities Energéticos. (2010). [Recuperado el
06 de septiembre de 2011].
http://www.derivex.com.co/Capacitaciones/Paginas/MemoriasdeCapacitacionesySeminarios
15
Martin, M. J. (15 de abril de 2008). [Recuperado el 03 de octubre de 2011]. http://www.cne.es/cgibin/BRSCGI.exe?CMD=VEROBJ&MLKOB=559783132727
60
4.3 COMPOSICION ACCIONARIA
Los accionistas de DERIVEX son:
4.3.1 Bolsa de Valores de Colombia – BVC. Institución que impulsa el desarrollo y
crecimiento del mercado de activos financieros en el país. La Bolsa de Valores de
Colombia es una entidad privada que nació el 3 de julio de 2001 y contribuye al
crecimiento y desarrollo de la economía colombiana porque facilita el financiamiento de
empresas industriales, comerciales y de servicios, las cuales requieren de manera continua
recursos para adelantar su tarea productiva 16.
4.3.2 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A ESP. Empresa filial del grupo
empresarial ISA, encargada de prestar los servicios de planeación y coordinación de la
operación de los recursos del Sistema Interconectado Nacional y la administración del
sistema de intercambios comerciales de energía eléctrica en el Mercado Mayorista, así
como la liquidación y administración de los cargos por uso de las redes del sistema
interconectado nacional17.
4.3.3 Fondo de Empleados de ISA – FEISA. Entidad de Economía Solidaria basada en la
cooperación, la solidaridad y la contribución en el logro de los sueños de todos los
asociados, mediante el esfuerzo compartido y el aporte al mejoramiento de la calidad de
vida de las personas con las cuales el Fondo se involucra.
4.3.4 Internexa. Empresa de telecomunicaciones de ISA, es la compañía de
infraestructuras de conectividad y soluciones en telecomunicaciones de la región, que
impulsa el desarrollo del continente. Con más de 21.000 KM, opera la red de
telecomunicaciones terrestre más extensa de Suramérica, brindando conectividad en
Venezuela, Colombia, Ecuador, Perú, Chile y a partir de 2011, Argentina y Brasil.
16
17
www.derivex.com.co. [Recuperado el 13 de octubre de 2011]
www.xm.com.co. [Recuperado el 13 de octubre de 2011]
61
La infraestructura que opera se soporta sobre redes de transmisión eléctrica, lo que le
otorga a nuestros servicios alta disponibilidad, robustez y confianza.
Además, complementa las redes terrestres con acceso a 7 cabezas de cables submarinos y
es socia y landing-party del proyectos ARCOS I-CFX, lo que los convierte en propietarios
de capacidades en dicho sistema18.
4.3.5 Invesbolsa SAS. INVESBOLSA es una compañía de del grupo empresarial de la
BVC, orientada a realizar inversiones que viabilicen el desarrollo de los mercados de
valores donde tiene presencia el grupo19.
4.4 GOBIERNO CORPORATIVO
4.4.1 Conformación Junta Directiva. La Junta Directiva de DERIVEX está compuesta
por cinco (5) miembros principales con sus respectivos suplentes, elegidos por la Asamblea
General de Accionistas mediante el sistema de cuociente electoral quienes una vez
designados deben posesionarse ante la Superintendencia Financiera de Colombia.
4.4.2 Comité de Auditoria. Compuesto por lo menos por tres miembros de la Junta
Directiva, uno de los cuales debe ser independiente de acuerdo a los Estatutos Sociales y
normatividad vigente. Dichos miembros serán elegidos por un período de dos años.
4.4.3 Comité Técnico del Mercado. Dependiendo de los mercados del subyacente que se
encuentre en operación, DERIVEX creará uno o más comités técnicos del Mercado de
Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos.
18
19
www.internexa.com.co. [Recuperado el 13 de octubre de 2011]
www.derivex.com.co. [Recuperado el 13 de octubre de 2011]
62
Cada uno de estos comités estará conformado por el Gerente de DERIVEX o funcionario
que este designe, dos miembros con sus respectivos suplentes que son elegidos por la Junta
Directiva de DERIVEX y cuatro miembros con sus respectivos suplentes para cada uno de
los mercados del subyacente.
4.5 EL MERCADO DE ENERGIA MAYORISTA EN COLOMBIA
El mercado mayorista eléctrico colombiano surge a raíz de la reforma eléctrica dada por las
leyes 142 y 143 de 1994, en el cual participan generadores, transmisores, distribuidores,
comercializadores y grandes consumidores de electricidad o usuarios no regulados y donde
la CREG actúa como ente regulador. Cabe destacar que el suministro de energía eléctrico
en Colombia está garantizado debido a que la demanda máxima de potencia mensual (MW)
es inferior a la capacidad efectiva neta mensual (MW) tal como lo señala la siguiente
gráfica:
Gráfica 2. Capacidad Neta de Energía
Gráfica tomada del documento de Derivex titulado: Uso de la Estructura del Mercado de Derivados de
Commodities Energéticos para la Administración de un Mercado Organizado en la Contratación a Plazo de
Energía Eléctrica en Colombia.
63
4.5.1 Clases de Contratos
El mercado se divide en dos partes:
- Bilaterales con Precio Fijo – Largo Plazo: Son aquellos contratos en los cuales se fija un
precio para el pago y suministro de la energía durante cierto periodo de tiempo; el precio
del contrato se garantizará si no se presentan créditos durante la vida del mismo.
- Bilaterales Indexados a Precio de Bolsa de Energía – Corto Plazo: En este caso el precio
no está garantizado para ninguna de las partes debido a la incertidumbre de los posibles
créditos que surjan durante la vida del contrato y de la volatilidad del precio de la bolsa de
energía debido a condiciones climáticas como son el fenómeno del Niño caracterizado por
la presencia de sequías, el fenómeno de la Niña por las constantes lluvias.
Con este tipo
de contrato se pacta el precio para las 24 horas del día siguiente obligándose a participar a
todos los generadores registrados en el mercado y en el que la energía por contratos es
independiente del precio de corto plazo.
Teniendo en cuenta lo anterior, puede decirse que estando garantizado el despacho de la
energía por el sistema, el riesgo se puede generar bien sea por la calidad del crédito de la
contraparte y por el riesgo de mercado.
Lo anterior puede representarse a través de la siguiente gráfica donde bajo situaciones
normales de operación, el precio de venta para los agentes del mercado es superior al precio
de compra de bolsa de energía.
64
Figura 7. Situaciones Normales de Operación del MEM
Figura tomada del documento de Derivex titulado: Uso de la Estructura del Mercado de Derivados de
Commodities Energéticos para la Administración de un Mercado Organizado en la Contratación a Plazo de
Energía Eléctrica en Colombia.
En caso contrario, si el precio de la bolsa de energía está por encima del precio de
contratación en la venta, se representaría con la siguiente gráfica en la cual se puede
observar que aunque la energía se sigue generando y entregando; los efectos se traducen en
un aumento de los costos para los agentes del mercado y el usuario final:
65
Figura 8. Propagación del Riesgo ante el Incumplimiento de un Agente en el MEM
Gráfica tomada del documento de Derivex titulado: Uso de la Estructura del Mercado de Derivados de
Commodities Energéticos para la Administración de un Mercado Organizado en la Contratación a Plazo de
Energía Eléctrica en Colombia.
4.5.2 Clasificación de los Mercados de Derivados
Los derivados se dividen en las siguientes dos categorías dependiendo el tipo de mercado
donde se negocien:
- Mercados de Derivados No Estandarizados – OTC. “Se caracterizan por ser contratos
bilaterales, en donde las condiciones de la transacción se especifican completamente, y
única y exclusivamente entre las partes. Su principal ventaja es que el contrato puede ser
diseñado a la medida de las necesidades del inversionista. Su desventaja es que, por el
mismo hecho de ser contratos bilaterales, no siempre es fácil encontrar una contraparte
66
dispuesta a realizar el negocio. Además de la iliquidez, los derivados OTC implican asumir
el riesgo de contraparte, es decir, el riesgo de que alguno de los dos inversionistas que
suscriben el contrato entre en dificultades financieras y sea incapaz de cumplir con sus
obligaciones20”. Este es el tipo de contratación utilizado actualmente en el MEM.
- Mercados de Derivados Estandarizados. “Estos se negocian a través de mercados
organizados como son las bolsas, y bajo condiciones previamente establecidas. De esa
forma, el tipo de producto, las especificaciones del subyacente y la fecha de vencimiento de
cada contrato es determinado por la bolsa donde se transe el derivado. Así, el precio es la
única variable que debe ser determinada por el mercado.
En los derivados estandarizados, el riesgo de contraparte es inexistente debido a que la
cámara de compensación (CRCC en Colombia) se interpone entre los inversionistas que
realicen una negociación, asegurando el cumplimiento de las condiciones del contrato para
ambas partes mediante una adecuada administración de riesgos, el uso de garantías y en
última instancia, su propio capital.
La principal desventaja de los derivados estandarizados es que, debido a la estandarización,
es más difícil ajustar el producto a las necesidades específicas de cada inversionista. Sin
embargo, los beneficios en términos de alta liquidez y profundidad de los mercados, y la
eliminación del riesgo de contraparte superan ampliamente las desventajas” 21.
4.5.3 Características de los contratos futuros de electricidad
- Activo Subyacente: El futuro de electricidad tiene por subyacente el precio de las 24 horas
de todos los días del mes de expiración de la electricidad negociada en la bolsa de energía
TX1.
20
21
www.bvc.com.co. [Recuperado el 14 de octubre de 2011]
Op. Cit
67
- Unidad de negociación: Expresada en pesos por kilovatios hora ($/kWh)
- Tamaño del Contrato:
a. ELM: Tamaño del contrato: 360.000 kWh
b. ELS: Tamaño del contrato: 10.000 kWh
- Vencimiento: Mensual
- Método de Liquidación: La liquidación de las operaciones es liquidación financiera por
diferencias
- Último día de negociación: El último día de negociación para cada contrato de futuro de
electricidad es el último día hábil del mes de expiración.
- Día de vencimiento del contrato: Para cada contrato futuro de ELM y ELS, el día de
vencimiento es el segundo día hábil del mes siguiente al mes de expiración.
- Precio de liquidación al vencimiento: Es el precio promedio aritmético de los precios de
referencia del subyacente de cada uno de los días del mes de expiración. Derivex calculará
el primer día hábil del mes siguiente al vencimiento, el precio de liquidación al
vencimiento.
- Garantías: Toda operación realizada en el mercado requiere ser garantizada ante la
Cámara de Riesgo Central de Contraparte mediante TES emitidos por el Banco de la
República a tasa fija en pesos o efectivo.
El porcentaje requerido como garantía depende del número de meses al vencimiento. De
68
esta forma los contratos que venzan en el mes actual y los tres siguientes, la garantía será
del 21%, para los contratos que se venzan en los meses 5,6,7,8 la garantía será del 16%, y
para los vencimientos de los cinco meses finales será del 12%. A medida que pasa el
tiempo, las garantías se ajustarán manteniendo la estructura de plazos.
4.6 MODELO OPERATIVO DERIVEX
Figura 9. Modelo Operativo DERIVEX
Figura tomada de la presentación Derivados Financieros Sobre Commodities Energéticos de DERIVEX
69
4.7 ESTRUCTURA TARIFARIA
La tarifa que se cobra por la energía eléctrica involucra todos los agentes que intervienen en
su cadena productiva desde la generación hasta la entrega al usuario final. El transporte y
distribución de la energía son actividades caracterizadas por ser monopolios, por lo tanto
sus tarifas no son negociables y son determinadas por el ente regulador. Respecto al
componente no regulado no existe una metodología o formula que determine su precio, el
cual puede ser negociado entre los usuarios no regulados y comercializadores.
La tarifa de la energía está conformada por:
E = (G + C) + T + D + Pr + R
G = Generación
C = Comercialización
T = Transporte
D = Distribución
Pr = Perdidas Reconocidas
R = Restricciones
4.8 PROCESO DE NEGOCIACION
Tradicionalmente en Colombia la energía eléctrica ha sido negociada a través de contratos a
un plazo de entre 1 y 3 años, en los cuales el precio puede ser fijo para toda la vigencia del
contrato o una parte puede ser fija y la restante, indexada a precio de bolsa de energía;
precio que puede ser muy volátil debido a condiciones climáticas actuales y perspectivas
futuras. Es así como en presencia de sequias o fenómenos del niño, el precio en bolsa ha
superado en algunos meses los 200 $/kWh.
70
Los grandes consumidores de energía, usuarios no regulados, pueden mediante el uso de
futuros financieros cubrir el riesgo de las fluctuaciones del precio de la energía que se
puedan generar; garantizando de una parte a través de un contrato tradicional el suministro
de energía y de otra parte cubriendo el costo mediante las coberturas que ofrecen los
instrumentos financieros.
El mercado de derivados energéticos busca administrar el costo final que se paga por el uso
de la energía eléctrica a través de las herramientas que ofrece el mercado a los usuarios
permitiéndoles generar ahorros considerables en la gestión financiera de la empresa,
especialmente en aquellas en las cuales el consumo de electricidad representa un alto
porcentaje de sus costos de producción como se evidencia en algunos sectores de la
economía tales como el cementero, petrolero, siderúrgico, textil, papelero, etc
El precio negociado en bolsa, de cara a los industriales se caracteriza tanto por ser más
económico versus la contratación bilateral y por su alta volatilidad.
Con el fin de buscar un cubrimiento contra la volatilidad del precio de la energía en
aquellos periodos considerados de alto riesgo ya sea por factores climáticos, regulatorios,
de suministro de gas u otros, se intenta controlar la tarifa que paga el industrial mediante
contratos bilaterales indexados en un porcentaje a precio de bolsa.
Los derivados financieros; por sus características de estandarización, vencimientos
mensuales, facilidad de negociación y bajo costo transaccional ofrecen una alternativa
adicional que complementa la gestión financiera de la industria permitiendo reducciones
considerables en el costo de la energía eléctrica.
En la siguiente gráfica se representa el precio promedio de la energía eléctrica en los
distintos meses del año en situaciones normales y sin presencia de factores climáticos
atípicos:
71
Gráfica 3. Precio Promedio Mensual de Energía en Bolsa
Precio Promedio Mensual de Energía En Bolsa
250
$/kWh
200
150
100
50
0
Meses del Año
Fuente: Cartilla Derivex para el sector industrial 2011
A continuación se presenta un ejemplo práctico de cobertura de un industrial a través de un
contrato bilateral indexado a precio de bolsa:
Industrias B4 cubre su demanda de 720.000 kwh mediante contratos con Derivex a partir de
Noviembre de 2010 hasta octubre de 2011, teniendo en cuenta que se pronosticaba un
fenómeno del Niño para este año pero los efectos climatológicos cambian, el cliente B4 no
realiza ninguna gestión activa y decide irse hasta el vencimiento de sus contratos, bajo las
siguientes condiciones:
Tipo de contrato:
Bilateral
Duración del contrato:
12 meses
Demanda mensual de energía:
720.000 kWh
72
Inicio del contrato:
Noviembre
Final del contrato:
Octubre del mismo año
Condiciones Generales:
50% del contrato a un precio fijo de 125 $/kWh
50% del contrato indexado a precio de bolsa (precio volátil)
Esto se traduce en que el primer pago mensual de la factura de energía al comercializador
será el resultado de los siguientes componentes.
360.000 kWh mensuales a un precio 120 $/kWh
360.000 kWh mensual a un precio variable indexado a bolsa de energía.
Como usar DERIVEX:
Se trata de realizar una gestión que genere ahorro en la compra de energía garantizando el
despacho y buscando un precio menor en el costo promedio mensual de la energía. En este
caso, vamos a buscar un precio menor para el 50% del contrato que está expuesto a
cambios drásticos en bolsa de energía vs. la parte para la cual el precio ya está fijado.
La industria entonces debe comprar un contrato en Derivex para cada mes que equivale a
una carga de 360.000 kWh y de esta forma cubrir los cambios en el precio de la energía y el
riesgo en los que incurre con la porción expuesta.
Supongamos que el 03 de noviembre realizó la compra de los contratos en Derivex para los
doce meses a los siguientes precios:
73
Derivex
Fecha
$/kWh
nov-10
108
dic-10
110
ene-11
105
feb-11
109
mar-11
105
abr-11
101
may-11
90
jun-11
82
jul-11
75
ago-11
72
sep-11
69
oct-11
65
Supongamos que el precio promedio en bolsa de energía para cada uno de los meses
cubiertos en Derivex fue:
Fecha
$/kWh
Promedio Noviembre
113
Promedio Diciembre
115
Promedio Enero
108
Promedio Febrero
101
Promedio Marzo
101
Promedio Abril
95
Promedio Mayo
86
Promedio Junio
75
Promedio Julio
69
Promedio Agosto
62
Promedio Septiembre
58
Promedio Octubre
56
74
Una vez culminado el cubrimiento de la energía que se tenía en Derivex y el contrato
bilateral que se tenía con la comercializadora se evalúa el resultado de la estrategia inicial.
El resultado fue así:
Costo de la energía pactado a precio fijo = (360.000 kWh/mes * 12 meses) * 125 $/kWh
Costo de la energía pactado a precio fijo (para todo el año) = $540.000.000
Costo de la energía indexado a bolsa de energía:
Mes
Cálculo
Costo
Noviembre
360.000 kWh * 113 $/kWh =
$
40.680.000
Diciembre
360.000 kWh * 115 $/kWh =
$
41.400.000
Enero
360.000 kWh * 108 $/kWh =
$
38.880.000
Febrero
360.000 kWh * 101 $/kWh =
$
36.360.000
Marzo
360.000 kWh * 101 $/kWh =
$
36.360.000
Abril
360.000 kWh * 95 $/kWh =
$
34.200.000
Mayo
360.000 kWh * 86 $/kWh =
$
30.960.000
Junio
360.000 kWh * 75 $/kWh =
$
27.000.000
Julio
360.000 kWh * 69 $/kWh =
$
24.840.000
Agosto
360.000 kWh * 62 $/kWh =
$
22.320.000
Septiembre
360.000 kWh * 58 $/kWh =
$
20.880.000
Octubre
360.000 kWh * 56 $/kWh =
$
20.160.000
Costo de la energía indexado a bolsa de energía año: $374.040.000
El resultado de la estrategia en Derivex es el siguiente:
75
Ahorro : (Precio promedio Bolsa de Energía – Precio cubierto en Derivex) * 360.000 kWh
Mes
Cálculo
Costo
Noviembre
(113 $/kWh - 108 $/kWh) * 360.000 kWh =
1.800.000
Diciembre
(115 $/kWh - 110 $/kWh) * 360.000 kWh =
1.800.000
Enero
(108 $/kWh - 105 $/kWh) * 360.000 kWh =
1.080.000
Febrero
(101 $/kWh - 109 $/kWh) * 360.000 kWh =
(2.880.000)
Marzo
(101 $/kWh - 105 $/kWh) * 360.000 kWh =
(1.440.000)
Abril
( 95 $/kWh - 101 $/kWh) * 360.000 kWh =
(2.160.000)
Mayo
( 86 $/kWh - 90 $/kWh) * 360.000 kWh =
(1.440.000)
Junio
( 75 $/kWh - 82 $/kWh) * 360.000 kWh =
(2.520.000)
Julio
( 69 $/kWh - 75 $/kWh) * 360.000 kWh =
(2.160.000)
Agosto
( 62 $/kWh - 72 $/kWh) * 360.000 kWh =
(3.600.000)
Septiembre
( 58 $/kWh - 69 $/kWh) * 360.000 kWh =
(3.960.000)
Octubre
( 56 $/kWh - 65 $/kWh) * 360.000 kWh =
(3.240.000)
Total Ahorro: $18.720.000
Resultado final del contrato: (Costo de la energía pactado a precio fijo + Costo de la
energía indexado a bolsa de energía – Ahorro en Derivex)
Resultado final del contrato: ($540.000.000 + $374.040.000 - $18.720.000
Resultado final del contrato: $895.320.000
Por lo tanto, el precio promedio al cual la industria pagó la energía eléctrica fue de 107,95
$/kWh, un precio menor en 8,52 $/kWh de si se hubiera contratado todo el contrato
bilateral a precio fijo de 125 $/kWh.
76
Por tanto el ahorro total de la operación es $184.680.000, con respecto a un contrato
bilateral equivalente con un precio fijado a $125 para el consumo total mensual, calculado
de la siguiente forma:
Ahorro total operación = (Contrato bilateral con precio fijo – Resultado Final del Contrato)
Ahorro Total Operación = ($125 kWh * 720.000 kWh * 12) – (895.320.000)
Ahorro Total Operación = $184.680.000
4.9 COSTOS TRANSACCIONALES
Se trata de comisiones fijas que representan un mínimo porcentaje del valor total de los
contratos. El esquema actual de costos de transacción para los productos ofrecidos en
DERIVEX son:
- Costo DERIVEX: COP 200 pesos por millón.
- Costos CRCC:
COP 200 pesos por millón.
- Costo “All In” para el miembro de Derivex: COP400 pesos por millón
- En el caso que los miembros de Derivex repliquen esta estructura de costos:

Costo de negociación y compensación (all in) para el tercero, dos veces costo Derivex
y CRCC COP800 pesos por millón.
- Sobre un contrato de 360.000 kw/hr y suponiendo para efectos de ejemplo un precio de
bolsa de energía de COP100 pesos/kw/hr el tamaño del contrato es de $36 millones de
pesos.
77
- El costo para un contrato en este esquema es de COP28.800 pesos (28.800*800)
- En caso de que el 100% de las operaciones del MEM se realizaran en la estructura del
mercado de derivados de commodities energéticos, el costo para el total del sistema sería:

SIN 2010: 56.897 GWh.

Equivalente en contratos – 158.000 contratos.

Costo 100% del SIN COP 4.550 Millones.
4.10 ESCENARIOS BAJO DISTINTOS FENOMENOS CLIMATICOS
A continuación se desarrollarán dos escenarios bajo la óptica de cobertura con Derivex
versus un contrato bilateral, uno bajo efectos del Fenómeno del Niño y el otro refleja los
efectos del Fenómeno de la Niña en el precio de la energía.
Ejercicio N. 1
Industrias B4 cubre su demanda de 360.000 kwh mediante contratos mensuales con
Derivex a partir de diciembre de 2010 hasta octubre de 2011, teniendo en cuenta que el
precio promedio del TX1 en ese mes es 65,59$/kwh, y suponiendo que se pronosticaba un
fenómeno del Niño para este año, el cliente B4 decide cubrirse con coberturas futuras según
los precios $/kWh relacionados a continuación:
Supuesto 1: Los precios de los contratos de Derivex fueron dados para simular el ejemplo
Supuesto 2: Se trabaja un porcentaje fijo de garantía, 21%, ya que para efectos del ejercicio
se asumen contratos con vencimientos mensuales.
78
Precio
Fecha
Precio Derivex
Indexado a
Bolsa
dic-10
59
65,59
ene-11
84
92,82
feb-11
110
104,79
mar-11
73
80,58
abr-11
70
75,05
may-11
58
57,08
jun-11
75
60,42
jul-11
45
54,68
ago-11
70
88,94
sep-11
75
90,48
oct-11
64
76,14
Fuente Propia
79
Según el escenario arriba planteado, se observa finalmente que al fijar el precio de la
80
energía a bolsa y realizando coberturas con Derivex, la Industria B4 obtiene una gestión
efectiva al pagar una tarifa neta más baja que si no hubiera gestionado de forma activa los
contratos a futuros. En promedio el precio en bolsa para los meses del ejercicio es de 76,96
$/kWh mientras que el precio promedio con contratos de Derivex son 71,18 $/kWh,
representando un ahorro promedio de 5,78 $/kWh.
Ejercicio N. 2
Industrias B4 cubre su demanda de 360.000 kwh para el mes de septiembre a través de un
contrato con Derivex. Teniendo en cuenta que el precio en bolsa en ese mes fue de
115$/kwh, y haciendo el supuesto que se pronosticaba un fenómeno del Niño para esta
época del año, pero los efectos climatológicos cambiaron presentándose el Fenómeno de la
Niña, obligando al cliente B4 a efectuar una gestión activa descubriéndose antes del
vencimiento y realizando un cierre anticipado.
Supuesto 1: Precio contrato futuro para Septiembre : 120 $/kWh
Bolsa
sep-11
Futuros
sep-11
RESUMEN
Promedio
($/kWh)
105
Tamaño
Contrato
Total ($)
Compra ($/kWh)
$120
Bolsa($)
$37.800.000
20 ($/kWh)
$109
Futuros
$3.960.000
Contratos
1
Neto ($)
$41.760.000
Liquidación Sept.
360.000
(37.800.000)
Consumo
Margen ($/kWh)
Total ($)
Fuente Propia
81
$(11)
(kWh)
$
Tarifa
(3.960.000)
($/kWh)
360.000
$116
El cliente B4 después de realizar la compra del contrato a futuro del mes de septiembre, se
percata que el TX1 diario está tendiendo a la baja, por lo cual decide descubrirse antes del
vencimiento del mismo, posiblemente para tomar una nueva posición comprando un
contrato a un menor precio que le permita recuperar las diferencias que tuvo con el contrato
inicial.
Inicialmente, la tarifa negociada para su contrato futuro fue de 120 $/kWh, sin embargo, las
condiciones climáticas cambiaron afectando el precio de la energía a la baja, Industrias B4
decide a mitad de mes descubrir su posición inicial y evitar mayores pérdidas dando como
resultado una tarifa neta de 116 $/kWh.
82
5. CONCLUSIONES
- La creación de Derivex se constituyó en una gran herramienta tanto para el sector
eléctrico colombiano como para el mercado financiero; convirtiéndose en un instrumento
idóneo que permite cubrir los riesgos generados por las altas volatilidades de los precios de
la energía como resultado de los factores climáticos.
- Los derivados energéticos ofrecidos actualmente en Derivex representan para los agentes
que participan de este mercado una alternativa que complementa su gestión financiera,
traduciéndose en importantes reducciones en el costo de la energía eléctrica dadas sus
características de estandarización, vencimientos mensuales, facilidad de negociación y bajo
costo transaccional.
- Tras la puesta en marcha del mercado de derivados de commodities energéticos en
Colombia, las industrias demandantes de grandes cantidades de energía están garantizando
el suministro de la misma, contratando por una parte la energía eléctrica con una mayor
exposición al precio de bolsa y al mismo tiempo cubriéndose mediante el uso de futuros
financieros.
- El mercado de derivados energéticos permite al sector industrial, especialmente a aquellas
empresas cuyo consumo de electricidad tiene una participación importante en sus costos de
producción; administrar más eficientemente el costo que paga por este servicio al cubrirse
en distintas épocas del año de las fluctuaciones del precio que se puedan presentar ya sea
por factores climáticos o factores regulatorios.
83
- A diferencia de los contratos bilaterales, Derivex permite a los industriales realizar una
activa gestión de cobertura durante la vigencia del contrato, por ejemplo, si el precio de
bolsa llega a registrar niveles muy inferiores a los pactados en su contrato futuro, este tipo
de cobertura le permite al industrial vender el subyacente contratado y adquirir un nuevo
contrato que podrá también ser indexado a precio de bolsa.
- Con las nuevas condiciones generales sobre la ampliación de la curva de vencimiento de
los contratos y la creación del contrato mini de futuro de electricidad mensual ELS, el
mercado se vuelve más dinámico, permitiendo el acceso a pequeñas y medianas industrias
a este tipo de coberturas al pasar de contratos de 360.000 kWh a contratos de 10.000 kWh.
- Se puede decir que entre los beneficios de la creación en Colombia de este mercado
estructurado, está la posibilidad de los grandes industriales de estabilizar sus costos de
energía y mejorar su productividad, mientras que para los grandes inversionistas, esta
herramienta se convierte en una nueva oportunidad de inversión y diversificación de sus
portafolios.
- Finalmente, se puede concluir que durante el único año que lleva este mercado en
operación, los industriales que se han cubierto con esta herramienta siempre se han
beneficiado de precios más bajos comparados contra los contratos bilaterales, esto en parte
por dos factores muy importantes como lo son el arbitraje que se presenta por el mismo
desconocimiento de los industriales de este mercado y por la presencia en gran parte del
último año del Fenómeno de la Niña.
84
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[Recuperado el 03 de octubre de 2011]. http://www.xm.com.co/Pages/
87
Anexo 1. ENTREVISTA CON RODRIGO CASTELLANOS – GESTOR DE
MERCADO DE DERIVEX
Describa brevemente cuál es el origen y funcionamiento del mercado de derivado de
commodities energéticos Derivex?
R.C.: Derivex surge básicamente como una necesidad de cubrimiento de volatilidad del
precio de la energía para el sector eléctrico. En términos generales se viene manejando una
contratación de largo plazo que es completamente bilateral, registrada a través del operador
del sistema básicamente para hacer el balance energético. Es decir, que todo lo que
demande el sistema sea atendido por alguien por el lado de la oferta. En estas operaciones,
y pensando siempre que la idea es atender la demanda y que el balance energético esté
funcionando bien, tenemos que hacer que todo ese balance energético cumpla con algunas
condiciones comerciales entre los agentes que participan.
Derivex surge originariamente por la necesidad de cubrir estos desbalances, que a cada uno
de los agentes que participan dentro del negocio de la energía se le van dando por efectos
de la forma en se contratan.
La contratación de energía, dependiendo de la forma como se hace, va a tener una
dinámica diferente dependiendo del destinatario. Para resumir la historia se tiene un modelo
donde yo contrato bilateralmente un modelo OTC, registro en XM una energía de largo
plazo y todos los desbalances los cubro mediante una última instancia de cuadre en la bolsa
de energía. En términos generales, lo que tenemos es simplemente un mecanismo para
asegurar que aquellos que compran energía, le paguen a aquellos que están entregando la
energía al sistema.
En esta operación se generan muchos desbalances por dos variables: básicamente porque la
demanda de energía es variable continuamente y eso hace que nunca haya claridad de cuál
es el valor a ofertar o demandar con anticipación y cuando no tengo forma de cubrir esas
88
diferencias con stocks, entonces tengo que balancear todo contra la carga que hay en la
bolsa de energía.
Entonces existen unos clientes industriales que tienen una demanda en el futuro, los cuales
se están obligando a contratar a futuro y que tienen que básicamente cerrar sus gaps de este
total de kilovatios, generándose compromisos de venta para cubrir unos compromisos de
compra. De alguna u otra forma fue pensado que la herramienta para hacer el cubrimiento
de precios del largo plazo era exclusivamente las contrataciones bilaterales, esto planteaba
varios inconvenientes, en general todos los que plantean cualquier negociación que es
OTC: no existe un mercado eléctrico secundario, falta de transparencia en la formación de
precios de liquidación, no existe transparencia en los perfiles de riesgo de los agentes que
participan en las negociaciones, no hay control por no haber make to market en ningún
periodo, nunca hay conciencia real de cuál es la posición de riesgo de un agente y mucho
menos del sistema. Todo esto encierra el hecho de que simplemente exista un mercado con
una serie de contrataciones bilaterales que en algún lado quedan registradas,
exclusivamente desde el punto de vista de montos para formar el balance energético.
Estos agentes tienen unas coberturas que nunca son ni completas ni perfectas, entonces se
ve la necesidad de crear una herramienta que permita cubrirse en el corto plazo y es por
esto que Derivex originalmente sale con un contrato de futuros con cuatro vencimientos.
Al comienzo esto no fue entendido como una alternativa para los industriales, básicamente
porque en principio los industriales actuaban como tomadores de precio en un mercado
oligopólico incompleto; teniendo formación de precios hacia la oferta. Eso hace que la
demanda en principio y para efectos comerciales y muy prácticos sea simplemente un
tomador de precios, en la cual le dicen simplemente a cómo va contratar la energía, porque
el hecho que yo pueda negociar con x o y no me está dando real diferencia en la capacidad
de negociación.
Existe una forma de contratar diferente para lo que es mercado regulado, pequeña y
89
mediana industria y otra para lo que es la contratación del mercado no regulado. Cuál es la
intención? Cuando hablamos de mercado no regulado estamos hablando de energía, no
como un problema de consumo sino como un problema de insumo, en este sentido se
debería poder negociar como se negocia cualquier otro insumo. El problema es que si se
tienen los mismos cinco comercializadores vendiendo una energía, probablemente las
diferencias que se tengan en ese sentido son marginales y adicionalmente que el incentivo
para que haya un real mercado en competencia, finalmente no se da porque se entiende que
los dueños de la energía son los que tienen capacidad de generarla. Esta es una mala
concepción que existe actualmente y que hace que todo el mundo prefiera comprarle a los
grandes vendedores que tienen usualmente generación por detrás. Si se tiene que negociar
con los mismos cinco, sencillamente las diferencias entre unos y otros son muy pocas.
El mercado no incentiva la competencia, entonces le abre la entrada a los comercializadores
independientes que en principio simplemente lo que hacen es cubrir oferta y demanda para
tratar que ellos a su riesgo empiecen a generar diferencias en el precio. Ellos son los
primeros llamados a decir, si yo quiero mejorarle el precio a este industrial, sobre un
activo que en principio es más económico cuando hablamos de energía en bolsa; la bolsa
parece entonces como un mecanismo básicamente de cubrimiento del balance energético y
de intercambios comerciales. A este mercado exclusivamente tienen acceso los agentes del
sector energético: comercializadores y generadores. De alguna u otra forma lo que
hacemos con Alejandro en Derivex (Gerente General de Derivex), le puede llegar a servir a
alguien más en la medida que tomen el riesgo de precio de bolsa. En este momento se
puede contratar a uno, dos, tres y hasta cinco años a un precio fijo de 110 $/kWh y estar
pagando una prima de riesgo alta por un activo que en principio vale menos en condiciones
normales, como ya tengo forma y precios de referencia ciertos para el precio futuro de
energía, entonces lo único que puedo hacer es recibir el precio al que me venden y esos
precios estadísticamente son más altos que lo que son los precios en bolsa.
Estadísticamente es mucho más bajo el precio en bolsa, la volatilidad es muy alta y en ese
sentido se puede hablar que el precio esperado a largo plazo tiene un componente de
90
consumo importante, pero sobre todo el que está vendiendo, como no tiene sentido para
bajarlo o tomar riesgo, sencillamente lo fija en el nivel máximo que espera que le cueste
en un momento de stress y eso es correcto, porque finalmente lo que estoy diciendo es que
voy a vender y voy a tomar todo el riesgo que el industrial no tenga volatilidades en el
precio. Lo anterior presume precisamente que la demanda tomadora de precio y no gestora
del precio de su insumo, es capaz salirse de ese esquema siempre y cuando dentro de la
forma en que contrata su energía dé espacio o se indexe a un precio de bolsa. Básicamente
es equivalente a la alternativa de tomar un crédito a tasa fija o tomar un crédito indexado al
IPC, ciertamente que sea indexado al IPC puede llegar a ser más costoso en un momento
determinado, pero también en el momento que el IPC esté más bajo, los rendimientos se
verán disminuidos. La opción a tasa fija, me asegura una estabilidad de tasa de interés pero
no me da movilidad ni gestión.
Con la contratación de energía se da exactamente la misma situación, los industriales
pueden seguir contratando su energía de la forma en que lo hacían hasta este momento,
pero asegurándose que dentro de su contratación tiene una parte de lo que paga expuesto a
precio de bolsa y otra parte a precio fijo, las proporciones cada cual las define. Si se tiene
una porción a precio fijo y otra porción a precio de bolsa, como ya se está tomando un
riesgo muy grande que además no es score de su negocio, debería buscar hacerle
cubrimiento, en este momento tenemos el incentivo que en promedio los contratos que se
transan en Derivex se transan por debajo de lo que se vende la energía a nivel bilateral.
Para el año entrante mediante un contrato bilateral se puede conseguir energía a 125 $/kWh
ó 130 $/kWh con un comercializador, pero si se indexa a bolsa e intenta cubrir el precio de
la energía a través de Derivex, lo máximo que estará pagando será alrededor de 115
$/kWh. Digamos que en este momento el arbitraje básicamente es por la liquidez del
instrumento, que además es un arbitraje extraño porque éste que es más ilíquido es más
barato, pero estamos arbitrando básicamente el mismo mercado porque el generador que
vende a 130 $/kWh para todo el 2012, es el mismo que probablemente venda a 115 $/kWh
en marzo de 2012.
91
Por qué se da esto? Porque ya en este momento estamos haciendo dos cosas, el costo de
oportunidad del que vende ya no es el poder colocarle toda la energía a una misma parte
siempre, sino como están pidiendo precio de bolsa la mejor oportunidad es de pronto
tener que vender a bolsa a 75 $/kWh como está pasando este mes (octubre 2011), pero en
este momento básicamente lo que se está dando es una situación de arbitraje, que entre
otras cosas no esperamos que dure muchos años. Eventualmente sobre esta realidad lo que
se esperaría es que a la vuelta de tres años el precio de los contratos bilaterales fuera
bajando y fuera convergiendo a lo que están dispuestos a vender en futuro, porque no tiene
sentido que sea más caro vender el contrato bilateral que vender un contrato futuro al
mismo plazo, siendo el mismo activo y mismo plazo por qué va haber diferencias.
Cómo se negocia la energía en Derivex?
R.C: ante la pregunta de cómo se negocia la energía en Derivex, la respuesta es no existe
negociación de energía en Derivex, usted como industrial dentro de su gestión debería ver
la posibilidad de tomar riesgo, tómese un riesgo que va implicarle ahorros en su consumo
pero que con una buena gestión, aparte de generarle un ahorro puede acotar también el
riesgo; ábralo y ciérrelo a medida que lo está haciendo. De alguna u otra forma cuando a
uno le venden el contrato bilateral lo que le venden es un precio promedio para el año, que
es lo que está haciendo el industrial ante una probabilidad estadística de que el año entrante
tenga un nivel de aguas determinado, ellos dicen que en promedio la energía debería estar
en la parte más baja en 80 $/kWh y en la parte más alta en 140 $/kWh, entonces yo le voy
a vender todo el año a 120 $/kWh y voy a tratar que durante los meses de mucha agua me
gane $40/kWh y durante los meses de sequía perderé solamente $10/kWh, en este caso lo
que estamos hablando es que se está transmitiendo una ineficiencia por la forma de
contratación para el precio de todo el año, estamos diciendo también que hay unos meses en
los que hay alguien que se está ganando esa plata, gánesela usted como industrial, quítele el
riesgo al comercializador y gánese esa plata gestionando ese riesgo a las posiciones que le
92
van a ser más incomodas, los veranos. Esa es la gestión previa que se debe hacer antes de
la negociación.
Cómo se negocia un contrato en Derivex?
R.C.: Se negocia exactamente igual que como se negocia cualquier futuro que se transe a
través de la Cámara de Compensación, con una firma comisionista en la mitad, se llama y
se da una orden para comprar X cantidad de contratos, a tal vencimiento, a determinado
precio y se dejan las garantías ante la CRCC.
Lo importante es entender realmente cuál es el modelo sobre el cual está fundamentada la
idea de que negociar a través de Derivex genera ahorros, no es comprar la energía en
Derivex porque la energía en Derivex es más barata, sino que la energía en bolsa es más
barata pero tiene más riesgos. Como tiene más riesgos, si es más barata compre los meses
que son baratos (invierno) o deje los meses que son baratos abiertos y los que le van a ser
riesgosos (verano) cúbralos, es más si se es juicioso y eso no es score de su negocio,
debería tratar de cubrir todo el año pero teniendo más información. Qué se yo de la energía
en 2013, si me quiero contratar y me están diciendo que me venden el año entrante a 135
$/kWh para 2012, pero si compro 2012 y 2013 el precio que me ofertan ya no son $135
sino $128 $/kWh, en este caso me ganaría 7 $/kWh pero quedaría amarrado más tiempo.
Primero que todo, yo que sé de lo que va a ser el costo de la energía en 2013:
absolutamente nada, entonces por ahorrarme $7, me están diciendo, quédese amarrado a
una tarifa que en promedio va ser mucho más alta, porque acabando de pasar un Niño la
probabilidad que se dé otro Niño durante los próximos dos años está por debajo del 40%,
entonces estaría pagando una energía muy alta y amarrado a un plazo más largo.
Hay momentos en los que usted como industrial, debería cubrir inclusive más de lo que
haría usualmente, es decir, si cubre solamente los veranos en una época en la que hay
probabilidad de Niño, que no se sabe cuánto va durar, cubra todo el año y no cubra solo el
50% sino cubra al menos el 70% de la exposición que tenga para tratar de ir sobre la base
93
de mayor información y haciendo los respectivos cubrimientos. Básicamente es lo mismo
que uno hace cuando tiene un esquema de cubrimiento dinámico, si tiene una deuda en
dólares hoy, cubriría todos los 15 años de la deuda? Nunca, es exactamente la misma
situación, si yo no hago eso para el dólar por qué debería de hacerlo con algo que si es un
insumo que me impacta directamente el costo de producción. No se amarre desde ya para
toda la vigencia de la vida, hágalo a medida que vaya teniendo información. Que genera
eso? Básicamente eficiencias para el que compra y para el que vende la tranquilidad que lo
que está vendiendo va a generarle el suficiente margen y no está corriendo el riesgo de
vender todo el año y generar pérdidas. Entonces básicamente estamos cerrando márgenes
sobre la base de tener bloques más pequeños y de tener periodos de decisión mucho más
cortos, todo eso, en resumen es lo que hace que este modelo en si funcione.
Que pasa ahora con los contratos de 10.000 kWh?
R.C: La idea era darle espacio a algunos comercializadores que atienden , no por carga
sino por potencia.
Para poder ser una empresa del mercado no regulado, puedo entrar por dos caminos: si mi
promedio mensual de consumo es superior a 55 MWh o si tengo una capacidad instalada
declarada superior a 0,1 megavatios (100.000 kw) de demanda máxima, puedo entrar. Este
es el caso de todos los almacenes de depósito que reciben grano, ellos están quietos todo el
año y durante dos meses se dedican a secar café y secar granos, entonces consumen durante
ese mes gigantescas cantidades de energía, pero el promedio del año no les da. La
capacidad que requieren de potencia que demanda ese sistema, es más, si la prenden
solamente una hora y ellos tienen declarado que consumen más de 12.000 Kw/h, ellos
podrían entrar a negociar energía en el mercado no regulado.
Qué nos puede comentar respecto a los contratos de futuros de otras fuentes de energía que
se esperan desarrollar por parte de Derivex?
94
R.C : Con respecto al gas, si acaso en un par de años o en un año, va depender mucho de
lo que pase con toda la regulación del mercado de gas, en este momento no hay mercado
secundario de gases, el mercado del gas es mucho más complejo en la medida en que el
70% del gas que se produce en Colombia lo produce Ecopetrol y el otro 20% lo tiene
Chevron y el 10% BP. Pero si Ecopetrol no hace parte del mercado, no se tiene claridad de
que realmente se dé un mercado y la gran parte de la comercialización la están haciendo
dos o tres grandes mayoristas.
La dinámica del mercado primario todavía es demasiado incierta en particular porque en
teoría hay reservas hasta el 2014, si se entra a trabajar sobre la base que no va haber activo,
no tiene mucho sentido hablar de un mercado de derivados si no hay reservas de gas.
Está en discusión todo el tema de regulación para permitir la importación de gas y hasta que
esto no se haya solucionado por lo menos en un buen porcentaje no tiene mucho sentido
hablar de un futuro en este momento.
Tener que hacer un futuro financiero, un futuro con entrega, con extracción en algún punto,
tener claro quién es el dueño de la red, quien es el que va operar el mercado transaccional
de gas y hasta que eso no suceda, sacar derivados de gas no es posible.
95