An Overview of the Colombian Market for Standarized Derivatives of

2176
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 13, NO. 7, JULY 2015
An Overview of the Colombian Market for
Standarized Derivatives of Energy Commodities
J. D. Velásquez, Senior Member, IEEE, V. Gil and C. J. Franco
Abstract— This paper presents an overview of DERIVEX, the
new Colombian market for standardized derivatives of energy
commodities. With the aim of understanding the market
operation in context and the sources of electricity price
variability, this work presents: first, a disscusion the main
physical characteristics of the electricity system; second, the
operation of the energy market; and finally, the operation of
DERIVEX. In addition, we discuss the inherent uncertinity of
forecast monthly electricity prices in the Colombian Market
Keywords—
Derivex,
Electricity
prices,
Electricity
derivatives, Spot market, Power wholesale market, Price
forecasting.
E
I. INTRODUCCIÓN
S innegable el alto riesgo al que están sometidos los
agentes que negocian en los mercados liberalizados de
electricidad. La volatilidad de los precios de la electricidad en
los mercados spot puede superar varias veces las
volatilidades comúnmente observadas en los mercados
financieros tradicionales [1]. Ante el advenimiento de
situaciones extremas, como precios extremadamente altos de
la electricidad, se pueden dar incumplimientos en las
obligaciones financieras de algunos agentes afectando
directamente sus contrapartes [2] y al mercado en general, lo
que puede acarrear un efecto domino que puede llevar a una
crisis general; esta situación se conoce como riesgo
sistematico del mercado [2].
A partir del inicio de la operación del Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM) de Colombia, el 20 de Julio de 1995, se
establecieron dos mecanismos de negociación de electridad:
los contratos no estandarizados suscritos entre agentes del
mercado y la negociación directa en el mercado spot de corto
plazo, comúnmente conocido como Bolsa de Energía.
Mientras que los precios de los contratos han sido más o
menos estables y con una volatilidad relativamente baja, los
precios en la Bolsa de Energía han presentado altas
volatilidades y fuertes fluctuaciones exponiendo a los agentes
del mercado a fuertes riesgos.
La alta volatilidad de los precios en la Bolsa de Energía se
explica, entre otras razones, por la alta dependencia de
plantas hidráulicas para la generación de electricidad, la
limitada capacidad de regulación de los embalses, y la
vulnerabilidad del sistema a eventos climáticos extremos,
J. D. Velásquez, Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín,
Colombia, jdvelasq@unal.edu.co
V. Gil, Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín, Colombia,
vdgilv@unal.edu.co
C. J. Franco, Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín,
cjfranco@unal.edu.co
caracterizados por prolongados periodos de altas lluvias o de
fuertes sequias. Es así como el mercado de derivados
energéticos permite que los agentes puedan cubrirse de los
riesgos asociados a las fuertes fluctuaciones de los precios de
la electricidad.
Este artículo tiene como objetivo presentar una
descripción breve del mercado Colombiano de electricidad,
discutir las causas de la variabilidad de los precios en el
mercado spot y describir a Derivex, el mercado Colombiano
de derivados estandarizados de commodities energéticos, que
se constituye en la actualidad como el primer mercado de
derivados energéticos en America Latina.
En el resto de este artículo se describe brevemente la
estructura del sistema eléctrico Colombiano; seguidamente,
se analiza la evolución histórica de los precios de la
electricidad para, luego, presentar los aspectos más relevantes
de Derivex. Finalmente se concluye.
II. EL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO
La oferta de electricidad esta caracterizada por una alta
participación de la hidroelectricidad durante toda la
operación del mercado. La capacidad hidráulica instalada
efectiva neta paso de aproximadamente 6.837 MW (72% del
total) en el inicio del mercado a 9.904 MW (68% del total) en
marzo de 2014; donde aproximadamente el 60% corresponde
a plantas con embalse y el 40% restante a plantas filo de agua
[3]. El incremento en la capacidad instalada es debido a la
entrada de tres grandes proyectos (Urra, 335 MW; Porce II,
405 MW; y Porce III, 600 MW) y de unas 94 microcentrales
hidráulicas. Por otra parte, la capacidad efectiva neta
instalada correspondiente a otras tecnologías (pricipalmente
plantas a gas y carbón), paso de 2.279 MW en 1995 a 4.668
MW en marzo del 2014; este incremento es explicado por la
énfasis en reducir la capacidad de generación hidráulica con
el fin de disminuir la vulnerabilidad del sistema ante eventos
climáticos extremos.
Los aportes totales al sistema eléctrico colombiano
presentan un patrón cíclico cuya intensidad se ve afectada
principalmente por los fenómenos macroclimáticos de El
Niño y La Niña, que corresponden a periodos de extremas
sequias y fuertes lluvias respectivamente afectando la
producción de hidroelectricidad. Particularmente, el
fenómeno de El Niño puede ser el mayor causante de
variabilidad y de aumento de los precios de la electricidad;
usualmente, este fenómeno se inicia en la primera mitad de la
estación de invierno causando la reducción drástica de las
lluvias, lo que evita que los embalses sean completamente
llenados para el inicio de la estación de verano; ya que la
sequía continua durante la estación de verano y hay escasez
VELÁSQUEZ et al.: AN OVERVIEW OF THE COLOMBIAN
de agua para la hidrogeneración, es hace necesario que las
plantas témicas más costosas sean encendidas aumentando
los precios de la electricidad muy por encima de sus niveles
normales. En cifras, los aportes se han reducido en promedio
a un 70% de su valor medio histórico, pero se han llegado a
reducciones tan extremas como la ocurrida en diciembre de
1997 en que llego a un valor del 36%.
El sistema interconectado nacional cuenta con una
capacidad total de almacenamiento de unos 15 TWh
distribuida en 21 embalses, de los cuales, los tres mayores
representan el 65% de la capacidad total. Es de anotar que
sólo uno de ellos tiene capacidad de regulación de largo
plazo. El total de energía almacenada en los embalses, al
igual que los aportes, es dependiente de los eventos
climáticos; durante los eventos climáticos de lluvias
extremas, el nivel de los embalses se mantiene muy alto y
son frecuentes los vertimientos, mientras que durante los
niños, se puede presentar una drástica reducción de su nivel;
esto fue particularmente notorio durante el fenómeno de El
Niño de 1997–1998.
Entre el 77% y el 80% de la electricidad es producida por
plantas hidráulicas en condiciones climáticas normales; no
obstante, puede alcanzar valores hasta del 92% durante
algunos meses ante la presencia de lluvias abundantes por
largos periodos. En oposición, esta participación puede
reducirse a valores promedio del 61% durante los veranos
cuando se presenta el fenómeno de El Niño, con un mínimo
del 41% en enero del 2010.
La demanda de electricidad ha venido creciendo desde el
año 2001 con tasas que oscilan entre el 1,5% y el 4,1% anual,
para una demanda total de electricidad de 60,89 TWh en el
año 2013. La demanda mensual de electricidad presenta un
patrón cíclico anual con un mínimo en el mes de febrero.
III. EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD
La liberalización del mercado de electricidad en Colombia
condujó a la separación del sector eléctrico en cuatro
actividades independientes de negocio: generación,
transmisión, distribución y comercialización. En este
esquema, las compañías podían cumplir simultáneamente los
roles de generador, distribuidor y comercializador, bajo la
condición de separar la administración y contabilidad de cada
uno de los negocios; no obstante, la reglamentación exigio la
separación de la transmisión del resto de los negocios
obligando a la creación de nuevas compañías.
Asimismo se crean dos mercados: un mercado regulado
que opera bajo la forma de un monopolio natural en que los
distribuidores atienden a sus usuarios del servicio de energía
eléctrica que tienen un consumo inferior a 55 MWh
mensuales; estos últimos pagan una tarifa regulada por los
cargos de generación, transmisión, comercialización y
distribución de la electricidad. Y un mercado no regulado en
el que operan los generadores, los distribuidores y los
comercializadores; en este mercado los usuarios con un
consumo superior a 55 MWh–mes pueden seleccionar el
comercializador que deseen y pactar libremente el precio de
la electricidad. Bajo este esquema, los generadores pueden
2177
vender electricidad, los comercializadores pueden vender y
comprar y los distribuidores pueden comprar. Para evitar la
integración vertical de compañias que tienen negocios de
generación, comercialización y distribución, la regulación
obliga a que los distribucidores deban compar, al menos, el
40% de su demanda de electricidad a otros agentes.
En el mercado no regulado, los agentes pueden negociar la
electricidad entre ellos por medio de contratos forward no
estandarizados, o pueden comprar y vender directamente a la
Bolsa de Energía (no entre ellos). Los contratos forward se
han caracterizado por su diversidad; su duración va desde
días hasta años; pueden variar desde pague–lo–contratado
hasta pague–lo–demandado; pueden tener precios fijos o
indexados al precio de la Bolsa, incluyendo pisos y techos;
pueden ser pactados para que la venta de electricidad sea
únicamente para ciertas horas del día o ciertos días de la
semana.
La Bolsa de Energía opera bajo un esquema de subasta de
electricidad. Desde el inicio de la operación del mercado
hasta febrero del 2001, los generadores realizan una oferta de
cantidad y precio por cada uno de sus recursos de generación
para cada una de las 24 horas del día siguiente; a partir de
marzo del 2001 y hasta la fecha, cada agente oferta un único
precio por recurso para todas las horas del siguiente día. El
precio de Bolsa para cada hora del día es el precio de oferta
del último recurso de generación requerido para atender la
demanda de electricidad. El precio ofertado de cada recurso
de generación puede tener en cuenta únicamente sus costos
variables de producción, que corresponden básicamente al
costo de los combustibles para las plantas térmicas y al valor
del agua para las plantas hidráulicas.
El proceso de liquidación de cuentas en la Bolsa de
Energía es realizada para cada agente. Cuando un agente
tiene compras de electricidad o generación superior a sus
obligaciones de ventas en contratos, el excedente es vendido
en el mercado spot al precio de bolsa. Por el contrario, si
tiene compras o generación inferior a sus obligaciones en
contratos, el faltante para cumplir sus compromisos es
comprado en el mercado spot al precio de bolsa.
IV. MERCADO DE DERIVADOS ESTANDARIZADOS DE
COMMODITIES ENERGÉTICOS (DERIVEX)
Dada la forma de operación del mercado mayorista,
claramente hay una exposición de los agentes a las
variaciones de los precios en el mercado. Si un generador
tiene certeza de que los precios en Bolsa serán altos respecto
a los precios de los contratos, prefereriría vender toda su
generación en el mercado spot; si por el contrario, tiene
certeza de que los precios en Bolsa serán bajos respecto a los
precios de contratos, se sobrecontratara y comprará el faltante
de electricidad para cubrir sus obligaciones en el mercado
spot. Por su parte, los distribuidores preferirían comprar en el
mercado spot toda la electrcidad necesaria para cubrir su
demanda ante la certeza de precios bajos y firmar contratos
de largo plazo ante la expectativa de precios de Bolsa altos.
Sin embargo, esta no es la situación real y los agentes no
están dispuestos a jugarse el todo o nada, ya que las pérdidas
2178
podrían ser catastróficas; los generadores tampoco pueden
cuantificar exactamente cuál será su generación en los meses
o años próximos; generadores y distribuidores tampoco
tienen certeza sobre si es mejor negociar hoy en contratos o
esperar para lograr un mejor precio en el futuro. Más aún, un
agente podría pensar que ha comprado muy caro o ha
vendido muy barato ante la evolución esperada de los precios
de Bolsa. A continuación se describe el mercado de derivados
estandarizados de commodities energéticos, el cual permite
que los agentes del mercado puedan implementar estrategias
de cubrimiento ante los riesgos de los precios en la Bolsa.
Mediante la promulgación de la Ley 964 de 2005 [4], se
dio un proceso de intervención del gobierno en el mercado de
valores en Colombia que tiene como fin, entre otros, la
protección de los derechos de los inversionistas, el desarrollo
del mercado y la gestión del riesgo. Entre los puntos más
importantes de la Ley 964 se encuentra el reconocimiento de
valor de los contratos y derivados financieros que tengan
como subyacente la electricidad, el gas combustible y otros
commodities energéticos (Artículo 2, Parágrafo 4); y el
establecimiento de las condiciones para la creación de las
Cámaras de Riesgo Central de Contraparte (Artículo 15), las
cuales deben garantizar el cumplimiento de todas las
operaciones en el mercado de valores. Como resultado, el 3
de octubre de 2007 se creó la Cámara de Riesgo Central de
Contraparte de Colombia S.A (CRCC) [5], cuya operación
está reglamentada mediante el Decreto 2893 de 2007.
La CRCC actua como contraparte de todas las operaciones
realizadas en el mercado de valores, se encarga de gestionar
el riesgo de contraparte, definir límites de operación y
posición, liquidar posiciones y administrar garantías [6]. La
CRCC representa riesgo cero para las operaciones que se
realizan en el mercado. La capacidad de mitigación del riesgo
se basa en una estructura de anillos de seguridad que
garantizan la ejecución de las operaciones [7]; el anillo
externo esta basado en la solidez de sus miembros
liquidadores los cuales deben cumplir con estrictos requisitos
tanto financieros como operativos [5]; el siguiente anillo esta
conformado por las garantías iniciales en la compra y venta
de contratos futuros, las garantias diarias (que son calculadas
con base en las pérdidas potenciales de posiciones abiertas) y
generales que se exigen a sus miembros liquidadores [5]; en
el siguiente nivel, la CRCC realiza la administración del
límite de posición abierta, límite operativo diarío (que es
calculado con base en la máxima exposición de riesgo que
puede tener un miembro sin constituir una garantía directa
ante la CRCC) y límite de obligación latente de entrega [5];
finalmente, el respaldo a las operaciones esta dado por un
fondo de garantías extraordinarias, un fondo de salvaguarda y
el patrimonio de la CRCC, entre cuyos miembros se
encuentran [7]: XM S.A. E.S.P. (5,97%), la Bolsa de Valores
de Colombia (20,15%), diferentes entidades bancarias
(23,41%), Deceval (10,21%) y varios comisionistas de bolsa
(29,15%).
El 4 de octubre de 2010 se inicia la operación de Derivex
S.A., la sociedad administradora del sistema de negociación y
registro de operaciones sobre derivados de commodities
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 13, NO. 7, JULY 2015
energéticos. Derivex S.A. tiene como funciones: la
reglamentación, administración, control y seguimiento del
mercado de derivados sobre subyacentes energéticos; la
estructuración de productos; y la determinación de los precios
de valoración. Asimismo, debe proveer la infraestructura y la
plataforma de negociación [7]. Derivex interactua
directamente con la CRCC, la Bolsa de Valores de Colombia,
los miembros liquidadores y los miembros negociadores no
liquidadores [7]. Las personas naturales o jurídicas que
acceden al mercado a través de los miembros liquidadores o
negociadores [7].
En Derivex se negocian dos tipos de contratos
estandarizados de derivados que son idénticos en sus
condiciones, excepto por la cantidad de electricidad transada:
en el contrato de futuro de electricidad mensual (ELM) se
negocian 360 GWh, mientras que en un contrato mini futuro
de electricidad mensual (ELS) se negocian 10 GWh. El
último día de negociación corresponde al último día del mes
de expiración. La liquidación financiera (es decir, sin entrega
del bien físico) es realizada como la diferencia entre el precio
pactado al momento de compra del contrato ELM o ELS y el
precio de liquidación (o precio del subyacente) que
corresponde al promedio de los precios horarios en la Bolsa
de Energía del mes de expiración [8]; este último es
suministrado por XM S.A. E.S.P., la compañía encargada de
la operación del sistema interconectado nacional y de la
administración del mercado de energía. Esta liquidación es
realizada el segundo día hábil del mes siguiente al mes de
expiración. Al inicio del mercado se negociaron contratos
ELM con vencimiento en el mes actual y en cada uno de los
tres meses siguientes [8], pero en la actualidad se negocian
contratos ELM y ELS con expiración (vencimiento) en el
mes actual y en cada uno de los doce meses siguientes. El
cumplimiento de las operaciones se garantiza mediante la
constitución de las garantías iniciales de compra y venta que
pueden ser en efectivo o en títulos TES emitidos por el Banco
de la República de Colombia a una tasa fija en pesos [2], o en
otra alternativa que se considere apropiada. La garantía
inicial es del 21% para contratos que se vencen en los
próximos tres meses; del 16% para contratos que se vencen
en un plazo de cuatro a siete meses; y del 12% para contratos
que se vencen dentro de ocho a doce meses [7]. Esta garantía
será devuelta una vez se realiza la liquidación.
Para el comprador del contrato, la diferencia se calcula
como el precio de liquidación menos el precio pactado; y
para el vendedor del contrato como el precio pactado menos
el precio de liquidación [9]. Si la diferencia es positiva se
recibe dinero y si es negativa se entrega dinero. A partir de
estas definiciones se pueden plantear estrategias de
cubrimiento dependiendo del tipo de agente. Un agente
vendedor en la Bolsa de Energía (generador o
comercializador) puede cubrise ante el riesgo de la caída de
precios de Bolsa mediante la venta de futuros (ganancia =
precio pactado – precio de liquidación > 0); un agente
comprador en la Bolsa de Energía (comercializador o
distribuidor) puede cubrirse del aumento de precios mediante
la compra de futuros (ganacia = precio de liquidación –
VELÁSQUEZ et al.: AN OVERVIEW OF THE COLOMBIAN
2179
precio pactado > 0). Un agente del mercado eléctrico que
piensa que ha vendido muy barato en contratos forward o que
ha comprado muy caro en contratos forward puede plantear
estrategias similares para mitigar su situación. Finalmente, un
tercero puede comprar o vender contratos de acuerdo con sus
expectativas del precio futuro en la Bolsa de Energía.
la ocurrencia del fenómeno de El Niño, lo que aumentó la
incertidumbre sobre la evolución de los precios. La situación
más importante para el segundo semestre del año 2013 es que
los aportes hidrológicos durante este periodo han tenido una
tendencia a mantenerse por debajo de su media histórica,
llegando a reducirse hasta un 76% de su valor esperado
mensual; esto ha causado que el embalse agregado
equivalente sólo se haya llenado hasta un 70% de su
capacidad al inicio de la estación de verano (noviembre del
2013); a marzo del 2014, este nivel se ha reducido al 47%.
Es de anotar, que en abril del 2014 el embalse equivalente
se encontraba en un 45% de su capacidad. Como resultado de
esta situación y de la tendencia de los aportes a mantenerse
por debajo de sus medias históricas mensuales, los precios
promedio mensuales alcanzaron niveles que nunca se habían
visto desde la liberalización del mercado: el precio promedio
para mayo del 2014 se situo en 381,97 $COL/kWh.
Igualmente, desde marzo de 2013 hasta la fecha, se ha
superado tres veces el precio promedio diario máximo
histórico: la primera vez fue el 16 de marzo de 2013 con un
precio de 394,28 $COL/kWh, la segunda el 1 de noviembre
de 2013 con un precio de 420,40 $COL/kWh, y finalmente,
el 25 de abril de 2014 con un precio de 478,88 $COL/kWh.
También debe resaltarse que durante estos fenómenos
secos, los precios pueden caer drásticamente respecto al
precio promedio mensual; por ejemplo, durante El Niño de
1997–1998, el precio promedio diario cayo hasta 61,59
$COL/kWh el 5 de octubre de 1997.
Los precios también son sensibles a la ocurrencia de
largos periodos con lluvias abundantes (fenómeno de La
Niña); tal como ya se mencionó, durante estos fenómenos se
puede llegar a generar hasta un 93% de la demanda mensual
de electricidad usando plantas hidráulicas. Como
consecuencia, los precios se deprimen y presentan muy baja
volatilidad.
V. EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD EN EL
MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD
Ya que el mercado de derivados energéticos usa como precio
subyacente el promedio aritmético del precio horario de bolsa
calculado sobre todas las horas del mes de liquidación,
resulta conveniente analizar su evolución histórica. En la Fig.
1 se presenta el precio promedio diario y el precio promedio
mensual de la electricidad en el mercado spot, para el periodo
comprendido entre el 20 de julio de 1995 (inicio de
operaciones del mercado) y el 31 de octubre de 2014.
Los precios de bolsa son altamente sensibles a eventos
climáticos extremos. El mercado eléctrico ha pasado por dos
eventos secos con intensidad particularmente alta; el primero
fue El Niño que ocurrio entre mayo de 1997 y abril de 1998;
durante este fenómeno, el precio promedio mensual paso de
38,46 $COL/kWh en agosto de 1997 a 138,49 $COL/kWh en
septiembre de 1997 (véase la Fig. 1). No obstante, durante
este fenómeno se registraron precios promedios diarios
mucho más altos: el 18 de septiembre de 1997 se alcanzó un
precio máximo diario de 273,78 COL$/kWh. Una vez se dio
por terminado el periodo de sequía los precios pasaron
rápidamente a niveles normales. El segundo evento seco fue
El Niño registrado entre julio del 2009 y abril del 2010; los
precios promedio mensuales pasaron de 127,69 COL$/kWh
en agosto del 2009 a 182,51 COL$/kWh en septiembre y a
189,93 en octubre; el precio promedio máximo se alcanzó el
16 de febrero de 2010 con un valor de 307 COL$/kWh. Para
el primer trimestre del 2014, hubo una amenaza inminente de
500
Precio [$/kWh]
450
400
Precio diario promedio
350
Precio mensual promedio
300
250
200
150
100
2014-06-10
2013-08-14
2012-10-18
2011-12-23
2011-02-26
2010-05-02
2009-07-06
2008-09-09
2007-11-14
2007-01-18
2006-03-24
2005-05-28
2004-08-01
2003-10-06
2002-12-10
2002-02-13
2001-04-19
2000-06-23
1999-08-28
1998-11-01
1998-01-05
1997-03-11
1995-07-20
0
1996-05-15
50
Tiempo
Figura 1. Precio promedio diario y precio mensual promedio en la Bolsa de Energía del mercado eléctrico colombiano entre el 20 de julio de 1995 y el 31 de
octubre de 2014. Fuente: elaboración propia a partir de datos publicados en www.xm.com.co.
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 13, NO. 7, JULY 2015
VI. ANÁLISIS DE LOS PRECIOS PROMEDIOS MENSUALES DE
LA ELECTRICIDAD EN EL MERCADO MAYORISTA DE
ELECTRICIDAD
El análisis de la evolución histórica de los precios muestra
que estos pueden sufrir fuertes variaciones debido a su alta
sensibilidad a las condiciones climática. En la Fig. 2 se
presentan los diagramas de dispersión entre el precio en el
mes actual versus el precio de los meses + 1, + 4, + 8
y + 12; los diagramas fueron realizados usando precios
constantes de octubre de 1995 con el fin de eliminar el
crecimiento de los precios debido a la inflación.
La relación entre el precio promedio del mes actual y del
mes siguiente es aparentemente lineal, pero presenta una gran
dispersión indicando fuertes fluctuaciones de los precios, tal
como ya se observó en la Fig. 1. Para horizontes de 4, 8 y 12
meses, la dispersión de los diagramas es tan alta que hace
pensar en la imposibilidad de pronosticar los precios futuros
aún en horizontes cortos usando como predictor el precio
actual. Este aspecto señala la enorme dificultad que enfrentan
los agentes del mercado a la hora de decidir a que precio
están dispuestos a comprar o vender un contrato futuro de
electricidad en Derivex.
Como una forma de cuantificar la incertidumbre respecto
a la evolución futura de los precios, se procedio a estimar un
modelo de series de tiempo. Para ello, se utilizó el Lenguaje
R y los paquetes tseries y forecast. De acuerdo con los
de los
resultados obtenidos, los rendimientos logaritmos
precios expresados en pesos constantes de octubre de 1995
(esto con el fin de eliminar el efecto de la inflación) pueden
ser expresados como el modelo ARMA(2,2)-GARCH(1,1):
120
100
100
Precio mes t + 4
120
80
60
40
60
40
80
100
120
80
100
120
Precio mes t
Precio mes t
120
100
100
Precio mes t + 12
120
80
60
40
80
60
40
Precio mes t
60
40
20
0
0
120
100
80
60
40
20
20
0
20
0
60
40
20
0
120
100
80
60
40
20
0
0
0
80
20
20
Precio mes t + 8
La Niña más larga que ha enfrentado el mercado ocurrio
entre agosto de 1998 y marzo del 2001 (33 meses), dos meses
después de finalizar el fenómeno de El Niño 1997–1998;
durante este periodo, se tuvieron aportes en promedio del
107% de la media histórica, pero se alcanzó hasta un máximo
del 191% en febrero de 1999.
En la Fig. 1 se puede observar que durante el segundo
semestre de 1998 y todo el año 1999 los precios tuvieron
fluctuaciones mucho menores en comparación con los años
anteriores. Otra caída muy importante de los precios ocurrio
desde mediados del 2010 hasta agosto del 2012; durante este
periodo, se dieron dos Niñas consecutivas: la primera entre
agosto del 2010 y abril del 2011, y la segunda entre
septiembre de 2011 y marzo del 2012. Entre agosto del 2010
y marzo del 2012, los aportes mensuales totales se situaron
en un promedio del 135% de la media histórica, con un
máximo de 239% en marzo del 2011 y un mínimo del 93%
en julio del 2011. Durante este mismo periódo, el menor
precio promedio diario se registró el 23 de abril de 2011 con
un valor de 35,35 $COL/kWh, mientras que el máximo
ocurrio el 6 de octubre de 2010 con un valor de 157,79
$COL/kWh; igualmente, el embalse agregado equivalente se
mantuvo por encima del 70% de su capacidad durante todo el
tiempo.
Precio mes t + 1
2180
Precio mes t
Figura 2. Diagrama de dispersión entre el precio promedio en el mes actual t
y en los meses + 1, t + 4, t + 8 y t + 12. Valores en precios constantes de
ocbre de 1995.
= 1,5315
− 0,6254
+
− 1,5412
+ 0,5670
con:
~
y
= 0,0019 + 0,1642
+ 0,8090
El modelo anterior fue obtenido entre muchos modelos
posibles y pasó una batería de pruebas de especificación. En
primer lugar, resulta interesante señalar que en el pronóstico
varias periodos adelante, los rendimientos tienden a alcanzar
su valor de equilibrio de largo plazo que es cero; esto causa
que el pronóstico hacia delante se estabilice en un valor
constante. En segundo lugar, en el modelo GARCH(1,1) el
coeficiente de los shocks anteriores (0,8090) es cuatro veces
el coeficiente de la varianza anterior (0,1642) señalando que
la volatilidad de los precios promedios mensuales es
explicada principalmente por los shocks aleatorios. Esto
causa que la varianza estimada de los precios tienda hacia
0,0019 en el caso del pronóstico varios meses adelante, lo
cual es erróneo en términos prácticos, ya que hacia delante se
desconocen los shocks que son la principal fuente de
volatilidad.
En términos prácticos, un modelo de este tipo es de poca
utilidad en el pronóstico. En la Fig. 3 se presenta el
pronóstico para los meses de noviembre de 2014 a octubre de
2015 así como también los intervalos de confianza al 95%.
Se observa que después de unos seis meses adelante el
modelo ya ha convergido a su punto de equilibrio de largo
plazo; eso implica que el modelo no tiene habilidad
predictiva más allá de este corto periodo de tiempo. En
adición, los intervalos de confianza al 95% tienen mucha
amplitud indicando una gran cantidad de incertidumbre
respeto al pronóstico.
VELÁSQUEZ et al.: AN OVERVIEW OF THE COLOMBIAN
2181
Figura 3. Precio promedio diario y precio mensuall promedio en la B
Bolsa de Energía del mercado elécctrico colombiano
o entre el 20 de ju
ulio de 1995 y el 31 de
de 1995 y pronósttico 12 meses adelante usando un m
modelo ARMA-G
GARCH.
octubre de 2014 en precios constaantes de octubre d
El poco poder pred
dictivo del modelo uniivariado
otros, a la graan dependenciaa de los
presentado see debe, entre o
precios respeecto a la gen
neración hidráulica y los aportes
hidrológicos. Si bien eestas variablees podrían mejorar
potencialmen
nte la precisión
n del pronósticco, existe el prroblema
de que ellas también debeen ser pronostticadas suman
ndo una
onente de inceertidumbre en los pronóstico
os. A la
nueva compo
fecha no exissten estudios ssobre el merccado Colombiaano que
indaguen sob
bre el efecto een la incertidu
umbre del pro
onóstico
de los precio
os cuando los pronósicos dee las variabless físicas
como los apo
ortes o el niv
vel de los em
mbalses se usaan como
datos de entraada.
En conclu
usión, los preecios promedios mensuales de la
electricidad p
presentan una alta variación
n de un period
do a otro
y son altameente dependieentes de los ffenómenos cliimáticos
extremos, cuy
ya predictibiliidad es limitaada. En este sentido,
la tarea de establecer estrattegias de cubrrimiento de rieesgos en
ulta ser particularmente diffícil debido a la alta
Derivex resu
incertidumbree de los preecios promed
dio mensualess de la
electricidad.
preedictibilidad d
del precio prom
medio mensuaal de la Bolsa para
horrizontes de hasta
h
12 meeses, con el fin de usar los
pro
onósticos com
mo insumo para la construccción de estrateegias
de cubrimiento de
d riesgo.
REFER
RENCIAS
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
VIII. CONCLUSIO
ONES Y TRABA
AJO FUTURO
Desde la creaación del Merrcado Mayorissta de Electriccidad en
Colombia, lo
os agentes comerciales han
n estado expu
uestos a
fuertes variacciones de los p
precios de Bollsa, las cuales pueden
ser explicadaas en gran meedida por la alta
a
dependen
ncia que
tiene el sistema de la evoluación de las cond
diciones
una medida paara la mitigación de
macroclimátiicas. Como u
n octubre de 2010
2
entró en operación el mercado
m
este riesgo, en
de derivadoss energéticoss. Si bien, los agentes pueden
desarrollar esstrategias de cu
ubrimiento usando estos derrivados,
la alta volattilidad de loss precios prom
medio mensu
uales de
Bolsa tambiéén implican un
n riesgo a la hora de estru
uctrar la
estrategia.
bajo futuro se plantea la neccesidad de anaalizar la
Como trab
[8]
[9]
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Ju
uan D. Velásqu
uez received thee Bs. Eng in Civil
Eng
gineering in 1994, the MS degree in Systems
Eng
gineering in 199
97, and the Ph
hD degree in En
nergy
Sysstems in 2009, all of them from
fr
the Univerrsidad
Naccional de Colomb
bia. Medellin, Co
olombia. From 19
994 to
199
99, he worked for
f
electricity uttilities and consu
ulting
com
mpanies within th
he power sector aand since 2000 fo
or the
2182
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 13, NO. 7, JULY 2015
bia. Currently, hee is a Full Professor in the
Universidad Naccional de Colomb
Computing and
d Decision Scieences Departmeent, Facultad dee Minas,
Universidad Naacional de Collombia. His ressearch interests include:
simulation, mod
deling and forecaasting in energy markets; nonlin
near timeseries analysis and forecastin
ng using statistical and comp
putational
hniques; and optim
mization using meetaheuristics.
intelligence tech
Víctor Daniel Gil received th
he Engineering degree
d
in
M
Management Eng
gineering from Universidad Naccional de
C
Colombia – Sede Medellín, Colom
mbia, in 2012, and
d is a Msc
student in systemss Engineering. His current researcch interest
aare energy derivattes markets.
Carlos J. Fran
nco is a Titular Professor in Un
niversidad
Nacional de C
Colombia – Seede Medellín, Medellín,
Colombia. He reeceived a M.Sc. in
n 1996 and a PhD
D in 2002,
both of them fro
om Universidad N
Nacional de Colom
mbia. His
current research
h interests are energy markets,, systems
dynamics and co
omplexity.