El mercado eléctrico

Junio 2013
Gestión de la Energía
en el mercado eléctrico español
Javier Alonso Perez
El mercado eléctrico
Mercado
Mayorista
Mercado
Minorista
Mercado de
Combustibles
Logística de
combustibles
Logística (Transporte y Distribución de
Electricidad)
|2
Índice
El mercado eléctrico español:
El mercado mayorista. Formas de contratación
El mercado a plazo
El mercado spot
El tiempo real
La política y el futuro del mercado:
Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
|
Índice
El mercado eléctrico español:
El mercado mayorista. Formas de contratación
El mercado a plazo
El mercado spot
El tiempo real
La política y el futuro del mercado:
Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
|
¿Qué es un mercado?
Mercado: el lugar de encuentro de oferta y demanda de un determinado bien o servicio, o
también el conjunto de transacciones comerciales de compraventa.
Mercados organizados: cuando existe una entidad que gestiona los medios de
contratación, exige garantías y actúa de cámara de compensación (contraparte en las
operaciones). Operaciones estandarizadas y contratos de adhesión.
Mercados no organizados: aquellos en los que las partes liquidan libremente las
transacciones. Operaciones libres y contratos a acordar entre las partes.
Mercados físicos: en los que existe una obligación del vendedor de entregar el producto y
del comprador de aceptarlo, por sí mismos o mediante terceros.
Mercados financieros: en los que sólo existe la obligación de liquidar el precio. O bien,
mercados en los que se negocian derivados financieros.
Mercado spot: en el que se negocia el producto para entrega inmediata
Mercado a plazo: en el que se negocian productos para entrega en el futuro
|5
Tipos de mercados eléctricos
Mercados a plazo
La energía eléctrica no se almacena, por lo
que cuando se compra para consumo futuro,
se pactan la entrega y el pago en un
momento futuro.
Mercados spot
 La energía que se vende o compra se
entrega inmediatamente, programando
una central que la vierta en la red de
transporte.
 Son los contratos bilaterales,
Mercados
organizados
Mercados no
organizados
 los mercados de OMEL:
 Mercado diario
 Mercados intradiarios
 OMIP
 Subastas CESUR
Mercado OTC,
contrataciones a
plazo bilaterales,
con o sin la
intermediación de
un broker.
 …y los mercados de operación (REE):
 Restricciones (incluidas RGS y RA)
 Regulación secundaria
 Gestión de desvíos
 Reserva terciaria
|
Los desvíos de medida
Adicionalmente a las cantidades contratadas, comprador y vendedor deben
liquidar las diferencias con el consumo/producción reales.
Aseguramiento
de precio
Mercado a plazo
Aseguramiento
de precio
P
P
Mercado spot
Ventas
Compras
E
Medidas de
contador
Liquidación desvíos
de medida
E
Medidas de
contador
Operador del Sistema
Pérdidas de
transporte
Pérdidas de
transporte
|7
¿Qué son los mercados financieros?
Son los mercados a plazo que negocian productos financieros. Lo que es financiero es el producto.
Un producto financiero (swap, p.e) es un contrato de venta sin obligación de entrega del subyacente;
sólo se pacta el volumen y el precio.
▪
El cliente obtiene la energía en el spot al precio spot y el producto financiero (swap) le da o reclama la diferencia
con el precio pactado, de forma que el gasto total del cliente (y el ingreso del vendedor) es el precio pactado.
La mayoría de la negociación a plazo en España es financiera, dada la existencia de un mercado
spot líquido, por su mayor flexibilidad.
Los productos financieros más habituales son los swaps y, después, las opciones, que pueden ser
de compra (call) o de venta (put) e incorporan una prima. Una opción, si se ejerce, se transforma en
un swap.
Liquidación de un swap
60
55
Precio spot
El vendedor paga al comprador
la diferencia de precio
50
Strike
40
35
30
25
El comprador paga al vendedor
la diferencia de precio
/0
1
02 /03
/0
1
03 /03
/0
1
04 /03
/0
1
05 /03
/0
1
06 /03
/0
1
07 /03
/0
1
08 /03
/0
1
09 /03
/0
1
10 /03
/0
1
11 /03
/0
1
12 /03
/0
1
13 /03
/0
1
14 /03
/0
1
15 /03
/0
1
16 /03
/0
1
17 /03
/0
1
18 /03
/0
1
19 /03
/0
1
20 /03
/0
1
21 /03
/0
1
22 /03
/0
1
23 /03
/0
1
24 /03
/0
1
25 /03
/0
1
26 /03
/0
1
27 /03
/0
1
28 /03
/0
1
29 /03
/0
1
30 /03
/0
1
31 /03
/0
1/
03
20
01
Eur/MWh
45
|8
Nociones básicas: Vocabulario
Bid/ask
Contango / Backwardation
Tuyo / Mío
Bullish / Bearish
Choice Market
Levantar / Atizar
Paid / Given
Spread
Tick
Orden
Lote (Clip)
Flaking
|9
Mercados a plazo
|
Contratación a plazo
OMIP
El mercado de futuros ibérico, con sede en Lisboa. Mercado continuo de
carácter financiero en el que se negocia energía a plazo. Se trata de un
mercado de negociación anónima, contraparte central y cámara de
compensación.
CESUR
Subastas trimestrales en las que los CUR adquieren gran parte de la energía
que necesitan para los próximos tres meses. Las organiza OMEL y su precio es
la base para el cálculo de la TUR.
OTC
Ya sea por contratación directa o, más frecuentemente, con la mediación de un
bróker, el mercado de swaps movió en España 295 TWh en 2011.
Otras
Hay otras formas residuales de contratar a plazo, siendo las más relevantes las
subastas de capacidad de interconexión con Francia y Portugal.
|
OMIP
OMIP es el mercado de futuros ibérico, con sede en Lisboa. Se constituyó a
raíz del Convenio Internacional del Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica
("Acuerdo MIBEL") de 1 de Octubre de 2004, posteriormente modificado en
2008. Comienza sus operaciones en julio de 2006.
•
Se trata de un mercado de
futuros
con
negociación
anónima, contraparte central
y cámara de compensación
(OMIClear). La negociación es
continua si bien se celebran
subastas los lunes y miércoles.
•
Los productos negociados son
bases sobre el mercado
español (SPEL Base), con un
nominal de 1 MW, tick de 0,01
euros/MWh y vencimientos
semanales,
mensuales,
trimestrales y anuales.
•
El 21 de enero de 2010 se
tradeó por primera vez el
producto
punta
española
(SPEL Peak), que aún hoy no
es muy líquido.
| 12
OMIP
La liquidez en OMIP negociación continua no despegó hasta 2009 y sigue siendo muy inferior a la del OTC.
Hasta finales de 2009, la mayor parte de la negociación procedía de las subastas reguladas de Distribución, que
en 2009-10 desaparecen por la entrada de la TUR.
A raíz de la crisis crediticia de 2008, muchos trades del OTC se empezaron a liquidaran en la cámara de
compensación de OMIP, que empieza a ser negocio de por sí. La apertura de MEFF como cámara de
compensación en 2011 introduce competencia en este segmento.
|
Subastas CESUR
PERIODO TUR
Subasta
Novena
Fecha
25/06/2009
Decima
14/12/2009
Undécima
23/06/2010
Duodécima
21/09/2010
Decimotercera
14/12/2010
Decimocuarta
22/03/2011
Decimoquinta
28/06/2011
Decimosexta
27/09/2011
Decimoséptima
20/12/2011
Decimoctava
21/03/2012
Decimonovena
29/06/2012
Vigésima
25/09/2012
Vigesimoprimera
21/12/2012
Vigesimosegunda
20/03/2013
(RD 485/2009 de 3 de abril)



La subasta CESUR es la base para la
fijación de la TUR, conforme a la
formulación de la Orden ITC
1659/2009 de 22 de junio.
Comenzaron siendo semestrales y, a
partir del Q3’10, trimestrales
Los CUR piden una cantidad de
energía y, cuando se les asigna
menos (lo que ocurre siempre), se les
da cobertura con cargo al régimen
especial que, en teoría, está limitada
a la producción de éste.
Coste estimado del precio del MD
(ponderando las distintas subastas y pasando a periodos TUR)
Sobreprecio por restricciones, secundaria…
CEj,p = [CEMDj,p
FSCp + CAPj,p]
(1 + PERDj,p)
Producto
Q3'09 Base
Q3'09 Punta
Q4'09 Base
Q4'09 Punta
Q1'10 Base
Q1'10 Punta
Q2'10 Base
Q2'10 Punta
Q3'10 Base
Q3'10 Punta
Q4'10 Base
Q4'10 Punta
Q1'11 Base
Q1'11 Punta
Q2'11 Base
Q2'11 Punta
Q3'11 Base
Q3'11 Punta
Q4’11 Base
Q4’11 Punta
Q1’12 Base
Q1’12 Punta
Q2’12 Base
Q2’12 Punta
Q3’12 Base
Q3’12 Punta
Q4’12 Base
Q4’12 Punta
Q1’13 Base
Q1’13 Punta
Q2’13 Base
Q2’13 Punta
Cantidad
4800 MW
670 MW
5000 MW
670 MW
4800 MW
540 MW
4800 MW
600 MW
4000 MW
536 MW
4000 MW
392 MW
4000 MW
306 MW
4000 MW
406 MW
3600 MW
688 MW
3800 MW
458 MW
4000 MW
363 MW
3000 MW
451 MW
3000 MW
575 MW
3000 MW
334 MW
3000 MW
345 MW
2500 MW
380 MW
Precio
42,00 Eur/MWh
47,60 Eur/MWh
45,67 Eur/MWh
51,31 Eur/MWh
39,40 Eur/MWh
43,70 Eur/MWh
40,50 Eur/MWh
44,50 Eur/MWh
44,50 Eur/MWh
50,48 Eur/MWh
46,94 Eur/MWh
53,00 Eur/MWh
49,07 Eur/MWh
53,99 Eur/MWh
51,79 Eur/MWh
55,13 Eur/MWh
53,20 Eur/MWh
56,63 Eur/MWh
57,99 Eur/MWh
63,00 Eur/MWh
52,99 Eur/MWh
57,95 Eur/MWh
51,00 Eur/MWh
56,27 Eur/MWh
56,25 Eur/MWh
61,50 Eur/MWh
49,25 Eur/MWh
54,25 Eur/MWh
54,18 Eur/MWh
51,15 Eur/MWh
45,41 Eur/MWh
51,95 Eur/MWh
Pagos por capacidad
Coeficiente de pérdidas
| 14
OTC
La negociación OTC se
realiza habitualmente
mediante broker, lo que
preserva el anonimato
hasta después de
cerrada la transacción.
Telefónicamente o por
pantalla
| 15
OTC. Volúmenes
El mercado experimentó un fortísimo crecimiento en 2009-10, consolidándose como
referencia de precio en 2011, primer año en que el volumen de negociación supera la
demanda física.
En 2008 se negociaron OTC 83 TWh, pasando en 2009 a 153,8 TWh, a 279 TWh en
2010, a 295 TWh en 2011 y bajando a 273 TWh en 2012, lo que parece un volumen
estable.
El paso a tarifa de la renovable afectará al volumen de negociación.
Volumen comparado OTC-Demanda
OTC (MWh)
40.000.000
1.600
Demanda media anual
OTC(Deals)
35.000.000
Volumen (MWh)
1.400
30.000.000
1.200
25.000.000
1.000
20.000.000
800
15.000.000
600
10.000.000
400
5.000.000
200
40.000.000
35.000.000
30.000.000
25.000.000
20.000.000
15.000.000
10.000.000
5.000.000
2013
2012
2012
2012
2011
2011
2011
2010
2010
2010
2009
2009
2009
2008
2008
2008
2007
2007
2007
2006
2006
2006
2005
2005
2005
2004
2004
2004
2003
2003
2003
2002
2002
2002
2001
2001
2001
2000
2000
2000
1999
1999
1999
0
0
0
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
| 16
Los precios a plazo
| 17
El mercado spot
|
OMIE
Los mercados del día D-1
Mercado diario + Bilaterales
(Carbón Nacional)
REE despacha el carbón nacional que
no esté en mercado a precio regulado.
Retira otras centrales, por orden de
CO2
Restricciones técnicas
REE despacha las centrales que
necesita por tensiones zonales y
convoca una subasta para retirar otras
centrales. Es un mercado Pay-as-bid
Reserva Adicional
REE solicita el acoplamiento de grupos
térmicos parados que puedan proveer
reserva de tiempo real. Se subasta la
obligación, se programa en intradiarios
Reserva secundaria
Algunos grupos se someten al Control
Automático, percibiendo por ello un
precio.
REE
Garantía de Suministro
OMIE
Los agentes negocian libremente. El
programa refleja la demanda del día
siguiente y la cobertura óptima. Es
marginalista.
Intradiarios 1 y 2
Los agentes reajustan sus programas
libremente. Es marginalista
|
El mercado diario. Subastas.
Es una subasta de compra y venta
▪
▪
Se subastan las 24 horas del día siguiente (24 productos, cada uno un precio).
Compradores y vendedores envían sus ofertas antes de las 10:00. Se ordenan por
precio y se aceptan las más competitivas. Todas se liquidan al precio de cierre.
Venta
200,00
Compra
180,00
2100 MWh @ 180 €/MWh
150 MWh @ 60 €/MWh
60 MWh @ 44 €/MWh
80 MWh @ 30 €/MWh
100 MWh @ 25 €/MWh
25 MWh @ 10 €/MWh
160,00
140,00
Ventas
Compras
120,00
€/MWh
1200 MWh @ 0 €/MWh
500 MWh @ 10 €/MWh
650 MWh @ 42 €/MWh
100 MWh @ 43 €/MWh
250 MWh @ 44 €/MWh
60 MWh @ 45 €/MWh
120 MWh @ 58 €/MWh
40 MWh @ 70 €/MWh
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
MWh
El mercado cierra a 42 €/MWh
Gráficamente, el precio de cierre es el punto de corte
(existe cierta discrecionalidad en la definición)
Todas las compras a precio superior y ventas a precio inferior casan.
Las ventas (o compras) al precio de cierre se prorratean
(en el ejemplo, se casan sólo 610 de los 65 MWh ofertados a 42 €/MWh)
20
| 20
El market-splitting con Portugal
Ambos países envían ofertas a OMIE y la casación es conjunta:
▪ Si la interconexión no se satura, se forma un único precio ibérico
▪ Si se satura, el mercado se divide (“splitting”) y se forman dos precios
P
P
Q
Q
El market-splitting se denomina market-coupling cuando en cada país opera un mercado diferente.
21
| 21
Los mercados del día D-1
Generadores
Distribuidores y
Comercializadores
Contratos
bilaterales
Venden directamente a
comercializadores
Compran directamente a
generadores
Mercado diario
Ofertan al pool
Compran al pool
Restricciones
técnicas
(incluida la
GdS)
REE
Los generadores
“necesarios” venden su
producción a REE
Reserva
Adicional
Térmicas paradas adquieren
el compromiso de acoplar en
intradiario para asegurar que
haya reserva en tiempo real
La diferencia (negativa) entre
lo que cobran los generadores
que suben por restricciones
menos lo que pagan los que
bajan, más el coste de las
reservas adicional y
secundaria, forma una bolsa
que la paga la demanda (*) en
proporción a su consumo.
Reserva
secundaria
Generadores acoplados
cobran por reservar un rango
de potencia que se somete
en tiempo real al control
automático de REE (AGC)
(*) En el caso de la reserva adicional, un 2% del coste lo
paga la generación en proporción a su desvío
Otros generadores compran
energía (reducen su
programa)
|
El programa de producción de los grupos
Como resultado de estas transacciones, los generadores adquieren un compromiso de
producción (programa) para las 24 horas del día siguiente, que es el neto de sus ventas
menos sus compras.
Rango de potencia reservado para
control automático (en el mercado de
reserva secundaria)
En tiempo real, el grupo produce en el
rango de reserva o, si no tiene reserva
asignada, según su programa.
El programa del grupo se
construye como la suma de
sus ventas.
|
El tiempo real
|
La gestión intradiaria
En el primer intradiario se corrigen las imperfecciones que hayan podido quedar en el
programa de los grupos, se terminan de programar las interconexiones, etc.
A partir de ahí, la gestión consiste principalmente en:
▪ Atender las incidencias y reprogramarlas si es preciso (intradiario, redespachos, etc)
▪ Capturar las oportunidades por desvíos en demanda o eólica, que afloran en:
– Intradiarios
– Desvíos
– Terciaria
Adicionalmente, están la gestión de descargos y la reposición
| 25
Horario de los mercados intradiarios
10:00 Cierre de la sesión del mercado diario
11:00 Publicación del programa provisional
14:00 Solución de restricciones (programa definitivo)
15:30 Cierre de la sesión de secundaria
16:00 Publicación de las bandas asignadas en secundaria
Día D-1
Día D
17:45 Cierre Intradiario 1 (Desde hora 21 D-1)
21:45 Cierre Intradiario 2 (Desde hora 1)
1:45 Cierre Intradiario 3 (Desde hora 5)
4:45 Cierre Intradiario 4 (Desde hora 8)
8:45 Cierre Intradiario 5 (Desde hora 12)
12:45 Cierre Intradiario 6 (Desde hora 16)
REE y OMIE acordaron aumentar a 8 el número de intradiarios pero la idea se suspendió por la
oposición de Portugal.
OMIE se opone a la adopción del modelo de intradiario continuo mayoritario en Europa y la
CNE se ha pronunciado recientemente a favor de un modelo híbrido.
| 26
Los mercados del día D
Generadores
Mercados
intradiarios (x6)
Ofertan al pool
Comercializadores
REE
Compran al pool
Tras cada intradiario, queda fijado el programa para las próximas 4 horas (no se realizan más
compras ni ventas entre las partes). Pero puede ocurrir que la demanda o la oferta real no
coincidan con la contratada (viento, temperatura, disparos de grupos). REE monitoriza el
equilibrio oferta-demanda y ajusta la producción mediante tres “subastas” entre generadores,
sin participación de la demanda.
Gestión de
desvíos
Subasta para las próximas 3-4
horas. Sólo ante desvíos
importantes
Reserva terciaria
Generación que se puede movilizar
en 15 min. Los generadores
ofertan, se forma un orden de
mérito y REE llama por teléfono a
los que hagan falta por ese orden
Control
automático (uso
de la reserva
secundaria)
El sistema de control de REE y las
empresas varían la carga de los
generadores en regulación para el
ajuste fino de la demanda. El
tiempo de respuesta son 100 s.
Lo que cobran los
generadores que suben (o lo
que pagan los que bajan) en
tiempo real se imputa a los
generadores y clientes en
proporción a su desvío,
medido como la diferencia
entre su contador y su
programa. P.Ej, un cliente que
compra 100 y consume 110
pagó 100 al mercado y 10
más a REE a un precio igual
a lo que cobró el generador
que subió carga en estos tres
mercados.
|
La programación de la producción
La programación de la producción responde a la pregunta ¿me interesa más producir la energía o
adquirirla en el mercado? Parte de los costes propios de producción, la previsión de precios del mercado
spot y los servicios complementarios y genera el plan de producción que maximice el margen de
contribución.
Es un proceso iterativo con distintos alcances temporales
Mercados de
commodities
Cálculo de los costes
de producción
Ventas a cliente final
Programacion de los
grupos
Previsión de precios
de la electricidad
Mercados a
plazo de
electricidad
| 28
Índice
El mercado eléctrico español:
El mercado mayorista. Formas de contratación
El mercado a plazo
El mercado spot
El tiempo real
La política y el futuro del mercado:
Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
|
Lo más relevante
▪
▪
▪
Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico
El RD del Carbón Nacional
El RD de Renovables
| 30
Las tasas
▪ Impuesto sobre la producción eléctrica. “La base imponible del impuesto estará constituida por el
importe total que corresponda percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema
eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, por cada instalación, en el período
impositivo” . El impuesto se fija en el 7%.
▪ Canon por utilización de aguas continentales en la producción de energía eléctrica. “Estarán
exentos del pago de este canon los aprovechamientos hidroeléctricos explotados directamente por la
Administración competente para la gestión del dominio público hidráulico” . El tipo de gravamen se fija
en el 22%. El canon se reducirá en un 90 por ciento para las instalaciones hidroeléctricas de potencia
igual o inferior a 50 MW, y para las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología
hidráulica de bombeo y potencia superior a 50 MW, y en la forma que reglamentariamente se determine
para aquellas producciones o instalaciones que se deban incentivar por motivos de política energética
general.
▪ Impuesto para el carbón y gas natural. Se fija una imposición en ambos casos como modificación de
la ley 38/1992 de 0,65 €/Gigajulio (0,27 c€/Th PCS).
– Litoral
6,50 €/MWh
–
–
–
–
Puentes
6,60 €/MWh
Ciclos
4,88 €/MWh
Compostilla
7,00 €/MWh
Teruel
7,10 €/MWh
| 31
Las tasas
Impuesto nuclear
▪
Impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radioactivos
resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica
▫ En la producción de combustible gastado resultante de la generación de energía nucleoeléctrica, a la
que se refiere el apartado 1.a) del artículo 17, el tipo será de 2.190 euros por kilogramo de metal
pesado.
▫ En la producción de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 1.b). del artículo 17:
▪

Para residuos radiactivos de baja y media actividad, el tipo será de 6.000 euros por metro
cúbico.

Para residuos radiactivos de muy baja actividad, el tipo será de 1.000 euros por metro cúbico.
Impuesto sobre el almacenamiento de combustible nuclear gastado y residuos radioactivos
en instalaciones centralizadas
▫ En el almacenamiento de combustible gastado a que se refiere el apartado 1.a) del artículo 22, el
tipo será de 70 euros por kilogramo de metal pesado.
▫ En el almacenamiento de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 1.b) del artículo 22, el tipo
será de 30.000 euros por metro cúbico de residuo radiactivo.
▫ En el almacenamiento de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 1.c) del artículo 22:

Para residuos radiactivos de baja y media actividad, el tipo será de 10.000 euros por metro
cúbico.

Para residuos radiactivos de muy baja actividad, el tipo será de 2.000 euros por metro cúbico
| 32
Lo más relevante
▪
▪
▪
Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico
El RD del Carbón Nacional
El RD de Renovables
| 33
Las ayudas al carbón
La Resolución para 2013 se aprobó el 19 de febrero pero, con la llegada de las lluvias, la
producción ha sido ínfima. Una nueva Resolución obligó a las empresas a comprar el carbón
por doceavas partes a partir de marzo.
La Resolución establece unos costes que, por la parte variable, no incorporan ni el céntimo
verde ni el 7%
GWh Generados
GWh
Generados
GWh
Generados
GWh Generados
GWh
Generados
R e s um e n de C o s t e s ( €/ M Wh)
Centrales
Central
Soto de Ribera 3
Narcea 3
Anllares
La Robla 2
Compostilla
Teruel
Guardo 2
Puentenuevo 3
Elcogás
TOTAL
I Trimestre
288,38
265,07
447,37
402,63
1.164,31
1.383,57
427,08
235,57
307,74
4.921,72
II Trimestre
234,98
215,98
364,52
328,07
948,70
1.127,35
347,99
191,95
250,75
4.010,29
III Trimestre
309,74
284,70
480,50
432,45
1.250,56
1.486,05
458,72
253,02
330,53
5.286,29
IV Trimestre
234,98
215,98
364,52
328,07
948,70
1.127,35
347,99
191,95
250,75
4.010,29
Total
1.068,09
981,74
1.656,91
1.491,22
4.312,27
5.124,32
1.581,78
872,50
1.139,77
18.228,59
Soto de Ribera 3
Narcea 3
Anllares
La Robla 2
Compostilla
Teruel
Guardo 2
Puentenuevo 3
Elcogás
C o stes
F ijo s
C o stes
V a ria ble s
C o stes
T o t a le s
41,72
38,73
11,63
24,47
17,80
12,29
21,63
65,78
56,83
46,64
49,09
50,89
47,56
49,56
44,31
53,06
58,89
53,03
88,36
87,82
62,52
72,03
67,36
56,60
74,69
124,67
109,86
| 34
Lo más relevante
▪
▪
▪
Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico
El RD del Carbón Nacional
El RD de Renovables
| 35
El RD de Renovables
Lo que establece el decreto:
▪
▪
Toda la renovable pasa a tarifa. La que quede en mercado cobrará prima cero.
Efecto retroactivo a 1 de enero
Impacto en el mercado:
▪
La renovable cobra lo mismo independientemente de en qué mercado venda su energía.
Los desvíos se pagan en proporción al valor absoluto del desvío (excepto algunas
instalaciones muy pequeñas, que continúan exentas).
| 36
Índice
La política y el futuro del mercado:
Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
|
El tercer paquete legislativo
Directivas y reglamentos de gas y electricidad + Green package (20-20-20)
Directiva electricidad: aprobada el 13 de julio de 2009
▪
▪
▪
▪
▪
Unbundling TSOs y DSOs
Protección del consumidor
Integración de las renovables
Creación de ACER (y ENTSOE)
Transparencia de información
ACER se crea en 2011. constituye un grupo consultivo AESAG, con la participación de las asociaciones
(Eurelectric, EFET, EuroPex, IFIEC, etc)
La integración de mercados
A partir del Foro de Florencia de 2008, la Comisión decide crear el PCG (Project Coordination Group,
enero 2009) para la integración de mercados, donde participen los stakeholders a través de sus
asociaciones. Varias líneas de trabajo:
▪
▪
▪
▪
▪
Mercado diario y gestión de interconexiones
Mercado de balancing
Desarrollo de red
Armonización regulatoria
etc.
El PCG coexiste con las iniciativas regionales de ERGEG, que intentan implementar estas soluciones
(CWE, SWE, CSE, etc)
| 38
Network codes de “mercado”
Forward capacity allocation
– FG en CACM aprobadas (29/7/11). En fase de redacción a lo largo de 2013.
– Subastas a plazo de la capacidad de interconexión, tratamiento de las merchant lines, etc.
Capacity allocation and congestion management (CACM)
– FG en CACM aprobadas (29/7/11). Redactado por ENTSOE, aprobado por ACER con comentarios
(19/12/2012), a punto de ser enviado a la Comisión Europea para comitología.
– Contiene el proceso de cálculo de capacidades de intercambio, integración de mercado diario e
intradiarios.
▫ Para el mercado diario establece un sistema de market coupling, con una subasta diaria. Las capacidades se
establecerán ATC hasta que se pueda implementar FB
▫ Para el intradiario establece un sistema de negociación continua con asignación implícita de capacidad
Balancing
– FG aprobadas (18/09/12) y en fase de redacción ENTSOE (desde el 21/12/12). Se espera que se
envíe a ACER en junio.
– Gestión de reservas de operación entre el fin del intradiario (H-2 ó H-1) y el tiempo real (H).
Establece un sistema TSO-TSO de intercambio de energía por las fronteras.
| 39
Network codes de “operación”
Están basados en las FG de System Operation, aprobadas el 2/12/11
Load-frequency Control and Reserves
– Borrador (17/11/12), workshop en marzo y luego envio a ACER
– Calidad de la frecuencia, definición de reservas (FCR. FRR y RR), bloques de control, requisitos
mínimos, netting de tiempo real e intercambios transfronterizos. A diferencia del NC Balancing, es
muy técnico.
Operational Security
– Borrador terminado (20/12/12), se enviará a ACER a finales de febrero
– Estados del sistema, análisis de contingencia, intercambios de información y formación de
operadores
Operational Planning and Scheduling
– Borrador terminado (30/1/13), workshop el 14/2/13 y luego envío a ACER.
– Modelos de red, coordinación de mantenimientos, SSCC (poco), adequacy y scheduling (que en
muchos sitios no se hace)
Otros NC:
– Demand connection y Requirement for generators – Terminados
– Governance, Emergencies... ¿más por venir?
| 40
La integración en Europa
Nordpool:
•Mercado diario marketsplitting
•Intradiario continuo con
asignación implícita
•Interconexión CWE con ITVC
NWE:
•13 TSOs: Nordic, CWE and
GB
•Day-ahead: market coupling
(price coupling) con un único
algoritmo
•Intradiario continuo con
asignación implícita
CWE:
•Mercado diario marketcoupling (price coupling)
•Intradiario continuo con
asignación implícita (objetivo:
mitad de 2011)
Mibel:
GME:
•Mercado diario market-splitting
•Intradiario subastas
•Mercado diario market-splitting (5 zonas)
•Intradiario subastas
|
El market coupling.
▪ Arranca el 4/11/2013 incluyendo Iberia (se supone,
porque no hay un compromiso de NWE)
▪ Algoritmo PCR, desarrollado por 6 PXs incluido OMEL:
– Respeta las “particularidades nacionales”: No todos los agentes tendrán las mismas herramientas a su disposición.
OMEL pretende conservar la oferta por unidades físicas, la CIM y la condición de rampa. El mayor reto era el PUN
italiano, pero parece resuelto
– El algoritmo PMB versión 4 para finales de Mayo. Sin Rampas ni PUN.
– Sólo es común el algoritmo: las validaciones y resultados (pre- y post.coupling) son nacionales. Permite no armonizar
totalmente los procedimientos (lo que tiene ventajas e inconvenientes)
– Actualmente trabajando en los procedimientos de contingencia (posible “decoupling”) y en la depuración del algoritmo
Revisión de zonas de precio en fase de proyecto piloto
04/11-8/11
28/10-01/11
21/10-25/10
14/10-18/10
07/10-11/10
23/9-27/9
30/9-04/10
16/9-20/9
09/9-13/9
02/9-06/9
26/8-30/8
19/8-24/8
05/8-9/8
12/8-16/8
29/7-02/8
22/7-26/7
15/7-19/7
1/7-5/7
8/7-12/7
24/6-28/6
17/6-21/6
3/6-7/6
10/6-14/6
27/5-31/5
20/5-24/5
6/5-10/5
13/5-17/5
29/4-3/5
22/4-26/4
15/4-19/4
1/4-5/4
8/4-12/4
25/3-29/3
18/3-22/3
4/3-8/3
11/3-15/3
25/2-1/3
18/2-22/2
4/2-8/2
11/2-15/2
28/1 - 1/2
21/1-25/1
7/1-11/1
14/1-18/1
2013
31/12-4/1
24/12-28/12
17/12-21/12
2012
NWE REGULATORY DELIVERABLES
REGULATORY APPROVAL PROCESS
NWE CONTRACTUAL DELIVERABLES
LOCAL CONTRACTUAL DELIVERABLES
DEPENDENT DEVELOPMENT PROJECTS
Delivery of systems for local testing
Local testing
PCR
PMB Release 2 - Algo Release 3
PMB Release 3 - Algo Release 3
NWE TESTING
ENTRANCE TESTING
NWE INTEGRATION TESTING
NWE SIMULATION TESTING
CONTINGENCY
MEMBER TEST
GO LIVE PREPARATION
Incertidumbre
sobre la
inclusión de
Iberia
| 42
El “modelo de OMIE” para el diario
El PCR no es una unificación de mercados. Es más, consolida las diferencias nacionales.
OMIE defiende para España un modelo de Market Coupling en el mercado diario conservando el formato
de oferta actual:
– Ofertas por unidades físicas
– CIM y rampas (estas últimas no en el PMB)
En opinión de la mayor parte del sector:
▪ La prioridad es el acoplamiento cuanto antes. El debate sobre condiciones complejas, fall-back, etc,
no justifican retrasar nuestra incorporación más allá de noviembre.
– Todas las condiciones complejas que se utilizan en Europa son prácticamente iguales
– Los procedimientos de fall-back tienen poco impacto en un país débilmente interconectado.
▪ Preferimos la oferta por cartera y posterior nominación de unidades a REE:
– Reglas iguales a las de nuestros competidores europeos
– Reducción de costes de suministro
– Menores errores operativos. Mayor flexibilidad.
– Incrementará la producción con Carbón Nacional (según se adapte la normativa específica)
– Reglas más sencillas: no existen problemas como, por ejemplo, la casación por debajo de mínimo
técnico, se facilita la integración de la negociación de OMIP, sin unidades genéricas con
tratamientos ad hoc, etc.
| 43
Los mecanismos de asignación de capacidad ID XB
Fuente: Slide presentada por AHAG ID WG en el Foro de Florencia Junio 2010
|
La asignación de capacidad implícita intradiaria
En el ejemplo, se puede exportar a Portugal e importar
de Francia y Alemania.
Las compras de Portugal y las ventas de Francia y
Alemania aparecen en pantalla.
Compras
H7
Ventas
10
20
10
42,15
42,05
41,80
42,30
42,45
42,50
10
10
25
H8
25
10
30
44,35
44,10
44,00
44,50
44,90
45,25
25
20
30
H9
20
40
46,15
46,00
46,30
46,90
15
20
Portugal
Francia
Alemania
Si casa alguna de estas ofertas, las capacidades se
recalculan.
| 45
El modelo para el mercado intradiario
Intradiario continuo con oferta de cartera y asignación implícita de capacidad
Plataforma de asignación común
PX1
PX2
Problemas de selección del proveedor
Acuerdo de PXs 31/3/13
ENTSO
Ofertas recibidas 18/1/13
PX4
Shared Order Book
– EPEX y Nordpool compiten
– Proceso de oferta pública:
▫
▫
▫
▫
PX3
Si no hay acuerdo, opinión ACER 15/5/13
Capacity calculation
module - CMM
(ATC, FB, etc)
OTC trades?
Capacity information
module
PXs se han comprometido a aceptar la opinión de ACER
Se debe permitir la inclusión de deals OTC
TSO1
TSO2
TSO3
La posibilidad de subastas está muy restringida en el NC:
(a) Regional auctions shall not have an adverse impact on the liquidity of the pan-European Intraday solution;
(b) All Cross Zonal Capacity shall be allocated through the Capacity Management Module;
(c) The regional auction shall not introduce any discrimination between Market Participants from adjacent regions;
(d) The timescales for regional auctions shall be consistent with the pan-European Intraday solution to enable the Market Participants to trade as close as possible
to real-time; and
(e) National Regulatory Authorities shall have consulted the Stakeholder Committee.
| 46
El “modelo de OMIE” para intradiario
OMIE propone una “integración limitada”, donde no se cambian la formas actuales de
negociación:
Propuesta OMIE
Mercado
diario
Funcionamiento NWE
Diseño de mercado
Subasta diaria por unidades físicas
Subasta diaria con ofertas de cartera
Gestión de la frontera
Market coupling
Market Coupling
Diseño de mercado
Mercado
intradiario
Negociación continua por cartera y
subastas por unidades físicas. Las
subastas serían obligatorias para la
generación.
Sólo negociación continua
Hasta 1 ó 2 horas antes de tiempo
real
Hasta 4 horas antes de tiempo real
Gestión de la frontera
Market splitting: importar o exportar
tiene un coste. ¿Se mantendrá la
prohibición de importar a los agentes
dominantes?
Uso gratuito de la capacidad de
interconexión que quede libre tras el
diario.
| 47
El posicionamiento de Endesa
Intradiario continuo complementado, eventualmente, con subastas en OMEL:
• Supone implementar estrictamente lo que se define en la normativa Europea
• Se negocia en un mercado continuo, por unidades físicas, con cualquier contraparte nacional o, en
la medida en que haya quedado capacidad de interconexión ociosa, también extranjeras.
▫ La capacidad de paso se asigna en el momento de cerrar la impor/expor y es gratuita.
▫ Las transacciones cerradas en el mercado continuo son firmes y se nominan directamente a REE. Deben
respetar las limitaciones por seguridad que imponga REE.
▫ El intradiario continuo negocia todos los periodos futuros excepto la hora en curso y siguiente.
• OMEL puede seguir organizando intradiarios por subasta en España, pero no gestionarían la
interconexión, no interrumpirían la negociación continua y no serían obligatorios
Ventajas
– Uso gratuito de la frontera en ámbito intradiario. Máxima utilización, más eficiente.
– Permite vender reserva en Francia. La reserva en Francia es más cara que en España. La
posibilidad de negociar hasta H-1 permitirá a los generadores españoles aprovechar gran parte de
esos precios.
– Reduce el coste de desvíos, pues las indisponibilidades fortuitas pueden ser negociadas
inmediatamente, sin necesidad de esperar a la siguiente subasta intradiaria
| 48
Lo que seguro que tendremos
Sólo el hecho de acoplarnos con Europa conllevará otros efectos siguientes:
▪
Eliminación de la prohibición para importar en el diario. De hecho, desaparece el concepto
de importador y exportador en ámbito diario, manteniéndose (¿?) en intradiario .
▪
Apenas variará la renta de interconexión capturada por REE. El valor total de la
interconexión en 2012 fue de 80,3 M€. Se cruzan dos efectos:
– Las subastas anual y mensual se sobrepagan, sobre todo en sentido importador,
porque con esa capacidad los agentes arbitran diario-intradiario. En 2012 se pagaron
48,6 M€ por 306 MW de capacidad en cada sentido, cuando la renta real fue de sólo
30,8 M€.
– Las subastas diarias (que subastan en promedio 470 MW) pagan del orden del 60% del
precio real, porque los agentes no son capaces de capturar el spread total de la
interconexión.
▪
Reducción de las necesidades de reserva. Actualmente existen las “importaciones sin
derechos” (que tenemos prohibidas) que, entre otros efectos, incrementan en un 7% las
necesidades de reserva. En 2012 supusieron 112 GWh con un coste para el sistema de
4,5 M€
| 49
Balancing
Balancing es el mercado que comienza tras el intradiario y enlaza con la gestión de reservas
de operación. Corresponde a nuestra gestión de desvíos + terciaria.
Características:
▪
▪
Periodo de negociación inferior a la hora. Programación por cuartos de hora naturales.
Definición de dos productos:
– Reserva: disponibilidad de energía. Como nuestra Reserva Adicional, pero antes del
diario, o bien semanal. A debate si periodos mayores. La reserva no debería
condicionar el precio de la energía ni la participación en este mercado.
– Energía de balance: buzón continuo. Modelo final TSO-TSO con CMO. Necesidad de
separar lo que son congestiones de tiempo real
▪
Armonización lejos de conseguirse. Se necesita armonizar:
–
–
–
–
El periodo de liquidación
El producto
El criterio de asignación
Los procedimientos de scheduling
| 50
Current balancing initiatives in Europe
51
| 51
Mundos heterogéneos
▪
Alemania, Bélgica, Holanda, Suiza y Austria:
Los agentes operan por cartera y no programan sus centrales. En tiempo real se
rebalancean incluso entre países. Se publica toda la información y se pagan los desvíos
favorables al sistema. Para que la secundaria funcione, aplican netting en tiempo real.
Tienden a no dejar al TSO más que la reserva de tiempo real. No quieren, en el fondo,
un modelo TSO-TSO y por eso aproximan el intradiario al tiempo real.
▪
Francia:
Utiliza un periodo de programación de media hora y liquidaciones de desvíos de 10
minutos para la generación y 1 hora para la demanda. Los agentes tienen obligación de
programar sus centrales. Las restricciones de tiempo real y la reserva de emergencia
tiene una tarifa y son obligatorias. RTE programa directamente las centrales de los
países limítrofes cuando le sale a cuenta, sin notificar al TSO de la zona, lo que
desbalancea la regulación secundaria y hace obligatorio el netting.
▪
España:
Programamos la interconexión con 4-6 horas de anticipación y no permitimos
intercambio de reservas transfronterizo. Bloqueamos Portugal, de hecho. Programamos
la reserva terciaria por cuartos de hora no naturales y liquidamos desvíos horariamente,
conviviendo ambos sistemas gracias a la monitorización de la potencia que hace la
regulación secundaria.
| 52
Los retos
▪
No parece fácil conseguir un consenso en el periodo de liquidación. ENTSOE quiere llevar
este punto al NC LFCR.
▪
Francia no quiere perder el acceso a la reserva de los países limítrofes e impulsa el
concepto de región, pues prefiere tratar directamente con los generadores
▪
Los alemanes lo tienen todo montado hacia el trading y ya negocian cuartos de hora en un
intradiario que muere en H-1. Incluso quieren que llegue hasta H-15’
▪
Los nórdicos tienen un intradiario continuo que funciona bien y un esquema de
programación posterior en el que mantienen intercambios transfronterizos (a costa de no
regular más que frecuencia) y no desean cambiar al más complicado esquema
centroeuropeo.
▪
La reserva de capacidad en interconexiones ha justificado algunos cables en Nordpool.
Problemas de competencia en zonas pequeñas en balancing justificarían la reserva.
▪
La liquidación de desvíos no es homogénea (sólo en España utilizamos tres
procedimientos distintos). La posición de Eurelectric es el precio único, que utilizan en
varios países (en Nordpool sólo para la demanda).
| 53
El flow-based
Es una mejora del cálculo de capacidades de interconexión para el market coupling, que las
hace dinámicas en función de un modelo de red. Se integra en el algoritmo de casación.
Es importante en centroeuropa, pues incrementará mucho las capacidades.
Intuitive patch
not triggered
(i.e. FB = FBI)
54
| 54
El flow-based (2)
Algunas peculiaridades:
– Necesita un modelo exhaustivo de la red. Sólo el 2% de las saturaciones se producen
en las líneas de interconexión.
– Necesita incluir el orden de mérito de los generadores, es decir, anticipar las ofertas a
D-2. Rotunda oposición de los generadores. Buscando un consenso (que es posible).
– Las soluciones óptimas (welfare) no son siempre intuitivas. Esto se puede imponer
(FBI).
Actualmente en pruebas
– Metodología estabilizada
– En paralelo desde febrero 2013, resultados que se harán públicos en breve
– Difícil industrialización
| 55
GRACIAS POR SU ATENCIÓN
|