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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MASTER
ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS
LIBERALIZADOS A ESCALA INTERNACIONAL
AUTOR: José Carlos Fernández Pérez
MADRID, Septiembre 2002
Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:
José Carlos Fernández Pérez
EL DIRECTOR
Juan Bogas Gálvez
Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……
EL TUTOR
Mariano Ventosa Rodríguez
Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Tomás Gomez San Román
Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MASTER
ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS
LIBERALIZADOS A ESCALA INTERNACIONAL
AUTOR: José Carlos Fernández Pérez
MADRID, Septiembre 2002
RESUMEN
En sus primeros años de existencia, la industria eléctrica de un país era un sector
fragmentado y disperso. Más tarde, el aumento de las economías de escala en
generación y la concepción del suministro eléctrico como servicio público llevaron
a considerar el sector eléctrico como un monopolio natural ya fuera de propiedad
pública o privada. Sin embargo, a partir de la década de 1980, varios factores
económicos, técnicos y políticos pusieron de manifiesto las ineficiencias del
modelo de monopolio y motivaron el comienzo de un proceso de reformas en
numerosos países, con el fin último de la introducción de competencia en el
sector.
La introducción de competencia implica la reestructuración del sector eléctrico,
que debe pasar del modelo de monopolio a algún otro modelo de estructura que
permita un libre mercado. La presente Tesis de Master aborda las etapas de
transición a la competencia de un sector eléctrico desde de su situación previa de
monopolio. Se analizan las diferentes posibilidades de diseño de mercados
eléctricos liberalizados y las funciones del Operador del Mercado, el Operador del
Sistema y el Regulador en el nuevo entorno competitivo. También se han buscado
cuáles son las variables más significativas de los mercados, capturando los datos
de dichas variables y mostrando los resultados cuantitativos más característicos,
lo que ha permitido un análisis comparativo entre diferentes mercados.
A mi familia,
a los que están y a los que se fueron. Por todo.
Vive la alegría del triunfo a cada paso de tu esfuerzo
Soy consciente de que la mayor parte de los que lleguen a tener en sus manos
esta Tesis de Master, únicamente leerán estas líneas, y eso supone cierta
responsabilidad para el que las escribe. Muchos tal vez se interesen también por
el número de páginas que contiene, así que intentaré ahorrarles trabajo: 301
páginas. Y sólo unos pocos leerán algún que otro capítulo.
En cualquier caso, quiero mostrar aquí mi agradecimiento a todos aquellos que
han hecho posible este trabajo. En primer lugar, quiero agradecer a OMEL el
haber confiado en mí al concederme la beca para la realización de este trabajo.
Gracias también a mi director, Juan Bogas, de OMEL, y a mi tutor Mariano
Ventosa, de la Universidad Pontificia Comillas. Ambos leyeron mis borradores y
los enriquecieron con sus ideas y comentarios. Gracias Juan por esas
conversaciones matutinas sobre mercados de las que tanto he aprendido.
Siguiendo con OMEL, gracias a Ramón Alburquerque y a Julio Hornos, ese
monstruo de la informática. Ambos me ayudaron desinteresadamente siempre que
me encontré ahogado entre números. Gracias a Blanca Vázquez. Todo el mérito
por la presentación de esta obra es suyo. Y gracias, en general, a toda la gente de
OMEL, que me acogió como uno más.
Me veo obligado también a nombrar a Tomás Gomez, que me metió en el cuerpo
el “gusanillo” de hacer este Master y a José Ignacio Pérez Arriaga, que con una
sola llamada telefónica me convenció definitivamente para cursarlo. Gracias a los
dos.
Y por último, y sin embargo lo más importante, gracias a mi familia. Ellos
aceptaron sin rechistar mi vuelta a la etapa de estudiante y me apoyaron siempre
en todo.
José Carlos Fernández Pérez
Madrid, septiembre 2002
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................... 1
2. LA EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO.............................................. 7
2.1 Los comienzos del sector eléctrico......................................................... 7
2.2 Los comienzos del sector eléctrico en España..................................... 10
2.3 Los motivos para el cambio a un mercado eléctrico liberalizado.......... 12
2.4 Distintos grados de liberalización. ........................................................ 15
2.4.1 Modelo 1: monopolio. .................................................................... 16
2.4.2 Modelo 2: monopsonio. ................................................................. 18
2.4.3 Modelo 3: competencia mayorista y minorista. ............................. 20
2.4.4 Modelo 4: libertad de elección para todos los consumidores. ....... 22
2.5 Resumen y conclusiones...................................................................... 26
3. LA TRANSICIÓN A UN ENTORNO EN COMPETENCIA........................... 27
3.1 El papel del Estado............................................................................... 28
3.2 La situación de partida. ........................................................................ 29
3.3 Las etapas del proceso. ....................................................................... 30
3.3.1 Separación operacional de actividades verticalmente integradas. 31
3.3.2 Desintegración vertical. ................................................................. 33
3.3.3 Desintegración horizontal.............................................................. 37
3.3.4 Mercado competitivo. .................................................................... 39
3.3.5 Privatización.................................................................................. 41
3.4 La economía de la transición a la competencia.................................... 43
3.4.1 Los costes. .................................................................................... 43
3.4.1.1 Los costes implícitos. ............................................................. 43
3.4.1.2 Los costes varados. ............................................................... 44
3.4.1.3 Los beneficios varados. ......................................................... 45
3.4.2 Los beneficios. .............................................................................. 45
3.5 Situación actual. ................................................................................... 46
3.6 Resumen y conclusiones.......................................................................... 47
4 LAS INSTITUCIONES DE UN SECTOR ELÉCTRICO LIBERALIZADO. EL
OPERADOR DEL MERCADO. EL OPERADOR DEL SISTEMA. EL
REGULADOR............................................................................................. 49
4.1 Las actividades de coordinación. ......................................................... 50
4.1.1 La operación del mercado............................................................. 50
4.1.1.1 Los mecanismos de casación de ofertas. .............................. 51
4.1.1.2 El mercado spot. .................................................................... 57
4.1.1.3 Los mercados de ajustes o “intradiarios”. .............................. 59
4.1.1.4 Los mercados eléctricos de futuros y opciones. .................... 59
4.1.2 La operación del sistema. ............................................................. 66
4.1.3 Organización y gobierno del OM y el OS. Relación con las
actividades de transporte............................................................. 67
4.1.3.1 Relación estructural entre el OM, el OS y la red de
transporte..................................................................................... 67
4.1.3.2 Propiedad del OM y el OS. .................................................... 70
4.1.3.3 Número de operadores de mercado ...................................... 71
4.2 El regulador. ......................................................................................... 71
4.3 Resumen y conclusiones...................................................................... 72
5 MERCADOS ELÉCTRICOS ORGANIZADOS. EVALUACIÓN DE
EXPERIENCIAS INTERNACIONALES. ................................................... 74
5.1 Resultados de diversos mercados.......................................................... 7
5.1.1 Europa........................................................................................... 76
5.1.1.1 OMEL..................................................................................... 76
5.1.1.2 NORD POOL. ........................................................................ 80
5.1.1.3 EEX Y LPX............................................................................. 84
5.1.1.4 APX ....................................................................................... 89
5.1.2 América del norte. ........................................................................ 94
5.1.2.1 PJM. ...................................................................................... 94
5.1.2.2 Alberta. ................................................................................ 101
5.1.3 Australia (NEMMCO)................................................................... 106
5.2 Análisis comparativo. ......................................................................... 128
5.2.1 Precios. ...................................................................................... 128
5.2.1.1 El precio horario. ................................................................. 128
5.2.1.2 El precio diario ponderado. ................................................. 139
5.2.2 Energía y volumen de negocio. .................................................. 142
5.2.2.1 Valores medios y volatilidad. ............................................... 142
5.2.2.1 Valores totales. ................................................................... 146
6 MERCADOS ELÉCTRICOS DE CONTRATACIÓN A PLAZO. EVALUACIÓN
DE EXPERENCIAS INTERNACIONALES. ........................................... 150
6.1 Productos del mercado de futuros de EEX. ....................................... 151
6.1.1 Futuros mensuales. .................................................................... 151
6.1.1.1 Carga base. ........................................................................ 151
6.1.1.2 Carga pico. .......................................................................... 153
6.1.2 Futuros trimestrales. ................................................................... 155
6.1.2.1 Carga base. ........................................................................ 155
6.1.2.2 Carga pico. .......................................................................... 157
6.1.3 Futuros anuales. ......................................................................... 159
6.1.3.1 Carga base. ........................................................................ 159
6.1.3.2 Carga pico. .......................................................................... 161
6.2 Resumen y conclusiones. .................................................................. 163
7. RESULTADOS Y CONCLUSIONES ....................................................... 164
Apéndice 1. EL SECTOR ELÉCTRICO EN DIVERSOS PAÍSES. REVISIÓN
INTERNACIONAL......................................................................................... 173
A1.1 Introducción ..................................................................................... 173
A1.2. Europa occidental ........................................................................... 175
A1.2.1 Austria....................................................................................... 175
A1.2.1.1 Proceso de implantación ................................................... 175
A1.2.1.2 Estructura actual................................................................ 176
A1.2.1.3 Modelo de mercado ........................................................... 176
A1.2.2 Bélgica ...................................................................................... 176
A1.2.2.1 Proceso de implantación ................................................... 176
A1.2.2.2 Estructura actual................................................................ 177
A1.2.3 Francia...................................................................................... 178
A1.2.3.1 Proceso de implantación ................................................... 178
A1.2.3.2 Estructura actual................................................................ 178
A1.2.3.2 Modelo de mercado ........................................................... 180
A1.2.4 Holanda .................................................................................... 180
A1.2.4.1 Proceso de implantación ................................................... 180
A1.2.4.2 Estructura actual................................................................ 181
A1.2.4.3 Modelo de mercado ........................................................... 183
A1.2.5 Grecia ....................................................................................... 190
A12.3.1 Proceso de implantación .................................................... 190
A12.3.2 Estructura actual................................................................. 190
A12.3.3 Modelo de mercado............................................................ 190
A1.2.6 Alemania................................................................................... 191
A1.2.6.1 Proceso de implantación ................................................... 191
A1.2.6.2 Estructura actual................................................................ 192
A1.2.6.3 Modelo de mercado ........................................................... 194
A1.2.7 Inglaterra y Gales...................................................................... 234
A1.2.7.1 Proceso de implantación ................................................... 234
A1.2.7.2 Estructura actual................................................................ 235
A1.2.7.3 Modelo de mercado ........................................................... 236
A1.2.8 Países nórdicos (Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca)..... 244
A1.2.8.1 Proceso de implantación ................................................... 244
A1.2.8.2 Estructura actual................................................................ 247
A1.2.8.3 Modelo de mercado ........................................................... 250
A1.3 Europa del Este.................................................................................... 264
A1.3.1 Armenia .................................................................................... 265
A1.3.2 Albania...................................................................................... 266
A1.3.3 Azerbaijan................................................................................. 266
A1.4 África ................................................................................................ 267
A1.5 Asia y Oceanía ..................................................................................... 269
A1.5.1. Australia .................................................................................. 270
A1.5.1.1 Proceso de implantación ................................................... 270
A1.5.1.2 Estructura actual ............................................................... 275
A1.5.1.3 Modelo de mercado .......................................................... 276
A1.6 América del Sur.................................................................................... 281
A1.7 América Central ................................................................................... 281
A1.8 América del Norte................................................................................. 282
A1.8.1 Estados Unidos......................................................................... 282
A1.8.1.1 Proceso de implantación .................................................. 282
A1.8.1.2 Estructura actual ............................................................... 284
A1.8.1.3 Modelo de mercado ........................................................... 285
Apéndice 2. ÍNDICES DE TABLAS Y FIGURAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7....
................................................................................................ 291
Bibliografía ................................................................................................ 298
1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN Desde el comienzo de la década de 1990 se han venido produciendo
importantes cambios en el sector eléctrico de numerosos países, entre los que
se encuentra España. Estos cambios están encaminados, en general, a la
introducción de competencia en el sector y están basados en tres puntos:
- Reestructuración de las diferentes empresas para la separación de
actividades.
- Liberalización de la normativa referente a las transacciones económicas
entre los agentes para las actividades a realizar en régimen de
competencia.
- Privatización, en su caso, de las empresas públicas, evitando así los
conflictos de interés que pueden surgir al permanecer el Estado como
juez y parte en las diversas actividades eléctricas.
La existencia de competencia, unida a la propia complejidad del sector
eléctrico, ha hecho también necesaria la creación de entidades reguladoras
que velen por la competencia y resuelvan los conflictos que surjan en el
funcionamiento del mercado.
2
En el ámbito mayorista, los generadores, los consumidores cualificados y las
entidades comercializadoras de cualquier tipo, pueden ahora realizar
libremente transacciones entre sí, ya sea a través de un mercado spot o por
medio de contratos. Aunque no es imprescindible, todos los mercados
eléctricos competitivos han establecido algún tipo de mercado organizado, con
transacciones estandarizadas, generalmente con mecanismos anónimos de
casación de ofertas de producción y demanda. En todos los casos, el mercado
organizado siempre incluye un mercado spot, gestionado por el Operador del
Mercado (OM). Por otro lado, el encargado de garantizar la seguridad y
fiabilidad del sistema eléctrico en condiciones compatibles con los resultados
del mercado es el Operador del Sistema (OS).
En España, la única entidad encargada de facilitar las transacciones
económicas de los mercados y realizar las liquidaciones y los pagos es el
Operador del Mercado, OMEL. El Operador del Sistema es REE, que es
además Transportista.
Sin embargo, el modelo de mercado elegido en España no es único. Los
diferentes mercados organizados de todo el mundo han optado por otras
opciones igualmente válidas.
Condiciones de partida Como primer objetivo, se pretende analizar las situaciones previas al
establecimiento de mercados eléctricos, estudiando los condicionantes que
provocaron procesos liberalizadores en numerosos países de todo el mundo.
A partir de la situación inicial, pueden tomarse diversas decisiones en cuanto al
diseño del mercado. Una de las más cruciales es la elección del modelo
estructural. Se pretende estudiar los diversos modelos implementados y
analizar las ventajas y desventajas de cada uno de ellos.
3
Evolución Una vez elegido el modelo estructural, la implantación no es inmediata sino que
se hace necesario un periodo transitorio, en el que deberán acometerse
diversas reformas. Este proceso estará, sin duda, influenciado por la situación
de partida. Se pretende identificar las etapas de dicho proceso y analizar su
dependencia del punto de partida, así como sus implicaciones, entre ellas las
económicas.
Otro aspecto clave en el entorno liberalizado del sector eléctrico es el diseño
estructural de las nuevas instituciones. Estas instituciones, que se hacen
necesarias ahora pero que no existían en el modelo tradicional son el Operador
del Mercado (OM), el Operador del Sistema (OS) y el regulador independiente.
En general, el mercado eléctrico puede tener diversas variantes dependiendo
de las opciones tomadas en tres componentes funcionales:
- Función técnica (OS).
- Función económica (OM).
- Función de transporte.
En relación con estas funciones, se analizarán algunas áreas de decisión en el
diseño de un mercado liberalizado, estudiando las experiencias internacionales
en cada una de ellas:
• Independencia del operador del mercado:
- Operador del mercado independiente.
- Unido al Operador del Sistema.
- Unido al Operador del Sistema y a la empresa Transportista.
• Número de operadores del mercado:
- Operador del mercado único.
- Varios operadores del mercado en cada sistema.
4
• Número de Transportistas
- Transportista único.
- Varios Transportistas en cada sistema.
• Propiedad del OM/OS/Transportista:
- Pública.
- Privada.
- Mixta
El modo de determinación del precio de suministro también constituye una
decisión de diseño a la hora de establecer competencia. En general, la
contratación de energía se realizará mediante una subasta organizada por el
OM o mediante contratos bilaterales. Se pretende analizar con visión crítica los
diversos métodos de casación, así como los diversos mercados que puede
organizar el OM. Dada su especial importancia en los últimos tiempos, los
mercados de derivados eléctricos serán abordados con cierto detalle,
destacando las particularidades que éstos presentan respecto de los mercados
de derivados financieros.
Situación Actual Por otro lado, la presente Tesis de Master pretende realizar un análisis de la
situación actual de los mercados eléctricos con mayor grado de desarrollo y
experiencia acumulada. Para ello, se buscarán índices que puedan mostrar la
profundidad de los mercados y facilitar su comparación cuantitativa. También
deberá analizarse la información pública disponible de mercados spot y de
contratación a plazo, con el objetivo de capturar de forma automática
información útil para el análisis del funcionamiento de los mercados. En
concreto se completará el diseño realizado por OMEL de una herramienta
informática de captura de información relevante de los mercados para la
utilización en el proyecto y para la realización de informes. El análisis de los
datos obtenidos con esta aplicación deberá proporcionar una información
objetiva y uniforme sobre los distintos mercados, así como facilitar su
comparación.
5
Conclusiones Las diferentes decisiones tomadas determinan una elevada casuística de
modelos de mercado implantados por todo el mundo. Algunos de ellos han
perdurado en el tiempo con pequeñas modificaciones, mientras otros han
sufrido cambios bruscos aconsejados por la experiencia. El presente proyecto
pretende analizar las distintas variantes de mercado eléctrico, así como las
ventajas e inconvenientes de las mismas derivadas de la experiencia.
Así, se extraerán conclusiones finales derivadas de todo el estudio, y en
particular se mostrarán aquellas derivadas del análisis de los resultados de la
herramienta automática de captura de datos.
Organización de la Tesis de Master El capítulo 2 presenta los rasgos característicos que han marcado la evolución
del sector eléctrico desde sus comienzos. Se analiza la situación de partida en
la que se encontraban la mayor parte de los sectores antes del proceso de
liberalización y se explican los motivos que llevaron a muchos países a este
proceso. Por último, se analizan los diferentes modelos estructurales de
mercado que pueden implantarse.
El capítulo 3 analiza la transición a alguno de los modelos competitivos vistos
en el capítulo 1 así como las implicaciones económicas que esta transición
conlleva. También se muestra situación actual de estructura y propiedad en la
que se encuentran algunos mercados significativos tras el desarrollo, no
siempre de la misma forma, de esta transición.
En el capítulo 4 se analizan las funciones del Operador del Mercado, el
Operador del Sistema y el Regulador, así como las diversas formas de
organización de los dos primeros y su relación con la actividad de transporte.
Especial atención reciben los mercados organizados por el OM.
El capítulo 5 utiliza los datos capturados vía internet mediante la herramienta
de captura automática para mostrar resultados objetivos de algunos mercados
6
significativos, que permiten una sencilla comparación utilizando ciertos índices
que se han considerado apropiados. La información se ha dispuesto de forma
que un lector interesado en un solo mercado pueda estudiar sus resultados sin
la lectura de los del resto.
El capítulo 6 también utiliza los datos capturados vía internet mediante la
herramienta de captura automática, pero en este caso sólo ha sido posible la
obtención de datos con el suficiente horizonte temporal en el mercado de EEX,
mostrándose resultados de los diversos productos que ofrece.
Por último, el Apéndice 1 presenta un estudio detallado de algunos mercados
significativos, constituyendo una referencia de ejemplos variados para toda la
Tesis de Master. El Apéndice 2 contiene los índices de tablas y figuras.
7
CAPÍTULO 2
LA EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO. 2.1 LOS COMIENZOS DEL SECTOR ELÉCTRICO
Históricamente, la energía eléctrica ha sido siempre considerada como uno de
los motores del desarrollo, del crecimiento económico y del bienestar social.
Las naciones más desarrolladas son también las de mayor electrificación y
consumo eléctrico. Un gran número de actividades se desarrollan hoy día
gracias a la electricidad y no es imaginable una sociedad desarrollada sin ella.
Esto ha hecho que el sector eléctrico haya sido siempre un sector estratégico
sobre el que los Estados ejercían un férreo control y, a menudo, la propiedad.
Desde sus comienzos, tanto la industria como el Estado solían compartir (sin
grandes diferencias entre los países) la opinión de que el suministro de
electricidad era más eficiente cuando ésta era realizada por compañías
verticalmente integradas, ya fueran estas públicas o privadas. Existía, por lo
tanto, un único modelo de estructura, el monopolio, y dos modelos de
propiedad:
• Privada: Compañías integradas verticalmente y con el Estado como
regulador.
8
• Pública: El Estado tiene la responsabilidad del desarrollo y operación de
las infraestructuras eléctricas, con los objetivos de:
- Mantener los activos estratégicos bajo el control del gobierno.
- Garantizar la capacidad económica para la inversión.
- Asegurar la posibilidad de alcanzar economías de escala en
generación mediante la construcción de grandes centrales.
Sin embargo, el sector eléctrico de cada país ha sufrido numerosos cambios
estructurales, técnicos y regulatorios a lo largo de la historia.
1870-1920: El nacimiento de la industria eléctrica En sus comienzos, la industria eléctrica era un sector fragmentado, de carácter
local, privado en su mayor parte y, en muchos países, no sujeto a regulación.
La autoproducción era habitual, puesto que las redes se encontraban poco
desarrolladas.
1920-Segunda Guerra Mundial: La electricidad como necesidad de la sociedad. En esta época los gobiernos pasaron de considerar la electricidad como un
artículo de lujo, a una necesidad, y comenzó la construcción de grandes
proyectos hidráulicos de carácter público. La electrificación llegó a las zonas
rurales y aparecieron numerosas compañías de carácter tanto público como
privado, muchas de ellas incluyendo distribución. Mientras, el transporte
continuaba fragmentado, a menudo sin interconexión con los sistemas vecinos,
y por lo tanto con elevadas pérdidas e incertidumbre en el suministro.
1945-1960: El sector eléctrico como monopolio natural. En este periodo comenzó la aplicación de conceptos económicos a la industria
eléctrica, a la vez que aumentó el tamaño mínimo eficiente de las centrales de
9
generación y se completaron las redes de transporte y distribución en los
países industrializados. El aumento de las economías de escala hizo que
muchas pequeñas empresas eléctricas dejaran de ser rentables. Esto obligó a
numerosos gobiernos a unir a las pequeñas compañías en una única compañía
nacional con carácter de monopolio o, al menos, a crear varias compañías
regionales de carácter monopolístico. Es decir, los gobiernos empezaron a
considerar al sector eléctrico como un monopolio natural, como había sugerido
Thomas Edison, bajo la convicción de que la mejor forma de evitar
comportamientos que perjudicasen al consumidor era poner al sector en manos
públicas. Ya en 1926, Gran Bretaña había nacionalizado todo el sector
eléctrico. Tras la Segunda Guerra Mundial, Francia decide crear EDF en 1946,
iniciando una tendencia en Europa que terminaría con la creación del
monopolio estatal italiano ENEL en 1962.
Como el sector eléctrico se consideraba un monopolio natural, muchos países
crearon leyes adicionales a las de nacionalización, que prohibían
explícitamente la entrada de nuevos agentes en el sector, o bien los excluían
de las leyes generales de la competencia. Otros países como Australia o
Nueva Zelanda también optaron por un modelo similar al europeo. Una
importante excepción a esta tendencia europea fue, como se verá, España.
En EEUU, sin embargo, se adoptó un modelo muy diferente al europeo,
predominando los monopolios privados regulados por una entidad regulatoria
independiente, aunque aún existían (y siguen hoy día existiendo) un gran
número de compañías municipales o federales, originarias de los años de las
grandes obras públicas en instalaciones hidráulicas y los programas de
electrificación.
10
2.2 LOS COMIENZOS DEL SECTOR ELÉCTRICO EN ESPAÑA.
1870 – Guerra Civil: El nacimiento del sector eléctrico. La etapa inicial del desarrollo del sector eléctrico español, entre 1870 y
principios del siglo XX, se caracteriza, como en otros países, por el empleo de
la corriente continua y por el uso de la energía fundamentalmente para el
alumbrado público y privado. Las instalaciones de producción son de escasa
potencia, de origen térmico y se construyen cerca de los centros de consumo,
debido a las dificultades para transportar grandes volúmenes de energía
eléctrica. La característica de los medios de producción y las empresas, que
habitualmente abarcaban generación y distribución para asegurarse un cierto
volumen de mercado, era la dispersión.
Muy pronto, las economías de escala en la generación llevaron a construir
instalaciones de mayor tamaño, pero la incertidumbre de un negocio
desconocido hasta entonces hacía que, en general, la inversión fuera
moderada y fundamentalmente extranjera. La competencia hacía que el
objetivo de muchas empresas fuera la obtención de un monopolio local de
facto.
La etapa de predominio de la producción hidroeléctrica se extiende desde
principios de siglo hasta finales de la década de los años veinte. El inicio de
esta etapa está marcado por el desarrollo de la corriente alterna, que posibilita
el transporte desde las centrales de generación hidráulica hasta los grandes
centros de consumo. En esta etapa se generaliza el uso de la electricidad y se
consolidan la mayoría de las grandes empresas que, tras varias fusiones,
dominan el sector en la actualidad. La mayoría de las empresas creadas por
iniciativa privada lo fueron antes de 1920 [Conejo, 1998].
Una vez establecidos diversos sistemas comarcales de energía eléctrica
independientes, que incluían ya los tradicionales subsistemas de generación,
transporte y distribución, comienza la integración de los mismos con el objetivo
11
común de una mayor seguridad en la explotación del sistema. En 1920 se crea
la “Asociación de Productores y Distribuidores de Electricidad”, que en 1929 se
transformaría en la “Cámara Oficial de Productores y Distribuidores de
Electricidad”, como único representante del sector frente a la administración.
En contraste con otros sectores eléctricos europeos, (Gran Bretaña, Francia,
Italia…) el sector eléctrico español no se nacionaliza y el sistema crece y se
integra de forma autorregulada, con intervención menor de la Administración,
que consiste en los procedimientos iniciales de concesiones y en la fijación de
tarifas máximas.
Durante la dictadura de Primo de Rivera se acometen importantes proyectos
hidráulicos que no hubieran sido rentables de no ser por las fuertes ayudas
estatales con las que contaron. Presionada por la crisis internacional y por
dificultades presupuestarias, la República congela esta política de
subvenciones. La guerra no afectó gravemente la integridad del sistema
eléctrico español y tras ella, la normalización del servicio fue muy rápida.
Guerra civil – 1975: La entrada del Estado en el sector eléctrico. Este es un periodo de importantes restricciones y racionamientos eléctricos
debidos fundamentalmente a la debilidad inversora y a la escasa interconexión
entre los sistemas eléctricos regionales. Sin embargo, estas circunstancias no
llevaron, como en otros países, a la nacionalización del sector. El hecho de que
no se produjera una nacionalización del sector estuvo fuertemente influenciado
por la presencia de importantes fuerzas oligárquicas. Así, en 1944 y con el
principal objetivo de evitar la nacionalización, nace UNESA, que se convertiría
de hecho en la patronal del sector. La regulación de la Administración se
limitaba, casi exclusivamente, a la fijación de tarifas máximas. Al mismo tiempo,
el Estado decide entrar en el sector creando ENDESA (1944) y ENHER (1946).
En esta época se entra en un periodo de congelación de tarifas que origina una
fuerte caída de la inversión privada y el sector se cierra a la entrada de nuevas
empresas, creciendo su integración vertical y horizontal. Los Planes
Energéticos Nacionales, PEN, que comienzan en 1975, dictan las políticas
12
energéticas y los medios para lograr su cumplimiento. La ley de 19841, que
configura la explotación unificada del sistema por parte de Red Eléctrica de
España, y la ley de 19872 caracterizan el llamado “marco legal y estable”, que
es el sistema implantado hasta la introducción de competencia en el sector en
el año 1988.
2.3 MOTIVOS PARA EL CAMBIO A UN MERCADO ELÉCTRICO LIBERALIZADO.
Las primeras dudas sobre la eficiencia del modelo de monopolio regulado en el
sector eléctrico, pueden remontarse a la década de 1970 en EEUU. En 1962,
Averch y Johnson habían demostrado que un monopolio privado remunerado
según el modelo de coste de servicio o tasa de retorno3 tiene incentivos a
sobreinvertir en sus activos [Averch,H and Johnson, LL, 1962].
A su vez, la subida de los precios del crudo, que por aquel entonces era la
principal materia prima para la producción de electricidad, movió a los países a
fomentar el uso de otras materias primas a través programas nucleares o de
carbón.
Sin embargo, otros cambios ocurrieron en este periodo. Por un lado, el
aumento del coste de la generación nuclear, debido a la necesidad de
aumentar su seguridad. Por otro, la disminución del precio del gas natural en
EEUU. Todo ello llevó a nuevas y más pequeñas economías de escala en
generación, y a plantear si realmente el negocio eléctrico debía ser
considerado, como hasta entonces había sido, un monopolio natural puesto
que la investigación en generación energética había puesto de manifiesto que
1 Ley 49/1984, de 26 de diciembre, de Explotación Unificada del Sistema Eléctrico. 2 Ley para el Establecimiento de un Marco Legal y Estable para el Cálculo de la Tarifa Eléctrica y de la Retribución de las compañías, RD 1538/1987 de 11 de noviembre de 1987, 3 La empresa eléctrica tradicional era, como se ha visto, un monopolio público o privado con estructura verticalmente integrada. Como tal monopolio regulado, el regulador fijaba una tarifa que permitiera a las compañías obtener una tasa de retorno sobre los capitales invertidos y
13
los generadores independientes podían realizar su actividad sin menoscabo de
la seguridad del sistema.
Adicionalmente, algunos estudios mostraron que la dependencia técnica y
económica entre generación y transporte implicaba grandes economías de
integración vertical, por lo que una industria eléctrica organizada de forma
competitiva necesitaría de una cooperación y coordinación global que
asegurase una interacción óptima entre ambas actividades.
Las décadas de 1980 y 1990: Las reformas en el sector eléctrico. En esta época diferentes factores en diversos países aceleraron las reformas
del sector eléctrico. Podemos clasificar estos factores en tres tipos [Tembleque,
2000]:
• Económicos
Aumento efectivo del tamaño relevante de los mercados energéticos, motivado
por la globalización de los productos energéticos y el desarrollo de la capacidad
de interconexión de los sistemas eléctricos y gasistas.
• Técnicos
Disminución del tamaño mínimo eficiente en generación, gracias al desarrollo
de la turbina de gas de ciclo combinado, económicamente muy competitiva
cuando utiliza gas natural. Como consecuencia, mientras las turbinas de gas de
ciclo simple operaban en punta las de ciclo combinado, lo hacen en base en la
mayoría de los casos.
Reducción del coste de medida y control gracias al desarrollo de las
tecnologías de la información. Este desarrollo facilita enormemente el
suministro descentralizado.
recuperar los costes incurridos. A este tipo de regulación se la conoce como de coste del servicio o tasa de retorno.
14
Figura 2.1. Comparación de la eficiencia de las turbinas de gas de ciclo simple y de ciclo combinado. La mayor eficiencia de las turbinas de ciclo combinado las permite trabajar
habitualmente en base. Fuente: [Unger, 1998]
• Políticos
En general, existen diferentes condicionantes favorables a la reforma en los
diversos países. En los países desarrollados la bonanza económica saca a la
luz las ineficiencias del monopolio y las tendencias liberalizadoras en otros
sectores incentivan la creación de un marco competitivo en el sector eléctrico
en el que los consumidores tengan capacidad de elección. En los países en
vías de desarrollo o aquellos que se encontraban en época de crisis, la
creación de competencia se veía como una forma de obtener recursos
provenientes de la privatización y/o de atraer nuevas inversiones que bien el
Estado o bien las empresas monopolísticas verticalmente integradas no eran
capaces de afrontar.
De esta forma, desde principios de la década de 1990, se han venido
produciendo importantes cambios en el sector eléctrico de numerosos países.
Estos cambios están encaminados, en general, a la introducción de
competencia en el sector y están basados en tres puntos:
- Reestructuración de las diferentes empresas para la separación de
actividades.
- Liberalización de la normativa referente a las transacciones económicas
entre los agentes para las actividades a realizar en régimen de
competencia.
15
- Privatización, en su caso, de las empresas públicas, evitando los conflictos
de intereses motivados por el hecho de que el Estado sea juez y parte en
las diversas actividades eléctricas.
La existencia de competencia, unida a la propia complejidad del sector
eléctrico, ha hecho también necesaria la creación de entidades reguladoras
que velen por la competencia y resuelvan los conflictos que surjan en el
funcionamiento del mercado.
En el ámbito mayorista, los generadores, los consumidores cualificados y las
entidades comercializadoras de cualquier tipo, pueden ahora realizar
libremente transacciones entre sí en numerosos países, ya sea a través de un
mercado spot o por medio de contratos. Aunque no es imprescindible, todos los
mercados eléctricos competitivos han establecido algún tipo de mercado
organizado, con transacciones estandarizadas, generalmente con mecanismos
anónimos de casación de ofertas de producción y demanda. En todos los
casos, el mercado organizado siempre incluye un mercado spot, gestionado
por el Operador del Mercado (OM). Por otro lado, aparece la figura del
Operador del Sistema (OS), encargado de garantizar la seguridad y fiabilidad
del sistema eléctrico en condiciones compatibles con los resultados del
mercado.
Sin embargo, el modelo de mercado no es único. Los diferentes mercados
organizados de todo el mundo han optado por diferentes opciones igualmente
válidas. En el siguiente apartado se analizan diferentes modelos de mercado
elegidos por países de todo el mundo. En el capítulo 4 se estudiarán algunas
áreas de decisión en el diseño del modelo elegido.
2.4 DISTINTOS GRADOS DE LIBERALIZACIÓN
Desde el punto de vista de la estructura del sector eléctrico, existen cuatro
modelos de organización [Hunt & Shuttleworth, 1996], aunque cada uno de
16
ellos con posibles variaciones. Elegir uno de estos modelos es el primer paso
en el diseño de un sector eléctrico. Adicionalmente, también pueden verse
como modelos secuenciales, con el último de ellos (competencia total) como el
objetivo final. A continuación se revisan estos cuatro modelos y se dan
ejemplos de aplicación en diversos países.
2.4.1 MODELO 1: MONOPOLIO En este modelo no existe competencia ni capacidad de elección por parte del
consumidor. Suele estar caracterizado por una única compañía vertical y
horizontalmente integrada o por varias compañías verticalmente integradas con
zonas de operación definidas. También admite variantes en cuanto a la
integración vertical, existiendo casos en los que la actividad de distribución es
realizada en régimen de monopolio por compañía/s independiente/s de la/s que
realizan las actividades de generación y transporte.
Figura 2.2. Modelo de monopolio. Diversas estructuras.
La compañía monopolística es la propietaria de los activos de generación,
transporte y, en su caso, de distribución, así como la responsable de su
correcto funcionamiento. Puede ser de carácter público o privado, en cuyo caso
suele estar fuertemente regulada. Habitualmente tiene “obligación de
suministro” a sus consumidores cautivos.
Ventajas
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración vertical y horizontal totales
Monopolio con integración vertical
Monopolio con integración vertical parcial
17
Históricamente, el modelo de monopolio en sus distintas variantes ha sido el
comúnmente adoptado en todo el mundo. La rápida industrialización hacía
necesarias infraestructuras eléctricas sólo abordables por grandes compañías
y, como se ha dicho, era comúnmente aceptado que se conseguían mayores
eficiencias con esta estructura.
En efecto, en los primeros tiempos del desarrollo de las infraestructuras
eléctricas, era fácil comprender que las actividades de generación, transporte y
distribución, íntimamente relacionadas entre sí, podían ser realizadas más
eficientemente desde una estructura de monopolio. Además, esto permitía la
construcción de grandes centrales de generación y redes de transporte, en una
época en la que las economías de escala eran de gran importancia en el
sector.
Por otro lado, la inexistencia de competencia permitía ayudas y subsidios
cruzados con los que el Estado podía realizar determinadas políticas, como
financiar ciertas regiones de menor nivel económico, realizar inversiones que
permitieran llevar el producto electricidad a las clases sociales menos
favorecidas, o dar ventajas a los combustibles nacionales frente a los
importados. Esta característica del sector eléctrico como herramienta de los
gobiernos para el desarrollo de ciertas políticas bien puede verse como una
desventaja cuando se da en un entorno general de libre mercado.
Desventajas Las ineficiencias del modelo monopolístico verticalmente integrado sólo han
salido a la luz a partir de la década de 1970 en sectores eléctricos de cierta
extensión y relativamente maduros. La principal crítica contra este modelo es la
falta de incentivos a la mejora del servicio y la disminución de costes. En una
estructura monopolística, la empresa, ya sea pública o privada, no corre ningún
riesgo de perder clientes y sabe que sus costes, sean cuales sean, serán
reconocidos, por lo que no tiene incentivos a disminuirlos. Por otro lado, la falta
de transparencia y la interferencia de las decisiones políticas no optimizan las
decisiones de inversión.
18
Además, el argumento del monopolio como mejor estructura para soportar
elevadas economías de escala, que aún sigue siendo aplicable hoy en
numerosos países en vías de desarrollo, dejó de ser válido con la aparición de
nuevas tecnologías como el ciclo combinado.
La transición a otros modelos La desmantelación de un sector monopolístico depende en gran medida de dos
aspectos: la propiedad de los activos y el régimen regulatorio. A continuación
se presentan modelos alternativos al de monopolio, que introducen
progresivamente mayor competencia en el sector eléctrico en el que se
implantan.
2.4.2 MODELO 2: MONOPSONIO Este modelo es conocido también como el modelo de comprador único (CU) y
puede ser considerado como un primer paso hacia la liberalización. Un único
comprador, típicamente la empresa eléctrica local, realiza las compras de
energía a las centrales disponibles, de forma que sólo existe competencia en
generación. En el modelo aún perviven una o varias compañías verticalmente
integradas pero se permite la existencia de generadores independientes
(Independent Power Producers, IPPs) con el objetivo de atraer la inversión. El
agente comprador actúa como un monopolio en las actividades de transporte y
distribución, permaneciendo cautivos los consumidores finales.
19
Figura 2.3. Modelo 2: monopsonio.
Ventajas En el modelo de comprador único la generación se desarrolla en régimen de
competencia, siendo posible la entrada de nuevos agentes con capacidad de
inversión a la vez que los gobiernos pueden desarrollar las mismas políticas
sociales que era posible obtener con el monopolio. Se mantiene el concepto de
“obligación de suministro” del monopolio, dado que los consumidores siguen
siendo cautivos.
Desventajas Pueden señalarse como desventajas del modelo de monopsonio las mismas
que en el caso del monopolio. En la práctica, cada generador independiente
puede firmar contratos a largo plazo con el gobierno que estén indexados a los
costes marginales de generación, lo cual no da incentivos a los generadores
para reducir sus costes, ya que el riesgo de mercado y tecnológico (posible
entrada de una nueva tecnología que desplace a otra ya existente) es
trasladado a los consumidores cautivos a través del CU. Además el CU puede
tener incentivos a tratar en condiciones desfavorables a los generadores
independientes frente a los generadores de su propiedad. En contra de esto
último está, sin embargo, el hecho de que, si el CU traslada el riesgo de
mercado a los clientes finales, permite a los generadores independientes estar
Generador independiente
Generador del CU
Generador independiente
Comprador único
Distribuidor Distribuidor Distribuidor
CF CF CF
20
financiados con elevadas proporciones de deuda, lo que les hace más
competitivos que las centrales de generación del CU.
Implantación El CU no debería tener activos en generación para garantizar así su
independencia. Sin embargo, esto no suele ser así debido al monopolio
existente en el sector antes de la instauración de este modelo. Si el CU es
también Operador del Sistema existirá la posibilidad de que utilice su función
de despacho de los contratos para discriminar a ciertos generadores. El
establecimiento de un Operador del Sistema Independiente (Independent
System Operador, ISO) puede ser una medida transitoria hacia un modelo más
competitivo.
En general puede decirse que el modelo de CU es un buen modelo transitorio y
puede ser definitivo en países en vías de desarrollo en los que proponer un
modelo de mercado más desarrollado no tenga sentido [APERC, 2000].
2.4.3 MODELO 3: COMPETENCIA MAYORISTA Y
MINORISTA
Este modelo permite la competencia tanto en generación como en
comercialización a consumidores finales, que siguen, no obstante,
permaneciendo cautivos. Las empresas generadoras compiten entre ellas y
con posibles nuevos entrantes por producir la energía necesaria. Las
comercializadoras a consumidores cautivos (habitualmente las distribuidoras
tradicionales) mantienen el carácter de monopolio local, pero ahora pueden
comprar libremente a los generadores. Aunque no es estrictamente necesario,
dichas compras suelen establecerse total o parcialmente a través de un
mercado organizado, con transacciones estandarizadas y mecanismos
anónimos de casación de ofertas de producción y demanda. Dicho mercado,
gestionado por un nuevo agente llamado Operador del Mercado (OM), es el
21
conocido en la literatura anglosajona como Power Exchange o Wholesale
Market.
Figura 2.4. Modelo 3: competencia mayorista y minorista.
En este modelo, los riesgos de mercado y tecnológicos son ahora soportados
por los generadores, que tienen libre acceso a la red.
Ventajas Dado que con este modelo las decisiones de inversión en generación se dejan
al libre mercado, se mejora la eficiencia económica ya que el riesgo se
transfiere desde el Estado a los inversores privados. Sigue siendo posible el
desarrollo de ciertas políticas que afecten al consumidor final por parte del
gobierno ya que se mantienen ciertos subsidios.
Desventajas Desaparece la obligación de los generadores de satisfacer ciertas políticas
sociales, lo cual, por otra parte, es completamente lógico en un contexto de
libre mercado.
Implantación
Generador independiente
Generador independiente
Generador independiente
Mercado organizado
Distribuidor Distribuidor Distribuidor
CF CF CF
22
El establecimiento de este modelo representa un salto importante en el diseño
de un mercado completamente competitivo y hace surgir, en el caso de que la
estructura inicial del sector fuera privada, los llamados costes de transición a la
competencia. En efecto, el cambio de marco regulador hace necesario
reconocer a los productores unos costes de transición a la competencia1 que
hagan competitivas determinadas inversiones incurridas en el anterior marco.
El motivo es que la valoración de los activos existentes (a menudo
desadaptados a la demanda y tecnología actuales) será inferior en un marco
competitivo al que tenían en el entorno regulado anterior.
Sin embargo, dado que los consumidores finales son todavía cautivos, este
modelo es sólo un modelo transitorio hasta la competencia total.
2.4.4 MODELO 4: LIBERTAD DE ELECCIÓN PARA TODOS LOS CONSUMIDORES
Este modelo es similar al anterior, sólo que la competencia se ha introducido ya
en todos los niveles del sector. Es habitual que la apertura del sector a la
competencia sea gradual y que los últimos consumidores en tener capacidad
de elección de suministrador sean también los de menor consumo.
1 También llamados costes varados o stranded costs en la literatura anglosajona.
23
Tabla 2.1. Porcentaje de consumidores con capacidad de elección en la Unión Europea.
La mayoría de los países han optado por una apertura gradual del mercado.
Fuente: [UE, 2001]
Sin embargo, la existencia real de competencia minorista vendrá dada no por el
porcentaje de consumidores con capacidad de elección sino por el porcentaje
de éstos que efectivamente ejercen esa posibilidad (switching o cambio de
comercializador, participación en el mercado organizado, etc.).
Un componente básico en este modelo es el libre acceso a las redes de
transporte y distribución, bajo unas condiciones reguladas (acceso regulado).
El acceso negociado, aunque adoptado en algunos países1, limita en la
práctica la libre competencia al posibilitar la desigualdad de trato a los agentes.
Idealmente, las actividades de red, como actividades reguladas, deben estar
separadas totalmente de las actividades de generación y comercialización,
para las que existe libertad total de entrada a los nuevos agentes. En este
modelo, como en el anterior, aparece la figura del Operador del Sistema y la
del Operador del Mercado. En el capítulo 4 se abordará más ampliamente sus
funciones así como la estructura de ambos operadores y su relación con el
propietario de la red de transporte.
1 Alemania, Grecia….(ver Apéndice 1).
2000 2003 2003-… Austria 32% 100% (2001) 100% Bélgica 35% 50% 100% (2007) Dinamarca 90% 100% 100% Finlandia 100% 100% 100% Francia 30% 35% n.a. Alemania 100% 100% 100% Grecia 30% 35% n.a. Irlanda 30% 40% 100% (2005) Italia 35% 70% 70% Luxemburgo 40% +56% 75% (2005) Holanda 33% 100% 100% Portugal 30% 35% n.a. España 54% 100% 100% Suecia 100% 100% 100% Gran Bretaña 100% 100% 100% TOTAL Unión Europea
66% 75% 83%
24
Figura 2.5. Modelo 4: Libertad de elección para todos los consumidores.
Ventajas Idealmente y con la regulación adecuada que minimice las imperfecciones del
mercado, este modelo optimiza la eficiencia económica. Los precios de
generación disminuyen y la existencia de libre competencia en el mercado
minorista aumenta la cantidad y calidad de servios ofertados a los
consumidores, que deben ser, en última instancia, los principales beneficiados
de la implantación del modelo.
Desventajas Como en el caso anterior, este modelo implica la desaparición de la posibilidad
de satisfacer ciertas políticas sociales utilizando los ingresos de generación,
algo completamente lógico en un contexto de libre mercado.
Por otro lado, este modelo permite, en su máximo desarrollo, que cualquier
usuario pueda acudir al mercado, lo cual, para pequeños consumidores puede
hacer que los costes de tal participación (conexión al sistema, equipos de
medida apropiados…) sean mayores que los beneficios que puedan esperar.
Típicamente, los sistemas liberalizados establecen un coste estándar de la
lectura y del equipo de medida, mientras el sobrecoste por el cambio a un
equipo más sofisticado que permita la participación activa en el mercado debe
asumirlo el cliente. Sin embargo, estos costes son cada vez menores gracias al
Generador independiente
Generador independiente
Generador independiente
Mercado organizado
CF CF CF
Comercializadores
25
desarrollo de las nuevas tecnologías y no debería privarse a cualquier
consumidor de la posibilidad de acudir al mercado a comprar su propia energía.
La opción más común es, sin embargo, que el consumidor opte libremente por
establecer un contrato con algún comercializador. El regulador debe establecer
los mecanismos adecuados para determinar las responsabilidades sobre la
calidad del servicio, que es responsabilidad del distribuidor de la zona y ajena,
por tanto, al comercializador con quien el cliente haya contratado el suministro
de energía. Típicamente, el distribuidor cobra a precios máximos regulados el
acceso a la red. En caso de que el consumidor requiera una calidad superior a
la establecida por la legislación, debe negociar con el distribuidor el pago de
ese servicio especial.
Implantación Existen algunas críticas al modelo [APERC, 2000] que aducen que la
introducción de competencia siguiendo el modelo 4 tiene un impacto negativo
en políticas de eficiencia energética como la gestión de la demanda, la
investigación y la inversión a largo plazo. Bajo un correcto desarrollo
regulatorio, estos temas pueden verse como pequeños defectos de una etapa
de transición, tras la cual, un verdadero mercado en competencia debe
conseguir el óptimo de eficiencia en estos y otros asuntos.
En cuanto a la libertad de elección de todos los consumidores, la implantación
de sofisticados equipos de medida a precios cada vez menores, permitirá una
mejor gestión de la demanda y mayores posibilidades de gestión de la energía
por parte de los propios consumidores (compra de energía en periodos de
menor precio, arbitraje entre comercializadores…).
Los costes de transición a la competencia, si existen, son mayores en este
modelo [Hunt & Shuttleworth, 1996].
26
2.5 RESUMEN Y CONCLUSIONES
El capítulo 2 ha presentado los rasgos característicos que han marcado la
evolución del sector eléctrico desde sus comienzos. También ha analizado los
motivos para el cambio a un entorno liberalizado y los modelos estructurales
que pueden elegirse en el diseño de ese entorno.
En sus primeros años de existencia, la industria eléctrica de un país era un
sector fragmentado, disperso y con instalaciones de generación de escasa
potencia. Más tarde, el suministro eléctrico empezó a considerarse como un
servicio público y los sectores eléctricos se transformaron bajo un denominador
común: un modelo de estructura, el monopolio, ya que se consideraba que la
actividad eléctrica constituía un monopolio natural, y dos posibles modelos de
propiedad, la pública y la privada. En general, los países europeos, con la
excepción de España, y otros como Australia o Nueva Zelanda, optaron por el
monopolio público a través de la nacionalización del sector. En España, la
estructura continuó siendo la de monopolios locales de carácter privado. En
Estados Unidos, sin embargo, se adoptó un modelo en el que predominaban
los monopolios privados regulados por una entidad reguladora independiente.
A partir de la década de 1980, varios factores económicos, técnicos y políticos
pusieron de manifiesto las ineficiencias del modelo de monopolio y motivaron el
comienzo de un proceso de reformas encaminado a la implantación de alguno
de los modelos alternativos al de monopolio: el modelo de monopsonio, el
modelo de competencia mayorista y minorista o el modelo de libertad de
elección para todos los consumidores.
27
CAPÍTULO 3
LA TRANSICIÓN A UN ENTORNO EN COMPETENCIA.
Como se vio en el capítulo 2, durante la década de 1980 y principios de la década
de 1990, numerosos países occidentales comenzaron a ver en los mercados
competitivos un medio para obtener mejoras en la eficiencia de numerosos
sectores. Entre estos sectores se encontraba la industria eléctrica, que era, casi
universalmente, una industria monopolística con planificación centralizada
(decisiones de inversión, localización de activos, tipo de combustibles...) en la que
los consumidores, sin capacidad de elección, eran simples tomadores de precio.
En general, se aceptaba que la electricidad era un bien que debía llegar a todos
los ciudadanos: el suministro universal era prioritario, más allá del precio que,
directa o indirectamente, pagasen los consumidores. En consecuencia, debido a
que las inversiones en infraestructuras eléctricas eran intensivas en capital y
requerían de un largo periodo de tiempo para recuperar las inversiones realizadas,
los gobiernos de numerosos países desarrollaron un marco legal muy conservador
para el sector eléctrico, que asegurase el suministro universal sin peligro de que
28
errores en las decisiones de inversión derivasen en falta de suministro a los
ciudadanos.
El resultado del férreo control público sobre el sector eléctrico también daba a los
gobiernos la posibilidad de financiar sus políticas sociales y energéticas mediante
subsidios cruzados entre tarifas eléctricas de distintos consumidores o incluso
mediante el pago en las tarifas de subvenciones a otros sectores energéticos. Por
otro lado, la repercusión política que cualquier problema de suministro ocasionaba,
llevaba a la sobreinversión y al correspondiente incremento del coste de la
electricidad para el consumidor. También a la protección financiera de la empresa
eléctrica, ya fuera pública o privada.
3.1 EL PAPEL DEL ESTADO.
Antes de la entrada en funcionamiento de un mercado eléctrico competitivo, deben
establecerse claramente los objetivos a corto y largo plazo que se persiguen y el
modelo de mercado a implementar. Así mismo, deberán analizarse los beneficios
y riesgos que del proceso puedan esperarse.
Dado el papel predominante de los gobiernos antes de la liberalización, son éstos
los que deben asumir el liderazgo del proceso, que necesita de determinados
cambios legislativos y estructurales. La nueva regulación debe permitir obtener el
máximo beneficio que pueda esperarse de la implantación de un mercado eléctrico
liberalizado, satisfaciendo las políticas energéticas básicas [IEA, 1999]:
• Eficiencia económica, que no se da en el marco previo al establecimiento de
competencia en el sector eléctrico y que es el principal motor para la creación
de un mercado competitivo.
• Seguridad de suministro.
• Desarrollo sostenible.
• Políticas sociales (incluyendo el servicio universal).
29
3.2 LA SITUACIÓN DE PARTIDA
En el capítulo 1 se ha visto como el modelo de monopolio en sus distintas
variantes ha sido el comúnmente adoptado en todo el mundo antes de comenzar
la actual tendencia liberalizadora.
La siguiente tabla muestra la situación de varios países antes del comienzo de sus
respectivas reformas para la introducción de competencia. Bajo el modelo de
monopolio, pueden distinguirse países con diferencias en cuanto a la estructura y
en cuanto a la propiedad.
Estructura SITUACIÓN ANTES DE LA
LIBERALIZACIÓN Monopolio con integración vertical y horizontal totales
Monopolio con integración vertical
Pública Argentina, Francia, Nueva
Zelanda, Malasia, Italia
Chile, Inglaterra y
Gales, Australia,
Noruega
Pública y privada - España
Propiedad
Privada - USA1, Japón
Tabla 3.1: Estructura y propiedad de sectores eléctricos antes del comienzo del proceso de reformas hacia la implantación de un mercado competitivo.
En el monopolio con integración vertical y horizontal totales, una sola empresa es
la encargada del suministro eléctrico de todo el país. En ese caso, la propiedad es
siempre pública.
1 Mayoritariamente privada y con escasa concentración horizontal
30
En el monopolio con integración vertical, existen varias empresas que en la
práctica disfrutan de un monopolio local en su zona. En este caso existen
ejemplos de países con propiedad pública, privada o mixta, aunque predomina la
primera.
El punto de partida en el que se encuentra cada país antes del comienzo de las
reformas es clave para el desarrollo del proceso de liberalización, ya que afecta
sobre todo a las etapas transitorias que es necesario implementar. En el siguiente
apartado se presentan estas etapas transitorias.
3.3. LAS ETAPAS DEL PROCESO
Con el fin de lograr el cumplimiento de las políticas energéticas básicas, junto con
el crecimiento económico, el proceso de liberalización del sector eléctrico ha sido
promovido por gobiernos de todo el mundo como parte de un conjunto de reformas
macroeconómicas.
Sin embargo, la reestructuración del sector ha ocurrido de forma distinta en los
diferentes países dependiendo del modelo de mercado a implantar y del punto de
partida (ver capítulo 1). El punto de partida en el que se encuentra cada país antes
del comienzo de las reformas es muy importante, ya que afecta especialmente al
periodo transitorio de reformas hasta alcanzar el pleno desarrollo del mercado
competitivo. Dependiendo del punto de partida, en algunos países puede ser
necesario considerar la agregación de diferentes activos del sector para un mejor
aprovechamiento de las economías de escala en un entorno competitivo en el que
aumenta el mercado relevante gracias a las interconexiones internacionales. En la
mayoría de países, sin embargo, es evidente la necesidad de una desintegración
horizontal y/o vertical que aumente el número de agentes y, con ello, la
competencia real en el sector. Por otro lado, en los países donde existía propiedad
pública es deseable un proceso de privatización, mientras que en aquellos en los
31
que la propiedad ya era privada surgen los llamados costes de transición a la
competencia.
En general, pueden identificarse hasta 5 posibles etapas en el proceso [CIGRÈ,
1999]. No todos los países han pasado por todas las etapas, que a veces se han
desarrollado de forma simultánea más que secuencial, pero representan una
forma ordenada de entender el proceso de liberalización.
3.3.1. SEPARACIÓN OPERACIONAL DE ACTIVIDADES VERTICALMENTE INTEGRADAS.
La necesidad de separación vertical de actividades depende del modelo de
competencia elegido. La separación vertical implica la pérdida de algunas
economías de integración vertical a las que el mercado tenderá a intentar volver.
La generación y la comercialización a clientes son actividades que pueden
desarrollarse en competencia, mientras que el transporte y la distribución siguen
considerándose monopolios naturales, lo cual no implica necesariamente un único
propietario.
La siguiente gráfica presenta de forma esquemática el proceso: las diferentes
actividades que antes eran desarrolladas en una o varias compañías verticalmente
integradas son ahora identificadas y separadas, aunque la separación no es total y
siguen permaneciendo a la misma compañía.
32
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración vertical y horizontal totales
Monopolio con integración vertical
Monopolio con integración vertical parcial
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración vertical y horizontal totales
Monopolio con integración vertical
Monopolio con integración vertical parcial
Separaciónoperacional
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integraciónvertical y horizontal totales
Monopolio con integraciónvertical
Monopolio con integraciónvertical parcial
Figura 3.1. Separación operacional de actividades verticalmente integradas. Representación
esquemática. Las actividades de generación (G), el transporte (T) y la distribución (D) son identificadas y separadas, aunque continúan siendo realizadas por la misma compañía.
33
Esta etapa puede ser considerada como una etapa previa a una verdadera
desintegración vertical (ver apartado siguiente) cuando se parte de estructuras de
monopolio con fuerte integración vertical en las que el desarrollo de las distintas
actividades se realizaba tradicionalmente como una sola. La identificación, dentro
de la misma compañía, de las diferentes actividades y la operación de las mismas
de forma separada puede ser un paso intermedio necesario antes de una mayor
desintegración.
3.3.2. DESINTEGRACIÓN VERTICAL. La separación de la etapa anterior no es suficiente ya que la situación de privilegio
de la que se puede disfrutar en una actividad, por ejemplo, las actividades de red
ejercidas en régimen de monopolio regulado, puede utilizarse en detrimento de la
competencia en otra actividad integrada verticalmente con la anterior [Tembleque,
2000].
Un sector verdaderamente competitivo sólo es posible garantizando el libre acceso
a la red de los agentes en competencia, eliminando cualquier posible
discriminación en la utilización de la red por parte de agentes con algún tipo de
participación en los activos de distribución o transporte.
Por lo tanto, la regla básica sobre separación de actividades en la nueva
regulación debe ser [Arriaga, 1998] que un mismo sujeto no debe realizar
simultáneamente actividades reguladas (transporte y distribución) y actividades en
competencia (generación y comercialización). Además, también puede
establecerse una cierta separación vertical entre actividades de generación y
comercialización que salvaguarde la competencia.
La separación vertical entre las distintas actividades puede ser de varios tipos,
cuya idoneidad depende de las características específicas del sistema y de la
estructura empresarial de la que se parte:
34
• Separación contable: en teoría, la separación de cuentas para cada actividad
del grupo empresarial permite la eliminación de subsidios cruzados entre
actividades, que suponen una competencia desleal frente a empresas que sólo
realicen una actividad. En la práctica, sin embargo, a veces es difícil comprobar
la separación correcta de las cuentas.
• Separación de gestión: la operación y la toma de decisiones en cada actividad
se realiza de forma independiente, aunque el propietario de las empresas que
realizan ambas actividades sea el mismo.
• Separación jurídica: sociedades distintas realizan cada actividad, pero pueden
pertenecer a los mismos propietarios a través de un grupo empresarial.
• Separación de propiedad: cada actividad es realizada por una empresa
independiente. Si se opta por esta opción de separación, es necesaria la
transformación de los acuerdos internos previos de la empresa verticalmente
integrada (que habitualmente consideraban subsidios cruzados entre las
distintas actividades) en contratos formales entre las nuevas empresas.
En cualquier caso, la negociación de energía en esta etapa se reduce a acuerdos
contractuales, sobre todo cuando existe una única compañía de generación. Estos
acuerdos deben definir formalmente los servicios a realizar por las entidades de
las diferentes actividades, así como la remuneración de estos servicios de forma
justa y no discriminatoria. Esto último es importante puesto que todas las
actividades eran previamente realizadas como una sola (lo que implica la segura
existencia de subsidios cruzados) dentro de un monopolio con fuerte integración
vertical.
35
En algunos casos, ésta etapa ha sido también un buen momento para la creación
del Operador del Sistema (OS), del que se hablará más adelante. En la Figura 3.2
se muestra esquemáticamente el proceso descrito en esta etapa: la separación
vertical de las distintas actividades.
36
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integraciónvertical y horizontal totales
Monopolio con integraciónvertical
Monopolio con integraciónvertical parcial
Desintegraciónvertical
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración horizontal total
M onopolios locales en el suministro a CF
OS OSG
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración horizontal total
M onopolios locales en el suministro a CF
OS OSOS
Figura 3.2. Separación vertical de actividades verticalmente integradas. Representación esquemática. Las actividades de generación (G), el transporte (T) y la distribución (D) son
efectivamente separadas.
37
3.3.3. DESINTEGRACIÓN HORIZONTAL. De la estructura resultante de las dos etapas anteriores, corresponde en este
punto atender a la concentración horizontal en las actividades de generación y
comercialización, con el objetivo de establecer una competencia efectiva, que
requiere de un nivel de rivalidad suficiente.
Para ello puede ser necesario establecer un número mínimo de agentes en cada
actividad y el tamaño relativo máximo de las empresas en función del volumen del
mercado geográficamente relevante. El número mínimo de agentes está
condicionado por la capacidad de interconexión con sistemas eléctricos externos.
El aumento de competencia en generación se puede conseguir con medidas
estructurales (desinversión de activos) o nuevas inversiones (aumento de la
capacidad de interconexión o inversiones en nuevas centrales). En
comercialización la competencia suele fomentarse mediante la comercialización
libre y aumentando (en la mayoría de los casos de forma gradual) la capacidad de
elección del consumidor final.
Durante esta fase es habitual que la actividad en competencia, que suele
reducirse a intercambios programados, sea coordinada centralizadamente de
forma transitoria, pero con un cierto grado de autonomía de cada agente, de forma
que se fomente progresivamente un aumento de eficiencia. En cualquier caso, la
negociación de energía en esta etapa se reduce, como en la etapa anterior, a
acuerdos contractuales, sobre todo cuando existe una única compañía de
generación encargada de coordinar a los generadores, que pueden no ser aún
totalmente independientes.
La siguiente figura muestra esquemáticamente el proceso:
38
G
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración horizontal total
Monopolios locales en el suministro a CF
OS OSG
T
D
CF
G
T
D
CF
G
T
D
CF
Monopolio con integración horizontal total
Monopolios locales en el suministro a CF
OS OSOS
Desintegraciónhorizontal
G
T
D
CF
G
T
D
C
G
T
D
M on op olio con in tegración h orizon tal p arcia l
M onop olios locales en el su m in istro a C F
O S O SG
C C
CF CF
C
CF
G
T
D
CF
G
T
D
C
G
T
D
M on op olio con in tegración h orizon tal p arcia l
M onop olios locales en el su m in istro a C F
O S O SO SG
C CC C
CF CF
C
CF
Figura 3.3. Separación horizontal de actividades. Cuando se partía de una estructura de
monopolio con integración horizontal total, los generadores y comercializadores pueden no ser aún totalmente independientes.
39
3.3.4. MERCADO COMPETITIVO Esta etapa hace referencia al diseño e implantación del modelo de mercado
competitivo elegido (modelos 2, 3 ó 4) de entre los vistos en el capítulo 2,
creándose el entorno legal, regulatorio y técnico necesario. También en esta etapa
se produce la definición (si no existía antes) de las funciones del operador del
sistema y del operador del mercado. Las diversas posibilidades de organización
de ambas actividades hace que no exista un consenso universalmente aceptado
acerca del formato más adecuado para la organización y gobierno del OM y el OS,
ni tampoco sobre la relación de éste último con las actividades de transporte
[Arriaga, 1998]. Este tema, así como las funciones de OM y OS, serán tratados
más ampliamente en el capítulo 4.
Por otro lado, la existencia de competencia implica en ocasiones la aparición de
conflictos entre los agentes, que hace necesaria la existencia de un órgano
independiente y especializado que vele por la libre competencia y que resuelva los
posibles conflictos que puedan aparecer en un mercado en competencia.
En el caso de que el punto de partida del sector eléctrico sea el de un único
monopolio verticalmente integrado se deben crear entidades totalmente
independientes dentro de cada actividad, con un nivel de concentración horizontal
lo suficientemente bajo en las actividades liberalizadas que permita una verdadera
competencia.
La figura siguiente representa esta etapa de forma esquemática. En ella se ha
supuesto que el modelo de mercado competitivo es el de libertad de elección para
todos los consumidores (modelo 4).
40
G
T
D
CF
G
T
D
C
G
T
D
M on op olio con in tegración h orizon tal p arcia l
M onop olios locales en el su m in istro a C F
O S O SG
C C
CF CF
C
CF
G
T
D
CF
G
T
D
C
G
T
D
M on op olio con in tegración h orizon tal p arcia l
M onop olios locales en el su m in istro a C F
O S O SO SG
C CC C
CF CF
C
CF
Implantación de un modelo de mercado competitivo.
Figura 3.4. Implantación de un mercado competitivo. En el caso de que el modelo implantado sea el modelo 3 o el 4, los agentes habilitados para ello negocian ahora su
energía bilateralmente o a través de un mercado organizado
Generador independiente
Generador independiente
Generador independiente
Mercado organizado por OM
CF CF CF
Comercializadores
41
3.3.5. PRIVATIZACIÓN. Aunque la privatización de los activos eléctricos públicos, cuando existen, no es,
en sí misma, un objeto del proceso de liberalización1, es obvio que a corto o medio
plazo es una etapa necesaria para el establecimiento de un mercado realmente
competitivo.
Existen, no obstante, casos en los que esta etapa no se ha llevado a cabo. Por
ejemplo, en Noruega o Nueva Zelanda, al liberalizar el sector no se realizó la
privatización total de los activos públicos. Esta opción implica una serie de riesgos
que pueden hacer fracasar el marco competitivo:
• La competencia entre generadores de propiedad pública reduce el coste de la
electricidad a los consumidores a costa de disminuir los ingresos del Estado
que provienen de esos generadores.
• Se pierde la oportunidad de atraer nuevos inversores a la vez que se produce
el proceso de liberalización.
• Existen grandes posibilidades de interferencia política en la toma de decisiones
que deberían ser exclusivamente dirigidas por las reglas de la libre
competencia.
• Pueden surgir problemas de confidencialidad, o conflicto de intereses cuando
el Estado es a la vez “juez y parte”.
1 De forma alternativa, o como etapa transitoria a la privatización, algunos países han realizado una “corporatización”, entendida como la creación de una empresa eléctrica de propiedad pública a partir de unos activos que antes del establecimiento de un mercado competitivo eran parte de la propia Administración del Estado.
42
• El riesgo financiero de las empresas públicas en un entorno competitivo sería
traspasado directamente a toda la población, poniendo en clara desventaja, en
el caso de que existan, a las empresas privadas con las que compiten.
Por lo tanto, salvo etapas transitorias, los gobiernos deben renunciar a utilizar el
sector eléctrico como instrumento para el desarrollo de sus políticas y retirar el
capital público del sector si se desea que éste funcione realmente en competencia.
Las ventajas derivadas de la privatización son claras:
• Se reduce el riesgo financiero asumido por el Estado (y por lo tanto por todos
los ciudadanos) cuando es el propietario de los activos eléctricos.
• El uso de los ingresos derivados de la privatización puede servir para reducir la
deuda del Estado o para la implantación de otras políticas gubernamentales.
Un orden habitual en la venta de los activos suele ser:
1. Venta de los activos de generación en conjuntos de centrales, equilibrados en
tecnologías, eficiencias y grado de amortización.
2. Venta de los activos de distribución y separación de la actividad de
comercialización.
3. Venta de los activos de transporte (siempre que en la nueva estructura del
sector exista la figura del OS, encargado de la seguridad del sistema).
Para llevar a cabo estas ventas, es necesario que previamente el regulador haya
establecido de forma clara y concisa los papeles del OM y el OS ya que a la
privatización va unida, inevitablemente, la pérdida del control del gobierno en la
toma de decisiones. El correcto funcionamiento del sector una vez que éste haya
pasado a manos privadas dependerá, por tanto, de la asimilación por parte de los
43
nuevos agentes de las reglas de juego en el nuevo entorno competitivo. Una vez
que los activos han sido vendidos, debe evitarse la intervención del gobierno, que
puede tener la tentación de cambiar algunas reglas de funcionamiento del
mercado con algún objetivo político o utilizar las tarifas para lograr determinados
subsidios.
La implantación de las correctas medidas estructurales vistas en las distintas
etapas, la estabilidad regulatoria y la independencia del sector eléctrico del poder
político atraen nuevas inversiones, permiten un correcto funcionamiento del
mercado y evitan cambios estructurales posteriores que frenan y distorsionan el
funcionamiento del mercado competitivo, con el consiguiente perjuicio para los
consumidores.
3.4. LA ECONOMÍA DE LA TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA.
Como se ha visto, la estructura organizativa y de propiedad del sector eléctrico en
el punto de partida es clave para definir las etapas transitorias hacia un marco en
competencia. Esta transición tiene una implicación económica. Por un lado unos
costes: los costes implícitos al proceso de reestructuración, los costes varados al
cambiar el marco regulador en sectores de propiedad privada y los costes que
supone la existencia de beneficios varados. Por otra parte, del proceso de
implantación de competencia se espera, obviamente, una serie de beneficios
económicos que compensen todos los costes anteriores.
3.4.1. LOS COSTES 3.4.1.1 LOS COSTES IMPLÍCITOS La transición a un nuevo marco regulatorio tiene una serie de costes nada
despreciables, implícitos al mismo proceso. La creación de las figuras de
44
coordinación (Operador del Sistema, Operador del Mercado, el propio
Regulador...), así como la dotación de suficientes recursos técnicos y humanos, es
el coste más claro. Además, el proceso de desarrollo de la nueva regulación
requiere de la dedicación de importantes recursos por parte del regulador y de los
agentes.
Por otro lado, en el nuevo marco aparecen nuevos costes que no existían antes: la
separación de las actividades de generación y transporte implica pérdidas de
economías de escala verticales, y la gestión de la energía a través de mercados
requiere de nuevos recursos e investigación por parte de los agentes.
3.4.1.2 LOS COSTES VARADOS Una situación muy frecuente, como pone de manifiesto la Tabla 3.1, es la de un
punto de partida en el que la propiedad del sector es pública. En ese caso las
etapas a seguir son las vistas en el apartado 3.3: separación operacional
(opcional), desintegración vertical, desintegración horizontal, implantación de un
modelo de mercado competitivo y privatización. La valoración económica de las
empresas privatizadas es la que establezca el mercado y la estructura de partida
para el nuevo marco puede ser diseñada de forma que sea la más adecuada para
el desarrollo de una libre competencia.
Cuando en el punto de partida la propiedad es privada las etapas son las mismas
(salvo obviamente la de privatización), pero aparecen dos dificultades [Arriaga,
1998]:
• Posible desadaptación del parque de generación existente a la demanda y a
las nuevas tecnologías de producción actuales, lo cual hace que surjan unos
costes varados al cambiar el marco regulador, pues la valoración del mercado
de los activos de generación desadaptados será normalmente inferior a la
reconocida en el marco tradicional vigente. Los costes varados representan,
conceptualmente, la diferencia entre los ingresos de un agente en el marco
45
regulado menos sus ingresos según el mercado. Sin embargo, su cálculo
exacto es imposible, puesto que no se conocen a priori los ingresos que tendrá
el agente en un entorno de libre competencia. La estimación de su valor, la
asignación de su pago y la definición del periodo de cobro de los costes
varados debe realizarse de forma que no distorsionen el comportamiento de
los agentes en el mercado, y por tanto el precio del mercado.
• El nivel de concentración empresarial y de integración vertical pueden no ser
aceptables en el nuevo marco competitivo. Sin embargo, en este caso, las
etapas de separación operacional (opcional), desintegración vertical y
desintegración horizontal no son fáciles de implementar, puesto que afectan a
intereses privados.
3.4.1.3. LOS BENEFICIOS VARADOS El termino beneficios varados designa aquellos beneficios para la sociedad que se
pierden cuando determinados bienes de carácter público dejan de producirse al
cambiar el marco regulatorio tradicional del sector eléctrico a uno de competencia.
Representan, por lo tanto, un coste que, hasta cierto punto, se produce al
establecer la competencia en el sector eléctrico.
Ejemplos de estos bienes son la protección a los consumidores de menor
capacidad económica, la protección del medio ambiente o la investigación a largo
plazo. El regulador debe velar para preservar en lo posible estos beneficios en un
entorno competitivo.
3.4.2. LOS BENEFICIOS Los beneficios esperados de la implantación de un mercado competitivo son
también, en última instancia, de naturaleza económica:
• Aumento de la eficiencia económica. La experiencia en otros sectores
demuestra que, en competencia, aumenta la productividad y decrecen los
costes.
46
• En países en vías de desarrollo o en época de crisis, atracción de nuevas
inversiones.
• Disminución de los precios de la electricidad.
• Ahorros en los costes de inversión, ya que las decisiones de inversión
corresponden a los agentes en un entorno de competencia que desincentiva la
sobreinversión (sobre todo en generación) característica de entornos
tradicionales.
• Mayor productividad laboral y mejor aprovechamiento de los recursos humanos
disponibles, debido a la existencia de competencia, lo que debe redundar en
menores costes1.
• Desarrollo de nuevos productos y servicios energéticos. La necesidad de atraer
clientes en un entorno competitivo, sobre todo en comercialización, lleva a una
mayor y más diversificada oferta de productos, y por lo tanto a un mayor
beneficio para el consumidor.
3.5 SITUACIÓN ACTUAL
En la Tabla 3.1 se vio la situación de partida de algunos países justo antes del
comienzo del proceso de reformas. Siguiendo todas o alguna de las etapas del
apartado 3.3 los países han implantado un modelo de mercado con mayor o
menor grado de competencia. En la Tabla 3.2 se muestra tanto el modelo de
1 El proceso de liberalización ha tenido un efecto negativo en el empleo del sector o en sectores relacionados, como el sector del carbón en el mercado de Inglaterra y Gales [Green, 1998], sobre todo en las etapas transitorias.
47
propiedad como el de estructura, de entre los vistos en el capítulo 2, en los que
actualmente se encuentran diversos países.
Tabla 3.2: Modelo actual de mercado y de propiedad en sectores eléctricos
En el entorno tradicional todos los países se encontraban en la fila inferior de la
Tabla 3.2. Puede comprobarse como aquellos países que han liberalizado el
sector en mayor o menor medida se han ido desplazando a filas superiores.
3.6 RESUMEN Y CONCLUSIONES
El capítulo 3 ha analizado la transición a alguno de los modelos competitivos
vistos en el capítulo 2 (los modelos 2, 3 y 4), así como las implicaciones
económicas que esta transición conlleva.
El punto de partida del sector eléctrico afecta especialmente al periodo transitorio
de reformas hasta alcanzar el pleno desarrollo del mercado competitivo. En la
Brunei, Vietnam, Papúa Nueva Guinea
China, Indonesia, Méjico, Rusia, Corea.
Tailandia, Malasia
Filipinas, Italia, Portugal
Nueva Zelanda, Australia (excepto Vic. y SA), NordPool
Singapur, USA, Chile,
Japón, Hong Kong
Admón. Estado
Francia
Propiedad privada Empresa publ./priv.
Modelo 4
Modelo 3
Monopsonio
Monopolio
Australia (Vic y SA), España (2003), Alemania, Inglaterra y Gales, Argentina
Empresa Pública
48
mayoría de los países, el punto de partida era la propiedad pública de los activos
eléctricos.
Una primera etapa puede ser la separación operacional de las actividades
verticalmente integradas, considerada como una etapa previa a una verdadera
desintegración vertical que separe las actividades reguladas de las actividades en
competencia. Otra etapa necesaria puede ser la de desintegración horizontal en
las actividades de generación y comercialización, con el objetivo de limitar el poder
de mercado. La implantación de un mercado competitivo es la etapa con mayores
implicaciones asociadas, dado que debe crearse el entorno legal, regulatorio y
técnico necesario, definiéndose las funciones de nuevas instituciones, que serán
tratadas en el capítulo 4: el Operador del Mercado, el Operador del Sistema y el
regulador. Por último, aunque a veces se lleva a cabo previamente, la privatización
de los activos públicos es una etapa necesaria para el establecimiento de un
mercado realmente competitivo.
Todo este proceso tiene una implicación económica. Por un lado unos costes: los
costes implícitos al proceso, los costes varados al cambiar el marco regulador en
sectores de propiedad privada y los costes que supone la existencia de beneficios
varados. Por otra parte, del proceso de implantación se espera una serie de
beneficios económicos que compensen todos los costes anteriores.
Por último, se han mostrado ejemplos de los modelos implantados actualmente en
diversos sectores eléctricos.
49
CAPÍTULO 4
LAS INSTITUCIONES DE UN SECTOR ELÉCTRICO LIBERALIZADO.
EL OPERADOR DEL MERCADO. EL OPERADOR DEL SISTEMA.
EL REGULADOR. La introducción de competencia en el sector hace necesarias nuevas instituciones
que no existían en el modelo tradicional. Por un lado, es común la aparición de
uno o varios Operadores de Mercado, encargados de facilitar la compraventa de
energía entre los agentes, gestionando un mercado organizado u ofreciendo
productos de derivados eléctricos. Por otro, la creación del Operador del Sistema,
que permite operar el sistema de forma centralizada en condiciones compatibles
con los resultados del mercado. Ambas instituciones representan,
respectivamente, la coordinación económica y técnica de los recursos del sistema.
Además, se hace necesaria la existencia de un regulador independiente
encargado de resolver los conflictos que surjan entre los agentes.
50
4.1 LAS ACTIVIDADES DE COORDINACIÓN.
A continuación se presentan las funciones del OM y el OS, sus características más
importantes y los diversos formatos de organización implementados en varios
sistemas eléctricos.
4.1.1 LA OPERACIÓN DEL MERCADO. En teoría, el modelo de mercado de mayor grado de liberalización, el modelo 4
descrito en el capítulo 2, permite a todos los agentes participar en un mercado
organizado y relacionarse libremente a través de contratos bilaterales de cualquier
tipo, cantidad o temporalidad. En la práctica, todos los sistemas eléctricos con
cierto grado de liberalización han optado por la creación de al menos un mercado
spot organizado o bolsa de energía, con transacciones estandarizadas,
generalmente con mecanismos anónimos de casación de ofertas de producción y
demanda (ver en este apartado más adelante). El mercado organizado es
gestionado por una entidad independiente llamada Operador del Mercado (OM)
(Power Exchange en la literatura anglosajona). Aunque el formato más habitual es
el de un único OM, no existe ningún inconveniente para que exista más de un OM
en un mismo sistema eléctrico, que realizarían esta actividad en competencia,
intentando cada uno atraer el mayor número de clientes que gestionasen energía
a través de su mercado organizado.
Es habitual que el OM gestione también otros mercados complementarios al
mercado spot como son los mercados de ajustes o los mercados de futuros o de
contratación a plazo. Antes de estudiar los diversos mercados que puede
organizar el OM en un entorno liberalizado, se analizarán los mecanismos de
casación de las ofertas y su aplicación a los mercados eléctricos.
51
4.1.1.1 LOS MECANISMOS DE CASACIÓN DE OFERTAS1
En el marco tradicional, la programación horaria, o Unit Commitment, utilizaba
modelos de optimización para decidir en un horizonte diario o semanal los
generadores que debían producir y la cantidad de energía a producir para
satisfacer la demanda de la forma más eficiente.
La liberalización del sector ha transformado este proceso en una subasta, o varias
con varios horizontes temporales, realizada por el OM, en la que deben
incorporarse algunas particularidades técnicas de los sistemas de potencia no
incluidas en los modelos económicos clásicos de subastas.
La teoría económica de subastas A continuación se presentan los principales tipos de subastas de forma genérica,
es decir, aplicables a la venta o compra de cualquier mercancía. Estas subastas
son la base para la definición de las subastas en las que el activo negociado es la
energía eléctrica.
Subastas de un único bien Son aquellas en las que se pretende vender un único bien entre un número
elevado de compradores, por ejemplo, la subasta de un cuadro. En condiciones de
competencia perfecta cualquiera de los diseños posibles consigue que el
comprador que más valora el objeto sea el que al final lo consiga y que el
vendedor obtenga el precio más alto por su venta. Algunos de estos diseños son:
• Subasta inglesa: Los compradores emiten ofertas de forma progresiva a
precios cada vez más altos hasta que ningún comprador puede mejorar el
precio ofrecido por el último ofertante, que adquiere el bien. Es el mecanismo
empleado en las subastas de arte.
1 Basado en [Vázquez, 1999]
52
• Subasta holandesa: partiendo de un precio muy elevado, el vendedor va
anunciando precios en orden descendente hasta que alguno de los
compradores lo acepta, ganando la subasta y comprando el producto al precio
aceptado. Es el mecanismo habitual en las lonjas, especialmente las de
pescado fresco.
• Subasta de primer precio: todos los compradores realizan al mismo tiempo una
única oferta sin conocer la de sus competidores, adjudicándose el bien a la
oferta de precio más alto. El precio de venta es el precio ofertado por ésta.
• Subasta Vickrey o de segundo precio: como en el caso anterior, todos los
compradores realizan al mismo tiempo una única oferta sin conocer la de sus
competidores, adjudicándose el bien a la oferta de precio más alto. En este
caso, sin embargo, el precio de venta es el segundo precio más alto ofertado,
es decir, el precio más caro ofertado de entre todas las ofertas no aceptadas.
Subastas de múltiples unidades Son las subastas en las que se desea vender un gran número de unidades de un
bien homogéneo como es, por ejemplo, la subasta de Letras del Tesoro o,
precisamente, del mercado eléctrico en una hora cualquiera1, donde cada MW
puede considerarse como una unidad diferente a vender o comprar y donde en
cada hora se negocian un gran número de unidades. En este tipo de subastas
tanto la oferta como la demanda pueden tener capacidad para realizar ofertas.
El modelo de casación utilizado mayoritariamente está basado en la subasta de
primer precio: los agentes compradores/vendedores envían al mercado la cantidad
que desean comprar/vender y el máximo/mínimo precio que por ella están
dispuestos a pagar/cobrar. Las ofertas de venta se ordenan en orden creciente y
las de compra en orden decreciente, de forma que la intersección de las dos
curvas formadas determina el resultado de la casación: cantidad total negociada
1 O cualquier otro horizonte de tiempo elegido en el diseño del mercado.
53
(q0) y precio final resultante (p0). Las ofertas de compra/venta a precio
superior/inferior al precio resultante p0 son las que resultan casadas y deberán
pagar/cobrar el precio p0.
€/MWh
Figura 4.1. Casación simple. Fuente: [Vázquez, 1999]
Modelos de casación en mercados eléctricos. A continuación se presentan diferentes modelos de casación utilizados en
mercados eléctricos organizados bien de forma aislada o bien de forma
combinada.
Casación simple En la casación simple, cada hora1 se realiza una casación independiente (subasta
de múltiples unidades) basada en la subasta de primer precio (intersección de
curvas agregadas de oferta y demanda, Figura 4.1).
• Ventajas: el procedimiento de casación simple es totalmente transparente.
1 O cualquier otro horizonte de tiempo elegido en el diseño del mercado.
54
• Inconvenientes: la casación simple sólo refleja la restricción de equilibrio entre
generación y demanda y traslada las restricciones técnico-económicas de los
grupos a las ofertas de cada generador. Una oferta simple de precio y cantidad
de energía sólo permite a los generadores reflejar en sus ofertas un coste
proporcional a la cantidad producida y una capacidad máxima de generación,
pero no sus restricciones técnicas de operación ni sus costes no lineales. La
internalización de los dos últimos conceptos en las ofertas de los generadores
implica asumir el riesgo de obtener una casación no satisfactoria para el
agente1 y, en consecuencia, un coste adicional para los generadores que tiene
el efecto de encarecer los precios.
Los numerosos inconvenientes señalados hacen que la oferta simple sea a
menudo combinada con alguno de los modelos alternativos de casación que se
presentan a continuación.
Casación compleja La casación compleja permite a los agentes aumentar la cantidad de información
técnico-económica que pueden enviar al algoritmo de despacho, trasladando así al
modelo de casación una parte de los datos que antes tenían que ser
internalizados en las ofertas simples.
El mercado de Inglaterra y Gales (antes de NETA) y el de Australia están muy
próximos a esta solución (ver Apéndice 1) que, en el extremo, conduce al uso de
un modelo de optimización centralizado de corte tradicional. Una buena solución
es el modelo semi-complejo, como el empleado en España, que equilibra las
necesidades de reducción del riesgo con el de simplicidad y transparencia del
modelo de casación.
1 El procedimiento de internalización no depende únicamente de datos técnico-económicos de los agentes sino de un conjunto de factores (horas de funcionamiento, perfil de precios, evolución de demanda...) que son resultado de la propia casación y que son inciertos en el momento de realizar las ofertas. [Vázquez, 1999].
55
• Ventajas: se facilita la labor de los agentes y se disminuye la magnitud de los
posibles errores, aumentando la eficiencia.
• Inconvenientes: Se pierde transparencia en la casación.
Casación iterativa En la casación iterativa los participantes en el mercado van revelando sus
preferencias a lo largo de la subasta, información que es recogida por el resto de
participantes para mejorar sus estimaciones sobre la competencia y el resultado
esperado de la casación reduciendo así el riesgo en sus ofertas.
En general, tras una primera casación los agentes observan los resultados del
mercado y tienen la oportunidad de modificar sus ofertas si no les satisface el
despacho obtenido. A continuación, se realiza una nueva casación y los agentes
vuelven a tener oportunidad de enviar nuevas ofertas. El proceso, gobernado por
unas reglas que aseguran la convergencia y que progresivamente limitan el
margen de maniobra de los agentes, se detiene cuando ningún agente tiene
motivos para mejorar su oferta y esa última iteración es la única relevante para
determinar los resultados del mercado.
• Ventajas: combina la transparencia de las ofertas simples con una fuerte
reducción del riesgo.
• Inconvenientes: exige importantes esfuerzos en comunicaciones, tiempo de
proceso y dedicación de personal altamente cualificado lo cual motivó que
fuera descartado como modelo para el mercado de California.
Casación sucesiva Consiste en establecer un conjunto de mercados con diferentes horizontes
temporales en los que los agentes corrigen posibles errores de internalización
cometidos en los mercados de más largo plazo mediante transacciones en los
56
mercados de más corto plazo. A diferencia de la casación iterativa, las casaciones
de todos los mercados son firmes, de tal manera que la cantidad de energía
asignada a un agente se calcula como la suma de las cantidades casadas en cada
uno de los mercados sucesivos.
Este tipo de casación ha tenido un gran desarrollo, sobre todo asociado a la
creación de mercados de largo plazo y de productos financieros de gestión de
riesgo. Otra opción es aplicar los mercados sucesivos en el entorno del corto
plazo, como en los mercados intradiarios de California o España.
Existen algunas variantes sobre el método de formación de precio en este tipo de
casaciones sucesivas, que son utilizadas de forma independiente o combinada:
• Casación ciega: durante el periodo de contratación, las ofertas de los agentes
son visibles por el resto, pero se establece un periodo de tiempo antes de la
casación en el que las ofertas no son vistas por los participantes. Pueden
existir limitaciones a las ofertas a realizar durante el periodo ciego que eviten la
manipulación del mercado por agentes con gran capacidad en una actividad
que pudiera hacer que el resultado final fuese muy diferente al que se
obtendría con las ofertas públicas.
• Casación aleatoria: durante el periodo de contratación, las ofertas de los
agentes son visibles por el resto, pero el momento exacto de la casación se
determina de forma aleatoria dentro de un intervalo de tiempo establecido.
Además, pueden existir otras características adicionales que varíen de un
mercado a otro como la posibilidad de proporcionar información en tiempo real
sobre el resultado de la casación “virtual” que se produciría en ese momento.
57
Llevado al extremo, la casación sucesiva conduce a una casación continua, similar
a la de la Bolsa de valores, en la que es posible enviar ofertas en cualquier
momento y rectificar las posiciones tomadas de un modo inmediato. En este
método resulta crítico el instante de recepción de las ofertas, por lo que debe
ponerse especial cuidado en que su implantación salvaguarde la característica de
igualdad de trato a todos los participantes, independientemente de su mecanismo
de participación en el mercado.
• Ventajas: la casación sucesiva en mercados de diferentes horizontes
temporales parece una solución eficiente que combina la reducción de riesgo
(gracias a la posibilidad de los agentes de corregir sus posiciones en un
mercado con actuaciones en mercados de más corto plazo) con la
transparencia del modelo de casación.
• Inconvenientes: debe estudiarse con cuidado el horizonte temporal de los
distintos mercados y el número de ellos, para intentar evitar en lo posible su
falta de liquidez.
4.1.1.2 EL MERCADO SPOT La función característica del OM es la gestión del mercado spot o mercado
organizado de corto plazo, en el que se suele realizar una subasta de la energía a
generar o consumir con un horizonte temporal de, generalmente, un día. El OM
determina las ofertas aceptadas tanto de compra como de venta de energía, así
como el precio del sistema en cada periodo (normalmente horario o semihorario)
del día siguiente. El modelo de casación puede ser cualquiera de los vistos en el
apartado anterior.
El mercado spot es el núcleo central del modelo liberalizado y su diseño es clave
en el éxito de un mercado eléctrico competitivo. Un deficiente diseño unido a una
regulación incorrecta puede llevar al fracaso de todo el proceso de reformas (ver
[Vázquez, 2000], [Wolak]).
58
Los primeros mercados eléctricos organizados (Inglaterra y Gales, Australia...)
tenían las siguientes características principales (ver Apéndice 1):
• Papel pasivo de la demanda: los consumidores son simples tomadores de
precio.
• Obligación de acudir al mercado: los generadores sólo pueden negociar su
energía a través del mercado organizado.
• Modelos de casación compleja: utilización de algoritmos de optimización en la
casación de oferta y demanda similares a los algoritmos del marco regulatorio
tradicional pero adaptados para tener en cuenta las ofertas de los agentes.
Los modelos más recientes (Países Nórdicos, España, Holanda, Francia…), sin
embargo, presentan características diferentes (ver Apéndice1):
• Papel activo de la demanda: la demanda puede participar en el mercado en
condiciones de competencia, al igual que la generación.
• Participación voluntaria en el mercado: los agentes pueden negociar libremente
su energía a través del mercado organizado o, alternativamente, establecer
contratos bilaterales físicos en las condiciones que libremente elijan.
• Modelos de casación y formatos de presentación de ofertas más simples,
obligando a los agentes a internalizar las restricciones técnico-económicas en
sus ofertas.
Una posible tendencia futura es el nuevo concepto de mercado establecido en
Inglaterra y Gales en 2001, el NETA (ver Apéndice 1). El NETA lleva al extremo la
posibilidad de los agentes de establecer contratos bilaterales, suprime el mercado
59
spot y todos los agentes que desean comprar o vender electricidad lo hacen
libremente estableciendo contratos. Se considera que esta negociación puede
llevarse a cabo bien mediante mercados organizados (existen varios Operadores
de Mercado) o mediante contratos bilaterales.
4.1.1.3 LOS MERCADOS DE AJUSTES O “INTRADIARIOS” Estos mercados corresponden al modelo de casación sucesiva ya visto. Son
llamados de mercados de ajustes o “intradiarios” porque permiten a los agentes
corregir posibles errores de internalización cometidos en los mercados de más
largo plazo, o correcciones de la previsión de generación/consumo mediante
transacciones en estos mercados de más corto plazo (inferior al día cuando el
horizonte temporal del mercado spot es diario). El Operador del Mercado es
normalmente el encargado de gestionar estos mercados.
4.1.1.4 LOS MERCADOS ELÉCTRICOS DE FUTUROS Y OPCIONES Los mercados de futuros fueron creados originalmente para satisfacer las
demandas de agricultores y comerciantes. Por su parte, las primeras
transacciones de opciones de venta y de compra tuvieron lugar en Europa y
Estados Unidos ya en el siglo XVIII.
En los últimos años, los mercados de futuros y opciones han cobrado una
importancia creciente en el mundo de las finanzas y la inversión financiera y han
llegado a alcanzar a productos energéticos como la electricidad. En lo que sigue
se hace una descripción de los mercados de futuros y opciones que negocian el
producto “electricidad” aunque, en general, todos los conceptos tratados pueden
aplicarse a cualquier otro producto.
Los contratos de futuros
Un contrato de futuros es un acuerdo para comprar o vender un activo (en nuestro
caso energía eléctrica) a un cierto precio en una fecha futura dada. Del agente que
realiza la compra del contrato de futuros se dice que se encuentra en una
60
“posición larga” mientras que del agente que realiza una venta de futuros se dice
que se encuentra en una “posición corta”.
Una primera clasificación de los mismos puede establecerse atendiendo al hecho
de que dichos contratos obliguen a la entrega física de dicha energía:
• Contratos con obligación de suministro físico, en cuyo caso el agente debe
producir o consumir físicamente la energía a que hace referencia el contrato en
las condiciones y periodos estipulados.
• Contratos sin obligación de suministro físico (contratos financieros). Los
contratos de futuros financieros que se inician no concluyen con la entrega del
activo subyacente (la energía eléctrica) porque los agentes cierran sus
posiciones antes del periodo de entrega especificado en el contrato. La
liquidación de una posición supone realizar una transacción contraria a la
original. Por ejemplo, si un agente compra (vende) en mayo 20 contratos de
futuros mensuales en carga base1 para el suministro de dicha energía en el
mes de julio, puede liquidar su posición en junio, si no tiene interés en realizar
la transacción de dicho producto en el periodo estipulado, vendiendo
(comprando), es decir tomando posición corta (larga), 20 contratos iguales. La
diferencia está en que el precio del producto comprado en mayo no tenía la
misma valoración en junio, debiendo por lo tanto pagarse la diferencia
económica de valoración entre el momento de compra y el de venta.
Las especificaciones de los contratos de futuros En cualquier caso, el activo subyacente a los contratos se encuentra definido y sin
ambigüedades, especificándose habitualmente la fecha y el periodo horario de
suministro de una determinada cantidad de energía eléctrica. Dadas las
particulares características del producto electricidad, la calidad de suministro suele
estar sometida a la legislación técnica aplicable en cada mercado y es ajena al
1 Un contrato mensual en carga base es un contrato para todas las horas del mes.
61
contrato. En cuanto a la cantidad de energía de cada contrato, ésta suele ser de 1
MW de potencia durante una hora del periodo del que se trate. El punto de entrega
suele ser la red de alta tensión del sistema eléctrico o, en ocasiones, ciertos
conjuntos de nudos de la misma conocidos como “hubs” en EEUU (ver el mercado
de PJM en el apéndice 1) y establecidos como “lugares de entrega” tanto para la
entrega física como para los diversos mercados de futuros eléctricos. El periodo
de negociación también se especifica en cada mercado para cada producto.
Los mecanismos de negociación Todos los mercados eléctricos organizados han optado por procedimientos
basados en Internet y por transferencia electrónica de datos tanto para el envío de
ofertas como para la publicación de información o la determinación del precio de
cotización. En algunos casos, como en los primeros mercados, se admiten
también por razones históricas transacciones por otros canales, como
comunicaciones telefónicas, pero éstas no son recomendables en la actualidad.
Existen, como se ha visto, diversos mecanismos de casación de las ofertas,
siendo las distintas variantes de casación sucesiva, las más utilizadas en los
mercados eléctricos de futuros (como ejemplo, véase el procedimiento de
casación en los mercados de futuros de NORD POOL y EEX en el apéndice 1).
En la mayoría de los casos, el mercado organizado establece límites de variación
diaria del precio de cada producto, para evitar una excesiva volatilidad derivada de
movimientos especulativos que puedan perjudicar al mercado. Sin embargo,
también hay quien opina que estos límites pueden ser una barrera artificial que
maquilla los resultados del mercado y modifica el comportamiento de los agentes.
Convergencia de los precios de futuros hacia precios al contado. Cuando se acerca el periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del
futuro converge hacia el precio del mercado spot o precio de contado, de forma
que al llegar el periodo de entrega el precio del futuro se iguala o está muy
62
cercano al precio de mercado. Esto puede comprobarse en las figuras de precio
del capítulo 6.
En efecto esto es así porque si el precio del futuro fuera superior al precio del
mercado spot durante el periodo de entrega, esto daría lugar a una clara
oportunidad de arbitraje1 vendiendo un contrato de futuros (a precio superior al del
mercado spot) y comprando en el mercado spot (a precio inferior al del contrato de
futuros), con lo que se obtendría un beneficio igual a la diferencia entre el precio
del futuro y el precio del mercado spot. Es claro además que a medida que los
agentes exploten esta oportunidad, el precio bajará. Análogos resultados pueden
obtenerse si el precio del futuro es inferior al precio spot.
Precios crecientes o decrecientes del futuro A los mercados en los que el precio del futuro se incrementa a medida que se
aproxima el tiempo de vencimiento se les llama mercados normales. A aquellos en
los que decrece se les llama mercados invertidos. También pueden existir
mercados mixtos, en los que se alternan ambas tendencias.
Precio del futuro superior o inferior al precio del mercado spot Si el precio del futuro está por encima del precio esperado del mercado spot
(contango), se espera que el precio del futuro disminuya. Según Keynes e Hicks
[Hull, 1995] esto sucede cuando los agentes que pretenden cubrirse del riesgo
tienden a ocupar posiciones largas y aquellos que sólo pretenden especular
tienden a ocupar posiciones cortas.
Si el precio del futuro está por debajo del precio esperado del mercado spot
(backwardation), se espera que el precio del futuro suba. Esto sucede cuando los
agentes que pretenden cubrirse del riesgo tienden a ocupar posiciones cortas y
aquellos que sólo pretenden especular tienden a ocupar posiciones largas.
1 El arbitraje consiste en la obtención de un beneficio libre de riesgo por medio de transacciones simultáneas en dos o más mercados.
63
En ambos casos, el motivo es que cuando los especuladores toman posiciones
cortas es porque esperan que el precio del futuro disminuya para compensar sus
riesgos. Cuando los especuladores toman posiciones largas es porque esperan
que el precio del futuro subirá con el tiempo.
Liquidación de los contratos La liquidación de los contratos puede realizarse por entrega (liquidación física) o
sin ella (liquidación financiera):
• Liquidación por entrega. Los mercados eléctricos de futuros pueden
liquidarse con la entrega física de la energía, lo cual implica el acoplamiento
de los contratos a la casación del mercado spot. Cuando los contratos son
con obligación de suministro físico (EEX antes de la fusión con LPX. Ver
Apéndice 1), la liquidación se realiza obligatoriamente de esta forma.
• Liquidación financiera. Otra forma muy extendida de liquidación en los
mercados de futuros eléctricos es la financiera, que consiste en igualar el
precio de liquidación en el último día de negociación de un determinado
producto al precio de cierre del mercado spot, lo cual asegura que el precio
del futuro converge hacia el precio del mercado spot. Entonces, todas las
posiciones se declaran liquidadas.
Los contratos a plazo (contratos forward) Los contratos a plazo son, como los contratos de futuros, un acuerdo de compra o
venta de un activo (en nuestro caso energía eléctrica) a un cierto precio en una
fecha futura dada.
64
Sin embargo, los contratos a plazo no son negociados como tal en un mercado
organizado, sino que son acuerdos privados entre agentes1.
Otra diferencia importante con respecto a los contratos de futuros es que los
contratos a plazo no tienen liquidación diaria entre el momento de la compra/venta
y la fecha de suministro de la energía, sino que durante ese periodo se van
acumulando los beneficios y pérdidas diarias y el saldo final se liquida al
vencimiento, durante el periodo en el cual se ejecuta la entrega física de la
energía.
Los contratos de opciones Una opción es un contrato a través del cual el emisor, por una cierta cantidad de
dinero llamada prima, da al comprador el derecho de exigir dentro de un plazo
determinado, la compra (call) o venta (put) de un activo (en nuestro caso energía
eléctrica) a un precio fijo llamado precio de ejercicio. Por lo tanto, a diferencia de
un contrato de futuros, el comprador de una opción no está obligado a ejecutarla,
simplemente tiene el derecho a hacerlo.
Si la opción puede ser ejercida en cualquier instante, se la llama opción
americana. Si la opción sólo se puede ejercer en una fecha determinada, recibe el
nombre de opción europea.
Las opciones no son un producto muy común en los mercados eléctricos. Como
ejemplo, en el Apéndice 1 se recogen las opciones negociadas en NORDPOOL.
Experiencias internacionales La siguiente tabla muestra algunas características de mercados de derivados
eléctricos. Los de EEX, Nord Pool y UKPX se encuentran más detallados en el
Apéndice 1.
1 A pesar de esto, los mercados organizados también pueden ofrecer contratos estandarizados de forwards a sus clientes. Ver, por ejemplo, los contratos estandarizados de forwards que ofrece NORDPOOL (Apéndice 1).
65
Compañía País Contratos Tipos Estructura
de
consumo
Compromiso
de suministro
físico
EEX (antes de la fusión con LPX)
Alemania Futuros Mensual Trimestral Anual
Base
Punta
laborable
Sí
Futuros Diario Semanal Mensual
Forwards Estacional (4 semanas)
Por diferencias1
Estacional (4 semanas)
NORD POOL
Noruega, Suecia, Finlandia, Dinamarca
Opciones Europeas2
Estacional (4 semanas)
Base No
UKPX Gran Bretaña
Futuros Diario Semanal Mensual Trimestral Estacional (6 meses)
Base
Punta
laborable
No
Estados Unidos
Futuros Mensual NYMEX3
Opciones4 Mensual
Base Sí
Tabla 4.1: Experiencias internacionales en mercados de derivados eléctricos. Principales
propiedades.
1 Contrato forward referenciado a la diferencia entre el precio zonal y el precio marginal del sistema. 2 El activo subyacente son los propios contratos forward de Nord Pool. 3 En la actualidad no se negocian productos eléctricos en NYMEX, pero se han incluido como ejemplo. 4 El activo subyacente eran los propios contratos de futuros de NYMEX.
66
4.1.2. LA OPERACIÓN DEL SISTEMA. En el entorno tradicional previo a la liberalización los gobiernos de la mayoría de
los países, con independencia de si los activos eléctricos eran o no de propiedad
pública, realizaban la planificación centralizada de las inversiones necesarias en el
sector, pudiendo ésta ser realizada por empresas públicas o privadas, mientras
que las empresas monopolísticas de cada región eran las responsables de
alcanzar un determinado nivel de fiabilidad en el suministro. El despacho de
generación en tiempo real era habitualmente realizado por la propia empresa
verticalmente integrada, siguiendo el orden de mérito en cada región. Cuando
existía posibilidad de intercambio de energía entre regiones limítrofes, ésta se
llevaba a cabo siguiendo acuerdos establecidos previamente. Las obligaciones del
centro de control de la región eléctrica en la que operaba la empresa verticalmente
integrada, que habitualmente era parte de la propia empresa, eran la seguridad del
sistema, el despacho de la generación, el mantenimiento de un nivel de reserva
suficiente para hacer frente a posibles contingencias en el sistema, y la gestión
técnica de la capacidad y disponibilidad de la red de transporte.
En el nuevo entorno liberalizado la operación del sistema es realizada
centralizadamente por el Operador del Sistema, OS1, que garantiza el
funcionamiento del sistema eléctrico en condiciones de seguridad y calidad
compatibles con las decisiones de producción y consumo decididas por los
agentes del mercado bien como resultado de la casación de ofertas llevada a cabo
por el OM o bien mediante contratos bilaterales, sustituyendo así a los
tradicionales procedimientos de minimización de los costes de producción. Otras
funciones habituales del OS son la gestión de los servicios complementarios, el
diseño de los procedimientos de operación, y la planificación a largo plazo.
1 Alemania constituye una importante excepción a esta característica común a los mercados eléctricos liberalizados. En Alemania no existe como tal un único Operador del Sistema, sino que los propietarios de las redes de transporte las operan de forma descentralizada. La planificación y operación de la red de transporte es responsabilidad de los propietarios de las redes. Además, el acceso a la red es negociado, lo cual, en la práctica, supone un límite a la competencia (ver Apéndice 1).
67
Aunque no son el objetivo de este proyecto, el OS puede también realizar algunas
de sus funciones estableciendo mecanismos competitivos, por ejemplo para la
asignación de servicios complementarios como el de reserva de potencia activa, el
control de tensiones o la reposición del servicio.
Por su naturaleza, la remuneración de la actividad de operación del sistema debe
estar sujeta a regulación. Además, se debe garantizar la independencia del OS
para asegurar que el desempeño de sus funciones se realiza sin que exista un
trato discriminatorio a los agentes.
4.1.3 ORGANIZACIÓN Y GOBIERNO DEL OM Y EL OS. RELACIÓN CON LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE.
4.1.3.1. RELACIÓN ESTRUCTURAL ENTRE EL OM, EL OS Y LA RED DE TRANSPORTE
Se han identificado cuatro tipos de relación entre el Operador del Sistema (OS), el
Operador del Mercado (OM) y el propietario de la red de transporte (transportista,
TR) [CIGRÈ, 1999]:
• Modelo (OM+OS+TR). Una única compañía propietaria de la red de transporte,
o al menos de su mayor parte, es también la encargada de la operación del
sistema y la operación del mercado. Este es el caso de Colombia, o de
Inglaterra y Gales antes de NETA (ver Apéndice 1). El principal argumento
para la implantación de este modelo puede ser el aprovechamiento de ciertas
sinergias entre las distintas actividades y la minimización de costes de
intercambio de información entre las tres actividades. En la actualidad, el
desarrollo de las tecnologías de comunicación reduce considerablemente estos
costes.
68
• Modelo (OM)+(OS+TR). Una única compañía propietaria de la red de
transporte, o al menos de su mayor parte es también la encargada de la
operación del sistema. A esta compañía se la suele conocer en la terminología
anglosajona como Transmission System Operator, TSO. Una compañía
independiente de ésta realiza la operación del mercado. Este es el modelo
implantado en los países nórdicos, España, Inglaterra y Gales (NETA),
Holanda, Alemania1, Francia…. La independencia del OM garantiza la
separación de los criterios técnicos y los económicos del mercado.
• Modelo (OM)+(OS)+(TR). Cada una de las actividades se realiza por una
compañía independiente, con lo que se elimina posibles conflictos de interés.
La planificación de la red de transporte para garantizar el suministro eléctrico
suele ser tarea del OS, que en este modelo se encuentra expuesto a un mayor
riesgo (reclamaciones de los propietarios de red motivadas por la influencia
que la planificación tiene sobre sus ingresos). El OS en este modelo es
habitualmente conocido en la literatura anglosajona como Independent System
Operator, ISO. Este modelo fue el adoptado en California y Brasil.
• Modelo (OM+OS)+TR. La operación del mercado y la operación del sistema
son realizadas por una única entidad independiente de la propiedad de la red
de transporte. Este es el modelo adoptado en PJM (Estados Unidos), Corea,
Australia, Argentina y Canadá.
Evaluación de los modelos En general, cuando el OS es también el propietario de la red de transporte
aparecen conflictos de interés entre ambas actividades. La planificación de la red
de transporte, la programación del mantenimiento de las líneas y la autorización
del mantenimiento de los grupos (actividades típicamente realizadas por el OS)
afectan, por un lado, al mercado, y por lo tanto a los agentes que en él participan,
1 Aunque no existe la figura de un único operador del sistema, esta tarea la realizan dentro de su área de control los propietarios de las redes de transporte correspondientes (ver Apéndice 1).
69
y por otro, al mantenimiento y construcción de la red, que corresponde a la
empresa transportista. Supuesta la independencia de los agentes, existen
incentivos a favorecer el desarrollo de las actividades de red en el desempeño de
las funciones del OS, cuando ambos son una única entidad. No obstante, también
existen importantes sinergias entre ambas actividades, debido en muchos casos a
razones históricas, que deben evaluarse a la hora de elegir el modelo apropiado.
En cuanto a la unión del OM y el OS, ésta se ha adoptado, en general, en
sistemas con modelos de casación complejos, en los que existe una fuerte
sinergia entre ambas actividades, con mercados obligatorios y/o con mercados de
muy corto plazo (hasta 5 minutos antes del tiempo real en Australia). Sin embargo,
los actuales sistemas de transmisión de la información permiten realizar ambas
tareas de forma independiente de la misma forma que las haría una única entidad.
Por otro lado, la unión del OM y el OS puede representar una falta de
transparencia e independencia entre los procesos de mercado y los procesos
técnicos del sistema.
Otro inconveniente cuando más de una actividad es realizada por un mismo sujeto
puede ser la difícil asignación de costes a cada una de las actividades, lo que
puede dar lugar a la aparición de ineficiencias en una de ellas que sean obviadas
gracias a los ingresos excesivos de otra, subsidios cruzados debidos a que ambas
son ejercidas por la misma empresa.
En cualquier caso, independientemente del modelo de organización, debe
garantizarse la independencia de la gestión del OS respecto de los agentes y los
propietarios de la red de transporte, así como la imparcialidad del OM en el trato a
los agentes que participan en el mercado.
70
4.1.3.2. PROPIEDAD DEL OM Y EL OS. En el apartado anterior se han tratado las diferentes estructuras organizativas
entre el OM, el OS y el TR, pero no la estructura de propiedad, que a menudo
afecta al tipo de separación realizada en los distintos modelos. La estructura de
propiedad, como la de organización vista en el apartado anterior, debe garantizar
la independencia de la gestión del OS respecto de los agentes y los propietarios
de la red de transporte, así como la imparcialidad del OM en el trato a los agentes
que participan en el mercado. En muchos casos el OS es el propietario del OM
aunque éste sea independiente, debido en general a que el OS es previo al OM.
PROPIEDAD DEL OM Y EL OS OM OS Italia OS Pública
Noruega OS Pública
Suecia OS Pública
Finlandia OS Privada
Bélgica No hay. Privada
Holanda Privada Pública
Corea (previsto) Pública
Australia Pública
Canadá Pública
España Privada Privada1
Francia OS2+Privada Pública
Inglaterra y Gales Privada Privada
PJM Privada
Tabla 4.2: Propiedad del OM y el OS en diversos países
1 Participación parcial del Estado, 28,5% en 2002. 2 La participación del OS es del 51% en 2002.
71
4.1.3.3. NÚMERO DE OPERADORES DE MERCADO. Como se ha dicho, el formato más habitual es el de un único OM. Pero no existe
en general ningún inconveniente para que exista más de un OM en un mismo
sistema eléctrico, que realice esta actividad en competencia, intentando cada uno
de ellos atraer el mayor número de clientes que gestionen energía a través de su
mercado organizado.
La existencia o no de más de un mercado dependerá de la liquidez de cada uno
de ellos y de la valoración que dé el sector eléctrico al precio resultado de dicho
mercado, ya que dicho precio servirá de referencia para las transacciones que no
se realicen a través de un mercado organizado y, por tanto, éste debe ser “fiable”
y no manipulable por un número pequeño de agentes.
En el mercado NETA de Inglaterra y Gales existen cuatro operadores de mercado,
UKPX, APX, PowerEx y IPE (ver Apéndice 1), si bien no gestionan un mercado
spot típico, sino que permiten transacciones de contratos entre los agentes. En
Alemania, existían dos operadores de mercado antes del 1 de marzo de 2002,
EEX y LPX, que se han fusionado en busca de una mayor liquidez.
4.2 EL REGULADOR
Mientras que la regulación de monopolios en Europa se ha realizado
tradicionalmente sin necesidad de disponer de órganos reguladores
independientes, en Estados Unidos éste ha sido el sistema más común. Sin
embargo, en los últimos años, y asociado a los procesos de liberalización, la
tendencia en numerosos países, entre ellos los europeos, es a crear un órgano
regulador independiente. En el caso de la electricidad, es habitual que el regulador
lo sea también de otros sectores energéticos, en particular del gas, dada la cada
vez más estrecha relación entre ambos.
72
Las funciones del regulador deben ser las de velar por la competencia y resolver
los conflictos que puedan surgir en el funcionamiento del mercado. La misma
existencia de competencia en el sector eléctrico hace que surjan conflictos entre
los agentes derivados, por ejemplo, del abuso de poder de mercado o el libre
acceso a las redes. Por lo tanto, un sector eléctrico liberalizado debe contar,
además de con la normativa técnica, con una legislación que persiga las
conductas de los agentes en contra de la competencia y que deberá aplicar el
regulador.
La existencia de un regulador independiente aísla la regulación de los intereses
políticos a corto plazo, consigue una mayor especialización técnica de su personal
y dota al proceso regulatorio de estabilidad y transparencia.
4.3 RESUMEN Y CONCLUSIONES
La introducción de competencia en el sector hace necesarias nuevas instituciones
que no existían en el modelo tradicional. En este capítulo se han tratado las
funciones del Operador del Mercado, el Operador del Sistema y el Regulador.
• El OM facilita la compraventa de energía entre los agentes, gestionando un
mercado spot organizado o bolsa de energía. Además, es habitual que el OM
gestione mercados de ajustes o mercados de derivados eléctricos.
En cualquiera de los mercados, se deben casar las ofertas de compra y las de
venta, pero existen varios métodos de realizar esta casación: casación simple,
compleja, iterativa o sucesiva. El análisis de estos métodos permite afirmar que
la combinación de los modelos de casación simple y compleja (como el
utilizado en España) o la casación sucesiva con mecanismos que limiten el
poder de mercado pueden representar una buena solución.
73
• El OS permite operar el sistema de forma centralizada en condiciones
compatibles con los resultados de los anteriores mercados.
• El regulador independiente debe garantizar la resolución justa de los conflictos
que surjan entre los agentes.
En cuanto a la organización del OM y el OS y su relación con las actividades de
transporte, no existe un consenso general. Se han identificado y analizado cuatro
tipos de relación, que, en cualquier caso, deben garantizar la independencia del
OS y la imparcialidad del OM.
74
CAPÍTULO 5
MERCADOS ELÉCTRICOS ORGANIZADOS. EVALUACIÓN DE EXPERIENCIAS
INTERNACIONALES. En el momento de escribir esta Tesis de Master existen varios sistemas
eléctricos en todo el mundo que han completado ya todo el proceso de
liberalización. Otros se encuentran aún en proceso y otros muchos apenas
acaban de dar los primeros pasos, o se encuentran aún en las fases previas de
estudio y toma de decisiones, ya sea regulatorias o de elección del modelo a
seguir de entre los vistos en el capítulo 2. El Apéndice 1 ofrece una revisión del
estado actual de liberalización en distintos sectores eléctricos de todo el
mundo.
Aunque no es estrictamente necesario, la mayoría de los sistemas eléctricos
con un cierto nivel de liberalización han establecido algún tipo de mercado
organizado (modelos 2, 3 ó 4 del capítulo 2), con transacciones
estandarizadas, generalmente con los mecanismos anónimos de casación de
ofertas de producción y demanda que se vieron en el capítulo 3. En dicho
capítulo también se vio que este mercado organizado incluye siempre un
mercado spot, gestionado por una entidad que es la responsable de la subasta
y que se conoce como Operador del Mercado, Power Exchange en la literatura
anglosajona.
75
El presente capítulo se centra en aquellos mercados eléctricos en los que se ha
implantado un mercado organizado del tipo 3 ó 4, que son los modelos más
comunes. Se han escogido algunos de los mercados más significativos y con
mayor grado de desarrollo y experiencia acumulada, y se pretende realizar una
evaluación objetiva de su funcionamiento y resultados. Para ello, se han
utilizado los datos publicados por los diferentes Operadores de Mercado, que
han sido capturados via internet mediante una herramienta de captura
automática diseñada por OMEL y completada durante la realización del
proyecto. Debido a la heterogeneidad de los datos publicados por los distintos
Power Exchanges, se ha optado por hacer siempre referencia a los datos de
precio y energía, para poder realizar una comparación uniforme de los distintos
mercados. En todas las gráficas de este capítulo se ha utilizado como unidad
de precio el €/MWh habiéndose realizado la conversión desde la moneda
propia de cada mercado al tipo de cambio existente con el Euro cada día del
que se extrae un dato.
5.1 RESULTADOS DE DIVERSOS MERCADOS.
En este apartado se tratan mercados organizados de corto plazo gestionados
por los Operadores de Mercado donde se realiza una subasta de la energía a
generar o consumir con un horizonte temporal que suele ser de un día. El
Operador de Mercado determina las ofertas aceptadas tanto de compra como
de venta de energía, así como el precio del sistema en cada periodo
(normalmente horario o semihorario) del día siguiente. La publicación de esos
datos en las páginas web de los distintos Operadores ha sido la fuente con la
que se ha elaborado toda la información siguiente.
la información se ha organizado de forma que el lector no necesite leer todo el
capítulo si sólo está interesado en un mercado en concreto”.
76
5.1.1 EUROPA 5.1.1.1 OMEL Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 1 de enero
de 1998, comienzo de operación del mercado, y el 30 de junio de 2002.
Precio en el Mercado Diario OMEL.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
01/01/1998
01/04/1998
01/07/1998
01/10/1998
01/01/1999
01/04/1999
01/07/1999
01/10/1999
01/01/2000
01/04/2000
01/07/2000
01/10/2000
01/01/2001
01/04/2001
01/07/2001
01/10/2001
01/01/2002
01/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5.1. Precios horarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot de OMEL.
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un moderado
incremento de precio desde el comienzo de la negociación en OMEL, en el
intervalo de 20-40 €/MWh. Los precios mínimos se han mantenido
aproximadamente estables en torno a los 20 €/MWh mientras que los precios
máximos han experimentado un mayor aumento, presentando también una
mayor volatilidad.
77
Los precios medios mensuales Realizando una comparación de los precios medios mensuales ponderados de
OMEL desde su creación puede verse que mientras en los años 1998 y 1999
los precios medios se mantuvieron estables dentro de la franja de 20-30
€/MWh, esta tendencia se rompió en los dos años siguientes. Así, en el periodo
de enero a abril de 2000, el precio medio ponderado llegó a alcanzar los 37,5
€/MWh, mientras que en los mismos meses de 2001 el precio medio mensual
ponderado estuvo siempre en torno a los 20 €/MWh. En los meses de
septiembre a noviembre de 2000 y 2001 se produce un alza de los precios, que
llegan a ser de más de 40 €/MWh en octubre de 2001. En los meses de
diciembre de 2001 y enero de 2002 se observa un elevado crecimiento del
precio medio, alcanzándose el máximo histórico en enero de 2002, con un valor
de 64,94 €/MWh.
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario OMEL.
0
10
20
30
40
50
60
70
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1998 1999 2000 2001 2002
Figura 5.2. Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot OMEL
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de OMEL desde su creación.
78
Energía negociada en el Mercado Diario OMEL.
300000
350000
400000
450000
500000
550000
600000
650000
01/01/1998
01/04/1998
01/07/1998
01/10/1998
01/01/1999
01/04/1999
01/07/1999
01/10/1999
01/01/2000
01/04/2000
01/07/2000
01/10/2000
01/01/2001
01/04/2001
01/07/2001
01/10/2001
01/01/2002
01/04/2002
MW
hEnergía Lineal (Energía) 30 per. media móvil (Energía)
Figura 5.3. Energía diaria negociada en el mercado spot OMEL
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan claramente
cuatro puntas anuales, de media móvil de periodo de 30 días, coincidiendo con
los meses de julio, septiembre, diciembre y febrero cuyos valores muestran una
clara tendencia creciente. La línea negra muestra la tendencia lineal creciente
de energía negociada a través del mercado diario de OMEL.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de OMEL.
79
Energía negociada en el Mercado Diario OMEL.
10000000
11000000
12000000
13000000
14000000
15000000
16000000
17000000
18000000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h1998 1999 2000 2001 2002
Figura 5.4. Energía mensual negociada en el mercado spot OMEL
Puede observarse la tendencia creciente (sólo rota en el mes de abril de 2001)
de volumen de energía que se negocia en el mercado diario, siendo los meses
de diciembre y enero los de mayor negociación. El máximo histórico se alcanzó
en enero de 2002, con 17,1 TWh negociados a través del mercado diario de
OMEL.
El volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul volumen diario de negocio (en millones de
Euros) en el mercado diario de OMEL desde su creación. La línea roja
representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que se eliminan
las oscilaciones en el volumen de negocio. La línea negra muestra la tendencia
lineal creciente (acorde con el crecimiento en la energía negociada) de
volumen negociado en el mercado diario de OMEL, que en junio de 2002 es de
unos 20 millones de Euros diarios.
80
Volumen de negocio el Mercado Diario OMEL.
0
10
20
30
40
50
60
70
01/01/1998
01/04/1998
01/07/1998
01/10/1998
01/01/1999
01/04/1999
01/07/1999
01/10/1999
01/01/2000
01/04/2000
01/07/2000
01/10/2000
01/01/2001
01/04/2001
01/07/2001
01/10/2001
01/01/2002
01/04/2002
MEu
rVolumen negociado Lineal (Volumen negociado) 30 per. media móvil (Volumen negociado)
Figura 5.5. Volumen de negocio diario en el mercado spot OMEL
5.1.1.2 NORD POOL Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado.
81
Precio en el Mercado Diario NORD POOL.
0
10
20
30
40
50
60
12/04/9925/05/99
07/07/9919/08/99
01/10/9913/11/99
26/12/9907/02/00
21/03/0003/05/00
15/06/0028/07/00
09/09/0022/10/00
04/12/0016/01/01
28/02/0112/04/01
25/05/0107/07/01
19/08/0101/10/01
13/11/0126/12/01
07/02/0222/03/02
04/05/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5.6. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot Nord Pool
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un aumento de
precio desde abril de 1999. Los precios mínimos han oscilado entre los 5
€/MWh y los 25 €/MWh, mientras que los máximos lo han hecho
aproximadamente entre los 10 €/MWh y los 60 €/MWh, presentando por tanto
una mayor volatilidad. Los precios máximos más elevados se dieron en los
meses de febrero, marzo y abril de 2001.
Los precios medios mensuales Realizando una comparación de los precios medios mensuales ponderados de
Nord Pool puede verse que en 2001 crecieron respecto del año anterior,
aunque la tendencia en los comienzos de 2002 vuelve a ser a la baja.
82
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario Nord Pool
0
5
10
15
20
25
30
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
Eur/M
Wh
2000 2001 2002
Figura 5.7. Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot de Nord Pool
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de Nord Pool desde diciembre de 1998 hasta abril de 2002.
Energía negociada en el Mercado Diario NORD POOL.
100000
200000
300000
400000
500000
600000
01/12/1998
26/01/1999
09/03/1999
20/04/1999
01/06/1999
15/07/1999
12/09/1999
04/12/1999
04/02/2000
05/05/2000
29/07/2000
09/09/2000
21/10/2000
02/12/2000
13/01/2001
24/02/2001
07/04/2001
19/05/2001
30/06/2001
11/08/2001
22/09/2001
03/11/2001
15/12/2001
26/01/2002
09/03/2002
20/04/2002
MW
h
Energía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5.8. Energía diaria negociada en el mercado spot Nord Pool.
83
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan claramente
una punta anual, de media móvil de periodo 30 días, coincidiendo con los tres
primeros meses del año. Dentro del periodo de estudio, las puntas de
negociación de energía son cada año más elevadas, con un máximo de
571.889,2 MWh el 23 de abril de 2001. La línea negra muestra la tendencia
lineal de la energía negociada a través del mercado diario, de clara tendencia
creciente, con un crecimiento de casi 100.000 MWh en el periodo considerado.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de NORD POOL.
Energía negociada en el Mercado Diario NORDPOOL.
1900000
2900000
3900000
4900000
5900000
6900000
7900000
8900000
9900000
10900000
11900000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 9. Energía mensual negociada en el mercado spot Nord Pool.
Mientras en el primer semestre del año existe gran volatilidad en el volumen de
energía que acude al mercado diario, en el segundo semestre la tendencia en
los últimos años es claramente al alza. La dispersión en el volumen de energía
que acude al mercado diario se debe a la distinta participación previa en
contratos de futuros o contratos OTC. Sin embargo, como quedó claro cuando
84
se habló del precio medio mensual, esta variación en el volumen de la energía
en el mercado diario no se traslada a los precios, que, al menos en los años
2000 y 2001, se mantuvieron estables.
Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul volumen diario de negocio, en millones de
Euros, en el mercado spot diario de NORDPOOL. La línea roja representa la
media móvil para un periodo de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones
en el volumen de negocio. La línea negra muestra la tendencia lineal creciente
(acorde con el crecimiento en la energía negociada) de volumen negociado en
el mercado diario de Nord Pool, que en abril de de 2002 es de unos 5 millones
de Euros diarios.
Volumen diario de negocio el Mercado Diario NORDPOOL.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
12/04/1999
19/05/1999
27/06/1999
20/08/1999
28/10/1999
13/12/1999
08/02/2000
04/05/2000
23/07/2000
29/08/2000
05/10/2000
11/11/2000
18/12/2000
24/01/2001
02/03/2001
08/04/2001
15/05/2001
21/06/2001
28/07/2001
03/09/2001
10/10/2001
16/11/2001
23/12/2001
29/01/2002
07/03/2002
13/04/2002
25/05/2002
MEu
r
Volumen negociado Lineal (Volumen negociado) 30 per. media móvil (Volumen negociado)
Figura 5. 10. Volumen diario de negocio en el mercado spot Nord Pool.
5.1.1.3 EEX y LPX Aunque los datos hacen referencia a los resultados de ambos mercados
previos a la fusión del 1 de marzo1 de 2002, se ha considerado apropiado
1 No obstante, ambos mercados continuaron la negociación por separado hasta unos meses después. Aquí, se han utilizado datos hasta junio de 2002.
85
evaluarlos de manera conjunta, dado que actualmente constituyen una única
entidad.
Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado.
Precio en los Mercados Diarios de EEX y LPX .
0
20
40
60
80
100
120
140
16/06/2000
13/07/2000
09/08/2000
05/09/2000
02/10/2000
29/10/2000
25/11/2000
22/12/2000
18/01/2001
14/02/2001
13/03/2001
09/04/2001
06/05/2001
02/06/2001
29/06/2001
26/07/2001
22/08/2001
18/09/2001
15/10/2001
11/11/2001
08/12/2001
04/01/2002
31/01/2002
27/02/2002
26/03/2002
22/04/2002
19/05/2002
Eur/M
Wh
30 per. media móvil (Pmax EEX)30 per. media móvil (pdp EEX)30 per. media móvil (Pmin EEX)Lineal (pdp EEX)30 per. media móvil (Pmax LPX)30 per. media móvil (pdp LPX)30 per. media móvil (Pmin LPX)Lineal (pdp LPX)
Figura 5. 11. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot de EEX y de LPX
Las líneas de tendencia del precio medio ponderado muestran un moderado
incremento de precio en el periodo considerado, muy similar en los dos
mercados y en el intervalo de 20-30 €/MWh. En general puede decirse que las
tendencias de precio de ambos mercados han sido muy similares, siendo los
precios de LPX algo más elevados que los de EEX. Los precios mínimos se
86
han mantenido estables por debajo de los 20 €/MWh mientras que los precios
máximos han experimentado un mayor aumento, presentando también una
mayor volatilidad, con un elevado aumento la segunda quincena de diciembre
de 2001 y primera de enero de 2002.
Los precios medios mensuales Realizando una comparación de los precios medios mensuales ponderados de
LPX y EEX desde junio de 2000 hasta junio de 2002, puede verse que no
existen diferencias importantes entre los precios de los dos mercados. Se
aprecia un incremento de precio en ambos mercados al comparar el segundo
semestre de 2000 con el de 2001, mientras que los precios medios mensuales
disminuyeron algo en el primer semestre de 2002 respecto del mismo periodo
de 2001. El mes más caro fue diciembre de 2001, con precios medios
ponderados en ambos mercados por encima de los 40 €/MWh.
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario EEX y LPX.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
2000 EEX 2001 EEX 2002 EEX 2000 LPX 2001 LPX 2002 LPX
Figura 5. 12. Precios medios mensuales ponderados en los mercados spot de EEX y LPX
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo (para EEX) y en rosa (para LPX) la energía
diaria negociada en el mercado diario de ambos mercados.
87
Energía negociada en el Mercado Diario EEX.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
16/06/2000
14/07/2000
11/08/2000
08/09/2000
06/10/2000
03/11/2000
01/12/2000
29/12/2000
26/01/2001
23/02/2001
23/03/2001
20/04/2001
18/05/2001
15/06/2001
13/07/2001
10/08/2001
07/09/2001
05/10/2001
02/11/2001
30/11/2001
28/12/2001
25/01/2002
22/02/2002
22/03/2002
19/04/2002
17/05/2002
MW
h
Energía LPX Energía EEX 30 per. media móvil (Energía LPX)Lineal (Energía LPX) 30 per. media móvil (Energía EEX) Lineal (Energía EEX)
LPX
EEX
Figura 5. 13. Energía diaria negociada en el mercado spot de EEX y LPX.
Las líneas azul para LPX y verde para EEX representan la media móvil para un
periodo de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en la energía
negociada. En LPX las puntas de energía se dan en diciembre de cada año,
mientras en EEX se producen en los meses de septiembre, octubre o
noviembre. Los datos disponibles no permiten establecer una estacionalidad
clara.
La línea negra para LPX y la verde para EEX muestran la tendencia lineal
creciente de energía negociada a través de ambos mercados. Aunque en
ambos casos la tendencia es creciente, ésta es mucho mayor en el caso de
LPX, con un volumen de energía negociada en los primeros meses de 2002 de
hasta 6 veces el volumen de EEX.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor medio mensual de la energía
negociada en los mercados diarios de EEX y LPX.
88
Energía negociada en el Mercado Diario EEX-LPX.
8000
208000
408000
608000
808000
1008000
1208000
1408000
1608000
1808000
2008000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h
2001 EEX 2002 EEX 2001 LPX 2002 LPX
Figura 5. 14. Energía mensual negociada en los mercados de EEX y LPX.
Puede observarse la tendencia creciente de volumen de energía que se
negocia en el mercado diario cada mes. El mes de mayor negociación durante
2001 fue noviembre en caso de LPX, con 1,76 GWh, mientras que en el caso
de EEX fue octubre, con 0,28 GWh negociados.
Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul y en rosa la evolución del volumen diario
de negocio, en millones de Euros, en el mercado spot diario de LPX y EEX. Se
muestran también las medias móviles para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio. La línea negra muestra
la tendencia lineal creciente (acorde con el crecimiento en la energía negociada
y el moderado incremento de precio) de volumen negociado en ambos
mercados.
89
Volumen diario de negocio el Mercado Diario LPX y EEX (Miles de Eur).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
16/06/2000
13/07/2000
09/08/2000
05/09/2000
02/10/2000
29/10/2000
25/11/2000
22/12/2000
18/01/2001
14/02/2001
13/03/2001
09/04/2001
06/05/2001
02/06/2001
29/06/2001
26/07/2001
22/08/2001
18/09/2001
15/10/2001
11/11/2001
08/12/2001
04/01/2002
31/01/2002
27/02/2002
26/03/2002
22/04/2002
19/05/2002
Mile
s de
Eur
Volumen negociado LPX Volumen Negociado EEX
Lineal (Volumen negociado LPX) 30 per. media móvil (Volumen negociado LPX)
30 per. media móvil (Volumen Negociado EEX) Lineal (Volumen Negociado EEX)
LPX
EEX
Figura 5. 15. Volumen diario de negocio en el mercado spot de EEX y LPX.
5.1.1.4 APX El mercado de APX es, en sus aspectos fundamentales, igual al del sistema
español, al haber participado OMEL en su diseño, con la venta de al licencia
del software desarrollado para el mercado español.
Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado.
90
Precio en el Mercado Diario APX.
0
50
100
150
200
250
01/07/2000
27/07/2000
22/08/2000
17/09/2000
13/10/2000
08/11/2000
04/12/2000
30/12/2000
25/01/2001
20/02/2001
18/03/2001
13/04/2001
09/05/2001
04/06/2001
30/06/2001
26/07/2001
21/08/2001
16/09/2001
12/10/2001
07/11/2001
03/12/2001
29/12/2001
24/01/2002
19/02/2002
17/03/2002
12/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 16. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot APX
Las líneas de tendencia del precio medio ponderado muestran un descenso del
precio en el periodo entre julio de 2000 y abril de 2002. Los precios mínimos,
en valores de media móvil de periodo 30 días, se han mantenido estables por
debajo de los 30 €/MWh y, a partir de febrero de 2001, en el intervalo
aproximado de 10-15 €/MWh. Los precios máximos han experimentado
bruscos cambios con tres puntas en tres periodos: julio-agosto, septiembre-
octubre y diciembre. El segundo de ellos aumentó considerablemente el precio
máximo en 2001 en comparación con 2002.
A pesar de las elevadas puntas de precios máximos, la línea de color negro
muestra la tendencia lineal decreciente en el precio dentro del periodo
considerado.
Los precios medios mensuales Realizando una comparación de los precios medios mensuales ponderados de
APX desde julio de 2000 hasta abril de 2002 puede verse el descenso de los
precios respecto al mismo mes del año anterior, con la excepción del mes de
91
julio de 2001. Los precios medios mensuales se mantuvieron estables dentro
de la franja de 25-50 €/MWh durante 2001. El máximo histórico del precio
medio mensual se produjo en enero de 2002, con un valor de 68,2 €/MWh.
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario APX.
0
10
20
30
40
50
60
70
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
2000 2001 2002
Figura 5. 17. Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot APX.
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía negociada en el mercado diario
de APX entre julio de 2000 y abril de 2002.
92
Energía negociada en el Mercado Diario APX.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
01/07/2000
27/07/2000
22/08/2000
17/09/2000
13/10/2000
08/11/2000
04/12/2000
30/12/2000
25/01/2001
20/02/2001
18/03/2001
13/04/2001
09/05/2001
04/06/2001
30/06/2001
26/07/2001
21/08/2001
16/09/2001
12/10/2001
07/11/2001
03/12/2001
29/12/2001
24/01/2002
19/02/2002
17/03/2002
12/04/2002
MW
hEnergía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 18. Energía diaria negociada en el mercado spot APX.
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada, que presenta cierta
volatilidad. Dentro del periodo de estudio, el volumen máximo de energía diaria
negociada se dio el 23 de marzo de 2002 con 39.053,8 MWh negociados.
La línea negra muestra la tendencia lineal claramente creciente de la energía
negociada en el mercado spot, que ha aumentado hasta más del doble de su
valor inicial el 1 de julio de 2000.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de APX.
93
Energía negociada en el mercado diario APX
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h2000 2001 2002
Figura 5. 19. Energía mensual negociada en el mercado spot APX
Este volumen es creciente desde julio de 2000. La escasez de datos no
permite, sin embargo, establecer una estacionalidad clara sobre cuáles son los
meses de mayor negociación.
Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de
negocio, en millones de Euros, en el mercado spot diario de APX, con una
elevada volatilidad. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo
de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio.
La línea negra muestra la tendencia lineal ligeramente creciente de volumen
negociado en el mercado. El volumen de negocio diario en los primeros meses
de 2002 es inferior al millón de Euros. Sin embargo, sí se puede observar que a
pesar del tiempo de funcionamiento del mercado, el volumen de contratación
no es muy significativo.
94
Volumen diario de negocio en el Mercado Diario APX (MEur).
0
1
2
3
4
5
6
7
01/07/2000
26/07/2000
20/08/2000
14/09/2000
09/10/2000
03/11/2000
28/11/2000
23/12/2000
17/01/2001
11/02/2001
08/03/2001
02/04/2001
27/04/2001
22/05/2001
16/06/2001
11/07/2001
05/08/2001
30/08/2001
24/09/2001
19/10/2001
13/11/2001
08/12/2001
02/01/2002
27/01/2002
21/02/2002
18/03/2002
12/04/2002
MEu
rVolumen negociado
Lineal (Volumen negociado)
30 per. media móvil (Volumen negociado)
Figura 5. 20. Volumen diario de negocio en el mercado spot APX.
5.1.2 AMÉRICA DEL NORTE 5.1.2.1 PJM PJM publica los precios nodales de la red de transporte, Locational Marginal
Prices, LMPs (ver Apéndice 1) agrupados por regiones en los llamados “hubs”.
Así, los “hubs” representan una región específica dentro del área de control de
PJM, con un precio que es la media ponderada de los precios nodales
(Locational Marginal Prices, LMPs) de los nudos que forman el “hub”. El precio
del “hub” es, por lo tanto, mucho menos volátil que el precio individual de todos
los nodos que lo componen, por lo que suele utilizarse como el precio de
referencia para los contratos. Los datos corresponden a los días entre el 1 de
junio de 2001 y el 17 de mayo de 2002.
Western Hub Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
95
de periodo 30 días. Los precios máximos presentan mayor volatilidad que los
mínimos. La recta de color negro muestra la tendencia lineal decreciente del
precio medio ponderado (nótese que en el resto de mercados se mostraba el
precio medio diario ponderado en este apartado).
Precio en el Mercado Diario PJM. WESTERN HUB.
0
20
40
60
80
100
120
140
01/06/2000
28/06/2000
25/07/2000
21/08/2000
17/09/2000
14/10/2000
10/11/2000
07/12/2000
03/01/2001
30/01/2001
26/02/2001
25/03/2001
21/04/2001
18/05/2001
14/06/2001
11/07/2001
07/08/2001
03/09/2001
30/09/2001
27/10/2001
23/11/2001
20/12/2001
16/01/2002
12/02/2002
11/03/2002
07/04/2002
07/05/2002
Eur/M
Wh
PMD Western Hub 30 per. media móvil (Pmax Western Hub)30 per. media móvil (Pmin Western Hub) 30 per. media móvil (PMD Western Hub)Lineal (PMD Western Hub)
Figura 5. 21. Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Western Hub).
Los precios mínimos se han mantenido estables, con valores de media móvil
en el intervalo aproximado de 10-25 €/MWh. Los precios máximos presentan
gran volatilidad, con valores de media móvil superiores a los 130 €/MWh.
Los precios medios mensuales Los precios medios mensuales se mantuvieron dentro de la franja de 20-60
€/MWh durante el periodo de estudio. El máximo histórico del precio medio
mensual en el mismo periodo se produjo en agosto de 2001, con un valor de
57,15 €/MWh.
96
Precios Medios Mensuales . Mercado Diario de PJM. WESTERN HUB
0
10
20
30
40
50
60
70
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
2000 2001 2002
Figura 5. 22. Precio medio mensual en PJM (Western Hub).
West Int Hub Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. Los precios máximos presentan mayor volatilidad que los
mínimos. La recta de color negro muestra la tendencia lineal decreciente del
precio medio diario (nótese que en el resto de mercados se mostraba el precio
medio diario ponderado en este apartado). Todos los valores son muy similares
a los de Western Hub.
97
Precio en el Mercado Diario PJM. WEST INT HUB.
0
20
40
60
80
100
120
140
01/06/2000
28/06/2000
25/07/2000
21/08/2000
17/09/2000
14/10/2000
10/11/2000
07/12/2000
03/01/2001
30/01/2001
26/02/2001
25/03/2001
21/04/2001
18/05/2001
14/06/2001
11/07/2001
07/08/2001
03/09/2001
30/09/2001
27/10/2001
23/11/2001
20/12/2001
16/01/2002
12/02/2002
11/03/2002
07/04/2002
07/05/2002
Eur/M
Wh
PMD West Int Hub 30 per. media móvil (Pmax West Int Hub)30 per. media móvil (Pmin West Int Hub) 30 per. media móvil (PMD West Int Hub)Lineal (PMD West Int Hub)
Figura 5. 23. Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (West Int Hub).
Los precios medios mensuales Al igual que en Western Hub los precios medios mensuales se mantuvieron
dentro de la franja de 20-60 €/MWh durante el periodo de estudio. El máximo
histórico del precio medio mensual en el mismo periodo se produjo en agosto
de 2001, con un valor de 56,7 €/MWh.
Precios Medios Mensuales . Mercado Diario de PJM. WEST INT HUB
0
10
20
30
40
50
60
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
2000 2001 2002
Figura 5. 24. Precio medio mensual en PJM (West Int Hub).
98
Eastern Hub Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. Los precios máximos presentan mayor volatilidad que los
mínimos. La recta de color negro muestra la tendencia lineal decreciente del
precio medio diario (nótese que en el resto de mercados se mostraba el precio
medio diario ponderado en este apartado).
Precio en el Mercado Diario PJM. EASTERN HUB.
0
50
100
150
200
01/06/2000
28/06/2000
25/07/2000
21/08/2000
17/09/2000
14/10/2000
10/11/2000
07/12/2000
03/01/2001
30/01/2001
26/02/2001
25/03/2001
21/04/2001
18/05/2001
14/06/2001
11/07/2001
07/08/2001
03/09/2001
30/09/2001
27/10/2001
23/11/2001
20/12/2001
16/01/2002
12/02/2002
11/03/2002
07/04/2002
07/05/2002
Eur/M
Wh
PMD Eastern Hub 30 per. media móvil (Pmax Eastern Hub)30 per. media móvil (Pmin Eastern Hub) 30 per. media móvil (PMD Eastern Hub)Lineal (PMD Eastern Hub)
Figura 5. 25. Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Eastern Hub).
Los precios mínimos se han mantenido estables, con valores de media móvil
en el intervalo de 10-35 €/MWh. Los precios máximos presentan una gran
volatilidad, con valores de media móvil entre 40 y 190 €/MWh.
99
Los precios medios mensuales
Precios Medios Mensuales . Mercado Diario de PJM. EASTERN HUB
0
10
20
30
40
50
60
70
80
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
2000 2001 2002
Figura 5. 26. Precio medio mensual en PJM (Eastern Hub).
A diferencia de Western Hub y West Int Hub, los precios medios mensuales no
se mantuvieron dentro de la franja de 20-60 €/MWh durante el periodo de
estudio, superándose los 70 €/MWh en agosto de 2001, con un valor de 73,04
€/MWh.
La energía negociada en PJM La siguiente gráfica muestra en rojo la energía negociada en el mercado de
PJM APX entre junio de 2000 y abril de 2002.
100
Energía negociada en el Mercado Diario de PJM (MWh).
400000
500000
600000
700000
800000
900000
1000000
1100000
1200000
01/06/2000
05/07/2000
08/08/2000
11/09/2000
15/10/2000
18/11/2000
22/12/2000
25/01/2001
28/02/2001
03/04/2001
07/05/2001
10/06/2001
14/07/2001
17/08/2001
20/09/2001
24/10/2001
27/11/2001
31/12/2001
03/02/2002
09/03/2002
12/04/2002
MW
hEnergía PJM 30 per. media móvil (Energía PJM) Lineal (Energía PJM)
Figura 5. 27. Energía diaria negociada en el mercado diario de PJM.
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada, que presenta cierta
volatilidad. Dentro del periodo de estudio, el volumen máximo de energía diaria
negociada se dio el 9 de agosto de 2002 con 1,097 TWh.
La línea negra muestra la tendencia lineal decreciente de la energía negociada
en el mercado PJM.
Energía mensual negociada en PJM En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de PJM.
101
Energía negociada en el Mercado Diario de PJM (MWh).
17000000
19000000
21000000
23000000
25000000
27000000
29000000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h2000 2001 2002
Figura 5. 28. Energía mensual negociada en el mercado diario de PJ M.
Los meses de julio, agosto, diciembre y enero son los de mayor volumen de
energía. El mes de agosto de 2001 fue el de máxima energía negociada, dentro
del periodo de estudio, con 27,13 TWh.
5.1.2.2 ALBERTA Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado.
102
Precio en el Mercado Diario ALBERTA.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
01/01/1996
29/03/1996
26/06/1996
23/09/1996
21/12/1996
20/03/1997
17/06/1997
14/09/1997
12/12/1997
11/03/1998
08/06/1998
05/09/1998
03/12/1998
02/03/1999
29/05/1999
26/08/1999
23/11/1999
20/02/2000
19/05/2000
16/08/2000
12/11/2000
06/02/2001
03/05/2001
28/07/2001
22/10/2001
16/01/2002
12/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 29. Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario de Alberta.
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un aumento de
precio desde 1996 hasta el mes de abril de 2002, debida, sobre todo, a un
brusco crecimiento de los precios entre los meses de agosto de 2000 y enero
de 2001. Tanto los precios mínimos como los máximos fueron arrastrados por
este encarecimiento aunque los que experimentaron mayor variación fueron
estos últimos, con puntas en torno a los 475 €/MWh, de media móvil de periodo
30 días, en diciembre de 2000.
Los precios medios mensuales Realizando una comparación de los precios medios mensuales ponderados de
Power Pool of ALBERTA puede verse que mientras en los años 1996 a 1999
los precios medios se mantuvieron estables por debajo de 50 €/MWh, esta
tendencia se rompió en los dos años siguientes. Así, en el periodo de enero a
abril de 2000, el precio medio subió considerablemente, llegando a ser de 84,1
€/MWh en abril de ese año, y en el segundo semestre de 2001 se alcanzaron
los 202,9 €/MWh, de precio medio. La tendencia es, por lo tanto, a un aumento
103
en la diferencia de precios medios entre los meses más caros y los de menor
precio.
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario Alberta.
0
50
100
150
200
250
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Figura 5. 30. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario Alberta.
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de Alberta desde enero de 1996 hasta abril de 2002.
104
Energía negociada en el Mercado Diario Alberta.
110000
120000
130000
140000
150000
160000
170000
180000
01/01/1996
01/04/1996
01/07/1996
29/09/1996
29/12/1996
30/03/1997
29/06/1997
28/09/1997
28/12/1997
29/03/1998
28/06/1998
27/09/1998
27/12/1998
28/03/1999
27/06/1999
26/09/1999
26/12/1999
26/03/2000
25/06/2000
24/09/2000
22/12/2000
20/03/2001
16/06/2001
12/09/2001
09/12/2001
07/03/2002
MW
hEnergía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 31. Energía diaria negociada en el mercado diario Alberta.
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan claramente
una punta anual en verano (meses de julio y agosto), y otra más elevada en
invierno (meses de diciembre y enero). Dentro del periodo de estudio, las
puntas de negociación de energía son cada año más elevadas, con un máximo
de 171.104 MWh el 28 de enero de 2002. La línea negra muestra la tendencia
lineal de la energía negociada a través del mercado diario, de clara tendencia
creciente, con un crecimiento de más de 20.000 MWh en el periodo
considerado.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario.
105
Energía negociada en el Mercado Diario ALBERTA.
3000000
3500000
4000000
4500000
5000000
5500000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Figura 5. 32. Energía mensual negociada en el mercado diario Alberta.
Puede observarse la tendencia creciente de volumen de energía que se
negocia en el mercado diario, siendo los meses de diciembre y enero los de
mayor negociación. El máximo histórico se alcanzó en enero de 2002, con 5,01
TWh negociados a través del mercado diario.
Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio
(en millones de Euros) en el mercado spot diario de ALBERTA, que presenta
una gran volatilidad. En rojo, se muestra también la media móvil para un
periodo de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de
negocio. El elevado precio a finales de 2000 y principios de 2001, hizo crecer
espectacularmente el volumen de negociación en esas fechas. La línea de
color negro muestra la tendencia lineal ligeramente creciente de volumen
negociado en el mercado. El volumen de negocio diario en los primeros meses
de 2002 está, con gran volatilidad, en torno a los 5 millones de Euros.
106
Volumen negociado diariamente en el Mercado Diario Alberta (MEur).
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
01/01/1996
28/03/1996
24/06/1996
20/09/1996
17/12/1996
15/03/1997
11/06/1997
07/09/1997
04/12/1997
02/03/1998
28/05/1998
24/08/1998
20/11/1998
16/02/1999
15/05/1999
11/08/1999
07/11/1999
03/02/2000
01/05/2000
27/07/2000
23/10/2000
16/01/2001
11/04/2001
05/07/2001
28/09/2001
22/12/2001
17/03/2002
MEu
rVolumen negociado 30 per. media móvil (Volumen negociado) Lineal (Volumen negociado)
Figura 5. 33. Volumen de negocio en el mercado diario Alberta.
5.1.3 AUSTRALIA (NEMMCO) En el mercado australiano de NEMMCO existen cinco áreas de precio (ver
Apéndice 1) que se detallan a continuación.
Nueva Gales del Sur (New South Wales) Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 7/12/1998
y el 30/4/2002.
107
Precio en el Mercado Diario NSW.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
07/12/1998
23/01/1999
11/03/1999
27/04/1999
13/06/1999
30/07/1999
15/09/1999
01/11/1999
18/12/1999
03/02/2000
21/03/2000
07/05/2000
23/06/2000
09/08/2000
25/09/2000
11/11/2000
28/12/2000
13/02/2001
01/04/2001
18/05/2001
04/07/2001
20/08/2001
06/10/2001
22/11/2001
08/01/2002
24/02/2002
12/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 34. Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).
La línea de tendencia del precio medio ponderado, aunque ligerísimamente
creciente, presenta una clara estabilidad de los precios. Los precios medios
también se han mantenido estables en el mismo periodo, con media móvil en el
rango de 5-20 €/MWh. Por el contrario, los precios máximos han presentado
una elevada volatilidad, sobre todo en el verano de 2002.
Los precios medios mensuales
Salvo por la excepción que constituyen los meses de febrero de 2000 y enero
de 2001 (en el que se alcanzó el máximo histórico de los precios medios
mensuales), puede decirse que, en general, los precios medios son mayores
en los meses de mayo, junio, julio y agosto. En la gráfica siguiente se muestran
los precios del mercado diario de NEMMCO para el sistema eléctrico de Nueva
Gales del Sur.
108
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario NSW.
0
10
20
30
40
50
60
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 35. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de NEMMCO para New South Wales.
Energía negociada en el Mercado Diario NSW.
250000
300000
350000
400000
450000
500000
07/12/1998
25/01/1999
15/03/1999
03/05/1999
21/06/1999
09/08/1999
27/09/1999
15/11/1999
03/01/2000
21/02/2000
10/04/2000
29/05/2000
17/07/2000
04/09/2000
23/10/2000
11/12/2000
29/01/2001
19/03/2001
07/05/2001
25/06/2001
13/08/2001
01/10/2001
19/11/2001
07/01/2002
25/02/2002
15/04/2002
MW
h
Energía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 36. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).
109
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan claramente
dos periodos punta anuales correspondientes, aproximadamente a julio-agosto
, de mayor volumen, y diciembre-enero. En el periodo considerado, el volumen
máximo de energía negociada se dio el 30/5/2000, con 455.670 MWh
negociados. La línea negra presenta la tendencia lineal creciente de energía
negociada.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Nueva Gales del Sur.
Energía negociada en el Mercado Diario NSW.
10000000
10500000
11000000
11500000
12000000
12500000
13000000
13500000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 37. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).
Dentro de una tendencia creciente de la energía negociada en el mercado
diario, se observa que ésta aumenta en cantidades de hasta 2,5 TWh a partir
del mes de abril. El máximo volumen de energía se da siempre en el mes de
julio, siendo el máximo histórico de 12,97 TWh en el mes de julio de 2001.
110
Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio
(en millones de Euros) en el mercado spot de NEMMCO para la zona de New
South Wales, que presenta una gran volatilidad, con volúmenes de hasta 120
M€ diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30
días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que
está entonces siempre por debajo de los 20M€. La línea de color negro
muestra la tendencia lineal constante de volumen negociado en el mercado.
Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario NSW, [Meur]
0
20
40
60
80
100
120
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
11/05/2002
MEu
r
Volumen de Negocio
30 per. media móvil(Volumen de Negocio)Lineal (Volumen deNegocio)
Figura 5. 38. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (New South Wales)
Queensland Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
111
precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 7/12/1998
y el 30/4/2002.
Precio en el Mercado Diario QLD.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
MW
h
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 39. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (Queensland).
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un descenso del
precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han mantenido
estables, con valores de media móvil entre los 5 y los 15 €/MWh. Los precios
máximos presentan una elevada volatilidad, con bruscos cambios de hasta 400
€/MWh en valores de media móvil de periodo de 30 días.
Los precios medios mensuales
Los precios se han estabilizado en el año 2001 y principios del 2002,
desapareciendo los picos de precio medio, de hasta 77,8 €/MWh en Enero de
2000, que es el máximo histórico de precio medio mensual, en los meses de
enero y marzo. La tendencia es de precios medios a la baja y con menor
volatilidad. En la gráfica siguiente se muestran los precios del mercado diario
de NEMMCO para el sistema eléctrico de Queensland.
112
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario QLD.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 40. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (Queensland).
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de NEMMCO para Queensland.
Energía negociada en el Mercado Diario QLD.
170000
190000
210000
230000
250000
270000
290000
07/12/1998
25/01/1999
15/03/1999
03/05/1999
21/06/1999
09/08/1999
27/09/1999
15/11/1999
03/01/2000
21/02/2000
10/04/2000
29/05/2000
17/07/2000
04/09/2000
23/10/2000
11/12/2000
29/01/2001
19/03/2001
07/05/2001
25/06/2001
13/08/2001
01/10/2001
19/11/2001
07/01/2002
25/02/2002
15/04/2002
MW
h
Energía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 41. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO(Queensland)
113
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan dos
periodos punta anuales que corresponden, aproximadamente, a los meses de
diciembre-enero y julio-agosto. En el periodo considerado, el volumen máximo
de energía negociada se dio el 11-2-2000, con 286367 MWh negociados. La
tendencia lineal indica un crecimiento medio de la negociación en unos 40000
MWh.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Queensland.
Energía negociada en el Mercado Diario QLD.
6000000
6500000
7000000
7500000
8000000
8500000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 42. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (Queensland)
Existe una clara tendencia creciente de energía negociada en el mercado
diario. El máximo volumen de energía se da siempre en los meses de marzo,
julio y diciembre, rompiéndose esta tendencia en el año 2002, en el que se
negoció un volumen mayor de energía en enero que en marzo. El máximo
histórico hasta 2001 es de 7,9 TWh en el mes de diciembre de 2001.
114
Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de
negocio, en millones de Euros, en el mercado spot de NEMMCO para la zona
de Queensland, que presenta una elevada volatilidad, con volúmenes de hasta
200 M€ diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de
30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que
está entonces siempre por debajo de los 20 M€. La línea de color negro
muestra la tendencia lineal ligeramente decreciente de volumen negociado en
el mercado.
Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario QLD, [MEur]
0
50
100
150
200
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
11/05/2002
MEu
r
Volumen de Negocio
30 per. media móvil(Volumen de Negocio)Lineal (Volumen deNegocio)
Figura 5. 43. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (Queensland)
Australia del Sur (South Australia) Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
115
precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 7/12/1998
el 30/4/2002.
Precio Mercado Diario SA.
0
100
200
300
400
500
600
700
07/12/1998
23/01/1999
11/03/1999
27/04/1999
13/06/1999
30/07/1999
15/09/1999
01/11/1999
18/12/1999
03/02/2000
21/03/2000
07/05/2000
23/06/2000
09/08/2000
25/09/2000
11/11/2000
28/12/2000
13/02/2001
01/04/2001
18/05/2001
04/07/2001
20/08/2001
06/10/2001
22/11/2001
08/01/2002
24/02/2002
12/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 44. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (South Australia).
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un importante
descenso del precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han
mantenido estables, con valores de media móvil entre los 6 y los 21 €/MWh.
Los precios máximos presentan una elevada volatilidad, con bruscos cambios
de hasta 600 €/MWh en valores de media móvil de periodo de 30 días, aunque
se estabilizan a partir de abril de 2001.
Los precios medios mensuales Tradicionalmente existen dos meses de precio punta, febrero y noviembre con
un precio medio máximo histórico de 88,02 €/MWh en febrero de 2000. Existe
gran diferencia de precio entre los meses más caros y los de menor precio, de
hasta 61,8 €/MWh en el año 2001.
116
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario SA.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 45. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (South Australia).
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de NEMMCO para South Australia.
Energía negociada en el Mercado Diario SA.
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
07/12/1998
25/01/1999
15/03/1999
03/05/1999
21/06/1999
09/08/1999
27/09/1999
15/11/1999
03/01/2000
21/02/2000
10/04/2000
29/05/2000
17/07/2000
04/09/2000
23/10/2000
11/12/2000
29/01/2001
19/03/2001
07/05/2001
25/06/2001
13/08/2001
01/10/2001
19/11/2001
07/01/2002
25/02/2002
15/04/2002
MW
h
Energía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 46. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO (South Australia)
117
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan dos
periodos punta anuales que corresponden, aproximadamente, a los meses de
diciembre-enero, con mayor volumen, y julio-agosto. En el periodo considerado,
el volumen máximo de energía negociada se dio el 8/2/2001, con 114.089,3
MWh negociados. La tendencia lineal indica un ligero crecimiento medio de la
negociación. .
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de NEMMCO para el estado de South Australia.
Energía negociada en el Mercado Diario SA.
1700000
1800000
1900000
2000000
2100000
2200000
2300000
2400000
2500000
2600000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 47. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (South Australia)
El máximo volumen de energía se da en los meses de enero, febrero, julio y
agosto, diferenciándose claramente los meses de verano e invierno del resto.
El máximo histórico hasta 2001 es de 2,52 TWh en el mes de enero de 2001.
118
Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio
, en millones de Euros, en el mercado spot de NEMMCO para la zona de South
Australia, que presenta una cierta volatilidad, con volúmenes de hasta 123 M€
diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30 días,
con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que está
siempre por debajo de los 14 M€. La línea negra muestra la tendencia lineal
ligeramente decreciente de volumen negociado en el mercado.
Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario SA, [MEur]
0
20
40
60
80
100
120
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
11/05/2002
MEu
r
Volumen de Negocio
30 per. media móvil(Volumen de Negocio)Lineal (Volumen deNegocio)
Figura 5. 48. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (South Australia)
Victoria Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 7/12/1998
y el 30/4/2002.
119
Precio en el Mercado Diario VIC.
0
100
200
300
400
500
07/12/1998
23/01/1999
11/03/1999
27/04/1999
13/06/1999
30/07/1999
15/09/1999
01/11/1999
18/12/1999
03/02/2000
21/03/2000
07/05/2000
23/06/2000
09/08/2000
25/09/2000
11/11/2000
28/12/2000
13/02/2001
01/04/2001
18/05/2001
04/07/2001
20/08/2001
06/10/2001
22/11/2001
08/01/2002
24/02/2002
12/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 49. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (Victoria).
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra una clara
estabilidad del precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han
mantenido estables, con valores de media móvil siempre por debajo de los 20
€/MWh. Los precios máximos presentan una elevada volatilidad, con bruscos
cambios de hasta 400 €/MWh en valores de media móvil de periodo de 30 días,
aunque se estabilizan a partir de abril de 2001.
Los precios medios mensuales No existe una tendencia anual ni estacional clara, salvo un aumento en la
diferencia de precios entre los meses más caros y los de menor precio, que
llega a ser de 43,45 €/MWh en 2001. Pueden distinguirse dos periodos
característicos como precios punta:
- Febrero, llegándose a alcanzar el valor máximo del precio medio
mensual en febrero de 2001 con 57,13 €/MWh.
120
- Mayo-junio, elevado y desplazado a agosto el año 2000, en el que
aparece un mes de precio punta adicional: noviembre.
En la gráfica siguiente se muestran los precios del mercado diario de NEMMCO
para el sistema eléctrico de la zona de Victoria.
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario VIC.
0
10
20
30
40
50
60
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 50. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (Victoria).
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de NEMMCO para Victoria.
121
Energía negociada en el Mercado Diario VIC.
150000
170000
190000
210000
230000
250000
270000
290000
310000
330000
350000
07/12/1998
25/01/1999
15/03/1999
03/05/1999
21/06/1999
09/08/1999
27/09/1999
15/11/1999
03/01/2000
21/02/2000
10/04/2000
29/05/2000
17/07/2000
04/09/2000
23/10/2000
11/12/2000
29/01/2001
19/03/2001
07/05/2001
25/06/2001
13/08/2001
01/10/2001
19/11/2001
07/01/2002
25/02/2002
15/04/2002
MW
hEnergía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 51. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO (Victoria) .
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que
se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan un claro
periodo punta anual que corresponde, aproximadamente, a los meses de julio y
agosto. En el periodo considerado, sin embargo, el volumen máximo de
energía negociada se dio el 8-2-2001, con 324.415,4 MWh negociados. La
tendencia lineal indica un crecimiento medio de la negociación en unos 40.000
MWh en el periodo considerado.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Victoria.
122
Energía negociada en el Mercado Diario VIC.
5700000
6200000
6700000
7200000
7700000
8200000
8700000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h1999 2000 2001 2002
Figura 5. 52. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (Victoria)
El máximo volumen de energía es el negociado en los meses de julio y agosto,
diferenciándose claramente el volumen negociado en los meses de verano del
resto, aunque desde 2000 esta diferencia ha disminuido. El máximo histórico
hasta 2001 es de 8,5 TWh en el mes de agosto de 2001.
Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio
,en millones de Euros, en el mercado spot de NEMMCO para la zona de
Victoria, que presenta una elevada volatilidad, con volúmenes de hasta 180 M€
diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30 días,
con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que está
siempre por debajo de los 20 M€. La línea negra muestra la tendencia lineal
ligeramente creciente de volumen negociado en el mercado.
123
Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario VIC, [Meur]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
11/05/2002
MEu
rVolumen de Negocio
30 per. media móvil(Volumen de Negocio)Lineal (Volumen deNegocio)
Figura 5. 53. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (Victoria)
Snowy Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio
mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía
negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas
debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil
de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del
precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 7/12/1998
y el 30/4/2002.
124
Precio en el Mercado Diario SNOWY.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
07/12/1998
23/01/1999
11/03/1999
27/04/1999
13/06/1999
30/07/1999
15/09/1999
01/11/1999
18/12/1999
03/02/2000
21/03/2000
07/05/2000
23/06/2000
09/08/2000
25/09/2000
11/11/2000
28/12/2000
13/02/2001
01/04/2001
18/05/2001
04/07/2001
20/08/2001
06/10/2001
22/11/2001
08/01/2002
24/02/2002
12/04/2002
Eur/M
Wh
Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)
Figura 5. 54. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (Snowy).
La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra una clara
estabilidad del precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han
mantenido estables, con valores de media móvil en el intervalo de 4-20 €/MWh.
Los precios máximos presentan cierta volatilidad, aunque se estabilizan a partir
de abril de 2001.
Los precios medios mensuales Los precios máximos se dan en los meses de mayo y junio, no existiendo gran
diferencia con los precios mínimos. El año 2001 no cumple lo anterior y
presenta puntas de precio claras en los meses de mayo, agosto y noviembre,
siendo, en general un año bastante más caro en todos los meses del año que
el resto de años estudiados. El valor máximo histórico del precio medio
mensual se alcanzó en mayo de 2001: 37,8 TWh. En la gráfica siguiente se
muestran los precios del mercado diario de NEMMCO para el sistema eléctrico
de Snowy.
125
Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario SNOWY.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Eur/M
Wh
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 55. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (Snowy).
La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado
diario de NEMMCO para Snowy.
Energía negociada en el Mercado Diario SNOWY.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
11/05/2002
MW
h
Energía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)
Figura 5. 56. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO(Snowy)
126
La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días. La
negociación de energía presenta una elevada volatilidad en todo el periodo
considerado, del 7 de diciembre al 17 de mayo de 2002. El volumen máximo
negociado en dicho periodo ascendió a 3.976 MWh el 26 de diciembre de 2001.
La tendencia lineal indica un crecimiento medio de la negociación en más de
400 MWh en el periodo considerado.
La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada
en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Snowy.
Energía negociada en el Mercado Diario SNOWY.
8000
18000
28000
38000
48000
58000
68000
78000
ENERO
FEBREROMARZO
ABRILMAYO
JUNIOJULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
MW
h
1999 2000 2001 2002
Figura 5. 57. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (Snowy)
Los meses de mayor negociación son marzo y abril de los años 1999 y 2001 y
julio de 2002. El valor máximo histórico de energía negociada se produjo en
abril de 2001 con 68,4 GWh.
127
Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio
(en miles de Euros) en el mercado spot de NEMMCO para la zona de Snowy.
En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30 días, con lo
que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que está siempre
por debajo de los 20 M€. La línea de color negro muestra la tendencia lineal
ligeramente creciente de volumen negociado en el mercado.
Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario SNOWY, [kEur]
0
50
100
150
200
250
300
350
400
07/12/1998
24/01/1999
13/03/1999
30/04/1999
17/06/1999
04/08/1999
21/09/1999
08/11/1999
26/12/1999
12/02/2000
31/03/2000
18/05/2000
05/07/2000
22/08/2000
09/10/2000
26/11/2000
13/01/2001
02/03/2001
19/04/2001
06/06/2001
24/07/2001
10/09/2001
28/10/2001
15/12/2001
01/02/2002
21/03/2002
11/05/2002
kEur
Volumen de Negocio
30 per. media móvil(Volumen de Negocio)Lineal (Volumen deNegocio)
Figura 5. 58. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (Snowy)
128
5.2 RESUMEN Y CONCLUSIONES. ANÁLISIS COMPARATIVO
En el apartado 5.1 se han tratado los resultados de algunos mercados
significativos a lo largo del tiempo. Como resumen del apartado 5.1., el
apartado 5.2 pretende ordenar la misma información allí utilizada (precio y
energía) de forma que permita un análisis comparativo sencillo y claro de los
distintos mercados.
5.2.1. PRECIOS 5.2.1.1. EL PRECIO HORARIO Las tablas 5.1, 5.2 y 5.3 muestran algunos parámetros característicos del
precio horario (o semihorario en el caso de NEMMCO) en diversos años:
• Media del precio horario (MPH).
• Desviación típica del precio horario (σPH).
• Coeficiente de variación (σPH/ MPH).
• Precio horario máximo (PHMAX).
• Precio horario mínimo (PHMIN).
• Coeficiente de intervalo de variación ((PHMAX-PHMIN)/ MPH).
129
Europa
PRECIO HORARIO [€/MWh] Mercados de
Europa Año
MPH σPH PH
PH
Mσ
PHMAX PHMIN PH
MINMAX
M)PH-PH(
1998 25,06 6,38 0,25 60,22 7,51 2,10
1999 25,94 6,84 0,26 51,54 8,71 1,65
2000 30,57 11,95 0,39 90,15 0,01 2,95
OMEL
2001 30,13 13,78 0,46 113,25 0,00 3,76
2000 13,47 5,95 0,44 224,57 2,41 16,50 NORDPOOL
2001 23,26 8,35 0,36 238,01 3,89 10,07
EEX 2001 24,49 25,58 1,04 900,00 0,01 36,75
LPX 2001 25,00 27,22 1,09 997,98 0,00 39,91
APX 2001 33,46 56,31 1,68 1.600,00 0,01 47,81
Tabla 5.1. Parámetros característicos del precio horario en mercados spot
de Europa.
El precio medio horario en OMEL se mantuvo estable los dos primeros años
tras su apertura en 1998, tras lo cual sufrió un incremento en el año 2000 y se
estabilizó 2001. En NORDPOOL, el precio medio creció en casi 10 Euros entre
2000 y 2001.
En el año 2001, el único en el que se pueden comparar todos los mercados, el
precio medio más alto se dio en OMEL y APX. El coeficiente de variación indica
que el mercado de APX es también el más volátil y NORDPOOL, dada su
elevada producción hidroeléctrica, el mercado que presenta los precios más
estables.
Esto puede comprobarse en la siguiente figura, que muestra los precios
horarios en los mercados europeos durante el año 2001:
130
Precios Mercados Diarios Europeos. Año 2001
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
01/01/2001
15/01/2001
29/01/2001
13/02/2001
27/02/2001
13/03/2001
27/03/2001
10/04/2001
25/04/2001
09/05/2001
23/05/2001
06/06/2001
20/06/2001
05/07/2001
19/07/2001
02/08/2001
16/08/2001
30/08/2001
14/09/2001
28/09/2001
12/10/2001
26/10/2001
09/11/2001
24/11/2001
08/12/2001
22/12/2001
Eur/M
Wh
Precio APX Precio Nord Pool Precio EEX Precio LPX Precio OMEL
Figura 5.59. Precios horarios en mercados spot de Europa durante 2001.
En APX se obtuvieron los precios horarios más elevados del año 2001, con un
precio máximo de 1600 €/MWh el 5 de septiembre, existiendo una cierta
correlación espacial entre los precios de los distintos mercados:
• Mercados centroeuropeos: EEX y LPX (ahora fusionados) obtuvieron sus
precios máximos absolutos del año el 18 y el 20 de diciembre
respectivamente, coincidiendo además con un máximo de APX el mismo
día 18. Además estos máximos fueron de valores de precio similares.
• Mercado español: el máximo absoluto de OMEL se obtuvo también en el
mismo periodo que EEX y LPX (en concreto el 20 de diciembre), pero con
un valor claramente inferior: 113,25 €/MWh.
• Mercado nórdico: los precios máximos de NORDPOOL no tienen
correlación con los anteriores ni estacional, puesto que los valores
máximos se dan en los meses de febrero y marzo en contraposición al mes
de diciembre en el resto de mercados, ni cuantitativa, puesto que los
131
precios máximos (en torno a los 200 €/MWh) son mucho menores que los
de APX, LPX, y EEX y algo mayores que los de OMEL.
La siguiente figura muestra los precios horarios en el intervalo de horas de 8 a
20 de cada día del año 2001. Por comparación con la Figura 1, se comprueba
que los precios máximos se dan en todos los mercados en ese intervalo de
tiempo:
Precio Diario en horas punta ( 8 a 20 h.) . Mercados Diarios Europeos. Año 2001
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
01/01/2001
15/01/2001
30/01/2001
13/02/2001
27/02/2001
14/03/2001
28/03/2001
11/04/2001
26/04/2001
10/05/2001
24/05/2001
07/06/2001
22/06/2001
06/07/2001
20/07/2001
04/08/2001
18/08/2001
01/09/2001
15/09/2001
30/09/2001
14/10/2001
28/10/2001
11/11/2001
26/11/2001
10/12/2001
24/12/2001
Eur/M
Wh
Precio punta APX Precio Punta NORDPOOL Precio punta EEX Precio punta LPX Precio punta OMEL
Figura 5.60. Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de Europa durante 2001.
132
América del Norte
PRECIO HORARIO [€/MWh] Mercados de América
del Norte Año
MPH σPH PH
PH
Mσ
PHMAX PHMIN PH
MINMAX
M)PH-PH(
1996 8,18 5,14 0,63 58,17 1,50 6,93
1997 13,08 10,63 0,81 518,11 2,35 39,43
1998 19,99 16,95 0,85 626,38 3,31 31,17
1999 27,32 46,14 1,69 657,62 3,60 23,94
2000 99,00 115,92 1,17 760,99 4,00 7,65
Power Pool of Alberta
2001 49,26 38,47 0,78 631,52 4,14 12,74
PJM Eastern Hub 2001 41,34 39,97 0,97 961,98 0,00 23,27
PJM Western Hub 2001 34,73 31,30 0,90 785,82 0,00 22,63
PJM Western Int Hub 2001 34,53 31,26 0,91 785,82 0,00 22,76
Tabla 5.2. Parámetros característicos del precio horario en mercados spot de América del Norte.
El precio medio horario en Alberta ha ido creciendo progresivamente a lo largo
de los años estudiados. Destaca el año 2000, con el precio más caro. En PJM,
el precio medio horario en 2001 fue muy parecido en PJM Western Hub y en
PJM Western Int Hub.
En el año 2001, el único en el que se pueden comparar todos los mercados, el
precio medio más alto se dio en Alberta. El coeficiente de variación indica que
los mercados de PJM fueron algo más volátiles que el Power Pool of Alberta en
el año 2001.
Esto puede comprobarse en la siguiente figura, que muestra los precios
horarios en los mercados spot estudiados de América del Norte durante el año
2001:
133
Precios Mercados Diarios América del Norte. Año 2001
0
200
400
600
800
1000
1200
01/01/2001
14/01/2001
28/01/2001
11/02/2001
25/02/2001
11/03/2001
25/03/2001
08/04/2001
22/04/2001
06/05/2001
20/05/2001
03/06/2001
17/06/2001
01/07/2001
15/07/2001
28/07/2001
11/08/2001
25/08/2001
08/09/2001
22/09/2001
06/10/2001
20/10/2001
03/11/2001
17/11/2001
30/11/2001
14/12/2001
28/12/2001
€/M
Wh
Precio Alberta Precio PJM Eastern Hub Precio PJM West Int Hub Precio PJM Western Hub
Figura 5.61. Precios en mercados spot de América del Norte durante 2001.
Se observa gran diferencia entre los mercados, no existiendo correlación
temporal ni cuantitativa (salvo en los Hubs de PJM):
• Mercados de PJM: los precios más elevados se dan en agosto, y en 2001
alcanzaron un valor máximo de 785,8 €/MWh en West Int Hub, y Western
Hub y de 962 €/MWh en Eastern Hub. La diferencia de precios entre los dos
primeros Hubs es prácticamente despreciable, como lo demuestra la
siguiente gráfica con los datos de 2001:
134
Diferencia de precios entre los hubs PJM Western Int Hub y PJM Western Hub. Año 2001
-600
-400
-200
0
200
400
600
01/01/2001
01/02/2001
01/03/2001
01/04/2001
01/05/2001
01/06/2001
01/07/2001
01/08/2001
01/09/2001
01/10/2001
01/11/2001
01/12/2001€/M
Wh
[PJM Western Int Hub] - [PJM West Int Hub]
Figura 5.62. Diferencia de precios entre PJM Western Hub y PJM West Int
Hub
• Power Pool of Alberta: los precios picos se dan en abril y son, como
máximo, de 631,5 €/MWh.
La siguiente figura muestra los precios horarios en el intervalo de horas de 8 a
20 de cada día del año 2001. Por comparación con los precios de todas las
horas, se comprueba que los precios máximos se dan en todos los mercados
en ese intervalo de tiempo:
135
Precios Mercados Diarios América del Norte. Horas punta (8 a 20 h.) Año 2001.
0
200
400
600
800
1000
1200
01/01/2001
15/01/2001
29/01/2001
09/02/2001
27/02/2001
12/03/2001
26/03/2001
09/04/2001
23/04/2001
29/04/2001
21/05/2001
04/06/2001
18/06/2001
02/07/2001
16/07/2001
30/07/2001
13/08/2001
27/08/2001
10/09/2001
24/09/2001
07/10/2001
22/10/2001
05/11/2001
19/11/2001
03/12/2001
17/12/2001
31/12/2001
€/M
Wh
Precio punta PJM Eastern Hub Precio Punta PJM West Int Hub Precio punta Alberta Precios PJM Western Hub
Figura 5.63. Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de América del Norte durante 2001.
136
Australia
PRECIO HORARIO
Mercados de
Australia Año
MPH σPH PH
PH
Mσ
PHMAX
PHMIN
PH
MINMAX
M)PH-PH(
1999 13,79 17,04 1,24 2.005,52 -1,91 145,57
2000 22,48 58,23 2,59 2.567,56 1,35 114,15
NEMMCO
(New South
Wales) 2001 19,65 57,95 2,95 2.932,90 0,94 149,17
1999 24,64 81,35 3,30 2.724,35 -7,75 110,87
2000 31,82 105,94 3,33 3.286,23 -52,70 99,94
NEMMCO
(Queensland)
2001 19,71 38,41 1,95 1.963,48 -12,37 97,65
1999 33,01 112,13 3,40 3.155,97 1,57 95,57
2000 35,91 131,60 3,66 3.273,75 1,1 87,50
NEMMCO
(South
Australia) 2001 23,25 87,99 3,78 2.610,61 2,28 108,50
1999 13,68 23,25 1,70 2.082,71 -1,91 152,38
2000 24,05 83,12 3,46 3.052,50 -191,62 123,47
NEMMCO
(Victoria)
2001 19,90 67,97 3,42 2.282,25 2,13 111,27
1999 13,72 15,92 1,16 1.906,09 -1,94 139,03
2000 22,56 58,27 2,58 2.642,78 1,32 117,09
NEMMCO
(Snowy)
2001 18,18 37,51 2,06 2.267,03 2,71 124,56
Tabla 5.3. Parámetros característicos del precio horario en mercados spot de Australia.
Los precios medios semihorarios en los años 1999, 2000 y 2001 en New South
Wales, Victoria y Snowy son muy parecidos. Esta situación está fuertemente
influenciada por el hecho de que las tres son zonas interconectadas entre sí en
cascada (New South Wales <> Victoria <> Snowy, como puede verse en el
Apéndice 1), lo que hace que las tendencias de precio en una zona se reflejen
en el resto, como puede verse en las gráficas correspondientes a los precios
máximos, mínimos y medios de estas zonas en el apartado 5.1. El precio medio
más caro se da siempre en el estado de South Australia, que se encuentra
débilmente conectada a Victoria.
137
En todas las zonas de NEMMCO, salvo South Australia y Queensland, la media
anual del precio horario decreció en el año 2001 respecto del año 2000 hasta
valores siempre superiores a los de 1999. En el caso de South Australia y
Queensland este decrecimiento llevó a valores medios del precio horario
inferiores a los de 1999.
El coeficiente de variación indica que el precio en la zona de South Australia ha
sido siempre el más volátil, y junto con el de New South Wales ha sido
creciente en los tres años. En el resto de zonas de NEMMCO la volatilidad
descendió en el año 2001 respecto al año anterior. El mercado de APX es
también el más volátil y NORDPOOL, dada su elevada producción
hidroeléctrica, el mercado que presenta los precios más estables.
En la siguiente figura pueden verse los precios semihorarios de NEMMCO
durante el año 2001:
Precios Mercado Diario NEMMCO (Australia). Año 2001
-50
450
950
1450
1950
2450
2950
3450
1/01/0115/01/01
29/01/0112/02/01
26/02/0112/03/01
26/03/019/04/01
23/04/017/05/01
21/05/014/06/01
18/06/012/07/01
16/07/0130/07/01
13/08/0127/08/01
10/09/0124/09/01
8/10/0122/10/01
5/11/0119/11/01
3/12/0117/12/01
31/12/01
Eur/M
Wh
Precio NSW Precio QLD Precio SA precio SNOW Y Precio VIC
Figura 5.64. Precios en los mercados diarios de las diferentes zonas de Australia durante 2001.
138
Los precios máximos durante 2001 se obtuvieron en enero y febrero en los
estados de South Australia, Victoria, New South Wales y Snowy, mientras que
Queensland, aunque presenta su máximo también en febrero tiene elevados
picos de precio en los meses de marzo, junio y octubre. En los meses de enero
y febrero se llegan a alcanzar picos de precio de hasta 2.932,9 €/MWh. En los
tres años de estudio, siempre se han llegado a alcanzar precios máximos por
encima de los 1.900 €/MWh en todas las zonas.
La figura siguiente muestra los precios horarios en el intervalo de horas de 8 a
20 de cada día del año 2001. Por comparación con los precios en todas las
horas, se comprueba que los precios máximos se dan en todos los mercados
en ese intervalo de tiempo:
Precios Mercados Diarios NEMMCO (Australia). Horas punta (8 a 20 h.) Año 2001.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
01/01/2001
14/01/2001
28/01/2001
11/02/2001
25/02/2001
11/03/2001
25/03/2001
07/04/2001
21/04/2001
28/04/2001
19/05/2001
02/06/2001
16/06/2001
29/06/2001
13/07/2001
27/07/2001
10/08/2001
24/08/2001
07/09/2001
20/09/2001
04/10/2001
18/10/2001
01/11/2001
15/11/2001
29/11/2001
13/12/2001
26/12/2001
Eur/M
Wh
Precio punta NSW1 Precio punta VIC1 Precio punta SNOWY1 Precio punta SA1 Precio punta QLD1
Figura 5.65. Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados diarios de Australia durante 2001.
139
5.2.1.2. EL PRECIO DIARIO PONDERADO
El precio diario ponderado es la media diaria del precio de la energía en cada
hora (o media hora) ponderada por la energía que efectivamente se ha
negociado en cada hora (o media hora). En las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 se
muestran algunos parámetros característicos del precio diario ponderado en
diversos años:
• Media del precio medio diario ponderado (MPMDP).
• Desviación típica del precio horario (σPMDP).
• Coeficiente de variación (σPMDP/ MPMDP).
Europa
PRECIO MEDIO DIARIO PONDERADO
Mercados de Europa Año MPMDP σPMDP PMDP
PMDP
Mσ
1998 25,53 3,92 0,15
1999 26,51 3,95 0,15
2000 31,36 8,61 0,27
OMEL
2001 30,94 10,89 0,35
2000 13,65 4,44 0,33NORDPOOL
2001 23,38 5,16 0,22
EEX 2001 23,91 13,59 0,57
LPX 2001 25,04 19,88 0,79
APX 2001 33,04 26,09 0,79
Tabla 5.4. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado en mercados spot de Europa.
Al igual que en el caso del precio horario, el mayor valor medio del precio diario
ponderado en 2001, el único año comparable, se dio en APX, que es también
el más volátil, junto con LPX.
140
América del Norte
PRECIO MEDIO DIARIO PONDERADO Mercados de América
del Norte Año
MPMDP σPMDP PMDP
PMDP
Mσ
1996 8,36 4,21 0,50
1997 13,39 5,09 0,38
1998 20,50 9,28 0,45
1999 28,25 24,82 0,88
2000 102,71 82,64 0,80
Power Pool of Alberta
2001 50,17 29,28 0,58
PJM Eastern Hub 2001 41,34 25,62 0,62
PJM Western Hub 2001 34,73 20,73 0,60
PJM Western Int Hub 2001 34,54 20,71 0,60
Tabla 5.5. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado
en mercados spot de América del Norte.
Al igual que en el caso del precio horario, el mayor valor medio del precio diario
ponderado en 2001, el único año comparable, se dio en Alberta. Tanto los
precios de las zonas de PJM como el de Alberta presentaron una volatilidad
similar.
141
Australia
PRECIO MEDIO DIARIO PONDERADO Mercados de
Australia Año
MPMDP σPMDP PMDP
PMDP
Mσ
1999 14,16 5,18 0,37
2000 23,43 21,09 0,90
NEMMCO
(New South Wales)
2001 19,65 21,09 1,07
1999 26,39 46,74 1,77
2000 34,05 57,62 1,69
NEMMCO
(Queensland)
2001 20,59 16,14 0,78
1999 34,88 49,08 1,41
2000 37,98 62,38 1,64
NEMMCO
(South Australia)
2001 24,69 45,90 1,86
1999 14,05 9,74 0,69
2000 24,55 28,51 1,16
NEMMCO
(Victoria)
2001 20,85 36,16 1,73
1999 11,96 3,57 0,30
2000 22,80 26,11 1,15
NEMMCO
(Snowy)
2001 15,97 9,59 0,60
Tabla 5.6. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado
en mercados spot de Australia.
En el caso del precio medio diario ponderado todos las zonas de NEMMCO
experimentan un crecimiento en el año 2000 para luego sufrir un descenso en
el año 2001.
142
5.2.2. ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO 5.2.2.1. VALORES MEDIOS Y VOLATILIDAD Las tablas 5.7, 5.8 y 5.9 muestran algunos parámetros característicos de la
energía negociada en los mercados spot y del volumen negociado en dichos
mercados en términos económicos:
• Media del volumen de negocio diario (MVN).
• Desviación típica del volumen de negocio diario(σVN).
• Coeficiente de variación del volumen de negocio diario (σVN/ MVN).
• Media de la energía diaria negociada (ME).
• Desviación típica de la energía diaria negociada (σE).
• Coeficiente de variación de la energía diaria negociada (σE/ ME).
Europa
VOLUMEN DE NEGOCIO DIARIO
Económico Energético
Mercados de
Europa
Año
MVN
[M€] σVN
VN
VN
Mσ ME
[MWh] σE
E
E
Mσ
1998 10,85 2,26 0,21 423.166,27 47.506,15 0,11
1999 11,92 2,67 0,22 445.929,65 50.913,86 0,11
2000 14,92 4,92 0,33 468.731,99 46.809,46 0,10
OMEL
2001 15,31 6,42 0,42 485.926,53 50.544,72 0,10
2000 3,43 1,62 0,47 242.252,26 38.600,90 0,16 NORDPOOL
2001 6,57 2,94 0,45 275.860,91 72.268,11 0,26
EEX 2001 0,13 0,12 0,94 4.966,68 2.492,30 0,50
LPX 2001 1,00 1,08 1,08 37.616,76 14.013,79 0,37
APX 2001 0,76 0,63 0,83 22.580,74 4.967,68 0,22
Tabla 5.7. Parámetros característicos de la energía y el volumen de
negocio en mercados spot de Europa.
143
OMEL es el mercado europeo que mayor volumen de energía negocia, a pesar
de no ser el mayor sistema eléctrico. También es el de mayor volumen
económico en el mercado spot. Los mercados de LPX, EEX y APX tienen una
negociación notablemente inferior a la de OMEL o NORDPOOL.
La siguiente gráfica compara en términos absolutos la energía negociada en
los diferentes mercados ya vistos de forma individual. Puede verse que tanto
OMEL, como NORD POOL y LPX, a pesar de tener volúmenes de negociación
muy diferentes, han tenido un crecimiento de similar pendiente en el volumen
de energía negociada. Por su parte, APX y EEX también han experimentado un
crecimiento, pero menos pronunciado.
Energía negociada en Mercados Diarios europeos.
0,00
100000,00
200000,00
300000,00
400000,00
500000,00
01/01/1998
01/04/1998
01/07/1998
01/10/1998
01/01/1999
01/04/1999
01/07/1999
01/10/1999
01/01/2000
01/04/2000
01/07/2000
01/10/2000
01/01/2001
01/04/2001
01/07/2001
01/10/2001
01/01/2002
01/04/2002
MW
h
OMEL NORDPOOL LPXEEX APX 30 per. media móvil (OMEL)30 per. media móvil (NORDPOOL) 30 per. media móvil (LPX) 30 per. media móvil (APX)30 per. media móvil (EEX)
OMEL
NORDPOOL LPX APX EEX
Figura 5.66. Comparación de la energía negociada en mercados europeos.
144
América del Norte
VOLUMEN DE NEGOCIO DIARIO
Económico Energético
Mercados de
América del
Norte
Año
MVN
[MEur] σVN
VN
VN
Mσ ME
[MWh] σE
E
E
Mσ
1996 1,13 0,62 0,55 132.088,49 7929,46 0,06
1997 1,84 0,75 0,40 136.621,04 6955,11 0,05
1998 20,50 9,28 0,45 138.889,23 7429,69 0,05
1999 28,25 24,82 0,88 140.219,92 6736,03 0,05
2000 102,71 82,64 0,80 147.704,62 6873,58 0,05
Power Pool
of
Alberta
2001 50,17 29,28 0,58 149.201,87 7295,79 0,05
PJM1 2001 - - - 727.044,58 97.223,10 0,13
Tabla 5.8. Parámetros característicos de la energía y el volumen de negocio en mercados spot de América del Norte.
A la vista de la Tabla 5.8, en PJM el volumen de negociación diaria es mucho
mayor que en Power Pool of Alberta, y de menor volatilidad.
1 No se dispone de los datos de energía negociada desagregada en cada hub.
145
Australia
VOLUMEN DE NEGOCIO DIARIO
Económico Energético
Mercados de
Australia
Año
MVN
[MEur] σVN
VN
VN
Mσ ME
[MWh] σE
E
E
Mσ
1999 5,26 2,29 0,43 364.588,43 31.347,45 0,09
2000 9,15 8,71 0,95 376.295,79 36.610,40 0,10
NEMMCO
(New South
Wales) 2001 7,72 9,47 1,23 381.990,57 32.229,48 0,08
2001 5,91 11,00 1,86 217.998,44 14.293,05 0,07
2001 8,10 14,32 1,77 230.779,48 14.465,36 0,06
NEMMCO
(Queensland)
2001 5,04 4,26 0,84 241.376,90 14.646,88 0,06
1999 2,42 3,91 1,62 66.376,22 7.475,43 0,11
2000 2,88 5,97 2,07 69.824,63 9.558,51 0,14
NEMMCO
(South
Australia) 2001 1,99 5,10 2,56 70.606,48 9.640,84 0,14
1999 3,40 2,62 0,77 235.247,52 29.874,04 0,13
2000 6,42 7,48 1,17 253.364,59 22.837,45 0,09
NEMMCO
(Victoria)
2001 5,61 11,33 2,02 257.667,08 22.090,41 0,09
1999 0,01 0,01 0,67 1.165,38 816,18 0,70
2000 0,02 0,03 1,32 933,08 688,00 0,74
NEMMCO
(Snowy)
2001 0,03 0,02 0,64 1.616,06 799,84 0,49
Tabla 5.9. Parámetros característicos de la energía y el volumen de negocio en mercados spot de Australia.
En los años de estudio, los mercados de mayor volumen de negociación en
NEMMCO son los de New South Wales, Queensland y Victoria. El más volátil
es Snowy.
146
5.2.2.1. VALORES TOTALES Las tablas 5.10, 5.12 y 5.14 muestran el valor total anual de energía negociada
en los mercados spot, así como el montante económico anual total al que se
negoció dicha energía. También se muestra el cociente de la segunda cantidad
entre la primera, que puede dar una idea general del precio de la energía en
cada mercado.
• Volumen de negocio total anual por negociación en el mercado spot (TVN).
• Energía total anual negociada en el mercado spot (TE).
Europa
ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO ANUALES Mercados de
Europa Año
TVN [MEur] TE [TWh] E
VN
TT [€/MWh]
1998 3.960,54 154,46 25,64
1999 4.349,71 162,76 26,72
2000 5.461,41 171,56 31,83
OMEL
2001 5.586,93 177,36 31,50
2000 872,29 61,53 14,18 NORDPOOL
2001 2.398,23 100,69 23,82
EEX 2001 47,24 1,81 26,06
LPX 2001 363,75 13,73 26,49
APX 2001 319,84 8,24 38,81
Tabla 5.10. Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de
Europa.
El porcentaje de energía negociada en el mercado respecto del total de energía
consumida en el sistema da una buena idea de la importancia de dicho
mercado dentro de cada sistema eléctrico. La energía no negociada en el
mercado spot es la que se ha negociado mediante contratos bilaterales. En la
siguiente gráfica se compara el porcentaje de energía negociada en el mercado
147
diario frente al total de energía consumida en cada sistema eléctrico. En este
caso se ha incluido también el mercado organizado por POWERNEXT en
Francia.
Mercados de
Europa. Año
2001.
Volumen
Negociado [TWh] Consumo Neto [TWh]1 %
OMEL 177,36 205,7 86,34
NORDPOOL 100,69 384,37 26,20
EEX+LPX 1,81+13,73 495,4 3,16
APX 8,24 107,1 9,22
POWERNEXT2 0,177804 437,0 0,04
Tabla 5.11. Porcentaje de energía negociada en el mercado spot respecto
del consumo neto en el año 2001. Mercados de Europa
Representando la Tabla 5.11 gráficamente queda claro que OMEL es el
mercado europeo que más energía negocia de la total consumida. Salvo
NORDPOOL y OMEL, el resto de mercado tienen volúmenes de negociación
por debajo del 10%.
1 Fuente: Datos de demanda para el año 2001, tomados de [UCTE, 2001] y www.nordel.org 2 Volumen negociado entre el 27-11-2001 y el 5-3-2002. El porcentaje se ha calculado sobre la media proporcional de consumo en ese intervalo de tiempo.
148
Porcentaje de energía negociado en Mercados Diarios
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
APX
Nord Pool
Alemania OMEL
POWERNEXT
%
Figura 5.67. Porcentaje de energía negociada en los mercados spot
europeos.
América del Norte
ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO
ANUALES Mercados de América
del Norte Año
TVN [MEur] TE [TWh] E
VN
TT [€/MWh]
1996 399,24 46,76 8,54
1997 650,33 48,23 13,48
1998 7.237,28 49,03 147,62
1999 9.973,01 49,50 201,48
2000 36.665,70 52,73 695,34
Power Pool of Alberta
2001 18.310,62 54,46 336,23
PJM 2001 - 265,37 -
Tabla 5.12. Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de América del Norte.
El mercado de PJM es el de mayor volumen de energía diferencia de entre los
149
estudiados de América del Norte.
Australia
ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO
ANUALES Mercados de
Australia Año
TVN [MEur] TE [TWh] E
VN
TT [€/MWh]
1999 1919,81 133,07 14,43
2000 3350,21 137,72 24,33
NEMMCO
(New South Wales)
2001 2817,70 139,43 20,21
1999 2158,49 79,57 27,13
2000 2965,55 84,47 35,11
NEMMCO
(Queensland)
2001 1839,72 88,10 20,88
1999 883,45 24,23 36,47
2000 1054,96 25,56 41,28
NEMMCO
(South Australia)
2001 727,85 25,77 28,24
1999 1241,16 85,87 14,45
2000 2350,90 92,73 25,35
NEMMCO
(Victoria)
2001 2046,89 94,05 21,76
1999 4,76 0,43 11,19
2000 7,96 0,34 23,32
NEMMCO
(Snowy)
2001 9,13 0,59 15,48
Tabla 5.13. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado en mercados spot de Australia.
En el caso de Australia, toda la energía es negociada a través del mercado de
NEMMCO.
150
CAPÍTULO 6
MERCADOS ELÉCTRICOS DE CONTRATACIÓN A PLAZO.
EVALUACIÓN DE EXPERIENCIAS INTERNACIONALES.
En este capítulo se analizan los resultados de varios productos de los
mercados de futuros de EEX (antes de su fusión con LPX). La definición de los
distintos productos puede encontrarse en el Apéndice 1.
Como en el capítulo 5, se ha optado por hacer siempre referencia a los datos
de precio y energía para poder realizar un tratamiento uniforme de los distintos
productos. Aunque en el presente capítulo sólo se estudian los productos de un
mercado, los datos disponibles pueden dar una idea la evolución de la
negociación, y su cuantía en precio y cantidad en un mercado de derivados
eléctricos. La heterogeneidad de los productos en los diferentes mercados de
derivados y, en ocasiones, la indisponibilidad pública de los resultados o de los
datos históricos, hacen imposible un estudio más amplio de los mercados
eléctricos de derivados que permita una comparación de los mismos, como se
hizo en el capítulo 5.
151
En todas las gráficas se ha utilizado como unidad de precio el €/MWh
habiéndose realizado la conversión desde la moneda propia de cada mercado
al tipo de cambio existente con el Euro cada día del que se extrae un dato.
6.1 PRODUCTOS DEL MERCADO DE FUTUROS DE EEX
El mercado de futuros de EEX, el EEX Derivatives Market, comenzó sus
actividades el 1 de marzo de 2001. Para el estudio que sigue, se han utilizado
los datos publicados por EEX, que han sido capturados vía internet mediante
una herramienta de captura automática diseñada a tal efecto durante la
realización del proyecto.
6.1.1 FUTUROS MENSUALES 6.1.1.1 CARGA BASE
Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros
mensuales en carga base para los meses de enero a mayo de 2002 con la
energía negociada en el mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la
negociación es muy volátil. En periodos lejanos al de entrega prácticamente no
se negocian contratos de este tipo, pero a medida que se acerca un cierto mes,
aumenta la negociación del contrato correspondiente. Cuando hay negociación,
el volumen de energía negociada mediante estos contratos es muy elevado,
con un máximo de 159.960 MWh en el periodo de estudio.
152
MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS MENSUALES CARGA BASE PARA LOS MESES DE
ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
01/03/2001
13/03/2001
23/03/2001
04/04/2001
18/04/2001
30/04/2001
11/05/2001
23/05/2001
05/06/2001
15/06/2001
27/06/2001
09/07/2001
19/07/2001
31/07/2001
10/08/2001
22/08/2001
03/09/2001
13/09/2001
25/09/2001
08/10/2001
18/10/2001
30/10/2001
09/11/2001
21/11/2001
03/12/2001
13/12/2001
28/12/2001
11/01/2002
23/01/2002
04/02/2002
14/02/2002
26/02/2002
08/03/2002
20/03/2002
03/04/2002
15/04/2002
25/04/2002
09/05/2002
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
Energía FOBA_Jan2002
Energía FOBA_Feb2002
Energía FOBA_Mar2002
Energía FOBA_Apr2002
Energía FOBA_May2002
Energía Mercado Diario [MWh]
Figura 6. 1. EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.
Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros
mensuales en carga base para los meses de enero a mayo de 2002 con el
precio del mercado spot. Cuando no hay agentes que negocien estos
contratos, EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1). Cuando existe
negociación de estos productos, el precio viene determinado por el mercado y
refleja el precio del mercado spot. Así, la elevada subida de los precios en el
mercado spot a finales de 2001, se vio reflejada también en los productos
mensuales, tanto más cuanto más cercano estuviera el periodo de entrega y,
como se vio en el apartado anterior, mayor volumen de energía se negociara.
Como se vio en el capítulo 4, puede comprobarse que cuando se acerca el
periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro converge hacia
el precio del mercado spot o precio de contado.
153
MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS MENSUALES CARGA BASE PARA LOS MESES DE ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL
Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.
0
10
20
30
40
50
60
01/03/2001
13/03/2001
23/03/2001
04/04/2001
18/04/2001
30/04/2001
11/05/2001
23/05/2001
05/06/2001
15/06/2001
27/06/2001
09/07/2001
19/07/2001
31/07/2001
10/08/2001
22/08/2001
03/09/2001
13/09/2001
25/09/2001
08/10/2001
18/10/2001
30/10/2001
09/11/2001
21/11/2001
03/12/2001
13/12/2001
28/12/2001
11/01/2002
23/01/2002
04/02/2002
14/02/2002
26/02/2002
08/03/2002
20/03/2002
03/04/2002
15/04/2002
25/04/2002
09/05/2002
€/M
Wh
Precio Mercado Diario [€/MWh]
Precio FOBA_Jan2002
Precio FOBA_Feb2002
Precio FOBA_Mar2002
Precio FOBA_Apr2002
Precio FOBA_May2002
Figura 6. 2. EEX. Precio de futuros mensuales en carga base. Comparación con el precio del mercado diario.
6.1.1.2 CARGA PICO Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros
mensuales en carga pico para los meses de enero a mayo de 2002 con la
energía negociada en el mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la
negociación es, como en el caso de carga base, muy volátil. En periodos
lejanos al de entrega prácticamente no se negocian contratos de este tipo, pero
a medida que se acerca un cierto mes, aumenta la negociación del contrato
correspondiente. Cuando hay negociación, el volumen de energía mediante
estos contratos es muy elevado, con un máximo de 41.400 MWh en el periodo
de estudio, valor mucho menor que el correspondiente para el caso de carga
base. El volumen de energía negociada mediante estos contratos es
notablemente inferior al de los contratos mensuales en carga base.
154
MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS MENSUALES CARGA PICO PARA LOS MESES DE
ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
01/03/2001
13/03/2001
23/03/2001
04/04/2001
18/04/2001
30/04/2001
11/05/2001
23/05/2001
05/06/2001
15/06/2001
27/06/2001
09/07/2001
19/07/2001
31/07/2001
10/08/2001
22/08/2001
03/09/2001
13/09/2001
25/09/2001
08/10/2001
18/10/2001
30/10/2001
09/11/2001
21/11/2001
03/12/2001
13/12/2001
28/12/2001
11/01/2002
23/01/2002
04/02/2002
14/02/2002
26/02/2002
08/03/2002
20/03/2002
03/04/2002
15/04/2002
25/04/2002
09/05/2002
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
Energía FOPE_Jan2002
Energía FOPE_Feb2002
Energía FOPE_Mar2002
Energía FOPE_Apr2002
Energía FOPE_May2002
Energía Mercado Diario [MWh]
Figura 6. 3. EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.
Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contrato de futuros
mensuales en carga pico para los meses de enero a mayo de 2002 con el
precio del mercado spot. Cuando no hay agentes que negocien estos
contratos, EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1). Cuando existe
negociación de estos productos, el precio viene determinado por el mercado y
refleja el precio del mercado spot. Así, la elevada subida de los precios en el
mercado spot a finales de 2001, se vio reflejada también en los productos
mensuales, tanto más cuanto más cercano estuviera el periodo de entrega y,
como se vio en el apartado anterior, mayor volumen de energía se negociara.
Como se vio en el capítulo 4, puede comprobarse que cuando se acerca el
periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro converge hacia
el precio del mercado spot o precio de contado.
155
MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS MENSUALES CARGA PICO PARA LOS MESES DE ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL
Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
01/03/2001
13/03/2001
23/03/2001
04/04/2001
18/04/2001
30/04/2001
11/05/2001
23/05/2001
05/06/2001
15/06/2001
27/06/2001
09/07/2001
19/07/2001
31/07/2001
10/08/2001
22/08/2001
03/09/2001
13/09/2001
25/09/2001
08/10/2001
18/10/2001
30/10/2001
09/11/2001
21/11/2001
03/12/2001
13/12/2001
28/12/2001
11/01/2002
23/01/2002
04/02/2002
14/02/2002
26/02/2002
08/03/2002
20/03/2002
03/04/2002
15/04/2002
25/04/2002
09/05/2002
€/M
Wh
Precio Mercado Diario [€/MWh]
Precio FOPE_Jan2002
Precio FOPE_Feb2002
Precio FOPE_Mar2002
Precio FOPE_Apr2002
Precio FOPE_May2002
Figura 6. 4. Precio de futuros mensuales en carga pico. Comparación con el precio del mercado diario.
6.1.2 FUTUROS TRIMESTRALES 6.1.2.1 CARGA BASE
Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros
trimestrales en carga base para el segundo y tercer trimestre de 2002 con la
energía negociada en el mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la
negociación es muy escasa (ambos productos sólo se negociaron el 27 de
diciembre de 2001), aunque con un volumen mucho mayor que la energía
negociada en el mercado diario.
156
MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA BASE PARA LOS
TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
17/12/2001
20/12/2001
28/12/2001
04/01/2002
09/01/2002
14/01/2002
17/01/2002
22/01/2002
25/01/2002
30/01/2002
04/02/2002
07/02/2002
12/02/2002
15/02/2002
20/02/2002
25/02/2002
28/02/2002
05/03/2002
08/03/2002
13/03/2002
18/03/2002
21/03/2002
26/03/2002
02/04/2002
05/04/2002
10/04/2002
15/04/2002
18/04/2002
23/04/2002
29/04/2002
03/05/2002
08/05/2002
13/05/2002
16/05/2002
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
Energía FOBQ_Apr2002
Energía FOBQ_Jul2002
Energía Mercado Diario [MWh]
Figura 6. 5. EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.
Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros
trimestrales en carga base para el segundo y tercer trimestre de 2002 con el
precio del mercado spot. En la mayor parte del periodo de estudio no hay
agentes que negocien estos contratos, por lo que EEX impone un determinado
precio (ver Apéndice 1), que no refleja la variabilidad del precio spot. Cuando
existe negociación de estos productos (en este caso un único día), el precio
viene determinado por el mercado y refleja el precio del mercado spot.
Como se vio en el capítulo 4, puede comprobarse que cuando se acerca el
periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro converge hacia
el precio del mercado spot o precio de contado.
157
MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA BASE PARA LOS TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002.
COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
17/12/2001
20/12/2001
28/12/2001
04/01/2002
09/01/2002
14/01/2002
17/01/2002
22/01/2002
25/01/2002
30/01/2002
04/02/2002
07/02/2002
12/02/2002
15/02/2002
20/02/2002
25/02/2002
28/02/2002
05/03/2002
08/03/2002
13/03/2002
18/03/2002
21/03/2002
26/03/2002
02/04/2002
05/04/2002
10/04/2002
15/04/2002
18/04/2002
23/04/2002
29/04/2002
03/05/2002
08/05/2002
13/05/2002
16/05/2002
€/M
Wh
Precio Mercado Diario [€/MWh]
Precio FOBQ_Apr2002
Precio FOBQ_Jul2002
Figura 6. 6. Precio de futuros trimestrales carga base. Comparación con el precio del mercado diario.
6.1.2.2 CARGA PICO Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros
trimestrales en carga pico para el segundo y tercer trimestre de 2002 con la
energía negociada en el mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la
negociación es muy escasa (como en el caso de carga base, ambos productos
sólo se negociaron el 27 de diciembre de 2001), y con un volumen menor que
la energía negociada en el mercado diario.
158
MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA PICO PARA LOS
TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
17/12/2001
20/12/2001
28/12/2001
04/01/2002
09/01/2002
14/01/2002
17/01/2002
22/01/2002
25/01/2002
30/01/2002
04/02/2002
07/02/2002
12/02/2002
15/02/2002
20/02/2002
25/02/2002
28/02/2002
05/03/2002
08/03/2002
13/03/2002
18/03/2002
21/03/2002
26/03/2002
02/04/2002
05/04/2002
10/04/2002
15/04/2002
18/04/2002
23/04/2002
29/04/2002
03/05/2002
08/05/2002
13/05/2002
16/05/2002
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000Energía FOPQ_Apr2002 Energía FOPQ_Jul2002 Energía Mercado Diario [MWh]
Figura 6. 7. EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.
Precio
En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros
trimestrales en carga pico para el segundo y tercer trimestre de 2002 con el
precio del mercado spot. Como en el caso de carga base, en la mayor parte del
periodo de estudio no hay agentes que negocien estos contratos, por lo que
EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1), que no refleja la
variabilidad del precio spot. Cuando existe negociación de estos productos (en
este caso un único día), el precio viene determinado por el mercado y refleja el
precio del mercado spot.
Como se vio en el capítulo 4, puede comprobarse que cuando se acerca el
periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro converge hacia
el precio del mercado spot o precio de contado.
159
MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA PICO PARA LOS TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002.
COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
17/12/2001
20/12/2001
28/12/2001
04/01/2002
09/01/2002
14/01/2002
17/01/2002
22/01/2002
25/01/2002
30/01/2002
04/02/2002
07/02/2002
12/02/2002
15/02/2002
20/02/2002
25/02/2002
28/02/2002
05/03/2002
08/03/2002
13/03/2002
18/03/2002
21/03/2002
26/03/2002
02/04/2002
05/04/2002
10/04/2002
15/04/2002
18/04/2002
23/04/2002
29/04/2002
03/05/2002
08/05/2002
13/05/2002
16/05/2002
€/M
Wh
Precio Mercado Diario [€/MWh]
Precio FOPQ_Apr2002
Precio FOPQ_Jul2002
Figura 6. 8. Precio futuros trimestrales carga pico. Comparación con el precio del mercado diario.
6.1.3 FUTUROS ANUALES 6.1.3.1 CARGA BASE
Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros
anuales en carga base para el año 2003 con la energía negociada en el
mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la negociación es muy volátil.
Sin embargo, el día que existe negociación, el volumen de energía negociada
es mucho mayor que la del mercado diario.
160
MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS ANUALES CARGA BASE PARA EL AÑO 2003. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
450000
10/09/2001
17/09/2001
24/09/2001
01/10/2001
09/10/2001
16/10/2001
23/10/2001
30/10/2001
06/11/2001
13/11/2001
20/11/2001
27/11/2001
04/12/2001
11/12/2001
18/12/2001
28/12/2001
08/01/2002
15/01/2002
22/01/2002
29/01/2002
05/02/2002
12/02/2002
19/02/2002
26/02/2002
05/03/2002
12/03/2002
19/03/2002
26/03/2002
04/04/2002
11/04/2002
18/04/2002
25/04/2002
06/05/2002
13/05/2002
21/05/2002
MW
h
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
450000
MW
h
Energía FOBY_2003 Energía Mercado Diario [MWh]
Figura 6. 9. EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.
Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros anuales
en carga base para el año 2003 con el precio del mercado spot. En la mayor
parte del periodo de estudio no hay agentes que negocien estos contratos, por
lo que EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1), que no refleja la
variabilidad del precio spot. Cuando existe negociación de estos productos (en
este caso un único día), el precio viene determinado por el mercado y refleja el
precio del mercado spot. En general el precio de estos productos se mantiene
constante en el periodo de estudio.
161
MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS ANUALES CARGA BASE PARA EL AÑO 2003.
COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
10/09/2001
17/09/2001
24/09/2001
01/10/2001
09/10/2001
16/10/2001
23/10/2001
30/10/2001
06/11/2001
13/11/2001
20/11/2001
27/11/2001
04/12/2001
11/12/2001
18/12/2001
28/12/2001
08/01/2002
15/01/2002
22/01/2002
29/01/2002
05/02/2002
12/02/2002
19/02/2002
26/02/2002
05/03/2002
12/03/2002
19/03/2002
26/03/2002
04/04/2002
11/04/2002
18/04/2002
25/04/2002
06/05/2002
13/05/2002
21/05/2002
€/M
Wh
Precio Mercado Diario [€/MWh] Precio FOBY_2003
Figura 6. 10. Precio futuros anuales carga base. Comparación con el precio del mercado diario.
6.1.3.2 CARGA PICO Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros
anuales en carga pico para el año 2003 con la energía negociada en el
mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la negociación es muy volátil.
Sin embargo, el día que existe negociación, el volumen de energía negociada
es mayor que la del mercado diario.
162
MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS ANUALES CARGA PICO PARA EL AÑO 2003. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
10/09/2001
17/09/2001
24/09/2001
01/10/2001
09/10/2001
16/10/2001
23/10/2001
30/10/2001
06/11/2001
13/11/2001
20/11/2001
27/11/2001
04/12/2001
11/12/2001
18/12/2001
28/12/2001
08/01/2002
15/01/2002
22/01/2002
29/01/2002
05/02/2002
12/02/2002
19/02/2002
26/02/2002
05/03/2002
12/03/2002
19/03/2002
26/03/2002
04/04/2002
11/04/2002
18/04/2002
25/04/2002
06/05/2002
13/05/2002
21/05/2002
MW
h
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
MW
h
Energía FOPY_2003 Energía Mercado Diario [MWh]
Figura 6. 11. EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.
Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros anuales
en carga pico para el año 2003 con el precio del mercado spot. En la mayor
parte del periodo de estudio no hay agentes que negocien estos contratos, por
lo que EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1), que no refleja la
variabilidad del precio spot. Cuando existe negociación de estos productos (en
este caso un único día), el precio viene determinado por el mercado y refleja el
precio del mercado spot. En general el precio de estos productos se mantiene
constante en el periodo de estudio.
163
MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS ANUALES CARGA PICO PARA EL AÑO 2003.
COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
10/09/2001
17/09/2001
24/09/2001
01/10/2001
09/10/2001
16/10/2001
23/10/2001
30/10/2001
06/11/2001
13/11/2001
20/11/2001
27/11/2001
04/12/2001
11/12/2001
18/12/2001
28/12/2001
08/01/2002
15/01/2002
22/01/2002
29/01/2002
05/02/2002
12/02/2002
19/02/2002
26/02/2002
05/03/2002
12/03/2002
19/03/2002
26/03/2002
04/04/2002
11/04/2002
18/04/2002
25/04/2002
06/05/2002
13/05/2002
21/05/2002
€/M
Wh
Precio Mercado Diario [€/MWh] Precio FOPY_2003
Figura 6. 12. Precio futuros anuales carga pico. Comparación con el precio del mercado diario.
6.2 RESUMEN Y CONCLUSIONES
El capítulo 6 ha abordado los resultados de los diversos productos negociados
en el mercado de EEX anterior a su fusión con LPX.
En general, se ha comprobado que, como se vio en el capítulo 4, cuando se
acerca el periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro
converge hacia el precio del mercado spot o precio de contado.
Los futuros mensuales presentan un volumen de negociación mayor cuanto
más cercano esté el periodo de entrega, de forma que la energía negociada en
periodos lejanos al de entrega es prácticamente nula, tanto en carga base
como pico. Los futuros trimestrales presentan, sin embargo, un bajo nivel de
negociación: sólo se negociaron un día de todo el periodo de estudio, tanto en
164
el caso de productos en carga base como en carga pico. En cuanto a los
futuros anuales, negocian una gran cantidad de energía comparada con la del
mercado diario, pero los días en los que se negocian son escasos y se
encuentran dispersos y sin aparente correlación, tanto en el caso de carga
base como carga pico. En general, salvo por un mayor volumen de energía en
los contratos de base, ambos siguen las mismas tendencias en todos los
productos.
165
CAPÍTULO 7
RESULTADOS Y CONCLUSIONES La presente Tesis de Master ha abordado las posibilidades de diseño de
mercados eléctricos liberalizados, partiendo de su situación previa. También se
han mostrado los resultados más significativos de dichos mercados, que han
permitido una comparación cuantitativa de los mismos.
El capítulo 2 ha presentado los rasgos característicos que han marcado la
evolución del sector eléctrico desde sus comienzos.
En sus primeros años de existencia, la industria eléctrica de un país era un
sector fragmentado y disperso, con instalaciones de generación de escasa
potencia, a menudo autoproductoras, debido a la escasa capacidad de las
líneas de transporte.
Más tarde, el aumento de las economías de escala en generación y la
concepción del suministro eléctrico como servicio público llevaron a los
gobiernos a considerar el sector eléctrico como un monopolio natural. Así, los
sectores eléctricos se transformaron bajo un denominador común: un modelo
de estructura, el monopolio y dos posibles modelos de propiedad, la pública y
la privada. En general, los países europeos, con la excepción de España, y
166
otros como Australia o Nueva Zelanda, optaron por el monopolio público a
través de la nacionalización del sector. En España, la estructura continuó
siendo la de monopolios locales de carácter privado. En Estados Unidos, sin
embargo, se adoptó un modelo en el que predominaban los monopolios
privados regulados por una entidad reguladora independiente.
Sin embargo, a partir de la década de 1980, varios factores económicos,
técnicos y políticos pusieron de manifiesto las ineficiencias del modelo de
monopolio y motivaron el comienzo de un proceso de reformas en numerosos
países, con el fin último de la introducción de competencia en el sector.
La introducción de competencia implica la reestructuración del sector eléctrico,
que debe pasar del modelo de monopolio (modelo 1) a algún otro modelo de
estructura que permita un libre mercado. Estos modelos han sido analizados.
Un posible modelo es el de monopsonio (modelo 2), que introduce competencia
únicamente en generación mediante la figura de un comprador único que
realiza las compras de energía a las centrales disponibles. Sin embargo,
aunque puede ser un primer paso hacia la competencia, presenta numerosos
inconvenientes. Por un lado, el comprador único es también, a menudo,
propietario de activos de generación, con el consiguiente conflicto de intereses.
Por otro, la competencia no abarca a los consumidores, a quienes se les
traslada los riesgos del mercado.
Un modelo alternativo es el de competencia mayorista y minorista (modelo 3),
en el que la generación y la comercialización a consumidores finales negocian
sus necesidades de energía total o parcialmente a través de un mercado
organizado. Aunque mejora la eficiencia económica, en este modelo los
consumidores finales son todavía cautivos.
Habitualmente, una apertura gradual del mercado a los consumidores finales
lleva a un modelo con libertad de elección para todos los consumidores
(modelo 4), que idealmente optimiza la eficiencia económica.
167
El capítulo 3 ha analizado la transición a alguno de los modelos competitivos
vistos en el capítulo 1 (los modelos 2, 3 y 4), así como las implicaciones
económicas que esta transición conlleva.
El punto de partida para la transición a un sector eléctrico en competencia
afecta especialmente al periodo transitorio de reformas hasta alcanzar el pleno
desarrollo del mercado competitivo. En la Tabla 3.1 se muestran algunos
ejemplos del modelo de estructura y de propiedad de diversos países antes de
comenzar el proceso de liberalización. En la mayoría de los países la propiedad
de los activos eléctricos era pública.
Considerando el punto de partida, se han identificado las potenciales etapas
del proceso, que pueden implantarse de forma simultánea o potencial.
Una primera etapa puede ser la separación operacional de las actividades
verticalmente integradas. La identificación y operación separada de las distintas
actividades puede ser considerada como una etapa previa a una verdadera
desintegración vertical cuando se parte de estructuras de monopolio en las
distintas actividades se realizaban como una sola.
Sin embargo, una nueva etapa de desintegración vertical que separe las
actividades reguladas (transporte y distribución) de las actividades en
competencia (generación y comercialización) se hace necesaria para evitar que
una situación de privilegio en las primeras pueda perjudicar la libre
competencia en el desarrollo de las segundas.
La tercera de las etapas puede ser la de desintegración horizontal en las
actividades de generación y comercialización, con el fin de establecer una
competencia efectiva en la que no existan agentes con poder de mercado.
La implantación de un mercado competitivo es la etapa con mayores
implicaciones asociadas, dado que debe crearse el entorno legal, regulatorio y
técnico necesario. Se definen las funciones del Operador del Sistema y del
168
Operador del Mercado y se crea el regulador, encargado de resolver los
conflictos que puedan aparecer en un mercado en competencia.
Por último, aunque a veces se lleva a cabo previamente, la privatización de los
activos públicos es una etapa necesaria para el establecimiento de un mercado
realmente competitivo. En caso contrario, pueden aparecer conflictos de
intereses derivados del hecho de que el Estado sea “juez y parte” en el sector.
Todo este proceso tiene una implicación económica. Por un lado unos costes:
los costes implícitos al proceso, los costes varados al cambiar el marco
regulador en sectores de propiedad privada y los costes que supone la
existencia de beneficios varados. Por otra parte, del proceso de implantación
se espera una serie de beneficios económicos que compensen todos los costes
anteriores.
En el capítulo 4 ha tratado las funciones del Operador del Mercado, el
Operador del Sistema y el Regulador. La introducción de competencia en el
sector hace necesarias estas nuevas instituciones, que no existían en el
modelo tradicional. Las diversas formas de organización de los dos primeros
también han sido analizadas, no existiendo un consenso universalmente acerca
del formato más adecuado para la organización y gobierno del OM y el OS, ni
tampoco sobre la relación de éste último con las actividades de transporte.
El OM facilita la compraventa de energía entre los agentes, gestionando un
mercado spot organizado o bolsa de energía. Además, es habitual que el OM
gestione también otros mercados complementarios al mercado spot como son
los mercados de ajustes o los mercados de derivados eléctricos. Estos últimos
han experimentado en los últimos años un importante auge, asociado a la
necesidad de cobertura del riesgo por parte de los agentes. Los contratos de
futuros, de forwards y de opciones son los más utilizados en estos mercados,
habiéndose analizado las particularidades de su aplicación a un producto tan
particular como es la energía eléctrica.
169
En todos los mercados, se debe casar las ofertas de compra y las de venta,
pero existen varios métodos de realizar esta casación: casación simple,
compleja, iterativa o sucesiva. La casación simple es totalmente transparente
mientras que la compleja adolece de esa transparencia, tanto más, cuanta
mayor sea la información que los agentes pueden enviar para realizar la
casación. Una buena solución puede ser la combinación de ambas en un
modelo semi-complejo como el utilizado en España. También la casación
iterativa combina transparencia y reducción del riesgo de los agentes pero tiene
importantes desventajas en cuanto a su implantación práctica. De la misma
forma, la casación sucesiva es también una solución eficiente muy desarrollada
en mercados de derivados eléctricos, aunque es importante que los mercados
con esta casación gocen de cierta liquidez, para lo cual a menudo se
establecen variaciones a este modelo, como son la casación ciega o la
casación aleatoria, que evitan el ejercicio de poder de mercado.
Por su parte, el OS permite operar el sistema de forma centralizada en
condiciones compatibles con los resultados de los anteriores mercados.
Otra nueva entidad que aparece en el nuevo marco competitivo es el regulador,
cuya independencia debe garantizar la resolución justa de los conflictos que
surjan entre los agentes.
En cuanto a la organización del OM y el OS y su relación con las actividades de
transporte, se han identificado y analizado cuatro tipos de relación. Una única
propiedad de la red de transporte y el OS da lugar a conflictos de intereses en
el ejercicio de la actividad, pero ofrece también importantes sinergias, debidas
en muchos casos a razones históricas, que pueden hacer positiva dicha unión.
La unión del OM y el OS se ha adoptado, en general, en sistemas con
procesos de casación complejos, sin independencia entre los procesos
técnicos y los de mercado y, por lo tanto, con escasa transparencia. En
cualquier caso, deben garantizarse la independencia del OS y la imparcialidad
del OM.
170
El capítulo 5 ha utilizado los datos capturados vía internet de algunos de los
mercados eléctricos más significativos para mostrar resultados objetivos que
permitan una fácil comparación. Los mercados estudiados son, organizados
por zonas geográficas:
• Europa: OMEL, Nord Pool, APX, EEX y LPX1.
• América del Norte: Power Pool of Alberta y PJM.
• Australia: NEMMCO.
En el apartado 5.1 se han elegido una serie de indicadores comunes de los que
se muestra su evolución durante en el periodo para el cual existían datos
disponibles. Dichos indicadores son el precio máximo diario, el precio mínimo
diario, el precio medio diario ponderado, el precio medio mensual ponderado, la
energía diaria negociada, la energía media mensual negociada y el volumen
diario de negocio.
En el apartado 5.2 se ha ordenado la información disponible para obtener
índices que permitan un análisis comparativo de los distintos mercados. Las
conclusiones derivadas de dicho estudio se muestran a continuación,
clasificadas según el parámetro de estudio correspondiente. En general, las
comparaciones están referidas al año 2001, por ser el único del que se dispone
de datos de todos los mercados estudiados:
• Precio horario (semihorario en el caso de NEMMCO):
En Europa, el precio horario medio más elevado se da en OMEL y APX.
Nord Pool es el mercado con precio horario más estable y APX el de mayor
volatilidad.
En América del Norte el precio medio más alto se da en Alberta, cuya
volatilidad es similar a la de PJM. Ambos mercados no presentan
correlación temporal. Esta correlación si se da, sin embargo, entre los
1 Antes de su fusión el 1 de julio de 2002.
171
precios de los hubs de PJM. Dos de los hubs, West Int Hub y Western Hub,
presentan precios muy similares a lo largo de todo el año.
En Australia, el precio medio más alto se da en el estado de South
Australia, que también es el más volátil de entre las cinco zonas de precio.
En general, puede decirse que los mercados de América del Norte
presentan un mayor precio medio que los europeos, y éstos, mayor que los
australianos.
• Precio medio diario ponderado
En Europa, el precio medio diario ponderado más elevado se da en OMEL y
APX. Nord Pool es el mercado con precio horario más estable y APX el de
mayor volatilidad.
En América del Norte el precio medio más alto se da en Alberta, cuya
volatilidad es similar a la de PJM. Ambos mercados no presentan
correlación temporal. Esta correlación sí se da, sin embargo, entre los
precios de los hubs de PJM. Dos de los hubs, West Int Hub y Western Hub,
presentan precios muy similares a lo largo de todo el año.
En Australia, el precio medio más alto se da en el estado de South
Australia.
En general, puede decirse que los mercados de América del Norte
presentan un mayor precio medio que los europeos, y éstos, mayor que los
australianos.
• Energía y volumen de negocio
OMEL es el mercado europeo que más energía negocia y el de mayor
volumen de negociación, tanto en valores medios como anuales.
172
En América del Norte, PJM tiene un volumen de negociación mucho mayor
que Alberta.
En NEMMCO, la zona de precio con mayor volumen medio y anual de
negociación es New South Wales.
De los mercados estudiados, PJM es el de mayor volumen de negocio
medio y anual.
El capítulo 6 ha abordado los resultados de los diversos productos negociados
en el mercado de EEX anterior a su fusión con LPX. Aunque no se dispone de
un periodo amplio de estudio, los datos mostrados permiten sacar ciertas
conclusiones.
En general, se ha comprobado que, como se vio en el capítulo 4, cuando se
acerca el periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro
converge hacia el precio del mercado spot o precio de contado.
Los futuros mensuales presentan un volumen de negociación mayor cuanto
más cercano esté el periodo de entrega. Los futuros trimestrales presentan, sin
embargo, un bajo nivel de negociación (sólo se negociaron un día de todo el
periodo de estudio). En cuanto a los futuros anuales, negocian una gran
cantidad de energía comparada con la del mercado diario, pero los días en los
que se negocian son escasos y se encuentran dispersos y sin aparente
correlación.
173
APÉNDICE 1
EL SECTOR ELÉCTRICO EN DIVERSOS PAÍSES.
REVISIÓN INTERNACIONAL.
A1.1 INTRODUCCIÓN
En este apéndice se presenta una descripción del estado actual del sector
eléctrico en diversos países de todo el mundo. El objetivo de este apéndice no es
tener una descripción pormenorizada del sector eléctrico en cada país, ni del
detalle de las reglas de mercado existentes, para lo cual se remite al lector a la
abundante bibliografía citada, sino disponer de una cierta visión uniforme y
actualizada de los distintos sistemas eléctricos. Toda la estructura del apéndice, y
parte de la información del mismo, está basada en [World Energy, 2002],
habiéndose incluido abundante información adicional fruto de la investigación
realizada, con el propósito unas veces de actualización y otras de profundización.
En los mercados con mayor experiencia y tiempo de funcionamiento, se han
estudiado los mecanismos propios de los mercados organizados.
174
El apéndice está divido en apartados según las zonas geográficas. Al principio de
cada zona, se presenta una tabla resumen basada en [World Energy, 2002] con
los mismos criterios (de hecho se ha mantenido incluso la nomenclatura
anglosajona de los diversos países). Cuando, según la investigación analizada, se
ha encontrado un cambio en dichos criterios, éste se indica con un asterisco (*)
junto al nombre de cada país en la tabla. Los mencionados criterios, aplicables a
las actividades de generación y comercialización, son1:
Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio
A Pública (controlada por el
gobierno central)
No ha tenido
lugar.
Verticalmente
integrada. Regulado por el gobierno.
B Pública (controlada por el
gobierno local/estatal ) En proceso.
Separación
vertical de
actividades.
Regulado por regulador/es
independiente/s.
C Privada (sólo empresas
nacionales)
Completada en
su mayor parte. Mixta.
Existencia de un mercado
competitivo.
D Privada (empresas nacionales
y extranjeras).
No necesaria ya
que el sector
siempre ha sido
privado.
-
Existencia de un mercado
competitivo sólo para los
grandes agentes.
E Predominantemente pública. - - Competencia limitada
F Predominantemente privada - - -
1 Se excluye el transporte y la distribución, al permanecer éstas con precios regulados en los sistemas liberalizados.
175
A1.2. EUROPA OCCIDENTAL La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del
sector en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio Austria * E B C D Belgium F A A A Cyprus A A A A Denmark E A/B B D Finland E B B C France * E B B D Germany* E/F C C C Greece A A A A Iceland E A B E Ireland A A/B A E Italy E B A B Luxembourg E D C A The Netherlands* B B B C Norway E A/B C C Portugal A B A A Spain D C B D Sweden E B B E Switzerland E B A A United Kingdom D C C C
A1.2.1 AUSTRIA A1.2.1.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN
Austria ha implementado la directiva 96/92/CE a través de la ley
lektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetz (“ElWOG”), publicada el 18 de
Agosto de 1998 (BGBl. 143/1998) y en vigor desde el 19 de febrero de 1999.
176
El sector eléctrico está compuesto mayoritariamente por empresas eléctricas de
carácter público, ya sea estatal, provincial o municipal. La desregulación del sector
tuvo lugar el 1 de octubre de 2001.
A1.2.1.2 ESTRUCTURA ACTUAL
TSO Como parte del proceso de liberalización, la red austriaca fue dividida en tres
partes, cada una de las cuales es operada por un Operador del Sistema.
MO The Austrian Energy Exchange EXAA, es el Operador de Mercado en Austria.
Regulación La autoridad reguladora principal es el Ministerio de Economía que determina en
última instancia el acceso regulado a la red y las tarifas eléctricas. Existe un
comité de carácter consultivo, Elektrizitätsbeirat, que propone precios y tarifas.
Länder es el cuerpo encargado de la autorización de nueva generación. Los casos
de abuso de posiciones de dominio o los relacionados con la ley, son gestionados
por el Kartellgericht.
A1.2.1.3 MODELO DE MERCADO EXAA organiza, desde el 22 de marzo de 2002 un mercado de casación sucesiva.
A1.2.2 BÉLGICA A1.2.2.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN En 1937 se funda CPTE, una compañía para la coordinación de la generación y el
transporte en Bélgica. En 1951, CPTE puso en servicio el primer centro de control
nacional. En 1970 se crea GECOLI, encargada de la construcción de la s líneas de
transporte. A finales de la década de 1970, el sector se había concentrado y solo
existían tres compañías privadas: Unerg, Intercom y Ebes, que se fusionaron en
177
ELECTRABEL en 1990. Tan sólo una compañía pública, SPE permanecía en el
sector.
En 1995 Electrabel y SPE establecen una colaboración a través de CPTE, de la
que ambos eran los propietarios. A su vez, GECOLI se une a CPTE, que adquiere
así la propiedad de la red de 20-70 kV, aunque la gestión de la misma continúa en
manos de ELECTRABEL. En el contexto de la desregulación del mercado
eléctrico, las actividades de operación del sistema de ELECTRABEL Y CPTE se
unieron en una sola compañía, ELIA, el 28 de junio de 2001. Tras un acuerdo
entre el gobierno, el regulador y los accionistas, ELIA comprende dos empresas:
Elia System Operator y Elia Asset, propietaria de la red de transporte.
La implantación de la directiva 96/92/CE se lleva a cabo a través de la Federal
Electricity Act del 29 de abril de 1999, aunque en la práctica no se ha producido la
total implantación.
A1.2.2.2 ESTRUCTURA ACTUAL El estado tiene una importante participación en el sector. El gobierno federal es el
responsable de la investigación, la gestión del combustible nuclear y el diseño de
las tarifas. Las tres regiones, Flandes, Walloon y Bruselas tienen competencias en
redes de transporte y distribución de tensiones inferiores a 70 kV, y en las nuevas
fuentes de energía.
TSO Elia es el Operador del Sistema y el propietario de la red de transporte. Como
Operador del Sistema, las funciones de Elia son:
• Operador de la red de transporte.
• Operación técnica del Sistema.
• Colaborar en la apertura del mercado eléctrico, proponiendo reglas, realizando
estudios…
178
MO No existe la figura del Operador de Mercado, aunque pueden establecerse
contratos bilaterales e importar o exportar desde otros sistemas.
A1.2.3 FRANCIA A1.2.3.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN
La liberalización del sector eléctrico francés se produce como consecuencia de la
transposición de la directiva europea de 1996 en la ley francesa de 10 de febrero
de 2000. El análisis para la implantación de un nuevo mercado fue llevado a cabo
por EURONEXT PARIS con la participación de diversos agentes energéticos
europeos y el comienzo del mercado organizado tuvo lugar en Noviembre de
2001.
A1.2.3.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO RTE (Electricity Transmission Grid) es una entidad estatal responsable de
mantener la fiabilidad y seguridad del sistema, asegurando que se realizan las
transferencias energéticas acordadas en el mercado. RTE posee y opera la red de
transporte desde 63 kV a 400kV, siendo una entidad englobada en EDF, aunque
con actividades separadas del resto:
• Gestión independiente. El director es nombrado por el gobierno con la
opinión de la Comisión de Regulación.
• Separación contable.
• Confidencialidad e imparcialidad definidas por ley.
Su remuneración se realiza mediante tarifa.
179
MO POWERNEXT S.A. es el único operador del mercado francés con un capital inicial
de 10 millones de euros. Su accionariado está compuesto por sociedades tanto
públicas como privadas. Entre ellos cabe destacar HGRT, un consorcio de
operadores europeos de transporte.
Regulación Los reguladores son:
• Banque de France, como supervisor de los mercados de capital y las
instituciones financieras.
• Conseil des Marchés Financiers (CMF), como encargado de la supervisión y
regulación de los mercados regulados y OTC. Tiene capacidad sancionadora.
• Comisión des Opérations de Bourse (COB). Supervisa la información
suministrada a los inversores en las ofertas públicas y la viabilidad financiera
de los contratos de los diversos agentes.
• Comisión de Régulation de l´Electricité (CRE). Se encarga de la regulación del
mercado de electricidad, así como del acceso a las redes de transporte y
distribución.
• Direction du Trésor. Propone el nombramiento de los miembros de CMF y
valida sus normas y regulaciones. Sus decretos son firmados por el Ministro de
Economía y Finanzas.
180
A1.2.3.2 MODELO DE MERCADO Mercado físico Mercado spot El mercado diario organizado por POWERNEXT es voluntario y anónimo. La
seguridad financiera del mercado es garantizada por CLEARNET, que actúa como
garante de las transacciones anónimamente e intermediario en los pagos y cobros
entre los agentes.
Mercado de ajustes
No tiene. Además, los servicios auxiliares son remunerados mediante tarifa.
Mercado financiero
No tiene.
A1.2.4 HOLANDA A1.2.4.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN La Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de la UE de 19 de
diciembre de 1996 fue transpuesta en Holanda en la Dutch Electricity Act, 1998
que entró en vigor de forma completa el 1 de enero de 1999. Posteriormente, este
texto fue ligeramente reformado y la fecha de apertura total del mercado a
consumidores cautivos fue adelantada al 1 de enero de 2003. La implantación del
mercado eléctrico se ha establecido en 3 etapas, de forma que en la última de
ellas, todos los consumidores tendrán capacidad de elección:
Fecha Requisitos para ser consumidor con capacidad de elección
1-1-1999 P≥2MW ó E≥20 GWh anuales
1-1-2002 I ≥ 3×80 A
181
1-1-2003 Ninguno (apertura total)
A1.2.4.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO Tennet es el Operador del Sistema y el propietario de la red de transporte nacional
(1979 km a 380 kV y 671 km a 220 kV, con tres interconexiones con Alemania y
dos con Bélgica, todas ellas a 380 kV), perteneciendo a la UCTE.
Además de Tennet, que gestiona la red de transporte en alta tensión, existen los
siguientes “administradores regionales de red” a menores tensiones:
Regional Grid Administrators ENECO Netbeheer Midden-Holland B.V. Essent Netwerk Noord N.V. Essent Netwerk Friesland N.V. N.V. Continuon Netbeheer RENDO Netbeheer B.V. Elektriciteitsnetbeheer Utrecht B.V. Netbeheerder Centraal Overijssel B.V. Noord West Net N.V. ENECO Netbeheer Zuid-Kennemerland B.V. B.V. Transportnet Zuid-Holland ENECO Edelnet Delfland B.V. ENECO NetBeheer B.V. Westland Energie Infrastructuur B.V. DELTA Netwerkbedrijf B.V. ONS Netbeheer B.V. Essent Netwerk Brabant bv ENET Eindhoven B.V. Essent Netwerk Limburg bv ENECO Netbeheer Weert B.V. EWR Netbeheer B.V. InfraMosane N.V.
Tennet es una compañía independiente que con la liberalización del sector pasó,
en 2001, de ser propiedad de cuatro compañías de generación a ser 100% de
capital estatal. Es responsable de garantizar el equilibrio del sistema y organizar
un mercado de ajustes, proporcionando dos servicios fundamentales:
• Servicios de red:
Pueden dividirse en:
182
- Servicios de conexión: comprenden la conexión del cliente (generador,
consumidor o compañía local de red) a la red de 380 y 220 kV gestionada
por TenneT, así como el mantenimiento de esa conexión. Además TenneT
realiza, a petición del cliente, la instalación de los instrumentos de medida
correspondientes. El coste de estos servicios es remunerado mediante una
tarifa de conexión.
- Servicios de transporte (servicios complementarios): comprenden el
transporte de electricidad desde los generadores hasta los consumidores
finales, así como:
- Resolución de restricciones de red.
- Compensación de las pérdidas incurridas en el transporte.
- Mantenimiento del equilibrio de energía reactiva.
El coste de estos servicios es remunerado mediante una tarifa de
transporte.
• Servicios de Operación del Sistema:
Comprenden la gestión técnica del sistema, garantizando la seguridad, fiabilidad y
coordinación de la generación y el transporte así como los intercambios
internacionales, de forma que sean compatibles con los resultados del mercado.
Los servicios que debe proporcionar TenneT son:
- Mantenimiento de la seguridad y fiabilidad de suministro en Holanda.
- Mantenimiento del equilibrio generación-demanda y regulación frecuencia-
potencia.
- Planificación del mantenimiento y la construcción de las instalaciones de
red necesarias, en coordinación con el resto de compañías de red.
- Reposición del sistema en caso de fallos de suministro.
183
Estos servicios incluyen la obligación del cumplimiento de los acuerdos
comerciales internacionales de importación, exportación o tránsito de electricidad.
Los servicios de Operación del Sistema son remunerados mediante una tarifa de
Operación del sistema.
MO Legalmente no se ha definido un Operador del Mercado. APX (Ámsterdam Power
Exchange) surgió como iniciativa privada y es la compañía privada que actúa
como Operador del Mercado. No está regulada, y tampoco tiene obligación de
satisfacer las puntas de demanda.
Regulación Dienst Toezicht en Uitvoering Energie (DTE) es el regulador holandés para la
electricidad y el gas, formando parte de Dutch Competition Authority (Nma). Su
estatus es de independencia, pero se encuentra bajo la autoridad del director de
Nma y debe informar de sus actuaciones al Ministerio de Economía, que puede
llegar a dar órdenes al regulador de carácter obligatorio.
Las actividades de mercado no están reguladas, y el regulador sólo actúa en las
actividades sin competencia (establecimiento de un peaje máximo de acceso a la
red de transporte y límite de precio - price cap- en el suministro a consumidores
cautivos). Los mecanismos de regulación utilizados son:
- Límite de precios en las tarifas de red (price cap).
- Yard-Stick competition en el suministro a consumidores cautivos.
A1.2.4.3 MODELO DE MERCADO Mercado físico Los agentes pueden libremente establecer contratos bilaterales físicos, teniendo
también la posibilidad de participar en el mercado spot organizado por APX.
184
Mercado diario Es el mercado spot organizado por APX, al que los agentes pueden concurrir de
forma voluntaria. Entró en funcionamiento el 25 de mayo de 1999 y desde sus
comienzos a tenido una alta volatilidad en el precio, influenciado por la elevada
demanda en horas punta.
Para la participación de agentes extranjeros, muy demandada debido al elevado
precio, no sólo se les exige tener acceso a la red holandesa sino también a la de
Alemania y Bélgica.
El método de casación es como sigue: una vez recibidas las ofertas de consumo y
generación, el precio marginal del sistema se termina como intersección de las
curvas agregadas de oferta y demanda, resultando un precio horario para la
energía a despachar el día siguiente. El siguiente cuadro resume otras
características del mercado diario:
Periodo de programación: 1 hora.
Horizonte de programación: El día siguiente (24 horas)
Cierre de recepción de ofertas para el
día D+1:
10:30 h. del día D.
Información disponible una vez
realizada la casación:
- Precios (euros/MWh) y volúmenes
negociados (MWh) en cada hora.
- Precio medio diario, en punta y en valle
(euros/MWh) y volumen total negociado
(MWh).
- Curvas agregadas de oferta y
demanda1.
Volumen mínimo de negociación: - 0.1 MWh.
Mercado de ajustes
1 La oferta individual de cada agente es confidencial y los datos son propiedad de APX.
185
APX establece un mercado organizado de ajustes, con el objetivo de corregir los
desequilibrios producción-consumo no previstos, que aparecen a lo largo del día
de operación. Se trata de un mecanismo de subastas con ofertas de volumen-
precio horarias por bloques (block bids), en el que pueden participar todos los
agentes internos que toman parte en el mercado spot. Se encuentra en
funcionamiento desde el 6 de Febrero de 2001.
La determinación del precio se realiza por el mecanismo de aceptación de precios
– quote driven – en el que los agentes eligen para un determinado precio la
cantidad que desean producir o consumir, a diferencia del método del mercado
spot – order driven - en el que los agentes ofertan una cierta cantidad de energía
a producir o consumir en un determinado momento que habitualmente es una hora
del día.
La publicación de resultados es continua. Cada casación es ejecutada de forma
inmediata en cuanto es posible siendo APX la contraparte financiera para
liquidaciones y compensaciones.
Mercado de servicios complementarios de reserva de potencia (reserve and regulating power market) Los desequilibrios generación – demanda real son gestionados por Tennet. De ahí
que el principal acuerdo entre Tennet y APX consista en que los agentes que
participen en el mercado eléctrico deben firmar un contrato con Tennet, que les
hace participar en los ajustes del sistema.
El servicio complementario de reserva de potencia es gestionado por Tennet
mediante mecanismos de mercado voluntarios (obligatorios para todos los agentes
con capacidad contratada de más de 60 MW):
• Regulating power (regulación secundaria)
186
Es la potencia disponible por Tennet para el despacho mediante el control de
frecuencia de carga (load frecuency control, AGC), con el objetivo de mantener el
equilibrio de potencia generada y consumida en el sistema. Se permiten ofertas de
precio-energía libre a:
- Productores: ofertes de aumento o disminución de potencia respecto de la
programada.
- Consumidores: ofertas de disminución de potencia respecto de la programada.
Las ofertas son opciones de suministro o consumo de una potencia a un
determinado precio en el caso de que esta potencia sea requerida por el Operador
del Sistema. Una vez establecida la escalera de precios, la energía producida en
tiempo real, por encima de la programada, a requerimiento del Operador del
Sistema, es remunerada al precio de la oferta más cara que ha sido despachada.
La energía de producida o consumida en tiempo real, por debajo de la
programada, a requerimiento del Operador del Sistema, es remunerada al precio
de la oferta más barata que ha sido despachada.
• Reserve Power ( Regulación terciaria )
Es la potencia que Tennet utiliza para reponer la secundaria utilizada, y es
asignada cuando ocurre alguna incidencia en el sistema, para mantener el balance
de energía neto. El mecanismo de mercado utilizado es el mismo que para la
Regulating Power.
• Potencia de emergencia.
Se utiliza en el caso de que la reserva terciaria no esté disponible, en un intervalo
de 30 minutos. Tennet tiene contratos con diversos agentes tanto del país como
187
exteriores. En el año 2001, Tennet contrató 300 MW en concepto de potencia de
emergencia, repartidos entre turbinas de gas, consumos con interrumpibilidad e
importaciones desde Alemania.
Mercado de capacidad de interconexión Debido a los límites de capacidad de las interconexiones de la red de Tennet con
Alemania y Bélgica es posible que no todas las solicitudes de transporte puedan
hacerse en el volumen especificado inicialmente. En la práctica, la capacidad de
interconexión disponible puede estar limitada debido a alguna de las siguientes
situaciones:
- Criterios de operación y seguridad, en cumplimiento de acuerdos
internacionales.
- Realización de trabajos de mantenimiento programado.
- Circunstancias imprevistas.
Para decidir si se imponen restricciones en las interconexiones, Tennet debe
conocer los programas de intercambio (import-export-transit - IET- programs). La
capacidad de interconexión (IET capacity) actual (año 2002) es de 3900 MW y
desde el 1 de enero de 2001 la distribución de la capacidad de intercambio se
realiza mediante un mecanismo regulado de subasta que organiza Tennet (a
través de su filial TSO Auction) en cooperación con los TSOs alemanes y belgas
que tienen interconexión con Holanda: Elia NV (Bélgica), RWE Net AG (Alemania),
E.ON Netz GMBH (Alemania).
188
Compañías con activos en las interconexiones de Holanda con Bélgica y
Alemania. Fuente: [www.tennet.nl. Última actualización: marzo 2002]
La capacidad de intercambio en las dos direcciones de cada una de las
interconexiones se vende mediante subastas anuales, mensuales y diarias:
• Subasta diaria ( Day Auction )
En la subasta diaria, los participantes pujan mediante ofertas de precio y cantidad
vía internet, por la capacidad horaria en cada interconexión, para el día siguiente.
A las 8:30 horas, se publica la capacidad disponible en cada interconexión para el
día siguiente (Capacity Day Ahead) y los agentes pueden enviar sus ofertas hasta
las 9:00 horas. En ese momento se divide la capacidad disponible entre los
agentes que ofertaron más caro, asignando a cada uno de ellos su potencia
ofertada, que será remunerada al precio del agente más barato que haya sido
casado. Los resultados de la subasta (Results Day Ahead) se publican antes de
las 9:30.
189
• Subasta mensual ( Month Auction )
Se realiza el décimo día laborable de cada mes y en ella se subasta la capacidad
horaria de cada interconexión para el mes siguiente. Los participantes tienen hasta
el mediodía del día anterior al que se realiza la subasta para enviar sus ofertas por
internet. Los resultados son publicados antes de dos días laborables transcurridos
desde la fecha de la subasta.
• Subasta anual ( Year Auction )
Se realiza al final del año y en ella se subasta la capacidad horaria de cada
interconexión para el año siguiente. Las ofertas son enviadas por internet.
TSO Auction BV ofrece además la posibilidad de devolver o vender la capacidad
obtenida. Si un agente ha obtenido una determinada capacidad en el mercado
mensual o anual que por alguna circunstancia no desea utilizar, tiene dos
opciones:
- Vender esa capacidad (o parte de ella) a otro agente.
- Revenderla a TSO Auction BV, que, si es posible, la añadirá a la capacidad
disponible para el mercado mensual o diario y la remunerará según el
precio que resulte en la casación.
En cualquiera de los casos el agente debe pagar una tasa por no cumplir su
programa.
Mercado financiero Existe la posibilidad de que los agentes formalicen contratos financieros bilaterales
pero no hay un mercado centralizado de contratos tipo.
190
A1.2.5 GRECIA A1.2.5.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sector eléctrico griego está compuesto por una única empresa estatal
verticalmente integrada, la Public Power Corporation, PPC, (DEH).
Para cumplir con la directiva 96/92/CE, Grecia establece la Ley nº 2773 de 22 de
diciembre de 1999, que crea el ente regulador. El 1 de junio de 2001 PPC se
corporatiza y pasa a ser sociedad anónima, como paso previo a la
reestructuración y la privatización.
A1.2.5.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO Está prevista la creación del Hellenic Transmission System Operator (HTSO),
como Operador del Sistema y propietario de la red de transporte en la Grecia
peninsular. En las islas, DEH seguirá siendo el Operador del Sistema.
MO No existe la figura del Operador de Mercado.
Regulación El regulador es la Energy Regulatory Authority (ERA), dependiente del Ministerio
de Desarrollo, que nació con la principal tarea de la liberalización del mercado. El
acceso a las redes de transporte es negociado.
A1.2.5.3 MODELO DE MERCADO En fase de desarrollo.
191
A1.2.6 ALEMANIA A1.2.6.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN La implantación de la directiva IEM en Alemania se realizó principalmente a través
de la nueva ley de energía revisada (“Gesetz zur Neuregelung des
Energiewirtschaftsrechts”), que entró en vigor el 29 de Abril de 1998 declarando
con capacidad de elección al 100% de los consumidores directamente.
En la primera mitad de 2000 se establece la bolsa LPX (Leipzig Power Exchange
Gmbh) como mercado de electricidad alemán en el que la sociedad responsable
facilita a la bolsa de electricidad de Leipzig (LPX) los medios materiales,
personales y financieros. LPX es socio financiero en el negocio al contado y
asume la ejecución financiera de los negocios. En 2001 LPX lanza un mercado
financiero de futuros y opciones.
El 8 de agosto de 2000 comienza sus actividades EEX European Energy
Exchange, con sede en Frankfurt y un mercado spot, el EEX Spot Market. El 1 de
marzo de 2001 EEX lanza su mercado de futuros, el EEX Derivatives market.
El 1 de marzo de 2002 los dos Power Exchanges alemanes se fusionan con
efectos retroactivos al 1 de enero. En el mercado resultante de la fusión se
incorpora también un área de servicios de clearing para operaciones OTC,
siempre y cuando los instrumentos negociados sean idénticos a los negociados en
el mercado de futuros. El nuevo mercado actuará como cámara de compensación
en todas las operaciones en las que intermedie.
192
A1.2.6.2 ESTRUCTURA ACTUAL Transporte En Alemania no existe como tal un único Operador del Sistema, sino que los
propietarios de las redes de transporte las operan de forma descentralizada. La
planificación y operación de la red de transporte es responsabilidad de los
propietarios de las redes. Además, el acceso a la red es negociado, lo cual, en la
práctica, supone un límite a la competencia.
Como forma de colaboración, el 15 de diciembre de 1948 se fundó la DVG
Deutsche Verbundgesellschaft, como asociación de los transportistas alemanes
con responsabilidades sobre la seguridad del sistema, para combinar la
organización descentralizada con las ventajas de la actividad conjunta y la
cooperación entre los distintos miembros, pero manteniendo la independencia de
los mismos.
A continuación se recogen los transportistas alemanes miembros de DVG con
algunas propiedades para su comparación y la distribución geográfica de sus
áreas de control:
Compañía Carga pico por
unidad de control
[MW]
Longitud de la
red de transporte
(220/380 kV) Bewag AG 2522 79 EnBW Transportnetze AG 10693 3488 E.ON Netz GmbH Norte: 13701
Sur: 10855
10829
Hamburgische Electricitäts-Werke AG (HEW) 1943 360 RWE Net AG 26300 11903 VEAG Vereinigte Energiewerke AG 7217 10570
Transportistas alemanes. (Fuente: www.dvg-heidelberg.de, última actualización 1 de abril de 2001)
193
Áreas de control del Sistema de Transporte en Alemania (Fuente: www.dvg-
heidelberg.de, última actualización de 1 de enero de 2001).
Al final de 2001, la DVG cesa sus actividades y los intereses de los operadores
alemanes, tanto de transporte como de redes de menor tensión, se concentran en
“Verband der Netzbetreiber - VDN - e.V. beim VDEW “, que había comenzado sus
actividades en el verano de 2001.
194
Operación del Sistema Como se ha dicho, no existe la figura del Operador del Sistema.
Regulación El Ministerio de Economía es la autoridad general en el contexto de la ley alemana
de energía. Las autoridades federales y municipales son las responsables de
resolver los conflictos de acceso a la red o los relacionados con el incumplimiento
de las reglas de la competencia, como el abuso de posiciones dominantes.
Las bolsas son entidades de derecho público con capacidad jurídica. El control de
la bolsa es asunto de los estados federados y en el estado de Sajonia es asumido
por el Ministerio Estatal Sajón para la Economía y el Trabajo.
A1.2.6.3 MODELO DE MERCADO1 En los apartados siguientes, se considerará a EEX como el único operador del
mercado en Alemania fruto de la fusión del antiguo EEX con LPX.
Mercado físico El mercado spot es un mercado diario en el que se negocian dos tipo de productos
con entrega física al día siguiente:
- Bloques, negociados en un mercado continuo de subastas.
- Horas individuales, negociadas mediante subastas diarias en un
determinado momento predefinido.
Productos del mercado físico
Las tablas siguientes muestran las principales características de los productos
negociados en el mercado EEX.
1 Salvo que se diga lo contrario, se considerarán las características del mercado alemán de electricidad haciendo referencia a las características de EEX anteriores a la fusión.
195
BLOQUE CARGA BASE (BASE LOAD)
Descripción Suministro de energía eléctrica a potencia constante en la red de
220/380 kV de un área de control desde las 0:00 hasta las 24:00
horas de cada día.
Precio En €/MWh
Mínima variación en el precio 0,01 €/MWh
Unidad de negociación 1 MW de potencia constante desde las 0:00 horas hasta las
24:00 (24 MWh)
Días de entrega física Cada día de entrega física se negocia el anterior día laborable
BLOQUE CARGA PICO (PEAK LOAD)
Descripción Suministro de energía eléctrica a potencia constante en la red de
220/380 kV de un área de control desde las 8:00 hasta las 20:00
horas de cada día laborable.
Precio En €/MWh
Mínima variación en el precio 0,01 €/MWh
Unidad de negociación 1 MW de potencia constante desde las 8:00 horas hasta las
20:00 (12 MWh)
Días de entrega física Cada día de entrega física se negocia el anterior día laborable
HORAS INDIVIDUALES
Descripción Suministro de energía eléctrica a potencia constante en la red de
220/380 kV de un área de control desde las (i-1):00 hasta las
i:00 horas de cada día, con 1≤i≤24
Precio En €/MWh
Mínima variación en el precio 0,01 €/MWh
Unidad de negociación 1 MWh, equivalente a una carga constante de 1 MW desde las
(i-1):00 horas hasta las )i):00
Días de entrega física Cada día de entrega física se negocia el anterior día laborable
196
Agentes participantes Existen tres tipos de agentes participantes:
- Traders
- Traders Assistants: cada asistente asignado a un trader.
- Otros: el resto de participantes sin actuación en el mercado de forma
directa.
Trading El mercado tiene lugar por la mañana. La negociación diaria consta de cuatro
fases y el sistema no está disponible entre el final de la última (post-trading) y el
principio de la primera (pre-trading).
Fases de Trading en EEX Spot Market.
(Fuente: "Spot Market. Market Model." Version 1.9 de 17-1-2002. www.eex.de)
I) Pre-Trading
Los agentes pueden introducir, modificar o eliminar ofertas que serán negociadas
en la siguiente fase. El sistema confirma a los agentes la entrada de las ofertas,
pero éstas no son visibles en el Libro de ofertas (Order Book) y sólo se muestra el
último precio disponible del día anterior.
197
II) Main-Trading
En el caso de bloques carga base o bloques carga pico, estos son negociados en
un mercado continuo de subastas (Continuous trading with auctions). Este
mercado está divido en tres etapas: Opening Auction, Continuous Trading y
Closing Auction, cuyo funcionamiento es análogo al empleado en el mercado
financiero (ver más adelante).
III) Post Trading
Fase semejante a la de Pre-Trading, en la que las ofertas introducidas sólo valen
para el día de negociación siguiente.
EEX Spot Market. Etapas del Main Trading: Opening Auction, Continuous
Trading y Closing Auction. (Fuente: "Spot Market. Market Model." Version 1.9 de 17-1-2002. www.eex.de)
Mercado financiero
La desregulación del sector eléctrico alemán, cuya producción neta fue de 491,5
TWh en el año 2000 dio lugar al mayor mercado energético europeo, con nuevas
oportunidades de negocio pero también con nuevos riesgos ( volatilidad de
precios, morosidad…). El EEX Derivatives Market (en adelante EEXDM) es el
198
mercado de derivados operado por European Energy Exchange (EEX AG) que
proporciona los mecanismos, el personal, el equipamiento y los fondos financieros
necesarios para que los agentes puedan cubrir esos riesgos. En el EEXDM, la
contraparte de todas las transacciones es EEX AG, que se subroga en las partes,
es decir, que responde ante compradores de las obligaciones de los vendedores y
responde ante los vendedores de las obligaciones de los compradores, asumiendo
los riesgos correspondientes.
El comercio y las liquidaciones son anónimas, de forma que los participantes
conocen las ofertas existentes pero no el nombre del agente que las realiza.
Como medio para garantizar la liquidez, los contratos de futuros eléctricos son
estandarizados, y las órdenes de compra y venta se concentran en el Libro de
Ofertas “Central Order Book” mediante el sistema electrónico EUREX ® System,
que permite realizar de forma sencilla y fiable tanto el acceso al mercado como las
contrataciones y liquidaciones. Además, existen Agentes de Comercio o “market
makers” que introducen una liquidez adicional facilitando un flujo continúo de
ofertas de compra y venta. De esta forma, la transparencia de las diferentes
ofertas permite la igualdad de oportunidades para todos los agentes y la
posibilidad del mercado de reaccionar ente desequilibrios entre la oferta y la
demanda.
Los precios resultantes son totalmente públicos a través de www.eex.de.
Futuros eléctricos Los futuros eléctricos negociados en EEXDM son contratos estándar sobre la
energía a ser producida o consumida en el futuro a un precio acordado en el
momento de establecer el contrato. Una vez cerrado el contrato, los vendedores
de la energía se comprometen a producirla y los compradores a consumirla.
199
• Mecanismo de negociación
El precio (en euros/MWh) y el número de contratos se negocia entre compradores
y vendedores a través del sistema de EEX ( the Eurex ® System ). Los agentes
introducen en el sistema ofertas de compra y venta de forma anónima que son
transparentes para todos los participantes. Compradores y vendedores pueden
modificar tanto la cantidad (número de futuros con una determinada carga base(1)
durante un determinado periodo) como el precio de sus ofertas hasta que se
llegue a un acuerdo. En ese momento el sistema de EEX crea automáticamente
un contrato, informa al comprador y al vendedor que sus ofertas han sido casadas
y las borra del sistema, conocido como libro de ofertas (Order Book). El sistema
también emite una confirmación del contrato a ambas partes, con toda la
información necesaria para las compensaciones económicas (clearing). En
ninguna de las dos informaciones se descubre a los agentes la identidad de las
respectivas contrapartes del contrato realizado, sino que es EEX AG la que actúa
como cámara de compensación.
• Liquidación diaria
Al cierre de la sesión de cada día de negocio, se determina Precio diario de
ejercicio (Daily Settlement Price) de cada futuro eléctrico. El precio diario se
establece a partir de los precios de los contratos al final de cada sesión y refleja el
valor de mercado de un futuro al final del periodo de contratación. Al precio diario
del último día de contratación se le llama Precio Final de ejercicio (Final settlement
price). Dicho día es el último del periodo de entrega.
Al cierre de cada día de negociación, los futuros se pagan al precio actual, de
forma que cualquier beneficio o pérdida derivados de un aumento o disminución
del precio son saldados (los compradores cobran la diferencia con el precio de
contrato y los vendedores la pagan). A este mecanismo de mercado se le conoce
como “mark-to-market process” y a la diferencia entre el precio diario de ejercicio y
el precio de contrato se la llama “Margen de variación”. El “Margen de Variación”
200
se calcula por última vez el último día de negociación y es igual a la diferencia
entre el valor de la posición para el precio final de ejercicio y el valor para el precio
diario de ejercicio del anterior día de contratación.
El precio final de ejercicio es diferente a los previamente calculados diariamente,
ya que se obtiene a partir de los precios de horas valle (base load prime) o de
horas punta ( peak load prices) obtenidos en el mercado Spot de EEX.
• Fianzas
En el caso de que un agente sea insolvente, EEX cierra sus posiciones
inmediatamente. Como resultado de este cierre, la posición es valorada una última
vez al precio al que EEX ha conseguido venderla. Si el margen de variación
resulta negativo, EEX debe hacer frente al pago correspondiente, con lo que
incurre en las llamadas “pérdidas de cierre”. Por ello, cuando un agente decide
abrir una posición EEX AG exige una fianza para poder cubrir unas eventuales
“pérdidas de cierre”. A esta fianza se la conoce como “Margen Adicional”
(Additional margin parameter) y es calculada por EEX AG a partir de estudios
estadísticos.
• Productos
Los productos disponibles en el EXDM se pueden clasificar:
- Según el periodo de entrega: futuros mensuales, trimestrales o anuales.
- Según el perfil de carga de la energía negociada: futuros en carga base (
generación/consumo de 1 MW por contrato durante las 24 horas de cada
día del periodo de entrega) o futuros en carga pico ( generación/consumo
de 1 MW por contrato durante las 12 horas de cada día de lunes a viernes
del periodo de entrega entre las 8:00 y las 20:00)
201
• Periodo hasta el vencimiento
Es el periodo desde el primero hasta el último día de negociación de un
determinado futuro. Para los distintos tipos de contratos de futuros:
- Mensuales: abarca desde las 9:00 hasta las 15:00 horas de cada día de
negociación de cada uno de los 18 meses hasta el día del vencimiento. El
último día de negociación de cada futuro mensual coincide con el día de
negociación en el mercado spot de la energía para el último día del mes, lo
cual suele coincidir con el penúltimo día de cada mes.
- Trimestrales: el periodo abarca hasta el último día de negociación de cada
uno de los siguientes 7 cuatrimestres, de forma que el último día de
negociación de cada futuro es el penúltimo día antes del comienzo del
cuatrimestre en el que se realiza la entrega física de energía.
- Anuales: el periodo abarca hasta el último día de negociación de cada uno
de los siguientes tres años, de forma que el último día de negociación de
cada futuro es el penúltimo día antes del comienzo del año en el que se
realiza la entrega física de energía.
• Cumplimiento de los contratos de futuros.
- Mensuales: las compensaciones para el cumplimiento de los futuros
mensuales se realiza mediante pago al contado y no mediante la entrega
física de energía. En el caso de un aumento (disminución) en el precio de
los futuros, el vendedor está obligado a pagar (tiene derecho a cobrar) la
diferencia entre el precio de venta y el precio final de ejercicio más alto
(más bajo). Este procedimiento se conoce como cash settlement.
202
- Trimestrales y anuales: las compensaciones para el cumplimiento de los
futuros trimestrales y anuales no se realiza mediante pago al contado sino
mediante el intercambio de otros futuros. El sistema EEX realiza ese
intercambio de forma automática.
Así, el último día de negociación, el vendedor de un futuro trimestral está
obligado a intercambiar un futuro trimestral por tres futuros mensuales
correspondientes al trimestre de reparto físico de la energía. De la misma
forma, el último día de negociación, el vendedor de un futuro anual está
obligado a intercambiarlo por tres futuros mensuales más tres futuros
trimestrales correspondientes al año de reparto físico de la energía. En
ambos casos el comprador está también obligado a aceptar el intercambio.
Se trata, por lo tanto, de un proceso en cascada en el que los futuros con mayores
periodos para el reparto físico no se llevan a cabo directamente sino que se van
dividiendo en periodos menores hasta llegar a futuros mensuales con pagos al
contado, según el esquema:
Proceso de cascada en los contratos de futuros. (Fuente: "EEX Derivatives Market. Market Model." 16 de agosto de 2001. www.eex.de)
203
• Trading
El mercado tiene lugar desde la 10:00 horas hasta las 15:00 horas (sólo hasta las
12:00 para los contratos mensuales). La negociación diaria consta de 4 fases:
Fases de la negociación diaria. (Fuente: "EEX Derivatives Market. Market Model." 16 de agosto de 2001. www.eex.de)
I) Pre-Trading:
Los agentes pueden introducir, modificar o eliminar ofertas que serán negociadas
en la siguiente fase. En este periodo no está disponible el libro de ofertas (Order
Book) y por lo tanto no se puede ver el estado actual del mercado sino sólo las
mejores ofertas y/o límites de precio de las ofertas del día anterior.
II) Main Trading :
El sistema EEX no está accesible y se negocian los contratos de futuros mediante
Opening Auction y Continuous Trading.
II.a) Opening Auction.
La negociación comienza con una fase de subasta. Esta subasta incorpora todas
las ofertas que son válidas desde el día anterior o bien han sido introducidas en la
fase de pre-trading.
204
La fase de Opening Auction está divida en tres subfases, una de ellas opcional:
Subfases del Opening Auction (Fuente: "EEX Derivatives Market. Market Model." 16 de agosto de 2001. www.eex.de)
II.a.1) Pre-opening: En esta fase los agentes pueden introducir, modificar y
anular ofertas, aunque el Libro de Ofertas no está totalmente accesible y sólo
muestra el precio al que éstas casan. Dura alrededor de un minuto y para evitar
manipulaciones en el precio el momento en el que finaliza es aleatorio. Cuando
dos ofertas son casadas, por coincidir los precios de compra y venta, resulta un
precio de subasta indicativo (PSI) que conocen todos los participantes. Este precio
sería el precio de subasta PS si la fase de determinación del precio hubiese
concluido. Si no se puede establecer un PSI se informa del mejor límite de precio
para ofertas de compra y para ofertas de venta.
II.a.2) Freeze: Fase opcional en la que el Order Book no está accesible
para asegurar que los PSI serán también los precios de apertura.
II.a.3) Balancing process: Esta etapa tiene una duración unos segundos
durante los que se determinan los precios de subasta, PS, y se casan las ofertas
205
de compra y venta. El PS se determina de acuerdo con el principio del mayor
volumen negociado: el sistema EEX selecciona como precio de subasta PS
(auction price) el límite de precio con el mayor volumen ejecutable y el menor
excedente. Si para el PS seleccionado existe superávit de ofertas, sobre ofertas
con el mismo límite de precio tienen preferencia las ofertas realizadas con
anterioridad (principio de precio-orden1). Como resultado, sólo resultan casadas
determinadas ofertas con límite de precio igual al PS (limit order, oferta ejecutable
sólo a su precio límite o mejor) o sin límite de precio2.
El siguiente cuadro muestra un ejemplo del proceso:
Precio límite (PL)
[euros/MWh]
Nº de órdenes de
compra a precio P≤PL
Nº de órdenes de vendo
a precio P≥PL
Volumen
ejecutable
Exceso
22,76 100 10 10 90
22,78 80 50 50 30
22,80 75 100 75 25
22,81 65 200 65 135
22,82 10 250 10 240
Representando lo anterior gráficamente:
1 El principio de precio-orden asegura que las órdenes de compra (venta) con límite más alto (bajo) tengan prioridad sobre las de límite menor (mayor). Para las ofertas con el mismo límite de precio, tienen prioridad las introducidas con anterioridad en el sistema. 2 Las ofertas sin límites de precio son ofertas a ser ejecutadas al precio siguiente que se determine, independientemente de cuál sea éste. Estas ofertas no aparecen en el Order Book, aunque sobre ellas también se aplica el principio precio-orden.
206
PS = 22,8 Euros/MWh
0
50
100
150
200
250
300
22,76 22,78 22,8 22,81 22,82
PL [Euros/MWh]
Nº d
e co
ntra
tos
Volumen ejecutable Exceso
Si existe más de un PL con el mayor volumen ejecutable y el menor exceso de
ofertas entonces el número de ofertas se utiliza como criterio éste último:
- Si hay exceso de demanda (más ordenes de compra que de venta), el PS
se determina como el mayor de los posibles.
- Si hay exceso de oferta (más ordenes de venta que de compra), el PS se
determina como el menor de los posibles.
- Si hay exceso tanto de oferta como de demanda, o si no hay exceso de
ninguna de las dos, el PS se determina como el PL mayor con exceso de
demanda.
En la siguiente gráfica se han modificado los datos del cuadro anterior para ilustrar
a modo de ejemplo los posibles casos:
207
PS = 22,78 ó 22,8 Euros/MWh
0
50
100
150
200
250
300
22,76 22,78 22,8 22,81 22,82PL [ Euro s/ M W h]
Nº d
e co
ntra
tos
Volumen ejecutable Exceso
Ahora, existen dos precios P1=22,78 y P2=22,8 Euros/MWh para los que el
volumen de contratos es máximo y el exceso de los mismos es mínimo. Según lo
dicho, pueden ocurrir los siguientes casos:
Exceso en P1 Exceso en P2 PS [Euros/MWh] Criterio
De demanda De demanda 22,8 Mayor PL
De oferta De oferta 22,78 Menor PL
De demanda De oferta 22,78 Mayor PL con exceso
de demanda
De oferta De demanda 22,8 Mayor PL con exceso
de demanda
En el caso de que todas las ofertas recibidas en el Order Book sean ofertas sin
límite de precio u ofertas no ejecutables, el PS no puede ser determinado y tan
sólo se publican las ofertas con los mejores límites de precios de compra y venta.
208
II.b) Continuos Trading
En esta fase los participantes pueden introducir, modificar y anular sus ofertas en
cualquier momento. Éstas pueden ser ejecutadas en su totalidad, en etapas,
parcialmente o no ser ejecutadas, al ser confrontadas con las ofertas opuestas
existentes. En todo momento el Order Book muestra los límites de precios de
compra y venta y los volúmenes de contratos para cada precio.
Las ofertas no ejecutadas o ejecutadas parcialmente, permanecen en el Order
Book y son negociadas según el principio precio-orden. Para proteger las órdenes
sin límite de precio, que habitualmente tienen preferencia sobre las órdenes con
límite de precio, se establece un rango alrededor del último precio (market order
matching range) fuera del cual las ofertas sin límite de precio no se ejecutan.
III) Post-Trading: fase semejante a la de pre-trading. Las ofertas introducidas
sólo valen para el día siguiente. Se divide en dos subfases según el acceso a la
información disponible en el sistema EEX:
- Post-Trading full phase: comienza inmediatamente después de la Main
Trading Phase. La información sobre el mercado es accesible y se pueden
introducir ofertas.
- Post-Trading restricted phase: La información sobre el mercado es accesible
pero no se pueden introducir ofertas.
IV) Batching Processing: Se prepara el siguiente día de negociación, realizando
el cálculo del Margen de Variación, actualizando los datos del mercado, datos
contables, flujos de pagos, almacenamiento de datos en el sistema EEX….
Por otro lado, el sistema EEX permite además la negociación combinada de
futuros, lo cual implica generalmente la compra y venta de dos contratos del
209
mismo futuro pero con diferente periodo de entrega (time spread trading). De esta
forma, un agente puede comprar el futuro para el primer periodo de entrega y
venderlo para el segundo, de forma que el vendedor tome la posición opuesta. En
EEXDM este tipo de contratos se negocian para los tres primeros meses,
trimestres o años, con las siguientes posibilidades:
- Primer y segundo periodo.
- Primer y tercer periodo.
- Segundo y tercer periodo.
Estas ofertas de contratos combinados se negocian en un libro de ofertas al
margen, el Combination Order Book, aunque pueden ser casadas en el libro de
ofertas normal (Order Book) si éste tiene un mejor precio.
Agentes participantes Existen dos grupos de agentes que pueden participar en el mercado de derivados
de EEX:
• Agentes de comercio (Trading Members)
Deben cumplir los requisitos impuestos por EEX para la participación en el
mercado así como garantizar que sus transacciones en EEX son pagadas por un
agente de compensación que ha sido designado para liquidarlas. Los agentes de
comercio pueden ser productores, consumidores, bancos…de forma que
dependiendo de su estatus de admisión realizan transacciones propias o para
clientes.
• Miembros de compensación (Clearing Members)
Existen tres tipos:
210
- General Clearing Member (GCM): está autorizado a liquidar sus propias
transacciones así como las de sus clientes y las de agentes sin derechos
de liquidación (Non Clearing Members, NCMs).
- Direct Clearing Member (DCM): está autorizado a liquidar sus propias
transacciones así como las de sus clientes y las de agentes sin derechos
de liquidación (Non Clearing Members, NCMs) que sean propiedad al
100% del DCM, (por ejemplo cuando una filial de la compañía participa
en el mercado como un agente independiente).
- Non Clearing Member (NCM): no tiene derechos de compensación y
debe liquidar sus transacciones a través de un GCM o DCM (en el caso
de ser filial del DCM).
• Creadores de mercado (Market Maker)
Un trading member puede también actuar como market maker, encargado de
cotizar en el mercado para dar liquidez al mismo o con algún otro objetivo
impuesto por EEX. La licencia de Market Maker se asigna para cada contrato de
futuros.
La función del Market Maker es, por lo tanto, evitar desequilibrios temporales entre
la oferta y la demanda en los futuros de menor liquidez. Puede haber más de un
Market Maker para un futuro y cualquier Trading Member puede actuar como tal,
teniendo que proporcionar un quote por cada contrato de futuros durante las horas
de negociación y en una cantidad especificada por EEX.
Por otro lado, los participantes en EEX pueden ser divididos en varias categorías:
• Traders: son individuos que participan en el EEX como:
211
- Agente (Agent trader, A).
- Propietario (Proprietary trader, P).
- Creador de mercado (Market Maker, M).
• Asistentes: individuos de apoyo a los traders.
• Personal encargado de las compensaciones.
• Administradores de seguridad: responsables del mantenimiento de las
funciones de seguridad, como asignación de los diferentes derechos para
los diferentes miembros.
Por último, existen varias divisiones encargadas de todo el negocio de mercado de
EEX.
• EEX Market Supervision: es el departamento de EEX encargado de la
supervisión de las actividades del mercado organizado. Asegura que todos
los precios diarios se forman conforme a las reglas y que los nuevos
agentes o productos entran en funcionamiento correctamente.
• EEX Clearing Department: responsable de todas las transacciones que
tienen lugar una vez que se ha formado un contrato.
• EEX Market Surveillance: supervisa el cumplimiento de las normas por
parte de los agentes. Aunque por imperativo legal es una parte de EEX,
actúa como una institución independiente bajo el control de las autoridades
estatales.
212
Tipos de ofertas. Ofertas básicas de compra/venta (Basic Order Types / Quote Types) Existen varios tipos de ofertas que pueden realizar los participantes en este
mercado:
• Market Orders: ofertas de compra/venta no visibles en el mercado. Se
ejecutan al mejor precio disponible en el mercado.
• Limit Orders: ofertas de compra/venta que deben ser ejecutadas sólo si se
alcanza o se mejora el el límite especificado. Pueden ser ejecutadas de
forma completa o parcial. Las ofertas o partes de ofertas no ejecutadas
permanecen en el Order Book.
• Quote: entrada conjunta y simultánea de ofertas de compra y venta con
límites de precio.
• Combination Order/Quote: oferta de compra y venta simultánea de dos
contratos de futuros con el mismo subyacente pero diferente periodo de
entrega.
• Stop Order: oferta que sólo entra en el Order Book como una Market Order
a partir de un límite de precio.
La adición, modificación en precio o cantidad, o cancelación de cualquier oferta o
Quote conduce a un nuevo orden de prioridad.
Restricciones de ejecución en el comercio continuo En el comercio mediante casación continua, las Market Orders y las Limit Orders
pueden ser definidas por la restricción Inmediate-or-Cancel Order (IOC Order) de
213
forma que la orden se ejecute total o parcialmente de forma inmediata y la parte
no casada sea cancelada.
• Restricciones de validación.
La validación de órdenes puede estar sujeta a las siguientes restricciones (no hay
restricciones para las Quote):
- Good-for-day: orden sólo válida para el día de negociación actual.
- Good-till-date: orden sólo válida hasta una determinada fecha ( como
máximo un año desde el día de oferta o hasta la expiración del contrato
correspondiente).
- Good-till-cancelled: la orden es válida hasta que sea ejecutada o anulada
bien por una orden de anulación o bien por la expiración del contrato
correspondiente.
Las Market Orders, Limit Orders y Combination Orders que no tengan
restricciones de validación se consideran válidas para el día de negociación
actual. Las Quote y las Combination Quotes siempre son válidas para día de
negociación actual. Las IOC Orders no tienen restricciones de validación.
Órdenes de validación Cuando se alcanza un determinado límite (por exceso o por defecto) se ejecuta la
Stop Order, que será visible en el Order Book una vez que se halla alcanzado el
límite.
214
Atributos adicionales
Pueden añadirse a las órdenes los siguientes atributos de forma opcional u
obligatoria:
- Indicador de posición abierta/cerrada: se exige este indicador para mantener
la posición de cada agente, de forma que se conozca si una orden ejecutada
se ha negociado para abrir o cerrar una posición. No existe este indicador
para Quotes.
- Account: este campo obligatorio indica el origen de una orden, que puede
provenir de:
- Cliente (A1). Un método especial de orden por parte de un cliente es la
“give-up order” que introduce un miembro del mercado y liquida otro
miembro, lo cual puede ser indicado en el momento de la oferta mediante
el indicador (G1/G2).
- Propietario (proprietary order, P1/P2).
- Market Maker (M1/M2).
- Text Field: campo de texto para uso del agente, por ejemplo para la
identificación del cliente.
- Clearing Member: el nombre del agente de compensación del agente del
mercado.
Solicitudes adicionales
• Quote Request: con esta petición cada agente (cualquiera excepto un
market maker) puede indicar su interés en un determinado contrato de
futuros especificando opcionalmente la cantidad y/o la posición que tomaría
(compra o venta). Los Market Makers no están obligados a replicar a las
215
Quote Request de los agentes enviando una quote contraria ( compra vs
venta o viceversa) pero si lo hacen, tienen incentivos a seguir criterios de:
- Cantidad mínima.
- Máximo intervalo entre límites de precio de compra y venta.
- Periodo de cotización mínima.
• Cross Request: esta función permite a los agentes comunicar su intención
de llevar a cavo un Cross-Trade1 o un Pre-Arranged-Trade2 . Se debe
especificar la cantidad pero no es obligatorio especificar el precio.
Controles de seguridad Existen una serie de comprobaciones que realiza el sistema antes de introducir
una oferta enviada por alguno de los agentes.
• Chequeo de los límites de precio de las ofertas
Se comprueba que los límites de precio de las ofertas enviadas están dentro
de un rango alrededor del último precio negociado. En caso contrario se envía
un mensaje de aviso al agente, que puede confirmar su oferta o cancelarla.
• Chequeo de las órdenes sin límite de precio
Se comprueba que estas órdenes son sólo ejecutadas dentro de un rango
(market order matching range), alrededor del último precio negociado. La oferta
que no pueda ser ejecutada se mantiene en el Order Book y no se ejecuta
hasta que esté dentro de rango.
1 Cross-Trade: acuerdo entre agentes en el que las ofertas o quotes de un agente son ejecutadas por otro. 2 Pre-Arranged Trade: acuerdo entre agentes en el que las ofertas de al menos dos agentes son ejecutadas por otro.
216
• Chequeo de la evolución de los precios del mercado
EX puede anular casaciones que conlleven desviaciones de precio mayores
que un cierto margen con respecto a un precio de referencia. El precio de
referencia se calcula como media entre el precio anterior y posterior. Si no
puede determinarse de esta forma o no refleja la situación del mercado, EEX
puede pedir a tres Market Makers que lo establezcan.
• Cross-Trade y Pre-Arranged Trade
Una vez que la solicitud de ha sido cursada, las ofertas y quotes
correspondientes deben introducirse en el sistema EEX entre 5 y 65 segundos
después. La oferta o quote debe ser de al menos 5 contratos ( o al menos la
mitad de los del acuerdo en el caso de que sean menos de 5).
217
Futuros estandarizados disponibles en EEX A continuación se especifican las principales características de los contratos de
futuros disponibles en EEX. La documentación está tomada de EEX y, para no
perder precisión en la definición de las propiedades de cada contrato, algunos
términos se muestran en inglés.
FUTURO MENSUAL EN HORAS PICO
(Monthly Peak Load Future)
Periodo de entrega 1 mes
Identificación Código: FOPE, ISIN: DE0009687509, WKN 968750
Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW en las horas pico, de
8:00 a 20:00 horas, en los días laborables del periodo de
entrega.
Mes de producción/consumo Los 18 meses siguientes.
Valor del contrato 276 MWh en meses con 23 días laborables.
264 MWh en meses con 22 días laborables.
252 MWh en meses con 21 días laborables.
240 MWh en meses con 20 días laborables.
Cumplimiento del contrato Basado en pago al contado.
El vendedor (comprador) está obligado a pagar la diferencia
entre el precio acordado y el precio final de ejercicio más
alto(bajo).
Precio final Media mensual para el mes del contrato de los precios diarios
del mercado spot en horas punta ponderados por el volumen
de energía casado.
Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.
Cambio mínimo en el precio 1 c€/MWh
Fases de contratación • Pre -Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.
• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)
• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase
hasta las 15:00 h.
218
• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.
Último día de negociación El último día del periodo de entrega con contratación en el
mercado spot. La negociación finaliza a las 12:00 h.
Rangos de variación del
precio • market order matching range: 0,50 €
• EEX puede anular casaciones que conlleven
desviaciones de precio mayores que 1,65 € con respecto al
precio de referencia.
Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.
• Primer y tercer periodo.
• Segundo y tercero
Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la
fase de Post-Trading mediante una cuenta interna. Para
posiciones abiertas del día de negociación anterior, los
ingresos o pagos son la diferencia entre el precio diario de
ejercicio (Daily Settlement Price) del día y el precio del día
anterior. Cuando expira un contrato los ingresos o pagos son la
diferencia entre el precio acordado y el precio de ejercicio de
ese día.
Precio diario de ejercicio
hasta el penúltimo día de
mercado antes del mes de
entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30
minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del
último minuto si éstas han sido superiores a 5)(*).
Precio de ejercicio del último
día de mercado antes del
mes de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día, (*)
* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio.
219
Additional Margin Parameter. 2,50 €/MWh
Factor de reducción para el
Additional Margin Parameter
( ** )
0%
** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.
220
FUTURO MENSUAL EN CARGA BASE
(Monthly Base Load Future)
Periodo de entrega 1 mes
Identificación Código: FOBE, ISIN: DE0009687517, WKN 968751
Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 8:00 a
20:00 horas, en todos los días del periodo de entrega.
Mes de producción/consumo Los 18 meses siguientes.
Valor del contrato 744 MWh en meses con 31 días laborables.
720 MWh en meses con 30 días laborables.
696 MWh en meses con 29 días laborables.
672 MWh en meses con 28 días laborables.
Cumplimiento del contrato Basado en pago al contado.
El vendedor (comprador) está obligado a pagar la diferencia
entre el precio acordado y el precio final de ejercicio más alto
(bajo).
Precio final Media mensual para el mes del contrato de los precios diarios
del mercado spot en horas punta ponderados por el volumen
de energía casado.
Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.
Cambio mínimo en el precio 1 cEuro/MWh
Fases de contratación • Pre-Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.
• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)
• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase
hasta las 15:00 h.
• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.
Último día de negociación El último día del periodo de entrega con contratación en el
mercado spot. La negociación finaliza a las 12:00 h.
Rangos de variación del
precio • market order matching range: 0,50 €
• EX puede anular casaciones que conlleven
221
desviaciones de precio mayores que 1,00 € con respecto
al precio de referencia
Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.
• Primer y tercer periodo.
• Segundo y tercero
Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la
fase de Post-Trading mediante una cuenta interna. Para
posiciones abiertas del día de negociación anterior, los
ingresos o pagos son la diferencia entre el precio diario de
ejercicio (Daily Settlement Price) del día y el precio del día
anterior. Cuando expira un contrato los ingresos o pagos son
la diferencia entre el precio acordado y el precio de ejercicio
de ese día.
Precio diario de ejercicio
hasta el penúltimo día de
mercado antes del mes de
entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30
minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del
último minuto si éstas han sido superiores a 5 )(*).
Precio de ejercicio del último
día de mercado antes del
mes de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
(*)
Additional Margin Parameter. 1,50 €/MWh
Factor de reducción para el
Additional Margin Parameter
( ** )
0%
* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio. ** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.
222
FUTURO TRIMESTRAL EN HORAS PICO
(Quarterly Peak Load Future)
Periodo de entrega 1 mes
Identificación Código: FOPQ, ISIN: DE0006608037, WKN 660803
Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW en las horas pico, de
8:00 a 20:00 horas, en los días laborables del periodo de
entrega.
Trimestres de
producción/consumo
Los 7 trimestres siguientes.
Valor del contrato Es la suma de los valores de los 3 contratos mensuales en carga
base dentro del trimestre de entrega:
• Primer trimestre: enero, febrero y marzo.
• Segundo trimestre: abril, mayo y junio.
• Tercer trimestre: julio, agosto y septiembre.
• Cuarto trimestre: octubre, noviembre y diciembre.
Por lo tanto:
• 768 MWh para trimestres con 64 días de entrega.
• 780 MWh para trimestres con 65 días de entrega.
• 792 MWh para trimestres con 66 días de entrega.
Cumplimiento del contrato Basado en transferencia de posiciones.
• El vendedor y el comprador reciben tres contratos
mensuales de carga pico (de los meses correspondientes)
por cada futuro trimestral en carga pico.
Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.
Cambio mínimo en el precio 1 cEuro/MWh
Fases de contratación • Pre-Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.
• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)
• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase
hasta las 15:00 h.
223
• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.
Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del trimestre de entrega.
Rangos de variación del
precio • market order matching range: 0,50 €
• EEX puede anular casaciones que conlleven desviaciones
de precio mayores que 1,65 € con respecto al precio de
referencia
Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.
• Primer y tercer periodo.
• Segundo y tercero
Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la
fase de Post-Trading mediante una cuenta interna. Para
posiciones abiertas del día de negociación anterior, los ingresos
o pagos son la diferencia entre el precio diario de ejercicio (Daily
Settlement Price) del día y el precio del día anterior. Cuando
expira un contrato los ingresos o pagos son la diferencia entre el
precio acordado y el precio de ejercicio de ese día.
Precio diario de ejercicio
hasta el penúltimo día de
mercado antes del mes de
entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30
minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del último
minuto si éstas han sido superiores a 5)(*).
Precio de ejercicio del último
día de mercado antes del mes
de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día, (*)
* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio.
224
Additional Margin Parameter. 2,00 €/MWh
Factor de reducción para el
Additional Margin Parameter ( ** )
0%
** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.
225
FUTURO TRIMESTRAL EN CARGA BASE
(Quarterly Base Load Future)
Periodo de entrega 1 mes
Identificación Código: FOBQ, ISIN: DE0006608029, WKN 660802
Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 0:00 hasta las
24:00 horas, en los días del periodo de entrega.
Trimestre de
producción/consumo
Los 7 trimestres siguientes.
Valor del contrato Es la suma de los valores de los 3 contratos mensuales en carga
base dentro del trimestre de entrega:
• Primer trimestre: enero, febrero y marzo.
• Segundo trimestre: abril, mayo y junio.
• Tercer trimestre: julio, agosto y septiembre.
• Cuarto trimestre: octubre, noviembre y diciembre.
Por lo tanto:
• 2160 MWh para trimestres con 90 días de entrega.
• 2184 MWh para trimestres con 91 días de entrega.
• 2208 MWh para trimestres con 92 días de entrega.
Cumplimiento del contrato Basado en transferencia de posiciones.
• El vendedor y el comprador reciben tres contratos
mensuales de carga pico (de los meses correspondientes) por
cada futuro trimestral en carga pico.
Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.
Cambio mínimo en el precio 1 cEuro/MWh
Fases de contratación • Pre-Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.
• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)
• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase
hasta las 15:00 h.
• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.
226
Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del trimestre de entrega.
Rangos de variación del
precio • market order matching range: 0,50 €
• EEX puede anular casaciones que conlleven desviaciones
de precio mayores que 1,00 € con respecto al precio de
referencia
Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.
• Primer y tercer periodo.
• Segundo y tercero
Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la
fase de Post-1 mediante una cuenta interna. Para posiciones
abiertas del día de negociación anterior, los ingresos o pagos son
la diferencia entre el precio diario de ejercicio (Daily Settlement
Price) del día y el precio del día anterior. Cuando expira un
contrato los ingresos o pagos son la diferencia entre el precio
acordado y el precio de ejercicio de ese día.
Precio diario de ejercicio
hasta el penúltimo día de
mercado antes del mes de
entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30 minutos
( o precio medio ponderado de las casaciones del último minuto si
éstas han sido superiores a 5 )(*).
Precio de ejercicio del último
día de mercado antes del
mes de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día, (*)
Additional Margin Parameter. 1,30 €/MWh
Factor de reducción para el
Additional Margin Parameter
( ** )
0%
* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio. ** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.
227
FUTURO ANUAL EN CARGA PICO
(Annual Base Load Future)
Vencimiento Enero de 2003, enero de 2004, …
Identificación Código: FOPY, ISIN: DE0006608078, WKN 660807
Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 8:00 hasta
las 20:00 horas, en los días laborables del periodo de entrega.
Periodo de
producción/consumo
Se definen los 3 años siguientes.
Valor del contrato Es la suma de los valores de 12 contratos mensuales en carga
pico dentro del año de entrega:
Por lo tanto:
• 3120 MWh para años con 260 días de entrega.
• 3132 MWh para años con 261 días de entrega.
• 3144 MWh para años con 262 días de entrega.
Cumplimiento del contrato Basado en transferencia de posiciones.
• El vendedor y el comprador reciben tres contratos
mensuales de carga pico (de enero a marzo) y tres contratos
trimestrales de carga pico (2º, 3º y 4º trimestres) por cada
futuro anual en carga pico.
Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.
Cambio mínimo en el precio 1 cEuro/MWh
Fases de contratación • Pre-Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.
• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)
• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase
hasta las 15:00 h.
• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.
Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del año de entrega.
Rangos de variación del precio • market order matching range: 0,50 €
228
• EEX puede anular casaciones que conlleven desviaciones
de precio mayores que 1,65 € con respecto al precio de
referencia
Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.
• Primer y tercer periodo.
• Segundo y tercero
Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la
fase de Post-Trading mediante una cuenta interna. Para
posiciones abiertas del día de negociación anterior, los ingresos
o pagos son la diferencia entre el precio diario de ejercicio (Daily
Settlement Price) del día y el precio del día anterior. Cuando
expira un contrato los ingresos o pagos son la diferencia entre el
precio acordado y el precio de ejercicio de ese día.
Precio diario de ejercicio hasta
el penúltimo día de mercado
antes del mes de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30
minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del último
minuto si éstas han sido superiores a 5 )(*).
Precio de ejercicio del último
día de mercado antes del mes
de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día, (*)
Additional Margin Parameter. 1,80 €/MWh
Margin Grouping Los futuros anuales en carga base pueden combinarse con
futuros anuales en carga pico formando un margin group.
* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio.
229
FUTURO ANUAL EN CARGA BASE
(Annual Base Load Future)
Vencimiento Enero de 2003, enero de 2004, …
Identificación Código: FOBY, ISIN: DE0006608060, WKN 660806
Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 0:00 hasta
las 24:00 horas, en todos los días del periodo de entrega.
Periodo de
producción/consumo
Se definen los 3 años siguientes.
Valor del contrato Es la suma de los valores de 12 contratos mensuales en carga
pico dentro del año de entrega:
Por lo tanto:
• 8760 MWh para años con 365 días de entrega.
• 8784 MWh para años con 366 días de entrega.
Cumplimiento del contrato Basado en transferencia de posiciones.
• El vendedor y el comprador reciben tres contratos
mensuales de carga pico (de enero a marzo) y tres
contratos trimestrales de carga pico (2º, 3º y 4º trimestres)
por cada futuro anual en carga pico.
Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.
Cambio mínimo en el precio 1 cEuro/MWh
Fases de contratación • Pre-Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.
• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)
• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase
hasta las 15:00 h.
• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.
Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del trimestre entrega.
Rangos de variación del
precio • market order matching range: 0,50 €
• EEX puede anular casaciones que conlleven
desviaciones de precio mayores que 1,00 € con respecto al
230
precio de referencia
Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.
• Primer y tercer periodo.
• Segundo y tercero
Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la
fase de Post-Trading mediante una cuenta interna. Para
posiciones abiertas del día de negociación anterior, los
ingresos o pagos son la diferencia entre el precio diario de
ejercicio (Daily Settlement Price) del día y el precio del día
anterior. Cuando expira un contrato los ingresos o pagos son la
diferencia entre el precio acordado y el precio de ejercicio de
ese día.
Precio diario de ejercicio
hasta el penúltimo día de
mercado antes del mes de
entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,
supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30
minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del
último minuto si éstas han sido superiores a 5 )(*).
Precio de ejercicio del último
día de mercado antes del mes
de entrega
Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día, (*)
Additional Margin Parameter. 1,20 €/MWh
Margin Grouping Los futuros anuales en carga base pueden combinarse con
futuros anuales en carga pico formando un margin group.
* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio.
231
Índices EEX publica, además de los resultados del mercado spot y mercados a plazo, una
serie de índices. Estos índices, publicados desde el 11 de diciembre de 2000 por
EEX en cooperación con Deutsche Börse, pueden servir de referencia a los
mercados financieros, puesto que representan la evolución de los precios en el
tiempo de forma totalmente transparente.
Existen cuatro índices diferentes, que podemos clasificar en diarios y mensuales.
A continuación se describen esos índices y su forma de cálculo:
• Índices diarios
Se publican cada minuto que el mercado está operando. Si no hay precio en carga
base o carga pico en un determinado día, ese día no se calcula el índice
correspondiente.
- EEX Base Load Index
Es el cociente entre la suma de todos los precios del periodo de carga base
(ponderados por la energía casada) y la energía total negociada:
[EEX Base Load Index (diario)] t = ∑∑
<
<
tii
iti
i
q
qp ·
donde:
t = tiempo en el que se calcula el índice
pi = precio del contrato en carga base en el tiempo i. [€/MWh]
qi = volumen contratado en carga base en el tiempo i . [MWh]
232
- EEX Peak Load Index
Es el cociente entre la suma de todos los precios del periodo de carga pico
(ponderados por la energía casada) y la energía total negociada :
[EEX Peak Load Index(diario)] t = ∑∑
<
<
tii
iti
i
q
qp ·
, donde:
t = tiempo en el que se calcula el índice
pi = precio del contrato en carga pico en el tiempo i. [€/MWh]
qi = volumen contratado en carga pico en el tiempo i . [MWh]
• Índices mensuales
Para el cálculo de los índices mensuales se supone que un Trading Member en el
mercado de EEX venderá un mes e intentará comprar en el mercado spot al mes
siguiente. Para hacer esto, el agente debería comprar un cierto volumen de
energía cada uno de los días del mes de entrega. El índice diario muestra el precio
medio que el agente debe pagar por esto.
Si se aplicase a los índices mensuales, la misma fórmula que a los diarios,
resultaría un precio medio mensual pero no tendría en cuenta que los agentes del
mercado deben reaccionar con independencia del precio en la situación supuesta
anteriormente.
Por esta razón, los índices mensuales miden el precio medio diario no ponderado.
233
- EEX Base Load Index (mensual)
Es la media de los índices diarios (EEX Base Load Index) durante el mes:
[EEX Base Load Index (mensual)] t = m
iti∑
<
(diario)]Index Load Base [EEX
, donde:
t = día en el que se calcula el índice
i = días de entrega del mes para el que se calcula el índice. [€/MWh]
m = número de días de entrega del mes para los que se calcula el índice, m
≤ t.
- EEX Peak Load Index (mensual)
Es la media de los índices diarios (EEX Peak Load Index) durante el mes:
[EEX Peak Load Index (mensual)] t = m
iti∑
<
(diario)]Index LoadPeak [EEX
, donde:
t = día en el que se calcula el índice
i = días de entrega del mes para el que se calcula el índice. [€/MWh]
m = número de días de entrega del mes para los que se calcula el índice, m
≤ t.
234
A1.2.7 INGLATERRA Y GALES
A1.2.7.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN The Electricity Pool of England & Wales Gran Bretaña fue pionera en la liberalización del sector eléctrico en Europa al
establecer, el 31 de marzo de 1990, el Mercado eléctrico en Inglaterra y Gales,
The Electricity Pool of England & Wales. Como consecuencia de la nueva
regulación, el Central Electricity Generating Board (CEGB) fue dividido en:
- National Grid Company (NGC) que se constituyó como el propietario y
operador de la red de transporte de Inglaterra y Gales, en propiedad de 12
Compañías Eléctricas Regionales (Regional Electricity Companies, RECs)
para asegurar su independencia.
- Compañías de Generación actuando en competencia.
En el pool, organizado por NGC, todos los generadores eran despachados en
orden de mérito según las ofertas realizadas el día anterior, utilizando el mismo
software que utilizaba CEGB en el despacho centralizado, sólo que sustituyendo
los datos de costes por las ofertas realizadas por cada generador. Con este
método, se obtenía el System Marginal Price (SMP), basado en la oferta del
generador más caro en operación normal. En la práctica, sin embargo, la mayoría
de los agentes (alrededor del 85%) prefirieron evitar la volatilidad del pool
mediante contratos por diferencias.
En los primeros años tras su nacimiento, la competencia hizo posible una caída de
los precios para la mayoría de los consumidores de hasta el 30% en términos
reales, lo que animó a muchos otros países a seguir el ejemplo británico.
Sin embargo, el modelo utilizado para realizar la casación dio lugar a numerosos
problemas prácticos, muchos de ellos motivados por el hecho de que necesitaba
235
recibir de los agentes todos los datos acerca de las restricciones técnicas y los
costes de producción (costes variables de arranque, ...) para luego realizar un unit
commitment clásico. Esto hacía que el modelo fuese fácil de manipular por los
agentes para elevar artificialmente los precios [Vázquez, 1999], lo que motivó el
cambio a un nuevo modelo de mercado con un enfoque mucho más simple.
The New Electricity Trading Arrangements (NETA)
En 1998, el Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM) recomienda al
Gobierno un nuevo diseño del mercado eléctrico [OFGEM, 1998], basado en una
serie de contratos bilaterales. A pesar de tener únicamente carácter consultivo, las
numerosas críticas al Pool, en particular de las centrales de carbón y grandes
consumidores, hacen que el gobierno británico acepte la proposición del regulador
prácticamente sin cambios y establezca el NETA
En el nuevo mercado, en funcionamiento desde el 27 de marzo de 2001,
participan tanto la demanda como la generación, a diferencia del Pool, en el que la
demanda no participaba activamente. Ahora, no habrá pago por capacidad y el
tratamiento de todas las centrales será el mismo, independientemente del
combustible utilizado.
A1.2.7.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO La National Grid Company plc es una compañía privada (sociedad anónima )
cuyas funciones son las de Operador del Sistema, gestionando además el
Balancing Mechanism o mercado de ajustes. También es la propietaria de la red
de transporte de Inglaterra y Gales.
236
MO Desde la entrada en vigor de NETA, han surgido cuatro mercados organizados:
UKPX, APX, PowerEx y IPE, de los que sólo los dos primeros han tenido un cierto
éxito.
Regulación El regulador es la Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM), en particular el
Director General of Electricity Supply. Depende del Departamento de Comercio e
Industria de la Gas&Electricity Markets Authority y del Ministerio de Energía,
aunque las actuaciones legales deben ser aprobadas por el gobierno.
A1.2.7.3 MODELO DE MERCADO NETA es un nuevo concepto de mercado eléctrico. Uno de sus principios básicos,
[NETA, 2000], es que todos los agentes que deseen comprar o vender electricidad
puedan hacerlo libremente estableciendo contratos. Se considera que la
negociación se puede llevar a cabo bien mediante mercados organizados (uno o
varios power exchanges) o mediante contratos bilaterales y que dichos contratos
pueden participar tanto “agentes físicos” (productores o suministradores que
generan o consumen físicamente la energía eléctrica negociada) como “agentes
financieros” (sin compromiso de entrega o consumo físico de energía).
Independientemente de si la energía se ha negociado en mercados organizados o
mediante contratos bilaterales NETA proporciona mecanismos cercanos al tiempo
real, para ajustar y liquidar los desequilibrios entre las posiciones físicas y las
contractuales de los agentes. Estos mecanismos son el Balancing Mechanism
(mercado de ajustes) y el Imbalance Settlement (liquidación de desvíos).
Las cantidades de energía semihoraria comprada y vendida, tanto en contratos
bilaterales como en mercados organizados, debe ser comunicada a los
mecanismos de Imbalance Settlement, 3,5 horas antes de la media hora a la que
hacen referencia. A este tiempo límite se le conoce como Gate Closure. Por lo
237
tanto, después del Gate Closure de una determinada media hora, no se pueden
cerrar contratos bilaterales o celebrar casaciones en mercados organizados que
correspondan a esa media hora.
El mercado de ajustes: Balancing Mechanism. El mercado de ajustes es gestionado por NGC. Tiene lugar desde 3,5 horas antes
hasta el tiempo real y su objetivo es lograr el equilibrio del sistema y resolver las
restricciones de red a través de mecanismos de mercado. Este mecanismo de
ajustes es necesario debido a que, en la práctica, los generadores (consumidores)
pueden generar (consumir) más o menos energía de la que han comprado
(vendido) mediante contratos bilaterales o mercados organizados. También ocurre
que la energía a producir puede no ser igual que la energía a consumir (ya que los
agentes deciden sus programas por separado) o que, coincidiendo o no
generación y demanda, existan restricciones técnicas que obliguen a variar la
producción o la demanda.
La participación en este mercado es voluntaria: los agentes deben notificar al OS
antes del Gate Closure el nivel al que deseen operar e indicar, voluntariamente,
ofertas por energía producida o consumida a subir o a bajar.
• Notificación del nivel de operación al OS
Los generadores y consumidores que deben notificar al OS el nivel al que desean
operar1, envían dos tipos de notificaciones:
1 Sólo están obligados a presentar IPNs y FPNs al OS las “BM Units” de potencia de importación o exportación mayor de 50 MW. Las de menor potencia no tienen obligación, pero deben enviar su FPN si desean participar en el mercado de ajustes. “BM Unit” es el término utilizado para referirse a: - Grupos de generadores que exporta energía bajo las reglas del Balancing and Settlement
Code. En generación, una “BM Unit” es, típicamente un único generador. - Grupos de consumo que importan energía bajo a las reglas del Balancing and Settlement
Code. En el caso de grandes demandas, con medidas semihorarias individuales, “BM Unit” es la demanda agregada a partir del punto de conexión al sistema de transporte o distribución. En el caso de pequeñas demandas, con medidas agregadas de pequeños consumos, “BM Unit” es la demanda agregada de cada suministrador.
238
- Initial Physical Notifications (IPNs): niveles de operación para todo el día D.
La notificación se realiza antes de las 11:00 horas del día D-1.
- Final Physical Notifications (FPNs): nivel de operación de un determinado
generador o demanda para una determinada media hora del día D. El envío se
realiza antes del Gate Closure.
Ejemplo de FPNs de generación (FPN>0) y demanda (FPN<0). Fuente: [NETA,
2000]
• Mecanismos de oferta
Todas las BM Units que han enviado al OS sus FPNs pueden realizar ofertas en el
mercado de ajustes 1 para un determinado periodo de media hora, enviando
dichas ofertas antes del Gate Closure.
Exiten dos tipos de ofertas:
- Offers: ofertas de energía y precio al que será remunerada la generación a
subir o el consumo a bajar desde el nivel FPN.
- Bids: ofertas de energía y precio al que deberá pagar la generación a bajar o
consumo a subir desde el nivel FPN.
239
En ambos casos los precios pueden ser positivos o negativos.
Las ofertas son firmes, lo cual significa que si el OS toma una determinada oferta
el agente se compromete a cumplir físicamente su compromiso de entrega o
consumo de energía. Igualmente, si el OS decide deshacer una determinada offer,
no puede cancelarla, sino que deberá aceptar una bid (del mismo o de otro agente
según la conveniencia técnica y económica) que la anule. Por lo tanto, todas las
offer tienen su bid complementaria y viceversa, de forma que cada agente debe
enviar sus ofertas en pares de offer/bid.
Ejemplo de parejas offer/bid de una BM Unit de generación y otra de
demanda. Cada offer/bid consiste en una cantidad de energía y un precio. Fuente: [NETA, 2000]
El OS utiliza total o parcialmente las ofertas disponibles tras el Gate Closure y
hasta el tiempo real, para corregir los desequilibrios generación-demanda y
mantener la seguridad del sistema, siendo responsable de que las ofertas elegidas
cumplan las restricciones dinámicas de la BM Unit. El incumplimiento de l
1 Tanto el envío de notificaciones como el de ofertas se realiza mediante una conexión electrónica.
240
Ejemplo de aceptación de una offer/bid por el OS, que debe enviar una
notificación al agente informando de la elección de su oferta. Las zonas sombreadas muestran el volumen utilizado por el OS de cada pareja de
offer/bid. Fuente: [NETA, 2000]
El volumen aceptado de una oferta viene dado por el área sombreada de la figura
anterior.
Imbalance Settlement El Imbalance Settlement es el proceso por el que los sistemas de NETA reciben la
información sobre la energía comprada y vendida por los distintos agentes antes
del Gate Closure, y a partir de ellos:
- Obtienen los desvíos entre el nivel de energía contratada y el nivel al que
realmente operan los agentes o, dicho de otra forma, los desvíos entre
las posiciones físicas y las posiciones contratadas.
241
- Determinan los precios a los que se liquidarán los ingresos y pagos por
dichos desvíos.
El proceso de Imbalance Settlement necesita, por lo tanto, de las medidas
semihorarias físicas de la energía generada o consumida. Los volúmenes y
precios de los desvíos se publican diariamente con un retraso de unos 28 días
respecto del día en cuestión.
Operadores de Mercado. Una vez explicado el mecanismo del NETA se detallan ahora las principales
características de mercados organizados existentes, en funcionamiento, como se
ha dicho, hasta el momento del Gate Closure. Dichos mercados organizados
tienen negociación de productos tanto a corto como a largo plazo.
UKPX
El UK Power Exchange (UKPX) fue el primero de los mercados de futuros en
entrar en funcionamiento el 26 de mayo de 2000. UKPX no es sólo un mercado
organizado, sino que actúa como contraparte en los contratos que se realizan.
El 25 de marzo de 2001, dos días antes de la entrada en funcionamiento del
NETA, comenzó también su mercado spot.
• Mercado de futuros
A continuación se muestran los contratos de futuros negociados en UKPX,
teniendo en cuenta que el sistema de cómputo de los distintos intervalos de
tiempo necesita de un ajuste, añadiendo una sexta semana al mes de diciembre
cada 5 o 6 años (el último fue en 1998 y el próximo será en 2004). El número de
horas mostrado también puede variar en ±1 MWh según el periodo de cambio
horario del año al que se refiera.
242
Seasons (Estacionales)
Verano
(cubren
Q2-Q3)
Invierno
(cubren
Q1-Q4)
Quarter (Trimestrales) Mensuales Semanales Diario
Carga base
(1 MW cada hora
desde las 23:00 h. a
las 23:00 h. con
liquidación diaria
mark-to-market)
0:00 h. del
Lunes a
24:00 h. del
domingo.
4 sem:672
MWh
5 sem: 840
MWh.
23:00 h. del
domingo a
23:00 h. del
domingo
siguiente.
168 MWh
23:00 h. a 23:00 h.
del día siguiente,
todos los días.
24 MWh
Carga pico
(1 MW cada hora
desde las 7:00 h. a
las 19:00 h. con
liquidación diaria
mark-to-market)
Cubren 6 Block Months
(o 26 semanas)
Base: 4368 MWh.
Pico: 1560 MWh
Cubren 3 Block Months
(2 de 4 semanas y 1 de
5 semanas):
Q1: enero-marzo.
Q2: abril-junio.
Q3: julio-septiembre
Q4:octubre-diciembre.
Base: 2184 MWh.
Pico: 780 MWh.
7:00 h. del
Lunes a
19:00 h. del
domingo.
4 sem:240
MWh
5 sem: 300
MWh.
7:00 h. del
lunes a 19:00
del viernes
siguiente.
60 MWh.
7:00 h. a las 19:00 de
lunes a viernes.
12 MWh
Los contratos de mas largo plazo se convierten a contratos de corto plazo. Es el
conocido como sistema en cascada. Así:
- Los contratos estacionales se dividen en 2 contratos trimestrales el
penúltimo martes del quinto mes antes del comienzo del periodo cubierto
por dicho contrato estacional (verano o invierno).
- Los contratos trimestrales se dividen en 3 contratos mensuales el penúltimo
martes del penúltimo mes antes del comienzo del periodo cubierto por dicho
contrato trimestral.
- Los contratos mensuales se dividen en los correspondientes contratos
semanales el penúltimo martes del último mes antes del comienzo del
periodo cubierto por dicho contrato mensual.
243
- Los contratos semanales se dividen en los correspondientes contratos
diarios cada martes, cuando sólo están disponibles para la negociación 4
contratos diarios en base y 2 en pico.
- Los contratos diarios se dividen en sus correspondientes periodos
semihorarios cada día.
APX UK
Automated Power Exchange (UK) inició sus actividades posterioridad a UKPX
debido a que en los comienzos de NETA, numerosos agentes habían firmado ya
con UKPX. APX organiza un mercado spot en el que se negocian contratos a corto
plazo (diario y semanal) con entrega física de la energía a producir o consumir en
cada media hora. Además, APX ofrece servicios de liquidación y de comunicación
de contratos bilaterales físicos al Energy Contract Volume Aggregation Agent
(ECVAA).
244
A1.2.8 PAÍSES NÓRDICOS (NORUEGA, SUECIA, FINLANDIA Y DINAMARCA)
A1.2.8.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN Fueron varios los factores que influyeron de manera importante en lo que hoy es
Nord Pool. Por un lado la concentración existente en los países nórdicos no
favorecía la creación de mercados estrictamente nacionales. Por otro, existía
voluntad política de formar un mercado supranacional entre los países nórdicos y
de continuar con la cooperación ya existente entre los Operadores de Sistema a
través de la organización NORDEL.
Los objetivos de la creación de un mercado competitivo eran:
- Obtención de un mejor equilibrio generación-demanda.
- Aumento de la eficiencia de la industria eléctrica.
- Reducción de las diferencias de precio entre los consumidores
finales de las distintas zonas.
• Noruega La liberalización pionera fue la del sector eléctrico noruego, que comienza a
finales de los años 80, es aprobada por el parlamento en junio de 1990 y entra
legalmente en vigor en enero de 1991 (Energy Act). Sus puntos básicos son:
- Exigencia de, como mínimo, separación contable entre las actividades de
monopolio y las actividades en competencia.
- Acceso general a la red.
245
- Capacidad de libre elección de suministrador para el 100% de los
consumidores, desde el principio del proceso.
Como consecuencia de la Energy Act, el 1 de enero de 1992, el Estado noruego
dividió la Compañía Eléctrica Nacional, State Power Broad, en dos compañías:
- Statkraft, compañía de generación.
- Statnett, compañía de transporte, a la que también se le asignó la función de
operador del sistema (TS0).
• Suecia En Suecia, la reforma del sector eléctrico llegó en 1991, al separarse la
generación del transporte y establecer, en 1992, a Svenska Kraftnät como
Operador del Sistema.
• Finlandia En Finlandia la red se dividía en dos zonas, propiedad de dos compañías, IVS,
estatal, y TVS, de propiedad privada. El 1 de junio de 1995 comenzó el mercado
eléctrico en competencia y en 1996 se funda EL-EX (Helsinki-based electricity
Exchange) como operador del mercado. En septiembre de 1997 Finlandia decide
unir las operaciones de red de sus dos compañías en una sólo compañía nacional,
Fingrid.
• Dinamarca
La nueva legislación sobre energía entró en vigor en 1996 en Dinamarca y sólo los
grandes agentes operan en un mercado liberalizado. El 1 de enero de 1998 se
crea Eltra como el operador del sistema de Jutlandia y Fyn (oeste de Dinamarca).
En 1999, Elkraft System se convierte en el Operador del Sistema en Zealand.
246
Fases en la creación de NordPool. Fuente [NORDPOOL, 2001]
• La unificación El 1 de enero de 1993, el operador del mercado eléctrico Noruego (Norwegian
Power Pool) se une a Stattnet, y se crea el Norwegian Power Exchange Stattnet
Power Market Ltd. , como una filial de Stattnet.
En enero de 1996 Stattnet Power Market cambia su nombre a Nord Pool, y su
propiedad pasa a estar compartida al 50% por Statnett y Svenska Kraftnät, los
TSO de Noruega y Suecia, con lo que se convierte en el primer operador de
mercado del mundo con carácter internacional.
247
En 1998 se adhiere Finlandia, seguida del oeste de Dinamarca en 1999. Por
último, en 2000 se une el este de Dinamarca, con lo que Noruega, Suecia,
Finlandia y Dinamarca se unifican en un único mercado eléctrico, el Nord Pool.
A1.2.8.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO
• Stattnet
En la actualidad, Stattnet es el operador del sistema en Noruega, de propiedad
estatal gestionada como sociedad anónima (limited company) garantizada por el
estado. Sus funciones son:
- Operador del sistema.
- Posee en propiedad y opera el 85% de la red de alta tensión noruega
(420,300,220,132 kV), existiendo un acuerdo de cooperación entre los
operadores de sistema de Dinamarca, Finlandia, Noruega y Suecia.
• Svenska Kraftnät
Es una empresa estatal propietaria y operadora de la red de transporte sueca y
también el Operador del Sistema. Comenzó sus operaciones el 1 de enero de
1992.
• Fingrid Oyj
Es el Operador del Sistema en Finlandia desde el 29 de Noviembre de 1996
comenzó sus operaciones el 1 de Enero de 1997. Además es propietaria del
99,5% de la red de transporte y de todas las interconexiones. El Estado es
propietario de 12% de la firma de forma directa y aproximadamente del 25% de
forma indirecta a través de la compañía “Fortum Power and Heat Oy". El 1 de
248
Febrero de 2001 la operación del sistema pasó a ser función de su filial Fingrid
System Oy.
• Eltra
Eltra es el operador del sistema en Jutlandia y Fyn (oeste de Dinamarca). Sus
actividades están basadas en Autorizaciones publicadas por el Ministerio de Medio
Ambiente y Energía de Dinamarca.
Eltra fue fundada el 13 de Noviembre de 1997 como una asociación de
distribuidores de Jutlandia y Fyn. El 1 de Enero de 1998, la asociación asumió
responsabilidades sobre la red de transporte y el 1 de Enero de 2000 se convierte
en sociedad limitada de la que los antiguos asociados pasan a ser miembros. En
la actualidad, Eltra posee, desarrolla y opera la red de 400 kV y las
interconexiones, además de gestionar la red de 150 kV.
• Elkraft
Elkraft System es el Operador del Sistema en el oeste de Dinamarca, incluyendo
la isla de Bornholm. Comenzó sus actividades el 1 de Enero de 2000 y tiene una
Administración conjunta con Elkraft Transmission, que posee y opera la red de
400 kV del este de Dinamarca y las interconexiones con Alemania y Suecia.
Elkraft System es propiedad de los transportistas del este de Dinamarca.
MO Nord Pool es el operador del mercado nórdico. En él participan agentes de
Dinamarca, Finlandia, Noruega, Suecia, Países Bajos, Alemania, Gran Bretaña,
Suiza, Francia, Italia y USA. Tradicionalmente ha presentado tres áreas de
negocio:
249
- Mercado spot para contratos físicos.
- Mercado de derivados para contratos financieros de futuros forwards y
opciones.
- Servicios de compensación para contratos OTC o en mercados bilaterales.
Sin embargo, el marco legal para el mercado financiero experimentó importantes
cambios como consecuencia de las modificaciones efectuadas en la legislación
finaniera noruega. Nord Pool obtuvo una licencia para su mercado financiero como
mercado de commmodities bajo el amparo de la Ley de Mercados de 2000 y otra
licencia como cámara de comensación para NECH, bajo el marco de la Ley de
Negociación de Valores de 1997. Como consecuencia del mercado financiero de
electricidad, en 2002 Nord Pool se escinde en:
- Nord Pool, que será la encargada de los mercados financieros
- Nordic Electricity Clearing House (NECH), como Cámara de Compensación.
En cuanto al mercado físico, es organizado por otra empresa del holding Nord
Pool, la Nord Pool Spot.
Regulación El actual regulador noruego, Norwegian Water Resources and Energy Directorate
existía ya antes de la liberalización. Depende del Department of Oil and Energy y
su actividad está regulada en la Energy Act. Realiza un control de las empresas
monopolistas estableciendo para ellas unos ingresos máximos.
En Suecia, la Autoridad de Red (Nätmyndigheten), englobada en la Administración
Nacional de Energía Sueca, es la autoridad de supervisión, y la encargada de
garantizar las concesiones de instalaciones. Svenska Kraftnät tiene capacidad
regulatoria en cuanto a los aspectos técnicos del sistema.
250
En Finlandia la Finnish Energy Market Authority es la entidad reguladora
encargada de la verificación del cumplimiento de las actividades encomendadas a
Fingrid, la cual está obligada a enviar informes anuales para ello. Las tarifas de
Fingrid no están reguladas sino que nacen del acuerdo con los clientes, bajo la
supervisión de la entidad reguladora.
En Dinamarca, la antigua Danish Energy Regulatory Authority (Energitilsynet) se
enmarca tras las elecciones de Noviembre de 2001 dentro del Ministerio de
Economía (the Ministry of Economic and Business Affairs). Tanto el acceso a la
red como sus tarifas están regulados.
A1.2.8.3 MODELO DE MERCADO Los agentes pueden contratar bien mediante el mercado organizado, bien
mediante contratos bilaterales, con la obligación de tener una compañía que será
la responsable de los ajustes en tiempo real.
Stattnet tiene contratos para los servicios auxiliares con generadores y
consumidores.
Los mercados energéticos existentes actualmente en el Nordic Power Exchange,
llamado Nord Pool son:
Mercado físico Existen varios mercados físicos dentro de Nord Pool:
ELSPOT Es el mercado diario, que tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de
energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de
venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado.
Aunque el comercio de energía puede ser realizado a través de contratos
bilaterales, todos los participantes en ELSPOT deben tener una conexión física a
251
red para el consumo o la generación de energía eléctrica. En 1999, más de la
quinta parte del consumo total fue comercializado a través de Nord Pool.
Cada agente envía antes del mediodía a Nord Pool su curva de precio-energía
para las 24 horas del día siguiente, permitiéndose ofertas por bloques. El cálculo
del precio del mercado está basado en el equilibrio entre la oferta y la demanda
(equilibrium point trading, auction trading, o simultaneous price setting) y se
determina como intersección de las curvas agregadas de oferta y demanda.
Existen diferentes áreas de oferta, que se pueden convertir en áreas de precio si
aparecen congestiones en las interconexiones entre dicha áreas. En el caso de
Noruega, el país puede ser dividido en varias zonas de precio, mientras que en
Finlandia, Suecia, y el Oeste de Dinamarca (Jylland/Fyn) sólo tienen una zona de
precio.
Adicionalmente, dentro de Noruega, y en las interconexiones entre los países
nórdicos, las congestiones de red se resuelven mediante mecanismos de precios:
el mercado eléctrico se encuentra dividido en zonas geográficas con precios
diferentes si se superan los límites de intercambio de potencia entre las diferentes
áreas, asignados por el operador del sistema.
l
Áreas de precio en Nord Pool. Fuente: [Bjørn, 2001]
252
ELBAS El mercado ELBAS es un mercado intradiario de ajustes, que proporciona un
comercio de potencia continuo que cubre desde la publicación de resultados en
Nord Pool Spot hasta una hora antes de la entrega física de la energía. Está sujeto
a las restricciones impuestas por la capacidad de intercambio disponible y es un
complemento al mercado ELSPOT y a los mercados de ajustes y de servicios
complementarios.
Está basado en los ya existentes contratos horarios de EL-EX y comenzó su
actividad el 1 de marzo de 1999. Es gestionado por el EL-EX Nord Pool y en él
participan agentes de Suecia y Finlandia.
Mercado de ajustes (real time market) Es un mecanismo de mercado utilizado por los Operadores del Sistema para
equilibrar los desajustes entre las ofertas casadas y la demanda real y poner un
precio a los desvíos. Por lo tanto, existen tantos como Operadores del Sistema:
- Stattnet en Noruega.
- Svenska Kraftnät en Suecia.
- Suomen Kantaverkko Oyj (Fingrid) en Finlandia.
- ELTRA en Jutland/Fyn, Dinamarca.
Tras el cierre del mercado spot los agentes pueden enviar al Operador del
Sistema sus ofertas de reserva a subir (aumento de generación o disminución de
demanda) y a bajar (disminución de generación o aumento de demanda). Estas
ofertas se ordenan por orden de precio y los operadores utilizan las ofertas
casadas en dicho orden cuando son necesarias. El precio del mercado es el más
caro de las ofertas utilizadas, cuando se necesita reserva a subir y el más bajo de
las ofertas utilizadas cuando se necesita reserva a bajar.
253
Formación de precio en el mercado de ajustes. Fuente: [NORDPOOL, 2001]
Las reglas para la determinación del precio de los desvíos difieren entre los
diferentes OS pero todas implican una penalización por incurrir en dichos desvíos.
Mercado financiero. Evolución de los mercados financieros de Nord Pool En 1993 Nord Pool, entonces Statnett, crea un mercado forward que utiliza un
método de subasta con reparto físico de los contratos de energía negociados. Tras
un periodo de prueba, comienza un mercado forward con tres productos, todos
ellos con un periodo de vencimiento de 6 meses:
- Contratos de carga base. (Base Load Contracts).
- Contratos en punta. (Peak Load Contracts).
- Contratos de carga off-peak. (Off-peak Load Contracts).
254
Energía asociada a los contratos de carga base, punta y off-peak. Fuente:
[NORDPOOL, 2001-2]
Estos tres tipos de contrato cubren 1 semana o bloques de 4 semanas que son
divididos en periodos semanales conforme se acerca el vencimiento, de acuerdo
con las especificaciones de cada producto.
Según el mercado va desarrollándose desde este punto de partida, la experiencia
aconseja algunos cambios que incentiven el comercio en este mercado y aumente
la liquidez. El mercado financiero de Nord Pool tuvo la siguiente evolución:
• 1993-1994: se suprimen los contratos en punta y los off-peak, que no
habían tenido gran aceptación entre los participantes, con el objetivo de
concentrar la liquidez del mercado en torno a los contratos de carga base.
• 1994: se suprime el método de casación de oferta semanal y se sustituye
por un método de casación continua con ofertas “sobre el parqué”, en el
que las ofertas, el establecimiento de contratos y las cotizaciones son
comunicados telefónicamente entre los agentes y el “parqué” del Nord Pool.
• Con el objetivo de estimular la entrada de nuevos agentes los contratos
físicos se suprimen y se convierten en contratos financieros con pago al
255
vencimiento y sin obligación de producción/consumo físico de energía.
Como precio de referencia para estos contratos se establece el precio
marginal del sistema. Además se transforma el mercado de forwards en
mercado de futuros, con liquidaciones diarias (daily mark-to-market
settlement) y se incrementa el periodo máximo al vencimiento hasta los 3
años.
• 1 de enero de 1996: Suecia se une a los mercados organizados por Nord
Pool, incluidos los mercados de derivados.
• Finales de 1996: se instaura el sistema de comercio electrónico
PowerCLICK.
• 1997: Se introduce el comercio de contratos forward financieros. Como el
comercio de contratos forward en el mercado OTC era muy elevado, Nord
Pool estandarizó varios contratos posibles, a la vista de los más habituales
en el mercado OTC, pero con un horizonte temporal de hasta cuatro años.
• 29 de octubre de 1999: Comienza el comercio de contratos de opciones,
como productos estandarizados de Nord Pool.
• 2000: Tras completar la unificación de Noruega, Suecia, Finlandia y
Dinamarca en un solo mercado se introducen los contratos por diferencias
como un nuevo tipo de contrato forward.
Situación actual de los mercados financieros En la actualidad se negocian en Nord Pool cuatro tipos de contratos financieros:
256
Contrato Área de Nord Pool
Futuros de carga base. (Base Load Futures)
Forwards de carga base. (Base Load Forwards)
Contratos por diferencias.
Eltermin
Opciones Eloption
Nord Pool ha establecido un sistema que permite a sus clientes comerciar y
liquidar sus contratos financieros a través de “Trading and Clearing
Representatives”, habitualmente conocidos como brokers.
El precio de referencia para todos los contratos es el precio marginal del sistema.
Se trata de mercados exclusivamente financieros, sin reparto físico de energía, y
con liquidaciones a lo largo del periodo (cuya duración máxima es de tres años)
hasta el vencimiento del contrato.
Aunque, como se ha visto, el mercado financiero ha sufrido importantes cambios a
lo largo de su existencia (productos, mecanismos de realización de ofertas,
estructura de mercado…), el volumen de negociación ha sido siempre creciente,
hasta alcanzar los 359 TWh en 2000, lo que supone un 93,4 % respecto de los
384,372 TWh de consumo neto de electricidad ese año.
Evolución de la energía negociada en contratos financieros de Nord Pool.
Fuente [NORDPOOL, 2001-2]
257
Si se añaden los contratos bilaterales liquidados por Nord Pool el volumen de
negocio asciende a los 1189 TWh, de los 2000 TWh en los que se puede estimar
el volumen total de contratos financieros, incluyendo los contratos no liquidados
por Nord Pool.
Mercado de futuros El siguiente cuadro representa los contratos estandarizados de futuros ofrecidos
por Eltermin.:
Contrato Periodo
Carga base diario 24 horas
Carga base semanal 1 semana
Carga base por bloque 4 semanas
Los contratos con un horizonte temporal entre 1 y 3 años son divididos en
estaciones, cada una de las cuales es a su vez dividida en 4-6 bloques de 4
semanas. Según se aproxima el vencimiento, se definen nuevos bloques de
contratación de forma que el horizonte para el futuro es de 8 a 12 meses, y se
divide cada bloque en contratos semanales. Esto facilita la valoración del portfolio
de los agentes y reduce el número de contratos negociados diariamente.
División en bloques y semanas de los contratos estacionales. Fuente
[NORDPOOL, 2001-2]
258
La división en bloques y semanas se realiza de acuerdo con el siguiente esquema:
S01xx (Season 1, year xx ) Semanas 1-16
S02xx (Season 2, year xx ) Semanas 17-40 Periodos estacionales
(Seasons-Delivery Periods) S03xx (Season 3, year xx ) Semanas 41-52/53
Bloques ( Blocks) Bxx Las estaciones se dividen
en bloques en las semans
1, 17 y 41
Semanas (Week Contracts) Uxx El primer bloque se divide
cuando quedan menos de
4 semanas para el reparto
Los contratos de futuros tienen una liquidación diaria del contrato con respecto al
spot de ese día y una liquidación final en la fecha de vencimiento. De esta forma
se minimiza el riesgo de crédito (la posibilidad de que la otra parte del contrato
resulte morosa).
Contratos FORWARDS El siguiente cuadro representa los contratos estandarizados de forwards ofrecidos
por Eltermin:
Contrato Nombre Periodo
Invierno 1 FWV1xx (Winter 1, year xx) 1 Enero a 30 de Abril
Verano FWSOxx (Summer, year xx) 1 de mayo a 30 de septiembre
Invierno 2 FWV2xx (Winter 2, year xx) 1 de octubre a 31 de diciembre
Anual FWYRxx (Entire year 1, year xx) 1 de enero a 31 de diciembre
Los primeros tres contratos pueden negociarse en cualquier momento hasta el
comienzo del periodo de entrega (delivery period). Los contratos anuales se
259
dividen en los tres contratos anteriores y su comercio sólo puede realizarse hasta
2 días antes del comienzo del periodo de entrega del contrato FWV1.
Los contratos anuales se dividen en contratos estacionales (invierno 1, verano e
invierno 2).
Division de los contratos anuales en contratos estacionales.
Fuente: [NORDPOOL, 2001-2].
A diferencia con los contratos de futuros, no tienen liquidación diaria durante el
periodo entre la firma del contrato y la fecha de cumplimiento del mismo o fecha
de vencimiento (training period). Durante este periodo se van acumulando los
beneficios y pérdidas diarias y el saldo final se liquida horariamente al
vencimiento, a lo largo del “delivery period”, o periodo durante el cual se ejecuta la
entrega física de energía.
Contratos por diferencias Los contratos por diferencias son utilizadas por los agentes como herramientas de
gestión del riesgo de volatilidad en el precio de una determinada zona en el caso
de que aparezcan congestiones en el sistema.
Los contratos de futuros y forwards utilizan como referencia el precio marginal del
sistema en el Nord Pool, sin embargo, en caso de restricciones el precio en una
determinada zona es diferente a dicho precio, por lo que dichos contratos tienen
260
un riesgo que es igual a la diferencia entre ambas cantidades. A dicho riesgo se le
llama riesgo base.
Así, para una cobertura perfecta del riesgo base cuando los precios zonales no
son iguales al marginal del sistema se debe seguir el siguiente proceso:
1- Contratar el volumen de energía requerida mediante contratos
forward.
2- Cubrir cualquier riesgo de diferencia de precios mediante contratos
por diferencias por la misma cantidad y en el mismo periodo.
3- Negociar el volumen de energía en el mercado físico de la zona
donde esté localizado el agente.
Los tipos de contratos por diferencias existentes corresponden a las distintas
áreas de precio, de forma que un contrato por diferencias es un contrato forward
referenciado a la diferencia entre el precio de cada zona y en precio marginal del
sistema (PMS):
Nombre del Contrato Definición
Noruega ∆P = POslo – PMS
Suecia ∆P = PEstocolmo – PMS
Finlandia ∆P = PHelsinki – PMS
Dinamarca Oeste ∆P = PAarhus – PMS
Dinamarca Este ∆P = PCopenague – PMS
Opciones Una opción es un derecho a comprar (call) o vender (put) el activo subyacente a
un determinado precio en un determinado momento en el futuro. La parte que
adquiere el derecho es la parte larga (long) y la parte que vende ese derecho es la
parte corta (short).
261
En Nord Pool las opciones negociadas son europeas ( la opción sólo puede ser
ejecutada en la fecha de vencimiento). El siguiente cuadro recoge
esquemáticamente las principales propiedades de las opciones negociadas:
OPCIONES EUROPEAS
Características
del contrato
Los contratos tienen como activo subyacente contratos
forward. Cuando una serie de opciones llega al vencimiento,
se genera un nuevo grupo de acuerdo con las especificaciones
del producto.
El tamaño del contrato es de 1 MW, por lo tanto, según el tipo
de contrato forward:
FWV1: 1MW × 2879h = 2879 MWh
FWSO: 1MW × 3672h = 3672 MWh
FWV2: 1MW × 2209h = 22209 MWh
Volumen de
contratación
FWYR: 1MW × 8760h = 8760 MWh
Día de
vencimiento
El tercer jueves del mes previo al reparto físico de la energía
es el único día en el que el propietario de una opción puede
ejercer su derecho. El primer día de negocio después del día
de vencimiento se genera una nueva serie de opciones
Precio de
ejercicio
Existen intervalos de precio prefijados para las opciones
europeas (94-96-98-100-105-110-…-190-195-200-210-220
NOK ). Nord Pool fija al comienzo de cada sesión tres precios
para cada serie de opciones put y call. El precio central es el
precio de cierre del día anterior para el contrato forward
correspondiente, aproximado a uno de los precios prefijados.
Además se define un precio superior (que es el precio
prefijado inmediatamente superior al central) y un precio
inferior (que es el precio prefijado inmediatamente inferior al
262
central). Si el precio de los contratos de futuros supera alguno
de los límites, se genera automáticamente un nuevo precio de
ejercicio para el día siguiente siguiendo las mismas normas.
Prima La prima por la opción es establecida por Nord Pool el día
después de que la opción haya sido contratada y es pagada
por el comprador de la opción al vendedor.
Mecanismos de negociación Los contratos de forward y futuros son negociados de forma continua, pudiendo
los participantes comerciar mediante dos opciones:
• Telefónicamente:
Los participantes comunican telefónicamente sus ofertas de compra y venta al
despacho central (también pueden acceder a una información detallada de
precios y volúmenes telefónicamente. Así mismo, el despacho central ( help
desk ) confirma a los participantes que las introduce en el sistema electrónico
de comercio. Los participantes la casación de sus ofertas enviadas, en el caso
de que dicha casación se produzca.
Además, estos agentes también tienen acceso a la información del mercado
mediante un sistema de información on-line.
• Directamente, vía internet, mediante el sistema PowerCLICK.
Al permitir una negociación directa en el mercado proporciona una ventaja a
los agentes que negocian con este método, que disponen siempre de la
información actualizada. Además también tienen acceso al comercio telefónico.
Los precios de los contratos se determinan como el último precio que ha sido
casado entre la oferta y la demanda en un momento aleatorio dentro de los últimos
263
10 minutos, para evitar cualquier manipulación en el precio. Tras el cierre del
mercado a las 15:30 horas, Nord Pool publica los resultados y los agentes
disponen de 30 minutos para enviar reclamaciones. Para los contratos que no han
sido casados, el precio se determina como la media entre los mejores precios de
compra y venta.
264
A1. 3 EUROPA DEL ESTE La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del
sector en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura
Determinac. precio
Albania E B B A Armenia A B B B Azerbaijan A A A A Belarus A A A A Bosnia - Herzegovina A A A A Bulgaria A A A A Croatia A A A A Czech Republic E B C A Estonia E B A B Georgia E B C B Hungary E C B A Kazakhstan E B C D Kyrgyzstan A B A A Latvia A B A B Lithuania A B B B Macedonia A A A A Moldova A A A A Poland A B B A Romania A A A B Russia A B A A Slovakia A A C A Slovenia A B B A Tajikstan A A A A Turkey E B C A Turkmenistan A A A A Ukraine E B B B Uzbekistan A A A A
265
En la mayoría de los países de la Europa del Este, el sector eléctrico era una
única empresa estatal encargada de todas las actividades del negocio. En la
actualidad muchos de ellos han comenzado algún proceso de liberalización, sobre
todo, aquellos que pretenden su entrada en la Unión Europea y por lo tanto,
necesitan cumplir con la directiva 96/92/CE. Como muestra, se han analizado
algunos de estos países.
A1.3.1 ARMENIA A1.3.1.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sector eléctrico estaba organizado como una única empresa estatal,
Armenergo, con empresas filiales públicas y municipales de carácter
monopolístico.
Sin embargo, en los últimos años se han introducido ciertos cambios estructurales
orientados a la apertura futura del sector a la competencia con el objetivo de atraer
inversores tanto extranjeros como nacionales. El 27 de agosto de 1992 se aprueba
la “Ley de Privatización y Desmonopolización de las Empresas Estatales” que
busca una apertura a la economía de mercado. Aunque se definieron una serie de
empresas “no privatizables”, se creó una Comisión Estatal para preparar a las
empresas que iban a ser privatizadas. En marzo de 1995, el gobierno decreta la
separación de actividades, quedando como propietario de las distintas empresas
de forma transitoria hasta la privatización.
A pesar de todo esto, no se prevé el establecimiento de competencia a corto
plazo: se ha creado una Comisión Reguladora que vele por los derechos de los
consumidores frente a las empresas y una Comisión de Tarifas que el 1 de abril de
1996 creó un nuevo sistema de tarificación con separación de las tarifas para las
actividades de generación, transporte y distribución. El precio del servicio
permanece, por lo tanto, regulado.
266
A1.3.2 ALBANIA
A1.3.2.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El Sistema Eléctrico albanés fue creado en 1957 y consta de 20 centrales de
generación con una potencia toral instalada de unos 1670 MW, estando
organizado como un monopolio vertical y horizontalmente integrado, constituido
por una sola empresa estatal, la Corporación Eléctrica de Albania, KESH.
Actualmente el sector se encuentra en un proceso de liberalización (privatización
de activos de transporte y distribución de KESH) y modernización apoyado por el
Banco Mundial [Poole, 1996], pero no existe competencia en el sector. El precio
de la energía eléctrica es regulado por el gobierno.
A1.3.3 AZERBAIJAN A1.3.3.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sistema eléctrico es un monopolio vertical y horizontalmente integrado en una
sola compañía de carácter estatal, Azerenergy, que comprende las diferentes
empresas de generación, transporte y distribución. Azerenergy tiene también la
capacidad de determinar el precio de la energía eléctrica, sujeto a la aprovación
del Ministerio de Finanzas y Economía.
Las reformas del sector, encaminadas a la implantación de una economía de
mercado, comenzaron legalmente con la adopción del “Programa Nacional para la
Privatización de las Propiedades Estatales en el periodo 1995-1998” y las leyes de
Privatización (1993), Antimonopolio (1993) y Protección de las Inversiones
Extranjeras (1992). La privatización de los activos se realizará de forma progresiva
con etapas intermedias como la gestión privada con propiedad pública (que ya se
da actualmente en pequeñas compañías de distribución, como Azerenerjii) o la
reestructuración (Bakuelectrostet, distribuidora del área de la capital, Baku).
267
A1. 4 ÁFRICA
La liberalización del sector eléctrico en los países africanos es prácticamente
inexistente y se reduce, en general, a cierta participación privada en el sector. La
siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del sector
en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio
Algeria A A A A Angola A A A A Bahrain A A A A Benin A A C A Bissau A A A A Botswana A A A A Burkina Faso A A A A Burkina Faso A A A A Burundi A A A A Cameroon A B A A Central African Republic A A A A Chad A A A A Congo (Democratic Republic) A A A A Côte d’Ivoire E B C A Djibouti A A A A Egypt (Arab Rep) A B B A Equatorial Guinea A A A A Eritrea A A A A Ethiopia A B A A Gabon A A A A Gambia/Ghana A C B B Guinea A A A A Iran (Islamic Rep) A A A A
268
Iraq A A A A Israel A A A A Jordan A B A A Kenya E A B A/B Kuwait A A A A Lebanon A A A A Lesotho A A A A Liberia A A A A Libya/GSPLAJ A A A A Madagascar A A A A Malawi A A A A Mali A A A A Mauritania A A A A Mauritius A A A A Morocco A A A A Mozambique A A A A Namibia A A A A Niger A A B A Nigeria A A A A Oman E B A A Qatar A B A A Rwanda A A A A Saudi Arabia A B A A Senegal A A A A Sierra Leone A A A A Somalia A A A A South Africa A A C A South Yemen A A A A Sudan A A A A Swaziland A A A A Syria (Arab Rep) A A A A Tanzania A A A A The Gambia A A A A Togo A B A A Tunisia A A A A Uganda A A A A
269
United Arab Emirates E B A A Yemen A B A A Zaire A A A A Zambia E B A A Zimbabwe E B C A
A1.5 ASIA Y OCEANÍA
Dentro de un panorama en el que abunda la estructura tradicional, en Asia y
Oceanía destacan los mercados eléctricos de Nueva Zelanda y Australia. La
siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del sector
en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio
Afghanistan A A A A Australia E B C A Bangladesh A A A A Bhutan A A A A Burma A A A A Cambodia A A A A China B A A A Hong Kong D D A A India B B B A Indonesia A B A A Japan C D A A Laos A A A A Malaysia A/B B B A Mongolia A A A A Myanmar A A A A Nepal A B A A New Zealand E B B E North Korea A A A A
270
Pakistan A B B A Papua New Guinea A A A A Philippines F B C A Singapore A B A A South Korea C C A A Sri Lanka E B C A Taiwan A A A A Thailand A B A A Vietnam A A B A
A1.5.1 AUSTRALIA A1.5.1.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sector eléctrico australiano está fuertemente influenciado por su estructura
territorial. Australia está compuesto por:
• Seis estados federales:
- Victoria, Nueva Gales del Sur y Queensland, en los que se concentra la
mayor parte de la población y, por lo tanto, de la demanda eléctrica.
- South Australia, Western Australia y Tasmania, mucho menos
poblados.
• Dos “mainland territories”: Australian Capital Territory y Northern Territory.
Como resultado de esta estructura territorial, el sector eléctrico se caracteriza por
mercados de carácter regional e interconexiones de capacidad limitada,
encontrándose Tasmania, Western Australia y Northern Territory aislados
eléctricamente de los estados del este:
271
Red de transporte y áreas cubiertas por la red de distribución en Australia. Fuente: IEA (1997), tomado de [APEC, 2000]
272
Capacidades de interconexión eléctrica entre los sistemas eléctricos en Australia en 2002.
Fuente: [NEMMCO, 2002]
Generación eléctrica en Australia, por regiones. Fuente: [NEMMCO, 2002]
Antes de la implantación de un mercado competitivo, el suministro eléctrico era
tradicionalmente responsabilidad de cada Estado a través de empresas públicas
verticalmente integradas que actuaban en régimen de monopolio. Sin embargo, en
273
1990 el gobierno de la Commonwealth solicitó a la Comisión de Industria un
informe sobre la posible mejora de la eficiencia en el sector eléctrico a lo que la
comisión respondió en mayo de 1991 recomendando:
• Separación vertical entre las actividades de generación y comercialización,
en las que se debería introducir competencia, y las actividades de
transporte y distribución, que permanecerían como monopolios naturales
sobre los que se aplicaría el principio de libre acceso a redes.
• Corporatización de las empresas.
• Aumento de las interconexiones entre los sistemas eléctricos.
Para llevar a cabo las reformas se creó, en 1991, The National Grid Management
Council (NGMC), un órgano consultivo del gobierno para la introducción de
competencia en el sur y este de Australia (Tasmania, Western Australia y Northern
Territory quedaron fuera de estas reformas, por estar, como se ha dicho, aislados
eléctricamente del este). Sin embargo, aunque la decisión de emprender la
reforma del sector ya había sido tomada, el mercado eléctrico nacional, National
Electricity Market (NEM), no entró en operación hasta el 13 de diciembre de 1998.
En paralelo a este proceso nacional, que duró ocho años, los distintos estados
llevaron a cabo sus propias reformas. Por ejemplo, los estados de Nueva Gales
del Sur y Victoria introdujeron sus propios mercados organizados antes de entrar
en vigor el NEM, en el que fueron posteriormente unificados en 1997. A
continuación se repasan las principales reformas que tuvieron lugar en los
distintos estados:
• Victoria: fue el primer estado en iniciar la reforma del sector eléctrico. La
empresa pública The State Electricity Commission of Victoria fue separada
en tres partes correspondientes a las actividades de generación
274
(posteriormente dividida en 5 compañías y privatizada), transporte (también
privatizada con posterioridad) y distribución (se crearon 5 compañías de
distribución que pasaron a manos privadas). En 1995 Victoria creó un
mercado organizado, Victorian Electricity Pool, que en el año 1997 se
uniría al de Nueva Gales del Sur para formar un mercado único gestionado
por The National Electricity Market Management Company Limited
(NEMMCO).
• Nueva Gales del Sur: su reforma del sector eléctrico ha realizado la
reestructuración del sector, pero no su privatización. Las compañías
estatales de generación fueron corporatizadas, de forma que actualmente
operan como empresas en competenc ia pero mantienen la propiedad
pública. La red de transporte pertenece a la compañía estatal TransGrid y la
distribución está estructurada en seis empresas de propiedad estatal. En
1996 fundó el NSW State Electricity Market, SEM, cuyas reglas se hicieron
converger con las del mercado de Victoria para constituir el NEM.
• Queensland: en 1995 la compañía estatal The Queensland Electricity
Commission fue reestructurada y corporatizada. En 1998 todas las
actividades habían sido verticalmente separadas y organizadas en
empresas de propiedad estatal actuando en competencia, aunque en la
actualidad existe también inversión privada en generación.
• South Australia: en 1995 la compañía estatal The Electricity Trust of South
Australia fue reestructurada en cuatro empresas (generación, transporte y
operación del sistema, distribución y comercialización, y trading de gas),
para su posterior privatización.
• Western Australia: en 1995 la compañía estatal The State Electricity
Commission of Western Australia fue dividida en dos empresas de
propiedad pública, una para el sector de la electricidad (Western Power) y
275
otra para el del gas (Alinta Gas). No obstante, se permite la inversión
privada en generación.
• Tasmania: en 1998 la compañía estatal Hydro-Electric Corporation fue
reestructurada en tres empresas de propiedad estatal correspondientes a
las actividades de generación, transporte y distribución.
A1.5.1.2 ESTRUCTURA ACTUAL
En general, Australia considera que la competencia total en el sector eléctrico
puede ser alcanzada sin necesidad de la privatización completa de los activos de
las actividades a desarrollar en competencia: la decisión del tipo de propiedad
depende de cada estado y sólo Victoria y Nueva Gales del Sur han optado por la
privatización total.
El Operador del Sistema y el Operador del Mercado son una única entidad,
NEMMCO, que es propiedad de los cinco gobiernos estatales, correspondientes,
aproximadamente, a las cinco regiones eléctricas interconectadas que participan
en el mercado: New South Wales (que incluye Australian Capital Territory),
Queensland, South Australia, Victoria y Snowy1 . Cada Gobierno aporta un
miembro a la junta directiva. La red de transporte es única, aunque existen
Operadores Locales de Red, coordinados por el Operador del Sistema.
Regulación
La regulación del sector eléctrico se encuentra bajo jurisdicción estatal, con cierta
responsabilidad del Gobierno de la Commonwealth. Por lo tanto, cualquier reforma
a escala nacional requiere un acuerdo entre los estados y la Commonwealth.
1 “The Snowy Mountains Hydro-electric Scheme” es un proyecto llevado a cabo conjuntamente por los gobiernos de Nueva Gales del Sur, Victoria y la Commonwealth. La generación y el transporte son responsabilidad de Snowy Mountains Hydro-electric Authority y la venta al mercado de la energía es llevada a cabo por la compañía pública Snowy Hydro Trading Pty Ltd.
276
Existe un Regulador Federal, The National Electricity Code Administrator Limited,
NECA, y reguladores Estatales, dependiendo ambos del Gobierno Nacional.
Además, The Australian Competitioon and Consumer Commission, ACCC,
determina la remuneración del servicio de transporte y aprueba los cambios en
The National Electricity Code ( ver más adelante ). Por otro lado, The Australian
Securities and Investment Commission, ASIC, es la encargada de regular los
instrumentos financieros utilizados por los agentes para la cobertura del riesgo
derivado de su participación en el mercado.
A1.5.1.3 MODELO DE MERCADO
Mercado físico El NEM es un mercado eléctrico organizado en el que participan agentes de
Nueva Gales del Sur, Victoria, Australian Capital Territory, South Australia y
Queensland. Las reglas de participación en el NEM y el régimen de acceso a
redes están definidos en un código aprobado por el Gobierno Federal, The
National Electricity Code, cuyo cumplimiento supervisa NECA.
En 1991, cuando se decidió su implantación, el único mercado eléctrico
organizado que había sido implantado con éxito era el de Inglaterra y Gales (ver
en este mismo apéndice), de ahí que fuera éste mercado el utilizado como modelo
para el desarrollo del mercado competitivo australiano. NEM es, por lo tanto, un
pool de carácter obligatorio en el que se negocia toda la energía generada, cuya
programación y despacho centralizado realiza NEMMCO.
Existen seis tipos de agentes que participan en el mercado organizado por
NEMMCO, pudiendo un agente pertenecer a varios grupos. Estos tipos se
describen a continuación.
277
Generadores Los generadores participan en el mercado enviando a NEMMCO ofertas de precio
y energía. Cada generador está caracterizado por su tamaño y su obligación de
participación en el mercado:
• Según su tamaño existen dos tipos de generadores:
- Scheduled Generators: en general, NEMMCO debe realizar la
programación de las centrales de potencia instalada mayor o igual a
30 MW.
- Non- Scheduled Generators: el resto de generadores.
• Según su obligación de acudir al mercado organizado existen otros dos
tipos:
- Market Generator: generador que debe vender toda su energía a
través del mercado spot de NEMMCO.
- Non-Market Generator: generador que vende toda su energía a un
comercializador local o a un consumidor final situado en el mismo
punto de conexión.
Demanda. Los Market Customers El concepto de Market Customer engloba a comercializadores (Electricity
Retailers) y consumidores finales que compren energía a través de NEMMCO. La
libre elección de suministrador (Full retail competition), está prevista para 2003,
aunque puede variar en los diferentes estados, [NEMMCO, 2002].
Todos los agentes que deseen comprar energía en el mercado de NEMMCO
deber registrarse como Market Customers. Los comercializadores tienen también
la opción de comprar directamente a un generador local o de establecer contratos
financieros con los generadores.
278
Los suministradores de los servicios de red (Network Service Providers, NSP)
Son los propietarios y operadores de las redes de transporte o de distribución, a
las cuales debe tener libre acceso todo agente que desee participar en el NEM o
suministrar a comercializadores locales. Los descargos por mantenimiento son
establecidos por NEMMCO de forma que se minimice el impacto en el sistema.
Existen tres categorías de NSP:
• Transmission Network Service Providers (TNSPs): propietarios y
operadores de redes de transporte, cuya capacidad debe conocer
NEMMCO para la correcta operación del sistema.
• Distribution Network Service Providers (DNSPs): propietarios y
operadores de redes de distribución. Pueden ser de carácter público o
privado.
• Market Network Service Providers (MNSPs): son los propietarios de una
línea de interconexión entre dos áreas de diferente precio, Merchant line.
Mediante un proceso de ofertas, los MNSPs ofrecen la capacidad de su
línea, que es despachada por NEMMCO. Actualmente sólo existe un MNSP
llamado Directlink, que une Nueva Gales del Sur y Queensland.
Traders Agentes que desean participar en el Settlement Residue Auction, una subasta en
la que se negocian los derechos de cobro de las diferencias de precios entre
regiones del NEM (Inter-Regional Settlement Residue, IRSR). Son, por lo tanto,
una forma de Derechos Financieros de Transporte (Financial Transmission
Rights). La negociación de estos derechos permite a los agentes (generadores,
279
market customers y traders) realizar coberturas del riesgo derivado de los
contratos entre regiones con diferente precio o referenciados al precio de otra
región.
El funcionamiento del mercado spot El mercado spot es el mercado en el que los generadores son pagados por la
energía que venden y los Market Customers pagan por la energía que consumen
a un único precio en cada región, calculado cada media hora y conocido como
precio spot. En el mercado spot, los scheduled generators1 realizan ofertas de
precio y energía a NEMMCO, existiendo tres tipos de ofertas:
• Daily bids: ofertas referidas a la energía a producir el día D, que deben ser
enviadas antes de las 12:30 h. del día D-1.
• Re-bids: ofertas referidas a la energía producir el día D, que pueden ser
enviadas desde las 12:30 h. del día D-1 hasta aproximadamente 5 minutos
antes del tiempo real en el día D. Estas ofertas sólo pueden hacerse por
motivos de cambio en las condiciones de disponibilidad y no puede variarse
el precio de la oferta original.
• Default-bids: ofertas por defecto en el caso de no haberse enviado daily-
bids.
El cálculo del precio spot requiere, por lo tanto, de dos etapas:
• Predespacho
Utilizando las ofertas simples enviadas en orden creciente de precios, NEMMCO
selecciona aquellos generadores que entrarán en funcionamiento en cada
1 No hay ofertas por parte de la demanda. Tan sólo se permite a los grandes consumos especificar su desconexión o conexión al sistema dependiendo de los precios del mercado.
280
momento del día D y la cantidad de energía que deberán producir para satisfacer
la demanda. La selección se realiza basándose en la solución de suministro de la
demanda que sea más eficiente en términos de coste.
• Despacho:
En el día D, la casación se realiza independientemente para cada periodo de 5
minutos a partir de las ofertas, los factores de pérdidas y teniendo en cuenta las
restricciones de capacidad de transporte. Por lo tanto, las instrucciones de
NEMMCO a cada generador sobre la cantidad de energía a producir son enviadas
a éstos cada cinco minutos.
El precio marginal de cada región en cada intervalo de 5 minutos es el valor de la
oferta de generación más cara que haya sido utilizada en esa región. Sin
embargo, el precio spot del mercado diario en cada región es semihorario y se
calcula como la media de los 6 precios obtenidos en cada periodo de media hora.
Existe un precio máximo regulado, que equivale a oferta más cara que pueden
realizar los generadores y al precio del mercado en el caso de ser necesario el
deslastre de cargas (precio de la energía no suministrada).
281
A1.6 AMÉRICA DEL SUR
En América del Sur conviven países pioneros en el proceso de liberalización,
como Chile o Argentina, con países en los que no ha tenido lugar ningún proceso
de reformas y el sector continúa controlado por el Estado, como Paraguay o
Uruguay. La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del
estado del sector en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio Argentina D C B C Bolivia F B C E Brazil B B C A Chile C C C C Colombia E B C E Ecuador A B A A Guyana A A A A Paraguay A A A A Perú F B C C Surinam A A A A Uruguay A A A A Venezuela E B A A
A1.7 AMÉRICA CENTRAL La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del
sector en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio
Central America and
the Caribbean A B A A
282
A1.8 AMÉRICA DEL NORTE La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del
sector en cada país.
País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio Canada E B A B México A B A A United States F C A B
A1.8.1 ESTADOS UNIDOS Como uno de los mercados más importantes dentro de Estados Unidos, se analiza
el mercado de PJM.
A1.8.1.1. PROCESO DE IMPLANTACIÓN PJM existe desde 1927, cuando tres empresas eléctricas1 realizaron el primer
acuerdo de intercambio de energía, el PA-NJ Agreement. Este acuerdo se
mantuvo en vigor durante casi 30 años, hasta que PJM se expandió a su actual
zona en 1956. Durante varios años antes de 1927, las empresas ya habían
obtenido beneficios interconectando instalaciones de sus respectivos sistemas.
Esto les llevaba a reducir las necesidades de capacidad instalada y de reserva,
menores costes de operación, y a la mejora de la fiabilidad del suministro. El
acuerdo hacía que cada empresa fuera la responsable técnica y económica de su
red de transporte, que debía estar disponible para el intercambio de potencia entre
ellas, y permitía el apoyo mutuo ante contingencias. Cada empresa designaba un
representante en el Comité de Operación. Existía también un Grupo de Operación
1 PSE&G,PECO y PP&LL
283
y Despacho que llegó a tener responsabilidades como la coordinación de las
labores de mantenimiento de los grupos, y la predicción de la demanda.
En 1955, dos nuevas empresas eléctricas1 se unen al PA-NJ, que sufre algunas
modificaciones, dando lugar al PJM Agreement del 26 de septiembre de 1956: se
crea un Comité de Gestión (formado por un miembro de cada empresa) y un
Comité de Operación que sustituyen a los anteriores Comité de Operación y
Grupo de Operación y Despacho.
En 1967, las empresas miembros de PJM firmaron el Extra High Voltage
Transmission System Agreement (EHV Agreement), un acuerdo que establecía los
derechos y obligaciones de las empresas de PJM en relación a la red de
transporte de 500 kV (pagos y cobros por el uso de la red, acceso a la misma...).
La operación de la red continuaba rigiéndose por el PJM Agreement.
En 1973, PJM ya tenía la capacidad técnica para realizar un despacho de
generación de forma centralizada a través de la Oficina de Interconexión y
consideraba a todos los sistemas interconectados como un único sistema con
despacho económico centralizado con las restricciones impuestas por la seguridad
del propio sistema y la disponibilidad de combustible. La planificación a largo plazo
era realizada por cada empresa, pero de forma coordinada con el resto de
miembros de PJM para que ésta fuera coherente con las necesidades de fiabilidad
comunes. La Oficina de Interconexión era gestionada por PECO Energy Sistems,
uno de los miembros de PJM, hasta que en 1993 pasó a ser responsabilidad de
PJM Interconnection Association, gestionada por todos los miembros de PJM.
El 29 de Marzo de 1995 la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) publicó
una propuesta para la transición a la competencia de los mercados de electricidad.
El 24 de abril de 1996 la FERC publica la Order 888 con los objetivos de eliminar
1 BG&E y GPU. También estaban incluidas las cuatro empresas filiales de GPU: Pennsylvania Electric Company, Metropolitan Edison Company, New Jersey Power & Light Company, y Jersey Central Power & Light Company.
284
las barreras a la competencia en los mercados eléctricos. Entre otras medidas, la
Order 888 impuso la obligatoriedad, para los sistemas eléctricos interconectados
como PJM, de crear un Operador de Sistema Independiente (Independent System
Operator, ISO) encargado de la operación de la red de transporte y de la gestión
de un mercado eléctrico regional. Para llevar a cabo la reestructuración PJM1 se
sirvió de una serie de acuerdos2, pero el plan fue rechazado por la FERC3 en
primera instancia, para ser luego aceptado el 28 de Febrero de 1997, tras una
serie de cambios. El 31 de marzo de 1997 los miembros de PJM deciden
transformar PJM Interconnection Association en sociedad anónima, pasando a ser
PJM Interconnection, LLC y el 1 de abril de ese año, PJM firma con la FERC el
Operating Agreement, que sustituye al PJM Agreement de 1956. El 25 de
noviembre de 1997 PJM es constituido como ISO (Independent System Operator).
El 13 de Marzo de 1999 la FERC emite una propuesta para unir todas las redes de
transporte de EEUU en Regional Transmission Organizations (RTOs) y el 20 de
Diciembre la Orden 2000, que obliga a las compañías propietarias de las
infraestructuras de red que participan en el comercio eléctrico entre diferentes
estados a formar RTOs. El 11 de octubre de 2000, PJM crea su RTO, de acuerdo
con la Orden 2000.
A1.8.1.2 ESTRUCTURA ACTUAL PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operación
del mercado eléctrico. También es el operador de la red de transporte (TSO,
Transmission System Operator), y mantiene acuerdos con los propietarios de la
red, cuya propiedad es independiente de PJM.
ISO
1 PECO Energy se desvinculó del resto de miembros de PJM y llevó a cabo un plan de reestructuración alternativo. 2 Transmission Owners Agreement, Mid-Atlantic Market Operations Agreement, Reserve Sharing Agreement, PJM Independent System Operator Agreement, y PJM Dispute Resolution Agreement. 3 El plan de PECO Energy también fue rechazado.
285
PJM es el Operador del Sistema, independiente de las actividades de la red de
transporte.
MO PJM es el Operador del mercado.
Regulación En Pennsylvania, el regulador es Pennsylvania PUC. Además, FERC es la entidad
que define las normas de funcionamiento de PJM.
A1.8.1.3 MODELO DE MERCADO El mercado eléctrico de PJM, PJM Interchange Energy Market (PX) comenzó el 1
de abril de 1997 y dispone en la actualidad de los siguientes tipos de mercado:
Mercado de Energía (eMKT / eEES ) El mercado de energía comprende un mercado diario, celebrado el día antes del
suministro físico (D-1), y un mercado en tiempo real, cada 5 minutos durante el día
D.
Mercado diario Los miembros de PJM pueden negociar la energía para el día siguiente a través
del mercado diario organizado por PJM. En la misma subasta se asignan los
agentes que participarán en los servicios complementarios.
Los agentes envían voluntariamente ofertas de compra y venta de energía al
mercado organizado el día antes. Con esas ofertas, PJM realiza la programación
horaria o Unit Commitment utilizando modelos de optimización para decidir, en un
horizonte diario, el despacho de generación que satisface la demanda no incluida
en contratos bilaterales de la forma más eficiente. El despacho se realiza teniendo
en cuenta las restricciones del sistema, la programación de los contratos
286
bilaterales y las ofertas enviadas por los agentes en lugar de los costes de la
generación como se hacía en ausencia de mercado.
PJM también determina el precio marginal del sistema en cada nudo (Locational
Marginal Price, LMP) para cada hora del día siguiente, que es el coste marginal de
suministrar un incremento de demanda en ese nudo. El cálculo de los precios LMP
se realiza utilizando un método de optimización que minimice los costes, dadas las
ofertas de los generadores y ciertas condiciones esperadas para el día siguiente,
com el estado del sistema y las restricciones de red. El precio LMP en el nudo al
que esté conectado un generador, es el precio al que es pagada la energía que
suministra. El precio LMP en el nudo al que está conectado una carga, es el precio
al que ésta debe pagar la energía que consuma. Las diferencias de precio entre
los nudos de generación y consumo, que ponen de manifiesto la existencia de
congestiones, se utilizan para determinar la remuneración del transporte entre los
nudos.
Si no hay restricciones de red en una hora, el LMP es igual en todos los nodos del
sistema al precio de la oferta de venta más cara que opera en esa hora. Cuando
existen congestiones en la red de transporte, PJM se ve obligado a despachar a
generadores más caros (que no habrían resultado despachados en ausencia de
congestiones) para no sobrepasar la capacidad de las líneas. PJM determina el
coste de las congestiones de forma implícita y explícita:
• Implícitamente: Cuando existen congestiones en la red de transporte, los
consumos pagan a su precio LMP y los generadores cobran a su precio
LMP. La diferencia entre todos los pagos y los cobros es un cargo
implícito por la congestión, C1.
• Explícitamente, existen dos tipos de cargos por congestión que los
agentes deben pagar de forma individual, dando lugar a una cantidad C2:
287
- Cargos “punto por punto” basados en la diferencia de precio LMP
entre nodo/s de generación y consumo.
- Cargos de red basados en las diferencias de precio LMP entre una
zona de generación y una zona de consumo. Deben pagarlos los
agentes que ejecutan un contrato bilateral físico.
La suma C1+ C2 es el cargo por congestiones de todo el área de control de PJM
(PJM control area congestion charge).
PJM publica los precios nodales de la red de transporte, Locational Marginal
Prices, LMPs (ver Apéndice 1) agrupados por regiones en los llamados “hubs”.
Así, los “hubs” representan una región específica dentro del área de control de
PJM, con un precio que es la media ponderada de los precios nodales (Locational
Marginal Prices, LMPs) de los nudos que forman el “hub”. El precio del “hub” es,
por lo tanto, mucho menos volátil que el precio individual de todos los nodos que lo
componen, por lo que suele utilizarse como el precio de referencia para los
contratos. Existen tres “hubs”: Western Hub (111 nudos), Eastern Hub (237 nudos)
y West Int Hub (3 nudos).
Tipos de ofertas en el mercado diario Los distintos tipos de ofertas disponibles para los agentes, permiten a éstos una
mejor cobertura del riesgo derivado de su participación en el mercado.
• Price sensitive demand bids: ofertas de compra condicionadas a que el precio
LMP sea inferior o igual a cierto valor. Las pueden realizar agentes físicos con
demanda real.
• Decrement bids: ofertas de compra condicionadas a que el precio LMP sea
inferior o igual a cierto valor. Las pueden realizar agentes sin demanda real.
288
• Increment bids: ofertas de venta condicionadas a que el precio LMP sea
superior o igual a cierto valor. Las pueden realizar todos los agentes.
• “Up-to” congestion bids: permiten a los agentes ejecutar un contrato bilateral
físisco que será incluido en la programación diaria sólo en el caso de que los
cargos por congestión (diferencias entre precios LMP del generador y la
demanda) sean inferiores a un cierto valor.
Mercado de ajustes en tiempo real PJM mantiene el equilibrio entre generación y demanda en tiempo real ajustando
la programación de los generadores o de los intercambios, para lo cual utiliza un
mercado en tiempo real que calcula los precios LMP basándose en la situación
actual del sistema.
Para determinar las condiciones de operación del sistema, PJM resuelve un
modelo de estimador de estado cada 5 minutos y calcula, basándose en las
ofertas de los agentes, los precios LMP. El cálculo de los precios LMP se realiza
utilizando un método de optimización que minimice los costes, dadas las
condiciones del sistema (obtenidas del estimador de estado), las restricciones de
red y las ofertas. Como en el mercado diario, el precio LMP es el coste marginal
de suministrar un incremento de demanda en ese nudo.
Las liquidaciones de este mercado están basadas en las desviaciones horarias
respecto al programa resultante del mercado diario y en los precios LMP medios
horarios.
Mercado de Reserva de capacidad de Transporte. (eFTR) Como se ha dicho, cuando existen congestiones en la red de transporte, PJM
recibe más dinero de los consumos que lo que paga a los generadores (debido a
las diferencias de precio LMP).
289
Los derechos de transporte (Fixed Transmisión Rights, FTRs) son un mecanismo
financiero que consiste en contratos que conceden a su propietario los derechos
de cobro (u obligaciones de pago1) basados en la diferencia de precios LMP entre
determinados nodos de la red de transporte.
Existe una subasta mensual en la que los FTRs pueden ser negociados, aunque
también se pueden negociar mediante contratos bilaterales. PJM utiliza un modelo
de programación lineal que evalúa las ofertas de compra y venta y determina el
precio de los FTRs maximizando su valor sujeto a las restricciones impuestas por
la capacidad de las líneas. Cada día, los propietarios de FTRs reciben los ingresos
derivados de las diferencias de precio LMP del mercado diario entre los nudos
correspondientes
Mercado de regulación (eMKT) A cada agente generador (Load Serving Entity, LSE), del área de control de PJM,
se le asigna una cuota de regulación secundaria (proporcional a su cuota de
generación). Cada LSE puede cumplir con sus obligaciones de regulación
secundaria de varias formas:
• Realizando la regulación con sus propios grupos.
• Comprando ese servicio a través de contratos bilaterales.
• Negociando a través del mercado de regulación de PJM (PJM Regulation
Market), que se celebra el día antes del suministro físico (D-1). En este
mercado los generadores envían ofertas horias (en $/MWh) y PJM
selecciona aquellas que minimizan el coste del servicio. En tiempo real, los
generadores son remunerados al precio marginal del sistema (que es la
suma de la oferta de la unidad más cara que ha sido seleccionada y el
coste estimado de oportunidad por no participar de forma completa en el
1 El precio LMP incluye el precio marginal de la energía en un nudo y el coste de la entrega física de la energía en ese nudo debido a las congestiones de red. En consecuencia, si la entrega de energía en un nudo reduce las congestiones del sistema, el precio LMP en ese nudo será negativo.
290
mercado diario de energía) Los agentes que compran este servicio deben
pagarlo a dicho precio marginal del sistema.
Mercados de capacidad a corto y largo plazo (eCapacity) PJM publica periódicamente las necesidades de capacidad de su área de control
para satisfacer la demanda y el adecuado margen de reserva asignando a cada
generador un determinado porcentaje. Si alguno de los generadores no dispone
de dicha capacidad, debe compensar económicamente a aquellos que, para
compensar esa carencia, aportan un mayor capacidad de la que, en principio, les
fue asignada.
Para determina esa compensación existe un mercado de capacidad, en el que los
generadores (LSEs) compran y venden derechos de cobro y obligaciones de pago
por las compensaciones derivadas de la capacidad de generación en exceso o
defecto. Existe una subasta diaria y otra mensual. El precio marginal del sistema
se determina como la intersección de las curvas agregadas de oferta y demanda.
También es posible establecer contratos bilaterales.
291
APÉNDICE 2
ÍNDICES DE TABLAS Y FIGURAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7.
ÍNDICE DE TABLAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7 Tabla 2.1 Porcentaje de consumidores con capacidad de elección en la
Unión Europea...............................................................................23 Tabla 3.1 Estructura y propiedad de sectores eléctricos antes del
comienzo del proceso de reformas hacia la implantación de un mercado competitivo. ....................................................................29
Tabla 3.2 Modelo actual de mercado y de propiedad en sectores
eléctricos ......................................................................................47 Tabla 4.1 Experiencias Internacionales en mercados de derivados
eléctricos. Principales propiedades. ..............................................65 Tabla 4.2 Propiedad del OM y el OS en diversos países ..............................70 Tabla 5.1 Parámetros característicos del precio horario en mercados spot
de Europa ...................................................................................129 Tabla 5.2 Parámetros característicos del precio horario en mercados spot
de América del Norte ..................................................................132 Tabla 5.3 Parámetros característicos del precio horario en mercados spot
de Australia .................................................................................136
292
Tabla 5.4 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado en mercados spot de Europa. .....................................................139
Tabla 5.5 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado
en mercados spot de América del Norte. ....................................140 Tabla 5.6 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado
en mercados spot de Australia. ..................................................141 Tabla 5.7 Parámetros característicos de la energía y el volumen de
negocio en mercados spot de Europa. .......................................142 Tabla 5.8 Parámetros característicos de la energía y el volumen de
negocio en mercados spot de América del Norte. ......................144 Tabla 5.9 Parámetros característicos de la energía y el volumen de
negocio en mercados spot de Australia. .....................................145 Tabla 5.10 Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de
Europa. .......................................................................................146 Tabla 5.11 Porcentaje de energía negociada en el mercado spot respecto
del consumo neto en el año 2001. Mercados de Europa. ..........147 Tabla 5.12. Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de
América del Norte .......................................................................148 Tabla 5.13 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado
en mercados spot de Australia ....................................................149
293
ÍNDICE DE FIGURAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7 Figura 2.1 Comparación de la eficiencia de las turbinas de gas de ciclo
simple y de ciclo combinado. ........................................................ 14 Figura 2.2 Modelo de monopolio. Diversas estructuras................................... 16 Figura 2.3 Modelo 2: Monopsonio ................................................................... 19 Figura 2.4 Modelo 3: Competencia mayorista y minorista ............................... 21 Figura 2.5 Modelo 4: Libertad de elección para todos los consumidores ........ 24 Figura 3.1 Separación operacional de actividades verticalmente
integradas. Representación esquemática. ................................... 32 Figura 3.2 Separación vertical de actividades verticalmente integradas
Representación esquemática. ...................................................... 36 Figura 3.3 Separación horizontal de actividades ............................................. 38 Figura 3.4 Implantación de un mercado competitivo. ...................................... 40 Figura 4.1 Casación simple. ............................................................................ 53 Figura 5.1 Precios horarios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado spot de OMEL ................................................................ 76 Figura 5.2 Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot
OMEL............................................................................................ 77 Figura 5.3 Energía diaria negociada en el mercado spot OMEL ..................... 78 Figura 5.4 Energía mensual negociada en el mercado spot OMEL ................ 79 Figura 5.5 Volumen de negocio diario en el mercado spot OMEL................... 80 Figura 5.6 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado spot Nord Pool ............................................................... 81 Figura 5.7 Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot de
Nord Pool. .................................................................................... 82 Figura 5.8 Energía diaria negociada en el mercado spot Nord Pool ............... 82 Figura 5.9 Energia mensual negociada en el mercado Nord Pool................... 82 Figura 5.10 Volumen diario de negocio en el mercado spot Nord Pool. ......... 84
294
Figura 5.11 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot de EEX y de LPX.................................................... 85
Figura 5.12 Precios medios mensuales ponderados en los mercados spot
de EEX y LPX. ............................................................................. 86 Figura 5.13 Energía diaria negociada en el mercado spot de EEX y LPX. ..... 87 Figura 5.14 Energía mensual negociada en los mercados de EEX y LPX ...... 88 Figura 5.15 Volumen diario de negocio el mercado spot de EEX y LPX. ....... 89 Figura 5.16 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado spot APX ....................................................................... 90 Figura 5.17 Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot
APX .............................................................................................. 91 Figura 5.18 Energía diaria negociada en el mercado spot APX ...................... 92 Figura 5.19 Energía mensual negociada en el mercado spot APX. ................ 93 Figura 5.20 Volumen diario de negocio en el mercado spot APX.................... 94 Figura 5.21 Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Western
Hub). ............................................................................................ 95 Figura 5.22 Precios medios mensuales en PJM (Western Hub) .................... 96 Figura 5.23 Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (West Int
Hub). ............................................................................................ 97 Figura 5.24 Precio medio mensual en PJM(West Int Hub). ............................. 97 Figura 5.25 Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Eastern
Hub) .............................................................................................. 98 Figura 5.26 Precio medio mensual en PJM.(Eastern Hub).............................. 99 Figura 5.27 Energía diaria negociada en el mercado diario de PJM ............. 100 Figura 5.28 Energía mensual negociada en el mercado diario de PJM. ....... 101 Figura 5.29 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado diario de Alberta. ......................................................... 102 Figura 5.30 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario
Alberta. ...................................................................................... 103 Figura 5.31 Energía diaria negociada en el mercado Alberta. ...................... 104
295
Figura 5.32 Energía mensual negociada en el mercado diario Alberta. ....... 105 Figura 5.33 Volumen de negocio en el mercado diario Alberta. ................... 106 Figura 5.34 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado diario NEMMCO(New South Wales). ......................... 107 Figura 5.35 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario
NEMMCO (New South Wales). .................................................. 108 Figura 5.36 Energía diaria negociada en el mercado NEMMCO (New
South Wales). ............................................................................ 108 Figura 5.37 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO
(New South Wales). ................................................................... 109 Figura 5.38 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO
(New South Wales). .................................................................... 110 Figura 5.39 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado diario NEMMCO (Queensland) ................................... 111 Figura 5.40 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario
NEMMCO (Queensland). ........................................................... 112 Figura 5.41 Energia diaria negociada en el mercado diario NEMMCO
(Queensland). ............................................................................ 112 Figura 5.42 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO
(Queensland). ............................................................................ 113 Figura 5.43 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO
(Queensland). ............................................................................ 114 Figura 5.44 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado diario NEMMCO (South Australia). ............................ 115 Figura 5.45 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario
NEMMCO (South Australia). ...................................................... 116 Figura 5.46 Energía diaria negociada en el mercado diario
NEMMCO(South Australia). ....................................................... 116 Figura 5.47 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO
(South Australia). ....................................................................... 117 Figura 5.48 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO
(South Australia). ....................................................................... 118
296
Figura 5.49 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO(Victoria). .......................................... 119
Figura 5.50 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario
NEMMCO (Victoria). .................................................................. 120 Figura 5.51 Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO
(Victoria). ................................................................................... 121 Figura 5.52 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO
(Victoria). ................................................................................... 122 Figura 5.53 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO
(Victoria). ................................................................................... 123 Figura 5.54 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el
mercado diario NEMMCO (Snowy). ........................................... 124 Figura 5.55 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario
NEMMCO (Snowy). ................................................................... 125 Figura 5.56 Energia diaria negociada en el mercado diario NEMMCO
(Snowy). ..................................................................................... 125 Figura 5.57 Energia mensual negociada en el mercado diario NEMMCO
(Snowy). ..................................................................................... 126 Figura 5.58 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO
(Snowy). ..................................................................................... 127 Figura 5.59 Precios horarios en mercados spot de Europa durante 2001..... 130 Figura 5.60 Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de
Europa durante 2001. ................................................................. 130 Figura 5.61 Precios en mercados spot de América del Norte durante
2001. .......................................................................................... 133 Figura 5.62 Diferencia de precios entre PJM Western Int Hub y PJM West
Int Hub ....................................................................................... 134 Figura 5.63 Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de
América del Norte durante 2001. ................................................ 135 Figura 5.64 Precios en mercados diarios de las diferentes zonas de
Australia durante 2001. .............................................................. 137 Figura 5.65 Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados diarios de
Australia durante 2001................................................................ 138
297
Figura 5.66 Comparación de la energía negociada en mercados europeos. ................................................................................... 143
Figura 5.67 Porcentaje de energía en los mercados spot europeos. ........... 148 Figura 6.1 EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en
carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 152
Figura 6.2 EEX. Precio de futuros mensuales en carga base.
Comparación con el precio del mercado diario .......................... 153 Figura 6.3 EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en
carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 154
Figura 6.4 EEX. Precio de futuros mensuales en carga pico. Comparación
con el precio del mercado diario ................................................ 155 Figura 6.5 EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales
en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 156
Figura 6.6 EEX. Precio de futuros trimestrales en carga base.
Comparación con el precio del mercado diario .......................... 157 Figura 6.7 EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales
en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 158
Figura 6.8 EEX. Precio de futuros trimestrales en carga pico.
Comparación con el precio del mercado diario .......................... 159 Figura 6.9 EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en
carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 160
Figura 6.10 EEX. Precio de futuros anuales en carga base. Comparación
con el precio del mercado diario ................................................ 161 Figura 6.11 EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en
carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 162
Figura 6.12 EEX. Precio de futuros anuales en carga pico. Comparación
con el precio del mercado diario ................................................. 163
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