Jornada del Mercado Eléctrico.

Santillana del Mar, 13 de noviembre del 2002

CONTENIDOS

Mercados de Producción.

• Agentes de mercado.

• OM y OS.

• Procesos de mercado.

o Mercado diario.

o Restricciones técnicas.

o Mercados intradiarios.

o Procesos de gestión técnica del sistema.

•Precio final

El mercado ibérico

Inglaterra y Gales

Alemania

AGENTES DE MERCADO

OMEL

Productores

AutoproductoresRégimen especial

Agente externovendedor

Consumidor cualificado

Comercializador

Distribuidor

Agente externo comprador

VentaCompra

MERCADO DIARIO

Periodo de programación: 24 horas del día siguienteRecepción de ofertas: hasta las 10.00 del día D-1

– Ofertas de venta: precio-cantidad y opcionalmente condiciones complejas.

– Ofertas de compra: precio-cantidad

energía

Punto de corte.Pm el de la última

oferta de venta casada

p

pm

MERCADO DIARIO

SITUACIONES DE REPARTO

Pm

Demanda no servida sobre marginal

PmInsuficientes ofertas de compra

LIQUIDACIÓN

•Precio único para cada hora: precio marginal horario•Derecho de cobro: energía vendida * pm

•Obligación de pago: energía comprada * pm

MERCADO DIARIO

RESTRICCIONES TÉCNICAS

RESOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICASLas restricciones se solucionan retirando o incorporando ofertas de ventaLIQUIDACIÓN

•Ofertas de venta retirada: obligación de pago. energía retirada * pm

•Ofertas de venta incorporadas: derecho de cobro energía incorporada * po

•Sobrecoste de restricciones: se repartirá entre las unidades de adquisición del mercado diario y contratos bilaterales físicos en función de la energía del PBFSobrecoste= energía incorporada * po - energía retirada * pm

sobrecoste

p

q

pm

E1 E2

Obligación de pago energía retirada

Derecho de cobro energía nueva

Ingresos del mercado

Costes del mercado

MERCADO INTRADIARIO

•Mercado de ajustes

•Existen seis sesiones

•No es obligatorio participar en él

•Agentes participantes:

– Todos los agentes de venta que lo deseen

– Los agentes compradores que hayan participado en el

mercado diario o en contratos bilaterales físicos

•Precio único para cada hora y cada sesión:

precio marginal horario

•Derecho de cobro: energía vendida * pm

•Obligación de pago: energía comprada * pm

•No se generan sobrecostes por resolución de restricciones técnicas

MERCADO INTRADIARIO

SESI ON SESION SESION SESI ON SESI ON SESION1º 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª

Apertura de Sesión

16.00 21.00 1.00 4.00 8.00 12.00

Cierre de Sesión 17.45 21.45 1.45 4.45 8.45 12.45

Casación 18.30 22.30 2.30 5.30 9.30 13.30

Recepción de Desgloses 18.45 22.45 2.45 5.45 9.45 13.45

Análisis de Restricciones

19.20 23.10 3.10 6.10 10.10 14.10

Recuadre por Restricciones Publicación

PHF

19.35 23.20 3.20 6.20 10.20 14.20

28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 13 horas 9 horas

(21-24) (1-24) (5-24) (8-24) (12-24) (16-24)

El primer intradiaro afecta a 4 horas de ese mismo día más las 24 del día posterior. El horizonte siempre se refiere a la hora de apertura del intradiario

Horizonte de Programación

(Periodos horarios)

De 20:00 de hoy a 23:59 de

mañana

De 0:00 de mañana a 23:59 de mañana

De 4:00 de hoy a 23:59 de hoy

De 7:00 de hoy a 23:59 de hoy

De 11:00 de hoy a 23:59 de

hoy

De 15:00 de hoy a 23:59 de

hoy

PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA

• Se trata de una serie de procesos necesarios para asegurar el suministro en condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad y para cubrir las desviaciones con respecto a lo contratado.

• Distinguiremos los siguientes procesos– Servicios complementarios: banda de potencia de regulación

secundaria– Gestión de desvíos– Servicios complementarios: regulación terciaria– Servicios complementarios: regulación secundaria

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

1 Gestión de Desvíos •Entre 2 sesiones de intradiarios•Si desvíos > 300 MWh•Comunicación saldo a cubrir

2 Tiempo real. Cobertura desvíos medidos•Banda de potencia de regulación•Regulación secundaria y terciaria

INGRESO FINAL

Mercado diario Precio marginal x Energía

6 intr

adia

rios

Precio marginal x Energía

+/-

Desvíos Sobrecostes de desvíos

Regulación en tiempo real Sobrecostes de regulación

Liquidación del mercado

Garantía de potencia 9.02 €/MWh x Energía vertida

COGENERADORES

PRECIO FINAL

UnidadRetribución

MediaPrecio Pool

EstudioPrima R. Especial

Garantía de potencia

Incentivo Transitorio

Servicios Complem.

Ajustes desvíos y BS

€/MWh 62.10 36.10 0.00 9.02 17.55 0.00 -0.57

Pta/kWh 10.33 6.01 0.00 1.50 2.92 0.00 -0.10% 100.0% 58.1% 0.0% 14.5% 28.3% 0.0% -0.9%

Mercado Ibérico

• Energía eléctrica en Iberia: 245,4 TWh:– 40 TWh en Portugal (16%)– 205,4 TWh en España (84%)

• Gas en Iberia: 242 TWh:– 2,8 bcm = 30,1 TWh en Portugal (12%)– 19,6 bcm = 211,9 TWh en España (88%)

• España-Portugal:– Import:[600, 850] MW; – Export: [750, 1050] MW; Gasoductos Portugal 3 bcm

• España-Marruecos:– Import:[350, 500] MW; Gasoducto Magreb: 6,6 bcm– Export: [300, 400] MW

• Capacidad reducida con resto Europa (Francia):– Import:[800, 1200] MW; Gasoducto Lacq: 2,2 bcm– Export: [750, 1000] MW

Mercado Ibérico

ORGANIZACIÓN MIBEL• Contratación bilateral física entre agentes

(sin desarrollarse en España)• Contratación organizada:

– Operador del MIBELMercado ¿spot o bilateral? + Mercados de servicios

complementarios + desvíos

– Operación coordinada de ambos sistemas por ISOs nacionales

– Mercado de capacidad de intercambio fronterizo: ¿Propuesta Francia-España?

– Mercado de forwards (OTC) y futuros

Mercado Ibérico

MARKET SPLITTING

• ¿Surgirá un precio spot portugués análogo al español?

• ¿Cómo se asignará y a qué precio la utilización de las interconexiones?

• La convergencia de precios España/Portugal será:

¿En el mercado mayorista?

¿En el mercado de contratos?

¿En ambos?/¿En ninguno?

• ¿Cuánto tardarán en surgir spreads de cobertura?

Mercado Ibérico

NUEVA REGULACIÓN

• ¿Cómo sobrevivirán la garantía de potencia y los CTCs en España?

• ¿La separación entre negocios regulados y negocios en competencia será simétrica en los dos países?

• Los consumidores que vayan al mercado de contratos: ¿pagarán los mismos costes regulados a un vendedor de España que a uno de Portugal?

Mercado Ibérico

LOS PRECIOS Y EL MIBEL•Los precios spot de España continuarán siendo altos y

volátiles (mercado cerrado con pocos oferentes)

•Los precios spot de Portugal son una incógnita (según los intercambios actuales, la influencia sobre el precio ibérico será pequeña)

•¿Cómo anticipar precios y volatilidades ibéricas? (influencia de factores no estocásticos: poder de mercado, incertidumbre regulatoria, aparición de un mercado de contratos, market splitting estructural, asignación de capacidad de interconexión...

•Ausencia de liquidez para coberturas a plazo distintas de la integración vertical o contratos REN (OTC: Unos 15 TWh/año en 2001)

Inglaterra y Gales

•Neta fue introducido en mazo del 2001•Operaciones a plazo y futuros

– Desde el día siguiente hasta varios años

•Mercados spot (contado)– Operaciones a corto plazo, operaciones

mediohorarias

•Liquidación de desvíos – Por exceso y por defecto– Por desvíos con los contratos comunicados

•Mecanismo de balance•Ancillary services

– Reserva, contratos a largo plazo

Inglaterra y Gales

NETA trading

Cierre de mercado

PeriodoNegociado

De Balance

Mecanismo

tiempo

T - 24 horasT - 1 hora T=0Desde varios

años antes

MercadoSpot

Mercados financieros

Swaps y opciones

Otros instrumentos financieros

Mercados a plazo

OTC Trading

Contratos estandarizados

Negociación Mercados

Fuente: Ofgem

Inglaterra y Gales

Inglaterra y Gales

•La factura media doméstica: de ₤ 365 en 1990 a ₤250 en 2002•Gran cantidad de consumidores han cambiado de suministrador•El precio mayorista ha bajado un 40% desde el 1998•El volumen negociado se ha duplicado desde que se introdujo NETA•Todo debido a una fuerte competencia y una gran cantidad de potencia instalada•Fusiones y el cierre de alguna planta conllevarán una recuperación de los precios

Alemania (1)

•Población 82.5 millones•Capacidad de generación 113 GW•1935-1998: Energy Act.

– Muchas compañías, grandes y pequeñas, con mezcla de propiedad pública y privada

– Cartel: contratos de demarcación: acuerdos para

no competirContratos de concesión: licencias para

utilizar suelo público para infraestructuras. Se dan en exclusiva con lo que la competencia no es posible

Alemania (2)

•1998 New Electricity Act

– No se creó un regulador independiente

– El mercado se autorregula por medio de

acuerdos entre las partes

– Todos los consumidores son elegibles

– Accesos a la red negociados (NTPA)

– 6 Operadores de la red de alta

– 60 eléctricas regionales (2001)

– 900 eléctricas municipales

Alemania (3)

Fuente: Anna Jasper-Martens. EnergyByNet

Comercializador independiente

Operador de red

Distribuidor local

Cliente

Contrato de

suministro

Contrato de acceso a red

Contrato del Grupo de Balance

Contrato marco

Comercializador independiente

Operador de red

Distribuidor local

Cliente

Contrato de

suministro

Contrato de acceso a red

Contrato del Grupo de Balance

Contrato marco

1.- El suministrador independiente firma un contrato con el cliente

2.-El cliente tiene que firmar un contrato para asegurarse el acceso a la red. El contrato detalla el coste del acceso

3.-Adicionalmente el contrato se firma detallando las condiciones técnicas que aplican al cliente para el uso de la red

4.-Normalmente el cliente da poderes al comercializador para que firme los contratos de acceso a redes. Los comercializadores y las compañías locales de distribución negocian acuerdos marco estipulando las reglas para el acceso de un gran número de clientes

5.-El comercializador y el gestor del sistema diseñan un contrato detallando reglas, regulación y costes

Alemania (4)

•Trading de energía

– OTC bilateral

– Mercados oficiales de energía.

Fusión de EEX y Leipzig PE

89 miembros

Spot trading para contratos horarios

Spot trading para bloques de horas

Contratación física

Liquidación financiera

EEX contrapartida de todas las operaciones

Trading anónimo

Contratación horaria / Bloques sintéticos

1

432

24 Horas

20

Horas

Trading de bloques

0

Base Load

8

Peak Load

Alemania (5)

•1/3 del mercado industrial alemán ha cambiado de suministrador hasta el 2001•Menos del 10% de los consumidores domésticos han cambiado de suministrador hasta el 2001Los nuevos entrantes se quejan de que el mercado no está liberalizado por completo porque los principales operadores de red y las compañías de suministro regional hacen muy difícil a los consumidores poder cambiar de suministrador•Presiones para que se reduzcan el número de compañías mediante compras y fusiones