mecanismo de garantías eficientes para transferencias en...

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Mecanismo de garantías eficientes para transferencias en el mercado

Spot chileno

Hernán Valenzuela Mejías Gerardo Pinto Castro

Fecha : 30 de Mayo del 2012

Supervisor Externo: Rodrigo Quinteros. SN Power Profesor : Hugh Rudnick

Mecanismo de garantías eficientes para transferencias en el mercado Spot chileno

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INDICE 1. Introducción................................................................................................. 3

2. Objetivo ....................................................................................................... 4

3. Antecedentes .............................................................................................. 4

3.1 Contexto General...................................................................................... 4

3.2 Caso Campanario ..................................................................................... 5

3.3 Posibles cambios estructurales impulsados por el Gobierno.................... 6

4. Situación internacional en el uso de mecanismos de garantías.................. 7

4.1 Instrumentos Financieros.......................................................................... 7

4.2 Mecanismo de Garantías financieras en diversos mercados.................... 8

4.3 Garantías financieras en Mercados Eléctricos.......................................... 9

4.4 Tipos de Riesgos en Mercados Financieros ........................................... 27

5. Visión de actores del sector eléctrico en el ámbito de las garantías. ........ 29

6. Propuestas para el mercado eléctrico Chileno.......................................... 31

7. Conclusiones y recomendaciones............................................................. 37

8. Anexos. ..................................................................................................... 39

8.1 Mercado Ibérico. ..................................................................................... 39

9. Referencias revisadas:.............................................................................. 42


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1. Introducción

El buen funcionamiento del mercado Spot se basa en una relación insoslayable entre productores y compradores de energía. El generador tiene la obligación legal de producir y el comercializador la de pagar. El sistema eléctrico interconectado permite que se realicen retiros sin imponer condiciones, sobre la base que se pagará lo que corresponda al momento del balance de energía. A su vez el comercializador va a comprar al mercado Spot bajo el supuesto que siempre habrá disponibilidad de energía para poder cumplir con sus compromisos contractuales. Cabe señalar que en Chile la figura del productor y comercializador se funden en la misma persona. Actualmente el mercado eléctrico chileno carece de instrumentos de respaldo para las obligaciones económicas. Luego del caso de insolvencia de una empresa generadora que derivó en su quiebra, quedó al descubierto la necesidad de implementar un esquema a nivel de Ley o Reglamento, que permitiese mitigar el riesgo de que un evento de esa naturaleza volviera a tener ocasión. Contar con un mecanismo que permita garantizar los pagos entre los agentes del Spot, evitando el rompimiento de la cadena de pagos, resulta indispensable para asegurar la seguridad financiera y seguridad de suministro del sistema. Es una condición esencial que el mecanismo propuesto signifique una solución lo suficientemente robusta para garantizar los pagos entre agentes y que a su vez no signifique generar mayores barreras de entrada y encarecimiento del precio de la energía.


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2. Objetivo

Analizar y proponer mecanismos aplicables al mercado Spot chileno, para garantizar los pagos de transferencias en dicho mercado y mitigar el riesgo de rompimiento de la cadena de pagos producto de la insolvencia de alguno de los participantes del mismo.

3. Antecedentes

3.1 Contexto General Las transferencias de energía, realizadas por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), tienen por objeto determinar los montos así como las empresas deudoras y acreedoras que resulten del intercambio. El sector eléctrico tiene la particularidad de que la producción de energía es independiente de la que se comercializa. Así las centrales de generación operan en forma coordinada y centralizada a través del CDEC. Éste tiene por objetivos principales la seguridad del sistema y operación a mínimo costo, por lo que toma la decisión de cuanto debe producir una planta generadora en cada momento del tiempo atendiendo el orden de mérito económico y restricciones propias del sistema. La comercialización en tanto tiene un amplio margen de actuación, donde el mismo propietario de la unidad generadora tiene la opción de tomar ó no compromisos a través de contratos. En la legislación vigente las figuras de productor y comercializador recaen en la misma persona, así cualquier propietario de un medio de generación que interconecte su planta al sistema tiene el derecho de comercializar energía eléctrica. Luego en la actividad de generación se distinguen dos tipos de mercados, el mercado Spot y el mercado de contratos. El mercado Spot surge de la operación centralizada y se realiza la compraventa de energía al costo marginal de corto plazo. Una vez realizado el despacho económico de las unidades, el costo marginal está dado por el costo variable de la última unidad generadora en ser despachada que está en condiciones de abastecer un incremento en la demanda. En el mercado de contratos las empresas generadoras negocian libremente los montos y precio de la energía con sus consumidores, ya sea en contratos bilaterales con clientes libres ó a través de licitaciones con distribuidoras para el abastecimiento de clientes regulados. A través de este mecanismo los consumidores tienen mayor certeza del suministro como también una menor exposición a las fluctuaciones del Spot y los generadores tienen la ventaja de reducir la variabilidad de sus ingresos y facilitar la obtención de financiamientos. A raíz de la situación de insolvencia por parte de la empresa generadora Campanario, quedó en evidencia la falta de un sistema que permita


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garantizar los pagos en este mercado. Por lo tanto resulta de gran importancia definir un sistema claro que evite comprometer la cadena de pagos y seguridad del sistema.

3.2 Caso Campanario

La empresa Campanario Generación se transformó en la primera firma eléctrica del sector que, debido a sus situaciones de no pago en el mercado Spot, debió declararse en quiebra. En febrero de 2009, esta generadora se adjudicó los contratos de energía de CGE Distribución y SAESA. Los precios a los cuales obtuvo las licitaciones de suministro estuvieron entre 110 US$/MWh y 120 US$/MWh. Un elemento importante a considerar en esta situación es que la unidad generaba con combustible gas natural y diesel, que no corresponde a generación de base (hidroelectricidad, carbón) que tienen menores costos de operación y por lo tanto tienen mayor certeza de ser despachadas por el CDEC. Durante el año 2011 Campanario debió enfrentar una compleja situación. Al no ser despachada se vio en la obligación de ir a comprar energía en el mercado Spot, donde el costo marginal bordeaba los 200 US$/MWh en el Sistema Interconectado Central (SIC). Este alto valor del mercado Spot del SIC se explica principalmente por la situación de sequía que afecta hasta ahora al territorio centro-sur del país y la estrechez en la oferta que se generó por el retraso de la puesta en marcha de las centrales a carbón Santa María de Colbún y Bocamina II de Endesa. En resumen Campanario Generación realizó una apuesta bastante arriesgada al contratarse a un precio menor que su costo de generación y como resultado, dado los escenarios adversos mencionados, debió comprar energía a un precio mucho mayor al de aquellos fijados en sus compromisos contractuales. La situación de insolvencia de la generadora Campanario afectó la cadena de pagos en el mercado Spot y encendió las alarmas de las autoridades y actores involucrados. Tras varios intentos por salvar la firma, finalmente la generadora solicitó la quiebra debido a su insostenible situación financiera. Al interrumpir la cadena de pagos, se podría comprometer la situación financiera de algunas empresas generadoras, especialmente las pequeñas participantes del mercado. Esta situación eventualmente se traduciría en poner en riesgo la seguridad de suministro del sistema. Por lo tanto plantear un sistema que se anticipe a la ocurrencia de estas situaciones resulta de gran importancia para el sano desarrollo del sector.


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3.3 Posibles cambios estructurales impulsados por el Gobierno.

Debido a lo sucedido en el caso Campanario el gobierno está planteando posibles cambios legales en el sector eléctrico. Éstos estarían principalmente relacionados con otorgar mayores atribuciones a la autoridad, elevar las garantías a las generadoras que ofertan energía y por otra parte ampliar los plazos de licitación de suministro de las distribuidoras. Uno de los cambios que se plantean actualmente está el otorgar mayores atribuciones a la autoridad fiscalizadora para hacer frente a incumplimiento de contratos y ante procesos judiciales que enfrenten las generadoras. Hoy no está estipulado en la legislación que hacer en el caso de que una generadora no pueda cumplir con sus contratos, quién debe hacerse cargo de ellos y como se garantiza el suministro a clientes regulados. Por otro lado está el mejorar los procesos de licitación y elevar las garantías que se exigen a los generadores para cumplir sus compromisos. Actores del sector señalan que si un generador quiere tomar mayores riesgos, debiera estar dispuesto a entregar mayores garantías respecto de su operación. A su vez los suministros eléctricos se licitan tres años antes de comenzar el abastecimiento, plazo que es bastante estrecho considerando la entrada de nuevos actores con oferta de centrales eficientes de base. Por tanto anticipar los plazos de licitación se visualiza como una buena opción de participar de éstas en condiciones de competencia y sin escasez de oferta.


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4. Situación internacional en el uso de mecanismos de garantías

Con la transformación internacional del sector generación hacia mercados liberalizados en inversión y negociación, el mercado de derivados se ha instalado como la solución a la necesidad de instrumentos de cobertura.

Un activo derivado, es un instrumento financiero cuyo valor se basa en el precio de otro activo. El activo del que depende toma el nombre de activo subyacente, que en el caso del mercado eléctrico es el precio de la energía. Los derivados financieros pueden cotizarse en mercados organizados, como el mercado de bolsa, ó en mercados no organizados denominados OTC (Over The Counter).

Para lograr un mejor entendimiento de la situación en la actualidad, resulta útil revisar los instrumentos financieros más comunes y cómo han implementados algunos mercados mecanismos de garantías de forma tal de mitigar el riesgo.

4.1 Instrumentos Financieros

4.1.1 Forwards

Un contrato forward es un acuerdo privado entre dos partes, donde ambas se comprometen a comprar o vender un activo a un precio fijado y en una fecha determinada. La parte responsable de vender el activo se dice que “toma la posición corta”, mientras que la parte que compra “adopta una posición larga” El forward es un contrato hecho a la medida entre las partes involucradas que no se transa en el mercado y una de sus principales características es que no existe pago al momento de suscribir el acuerdo.

En el caso del forward energético el vendedor siempre obtendrá ganancias si el precio Spot es menor al precio de entrega y el comprador obtendrá un margen de ahorro si el precio Spot es mayor al precio acordado. La ganancia de uno es la pérdida del otro.

4.1.2 Futuros

Un contrato de futuro, al igual que un forward, es un contrato o acuerdo que obliga a las partes contratantes a comprar o vender un activo en un tiempo futuro y a un cierto precio establecido de antemano. A diferencia de un contrato forward los contratos de futuro son transados en un mercado organizado con contratos altamente estandarizados y modificados por el precio de mercado.

Una de las principales características es la existencia de un sistema de garantías y liquidación de posiciones. El riesgo de contrapartida, riesgo que


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una de las partes no cumpla el acuerdo, es eliminado con la denominada Cámara de Compensación. Esta entidad se encarga de interactuar con los partes exigiendo garantías y realizando liquidaciones.

4.1.3 Swaps

Un swap o también llamado permuta financiera, es un contrato por el cual dos partes se comprometen a intercambiar flujos de dinero en fechas futuras, según reglas preestablecidas.

Una vez establecido el swap, el precio acordado se trasforma en un precio de venta mínimo para el vendedor y en un costo máximo para el comprador.

4.1.4 Opciones

Una opción es un instrumento financiero derivado que se establece en un contrato y que entrega al comprador el derecho, pero no la obligación, de comprar o vender el activo subyacente en un tiempo determinado a un precio establecido. Existen dos tipos de opciones, la “opción call” que corresponde a la opción de compra y la opción de venta denominada “opción put”.

4.2 Mecanismo de Garantías financieras en diversos mercados.

En la actualidad las Bolsas del mundo están tendiendo a realizar sus transacciones mediante el uso de una Cámara de Compensación (CC) conocidas también como Clearing House o Central Counterparty (CCP).

La CC es una entidad que registra, casa y garantiza las transacciones de futuros y opciones entre varias partes actuando de intermediario entre las partes, convirtiéndose en el comprador de la parte vendedora y vendedor de la parte compradora ayudando al cierre de la transacción. Una CC es diferente de una Bolsa (Exchange), pues en una Bolsa se acuerda la negociación y en la CC se casa.

Las CC garantizan las transacciones al obligar a las partes a poner colateral (deuda pública, dinero) por anticipado para completar la operación, centralizando el riesgo y dejándolo dentro de una entidad (y no en el sistema). Para ello, las CC establecen requerimientos mínimos de márgenes en obligación para las partes que participan, los cuales en algunos casos se transfieren a la CC, y en otros, solo tiene un derecho a pedir el margen pero no lo posee.

El modelo de un sistema que actúa sin CC se puede ver en la figura 4.2.1, en el cual los acuerdos se realizan directamente entre las partes. Mientras


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que en la figura 4.2.2, se observa la presencia de la CC actuando como intermediaria.

Figura 4.2.1. Sistema sin participación de Cámara de Compensación.

Figura 4.2.2. Sistema con participación de Cámara de Compensación.

En general, cada mercado de futuros tiene su propia CC. Por ejemplo, todos los miembros de una Bolsa están obligados a casarse a través de una CC al final del día y depositar una cantidad de dinero con la CC según sus requerimientos de márgenes. En el caso de las entidades financieras, estas usan las CC porque garantizan cobros y pagos entre las partes, lo que mitiga el riesgo de CVA (Ajuste de Valorización de Crédito) y les permite obtener financiación a corto plazo a niveles similares de los que los que obtendrían en el interbancario.

En un principio, las Bolsas no usaban las CC ya que las partes hacían de contrapartes de los acuerdos o la propia Bolsa hacía de garantizador estableciendo un fondo para compensar la quiebra de una de las partes. Este vínculo solo ha aumentado en los últimos años ya que primero empezaron a usarse por las Bolsas de derivados, sistemas de trading y valores.

4.3 Garantías financieras en Mercados Eléctricos.

4.3.1 Mercado Eléctrico en Colombia

4.3.1.1 Descripción del mercado

El sector eléctrico colombiano se fundamenta en el hecho de que las empresas comercializadoras y los grandes consumidores adquieren la


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energía y potencia en un mercado de grandes bloques de energía, el cual opera libremente de acuerdo con las condiciones de oferta y demanda. Para promover la competencia entre generadores, se permite la participación de agentes económicos, públicos y privados, los cuales deberán estar integrados al sistema interconectado para participar en el mercado de energía mayorista. Como contraparte comercializadores y grandes consumidores actúan mediante contratos de energía eléctrica con los generadores. El precio de la electricidad en este mercado se establece de común acuerdo entre las partes contratantes, sin la intervención del Estado.

La operación y la administración del mercado la realiza la Compañía de Expertos en Mercado (XM), empresa filiar de ISA (Compañía de Interconexión Eléctrica) que tiene a su cargo las funciones de: Centro Nacional de Despacho (CND); Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC); y Liquidador y Administrador de Cuentas de cargos por Uso de las Redes del SIN (LAC). El siguiente cuadro esquematiza de manera global el mercado eléctrico colombiano:

Figura 4.3.1. Esquema de funcionamiento del mercado eléctrico colombiano.

Las funciones del XM se pueden explicar de la siguiente manera: El Centro Nacional de Despacho (CND) Es el encargado de la planeación, la supervisión y el control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica. El CND está sujeto al cumplimiento del Código de Operación y a los Acuerdos Técnicos del CNO.


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Administración del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) Es el encargado del registro de las fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) Es el encargado de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación que emite la CREG.

4.3.1.2 El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

El MEM es un mercado competitivo creado por la reforma Eléctrica (leyes 142 y 143 de 1994) en el cual participan generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y grandes consumidores de electricidad o usuarios no regulados, cuyo ente regulador es la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) que establece las reglas aplicables a este mercado.

El XM es el encargado de administrar en forma integral las transacciones comerciales de energía y de transporte en el Mercado de Energía Mayorista, optimizando el intercambio de servicios entre los agentes y garantizando el flujo de fondos mediante la administración de cuentas, gestión cartera y contabilización de las transacciones comerciales propias y del Mercado de Energía Mayorista, en forma transparente, oportuna y confiable, de acuerdo con lo estipulado en las Resoluciones de la CREG. El mercado se divide en dos segmentos: mercado de contratos bilaterales (largo plazo) y la bolsa de energía (corto plazo). La energía puede ser transada en bolsa o mediante contratos bilaterales con otros generadores, comercializadores o directamente con los grandes consumidores o usuarios no regulados (aquellos cuya demanda es 100 kW o 55 MWh/mes). La bolsa de energía (mercado de corto plazo) es un mercado para las 24 horas del día siguiente con obligación de participación para todos los generadores registrados en el mercado con reglas explicitas de cotización y en que la energía por contratos es independiente del precio de corto plazo. Los comercializadores son los que atienden usuarios y les prestan el


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servicio de facturación. Les pueden vender a los usuarios no regulados a precios libres y los otros a precios regulados. Los comercializadores y usuarios no regulados celebran contratos de energía con los generadores, estableciendo el precio de electricidad sin intervención del estado. Los usuarios regulados tienen relación con el mercado mayorista a través del comportamiento de precios del mercado y de los precios a los cuales realice transacciones su comercializador para atenderlo.

4.3.1.3 Garantías financieras

Para asegurar el cumplimiento de las obligaciones de generadores y comercializadores, que se formen en el mercado mayorista a través de la Bolsa, entre si o respecto de los transportadores, la reglamentación exige garantías a favor del ASIC, de acuerdo con el nivel de exposición que los agentes tienen en la Bolsa. Las garantías fueron incluidas con la resolución CREG 024-19951, articulo 11e y posteriormente modificada en la CREG 116-1998, donde se establece como requisito para el registro de un agente en el mercado mayorista, que el agente entregue las garantías financieras requeridas para respaldar las transacciones en la Bolsa de Energía, antes de iniciar su participación en las transacciones del mercado mayorista. Las garantías financieras se deben actualizar al menos con quince (15) días calendario de antelación a la fecha en que se efectuarán las transacciones y mantenerlas vigentes durante el todo el tiempo que el agente participe del mercado mayorista, el monto lo establece el ASIC y deben respaldar todas las obligaciones que se puedan generar a cargo del agente durante los próximos tres meses siguientes al mes de operación; respaldando el pago de las obligaciones que se puedan generar por transacciones de energía en Bolsa, reconciliaciones, servicios complementarios, cargos por uso del STN, servicios del Centro Nacional de Despacho y en general, por cualquier concepto que deba ser pagado al ASIC y/o al LAC. Adicionalmente, deberá hacer entrega de cuatro pagarés en blanco, debidamente firmados por el representante legal debidamente autorizado para el efecto, con sus respectivas cartas de instrucciones. El ASIC podrá diligenciar los pagarés en cualquier tiempo, mientras el agente se encuentre inscrito en el mercado mayorista, cuando no se realice el pago del valor total de dos facturas, consecutivas o por cualquiera de los conceptos facturados por el ASIC o por el Administrador de Cuentas por Uso del Sistema de Transmisión Nacional. Para el efecto todos los agentes registrados en el SIC y que sean potenciales compradores en la bolsa de energía deberán cubrir sus

1 Otras modificaciones relacionadas con las garantías en resoluciones: 116-1998, 070-1999, 069-2000, 037-2001, 001-2003 y 063-2003


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eventuales obligaciones derivadas de operaciones en la bolsa mensualmente, por cualquiera de los siguientes medios: a) Constitución de una fiducia de garantía a la cual se aporten activos realizables que permitan al Fiduciario, en un plazo razonablemente corto, liquidarlos en caso de incumplimiento y destinar su producto a la satisfacción de las obligaciones garantizadas. b) Constitución de una fiducia de administración y pagos, mediante la cual el generador o comercializador pignore todo o parte de los ingresos derivados de sus ventas a terceros, de manera que la totalidad o un porcentaje de ellos, pase forzosamente por las manos de la administración fiduciaria. c) Garantía de primera demanda como aval bancario, una carta de crédito stand by o una póliza de compañía de seguros. d) Realizar el pago anticipado a la bolsa de energía del monto esperado. e) Crear un fondo de sustentación con la participación de un número de agentes conformado por los aportes iniciales hechos por todos y por las cuotas periódicas que los mismos paguen, en función de su participación en el mercado, en los términos del SIC. f) Constituir otro tipo de garantías como el depósito en garantía de títulos valores u otros documentos de inversión previamente calificados por el Administrador del SIC y depositados para tal efecto en manos de éste o de una entidad financiera designada para tal efecto con funciones de custodia. En caso que un agente no renueve la respectiva garantía, deberá establecer una garantía semanal (vista mas abajo) mediante el pago de un depósito que realiza el agente en una cuenta establecida por el ASIC2. Pago y cálculo de garantías El valor estimado de las garantías, se determina de la siguiente manera:

Para obligaciones en la bolsa mensualmente: a. Para los comercializadores, el valor a garantizar mensualmente se calcula anualmente, como el producto entre el precio para garantías y la máxima diferencia mensual entre la proyección de demanda definida por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y la demanda contratada. b. Para los generadores, el valor a garantizar mensualmente se calcula anualmente, como el producto entre el precio para garantías y la máxima diferencia mensual entre la energía comprometida en contratos de energía a largo plazo y su energía firme3. El precio para el cálculo de las garantías es de US $ 39.3/MWh; éste se liquida a la tasa de cambio representativa del mercado para el dólar americano del último día del mes anterior al que se solicite la garantía.

2 Resolución CREG 070-1999. 3 Determinada en función de Anexo C-1, Resolución CREG 024-1995.


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Pago de garantía semanal:

En el caso de no renovación de las garantías, de deberá disponer de un pago semanal cuyo cálculo para el depósito se realiza en base a la expresión:

Dt,k =

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1h

(STNh+Ah+DRh*Máx{0, Pbh–Gcuh} +

n

i 1

(DCh,i*Máx{0,Pbh–Ch,i})+Rh)

Donde: Dt, k : Valor del Depósito en la semana t para el agente k t : Semana en la cual se realiza la liquidación del valor del Depósito

h : Cada una de las horas en el período de tiempo comprendido entre el domingo y el sábado de la semana anterior a la liquidación del valor del depósito en las cuales se calculan las transacciones horarias del agente k

n : Número de contratos del agente k en la hora h cubiertos mediante compras de energía en bolsa para atender demanda no regulada o para ventas a otros agentes

STN : Pagos correspondientes por Uso del STN Gcu : Componente de generación del Costo Unitario de prestación del servicio del comercializador

A : Pagos correspondientes por Servicios de Operación y Administración del mercado (CND y ASIC)

DR : Compras en Bolsa con destino al mercado regulado DC : Compras en bolsa con destino al mercado no regulado y/o ventas en contratos a otros agentes del mercado

R : Restricciones globales e internacionales y/o servicios complementarios

Pb : Precio de energía en Bolsa. Se aplicará el precio de bolsa doméstico o internacional dependiendo del tipo de transacción.

PC : Precio de venta de energía en contratos del agente. En caso de ser energía para atender demanda de usuarios no regulados, es el componente G de la tarifa de dichos usuarios.

Las empresas que no renueven la garantía o su monto sea insuficientes para cubrir sus operaciones en el Mercado, quedará inmediatamente sometido a la realización de los depósitos para la garantía semanal antes mencionada.

El ASIC ordena, de oficio o por solicitud motivada de un agente, reducciones en el suministro de electricidad a comercializadores y/o distribuidores, cuando se presente mora en la cancelación de obligaciones que deban ser pagadas por estos agentes al ASIC y al LAC, o en la cancelación de obligaciones por transacciones mediante contratos bilaterales, ya sea que se trate de contratos


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de energía, contratos de conexión, o contratos por el uso de los STR y/o SDL75. Los programas de limitación de suministro se realizan desconectando todos los circuitos donde se encuentren conectados usuarios atendidos por el agente moroso, con excepción de los circuitos no desconectables y de los circuitos con usuarios atendidos por otro comercializador y su magnitud depende de la antigüedad de las obligaciones vencidas.

4.3.2 Mercado eléctrico en EE.UU

El mercado financiero norteamericano utiliza un sistema de manejo de riesgos y vigilancia financiera a través de una cámara de compensación denominada CME Clearing, la cual cuenta con el más alto nivel de seguridad y detección temprana de malas practicas entre los agentes.

La gestión de cuentas de miembros particulares, agencias de compensación y clientes no miembros se debe realizar mediante de una Cámara de Compensación Miembro con las cuales CME Clearing gestionará cada posición y serán ellas, las responsable ante cualquier inconveniente, independiente si la posición se mantiene por cuenta de un miembro particular, de un cliente no miembro, o bien, por cuenta propia de esa cámara. Por tanto, CME Clearing protege a todas las cámaras miembros y a sus clientes frente a las consecuencias de un impago por parte de un participante del proceso de compensación.

Con el fin de respaldar su función como entidad de contrapartida, CME Clearing cuenta con salvaguardas financieras y tres fondos de garantía independientes: una para mercados el IRS4, una para mercados CDS5, y una para futuros y compensación de OTC distintos de los IRS o CDS (Fondo Base de Garantía).

4.3.2.1 Salvaguardas Financieras

CME Clearing continuamente evalúa y supervisa el riesgo mediante avanzadas técnicas cuantitativas de vigilancia financiera. Para ello dispone de la plataforma electrónica CME Globex en la cual se accede a la negociación de productos de futuros y opciones, proveyendo alta velocidad en las transacciones, evaluación directa de los mercados, transparencia y anonimato. Para ello Globex dispone de un control de riesgo previo a la ejecución de cualquier transacción, limitando el valor al cual un agente puede transar en el mercado, y determinando en tiempo real, si se debe bloquear la transacción o cancelar.

4 IRS (Interest Rate Swaps). Acuerdo entre partes, donde una se compromete a realizar pagos periódicos a la otra en determinadas fechas futuras. Se trata de cubrir posibles variaciones de interés en el mediano plazo. 5 CDS (Credit Default Swaps): Acuerdo donde comprador se compromete a realizar una serie de pagos en el tiempo (primas) y el vendedor se compromete a cubrir parte o el total del crédito asegurado en caso de que éste no sea cancelado.


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Por otro lado, una vez realizada la apertura de posiciones, CME Clearing promueva la estabilidad financiera monitoreando y removiendo la deuda acumulada entre los participantes del mercado. Así en cada ciclo de negociación, y para todas las posiciones abiertas, se calcula el cambio en el valor del mercado de dichas posiciones respecto del valor del ciclo anterior, con lo cual se ajustan las opciones de acuerdo al valor de cierre. Para CME Clearing, la diferencia producida por el nuevo valor de la posición, puede ser saldada (reliquidada) entre los agentes a través del pago de un Colateral como garantía.

Esto reduce la deuda acumulada del sistema mientras que asegura que CME Clearing tiene el suficiente Colateral para protegerse de potenciales pérdidas en caso que se sigan acumulando en los próximos periodos.

En resumen, las técnicas de gestión de riesgos y vigilancia financiera empleadas por CME Clearing son exhaustivas y están específicamente diseñadas para:

Anticipar posibles exposiciones de mercado. Garantizar que se dispone de recursos suficientes para cubrir futuras

obligaciones. Lograr una detección temprana de deficiencias financieras y

operativas. Permitir la adopción de medidas rápidas y adecuadas para resolver

cualquier problema financiero que pueda presentarse y proteger el sistema de compensación

Prevenir la acumulación de pérdidas. Márgenes

Los Márgenes son depósitos para garantizar financieramente las posiciones abiertas en CME Clearing. Es esta misma, la encargada de determinar los montos mínimos a implementar, y los niveles mínimos que se deberán mantener, para todos los productos compensados, representando la cantidad mínima de protección frente a las pérdidas potenciales de una posición o de una cartera de posiciones.

Los requisitos de los Márgenes varían según el producto, y se basan y ajustan de acuerdo a la volatilidad histórica e implícita de los precios, la composición actual del mercado, su previsión y demás información pertinente. Al establecer los requisitos de Márgenes, CME Clearing supervisa los precios históricos y los movimientos de volatilidad que cubren a corto, medianos y largo plazo, así como liquidez, concentración, estacionalidad y otros factores.

Para futuros y opciones sobre futuros, los Márgenes se han determinado para cubrir al menos el 99% de los cambios esperados en los precios de un producto determinado sobre período histórico, proveyendo consideraciones cuantitativas y cualitativas basadas en el riesgo de mercado. Los requerimientos de márgenes para opciones, refleja la variación en el precio


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futuro, su volatilidad, tiempos de expiración de las opciones y otros factores de riesgos, los cuales se ajusta día a día.

Para calcular los Márgenes cotizados en bolsa de futuros, CME Clearing utiliza el análisis de una cartera estándar de Riesgo (CME SPAN6). CME SPAN simula los efectos de los cambios en las condiciones mercado y utiliza modelos adaptados de precio para determinar una cartera riesgo total. Para ello trata a todos los productos de manera uniforme, mientras que reconoce las características únicas de las opciones.

En los modelos de precio de opciones estándar, existen tres factores que habitualmente afectan los valores de las opciones:

Precio del subyacente. Volatilidad (variabilidad de la subyacente de precios). Tiempo de caducidad.

Como estos factores cambian, las posiciones pueden ganar o perder valor.

CME SPAN construye escenarios de cambios en los precios y la volatilidad para simular lo que toda la cartera podría perder en un horizonte especificado. El resultado, es que CME debe cubrir esta pérdida potencial. Además, las opciones adquiridas deben ser pagados en su totalidad y, por lo tanto, el valor se añade al valor de la cuenta. Por el contrario, al valor de las opciones vendidas se añade el valor de margen de cada cuenta.

4.3.2.2 Fondos de Garantía

Fondo de Garantía Base

El Fondo de Garantía Base está diseñado para cubrir a CME Clearing ante la mayor deuda neta que se pueda dar por el incumplimiento de algún miembro de la cámara.

Estos se calculan como el mayor valor entre $500,000 (USD) o el resultado de una fórmula en la que el 95% del total, corresponde a la contribución proporcional de cada miembro, a los requerimientos globales de riesgo de pago de márgenes, durante los tres meses anteriores. El 5% restante se basa en la contribución ponderada de los riegos de las actividades de transacción durante los tres meses anteriores.

Fondo de Garantía en mercados CDS

Esta dimensionado para cubrir los impagos de los 2 más altos mayores deudores netos. Las contribuciones individuales de los miembros de compensación se calcula como el mayor valor entre $ 50 millones o un

6 Desarrollado e implementado por CME Clearing.


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formula en que el 95% corresponde al promedio sus márgenes de los últimos 90 días y un 5% corresponde al promedio de 90 días, de su Gross Notional7.

Fondo de Garantía en mercados IRS

Esta dimensionado para cubrir los impagos de los 2 más altos mayores deudores netos. Las contribuciones individuales de los miembros de compensación se calcula como el mayor valor entre $ 50 millones o un formula en que el 90% corresponde al promedio sus Pérdida Residual Potencial (Tail Risk8 del miembro) de los últimos 90 días y un 10% corresponde al promedio de 90 días, de su Gross Notional.

4.3.3 Mercados eléctricos en Europa

En Europa existen varios operadores del mercado eléctrico, entre ellos tenemos los que veremos a continuación.

4.3.3.1 Operador del Mercado Ibérico de Electricidad

La operación del mercado ibérico comprende la integración del mercado español y portugués en un mercado unificado de transacciones de electricidad con derivados financieros.

El mercado ibérico esta compuesto por el operador del polo portugués (OMIP) del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), quien es responsable de la gestión de la negociación de las operaciones en el mercado de derivados cuyo activo subyacente es la electricidad.

Por su parte, OMIClear asume las funciones de Cámara de Compensación y Contraparte Central en todas las operaciones realizadas en el mercado gestionado por el OMIP, pudiendo también compensar operaciones del mercado OTC o incluso de otros mercados que tengan como activos subyacentes productos de base energética o de naturaleza análoga.

La composición del mercado se muestra continuación:

7 Gross Notional: Corresponde a la suma del valor nominal de los contratos comprados (o su equivalente vendido) por el miembro. 8 Tail Risk: Riesgo de que un activo o cartera de activos se muevan más de 3 desviaciones estándar a partir de su precio actual en una función de densidad de probabilidad.


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Figura 4.3.2. Esquema de funcionamiento del mercado MIBEL.

A continuación se hará una descripción de la etapa de Negociación y de Compensación en este mercado.

Negociación

a. Tipos de Miembros

En OMIP tan sólo existe un tipo de miembro, Miembro Negociador, con la función exclusiva de gestionar ofertas y negociar, pudiendo, asimismo, ostentar diferentes categorías.

b. Apertura de posiciones

En OMIP, se negocian contratos de futuros, donde las especificaciones de cada contrato están estandarizadas (p.ej. volumen, subyacente, variación mínima de precio). Por ello, cuando un participante del mercado abre una posición, tan sólo debe escoger en qué contrato irá a negociar, su correspondiente cantidad y el precio. En este tipo de contratos las ganancias y pérdidas son calculadas y liquidadas (mark-to-market) de manera diaria.

Las operaciones realizadas en el OMIP se registran en cuentas de negociación, y simultáneamente, en cuentas de compensación, por medio de las cuales se asegura la liquidación financiera de los contratos.

c. Cierre de Posiciones

Tras abrir una posición en un Futuro MIBEL, un participante tiene diversas alternativas para cerrarla:


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Efectuar una operación de signo contrario (si inicialmente compró, ha de vender; si inicialmente vendió, ha de comprar) sobre el mismo contrato de Futuros.

Dejar la posición abierta hasta el vencimiento del contrato.

En el caso de que las posiciones se encuentren registradas en una cuenta de negociación física, la información sobre la correspondiente posición líquida será remitida al OMEL9 para que ésta sea integrada en el proceso de gestión del Mercado al Contado.

En el caso contrario, existirá una liquidación puramente financiera cuyo cálculo se basa en la diferencia entre el precio de referencia al contado y el precio de referencia de negociación del último día de negociación.

Compensación

a. Tipos de Miembros

Están previstos dos tipos de miembros compensadores: Miembro Compensador Directo (MCD): responsable por la gestión y liquidación de posiciones registradas como resultado de las operaciones efectuadas por cuenta propia o en nombre de entidades que con él tenga una relación de dominio o de grupo;

Miembro Compensador General (MCG): responsable por la gestión y liquidación de posiciones registradas como resultado de operaciones efectuadas por sí mismo o por terceros, típicamente los Miembros Negociadores, con los que tenga firmado, para este efecto, un Acuerdo de Compensación.

b. Liquidación

OMIClear se encarga de la liquidación de las pérdidas y ganancias diarias (mark-to-market) durante el período de negociación, basándose en los precios de referencia de negociación diarios determinados para cada contrato listado.

Durante el período de entrega, la liquidación de las posiciones abiertas se basa en dos precios distintos:

Un precio fijo: precio de referencia de negociación del contrato de futuros en el último día de negociación;

Un precio variable: precio de referencia al contado (definido diariamente).

La diferencia diaria entre estos dos precios constituye la base para la liquidación financiera diaria durante el período de entrega.

9 Corresponde al mercado al contado de electricidad donde se realizan las transacciones con entrega física. La gestión de este mercado le compete al Operador del Mercado Ibérico de Energía.


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Las posiciones en los Futuros MIBEL Financieros son objeto de una liquidación puramente financiera durante el período de entrega, en la que tan sólo existe una liquidación financiera de las diferencias de precios arriba referidas, sin que suceda entrega de energía.

En el caso de que el participante hubiera optado por Futuros MIBEL Físicos, las posiciones son registradas en una cuenta de negociación física, siendo, durante el período de entrega, liquidadas las respectivas posiciones, tomando en consideración las posiciones ostentadas en los diferentes contratos, remitiéndolas al mercado diario del OMEL.

c. Sistema de Garantías

El sistema de garantías de OMIClear se basa en los siguientes pilares:

1. Requisitos de admisión de los Miembros Compensadores (recursos propios y rating)

Para la adquisición y la conservación del estatuto de Miembro Compensador (MC), las entidades están sujetas al cumplimiento de requisitos de capitales propios y de Rating, de esta forma es necesario cumplir con:

Requisitos de capitales propios:

Miembros Compensadores Directos (MCD) deben mantener, en todo momento, capitales propios por un valor de al menos, 8 (ocho) millones de euros. Excepto en los casos en que el MCD posea capitales propios igual o superiores a 10 (diez) millones de euros, tendrá que prestar una Garantía Adicional en base a la diferencia de 10 millones y el valor de los capitales propios del miembro.

Miembros Compensadores Generales (MCG) deben mantener, en todo momento, capitales propios por un valor de al menos, 20 (veinte) millones de euros. Excepto en los casos en que el MCG posea capitales propios igual o superiores a 25 (diez) millones de euros, tendrá que prestar una Garantía Adicional en base a la diferencia de 25 millones y el valor de los capitales propios del miembro.

Requisitos de Rating:

MCD y MCG deberán mantener, en todo momento, un Rating no inferior a “A-/A3”, otorgado por agencias internacionales específicas.

2. Márgenes depositados por los Miembros Compensadores, en función de sus posiciones

Los Márgenes se establecen a causa de la existencia de posiciones abiertas, y tienen por objeto, cubrir el riesgo de OMIClear ante la posibilidad de incumplimiento de las responsabilidades derivadas de esas Posiciones.

Estos son depositados por los Miembros Compensadores y pueden ser los siguientes:


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Margen Inicial (MI): La determinación del MI es realizada para cada Bloque de Entrega10 “t” y es determinado en base a las posiciones comprometidas. Estos son calculados de la siguiente manera:

Donde,

Ht = número de horas correspondiente al bloque de entrega t;

NETQt = posición líquida, para el bloque de entrega t;

PRCt = Precio de Referencia de Compensación del bloque de entrega t, como regla general este precio es igual al precio de la negociación;

RKt = parámetro de riesgo calculado para el bloque de entrega t. (ver anexo)

El valor total del MI corresponde a la suma de los MI relativas a cada bloque de entrega, calculadas de acuerdo con la fórmula anterior. Este valor es siempre negativo; o sea, corresponde siempre a una responsabilidad del Miembro en lo referente a Garantías.

Margen de Variación (MV): El proceso de cálculo del MV se aplica a todos los Contratos Swap y Forward, tanto si se encuentran en el Periodo de Negociación, como si se encuentran en el Periodo de Entrega. El valor de MV para el Bloque de Entrega “t” (MVt) es calculado usando la siguiente fórmula relativamente a todos los Contratos que incluyan los días contemplados en el Bloque de Entrega t:

Donde,

Ht = número de horas correspondiente al Bloque de Entrega t;

QCt = cantidad total comprado en las Operaciones de contratos cuyos Periodos de Entrega incluyan los días contemplados en el Bloque de Entrega t.

QVt = cantidad total vendida en las Operaciones de Contratos cuyos Periodos de Entrega incluyan los días contemplados en el Bloque de Entrega t.

PRCt = Precio de Referencia de Compensación del Bloque de Entrega t;

PCt = media ponderada de los precios de las Operaciones basada en el volumen total comprador en Contratos cuyos Periodos de Entrega incluyan los días contemplados en el Bloque de Entrega t.

PVt = media ponderada de los precios de las Operaciones basada en el volumen total de ventas en Contratos cuyos Periodos de Entrega incluyan los días contemplados en el Bloque de Entrega t;

10 Corresponden a los periodos de entrega de los contratos en negociación. Estos pueden ser diarios, semanales, mensuales, trimestrales y anuales.


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Para el caso de contratos de Futuro, se utiliza la misma ecuación con la salvedad de que se modifican los siguientes términos:

QCt = volumen total comprado relativo a Contratos en entrega, cuyos Períodos de Entrega incluyan los días contemplados en el bloque de entrega t;

QVt = volumen total vendedor relativo a Contratos en entrega, cuyos Períodos de Entrega incluyan los días contemplados en el bloque de entrega t;

PCt = media ponderada de los Precios de Referencia de Negociación11 (PRN) en el Último Día de Negociación relativos a las Posiciones finales compradoras en los Contratos cuyos Períodos de Entrega incluyan los días contemplados en el bloque de entrega t;

PVt = media ponderada de los Precios de Referencia de Negociación (PRN) en el Último Día de Negociación relativos a las Posiciones finales vendedoras en los Contratos cuyos Períodos de Entrega incluyan los días contemplados en el bloque de entrega t.

El valor total de MV corresponde a la suma de los valores de las MV relativas a cada Bloque de Entrega calculadas de acuerdo con la fórmula definida en el apartado anterior. Este valor puede ser positivo (crédito del Miembro en lo referente a Garantías) o negativo (débito del Miembro en lo referente a Garantías).

Margen de Liquidación (ML): Para los Contratos Swap y Forward, OMIClear exige un ML en función de los Valores de Liquidación en la Entrega12 (VLE) que aún no han sido facturados en la Plataforma de Compensación. Considerando que la facturación del VLE para los Contratos Swap y Forward se efectúa mensualmente en la Plataforma de Compensación, el Cálculo del ML para un determinado Día de Compensación resulta de la siguiente fórmula:

Donde:

MLD = Margen de Liquidación en el Día de Compensación D, pudiendo ser un valor positivo (crédito del Miembro en lo referente a Garantías) o negativo (débito del Miembro en lo referente a Garantías).

i = día de entrega para el cual se determinó el VLE pero que aún no ha sido facturado en la Plataforma de Compensación.

n = número total días de entrega para los cuales se determinó el VLE pero que aún no ha sido facturado en la Plataforma de Compensación.

VLEi = Valor de Liquidación en la Entrega (relativo a Contratos Swap y Forward) relativo al día de entrega i.

3. Contribución para un Fondo de Compensación por parte de cada Miembro Compensador

11 PRN: Precio fijado diariamente por OMIP, para cada Contrato negociado en el Mercado. 12 Para mayor detalle del cálculo del VLE, revisar anexo.


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Este fondo se destina a responder por el incumplimiento de un MC que no pueda ser cubierto a través de los respectivas Márgenes y garantías adicionales que se le puedan solicitar. Cada MC debe proceder, en el momento de su admisión, a una contribución inicial al Fondo de Compensación por el valor de 150.000 (ciento cincuenta mil) euros.

Trimestralmente, OMIClear procede a la reevaluación del valor de la contribución de los MC de manera que su contribución sea equivalente al 10% de la media de los Márgenes Iniciales constituidos por el Miembro Compensador durante los tres meses anteriores a la fecha de cálculo de la contribución, y nunca inferior a 150.000 (ciento cincuenta mil) euros.

4. Responsabilidad adicional a la contribución para el Fondo de Compensación

En el caso de que los Márgenes y la propia contribución al Fondo de Compensación un MC en incumplimiento (o insolvente) no sean suficientes para cubrir las pérdidas y costes que de él deriven, y aún así, si luego de ejecutar los montos de la Reserva Autónoma13, aún es insuficiente para cubrir las pérdidas, serán los otros Miembros Compensadores quienes deberán reunir la suma en falta.

Esto esta fundamentado, en que al momento de su admisión, cada Miembro Compensador asume una responsabilidad adicional equivalente a la suma máxima de tres veces el valor de su contribución al Fondo de Compensación. De esta forma, la responsabilidad total máxima que le cabe a un MC, es igual a cuatro veces ese su contribución a dicho Fondo.

5. Recursos propios de OMIClear.

4.3.3.2 Mercado europeo de energía APX-ENDEX

APX-ENDEX es uno de los mercados de energía más experimentados de Europa en negociación de futuros y Spot de electricidad y gas natural en Reino Unido, Bélgica y Holanda.

Los productos derivados sobre energía eléctrica en APX-ENDEX se negocian a través del mercado organizado y OTC. Los productos son de carga base y carga de punta. Las características principales se presentan en la siguiente tabla:

13 Componente del Fondo de Compensación, constituido por los montos resultantes de la aplicación de penalizaciones y sanciones por parte de OMIP y OMIClear a los respectivos Miembros.


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CARACTERÍSTICAS BELGIAN POWER DUTCH POWER UK POWER

Entrega física de la energía desde las 00:00 del primer día del mes

hasta las 24:00del último día del mes

durante el período del contrato donde la

energía es entregada a la red de alto voltaje de

Holanda Descripción

Entrega física de la energía desde las

00:00 del primer día del mes hasta las 24:00 del

último día del mes durante el período del

contrato donde la energía es entregada a la red de alto voltaje de

Bélgica

Contrato semanal: Entrega física de la energía desde las

00:00 del primer día de la semana (lunes) hasta las 24:00 del último día

de la semana (domingo), para ser

entregada a la red de alto voltaje de Holanda

Entrega física de la energía desde las 23:00

del domingo inmediatamente anterior al

primer día del contrato hasta las 23:00 del último día del contrato donde la energía es entregada a la red de alto voltaje de Gran

Bretaña

Punto de entrega

La entrega se realiza como un contrato de día siguiente a través de la

Cámara de Compensación de la red

de alto voltaje de Bélgica

La entrega se realiza como un contrato de día siguiente a través de la

Cámara de Compensación de la red

de alto voltaje de Holanda

La entrega de energía se realiza

a través de una notificación de contrato a

la Cámara de Compensación BSC

(Britain Balancing and Settlement Code)

Series de contratos

Los contratos elegibles son:

3 próximos meses 4 próximos trimestres

3 próximos años


4 próximas semanas 6 próximos meses

6 próximos trimestres 5 próximos años


3 próximos meses 4 próximos trimestres 4 próximas estaciones

Tamaño del contrato

1 MW x días x horas 1 MW x días x horas 1 MW x días x horas

Cotización Euros y centavos de

Euro por MWh (€ / MWh)

Euros y centavos de Euro

por MWh (€ / MWh)

Libras Esterlinas y centavos

por MWh (£ / MWh) Fuente: Derivex

Los miembros del mercado de futuros APX-ENDEX se relacionan a través de la entidad central de contraparte ECC (European Commodity Clearing). Esta sociedad administradora se constituye como contraparte de las operaciones ingresadas.

4.3.3.3 Mercado italiano de derivados energéticos IDEX

IDEX - Italian Derivatives Energy Exchange. Así se denomina el segmento de derivados en el mercado Italiano dedicado a las negociaciones con derivados de commodities, que inicia funcionamiento con futuros de electricidad en el mercado de electricidad Italiano.


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El IDEX (Italian Derivatives Energy Exchange), es el mercado de derivados que opera en Italia. Este segmento se dedica a la negociación de derivados basados en commodities e índices relacionados. Se negocian futuros sobre energía eléctrica de carga base del mercado italiano. Los contratos tienen liquidación de tipo financiera.

Los derivados sobre energía eléctrica negociados en IDEX son contratos de futuros con vencimientos mensuales, trimestrales y anuales. Las características principales se aprecian en la siguiente tabla:

CARACTERÍSTICAS MENSUAL TRIMESTRAL ANUAL

Activo Subyacente Electricidad Electricidad Electricidad

Tipo de liquidación Financiera Financiera Financiera

Horas de negociación

09:00 – 17:40 09:00 – 17:40 09:00 – 17:40

Contratos en negociación

3 próximos meses 4 próximos trimestres Año actual

Trimestres de: Enero‐

Marzo, Abril‐Junio,

Julio‐Septiembre, Vencimientos Mensuales

Octubre‐Diciembre

Año calendario

Tasa de entrega 1 MW 1 MW 1 MW

Movimiento mínimo de precio

0.01 (€ / MWh) 0.01 (€ / MWh) 0.01 (€ / MWh)

Volumen Número de MWh que son

objeto del contrato Número de MWh que son

objeto del contrato

Número de MWh que son

objeto del contrato

Tamaño del contrato

producto de los precios de futuros y su volumen

producto de los precios de futuros y su volumen

producto de los precios

de futuros y su volumen

Cotización Euros por MWh (€ / MWh) Euros por MWh (€ / MWh) Euros por MWh (€ /

MWh)

Fuente: Derivex

La cámara de compensación de todos los contratos que son ejecutados en el IDEX es la denominada “Cassa di Compensazione e Garanzia” (CC&G). Dentro de las principales características de CC&G está la eliminación del riesgo de contraparte con varios niveles de protección. Entre estos se encuentran:

Requerimientos para los participantes: es el primer nivel de protección y básicamente se establece las partes que pueden ser admitidos en el sistema luego de una evaluación.

Sistema de márgenes: los miembros de CC&G deben depositar las garantías suficientes para cubrir el costo teórico de liquidación que la cámara incurriría en caso de incumplimiento de un miembro, con el fin de


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cerrar las posiciones abiertas en el pero de los escenarios razonablemente posibles.

Fondo para cubrimiento: si la garantía dejada por el miembro que no cumple resulta insuficiente, la Cámara dispone de un fondo que actúa bajo el principio de pérdidas compartidas, por lo tanto todos los socios liquidadores son obligados a pagar los márgenes en todas las posiciones abiertas. El fondo está compuesto por reservas exigidas a todos los miembros.

Si bien existen otra serie de mercados eléctricos a nivel mundial, en general los sistemas de garantías en ellos se basan en las características revisadas anteriormente. Entre los otros mercados tenemos:

Powernext: Mercado Organizado de Electricidad en Francia

Creado inicialmente para las transacciones Spot y contratos de futuros en el mercado de electricidad. En la actualidad concentra también las transacciones Spot del mercado de gas en Francia.

APX: Amsterdam Power Exchange

APX Group es la compañía propietaria y operadora de los mercados de electricidad y gas en el Reino Unido y Holanda y del mercado de gas en Bélgica.

4.4 Tipos de Riesgos en Mercados Financieros

A continuación podemos detallar algunos de los tipos de riesgo más relevantes que asumen las compañías que operan en los mercados financieros, los cuales podrían ser mitigados a través de la implementación de una Cámara Compensación.

Estos se pueden separar en tres grupos básicos de riesgos: Riesgos Comerciales, Riesgos de las Operaciones y Riesgo Global.

4.4.1 Riesgos Comerciales Esta compuesto los riesgos descritos a continuación.

4.4.1.1 Riesgo principal: Es el riesgo de la pérdida del valor o monto completo de los títulos o de los fondos transferidos a una contraparte que incumple de manera total (default).

4.4.1.2 Riesgo de liquidez: Es el riesgo que se incurre cuando una contraparte no realiza el cumplimiento completo del valor pactado en la fecha establecida, sino posteriormente.


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4.4.1.3 Riesgo de crédito: Es el riesgo de que una contraparte no cumpla una operación con el valor completo en la fecha estipulada.

4.4.1.4 Riesgo de mercado: Es el riesgo de pérdidas en las posiciones que se presentan por las fluctuaciones del precio de los títulos valores en el mercado.

4.4.2 Riesgos de las Operaciones

Esta compuesto los riesgos descritos a continuación.

4.4.2.1 Riesgo operacional: Es el riesgo que se presenta cuando una transacción es ejecutada incorrectamente debido a errores de proceso, dando lugar generalmente a una pérdida financiera.

4.4.2.2 Riesgo de custodia: Es el riesgo de una pérdida ocasionada por el manejo inadecuado en la custodia de títulos o la no disponibilidad de los títulos valores de manera permanente o temporal.

4.4.2.3 Riesgo de Tecnología de la Información: Este riesgo se deriva de la posibilidad de que circunstancias contingentes generen una amenaza a la integridad de los sistemas de información de la entidad, causando daños de conexión que den lugar a una pérdida económica o dañen la reputación de la organización.

4.4.3 Riesgo Global Esta compuesto los riesgos descritos a continuación.

4.4.3.1 Riesgo legal: Este riesgo se relaciona con la existencia de entes reguladores y marcos contractuales y jurídicos, que regulan la actividad de cumplimiento de operaciones, del pago y de la custodia de títulos valores.

4.4.3.2 Riesgo sistémico: Es el riesgo de la inhabilidad de una institución de satisfacer sus obligaciones cuando los montos y fechas de cumplimiento ocasionaran que otras instituciones incumplan sus operaciones.


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5. Visión de actores del sector eléctrico en el ámbito de las garantías.

A raíz del caso de insolvencia de la empresa Campanario Generación, quedó de manifiesto la necesidad de implementar un sistema de garantías que permitiese mitigar el riesgo de crédito de una empresa generadora y asegurar la cadena de pagos en el mercado Spot. Luego de la situación de no pago en que incurrieron las empresas Campanario Generación y Tierra Amarilla, la Comisión Nacional de Energía (CNE), solicitó a los CDEC dictar un procedimiento DP, que recogiendo la experiencia de insolvencia de una empresa generadora, permitiese evitar poner en riesgo la seguridad financiera y de suministro del sistema. Principalmente se solicitó cambiar el régimen en que participaban del balance de energía sólo los márgenes excedentarios y deficitarios de las firmas generadoras, a un mecanismo que reflejará la totalidad de inyecciones y retiros del sistema considerando que para efectos de pagos todos los retiros debían asociarse a la totalidad de las inyecciones de las empresas participantes. El procedimiento DP de Valorización de Transferencias económicas, emitidos por ambos CDEC fue fruto de discrepancias con algunas empresas de generación. En las presentaciones al Panel de Expertos las firmas generadoras se refirieron principalmente a que el procedimiento propuesto no cumplía con la finalidad buscada por la CNE y por el contrario aumentaba los riesgos y costos de los generadores. Por su parte el CDEC manifestó que el procedimiento no imponía una contratación forzosa a los generadores así como tampoco impedía la libertad económica ya que no modificaba el precio ni el volumen de las ventas a clientes finales. En la presentación de estas discrepancias, las firmas generadoras luego de mencionar lo insuficiente del procedimiento DP para resguardar la seguridad financiera, propusieron adoptar mecanismos de garantías u otros instrumentos que respaldaran las obligaciones de pago. Sin embargo, en dicha instancia no se presentaron propuestas específicas que pudiesen ser analizadas. Opiniones de algunos actores sobre este punto, hacen relación a que las grandes empresas generadoras no presentan un esquema de garantías porque podría ser visto como una señal de mayor concentración de mercado mientras que para las generadoras pequeñas, se constituiría en una barrera de entrada más para su participación. El Panel de Expertos en su Dictamen 24-2011 y 26-2011 manifestó que estas medidas efectivamente eran necesarias y que ya se había dejado en evidencia esta situación en el año 2006 (Dictamen 2-2006). A su vez mencionó que un procedimiento DP no era de la jerarquía normativa más adecuada para la implementación de un esquema de garantías y que éste debía constituirse en el rango de una norma superior. En relación a la visión de distintos actores, existen diversos puntos de vista al respecto, mencionando opiniones que señalan que el caso Campanario Generación se debió a una situación de carácter excepcional y que no tiene antecedentes de carácter previo, por lo cual no se justificaría la implementación de las garantías considerando que éstas estarían dando un paso equivocado al desincentivar la entrada de nuevos competidores en el sector de generación, ya que se constituirían en una traba para el desarrollo de proyectos de


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pequeñas empresas. Otros señalan que es evidente la falta de garantías en el mercado eléctrico y que estas resultan indispensables para mitigar el riesgo de insolvencia por parte de alguna empresa, señalando que éstas se dan en cualquier tipo de mercado y resulta paradójico que aún no se hayan implementado en el sector eléctrico considerando los niveles de flujos financieros que se manejan. Existen otras opiniones al respecto mencionando que la implementación de las garantías es necesaria, pero para que éstas resulten eficientes, en pos de cumplir con su objetivo, se deben dar condiciones para ello, por ejemplo, tener un mercado realmente competitivo y que no se concentre en un grupo reducido de empresas así como tener un parque de generación adaptado. Por otra parte, se señala que es necesario contar con un mecanismo de garantías que tenga la precaución de mantener un equilibrio entre el nivel de garantías exigidas a los participantes y las barreras de entrada que ocasionaría al implementarse. De este balance, resulta una situación compleja, por lo que la efectividad de las garantías dependerá de cuanto se acentúe en uno u otro punto. Considerando la situación de insolvencia de una empresa se pueden tomar dos vías a través de las cuales se podría resolver la problemática, por un lado implementar un esquema de garantías que permitiese hacer frente a situaciones de no pago, y por otra parte, existe la alternativa de efectuar restricciones a los contratos, tomando en cuenta para ello, la disponibilidad de energía que realmente pueden generar las plantas respecto de aquella vendida en los compromisos contractuales de las empresas, dicho en otros términos, las generadoras deberían demostrar que tienen capacidad de despacho y cubrir sus compromisos. Respecto a lo mencionado en opinión de algunos actores, tomar la vía de restricciones no es la solución correcta debido a que el sector generación se ha establecido como un segmento que se desarrolla en un ambiente de libre competencia donde generadores y clientes finales pueden contraer relaciones en contratos de manera totalmente libre. Se señala que las garantías son una herramienta eficiente para mitigar riesgos de contraparte y que se ha implementado con éxito en otros mercados. Un generador que quiere asumir una posición riesgosa en el mercado (como fue el caso de Campanario Generación) debiese permitírsele que celebre sus contratos libremente, siendo necesario para ello dejar mayores garantías en comparación a aquellas empresas con una posición menos riesgosa.


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6. Propuestas para el mercado eléctrico Chileno Debido a que el despacho de las unidades generadoras se realiza a través del CDEC, con el objetivo de operar de forma segura y a mínimo costo, la cantidad producida por las generadoras es independiente de la voluntad de las mismas para cumplir con sus compromisos contractuales. Por esta situación, el campo de acción de las generadoras en el ámbito de la producción de energía es limitado. No obstante lo anterior, en el ámbito de la comercialización, las empresas generadoras tienen un amplio margen de actuación para establecer libremente acuerdos con clientes mediante contratos. El balance de transferencias de energía, realizado mensualmente por el CDEC, se desarrolla en el ámbito estricto de la producción y retiros de energía y no en el ámbito de la comercialización. Se debe considerar que existen varias empresas, en especial las firmas pequeñas, que venden la totalidad de su energía al mercado Spot. Para otras empresas generadoras, el mercado Spot no es más que el mercado donde se transa energía entre generadores de forma tal de ajustar las diferencias entre las cantidades contratadas y las efectivamente producidas. Con las situaciones de insolvencia mencionadas en el punto 4, quedó al descubierto que la normativa vigente no considera que se debe hacer en estos casos y lo que es más importante aún, no establece un sistema que permita disminuir el riesgo que clientes se queden sin suministro ante la quiebra del suministrador, sin exigir al oferente garantías al momento de establecer sus compromisos contractuales. La normativa actual no define que hacer en el caso de incumplimiento de pagos por parte de una empresa generadora, situación que ya había sido advertida por el Panel de Expertos en el año 2006 y que fue expuesta nuevamente en el año 2011. El informe de la Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico (CADE) también mencionó este problema resolviendo que “Dado que el mercado Spot juega un rol fundamental en la concepción del sistema tarifario chileno, es deseable que este mercado tenga el menor riesgo posible, para lo cual se considera apropiado que en caso de falta de pago en él, se disponga de algún esquema de garantías en tanto se resuelve la situación, previendo sin embargo que dicho esquema no se preste para estrategias oportunistas que conduzcan a mayores riesgos sistémicos”. Al respecto cabe hacer mención que existen varios países donde este tema está considerado, con distintos niveles de profundidad, definiendo como prever la ocurrencia de estos casos y que hacer en casos de insolvencia financiera. Se hace necesario entonces la definición de un sistema de garantías en una normativa con la jerarquía necesaria, ya sea en la LGSE ó en su reglamento, que permita mitigar el riesgo de contraparte y por otro lado definir que hacer frente a la eventualidad que un evento de esta naturaleza vuelva a tener lugar. Por otro lado, si de desea incorporar un sistema de garantías, es necesario disponer de una organización capaz de funcionar como contraparte en las transacciones financieras derivadas del Mercado Spot. Tal como fue visto en capítulos anteriores, se necesita una figura similar a la de una Cámara de Compensación, capaz de contar con los recursos y esquemas de control


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adecuados, para asegurar la estabilidad financiera del mercado. La figura legal de la institución debiese estar incorporada en la LGSE. Ante la implementación de una figura como ésta, lo que cabe por resolver es a través de que organismo se hace efectivo. En Chile se conoce que la operación física y la valoración de las transacciones económicas son realizadas por el CDEC, mediante las Dirección de Operación (DO) y Dirección de Peaje (DP) respectivamente. Por lo anterior, caben dos maneras de implementar esta modificación: a través de la creación de una institución independiente capaz de funcionar en coordinación con el CDEC para hacer efectiva las transacciones financieras, o de lo contrario, podría estar en dar mayores atribuciones a la DP de los respectivos CDEC para ejecutar dicha tarea. Independiente de quien sea el responsable de llevar a cabo estas tareas, es indispensable que estas incluyan aspectos relacionados con el riesgo legal, mecanismos de gestión de riesgo de las actividades de los agentes, cuenten con recursos (propios y/o de terceros) y procedimientos para el caso de incumplimientos. Algunas recomendaciones que se consideran relevantes para la conformación de la nueva institucionalidad son:

Que esta cuente con un esquema legal transparente. Que se verifique que los participantes cuenten con suficientes

recursos financieros y operativos para desarrollar sus funciones. Deberá ser capaz de medir el riesgo de las operaciones de los

agentes con una periodicidad suficiente, además de limitar las exposiciones mediante la exigencia de garantías en función del riesgo de cada posición.

Deberá mantener recursos financieros suficientes para hacer frente al incumplimiento del participante con la mayor exposición en el mercado, o la cobertura en el caso de la quiebra de uno o varios miembros. Los recursos no solo incluyen propios sino los que también pueda exigir de los agentes.

Deberá contar con procedimientos claros y de público conocimiento.

Por otro lado, al definir un esquema de garantías se hace necesario diferenciar la situación en la que queda un cliente libre y uno regulado, ante situaciones de no pago de sus suministradores. Por parte de los clientes sujetos a fijación de precios, la legislación actual obliga a la concesionaria de servicio público de distribución a disponer permanentemente del suministro de energía para abastecer a sus clientes regulados. No obstante, como lo estableció la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) en la resolución 2288, sumado a la condición de servicio público formal, se desprende de la ley eléctrica la existencia de un servicio público material, cuyo sujeto activo son todos los actores interconectados a la red. Sumado a la responsabilidad colectiva existe una responsabilidad individual de cada participante del sistema que está establecida en la Ley en el artículo 138° de dicho cuerpo. A partir de ésta resolución cabe concluir que


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frente a problemas de no pago de transferencias en el mercado Spot por parte de alguna empresa generadora, los retiros de clientes regulados asociados a dicha firma, no pueden sufrir interrupción de suministro debiendo ser abastecidos de forma permanente. Como fue dicho con anterioridad, debiese establecerse en la legislación, quien debe hacerse cargo de los contratos y definir la forma en que se garantiza el suministro a estos clientes. En el caso de clientes no sujetos a fijación de precios, la naturaleza es distinta debido a que estos mercados se enmarcan en el ámbito privado, desarrollándose contratos de forma libre entre las partes interesadas, razón por la cual en la legislación no está establecida la obligación de abastecer de forma permanente esta demanda. Sin embargo el corte o restricción de suministro de un cliente libre, derivado del no pago de transferencias entre generadores, no está definido en la LGSE ni en su Reglamento, por lo que el CDEC no tiene la facultad para regular esta situación como fue mencionado en el Dictamen 2-2006 del Panel de Expertos. Por tanto, resulta evidente contar con una definición clara en la normativa, de un protocolo de restricción o desconexión de suministro, señalando responsables y acciones a tomar por parte de los afectados ó mecanismos de traspasos de los clientes a otro suministrador con el fin de evitar suspensiones forzadas de suministro. Como ejemplo, se puede considerar el caso colombiano, en el que se han adoptado programas de limitación de suministro a comercializadores y/o distribuidores morosos participantes del mercado mayorista. De esta forma se permite desconectar todos los circuitos donde se encuentren conectados usuarios atendidos por el agente moroso, incluso estos pueden afectar hospitales, clínicas, aeropuertos, cárceles, instalaciones militares o de policía. Otro punto importante, es la posibilidad que está considerando la autoridad de que la participación en el mercado Spot no esté restringida sólo a los generadores e incluir a empresas distintas a éstas. En relación a esto el CADE concluyó que “También es deseable que los clientes libres tengan acceso a este mercado, de modo que puedan disponer siempre de la opción de comprar en el mercado Spot si no llegan a acuerdo con un generador. Esto favorecerá una negociación más equitativa, ya que los clientes libres podrían contratar parte de la energía y comprar el resto en el mercado Spot, o bien comprar Spot mientras licitan sus suministro a largo plazo con tiempo suficiente entre la licitación y el inicio del suministro de manera de que exista competencia entre los oferentes a la licitación” Finalmente, en caso de adoptarse los sistemas de garantías, es importe considerar atribuciones especiales para generadores basados en Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Dados lo incentivos generados por la ley 20.25714 para la incorporación de ERNC en la matriz energética, se torna necesario que la adopción de garantías no sea un impedimento para su desarrollo. En la práctica, es común que las ERNC vendan su inyección en el mercado Spot en vez de mantener contratos de suministros con clientes libres o regulados (mediante distribuidoras). No obstante, ¿que sucede si dichos

14 Introduce modificaciones a la LGSE respecto a la generación de energía en base a ERNC.


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generadores celebran contratos con algún cliente?, ¿Cómo se les debe solicitar garantías si su producción de energía esta condicionada a la estocasticidad del recurso? Por lo anterior, se cree necesario disponer de excepciones de pagos de garantías de tal manera que los riesgos asociados a esas energías sean cubiertos por el resto de los agentes del sistema (medios de generación convencionales). Dicha cobertura, por parte del sistema, debería ser exigible hasta un cierto nivel de sobre contratación en base a la energía efectivamente generable de cada generador ERNC. A partir de este límite, las garantías deberían ser cubiertas por los propios generadores.

Mecanismo de garantías para el mercado chileno Al revisar las regulaciones de diversos países se observa la existencia de una gran variedad de alternativas para asegurar los pagos entre agentes y evitar la suspensión forzada de suministro. De estas realidades se puede concluir que la mayoría de los casos corresponden a esquemas de oferta basados en contratos bilaterales físicos y bolsas de energía. Tras el análisis de estas regulaciones y pensando en la alternativa que se ajuste de mejor forma a la realidad de nuestro mercado se define el mecanismo de garantías descrito en los párrafos sucesivos. El establecimiento de garantías debe estar definido en la LGSE ó en su reglamento y deberá ser una exigencia para poder participar como agente comprador en el mercado Spot. El esquema implementado corresponderá al tipo de garantías por déficits esperados, previendo de esta forma incorporar garantías por retiros que signifiquen mayores exigencias a las empresas generadoras y por ende aumentar las barreras de entrada. Como una forma de mantener un esquema similar al actual régimen de transferencias entre empresas y al mismo tiempo aumentar la seguridad financiera del mercado Spot, se propone un mecanismo de garantías basado en la recaudación anticipada de las transferencias de energía. De esta manera, a más tardar el penúltimo día hábil previo al comienzo de una nueva semana, se deberá proyectar las transferencias esperadas de energía para la semana siguiente. La Institución encargada de administrar las garantías deberá realizar una proyección horaria de excedentes ó déficits de generación para cada una de las empresas generadoras, a esta proyección se le denominará Cuota de Garantía. Para la determinación de la Cuota de Garantía, se deberá estimar la generación de cada una de las firmas generadoras, considerando programas de generación y planes de mantenimiento futuro, para contrastarlo con los retiros que efectuará cada empresa durante la semana. La producción que tendrá cada planta se obtendrá a partir del programa de generación semanal elaborado por la DO, mientras que para estimar los retiros a realizar por cada


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empresa, se considerará el promedio de los retiros efectuados durante el mes inmediatamente anterior a la semana proyectada. En el caso de un nuevo retiro se solicitará a la empresa generadora la proyección horaria del consumo de su cliente para dicha semana. La valorización de la cuota de garantía se realizará con el costo marginal esperado incorporado en el programa de generación elaborado por la DO. Las empresas cuya Cuota de Garantía valorizada al costo marginal resulte negativa, deberán dejar igual monto ante la institución que se formalice para dicho fin, depositados en una cuenta que la misma designe y en la forma que la misma establezca. Luego de transcurrida la semana, se calculará la Cuota de Garantía en función de la operación real durante la semana reciente y valorizada al costo marginal real. Este cálculo dará origen a reliquidación y por tanto, las empresas deficitarias deberán actualizar la Cuota de Garantía al finalizar cada semana. Con ocasión de la publicación del balance definitivo de transferencias, se definirán las transacciones finales realizadas durante el mes, por lo cual, la institución encargada de la administración de las garantías liquidará los montos adeudados a las empresas que resultaron excedentarias luego de la operación mensual. Tanto las reliquidaciones semanales como las liquidaciones mensuales, deberán contemplar el pago de intereses según los estipule la ley y deberán ser restituidos a quien corresponda. También será establecido por ley, las sanciones a la que se exponen las empresas que no actualicen las respectivas garantías y si estas podrán afectar a los clientes suministrados por dicho agente. Así mismo, se deberá estipular en la LGSE ó en su reglamento, la existencia de un Fondo de Compensación que servirá de reserva ante contingencias mayores, el que estará compuesto de los aportes de cada uno de los agentes compradores del mercado Spot. La magnitud del Fondo de Compensación será establecida conforme lo estipule la institución designada para garantizar las transferencias, donde la participación de cada uno de los agentes será a prorrata de los déficits de energía registrados por cada empresa en los balances de energía de los últimos 12 meses. El Fondo de Compensación se actualizará cada año calendario. El pago anual del Fondo de Compensación se realizara en cuotas mensuales.

Ante situaciones de insolvencia de los agentes, la institución encargada de la administración de las trasferencias, procederá de la siguiente forma:


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1. Verificado el no pago de un agente del sistema, la institución deberá hacer uso de la cuota de garantía dejada por la empresa insolvente para cancelar los montos adeudados a los acreedores.

2. Si la Cuota de Garantía del agente insolvente resulta insuficiente para cubrir sus compromisos, la institución hará uso de la componente de fondo de compensación dejado por la misma.

3. Si de la operación anterior, aun restan montos adeudados, la institución procederá a descontarlo del Fondo de Compensación del sistema. El descuento se hará a prorrata de los aportes de cada agente a dicho fondo.

4. Finalmente, en caso no satisfacer el compromiso del agente insolvente, será la ley quien determine las acciones que se seguirán para tal caso.

En caso de utilizar el Fondo de Compensación este deberá ser restituido por los agentes que correspondan en los mismos términos definidos anteriormente.

El mecanismo descrito adicionalmente se transforma en un incentivo para las empresas que permanentemente son deficitarias, pues da señales para que optimicen su matriz de generación, aumentando la confiabilidad y disponibilidad de sus maquinas e invirtiendo para que su producción sea a menores costos. El resultado de lo anterior va en directo beneficio de la operación física y económica del sistema.


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7. Conclusiones y recomendaciones.

El mercado eléctrico chileno carece de mecanismos para asegurar el pago de las transferencias en el mercado Spot. Esta situación quedo en evidencia a partir de la insolvencia de una empresa generadora. Cabe mencionar que a nivel internacional es común encontrar este tipo de mecanismos, en especial en mercados de oferta que operan con bolsas de energía a través de instrumentos derivados y Cámara de Compensación. Dichos mecanismo se basan en la recaudación ex ante de una parte o el total de los montos transados en el mercado, mediante la gestión de la Cámara.

Para garantizar el pago de transferencias en el mercado Spot se deben definir dos elementos esenciales: por una parte se encuentra establecer un mecanismo de garantías que permita mitigar el riesgo de contraparte y robustecer la seguridad financiera y seguridad de suministro del sistema, mientras que por otro lado es necesario contar con una norma que indique la situación en que quedan los clientes suministrados por la generadora insolvente, quién debe hacerse cargo de los contratos, cómo se garantiza el suministro a clientes regulados y eventuales traspasos ó desconexiones de clientes libres. En este sentido la posibilidad que clientes libres puedan participar del mercado Spot flexibilizaría la situación de éstos ante impagos del suministrador. Los dos elementos mencionados debiesen estar incorporados en la LGSE ó en su reglamento.

Las garantías propuestas son aplicables sólo a las empresas eléctricas que participan como agentes compradores del mercado Spot, ámbito donde se producen las eventuales situaciones de riesgo de impago. Se propone un mecanismo de garantías donde las empresas deficitarias en los balances del CDEC, deberán realizar pagos anticipados y aportes a un fondo de reserva como garantías.

La institución de contraparte se encarga de la evaluación permanente

del riesgo en el mercado y debe disponer de recursos financieros, tecnológicos y humanos suficientes para realizarlo.

Los mecanismos de garantías diseñados tienen la precaución de no generar nuevas barreras de entrada considerable a los agentes del mercado, intentando aplicar esquemas funcionales y a su vez suficientes para garantizar la cadena de pagos entre las empresas generadoras. Dentro de las cualidades está la consideración especial a las ERNC dejándolas exentas a las garantías hasta un cierto nivel de sobrecontratación. Además se puede mencionar que el esquema propuesto utiliza como base la valorización de transferencias de energía que se realiza actualmente, siendo un mecanismo aplicable sin modificar sustancialmente el modelo del mercado. Como derivado


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la propuesta busca dar una señal para las firmas generadoras, promoviendo el uso de generación eficiente de base.


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8. Anexos.

8.1 Mercado Ibérico. Determinación de los parámetros de riesgo. A cada bloque de entrega está asociado un parámetro de riesgo, que determina el MI correspondiente a ese bloque. Para calcular el parámetro de riesgo asociado a un determinado bloque de entrega es necesario: i. Determinar el número de días calendario que compone el bloque de entrega; ii. Con base en la tabla de parámetros de riesgo, se obtiene, por interpolación lineal, el parámetro de riesgo asociado al bloque de entrega “t” (RKt), redondeado al cuarto decimal, de acuerdo con la expresión:

Donde: t = bloque de entrega para el que se está calculando MI; t* = número de días entre D+1 y el último día del bloque de entrega t; tinf = número de días correspondiente a la clase inmediatamente anterior (en la tabla) a t*, conforme definido en la tabla de parámetros de riesgo.

Tabla de parámetros de riesgo para contratos Base de Futuro, Forward y Swap.


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Tabla de parámetros de riesgo para contratos MIBEL de Punta.

Valor de Liquidación en la Entrega Para contratos futuros se obtiene en función de la diferencia entre el Precio de Referencia Spot y el PRN del Último Día de Negociación del Contrato respectivo. Para contratos Swap y Forward, es la diferencia entre el Precio de Referencia Spot (definido en las cláusulas de cada contrato) y el Precio de la Operación. Para contratos de Futuros esta definido como:

Donde: VLEd = Valor de Liquidación en la Entrega relativo al día de entrega d. H = número de horas15 subyacente al día de entrega d. i = Contrato de Futuros con entrega el día d. n = número total de Contratos de Futuros con entrega el día d. PRS = Precio de Referencia Spot para el día de entrega d. 15 En el caso de los Contratos de Futuros Base, el número de horas será 23, 24 o 25. Para los Contratos de Futuros MIBEL Punta, el número de horas será 12.


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PRNi = Precio de Referencia de Negociación del Contrato de Futuros i (con entrega el día d) en el Último Día de Negociación. QFi = Posición final en el Contrato de Futuros i (con entrega el día d), asumiendo un valor positivo si se trata de una Posición larga y un valor negativo, en el caso de que sea una Posición corta. Para contratos Forward y Swap esta definido como:

Donde: VLEd = Valor de Liquidación en la Entrega relativo al día de entrega d. H = número de horas subyacente al día de entrega d. i = Operación en el Contrato Swap o Forward con entrega el día d. n = número total de Operaciones en Contratos Swap o Forward con entrega el día d. PRS = Precio de Referencia Spot para el día de entrega d. POi = Precio de la Operación i en el Contrato Swap o Forward con entrega en el día d. Qi = Cantidad subyacente a la Operación i en el Contrato Swap o Forward con entrega el día d, asumiendo un valor positivo caso se trate de una compra y un valor negativo, caso se trate de una venta.


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9. Referencias revisadas:

http://www.colectivoburbuja.org/index.php/david-serquera/que-es-una-camara-de-compensacion-ccp/

http://www.cmegroup.com/international/spanish/clearing/cme-clearing.html http://www.omip.pt http://www.eex.com http://www.endex.nl http://www.borsaitaliana.it http://www.powernext.com http://www.apxgroup.com http://www.paneldeexpertos.cl http://www.minenergia.cl/comision-asesora-para-el-desarrollo.html

mecanismo de garantías eficientes para transferencias en...

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