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Proyecto final de carrera

Ingeniería Industrial

ANÁLISIS DEL MERCADO INTERIOR DE LA

ELECTRICIDAD: SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS

ANEXOS

Autor: David Monreal Becerra

Director: Virginia Guinda Lacalle

Ponente: Carme Pretel Sánchez

Convocatoria: Noviembre 2014

Escola Tècnica Superior d’Enginyeria Industrial de Barcelona

2 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos

Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 3

Sumario

Anexo A: Asignación de capacidad en el mercado intradiario en el Mercado Interior

de la Electricidad 5

A.1 El mercado intradiario de la electricidad 5

A.2 El mercado intradiario de la electricidad en España 6

A.3 El mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad 8

A.4 Conclusiones y calendario 15

Anexo B: Asignación de capacidad en el mercado a largo plazo en el Mercado Interior

de la Electricidad 17

B.1 El mercado a plazo de electricidad 17

B.2 La asignación de capacidad a largo plazo en España 18

B.3 La capacidad a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad 21

B.4 Conclusiones y calendario 39

Anexo C: Descripción de las ofertas admitidas por el algoritmo EUPHEMIA 41

Anexo D: Deducción de las curvas de oferta y demanda empleadas en el caso

práctico 43

D.1 Curvas originales 43

D.2 Obtención de las curvas de oferta y de demanda de los países aislados a partir de

las curvas casadas 53


Anexo A: Asignación de capacidad en el mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad

A.1 El mercado intradiario de la electricidad

El interés básico del mercado intradiario es el de permitir a los participantes del

mercado ajustar sus posiciones de compra y de venta en un plazo de tiempo más

próximo a la entrega física de energía, tras la finalización del mercado diario. En el

mercado intradiario, con el fin de rectificar sus posiciones anteriores, los participantes

que tienen una posición natural vendedora pueden comprar energía, y los que tienen una

posición natural compradora pueden venderla. Se podrían dar los siguientes casos de

actuaciones por parte de los participantes del mercado:

- En caso de que un productor tuviera problemas técnicos y no fuera capaz de generar la

energía que se comprometió a producir en el mercado diario, acudirá al mercado

intradiario para adquirir esa cantidad de energía, evitando de esta forma la

penalización que tendría que soportar si incumpliese su compromiso.

- En el mercado diario, un productor puede presentar varias ofertas de venta, y que por

el resultado de la casación de las curvas de oferta y demanda sólo parte de estas

ofertas se active. Este productor podrá recurrir al mercado intradiario para realizar

ofertas de venta adicionales.

- Los productores de tecnologías renovables intermitentes y de carácter poco

gestionable (la energía eólica y la energía fotovoltaica, sobre todo), si ofertan en el

mercado diario, deberán hacerlo según ciertas estimaciones. Cuanto más se aproxime

la fecha de entrega física de la energía, más seguras y precisas serán sus predicciones.

Por eso el mercado intradiario es de especial interés para optimizar las posiciones de

compra y de venta de este tipo de tecnologías de producción.


A.2 El mercado intradiario de la electricidad en España A.2.1 Diseño del mercado intradiario de la electricidad en España

Actualmente el proceso del mercado intradiario ibérico no está unificado con el resto de

Europa. El funcionamiento del mercado intradiario en España es muy similar al del

mercado diario. Se realiza de forma independiente al proceso de casación del mercado

diario y está estructurado en seis sesiones (desde marzo de 1999), en cada una de las

cuales se realiza un cruce marginalista de las curvas de oferta agregada y demanda

agregada, igual que en el mercado diario. En la figura A.1 se muestra la secuencia de

mercados intradiarios en España.

Figura A.1: Secuencia de mercados intradiarios en España. Fuente: OMEL

Cada sesión cubre parte de las horas de la sesión anterior. Concretamente:

- primera sesión: cubre 28 horas, que se corresponden con las cuatro últimas horas del

día anterior (D-1) y las 24 del día de entrega del mercado diario (D)

- segunda sesión: cubre las 24 horas del día D

- tercera sesión: cubre las 20 últimas horas del día D (04:00 - 24:00)

- cuarta sesión: cubre las 17 últimas horas del día D (07:00 - 24:00)

- quinta sesión: cubre las 13 últimas horas del día D (11:00 - 24:00)

- sexta sesión: cubre las últimas 9 horas del día D (15:00 - 24:00)

Para cada una de estas sesiones se lleva a cabo la casación de la oferta y la demanda de

forma conjunta entre España y Portugal. Igual que sucedía en el mercado diario hasta


mayo de 2014, si la capacidad de interconexión entre España y Portugal es suficiente

(no hay congestión), el precio resultante de la casación será el mismo para los dos

países. Si no hay suficiente capacidad para acomodar los intercambios de energía, habrá

congestión en las interconexiones. La capacidad de interconexión será aprovechada al

máximo (lo que significa que el país importador/exportador importará/exportará la

máxima cantidad posible), pero el algoritmo de casación se realizará de forma

independiente para cada país. De este modo se obtendrán dos precios diferentes para

España y Portugal.

Al finalizar cada sesión del mercado intradiario, el Operador del Mercado enviará al

Operador del Sistema el resultado de la casación. Al finalizar el proceso de solución de

restricciones técnicas, el Operador del Sistema comunicará al Operador del Mercado y a

los demás agentes del mercado el programa horario final (tras haber incorporado los

redespachos determinados en el proceso de solución de restricciones).

A.2.2 Proceso del mercado intradiario de la electricidad en España

Tomando como referencia la Resolución del 23 de julio de 2012, de la Secretaría de

Estado de Energía, por la que se aprueban las reglas de funcionamiento del mercado

diario e intradiario de producción de energía eléctrica, el proceso resumido del mercado

eléctrico en España es el siguiente:

1. Tras la publicación del Programa Viable Definitivo del mercado diario

correspondiente al día siguiente, se abre el periodo de recepción de ofertas para la

primera sesión del mercado intradiario. El periodo de recepción de ofertas para cada

sesión subsiguiente se abre de acuerdo con el horario comentado, habiéndose

publicado previamente el programa horario final correspondiente a la anterior sesión

del mercado intradiario.

2. Antes del cierre de cada sesión del mercado intradiario, el Operador del Sistema

envía al Operador de Mercado información sobre:

- indisponibilidades

- capacidades comerciales de interconexiones internacionales

- asignación de derechos de capacidad

- limitaciones a la posibilidad de ofertar

- limitaciones zonales


3. El Operador del Mercado lleva a cabo la casación de las ofertas de compra y de venta.

En caso de congestión interna en la interconexión entre los sistemas eléctricos

español y portugués, se repite la casación realizándose una separación de mercados

(market splitting) por la que se obtiene un precio en cada zona (España y Portugal).

4. Al finalizar la casación de una sesión, el Operador del Mercado publica el resultado

provisional del proceso de casación y lo envía al Operador del Sistema.

5. El Operador del Sistema procede a la resolución de las restricciones técnicas

identificadas, antes del inicio del horizonte de la sesión correspondiente. En base a

esto, el Operador de Sistema publica el programa horario final, que incluye el

resultado de la resolución de restricciones, y se lo envía al Operador del Mercado.

A.3 El mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad

A.3.1 El mercado intradiario continuo

El modelo de mercado intradiario propuesto en las Directrices Marco y en el Código de

Red del CACM es un modelo de mercado intradiario continuo. A diferencia del sistema

español de mercado intradiario, basado en subastas con características idénticas al

mercado diario, en un mercado intradiario continuo no se realizan subastas. La casación

de las ofertas de compra y de venta se lleva a cabo de forma más directa, ya que los

participantes del mercado pueden introducir sus ofertas de compra y de venta en

cualquier momento.

Para empezar, los participantes el mecado podrán introducir sus ofertas en la plataforma

correspondiente de forma continua, es decir, sin tener que participar en una subasta en

un momento concreto. Si existe capacidad de interconexión disponible entre dos

regiones cualesquiera, las ofertas de compra y de venta que sean compatibles

económicamente serán ordenadas según el momento en el que hayan sido introducidas,

siguiendo un esquema First In First Out. Para que sean económicamente compatibles,

bastará con que el precio de la oferta de compra sea igual o superior al precio de la

oferta de venta (y que exista capacidad de interconexión disponible para la

transferencia).

No obstante, aunque la introducción de ofertas se pueda realizar de forma continua, y

aunque la evaluación de su compatibilidad sea prácticamente inmediata, la asignación


de capacidad deberá realizarse de forma discreta, ya que entre cada asignación de

capacidad previa a la casación de ofertas compatibles económicamente, deberá haberse

recalculado la capacidad disponible (ATC). Por esta razón, la frecuencia de

reasignación de capacidad (y por tanto, la frecuencia de intercambios físicos intradiarios)

dependerá de la frecuencia con la que se actualice la capacidad de intercambio

disponible. Así pues, cuantas más veces se recalcule la capacidad disponible, más

rápido se efectuarán las casaciones de ofertas compatibles.

Este hecho conlleva la posibilidad de que se puedan acumular ofertas entre los instantes

en los que se realicen las casaciones. Por otro lado, también podrán llegar a acumularse

ofertas, en caso de que la capacidad de transmisión se haya saturado en una dirección

concreta.

El modelo de mercado intradiario continuo, aunque no garantiza la eficiencia

económica en la selección de ofertas (es decir, no maximiza el bienestar social), no

requiere prácticamente de tiempo de ejecución para casar las ofertas de compra y de

venta. De hecho, el Operador del Sistema español (Red Eléctrica Española, REE)

planteó a nivel europeo la posibilidad de realizar un proceso de acoplamiento de los

mercados intradiarios, del mismo modo que se hace para el mercado diario, pero se

llegó a la conclusión de que esta estrategia permitía menos flexibilidad para los

participantes del mercado, que muchas veces necesitan poder acomodar su producción

con poco margen de tiempo (especialmente los productores de energía eólica y

fotovoltaica).

A.3.2 Particularidades del mercado intradiario continuo no especificadas en el

código de red CACM

Se pueden dar situaciones en las que las condiciones explicadas para que se realice la

casación entre dos ofertas (que exista capacidad de interconexión y que el precio de la

oferta de compra sea superior o igual al precio de la oferta de venta) no sean suficientes

para determinar de forma unívoca las ofertas a seleccionar. El Código de Red no

comenta estas situaciones. Aun así, a partir de la Iniciativa Regional que sirve de base

para el desarrollo del mercado intradiario europeo (el Belpex Continuous Intraday

Market, que conecta los mercados intradiarios de Bélgica y Holanda [16]), se tendrían


las siguientes condiciones adicionales:

- Si el precio de la oferta de compra que saldría seleccionada por orden de

prioridad es superior al precio de la oferta de venta que saldría seleccionada por

orden de prioridad, y si la capacidad de interconexión es suficiente para

acomodar la transacción, el vendedor percibiría por ingreso el precio que

hubiera indicado en su oferta, y el comprador percibiría el precio de su oferta. A

diferencia del mercado intradiario español, donde el precio se determina por

casación (“pay as clear”), en este nuevo esquema los participantes cobrarían y

pagarían por el precio de sus ofertas (“pay as bid”). La diferencia de precios

entre la oferta de compra y de venta sería recaudada por el Operador del Sistema.

- En caso de que existan dos ofertas con precios idénticos, la oferta que se

introdujera antes en la plataforma será priorizada. El volumen de las ofertas no

tiene impacto en la priorizacion. En caso de que los precios límite se estén

superpuestos, el precio de casación será el precio límite de la oferta que se

introdujo antes.

- Considerando una situación en la que, por ejemplo, un vendedor haya

introducido una oferta con un precio inferior de la mejor oferta de compra, el

precio se determinará en función de la oferta que se introdujo antes en la

plataforma. Ejemplo: un comprador ofrece 40 € por 1 MWh (40€/MWh). Un

vendedor envía su oferta después de que la oferta de compra haya sido

introducida en la plataforma, con un precio de 30 €/MWh. El precio final del

contrato será de 40€. En caso de que la primera oferta recibida hubiera sido la de

venta, el precio del contrato habría sido de 30€.

- Las ofertas horarias pueden casarse de forma parcial, por lo que una oferta de

venta podría casarse con varias ofertas de compra.

- Siempre y cuando exista una ruta a través de las interconexiones disponibles (no

congestionadas) de cualquier mercado a otro mercado, se podrán realizar

intercambios intradiarios.

A.3.3 El proceso del mercado intradiario continuo

En el código de red del CACM se describe el proceso del mercado intradiario continuo

dentro del Mercado Interior de la Electricidad. A continuación se explica este proceso

de forma esquemática.


1. Tras haberse realizado el proceso del acoplamiento de mercados, se llevan a cabo de

forma interativa los pasos 1 a 6 del proceso del mercado diario comentados en el

apartado 4.3.2 con información actualizada, concretamente los resultados de la

capacidad asignada en el proceso del acoplamiento de mercados. A partir de estos

datos se genera un nuevo Modelo de Red Común Intradiario, con el que se realizará

un cálculo revisado de la capacidad transfronteriza.

2. En el plazo intradiario, la asignación de capacidad transfronteriza se realiza mediante

el Módulo de Gestión de Capacidad (Capacity Management Module1), gestionada

por el Operador de Acoplamiento de Mercado, que cuenta además con la Shared

Order Book Function 2 .

El Coordinated Capacity Calculator envía al Operador de Acoplamiento de Mercado

los valores de la capacidad transfronteriza disponible. También recibe información

sobre las Restricciones de Asignación.

3. Los participantes del mercado introducen sus ofertas en sus respectivos mercados

locales. Esto se lleva a cabo de forma continua, lo que significa que no se organiza

ninguna subasta para los participantes. En cualquier momento un participante puede

enviar una oferta a su operador de mercado.

4. Las ofertas comerciales enviadas por los participantes se tratan de forma anónima. El

Operador del Mercado Eléctrico Nominado las recoge y se las envía al Operador de

Acoplamiento de Mercado. Al ser el proceso continuo, no se forman curvas de

precios. Cada oferta será enviada directamente al Shared Order Book function, donde

serán evaluados los datos comerciales recibidos con la ayuda del Módulo de Gestión

de Capacidad.

5. Disponiendo ahora de los valores de la capacidad transfronteriza para todas las Zonas

de Oferta y de las Restricciones de Asignación, el Operador de Acoplamiento de

Mercado ejecutará el proceso de casamiento intradiario.

A medida que se vayan introduciendo las ofertas, el Shared Order Book y el Módulo

1 El Módulo de Gestión de Capacidad contiene información actualizada sobre la capacidad de transmisión disponible en tiempo real, para la asignación de capacidad de forma continua. 2 El Shared Order Book es el módulo encargado de recolectar todas las ofertas que puedan ser casadas de los Operadores del Mercado Eléctrico Nominados, y realiza la casación de dichas ofertas de forma continua.


de Gestión de Capacidad evaluarán si la oferta es casable con otra oferta

económicamente, por un lado, y si existe suficiente capacidad para que se realice

dicha casación. En caso de que no existan limitaciones por congestión de capacidad,

una oferta de una región podrá casarse con una oferta de cualquier otra región,

siempre y cuando se cumplan las condiciones económicas.

Los resultados del proceso incluirán una nueva exportación neta de cada región, que

será enviada al Scheduled Exchange Calculator.

6. El Operador de Acoplamiento de Mercado proporcionará detalles de las ofertas

ejecutadas al Contraparte Central, que publicará estos datos e informará a cada

participante. También publicará los precios de mercado.

7. El Operador de Acoplamiento de Mercado enviará la información sobre las

exportaciones netas (diferencia entre la suma de exportaciones y la suma de

importaciones de la región) al Scheduled Exchange Calculator para que traduzca

estos flujos comerciales en un flujo de energía físico en los interconectores

específicos.

A continuación se muestran las interrelaciones entre las diferentes entidades

participantes a lo largo del proceso del mercado intradiario continuo según el código de

red CACM.


Figura A.2: Proceso del mercado intradiario continuo según el código de red CACM. Elaboración propia.

A.3.4 El proceso de las subastas intradiarias regionales

El código de red admite la coexistencia del mercado intradiario continuo y de subastas

intradiarias regionales. A continuación se describe el proceso de integración de ambas

tipologías.

1. Después de que el Operador de Acoplamiento de Mercado gestione el proceso de

casación intradiario, publique las ofertas ejecutadas para el Contraparte Central y

expida las exportaciones netas al Scheduled Exchange Calculator (esto se

corresponde con los tres últimos pasos del proceso del mercado continuo intradiario),

el Operador de Acoplamiento de Mercado detiene el proceso de casación continuo en

una frontera concreta durante un cierto periodo de tiempo.

2. Durante esta pausa, se detiene también la asignación de capacidad intradiaria en el

Módulo de Gestión de la Capacidad. Tras esto, el Operador de Acoplamiento de

Mercado notifica a la entidad nacional encargada (puede tratarse del Operador del

Mercado Eléctrico Nominado de las regiones afectadas) la capacidad transfronteriza

disponible para su uso exclusivo.

3. En este punto, los participantes introducen sus ofertas en su mercado local. Cabe

comentar que las subastas pueden realizarse a nivel local (en el interior de una única

región) o interregional. En este último caso, alguno de los Operadores del Mercado

Eléctrico Nominados ejercerá un rol equivalente al Operador de Acoplamiento de

Mercado. En este proceso podrían tener cabida las ofertas que no hayan sido casadas

en el Shared Order Book de la región en cuestión.

4. Tras finalizar el periodo de recepción de ofertas, el Operador del Mercado Eléctrico

Nominado llevará a cabo la subasta local/regional. Al no tratarse de subastas a nivel

europeo, las reglas de funcionamiento serían decididas por las entidades locales

pertinentes. Por ejemplo, el funcionamiento de dichas subastas podría ser idéntico al

del mercado diario (establecimiento del precio marginal), tal y como sucede entre

España y Portugal.

5. Los resultados de la subasta se liquidarían del mismo modo que en el mercado diario

e intradiario a nivel europeo, a través del Contraparte Central. El Operador del

Mercado Eléctrico Nominado publicará los resultados de la subasta, así como los

precios del mercado.


6. Los volúmenes resultantes de las subastas serán enviados al Scheduled Exchange

Calculator, que al igual que en los mercados diario e intradiario traducirá flujos

comerciales en flujos físicos a través de interconectores particulares.

7. El operador de sistema actualizará los valores de capacidad transfronteriza en función

de los resultados de la subasta regional, y enviará dichos resultados al Operador de

Acoplamiento de Mercado, que a su vez actualizará los valores de las fronteras de las

regiones relevantes en el Módulo de Gestión de Capacidad.

8. Tras la finalización de la subasta regional, el Operador de Acoplamiento de Mercado

reactiva el proceso de mercado intradiario continuo.

A continuación se muestran las interrelaciones entre las diferentes entidades

participantes a lo largo del proceso de las subastas intradiarias regionales según el

código de red CACM.

Figura A.3: Proceso de los mercados intradiarios regionales según el código de red CACM. Elaboración

propia.


A.4 Conclusiones y calendario Como se ha comentado, en España se realizan varias subastas intradiarias de

electricidad, donde se emplea el mismo algoritmo de casación que en el mercado diario.

Esto es: las ofertas de venta son ordenadas en orden de precio ascendente (con lo que se

determina la curva de oferta agregada), y las ofertas de compra son ordenadas en orden

de precio descendente (con lo que se determina la curva de la demanda agregada), y de

la intersección entre estas dos curvas se obtiene el precio de la electricidad de para el

periodo correspondiente. Este procedimiento tiene la ventaja de maximizar el bienestar

social (social welfare) para los periodos horarios de cada subasta intradiaria. Sin

embargo, al ser el número de subastas finito, el grado de flexibilidad para los

participantes del mercado es limitado, ya que no se pueden gestionar imprevistos o

modificaciones en los programas de producción entre subasta y subasta.

El modelo de mercado intradiario continuo europeo se basa en un sistema de gestión de

ofertas de tipo First In First Out, que casa las ofertas de compra y de venta entre sí

siempre que la capacidad de transmisión lo permita, a condición de que el precio de

compra sea superior o igual al precio de venta. Aunque este sistema no es óptimo a

nivel de maximización del bienestar social (ya que las ofertas no son seleccionadas bajo

un criterio de eficiencia económica), al realizarse las casaciones de forma más frecuente,

esto aporta mayor flexibilidad a los participantes del mercado, que son capaces de

gestionar imprevistos con más precisión temporal.

Los beneficios respecto de la situación actual serían por lo tanto:

- Al igual que en el mercado diario y en los mercados a plazo, un aumento de la

liquidez, por la mayor oferta de compra y de venta que implica abrirse al

mercado europeo.

- Una reducción del poder de mercado, como consecuencia de una mayor presión

competitiva ante la oferta europea.

- Mayor flexibilidad para que los participantes del mercado puedan gestionar su

producción y consumo, con mayor aproximación al tiempo real de entrega física.

- Esta mayor adaptación al tiempo real favorecerá un crecimiento de ofertas de

producción de tecnologías renovables no controlables, particularmente la energía

eólica y la solar. Al poder realizarse intercambios a mayor corto plazo, las


previsiones de producción de este tipo de tecnologías serán más precisas y

menos arriesgadas.

Como contrapartida, se tienen los siguientes aspectos:

- las ofertas seleccionadas no son necesariamente óptimas en términos de

maximización del bienestar social, ya que el criterio de casación es el instante en

que se hayan introducido en el sistema (First In First Out).

- el apilamiento o acumulación de ofertas durante el proceso de recalculo de la

capacidad de interconexión o cuando exista congestión, que implica un cierto

grado de incertidumbre sobre el momento exacto en el que se realice la entrega

física de electricidad.

En cualquier caso, el código de red plantea la coexistencia de este modelo de mercado

intradiario continuo junto con los mercados intradiarios que estén en funcionamiento en

cada región hasta el momento. De este modo, las contrapartidas se ven reducidas.

Calendario

El 19 de mayo de 2014 se aprobaron los bloques modulares básicos de la futura

solución intradiaria transfronteriza paneuropea, lo que supone un paso decisivo en el

proyecto. Esta primera etapa se corresponde con la Fase 1 del Acuerdo de Puesta en

Marcha Anticipada. Los mercados eléctricos y los Operadores del Sistema alcanzaron

un acuerdo común, con el apoyo de ACER, la Comisión Eurpoea y las autoridades

regulatorias nacionales. Durante la siguiente fase, se finalizarán las especificaciones de

algunos módulos específicos del proceso de asignación de capacidad intradiaria. Se

espera que esta etapa, donde quedarán establecidos en términos contractuales todos los

requisitos de la solución intradiaria, requerirá aproximadamente 5 meses, y permitirá

iniciar los ensayos de la solución paneuropea.


Anexo B: Asignación de capacidad en el mercado a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad

B.1 El mercado a plazo de electricidad

B.1.1 Interés del mercado a plazo de la electricidad

El mercado a plazo o a futuro tiene una función importante dentro de la secuencia de

mercados de electricidad. Su papel consiste en permitir a los participantes del mercado

cubrirse ante el riesgo asociado a la volatilidad de los precios de la electricidad en el

mercado diario. Es una forma de asegurar los ingresos y los costes sin depender

directamente del mercado, con lo que se garantiza un cierto margen para un período

determinado.

El producto básico del mercado a plazo son los contratos a futuro, por los que tanto

vendedor como comprador acuerdan un precio fijo para una cantidad de energía que

será suministrada en un intérvalo de tiempo concreto.

Existen varios mercados a plazo que ofrecen diferentes tipologías de contrato. Por un

lado se tienen los mercados organizados, donde se ofrecen contratos estandarizados;

esto es, con unas condiciones definidas a las que tanto vendedor como comprador se

suscriben. Aquí los agentes deben aportar unas garantías mínimas, variables en función

del nivel de exposición al mercado en cada momento. En este sentido, este tipo de

mercados dispone de una cámara de compensación, que actúa a modo de contrapartida y

garantiza la liquidación de los pagos. Esta entidad asume el riesgo de que una de las

partes del contrato no cumpla su obligación, cubriendo sus pérdidas. En otras palabras,

los mercados organizados hacen a los agentes de mercado menos vulnerables, a

expensas de una mayor rigidez en los términos de contratación.

Por otro lado, en los mercados no organizados los participantes no están obligados a

cumplir unas reglas determinadas de negociación. Se les conoce como mercados OTC

(Over The Counter). En este tipo de mercados, el agente comprador y el agente

vendedor entran directamente en contacto, sin intermediario, y acuerdan un precio. El

interés básico para los participantes es que no hay estandarización en los términos de los


contratos, lo que permite una mayor flexibilidad a los agentes y condiciones más

ajustadas a sus necesidades. Además, se ahorran los pagos y fianzas por participar en

los mercados organizados, aunque tiene por inconveniente que los propios agentes

tienen que asumir los riesgos de crédito de cada contraparte.

Dentro de los mercados no organizados se distinguen el mercado de contratos

bilaterales físicos y el mercado de contratos bilaterales financieros. En el mercado de

contratos bilaterales físicos, el generador debe entregar físicamente a la red de

transporte la potencia contratada en el momento establecido en el contrato. En el

mercado de contratos bilaterales financieros, sin embargo, no hay una entrega física de

la energía contratada por parte del generador, sino que únicamente se negocia la

liquidación financiera del intercambio de potencia. Físicamente, el comprador recibirá

la energía del mercado diario de su región. La liquidación financiera será la diferencia

entre el precio del mercado diario y el precio que se haya establecido en el contrato

bilateral.

B.2 La asignación de capacidad a largo plazo en España

El procedimiento de asignación de capacidad a largo plazo entre España y sus países

vecinos (Portugal, Francia, Andorra y Marruecos) hasta 2014 queda establecido en la

Orden ITC/4112/2005 [8] y en la Orden ITC/843/2007 [9] de 28 de marzo, por las que

se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e

internacionales de energía eléctrica. La primera Orden fija los principios del mecanismo

de resolución de congestiones en la interconexión España – Francia, España –

Marruecos y España – Portugal. Por otro lado, en la memoria de la Circular 2/2014, de

12 de marzo, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se

establece la metodología relativa al acceso a las infraestructuras transfronterizas,

incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión, así como

la metodología relativa a la prestación de servicios de equilibrio entre sistemas

gestionados por distintos operadores del sistema [10], se detallan los mecanismos de

asignación de capacidad y resolución de congestiones en las interconexiones España –

Francia, España – Portugal, España – Marruecos y España – Andorra que se llevan

realizando hasta la fecha.


B.2.1 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Francia

La resolución de congestiones entre España y Francia se realiza, en lo que respecta a los

horizontes temporales a largo plazo, a través de subastas explícitas de capacidad de

intercambio del tipo PTR. El procedimiento consta de los siguientes pasos:

1. Antes de cada sesión de subastas de capacidad, el Operador del Sistema (en

colaboración con su homólogo francés) publica la capacidad disponible de

exportación e importación de la sesión correspondiente, junto con las

capacidades máximas previstas en cada sentido de flujo para cada período de

programación.

2. Se realiza la subasta explícita. En ésta, la capacidad ofrecida tiene en cuenta la

superposición de transacciones firmes en ambos sentidos de flujo. Los

Operadores del Sistema español y francés asignan la capacidad en función de los

precios ofertados, comenzando por la oferta de precio más elevad hasta agotar la

capacidad disponible para la subasta.

3. La capacidad adquirida puede ser puesta en venta en subastas explícitas

posteriores por los titulares, o bien transferida a terceros mediante acuerdo

bilateral.

4. La utilización de la capacidad asignada para la ejecución de un contrato bilateral

es notificada a los Operadores del Sistema con anterioridad a la sesión del

mercado diario correspondiente. En caso de que exista capacidad no utilizada,

ésta se ofrece en posteriores procesos de asignación de capacidad.

5. A continuación de la realización de la subasta, los Operadores del Sistema

publican los volúmenes y precios resultantes.

La CRE (Commission de Régulation de l'Énergia) y la CNMC (Comisión Nacional

de los Mercados y la Competencia) aprobaron en marzo de 2014 normas específicas

para subastas entre Francia y España (normas IFE versión 3.1) para asignar mensual

y anualmente capacidad de interconexión en la interconexión Francia-España bajo la

plataforma CASC (Capacity Allocating Service Company). La primera subasta

subasta mensual de este tipo se llevó a cabo el 24 de marzo de 2014.


B.2.2 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Portugal

Desde el 13 de junio de 2009, tras la publicación de la Orden ITC/1549/2009, hasta

diciembre de 2013, se subastaba entre España y Portugal un tipo de derecho de

transmisión financiero dos veces al año. Los productos subastados tenían un horizonte

temporal de medio año y un año y consistían en contratos basados en las diferencias de

precios para cada hora en el mercado diario entre el Sistema Eléctrico español y el

Sistema Eléctrico portugués. Mediante estos productos financieros, los agentes podían

cubrirse ante el diferencial de precios de los dos países. El precio de estos contratos era

bastante bajo, debido que las congestiones entre España y Portugal en el mercado diario

han ido disminuyendo progresivamente (haciendo que el diferencial de precio entre

países sea nulo gran parte del tiempo), hasta el punto de que el valor de los contratos ha

llegado a ser de 0 €/MW para el segundo medio año de 2013 (correspondiente a la

novena subasta, realizada el 20 de junio de 2013) y para el primer medio año de 2014

(correspondiente a la décima subasta, realizada el 17 de diciembre de 20133).

A lo largo de 2013, el Consejo de Reguladores del MIBEL (Mercado Ibérico de la

Electricidad) ha estado trabajando en las normas de asignación para la implementación

de una solución regional transitoria, hasta la integración de la interconexión España -

Portugal en la plataforma CASC. La primera subasta conjunta de capacidad de

interconexión entre España y Portugal tuvo lugar el 25 de marzo de 2014 bajo el

mecanismo coordinado establecido en el Consejo de Reguladores del MIBEL. Se trata

del primer mecanismo de asignación de capacidad europeo basado en derechos de

transmisión financieros (que se explicarán a continuación). Los productos asignados en

este mes fueron derechos de transmisión financieros de tipo opción, cubriendo el

segundo cuatrimestre de 2014. En total se subastaron 300 MW en la dirección Portugal -

España y otros 300 MW en la dirección España - Portugal.

B.2.3 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Marruecos

Para la interconexión con Marruecos el mecanismo existente permite el uso de una parte

de la capacidad para la declaración de contratos bilaterales físicos con anterioridad al

cierre del mercado diario. En concreto, la capacidad de interconexión entre España y

Marruecos se reparte en un 50% entre transacciones en el mercado diario organizado, y 3 Fuente: National Report to the European Commission 2014, Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia [11]


un 50% para contratos bilaterales con entrega física. En caso de que el saldo de las

ofertas casadas en el mercado diario entre España y Marruecos sea inferior al valor

máximo de la correspondiente capacidad de intercambio disponible para las

transacciones de mercado, la capacidad no ocupada puede ser utilizada para la

aceptación de ejecución de contratos bilaterales con entrega física a través de dicha

interconexión, cuando éstas hubieran superado el 50 % de la capacidad de intercambio

publicada para ese periodo de programación. Si el conjunto de comunicaciones de

ejecución diaria de contratos bilaterales con entrega física a través de dicha

interconexión supera el valor de la capacidad de intercambio disponible, una vez

descontada la capacidad ocupada por el conjunto de ofertas casadas en la sesión del

mercado correspondiente, el Operador del Sistema adjudica la capacidad disponible en

la interconexión a los contratos bilaterales con entrega física, utilizando para ello las

ofertas específicas para la asignación de capacidad (en unidades de €/MW), que habrán

sido presentadas al Operador del Sistema por los titulares de estos contratos bilaterales

con entrega física. En este caso, la capacidad se asigna prioritariamente a los

participantes que hayan ofrecido un mayor precio de compra.

B.2.4 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Andorra

Finalmente, la gestión de la capacidad de intercambio con Andorra se lleva a cabo

considerando el sistema andorrano como parte integrada en la zona de precio española.

B.3 La reserva de capacidad a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad

Tras analizar brevemente el sistema de asignación de capacidad a plazo español, se

pasan a estudiar los mecanismos de asignación de capacidad previstos para el Mercado

Interior de la Electricidad eurpoeo.

Como ya se ha explicado, en los mercados diario e intradiario la capacidad

transfronteriza se asignará prioritariamente de forma automática mediante las subastas

implícitas. No obstante, el mercado único de la electricidad deberá igualmente permitir

la programación anticipada de intercambios de electricidad a nivel europeo. A este


efecto, se ha previsto un sistema de reserva de capacidad transfronteriza: el Forward

Capacity Allocation.

El objetivo del Forward Capacity Allocation es el de permitir la reserva de capacidad

transfronteriza por parte de los agentes de mercado, de forma que puedan satisfacer sus

contratos de energía transfronterizos a largo plazo pudiendo protegerse al mismo tiempo

contra los costes de congestión transfronteriza. A este efecto, la Directriz Marco del

CACM y FCA [14] y el Código de Red correspondiente [17] establecen dos medidas:

- La implantación de una plataforma única para la asignación de derechos de

transmisión a largo plazo, la Plataforma de Asignación (Allocation Platform).

- La fijación de dos mecanismos complementarios que permiten a los

participantes del mercado hacer uso de forma directa o indirecta de la capacidad

de transmisión: los derechos de transmisión físicos (Physical Transmission

Rights, PTR) y los derechos de transmisión financieros (Financial Transmission

Rights, FTR).

B.3.1 Derechos de transmisión

A continuación se describen los dos tipos de derechos de transmisión que se plantean en

el código de red FCA, y que deberán implantarse en todas las fronteras de los países

europeos eventualmente.

B.3.1.1 Derechos de transmisión físicos, PTR

Un PTR otorga al poseedor el derecho exclusivo de utilizar una interconexión particular

para transferir un volumen predefinido de energía entre dos mercados de regiones/países

diferentes y en un periodo de tiempo concreto. Estrictamente, un derecho de transmisión

físico proporciona al titular el derecho de nominar transferencias de energía entre dos

zonas. Se puede emplear para comprar o vender energía en mercados organizados y

OTC.

Ser titular de un PTR no implica necesariamente su uso obligatorio en un intercambio

de energía. Para realizar una transferencia de energía, se deberá llevar a cabo

previamente lo que se denomina proceso de nominación, por el cual el agente que posea

el PTR notificará el uso de esa capacidad de interconexión, especificando la potencia


que será intercambiada. Este proceso de nominación será controlado por el Operador del

Sistema, ya que deberá tener en cuenta todas las restricciones físicas de la transmisión.

Por otro lado, aunque en el intercambio de energía entre agentes mediante PTR tiene

implicaciones en el mercado diario. Esto se debe a que el uso de los PTR está ligado a la

condición Use-It-Or-Sell-It (UIOSI), por la que se garantiza que la capacidad reservada

que no se haya nominado será revendida automáticamente en la asignación de

capacidad del mercado diario. Si esta asignación de capacidad es explícita (para las

regiones en las que aún se mantenga este procedimiento), el titular del PTR que no haya

nominado su capacidad recibirá por su venta el precio de la subasta explícita. Si la

asignación de capacidad es implícita, que será el caso más general, recibirá por su venta

la diferencia de precios entre el mercado de destino y el de origen. En este caso, al

renunciar al derecho PTR se está renunciando al derecho de usar de forma exclusiva una

fracción de la capacidad total de una interconexión física entre los mercados en cuestión.

Por lo tanto, en esta situación el productor deberá participar en el mercado diario para

garantizar el suministro de energía al comprador. Concretamente, un generador que

hubiera decidido no nominar su PTR debería participar como vendedor en su propio

mercado diario (zona A) y al mismo tiempo como comprador en el mercado de la zona

donde se encuentre el comprador (zona B).

El mecanismo UIOSI favorece un uso eficiente de la capacidad de interconexión física,

ya que en el mercado diario la capacidad se asigna automáticamente de forma que se

maximice el flujo de energía desde el mercado más barato al mercado más caro. Por

otro lado, un titular de PTR puede decidir no nominarlo, si le compensa participar en los

mercados antes que vender directamente su producción al comprador. Esto sucederá

siempre que la diferencia de precios entre el mercado A y el mercado B sea superior al

precio establecido en el contrato (asumiendo que los costes son iguales). En otras

palabras, el mecanismo UIOSI permite al titular del derecho PTR aprovechar la

volatilidad de los precios cuando la sea favorable.

B.3.1.2 Derechos de transmisión financieros, FTR

El derecho de transmisión físico permitía a su titular usar una línea de transmisión física

para inyectar en el mercado de destino su producción de electricidad. Los derechos de

transmisión financieros, en cambio, permiten / obligan a su titular a cobrar / pagar una


cierta cantidad de dinero en función del precio de los mercados de electricidad diarios

de origen y de destino. Concretamente, cobrarán / pagarán la diferencia entre el precio

diario del mercado de destino (B) menos el precio diario del mercado de origen (A).

Esta tipología de derechos únicamente es aplicable a mercados con frontera compartida

que tengan sus respectivos mercados diarios sincronizados y relacionados por subastas

implícitas de capacidad. El productor titular de dichos derechos tendrá que participar

obligatoriamente en los mercados de origen y de destino para garantizar el suministro de

energía (vendiendo su producción en el mercado A y comprándola en el mercado B).

En el Forward Capacity Allocation se contemplan dos tipos de FTR: los FTR de tipo

opción y los FTR de tipo obligación.

El titular de un FTR de tipo opción percibirá, bajo circunstancias normales, la diferencia

de precios diaria entre los mercados de destino (B) y de origen (A) cuando sea positiva

(pB - pA). El FTR de tipo opción surge de la separación entre el aspecto financiero de

la capacidad de interconexión y su aspecto físico. Una consecuencia de esto es que,

aunque el carácter de un FTR de tipo opción es puramente financiero y no proporcione

un derecho sobre capacidad física, está vinculado a una capacidad física, que se asigna

implícitamente en las subastas del mercado diario. De hecho, la ganancia que percibe el

titular de este tipo de derechos se corresponde con las rentas de congestión de las

subastas implícitas (se recuerda que las rentas de congestión son los ingresos que

recaudan los Operadores del Sistema como consecuencia de que exista una congestión

en frontera, y se calcula como el producto entre la potencia congestionada y la

diferencia entre los precios de los mercados diarios a cada lado de la interconexión).

Esto significa que los FTR de tipo opción están limitados por la capacidad

transfronteriza máxima asignada a estos derechos. Si se superara ese límite emitiendo

más derechos, las rentas de congestión procedentes de las transacciones del mercado

serían insuficientes para cubrir los pagos de los titulares de FTR.

El titular de un FTR de tipo obligación, en cambio, tendrá el derecho a recibir dicha

diferencia cuando sea positiva, pero también la obligación de pagarla cuando sea

negativa. Esto proporciona una ventaja con respecto a los FTR de tipo opción, que

tienen asociada su liquidación financiera a una capacidad de interconexión física. El

hecho de que se empleen FTR de tipo obligación en ambos sentidos de una


interconexión hace posible que los pagos positivos se compensen con los negativos.

Vamos a ilustrarlo con un ejemplo.

Supongamos que tenemos dos agentes de mercado, ambos productores: uno se

encuentra en la zona del mercado A y tiene un contrato bilateral en el mercado B, y el

otro se encuentra en la zona del mercado B y tiene un contrato bilateral en el mercado A.

Asumamos, por simplicidad, que ambos productores han comprado derechos FTR de

tipo obligación para la misma potencia. Para un momento dado, si la diferencia de

precios entre el mercado B y el A es positiva (pB - pA > 0), el productor de A recibirá

esa diferencia de precios, mientras que el productor de B deberá pagar esa diferencia de

precios. Análogamente, si pB - pA < 0, el produtor de A será el que pague la diferencia,

y el productor de B el que reciba ese dinero. La consecuencia de esto es que, al estar

solicitados los derechos FTR de tipo obligación en ambos sentidos, este tipo de

derechos pueden asignarse sin un vínculo directo a ninguna capacidad física, ya que

transacciones opuestas como las del ejemplo se compensan. Por esta razón, la cantidad

de derechos FTR de tipo obligación emitidos puede ser mayor a la de FTR de tipo

opción y a la de PTR.

Para entender mejor el funcionamiento de los derechos de transmisión, a continuación

se ilustra de forma simplificada la influencia que tienen sobre la cuenta de resultados de

los participantes del mercado.

B.3.2 Ilustración gráfica de la influencia de los derechos de transmisión físicos y

financieros en la cuenta de resultados de los participantes del mercado

En este apartado se ilustra de forma cualitativa lo que implica para un participante de

mercado optar por uno u otro derecho de transmisión de capacidad.

B.3.2.1 Contrato bilateral entre productor y comprador dentro de una misma

región

En primer lugar, se toma como situación de referencia las circunstancias de un

generador que deba proporcionar energía a través de un contrato bilateral a un

consumidor de la misma región, es decir, sin necesidad de reservar capacidad de

intercambio. Su cuenta de resultados simplificada se muestra en la figura B.1.


Figura B.1: Representación gráfica de la cuenta de resultados simplificada de un productor con un

contrato bilateral con un consumidor directo de la misma región. Elaboración propia.

Sus ingresos serán la diferencia entre el precio del contrato de suministro y los costes de

producción. Como el productor no participa en el mercado diario y el consumidor

pertenece a la misma región, la cuenta de resultados del productor es insensible a la

diferencia de precios diarios de las regiones vecinas.

B.3.2.2 Influencia de los derecho FTR en la cuenta de resultados del productor

titular del derecho

En la figura B.2 se muestra de forma gráfica y simplificada la cuenta de resultados

típica de un generador en un mercado A que tenga un contrato de suministro a largo

plazo en un mercado B y que deba participar en ambos mercados para abastecer de

energía al comprador. Es decir, este generador no es titular (o no ejerce) un derecho de

PTR, ya que para ello el productor no vendería su producción en el mercado A para

comprarla en el mercado B, sino que dispondría de una porción de la capacidad de

interconexión para vender directamente su producción a un comprador en el mercado B.



contrato de suministro en un mercado de otra región, que deba participar en dicho mercado para abastecer

al consumidor directo. Elaboración propia.

Sus ingresos se dividen en dos partes:

- una parte fija que se corresponde con el contrato de suministro, por el que fija un

precio de venta (y al que se deben restar los costes de producción)

- una parte variable que se corresponde con la diferencia de precios entre el mercado A

(donde el generador VENDE una cantidad de energía equivalente a la que ha de

suministrar) y el mercado B (donde el generador COMPRA la energía a suministrar a

su comprador). Esta estrategia del productor de vender la producción en el mercado

“de partida” y de comprar una cantidad de energía idéntica en el mercado “de destino”

tiene la ventaja de no necesitar reservar una capacidad de interconexión física entre

ambos mercados (ya que de hecho no se está realizando un intercambio de potencia

físicamente).

Se observa que, a menos que el productor decida comprar algún derecho de transmisión,

estará expuesto a pérdidas, en caso de que la diferencia de precios entre el mercado A

(donde vendería su producción) y el mercado B (donde compraría una cantidad idéntica

de energía para revenderla a su cliente) fuera inferior a los ingresos fijos.


B.3.2.3 Derecho de transmisión financiero de tipo opción

Una forma de cubrir este riesgo es comprar un derecho de transmisión financiero. En la

figura B.3 se muestra el esquema básico de un FTR de tipo opción.

Figura B.3: Representación gráfica del efecto de un derecho de transmisión FTR de tipo opción sobre la

cuenta de resultados. Elaboración propia.

Un titular con este tipo de contrato percibirá, por una prima (el precio marginal

resultante de la subasta de FTR), la diferencia entre el precio en el mercado diario B y el

precio en el mercado diario A cuando esta diferencia sea positiva.

La figura B.4 es la superposición de las dos anteriores.


contrato de suministro en un mercado de otra región y que ejerza un derecho FTR de tipo opción.

Elaboración propia.


Como se puede observar, las pérdidas que supone para el generador comprar en el

mercado B a un precio menor al que se vende la energía en el mercado A son cubiertas

por el contrato FTR. En caso de que el precio del mercado A sea superior al del

mercado B, el generador ingresará esa diferencia de precios (sumándole el precio del

contrato de venta y restándole la prima del FTR). Esta situación es equivalente a la que

verá un productor extitular de un derecho de transmisión de tipo PTR al ejercer la

condición UIOSI.

B.3.2.4 Derecho de transmisión financiero de tipo obligación

Otra forma de cubrir el riesgo es mediante un FTR de tipo obligación. Este tipo de

derecho se muestra esquemáticamente en la figura B.5.

Figura B.5: Representación gráfica del efecto de un derecho de transmisión FTR de tipo obligación sobre

la cuenta de resultados. Elaboración propia.

En este tipo de contrato el titular tiene la obligación de pagar la diferencia entre los

precios del mercado B y el mercado A. Si el precio del mercado B es superior al del

mercado A, su efecto será el mismo que el de un FTR de tipo opción. Si es inferior, el

titular deberá pagar esa diferencia. Al ser menos beneficiosas para el titular del derecho

estas condiciones, la prima a pagar por él será previsiblemente inferior (habrá menos

demanda de este tipo de contratos en sus respectivas subastas).


Combinando la gráfica de ganancias y pérdidas del generador con la gráfica del FTR de

tipo obligación, se obtiene la figura B.6.


contrato de suministro en un mercado de otra región y que ejerza un derecho FTR de tipo obligación.


Se observa que con este tipo de contrato el productor queda perfectamente cubierto

frente a la volatilidad de precios del mercado diario. Por otro lado, este contrato limita

los ingresos potenciales del productor, ya que para una diferencia de precios positiva

entre el mercado A y el mercado B ya no tendrá beneficios, como sí los tenía en el caso

de un FTR de tipo opción.

B.3.2.5 Influencia de los derechos PTR en la cuenta de resultados del productor

titular del derecho

Si el contrato bilateral se realiza con un comprador de la región vecina, y el generador

quiere realizar un contrato bilateral sin participar en los mercados organizados, deberá

disponer de un derecho PTR que le permita reservar una cierta capacidad de

interconexión. La compra de este derecho tiene asociada un coste fijo adicional que

deberá restarse a los ingresos, como se ve en la figura B.7.



contrato de suministro en un mercado de otra región y que ejerza un derecho PTR. Elaboración propia.

En este caso se asume que el productor ejerce su derecho de transmisión, es decir, que

nomina dicha capacidad de transmisión.

Sin embargo, como se ha comentado anteriormente, ser titular de un derecho PTR es

condición necesaria, pero no suficiente para realizar el intercambio. La condición

suficiente es que se nomine la capacidad a intercambiar. Para reducir el impacto que

implicaría un uso inadecuado de la capacidad reservada por el productor, la condición

UIOSI especifica que si no se nomina una cierta cantidad de energía entre las dos

regiones, la capacidad asociada al derecho PTR será revendida en el mercado diario. En

esta situación, el extitular del derecho PTR percibirá la diferencia de precios entre el

mercado B y el mercado A multiplicada por la capacidad que hubiera reservado, pero se

verá forzado a participar en ambos mercados (vendiendo en el mercado A su producción

y comprando en el mercado B una cantidad de energía equivalente para revenderla a su

cliente) para garantizar el suministro de energía a su cliente. Este caso es análogo, como

se ha visto, al uso de un FTR de tipo opción. En la figura B.8 se puede comprobar la

influencia en la cuenta de resultados.



contrato de suministro en un mercado de otra región y que ejerza la condición UIOSI de su derecho PTR.


Para una diferencia de precios negativa entre los mercados B (mercado de la región a la

que pertenece el consumidor) y A (mercado de la región a la que pertenece el productor

y titular del derecho PTR), al productor le compensa vender su producción en el

mercado A y comprarla en el mercado B para satisfacer las necesidades del consumidor,

ya que percibe esa diferencia de precios. En este caso, el productor puede decidir no

nominar su derecho PTR, y percibir el valor económico de dicho derecho (precio

resultante de la subasta explícita donde lo compró). Estará ejerciendo su no-nominación

del derecho PTR como si fuera un derecho FTR.

B.3.3 Implicaciones de los derechos de transmisión en el mercado eléctrico

Volumen de derechos de transmisión

Como se ha visto, el volumen asignado de derechos PTR y FTR de tipo opción viene

limitado por la capacidad de interconexión física, mientras para los derechos FTR de

tipo obligación el volumen de derechos puede ser mayor debido a que no dependen de

la capacidad de interconexión física. Para este tipo de derechos, desde el momento en

que la capacidad es asignada para una dirección (del mercado A al mercado B), se hace

disponible inmediatamente una capacidad de intercambio equivalente en dirección

contraria.


Formación de precio en el mercado diario de la electricidad

El único tipo de derecho que puede influir en el mercado diario de la electricidad son

los PTR, ya que al poder nominarse están ligados a una capacidad física de

interconexión directamente. Se pueden dar dos situaciones:

- Si la capacidad se nomina para exportar del mercado de precio más bajo al más

alto (en cierto instante), esto implicará que habrá menos capacidad disponible en

la subasta implícita del market coupling. Esto no ha de resultar negativo

necesariamente, ya que de hecho el sentido de la exportación es el más eficiente

(el país con menos precio exporta y el de mayor precio importa, lo que hace que

los precios converjan). La cuestión es que el contrato bilateral no garantiza que

las condiciones del contrato sean más eficientes que las que se habrían obtenido

por acoplamiento de mercados en la subasta diaria. El productor y el consumidor

del contrato bilateral podrían no haber cumplido los requisitos para entrar en la

casación de la subasta diaria de energía, ya que no habrían sido "filtrados" por el

criterio matemático de selección de ofertas de la subasta implícita. En definitiva,

no suponen necesariamente una maximización del bienestar social (social

welfare).

- Si la capacidad se nomina para exportar del mercado de precio más alto al más

bajo (en cierto instante), esto no afectará a la subasta implícita del acoplamiento

de mercados, donde la capacidad en sentido contrario (de la región de menor

precio a la región de mayor precio) será asignada de la forma más eficiente.

Liquidez del mercado diario

La liquidez en el mercado diario de la electricidad se ve favorecida por el hecho de que

gran parte de la capacidad física (la asociada a derechos PTR no nominada y la

correspondiente a los dos tipos de derecho FTR) se pone a disposición de la subasta

implícita de capacidad. Por otro lado, la nominación de derechos PTR puede resultar en

un uso ineficiente de la capacidad de interconexión, como se ha comentado, ya que el

intercambio de energía del contrato bilateral no resulta del proceso matemático de

selección de ofertas del mercado diario. En este sentido, no existe limitación en el uso y

nominación de capacidad reservada mediante derechos PTR, por lo que esto podría

resultar en una concentración de la capacidad destinada a subastas explícitas en uno o

pocos titulares.


Poder de mercado

Un aspecto importante a tener en consideración es el poder de mercado que se pueda

generar gracias a los derechos de transmisión.

En el caso de que existiera un productor monopolístico en una región interconectada

con otras regiones, éste podría comprar PTRs para acrecentar su poder de mercado,

impidiendo la competencia en la exportación de electricidad. De modo similar, podría

hacer uso de los FTR para incrementar su poder de mercado, ya que comprándolos

podría llegar a maximizar sus beneficios impidiendo que otros participantes pudieran

exportar.

B.3.4 Conclusión

En general, los derechos de transmisión físicos y financieros cumplen adecuadamente

su función de cobertura de riesgo de los participantes del mercado. Es interesante

destacar que, salvo en lo que respecta a los derechos de transmisión físicos nominados,

el resto de derechos de transmisión no afectan a la capacidad de transmisión disponible

para la subasta implícita diaria.

Sin embargo, los derechos de transmisión corren el riesgo de ser empleados de forma

inadecuada por los participantes del mercado, ya sea por especulación financiera

(especialmente para los derechos de transmisión financieros de tipo opción) o por poder

de mercado (en caso de que un productor decidiera comprar muchos derechos de

producción para evitar la competencia). En este sentido, deberán ser controlados por los

reguladores.

B.3.5 El futuro proceso de asignación de capacidad a largo plazo en el Mercado

Interior de la Electricidad

Una vez conocidos los mecanismos que se tiene previsto emplear para la asignación de

capacidad a largo plazo y la cobertura de riesgos en el Mercado interior de la

Electricidad, se pasa a describir esquemáticamente el proceso de asignación de

capacidad a largo plazo europeo según las especificaciones que ha dispuesto el código

de red FCA. Se ha traducido en la medida de lo posible la nomenclatura empleada en el

código de red. En cualquier caso, se ha incluido el nombre original en inglés de cada

entidad o concepto definido.


1. Modelo de Red Individual

1. Las unidades de generación y de consumo proporcionan al Operador del Sistema

datos para que pueda realizar el cálculo de la capacidad a largo plazo (como

mínimo anualmente y mensualmente) para su incorporación al Modelo de Red

Individual (Individual Grid Model4).

2. Todos los Operadores de Sistema de cada Región de Cálculo de Capacidad

(Capacity Calculation Region5) definirán un conjunto de escenarios para cada

periodo de cálculo de capacidad a largo plazo. Cada uno de estos escenarios se

corresponde con una previsión de la exportación neta (exportación menos

importación) de cada país participante.

3. Los Operadores del Sistema generan un único Modelo de Red Individual para

cada escenario y lo envían a la European Merging Function 6 y a otros

Operadores del Sistema.

2. Modelo de Red Común

1. La European Merging Function genera un único Modelo de Red Común

(Common Grid Model7) a nivel europeo para cada escenario a partir de la

información enviada por todos los Operadores del Sistema.

2. La European Merging Function envía el Modelo de Red Común para cada

escenario a cada Coordinated Capacity Calculator8 y Operadores del Sistema.

4 El Modelo de Red Inidividual representa el mejor pronóstico de condiciones de transmisión del sistema eléctrico para un escenario de generación y demanda concreto, correspondientes al momento en que se haya creado el Modelo de Red Individual. 5 El cálculo de la capacidad de transmisión a largo plazo se realiza, en un primer lugar, en diferentes regiones denominadas Región de Cálculo de Capacidad (Capacity Calculation Region). Un Operador del Sistema pertenece a una Región de Cálculo de Capacidad si una parte de su zona de control pertenece a una región que pertenezca a la Región de Cálculo de Capacidad. 6 La European Merging Function es la entidad encargada de generar un único Modelo de Red Común a partir de la fusión de todos los Modelos de Red Individuales. 7 El Modelo de Red Común representa la situación técnica de la red a escala europea, y se forma a partir de la fusión de todos los Modelos de Red Individuales. 8 Al Coordinated Capacity Calculator le corresponde el rol de calcular la capacidad de conexión a nivel interregional, y de validar el proceso de cálculo y asignación de capacidad.


3. Cálculo de la capacidad

1. Los Operadores del Sistema de la Región de Cálculo de Capacidad pueden

complementar la metodología del cálculo de capacidad a largo plazo con análisis

predictivos adicionales (estadísticos).

2. Los Operadores del Sistema definirán:

- el tamaño del Margen de Seguridad (Reliability Margin). El Margen de

Seguridad es el margen reservado en las interconexiones entre países para

tener en cuenta las incertidumbres entre el momento en que se calcula la

capacidad y el tiempo real. Tiene en cuenta las Acciones Correctivas

(Remedial Actions) en su dimensionamiento.

- Restricciones de Seguridad Operacional (Operational Security Constraints).

Son restricciones que garantizan la operación segura y fiable del sistema de

transmisión.

- Restricciones de Asignación (Allocation Constraints): Son restricciones

especificadas por el Operador del Sistema que deben respetarse durante el

proceso de asignación de capacidad.

- Generation Shift Keys: Traducen un cambio en la exportación neta comercial

de una región concreta en incrementos o decrementos de inyecciones de

electricidad física en el Modelo de Red Común.

- Acciones Correctivas (Remedial Actions): Son medidas activadas por uno o

varios Operadores del Sistema, de forma manual o automática, que alivian o

contribuyen a aliviar congestiones físicas.

- La capacidad que haya sido asignada / reservada hasta el momento.

3. Los Operadores del Sistema enviarán al Coordinated Capacity Calculator y a

otros Operadores del Sistema de la Región de Cálculo de Capacidad la

información del punto 2.

4. El Coordinated Capacity Calculator:

- realiza un análisis de seguridad empeando el Modelo de Red Común en cada

escenario.

- calcula el impacto físico de un cambio de las exportaciones netas y flujos de

una región empleando Generation Shift Keys.

- asegura que dichos flujos y exportaciones netas no excedan la capacidad

transfronteriza, y respeten las Restricciones de Seguridad Operacional, Margen

de Fiabilidad y capacidad anteriormente asignada.


- optimiza la capacidad transfronteriza disponible empleando Acciones

Correctivas.

5. El Coordinated Capacity Calculator determina los valores de la capacidad

transfronteriza y su repartición entre los distintos plazos (anual, mensual,

semanal…).

6. El Coordinated Capacity Calculator envía los valores de la capacidad

transfronteriza y su repartición a los Operadores del Sistema para que la validen.

7. Los Operadores del Sistema validan o corrigen los valores de la capacidad

transfronteriza su repartición para los distintos plazos temporales.

4. Plataforma de Asignación (Allocation Platform9)

1. La Plataforma de Asignación publica un calendario de subastas para el año

siguiente.

2. El Coordinated Capacity Calculator entrega los valores y repartición de la

capacidad transfronteriza de su propia región a la Plataforma de Asignación.

3. La Plataforma de Asignación publica las especificaciones para una próxima

subasta a largo plazo con información sobre la fecha y hora de la subasta, la

capacidad transfronteriza y el tipo de derechos de transmisión que serán

subastados, el formato de las ofertas, la fecha y tiempo de publicación de los

resultados de la subasta y el periodo durante el cual podrán ser impugnados los

resultados de la subasta.

4. Los participantes de mercado introducen sus ofertas en la Plataforma de

Asignación para la subasta a largo plazo antes del cierre de la subasta indicado

en la especificación de la subasta.

5. La Plataforma de Asignación emplea la repartición validada de la capacidad

transfronteriza proporcionada por el Coordinated Capacity Calculator,

Restricciones de Asignación (en caso necesario) y ofertas proporcionadas por

los participantes de mercado para determinar el volumen y el precio de los

derechos de transmisión a largo plazo asignados.

6. La Plataforma de Asignación publica los resultados de la subasta a largo plazo.

7. Los parcitipantes del mercado disponen de cierto tiempo para impugnar los

resultados publicados por la Plataforma de Asignación. 9 La Plataforma de Asignación es la plataforma encargada de asignar la capacidad a largo plazo a nivel europeo.


8. La Plataforma de Asignación publica los resultados finales de la subasta tras el

periodo de impugnación.

9. Si un titular de derechos de trasmisión a largo plazo decide devolver (vender) su

derecho en una subasta posterior, debe notificar a la Plataforma de Asignación.

5. Negociación secundaria

1. Los titulares de derechos de transmisión pueden transferir parte o todos sus

derechos de transmisión a través de mercados secundarios a otros participantes.

En caso de que decidan hacerlo, deben notificarlo a la Plataforma de Asignación.

6. Nominación de PTRs

1. Los titulares de PTR pueden nominar toda o parte de su capacidad

transfronteriza asociada a los derechos de transmisión que hayan adquirido en

las subastas o en el mercado secundario.

2. Si los titulares deciden no nominar toda o parte de su capacidad transfronteriza

asociada a los derechos de transmisión que hayan adquirido, dicha capacidad es

cedida al mercado diario bajo la condición UIOSI.

7. Liquidación

1. Los participantes de mercado deben disponer de crédito suficiente para

participar en las subastas.

2. La Allocation Platform realiza la facturación de la liquidación resultante de la

asignación, el retorno y la remuneración de los derechos de transmisión a largo

plazo.

En la figura B.9 se muestran las interrelaciones entre las diferentes entidades

participantes a lo largo del proceso de asignación de capacidad según el código de red

FCA.


Figura B.9: Proceso del mercaod a plazo según el código de red FCA

B.4 Conclusiones y calendario Aunque no sean tan eficientes como las subastas implícitas, para plazos más amplios

que el mercado diario las subastas explícitas son necesarias. Tras el análisis realizado,

se puede concluir que los mecanismos propuestos por ACER y ENTSOE para gestionar

las congestiones en los mercados a plazo son adecuados a la problemática. Por un lado,

la Plataforma de Asignación garantiza una gestión centralizada de la subasta de

capacidad, lo que favorecerá logísticamente el problema de la asignación de capacidad

de transmisión entre las diferentes regiones. Por otro lado, la coexistencia de derechos

de transmisión físicos y financieros ofrece a los participantes del mercado la posibilidad

de realizar sus intercambios internacionales como mejor les convenga: o exportando

físicamente su producción haciendo uso de derechos de transmisión físicos (sabiendo

que, de no emplearlos, podrán recuperar lo que hayan pagado por ellos) o participando


en los mercados de origen (vendiendo su producción) y de destino (comprándola y

revendiéndola al destinatario). La primera opción supone emplear capacidad física de

interconexión, por lo que se reduce la capacidad de transmisión disponible para las

subastas implícitas de capacidad del mercado diario. La segunda no afecta a la

capacidad física, ya que se basa en el aprovechamiento del aspecto financiero de las

interconexiones.

En lo que respecta a España, es interesante destacar que ha sido uno de los primeros

países en emplear derechos de transmisión financieros (con Portugal), y que desde hace

unos meses realiza subastas explícitas de capacidad con Francia a través de CASC, la

plataforma que probablemente acabará convirtiéndose en la Plataforma de Asignación

programada en el código de red. Se puede concluir que España, en relación a la

asignación de capacidad a largo plazo, va en la dirección correcta hacia al integración

de su mercado a plazo en el Mercado Interior de la Electricidad.

Calendario

El 24 de marzo de 2014 se llevó a cabo la primera subasta mensual en la frontera entre

Francia y España, tras la aprobación de las normas específicas de las subastas por parte

de CRE (Commission Régulation de l’Energie) y CNMC (Comisión Nacional de los

Mercados y la Competencia), que permiten asignar capacidad en la frontera a través de

la plataforma CASC (Capacity Allocation Service Company), la plataforma común de

subastas de derechos de transmisión de la región CWE) desde abril. En la frontera entre

Portugal y España, la primera subasta coordinada de derechos de transmisión

financieros de tipo opción se realizó el 25 de marzo.

A nivel europeo, ENTSO-E presentó en enero su plan para redactar un conjunto de

normas armonizadas aplicable desde principios de 2016. En un principio se pretendía

desarrollar normas específicas en las plataformas CAO (Central Allocation Office), la

plataforma común de subastas de derechos de transmisión de la región CEE) y CASC

pero esto entraba en conflicto con el trabajo de ENTSO-E, por lo que se retardó el

establecimiento de este conjunto de normas hasta 2016.


ANEXO C: Descripción de las ofertas admitidas por el algoritmo EUPHEMIA

A continuación se describen las diferentes tipologías de ofertas admitidas por el

algoritmo EUPHEMIA.

Ofertas complejas

Una oferta compleja consiste en un conjunto de ofertas de venta a tramos horizontales

horarias pertenecientes a un mismo participante del mercado, que se corresponden con

distintos periodos (horas) y sujetas a una condición compleja que afecta al conjunto de

ofertas en su totalidad. Hay dos tipos de ofertas complejas:

- de ingreso mínimo: se pone como condición que el dinero acumulado por la oferta

compleja en conjunto para todos los periodos cubra los costes de producción del

participante del mercado, definidos por un término fijo (que representa el coste de

inversión) y un término variable (que representa el coste de operación por MWh). Si

no se cumple dicha condición, la oferta compleja no será aceptada.

- de gradiente de carga: se pone como condición una limitación en la cantidad de

energía producida por la oferta compleja en función de la energía casada en el

período anterior.

Estas ofertas pueden presentarse de forma combinada.

Ofertas en bloque

Una oferta en bloque se define por un precio límite fijo (precio mínimo para ofertas de

venta en bloque y precio máximo para ofertas de compra en bloque), un número de

períodos, un volumen que puede diferir en cada período y un ratio de aceptación

mínima

Ofertas con prioridad (Merit Orders)

Las ofertas con prioridad son ofertas individuales a tramo horizontal definidas para un

periodo concreto y que van acompañadas por un número. A igualdad de precios entre

dos ofertas con prioridad, cuanto menor sea dicho número, mayor será la prioridad de

aceptación.


El algoritmo EUPHEMIA también admite las ofertas PUN (Prezzo Unico Nazionale),

que son un tipo particular de ofertas de compra con prioridad en el mercado italiano.


Anexo D: Deducción de las curvas de oferta y demanda empleadas en el caso práctico

D.1 Curvas originales

A continuación se muestran las curvas de oferta y demanda tal y como se obtuvieron de

las plataformas web de los mercados que se han estudiado en el apartado del caso

práctico. Todas las gráficas han sido tomadas a la misma hora del mismo día: las 12:00

del 1 de septiembre de 2014. Las gráficas van acompañadas de las tablas de oferta

simplificada que se han considerado.

Curvas del mercado español y portugués, OMIE

Figura D.1: Curvas originales de oferta y demanda de España y Portugal para las 12:00 del día 1 de

septiembre de 2014. Fuente: OMIE


Tabla D.1: Ofertas simplificadas consideradas para España y Portugal.

Curvas del mercado francés, EPEXspot

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)0 23000 180 24700

7,5 2800 120 150010 1200 90 1000

17,5 3400 72 200032 2000 55 120055 20000 43 1100120 4000 37 1200180 3500 0 10000

España -‐ Portugalofertas de venta ofertas de compra


Figura D.2: Curvas originales de oferta y demanda de Francia para las 12:00 del día 1 de septiembre de

2014. Fuente: EPEXspot

Tabla D.2: Ofertas simplificadas consideradas para Francia.

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)-‐470 4000 3000 650034 3600 50 40048 2600 26 5500228 500 -‐400 1000

Franciaofertas de venta ofertas de compra


Curvas del mercado alemán y austríaco, EPEXspot

Figura D.3: Curvas originales de oferta y demanda de Alemania y Austria para las 12:00 del día 1 de

septiembre de 2014. Fuente: EPEXspot


Tabla D.3: Ofertas simplificadas consideradas para Alemania y Austria.

Curvas del mercado suizo, EPEXspot

Figura D.4: Curvas originales de oferta y demanda de Suiza para las 12:00 del día 1 de septiembre de

2014. Fuente: EPEXspot


Alemania -‐ Austriaofertas de venta ofertas de compra


Tabla D.3: Ofertas simplificadas consideradas para Suiza.

Curvas del mercado holandés, APX

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)-‐500 2000 3000 80040 300 50 120050 3000 44 4800150 200 0 300

Suizaofertas de venta ofertas de compra


Figura D.5: Curvas originales de oferta y demanda de Holanda para las 12:00 del día 1 de septiembre de

2014. Fuente: APX

Tabla D.5: Ofertas simplificadas consideradas para Suiza.


Holandaofertas de venta ofertas de compra


Curvas del mercado británico, APX

Figura D.6: Curvas originales de oferta y demanda de Gran Bretaña para las 12:00 del día 1 de septiembre

de 2014. Fuente: APX


Tabla D.6: Ofertas simplificadas consideradas para Gran Bretaña.10

Curvas del mercado italiano, GME

Figura D.7: Curvas originales de oferta y demanda de Italia para las 12:00 del día 1 de septiembre de

2014. Fuente: GME

10 Nota: se ha considerado un tipo de cambio de 1 GBP = 1,27 €, para el 1 de septiembre de 2014. Fuente: www.exchangerates.org.uk/GBP-EUR-01_09_2014-exchange-rate-history.html

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)-‐480 2500 2800 2200

14 400 72 80063 400 63 70095 400 31 600

Gran Bretañaofertas de venta ofertas de compra


Tabla D.7: Ofertas simplificadas consideradas para Italia.

Curvas del mercado belga, BELPEX


49 5000 50 10070 7000 47 5000

400 15000 0 27000

Italiaofertas de venta ofertas de compra


Figura D.8: Curvas originales de oferta y demanda de Bélgica para las 12:00 del día 1 de septiembre de

2014. Fuente: BELPEX

Tabla D.8: Ofertas simplificadas consideradas para Bélgica.

D.2 Obtención de las curvas de oferta y de demanda de los países aislados a partir de las curvas casadas

A continuación se muestra la capacidad ATC asignada para la subasta implícita a las

12:00 del 1 de septiembre de 2014 entre cada uno de los países estudiados y las regiones

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)-‐500 2500 3000 200030 300 240 60051 400 36 200

Bélgicaofertas de venta ofertas de compra


con las que estén acoplados mediante subastas implícitas a día de hoy11. En la columna

de la derecha se han indicado las exportaciones netas (importaciones netas, en caso de

signo negativo), que se han calculado como la suma de las exportaciones menos la suma

de las importaciones totales para cada región.

Tabla D.9: Capacidad ATC asignada en las subastas implícitas sincronizadas del 1 de septiembre de 2014

a las 12:00 para cada uno de los países esudiados. Fuente: ENTSOE

Finalmente, se procede del siguiente modo:

- para los países netamente importadores, se resta el volumen de energía importado a la

mínima oferta de venta de la curva de oferta y demanda casadas

- para los países netamente exportadores, restar el volumen de energía exportado a la

máxima oferta de compra de la curva de oferta y demanda casadas

Esto da como resultado las ofertas de compra y de venta simplificadas para los países,

antes de la casación. A continuación se muestran dichas ofertas12.

11 Nota: La región NO2 se corresponde con una de las cinco zonas de oferta en las que se divide Noruega. 12 Para Gran Bretaña la importación neta calculada a partir de la capacidad ATC asignada para subastas implícitas (datos de ENTSOE) no coincide con lo que se observa en las curvas de oferta y demanda de la plataforma web de APX, donde aparece exportando (hay un desplazamiento de la curva de demanda autóctona hacia la derecha). Se ha considerado la importación neta calculada a partir de los datos de ENTSOE. También se ha considerado que la fracción de la demanda extranjera que aparece en la imagen de la plataforma web APX es autóctona.

ES-‐PT FR DE-‐AT CH NL GB IT BE NO2 Net ExportES-‐PT -‐ -‐765 -‐765FR 765 -‐ -‐1467 231 1612 1141DE-‐AT 1467 -‐ 2052 3519CH -‐ 0NL -‐2052 -‐ 231 60 -‐500 -‐2261GB -‐231 -‐231 -‐ -‐462IT -‐ 0BE -‐1612 -‐60 -‐ -‐1672


Tabla D.10: Ofertas simplificadas consideradas para España y Portugal previas a la casación.

Tabla D.11: Ofertas simplificadas consideradas para Francia previas a la casación.

Tabla D.12: Ofertas simplificadas consideradas para Alemania y Austria previas a la casación.

Tabla D.13: Ofertas simplificadas consideradas para Suiza previas a la casación.


7,5 2800 120 150010 1200 90 1000

17,5 3400 72 200032 2000 55 120055 20000 43 1100120 4000 37 1200180 3500 0 10000

España -‐ Portugalofertas de compraofertas de venta


Franciaofertas de venta ofertas de compra


Alemania -‐ Austriaofertas de venta ofertas de compra


Suizaofertas de venta ofertas de compra


Tabla D.14: Ofertas simplificadas consideradas para Holanda previas a la casación.

Tabla D.15: Ofertas simplificadas consideradas para Gran Bretaña previas a la casación.

Tabla D.16: Ofertas simplificadas consideradas para Italia previas a la casación.

Tabla D.17: Ofertas simplificadas consideradas para Bélgica previas a la casación.


Holandaofertas de venta ofertas de compra

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)-‐480 2038 2800 2200

14 400 72 80063 400 63 70095 400 31 600

Gran Bretañaofertas de venta ofertas de compra


49 5000 50 10070 7000 47 5000

400 15000 0 27000

Italiaofertas de venta ofertas de compra

precio (€) volumen (Mwh) precio (€) volumen (Mwh)-‐500 828 3000 200030 300 240 60051 400 36 200

Bélgicaofertas de venta ofertas de compra

proyectofinal(decarrera(de este modo se obtendrán dos precios diferentes para españa y portugal....

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