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Equation Chapter 1 Section 1

Proyecto de Fin de Máster

Análisis del Mercado Eléctrico Italiano en el corto plazo y sus diferencias con el Mercado

Español

Autor: Alessandra Lauria Tutor: Jesùs Riquelme Santos

Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla Sevilla, 2018

Máster en Sistemas de Energía Eléctricas

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Proyecto de Fin de Máster Máster en Sistemas de Ingeniería Eléctrica

Análisis del Mercado Eléctrico Italiano en el corto plazo y sus diferencias con el Mercado Español

Autor:

Alessandra Lauria

Tutor:

Jesús Riquelme Santos

Dpto. de Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2018

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Índice

Índice 5 Índice de Tablas 6 Índice de figuras 7 Introducción 8 1 Desde el Monopolio hasta la Liberalización del mercado eléctrico 10

1.1 Ley de nacionalización: Enel 11 1.1.1 El Comienzo 11 1.1.2 Las primeras ideas de energías renovables en Italia: 1975 12 1.1.3 Ley 308/82: redefinición del concepto de autoconsumo 12

1.2 Un paso hacia la liberalización 12 1.2.1 Ley n° 9/91 12 1.2.2 CIP 6/92 13 1.2.3 Ley no. 481/95 13 1.2.4 Directiva Europea 96/92/CE y sus evoluciones 13 1.2.5 El Decreto Bersani 17 1.2.6 Comparación entre Italia y España 20

2 MGP: mercato del giorno prima – mercado del día anterior 21 2.1 Introducción 21 2.2 Mercado del día anterior: estructura italiana 21

2.2.1 Congestión 22 2.2.2 Zonas geográficas 23 2.2.3 Precio de la energía: calculo del punto de equilibrio entre oferta y demanda 24 2.2.4 Características de calculo de los precios zonales 27 2.2.5 Abertura y cierre del MGP 28

2.3 Diferencias entre el Mercado del día anterior Italiano y Español 29 3 MI: Mercado Intradiario 30

3.1 Introducción 30 3.2 Historial legislativo y ultima actualización 30 3.3 Estructura horaria de las sesiones del Mercado intradiario 31 3.4 Horizonte de programación 32 3.5 Tipologías de ofertas 33 3.6 Corrispettivo di non arbitraggio 33 3.7 Diferencia entre Italia y España 34

3.7.1 Sesiones diarias Mercado intradiario Español 34 3.7.2 Horizonte de programación Mercado intradiario Español 35

4 mpeg: Mercato dei Prodotti Giornalieri 36 4.1 Introducción 36 4.2 Tipología de producto 36 4.3 Sesiones mercado MPEG 37 4.4 Plataforma PCE 38

5 Conclusiones 39 6 Sitografía 41 7 Bibliografía 42

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Índice de Tablas

Tabla 1: Evolución de las directivas europeas .............................................................................. 17 Tabla 2: Diferencia de gestión de todas las actividades del sistema eléctrico italiano y español 20 Tabla 3: Sesiones del mercado intradiario italiano ....................................................................... 31 Tabla 4: Abertura y cierre de las sesiones de Mercado Intradiario español ................................. 34

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Índice de figuras

Ilustración 1: Estructura del mercado eléctrico italiano ................................................................. 8 Ilustración 2: 1961-1991 ............................................................................................................... 11 Ilustración 3: Niveles de integración vertical de las empresas ..................................................... 15 Ilustración 4: Organización empresarial del mercado eléctrico italiano ....................................... 18 Ilustración 5: Esquema organizativo del mercado ........................................................................ 19 Ilustración 6: Zonas geográficas teóricas útiles para el calculo de la energía .............................. 23 Ilustración 7: Curvas de ofertas de ventas y de adquisición: calculo del precio del mercado. ..... 25 Ilustración 8: Estructura detallada de la oferta de venta ............................................................... 25 Ilustración 9: Algoritmo de control sobre los vínculos de congestión .......................................... 27 Ilustración 10: Precios zonales al día 9 de octubre del 2018 ........................................................ 28 Ilustración 11: Intervalo temporal del mercado del día anterior ................................................... 29 Ilustración 12: Abertura y cierre de cada sesión del mercado diario Italiano ............................... 31 Ilustración 13: Horizonte de programación Mercado Intradiario Italiano .................................... 32 Ilustración 14: Sesiones de Mercado Intradioario español ........................................................... 34 Ilustración 15: Programa horario de cada sesión .......................................................................... 35 Ilustración 16: Distribución temporal de cada sesión y sus respectivos horizontes de programación ................................................................................................................................ 35 Ilustración 17: perfiles horarios MPEG ........................................................................................ 37 Ilustración 18: Aporte de energía en TWh. ................................................................................... 40 Ilustración 19: Estructura de generación ....................................................................................... 40

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Introducción

El mercado eléctrico italiano se estructura con la siguiente forma jerárquica:

Ilustración 1: Estructura del mercado eléctrico italiano

Como muestra la ilustración 1, se divide sustancialmente en dos mercados principales.

Mercato a Pronti:

Es el mercado a corto plazo, su horizonte de previsión es de nueves días. Se divide en cuatros mercados en función del día que queremos considerar para reprogramar la producción de la energía en función de la demanda de suministro. Los cuatros mercados son los siguientes:

1. MGP, Mercato del Giorno Prima, en español toma el nombre de mercado del día anterior.

2. MI, Mercato Infragiornaliero, mercado intradiario.

3. MPEG, Mercato dei Prodotti Giornalieri, mercado de los productos diarios.

4. MSD, Mercato del Servizio di Dispacciamento, mercado de distribución de la reserva.

Mercato a Termine:

Es una tipología de mercado a medio plazo. Su horizonte de programación puede ser relativo a un mes, tres meses o un año. Se trata de una negociación de energía a través de contratos Base-Load y Peak-Load.

El verdadero estudio de las ofertas de venta y adquisición toma forma en las tres primeras tipologías de mercado anteriormente comentadas, por lo tanto, de aquí en adelante se explicará desde el Mercado del Día Anterior (MGP), hasta el Mercado de los Productos Diarios (MPEG).

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En el primer capitulo se comenzará hablando de como Italia llegó a la liberalización del mercado eléctrico. A seguir, en cada uno de los capítulos se desarrollarán los distintos tipos de mercados con su respectiva analogía al mercado eléctrico español.

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1 DESDE EL MONOPOLIO HASTA LA LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

En 1883 fue construida la primera central europea en Milán, por la compañía Edison, segunda en el mundo después de la central de Pearl Street en Nueva York. Esta central se encargaba de iluminar el Teatro “La Scala” remplazando las luminarias de gas existentes. Este primer intento, aunque pequeño respecto a la central de Nueva York, infundió en la nación una confianza de empujar a las grandes empresas a la creación de plantas destinadas no solo al autoconsumo, sino a la producción de venta de energía. Durante una década, surgieron varias empresas, creando una situación fragmentada de plantas individuales autónomas. Además, este fue un periodo de grandes crisis debido a los dos conflictos mundiales así que todavía Italia no contaba con una estructura eléctrica completa, adecuada para satisfacer la demanda, lo que resultó acabando en un problema de mala calidad del suministro.

Hasta 1962 la estructura eléctrica italiana era fraccionada y gestionada por un considerable numero de empresas regionales e interregionales que limitaban las interconexiones de las redes eléctricas. El elenco de las antiguas empresas regionales de producción y distribución de energía eléctrica estaba formado en 1962 por:

§ SIP (Piemonte)

§ EDISON VOLTA (Lombardia)

§ SADE (Veneto)

§ SEEE (Emilia)

§ OEG (Liguria)

§ SELT-Valdarno (Toscana)

§ SRE (Lazio)

§ SME (Campania)

§ SGES (Sicilia)

§ CARBOSARDA (Sardegna)

Aunque esta estructura resultaba, inicialmente, bastante operativa a nivel geográfico, Italia necesitaba de:

§ Un mayor numero de centrales de punta y de reserva para satisfacer la demanda nacional;

§ Duplicar las redes de transporte y distribución;

§ Utilizar los recursos económicos disponibles no solo para construir centrales termoeléctricas sino invertirlas en las nuevas tecnologías de energías renovables, como por ejemplo las tecnologías hidráulicas.

Por lo tanto, fue necesaria una intervención de parte del Gobierno. Posteriormente a la Segunda Guerra Mundial hubo alguna propuesta de normativas para la normalización, creación, innovación y unificación de la red eléctrica nacional.

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1.1 Ley de nacionalización: Enel

Ilustración 2: 1961-1991

La Ilustración 2 muestra que, en estos 30 años, Enel se ha hecho cargo de la producción, transmisión y distribución de la energía eléctrica, teniendo el monopolio sobre los clientes finales. Además, todas las empresas auto productoras, al final de los años 70, lograron vender a Enel mas del 30% de la energía producida y destinada, en principio, al autoconsumo. A continuación va a exponerse, paso a paso, la evolución del mercado en términos de normativas y de nuevas tecnologías que obligaron el gobierno a la liberalización del mercado en el 1991.

1.1.1 El Comienzo

En 1962 se formuló la primera propuesta Legislativa también llamada Ley de Nacionalización - Unificación de las empresas productoras de energía eléctrica en un único ente publico llamado ENEL (Ente Nazionale per l'Energia Elettrica). Por lo tanto, ENEL se define como la empresa monopolista en el mercado de la energía eléctrica, un organismo con personalidad jurídica publica, sujeto a la supervisión del Ministerio de Industria y Comercio. Se hizo cargo de definir la red eléctrica italiana, unir las zonas no conectadas, como por ejemplo todas las conexiones con las grandes islas y adquirió todas las actividades de las empresas que operaban en la producción, transformación, transmisión y distribución de electricidad.

La ley estipulaba que las empresas existentes que participaban en la cadena de suministro de electricidad debían transferir su gestión a Enel, con la excepción de:

§ Las empresas de producción de energía con necesidades relacionadas con sus propios procesos de producción o con subsidiarias o empresas de consorcio, con la condición de que este requerimiento exceda el 70% de la producción y los excedentes se transfirieran en cualquier caso a la entidad de energía eléctrica nacional (ENEL).

§ Auto productores que, al entrar en vigor de la ley, poseían nuevas plantas para las necesidades de las actividades planificadas antes del 31 de diciembre de 1961, a condición de que el 1 de enero de 1963 el uso de energía excediera el límite del 70%.

§ Empresas que no produjeron ni distribuyeron más de 15 GWh anuales en los dos años desde 1959 hasta 1960.

Gracias a esta Ley de Nacionalización, se alcanzó una gestión unitaria del sistema eléctrico nacional que permitía un alto aprovechamiento de todas las interconexiones entre los principales nudos eléctricos y, a la vista de esto, una disminución del riesgo del no suministro eléctrico. Por lo tanto, siendo Enel ya empresa monopolista tuvo como objetivo garantizar, con costes operativos

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mínimos, la disponibilidad de electricidad adecuada en cantidad y precio a las necesidades de un desarrollo económico equilibrado del país. Lo que define en general el concepto de Mercado Monopolista con estructura vertical liderado por ENEL.

1.1.2 Las primeras ideas de energías renovables en Italia: 1975

A través de los años, los conceptos de ecología, impacto ambiental y efecto invernadero se estaban extendiendo. La gente empezó a hablar y a aprender sobre las energías limpias y las empresas a evaluar la solución de remplazar los combustibles fósiles con fuentes renovables. El 1975 fue decisivo para el desarrollo de las primeras energías renovables: la aprobación de la Ley N° 33/75 que permitió a las ciudades italiana obtener energía a través de la incineración de desechos orgánicos.

1.1.3 Ley 308/82: redefinición del concepto de autoconsumo Sietes años después se formuló la Ley 308/82: “Reglamento sobre la contención del consumo de energía, el desarrollo de fuentes de energías renovables, el utilizo de centrales que no utilizan hidrocarburos”. Es la primera Ley que define todos los tipos de energía renovable y todas las tecnologías existentes relativa a las centrales eléctricas renovables. Además, promueve el uso de energías renovables en el sector público, obliga a las empresas no solo a consumo, sino también a los fabricantes de equipos industriales o domésticos de señalar, con etiquetas visibles, el consumo de energía de cada equipo. En lo que respecta a la gestión de la energía producida por fuentes renovables no pertenecientes a la empresa monopolista estatal ENEL, esta energía, producida por otras empresas, podía ser vendida si su cantidad era inferior de 3MW. Entonces, todas las empresas podían vender su producción de energía renovable solo si no superaban este límite. La novedad que introducía esta Ley, era la posibilidad de producir y vender energía de manera libre. En realidad, todas las centrales de nuevas construcciones tenían que ser aprobadas por el Ministerio de Industria, del Comercio y de Enel. Aunque el Estado ya comenzaba a construir una red de mercado sujeta a la liberalización de la energía, todavía tenía muchos vínculos normativos y económicos.

1.2 Un paso hacia la liberalización

1.2.1 Ley n° 9/91

El primer paso hacia la liberalización se hizo en 1991 con la disposición de la Ley N° 9/91: Reglas para la formulación del nuevo plan energético nacional: aspectos institucionales, centrales hidroeléctricas, líneas eléctricas, hidrocarburos y geotermia, autoproducción y disposiciones fiscales. Principalmente, esta Ley, divide el territorio nacional en zonas climáticas para alcanzar un objetivo de ahorro energético. Impone normas sobre el consumo energético y sobre la producción de energía. Con las primeras tres leyes, 1962, 1975 y 1982, todavía no se había alcanzado mucha libertad de producción debido también al bajo nivel de tecnología existente.

Con el desarrollo de la tecnología, las nuevas pequeñas empresas de producción disponían de más cantidad de energía disponible así que el Gobierno decidió de eliminar el límite de los 3 MW relativos a las renovables y ordenó la construcción de nuevas plantas aplicando un nuevo límite de 10 MW. El mayor logro que se alcanzó con esta nueva Ley fue redefinir los conceptos del autoconsumo, ampliando la definición de necesidades no solo para la empresa individual, sino también para todos los sujetos del mismo grupo industrial; se eliminó la restricción a la producción

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para el autoconsumo, lo que permitió a las empresas vender a Enel más del 30%, con la posibilidad de vender toda la producción al organismo público.

1.2.2 CIP 6/92

La CIP6 es una propuesta del Comité Interministerial de los Precios adoptada el 29 de abril de 1992 (publicada en el Boletín Oficial No. 109 de 12 de mayo de 1992) como resultado de la Ley núm. 9 de 1991, que establece precios de incentivo para la producción de electricidad a través de plantas alimentadas por fuentes renovables y “similares". Este ultimo termino se agregó a la disposición original al aprobar la disposición para incluir fuentes de varios tipos, no previstas expresamente en la legislación europea pertinente (Ley n° 308/82).

Esta Ley favorecía los incentivos a empresas productoras de energía con origen renovable a través de un coste menor a lo que sería producir con fuentes no renovables. El comité Nacional de los Precios actualiza trimestralmente el precio de venta y lo de las energías renovables producidas suele ser superior al precio del mercado. Recapitulando, todas las empresas que utilizan energías renovables pueden vender su energía a ENEL a un coste superior, por eso se llamaron “Incentivos”.

1.2.3 Ley no. 481/95

Otro paso hacia la liberalización fue la formación de la Autoridad de Electricidad y Gas a través de la Ley no. 481/95: Normas para la competencia y la regulación de los servicios públicos. Se trata de empezar a privatizar todas las empresas útiles al servicio publico. Los principios fundamentales de dicha Ley son los siguientes:

§ Asegurar la promoción de la competencia y de la eficiencia en los sectores públicos.

§ Garantizar todos los servicios disponibles en todo el territorio italiano de forma homogénea.

§ Definir un sistema de tarifas preciso, transparente e ideado sobre la base de un criterio cierto.

§ Garantizar el servicio público con un uso eficiente de los recursos disponibles.

§ Proteger los clientes finales.

§ Garantizar la existencia de Mercados Competitivos.

El termino “Mercado Competitivo” se refiere a un tipo de mercado donde todas las empresas venden el mismo producto a un precio prefijado por el mercado. Todas las empresas compiten entre ellas y toman el precio precedentemente definido por el mercado mayorista. Ya empezamos a hablar de Empresas Tomadoras de Precio. En el articulo 2 de la Ley 481, el Gobierno, define las nuevas empresas o entidades publicas que a partir del 1995 se ocuparan de dirigir el sistema publico económico italiano, estas empresas tomaran el nombre de Autorità per i servizi di pubblica utilità, y una de estas empresas será especifica para el sistema eléctrico y se llamará Autorità di Elettricità e Gas.

1.2.4 Directiva Europea 96/92/CE y sus evoluciones

En estos mismos años, la Unión Europea siguió trabajando para establecer un enfoque común a todos los países involucrados, para crear una red más amplia y fiable del mercado eléctrico. Las empresas que suministran electricidad y gas, son empresas definidas ahora como servicios

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públicos y están obligadas a operar de acuerdo con otras reglas que no pertenecen al mercado libre. En particular, la regulación en el sector energético apunta a garantizar un mercado único competitivo, seguro, ambientalmente sostenible y no discriminatorio. Por lo tanto, los temas tratados en esta Directiva Europea son principalmente los siguientes:

§ Liberalización del mercado eléctrico a nivel europeo.

§ Definición de las empresas productoras independientes y acceso a la red.

§ Unbuldling contable y de gestión;

§ Integración vertical de las empresas en el mercado eléctrico;

§ Separación de las autoridades de transmisión y distribución;

El proceso de liberalización comenzó, en Europa, con las Directivas aprobadas por la Comisión Europea en la segunda mitad de los años 90. Estas directivas fueron desarrolladas posteriormente por todos los Países miembros de la unión europea con notable diferencia entre unos y otros. Es posible distinguir dos fases principales del proceso de liberalización en Europa. La primera fase es relativa a la definición de las condiciones de acceso no discriminatorio a la red de transporte y distribución. La segunda fase se centra en el transformar el mercado existente de cada País en un ambiente de mercado “competitivo”. Este último objetivo resultó difícil de alcanzar para todos los países, aunque en Italia ya empezaron a implementar el proceso, como ya se ha expuesto en el apartado anterior, con la creación y privatización de las autoridades del servicio publico para la energía y el gas.

Las directivas representan las fases finales de un proceso político largo y complejo y un compromiso entre diferentes situaciones y enfoques. En vista de estas diferencias, las Directivas han adoptado principios generales que podrían traducirse en diferentes formas innovadoras, dejando así una amplia área de discrecionalidad para los países miembros en algunos elementos clave. El problema central que intentamos resolver, en aquellas industrias dominadas por un único “incumbent”, o sea una única empresa monopolista, es la creación de un campo de juego nivelado para los nuevos participantes (level playing field). La Unión Europea quiere eliminar el Monopolio en todos los países miembros, plan que resulta difícil a causa de las diferencias entre países en las actividades de generación, debida a las distintas tecnologías, de transmisión y de distribución. No obstante, estos vínculos, la Unión Europea encontró puntos en común con los que trabajar para alcanzar su objetivo de unificar el mercado. Aunque todos los países presenten un mercado distinto, hay algunas características comunes, por ejemplo:

§ Las infraestructuras de transporte y distribución son, en ambos casos, redes unidireccionales (one way networks), caracterizadas por la configuración del mercado del monopolio natural.

§ Los segmentos de producción y ventas agotan las economías de escala muy pronto, admitiendo una estructura relativamente fragmentada. Por lo tanto, la mejor estructura industrial imaginada para un mercado de energía liberalizado viene dada por la combinación de mercados competitivos para las fases de producción y ventas, unidas a través de un segmento de monopolio (la red).

Llegamos así a una de las primeras soluciones adoptada por las Directivas Europea: garantizar el acceso a la red para todos los tipos de empresas o cliente. Este principio toma el nombre de Third Party Access (TPA), principio de acceso a terceros.

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El principio general de este sistema es el siguiente: el propietario de la red está obligado a permitir el acceso a todas las empresas productoras y de venta que lo soliciten, fijando un precio de acceso que reflejan los costes. Sin embargo, los clientes con acceso a la red se identifican en función de su consumo anual y la empresa dominante (la que posee mucha mas capacidad de producción) no puede no permitir el acceso a la red a los nuevos competidores. Para aclarar el concepto, por ejemplo, en Italia, el propietario de la red de transmisión era Enel, en España era Red Eléctrica Española (REE). Otro concepto clave del proceso de liberalización del mercado es el Ubuldling o sea, la separación de las actividades de transmisión y distribución, utilizado con el fin de evitar distorsiones en el mercado. El tercer principio y objetivo que la unión europea quiere alcanzar es la integración vertical de las empresas de manera tal de garantizar un mercado libre y competitivo.

1.2.4.1 Unbundling de gestión o contable

Entre las medidas regulatorias se incluyen obligaciones de Unbundling (separación), es decir, la obligación de las empresas integradas verticalmente de implementar una separación funcional y contable de las actividades monopolísticas y actividades competidoras.

Ventajas:

§ Optimización de las capacidades empresariales (menagement)

§ Garantizar una correcta identificación de los costes relativos a las distintas actividades de la empresa

§ Separación organizativa por proceso

§ Gestión de las redes legalmente separada de otras actividades

§ Tarifas regularizadas

1.2.4.2 Integración vertical de las empresas

Existen varios tipos de nivel de integración vertical utilizados por todo el mundo:

Ilustración 3: Niveles de integración vertical de las empresas

Como muestra la ilustración 3, los niveles de integración indican las separaciones gestiónales y económicas de las actividades principales del suministro eléctrico. Además se puede ver que solo en el sistema ITSO (utilizado en Europa) e ITO/ISO (utilizado solo en Argentina) existe una total separación de las actividades de generación. Los dos sistemas utilizados y estandarizados por las directivas europeas son los siguientes:

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§ ITSO, Independent Transmission System Owner and Operator:

El operador de la red está completamente separado del resto del sistema eléctrico y también es el propietario de la red. Este modelo es uno de los más utilizados en Europa: Inglaterra, España, Finlandia, Noruega, Suecia e Italia utilizan este modelo.

§ LTSO, Legally unbundled Transmission System Operator:

En este caso, hay una separación corporativa: el operador está separado desde el punto de vista corporativo por el resto del sistema, pero posee y administra la actividad de transmisión. Este sistema viene utilizado principalmente en Francia y cumple con los requisitos de las directivas actuales de la UE porque garantiza la separación de la gestión de la transmisión respecto a la generación, distribución y venta, aunque la propiedad sigue permaneciendo única.

1.2.4.3 TPA Regulado o Negociado

El Sistema adoptado para el acceso a la red es lo que define principalmente el estado del mercado, es decir si estamos hablando de un mercado de libre competencia o regulado a través del estado. Hoy en día, todavía hay naciones que utilizan TPA regulado, negociado, o ambos.

Además este sistema se encarga de solucionar tres problemáticas principales:

§ La determinación de las condiciones técnicas y comerciales para el acceso;

§ Conflictos entre partes;

§ El tipo de régimen regulatorio;

Con el sistema TPA regulado, el precio y las condiciones técnicas para el acceso son establecidas por una autoridad que puede ser un regulador del sector o un ministerio, y son las mismas para todos los intercambios. La mayoría de los países miembros han optado por un régimen de acceso regulado, que ofrece más protección y un tratamiento más uniforme para los nuevos participantes. La única excepción relevante es Alemania, donde se eligió un régimen negociado y donde no existe una autoridad sectorial.

Otro aspecto clave del TPA se refiere a la institución que maneja las disputas y actúa como un árbitro. Con la notable excepción de Alemania, donde la autoridad antimonopolio interviene en disputas, en los otros países el regulador del sector o el Ministro de Industria se encarga de resolver las disputas.

Finalmente, los planes nacionales de liberalización también difieren en el tipo de regulación adoptada por el sistema TPA. La mayoría de los países han optado por una regulación ex ante, donde el regulador fija el precio y las condiciones técnicas por adelantado, en lugar de un régimen ex post, donde el regulador interviene a posteriori en las tarifas comunicadas por las empresas. Aunque en ambos casos el regulador tiene la última palabra sobre las condiciones de acceso, parece que un régimen ex ante, que requiere que el regulador actúe como primer impulsor, empuja al regulador a tener información mejor e independiente con respecto a los costes. Por lo tanto, un régimen ex ante se considera más efectivo.

Vamos a ver ahora la evolución en términos de normativas para las varias actividades que se refieren al mercado del suministro eléctrico.

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ACTIVIDAD 96/92/CE 2003/54/UE 2009/72/UE

Generación § Actividades autorizadas

§ Licitaciones (como alternativa)

§ Actividades autorizadas

§ Actividades autorizadas

Transmisión § Unbuldiling de gestión y corporativo

§ Unbuldling corporativo

§ TPA regulado

§ Unbuldling Propietario

§ TPA regulado

Distribución § Unbuldling corporativo

§ TPA regulado o negociado

§ Unbuldling corporativo

§ TPA regulado

§ Unbuldling corporativo

§ TPA regulado

Venta (WholeSale Market)

Mercado liberalizado para: § los grandes

clientes NO domésticos

Mercado liberalizado para: § todos los clientes

NO domésticos a partir del 2004

§ todos los clientes domésticos a partir del 2007

Mercado liberalizado para: § todos los clientes

domésticos y NO domésticos a partir del 2007

Tabla 1: Evolución de las directivas europeas Recapitulando, en 2009, en Italia: § La generación sigue siendo separada de las otras actividades; § La transmisión adopta el sistema de acceso a la red propietario en cuanto, las redes eléctricas

son propiedad del estado y su uso tiene que ser retribuido por todas las empresas que quieren utilizarla.

§ La distribución también utiliza un TPA regulado, pero con unbuldling corporativo, o sea, hay varias empresas verticalmente integradas que pagan el acceso a la red al estado, pero imponen sus tarifas a los clientes, siendo un mercado perfectamente competitivo a nivel de la comercialización.

1.2.5 El Decreto Bersani

Con el decreto legislativo n° 79 del 16 de marzo del 1999, (Decreto Bersani), Italia implementa la directiva europea 96/92/CE:

§ Las actividades de producción, importación, exportación, adquisición y venta de la energía eléctrica son liberalizadas;

§ Las actividades de transmisión siguen en el monopolio con la concesión a un único ente que será gestor único de la red de transmisión.

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§ Las actividades de distribución, desde este primer decreto hoy en día, se comparten entre 1543 empresas de distribución de la energía eléctrica, formando así un mercado perfectamente competitivo.

Lo que cambia principalmente con este decreto es el esquema organizativo del mercado eléctrico italiano. El Ministerio de Economía y Finanza Italiano es socio de otra organización que toma el nombre de GSE. Esta entidad es el gestor de los servicios energéticos italiano: Gestore dei Servizi Energetici. Su misión es la de promover el desarrollo de las energías renovable para hallar un modelo de producción de energías limpias. Incentiva la utilización de las fuentes renovables. El GSE lidera tres otros gestores que organizan y planifican el mercado eléctrico italiano:

Ilustración 4: Organización empresarial del mercado eléctrico italiano

§ GME, Gestore del Mercato Elettrico. Es propiedad al 100% del GSE. Se encarga de la organización y planificación del mercado de la energía eléctrica y del gas.

§ AU, Acquirente Unico. Es una empresa publica íntegramente liderada por el GSE y se creó con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico a los clientes domésticos y a las pequeñas empresas que toman la decisión de no integrarse en el mercado liberalizado.

§ RSE, Ricerca Sistema Energetico. Es una empresa que se ocupa de la investigación en el sector eléctrico y energético.

Con la separación de las actividades, Unbulding de las actividades, se creó una sociedad independiente responsable y propietaria de toda la red de transmisión italiana llamada TERNA.

Para que quede mas claro la organización y todas las responsabilidades societarias del mercado eléctrico a partir del decreto Bersani se va a exponer en el siguiente esquema:

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Ilustración 5: Esquema organizativo del mercado

Como muestra la ilustración 5, todo lo que viene producido en nuestras centrales o importado y exportado a las naciones fronterizas se introduce en el mercado eléctrico mayorista y viene controlado por el GME. En el mismo mercado Terna comunica las condiciones de congestión y demanda de la red de transmisión al GME que autoriza la venta y adquisición de la energía disponible con un determinado precio. El GSE acude al mercado mayorista para introducir y promover la generación renovable a través también de los incentivos CIP6 citados anteriormente. Generación y Comercialización pertenecen a la tipología de mercado liberalizado y perfectamente competitivo, pero, en este esquema se distinguen dos tipologías de clientes: una primera parte que acepta la liberalización del mercado y otra que la rechaza y acude al AU para que tengan el suministro de electricidad a través del mercado regulado por el gobierno, siendo la electricidad todavía considerada como bien fundamental y publico.

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1.2.6 Comparación entre Italia y España

Vamos a ver ahora como han evolucionado los dos mercados europeo, italiano y español, en función de las directivas europeas relativas al mercado eléctrico.

Actividades Italia España

Producción e Importación Barreras reducidas en la fase de import

Alto numero de empresas privadas

Transmisión Unbundling Propietario Único

Þ TERNA

Unbundling Propietario Único

Þ REE

Mercado al por mayor Gestor publico del mercado

Þ GME

Þ Sujeto a Bolsa Física

Operador del mercado:

Þ OMIE

Þ OMIP

Þ Sujeto a accionariado disperso y privado

Distribución Unbuldling corporativo

Unbuldling corporativo

Tabla 2: Diferencia de gestión de todas las actividades del sistema eléctrico italiano y español

Una de las principales diferencias entre Italia y España se encuentran a nivel de generación y comercialización de la energía eléctrica. La estructura legal y comercial del sistema eléctrico español se basa principalmente en dos tipologías de actividades:

§ Actividades parcialmente liberalizadas: generación y comercialización.

§ Actividades reguladas: transporte y distribución.

Una parte de la generación se realiza en régimen regulado, en particular modo, la generación que disfruta de subsidios (renovables y cogeneración) está sujeta, para recibir dichos subsidios, a un régimen regulatorio similar al del transporte y la distribución. Las centrales de carbón nacional están también sujetas a un régimen regulado específico. Finalmente, la generación de los sistemas insulares es también, en general, de carácter regulado. En Italia la mayoría de la energía presente en el mercado es energía de import (naciones fronterizas) y la producción nacional está totalmente liberalizada.

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2 MGP: MERCATO DEL GIORNO PRIMA – MERCADO DEL DÍA ANTERIOR

2.1 Introducción

La bolsa eléctrica está basada, en general, sobre el intercambio físico de contratos de energía, tiene el objetivo de definir de manera descentralizada los programas de entrega y adquisición de energía eléctrica en la red de transporte. Este continuo estudio y reparto de la generación disponible toma el nombre de algoritmo Euphemia y se emplea en el Mercado del Día Anterior (MGP, Mercato del Giorno Prima), tema de estudio de este segundo capitulo.

El mercado del día anterior es un estudio de demanda y oferta a corto plazo, por lo tanto, las empresas productoras presentan sus ofertas de venta ordenada por el modelo “merit order” (regla de precio creciente) hasta satisfacer totalmente la demanda.

Las Bolsas Físicas que definen el criterio de programación de la producción en Italia y en España son respectivamente IPEX y OMEL.

El IPEX determina el equilibrio entre demanda y oferta en función de cada hora. El precio resultante de tal equilibrio determina el System Marginal Price (Smp) calculado por zonas geográficas para las comercializadoras de energía o valorizado al PUN (Precio único nacional) para los compradores en función de los vínculos de congestión de la red de transmisión Italiana.

2.2 Mercado del día anterior: estructura italiana

El MGP es el mercado principal en el que se intercambian cada hora bloques de energía para el día siguiente. Las ofertas presentadas por todos los participantes están representadas por curvas de energía en MWh y su respectivo precio en €/MWh. La sesión del MGP abre nueves antes del día de entrega (D-9) a las 08:00 horas, y cierra el día antes del día de entrega (D-1) a las 12:00 horas. Los resultados de la subasta del MGP se entregan 55 minutos después del cierre a las 12:55 horas del día antes al día de entrega (D-1). La participación no es obligatoria para todos y las ofertas se presentan en sobres cerrados, nadie tiene acceso a las informaciones relativas a las ofertas presentadas por otros.

La empresa que se ocupa de la red de transmisión italiana, Terna, debe siempre comunicar al GME algunos limites para que las empresas que quieren vender o comprar energía tengan en cuenta, como por ejemplo:

• Limites de transito de energía en la red desde las zonas extranjeras.

• Máxima capacidad horaria de exportación desde las unidades de producción limitada.

• La estimación de la demanda horaria de cada zona geográfica.

• Programas de utilización de las centrales con certificación CIP/06.

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2.2.1 Congestión

Los fenómenos de congestión a lo largo de las líneas de transporte de energía pueden tener un impacto significativo en las condiciones de competencia en un mercado eléctrico. De hecho, si las cantidades de energía requerida supera la capacidad de la red de transmisión, las plantas de despacho ya no pueden basarse únicamente en el orden de mérito económico. En estas condiciones es necesario elegir los generadores también en función de su ubicación. Por lo tanto, algunas de las plantas más eficientes permanecen excluidas de la entrega de energía en virtud de una posición desfavorable y en beneficio de otras menos eficientes pero mejor dispuestas con respecto a las restricciones. Los costos de este despacho adicional pueden ser muy altos, especialmente a corto plazo, cuando la capacidad de generación y transporte no se pueden cambiar. Además, la red de transmisión y distribución italiana es sujeta a varios problemas de congestión debido al hecho que, hoy en día, todavía no se utilizan tecnologías de almacenamiento de energía. Por lo tanto, lo que se produce tiene que ser entregado. Las causas principales de este problema presente en la transmisión pueden ser varias:

§ Asignación de recursos de producción no homogéneos en el territorio. Hay áreas que tienen una mayor cantidad de plantas que producen una gran cantidad de energía a bajo coste.

§ La variabilidad de la demanda puede dar lugar a desequilibrio de cargas.

§ Indisponibilidad temporal de algunas líneas de transmisión por mantenimiento o ineficiencia.

Además, si el modelo de zonas elegido no puede garantizar un envío eficiente, las consecuencias para el sistema podrían ser muy peligrosas:

§ el costo de la generación a corto plazo no se minimizaría ya que las plantas no tendrían que producir en función del orden del mérito;

§ las empresas productoras no recibirían señales eficientes para la ubicación de la nueva capacidad de generación en las áreas que serían más ventajosas para todo el sistema;

§ la ineficiente localización de la capacidad generativa causaría una expansión ineficiente del sistema de transmisión. De esta manera, no se garantizaría la minimización del costo a largo plazo.

Si una determinada línea de transmisión supera el limite de capacidad de transporte, las negociaciones económicas no pueden generar intercambios físicos y aparece la necesidad de establecer mecanismos de asignación de la energía según dos criterios:

§ Colocación directa:

Esta tipología de asignación de la capacidad sobrada es típica del largo y medio plazo. Se utilizan “criterios arbitrarios” para hallar un modelo de contractos bilaterales. Siendo de largo plazo no pertenecen al mercado del día anterior, objeto de estudio de este capitulo.

§ Colocación indirecta:

Repartición de la carga congestionada a corto plazo. Calculo de los precios zonales en función de la congestión existente. La energía será ofertada a través de subastas implícitas. Este concepto de repartición de la energía congestionada en la red de transmisión será tratado en el apartado de calculo de los precios de venta y adquisición de la energía. Antes veremos como se estructura el sistema de gestión de la transmisión en función de áreas geográfica.

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2.2.2 Zonas geográficas

Como ya explicado en el apartado anterior, la red eléctrica italiana presenta problemas estructurales de generación y congestión. Por lo tanto, se pensó en una estructura zonales para que sea mas fácil calcular los intercambios de energía entre zonas. Los problemas surgieron por motivos debidos a la falta de suministro y baja calidad en algunas zonas menos industrializadas o con menos capacidad de generación con respecto a otras. La estructura zonal hallada en Italia toma la siguiente forma:

Ilustración 6: Zonas geográficas teóricas útiles para el calculo de la energía

Se pueden distinguir diferentes tipologías de zonas:

§ Zonas geográficas:

o Centro-Nord o Nord o Centro-Sud o Sud o Sicilia o Sardegna

§ Zonas virtuales, conexión con el extranjero:

o Francia o Suiza o Austria o Slovenia o BSP o Corsica o Corsica AC o Grecia

§ Zonas virtuales nacionales: centrales con producción limitada, o sea, centrales cuya capacidad de interconexión con el sistema electrico es inferior a la potencia instalada de la misma central.

o BRNN: central situada en Bari. o FOGN: central situada en Foggia. o MFTV: central situada en Monfalcone (Gorizia). o PRGP: central situada en Priolo Gargallo (Siracusa).

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o ROSN: central situada en Rossano (Cosenza).

Los límites de transporte entre zonas están calculados por Terna sobre la base de los modelos operativos de la red, las tendencias esperadas de la demanda y los criterios para el funcionamiento seguro de la red eléctrica (N-1). Como se puede ver en la ilustración 6, los nudos presentes principalmente en el sur de Italia son aquellas centrales que sirven para regular la potencia en las horas de puntas; son principalmente centrales térmicas y tiene un coste de explotación relativamente barato con respecto a las centrales situadas en el norte de Italia (que efectivamente no aparecen en esta figura). El Italia, en el norte, siempre en el caso de regulación de carga, compra energía solo con las fronteras porque resulta ser una estrategia mas barata respecto al utilizo de las centrales existente en la zona geográfica “NORD”. Por ejemplo, había otro “polo con producción limitada” en Monfalcone (provincia de Gorizia), Zona Nord, cerrado por motivos económicos. Seguramente resultó mas rentable comprar la misma energía desde la frontera NORD-EST que producirla por esta central.

2.2.3 Precio de la energía: calculo del punto de equilibrio entre oferta y demanda

En cada hora una empresa productora presenta su oferta de venta:

𝑂𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎𝑑𝑒𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎 = 𝑓(𝑝, 𝑞) Donde,

p es el precio mínimo que la empresa está dispuesta a vender; q es la cantidad máxima de energía que está dispuesta a vender;

En la misma hora un comprador presenta su oferta de adquisición:

𝑂𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎𝑑𝑒𝑎𝑑𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑐𝑖ò𝑛 = 𝑓(𝑝, 𝑞) Donde,

p es el precio máximo que la empresa está dispuesta a comprar; q es la cantidad mínima de energía que está dispuesta a comprar;

En el mercado eléctrico, en general, hay cuatros tipologías de ofertas que los compradores o los vendedores pueden presentar:

1. Oferta simple: es una oferta que relaciona una sola cantidad q [MWh] a un solo precio p [€/MWh]. La cantidad q representa la máxima cantidad disponible que se puede vender o comprar a un determinado precio p, máximo precio de adquisición o mínimo precio de venta requerido. Cuando una oferta de adquisición presenta un precio p igual a cero es decir que la empresa esta dispuesta a adquirir a cualquier precio.

2. Oferta múltiple: es una oferta constituida por una unión de varias ofertas simples. Cada oferta simple constituye una oferta distinta, de todos modos, las cantidades tienen que respectar unos márgenes a subir o a bajar para cada una unidad de producción.

3. Oferta equilibrada: está constituida por dos o mas grupos de ofertas y tienen las siguientes características:

a. Haber por lo menos una oferta de adquisición y una de venta.

b. Las dos ofertas de venta y de adquisición tienen que ser referidas a la misma zona geográfica y a la misma hora.

c. Equilibrio de cantidades

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4. Oferta predefinida: son ofertas simples o múltiples que pueden ser presentadas diariamente por el GME en cualquier instante.

En el mercado eléctrico italiano, en particular en el MGP, se utilizan las primeras dos tipologías de ofertas, simple y múltiple. El GME se encarga de presentarlas diariamente dando lugar a las curvas de demanda y oferta a corto plazo. La figura 5 muestra como se define el precio de equilibrio del mercado en función de la intercesión de dichas tipologías de ofertas.

Ilustración 7: Curvas de ofertas de ventas y de adquisición: calculo del precio del mercado.

P* es el System Marginal Price: el precio del sistema dado por la intersección entra las dos curvas. Adicionalmente, las empresas productoras generan energía a través de distintas tecnologías, por lo tanto, la evolución de la curva de oferta de venta está basado en función de las distintas centrales utilizadas:

§ Centrales de base: energías renovables, centrales térmicas de carbón, Contratos CIP/06, importaciones desde las fronteras.

§ Centrales de punta: Centrales térmicas de Fuel y Gas, Hidroeléctricas de bombeo.

§ Centrales Intermedias: Tecnologías de Ciclo combinado (CCGT, Combine Cycle Gas Turbine)

Por lo tanto, la curva de oferta de venta se puede describir de la siguiente manera:

Ilustración 8: Estructura detallada de la oferta de venta

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La figura 5 muestra como evoluciona la oferta de venta en función de cada tecnología utilizada para la producción de energía eléctrica, ordenada por precio y cantidad ofertada.

§ La energía ofertada a cero es aquella energía que pertenece a una cantidad tan menor que, de todos modos, será vendida al precio de equilibrio. Por ejemplo, la energía producida a través de tecnologías renovables, resulta menor en las primeras horas del día: la máxima cantidad de energía se produce en el medio día.

§ Mark-up: en temas de economías, es la relación entre el precio de un producto o servicio y su coste de producción. Se diferencia con el coste marginal porque está calculado en función del precio.

Ejemplo:

§ Queremos vender energía al precio de 5 €/h § Producir esta energía nos cuesta 3 €/h

o El Mark-up puede ser calculado como relación entre precio y coste:

𝑀𝑎𝑟𝑘 − 𝑢𝑝 = 9:= 1,67%

o O comparado con el precio final:

𝑀𝑎𝑟𝑘 − 𝑢𝑝 =(5 − 3)

5 = 0,4%

Los Mark-up, o márgenes por hora, se superponen a los costos marginales de las unidades termoeléctricas individuales (derivada primera de la curva cuadrática del costo) para generar las curvas de suministro por hora.

Los márgenes de tiempo se definen:

Þ Para cada unidad de generación

Þ Con filtros múltiples: Zona-Sociedad-Tecnología

Si no existen estos tipos de márgenes el precio de la oferta de venta mas cara se realizará a “coste mínimo”, lo que indica un sistema de competencia perfecta.

§ Costes ambientales: son aquellos costes que una empresa paga para cubrir el impacto ambiental de la tecnología que utiliza.

§ Costes fijos: son los costes asociados a las inversiones iniciales de construcción de las centrales, a los tiempos de arranque y parada, al combustible y a las materias primas utilizadas.

§ Costes variables: son costes de operación debidos también al mantenimiento no previsto.

Cuando, finalmente, se van a cruzar las dos curvas de oferta y demanda, el System Marginal Price se calculará para cada zona geográfica. Si la red no presenta problemas de congestión y se cumplen los vínculos de transito de energía zonal, compradores y vendedores, pagan y venden respectivamente su cantidad de energía al mismo precio, precio nacional.

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Si, al contrario, no se cumplen estos mismos vínculos, se recalculan los precios zonales en función de la energía disponible para cada zona, y se distingue el precio de venta y de compra:

1. Las ofertas de adquisición se valorizarán al PUN, Prezzo Unico Nazionale (Precio Único Nacional).

2. Las ofertas de venta serán en función de los precios zonales.

El Precio único nacional es el promedio de los precios zonales calculado en función de la demanda relativa a cada zona:

𝑃𝑈𝑁 = ∑ (GHI ∙KLI)I,L

∑ (KLI)I,L

∀𝑘NOPQ, 𝑖PRSO

Para tener una idea mas clara, el algoritmo utilizado para la gestión de la red es el siguiente:

Ilustración 9: Algoritmo de control sobre los vínculos de congestión

2.2.4 Características de calculo de los precios zonales

La red se divide, según las líneas congestionadas, en diferentes áreas (de un mínimo de dos hasta un máximo igual al número definido por el operador del sistema). Entre los limites de estas zonas, se redefinen las curvas de oferta y demanda. De esta manera, el nuevo precio de equilibrio y la cantidad de energía a producir se determinan en cada área. Los flujos de cada zona tienen que estar dentro los limites de capacidad de cada zona. Los precios en las áreas donde se importa la energía serán más altos que en aquellas áreas que exportan. El operador del sistema cobra una renta de congestión igual a la diferencia entre los precios de las zonas, multiplicada por la cantidad de energía que transita en las líneas que conectan las diferentes zonas. La eficiencia de este modelo está estrechamente relacionada con la posibilidad de definir las áreas de mercado de manera adecuada, evitando proporcionar una representación esquemática del sistema que, sin embargo no corresponde a las condiciones operativas reales. Para evitar que esto suceda las áreas deben ser tales que:

§ No debe haber congestión dentro de la misma zona.

§ La distribución de cargas dentro de las zonas no debe afectar la capacidad de transporte entre zonas adyacentes.

En comparación con el modelo nodal, el enfoque zonal tiene la opción de diferenciar los precios de la energía cuando los límites de transporte no permiten la implementación del despacho de

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costo mínimo. Sin embargo, la cantidad de precios a calcular es considerablemente diferente en los dos casos. El enfoque zonal, quiere reducir la complejidad del nodal, intentando garantizar el uso eficiente del sistema.

Por lo tanto, cada zona, tiene su precio de energía especifico, por ejemplo, el día 9 de octubre del 2018 tenía los siguientes precios zonales:

Ilustración 10: Precios zonales al día 9 de octubre del 2018

En la figura 8, aparecen dos tablas con los valores relativos a la zona “NORD”: la columna “Transito” indica la energía en transito entre la zona Nord y las adyacentes.

§ Los valores negativos indican la entrega de energía a una zona adyacente § Los valores positivos indican el suministro de energía desde una zona adyacente § Los valores nulos indican intercambio de energía nulo.

La implementación de los precios zonales, así como la decisión de tener una empresa a parte que gestione la red de transmisión (Terna), ha sido una consecuencia indirecta de los grandes problemas de congestiones existentes en Italia. Por lo tanto, Terna comunica los vínculos de congestión al GME que toma decisiones de repartir la energía congestionada en función de las zonas afectadas y de la demanda requerida.

2.2.5 Abertura y cierre del MGP

El Mercado del día anterior, en Italia, abre su sesión de subastas diarias nueve días antes del día de entrega de la energía. En los 60 días anteriores al día (D-9) se presentan ofertas de contratos OTC (Over – The – Counter) y ofertas de venta y de adquisición relativas al Mercato a Termine. Dicho mercado es a medio plazo con horizonte de programación mensual, trimestral o anual.

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Ilustración 11: Intervalo temporal del mercado del día anterior

Dado el grafico temporal en muestra en la ilustración 11, se va a exponer paso a paso la evolución del mercado para cada hora citada:

§ (D-9), 08:00 horas: abertura de la sesión del mercado del día anterior.

§ (D-1), 11:30 horas: entrega de los primeros datos preliminares.

§ (D-1), 12:00 horas: cierre de la sesión abierta en el día (D-9).

§ (D-1), 12:42 horas: entrega de los resultados provisionales.

§ (D-1), 12:55 horas: entrega de los datos definitivos.

2.3 Diferencias entre el Mercado del día anterior Italiano y Español

Los dos sistemas de mercado eléctrico presentan métodos de calculo del precio del mercado muy similares. Aunque el estudio entre demanda y oferta parece no haber muchas diferencias, hay algunos aspectos que cambian en la evaluación del precio de equilibrio final.

1. Horizonte temporal del mercado del día anterior:

El mercado del día anterior, o mercado diario en España, calcula los precios diarios de la energía cada día para el día después, a las 12:00 horas. Ya hemos encontrado la primera diferencia entre estas dos tipologías de mercado; el mercado diario italiano empieza nueve días antes para hallar una previsión de la demanda real mas puntual. Esto, supongo, sea relativo al hecho que la red de transmisión italiana lleva desde hace años problemas de conexiones y congestión de la red así que, con subastas de mercado mas largas, hallaran un modelo de entrega y adquisición mas puntual.

2. El precio de equilibrio de la energía

Como hemos visto en este capitulo, el modelo de calculo de los precios diarios de energía del MGP depende de varios factores (Euphemia)

Þ Congestiones: el algoritmo de calculo está basado en los vínculos de congestiones

Þ PUN: precio único nacional, inexistente en España. En la península Ibérica solo se calcula el System Marginal Price (SMP) diariamente y no se compara con los vínculos de congestión de la red de transmisión española.

Þ Calculo de los precios zonales si los vínculos de congestiones entre zonas geográficas italiana no se cumplen. Este procedimiento de calculo de precios zonales solo se calculan en España en líneas de conexión de frontera, por ejemplo entre España y Portugal.

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3 MI: MERCADO INTRADIARIO 3.1 Introducción

En este capítulo se explicará la estructura de mercado intradiario italiano. Se trata de un mercado a corto plazo utilizado para evaluar nuevamente las efectivas condiciones técnicas de producción, reserva y demanda de una determinada zona.

Las centrales, en general, están sujetas a varios problemas, destacamos entre otros, variaciones diarias de capacidad de producción, pérdidas, etc. Además, las plantas fotovoltaicas, eólicas y cualquier otro tipo de central de tecnología renovable, dependen principalmente de las condiciones climáticas, por lo tanto están sujetas a muchas más variaciones diarias. Por todos estos motivos, el mercado eléctrico a corto plazo es, a groso modo, un estudio de todas estas condiciones. Otra razón para efectuar un continuo control sobre la capacidad de producción diaria es la posibilidad de tener fallos en la red de transmisión, o simplemente la necesidad de efectuar mantenimiento. Por tanto, el mercado intradiario, nos ayuda a tener una idea clara sobre cuándo y dónde suministrar energía en el mismo día “D” (intervalo de tiempo de 24h), sobre la base de informaciones relativas a la demanda de energía:

• Tecnología de las centrales: tiempos de arranque de cada central.

• Centrales de punta: disponibilidad de producción cuando se necesita más potencia.

• Reserva disponible.

• Mantenimiento de centrales o de redes de transmisión y distribución.

3.2 Historial legislativo y ultima actualización

En el 2009, el Gobierno formuló una ley con el fin de reducir y normalizar el modelo tarifario del mercado Eléctrico y del Gas. Esta ley, n° 2 al 28 enero del 2009, en particular el Artículo 3, impone varios cambios y condiciones en el sector eléctrico, pero, la más importante, es el remplazó del mercado de ajuste MA (Mercato di Aggiustamento en italiano) con el actual mercado intradiario MI (Mercato Infragiornaliero en Italiano). Las características más evidentes de esta nueva tipología de mercado están relacionadas con la necesidad de conocer con periodicidad menor, respecto al antiguo MA, los cambios existentes en la producción y en el consumo. De hecho, el MA estaba compuesto por 4 sesiones diarias, no obstante a partir del 2011, el MI se divide en cinco sesiones y, definitivamente en mayo 2016, en siete sesiones. Esta ley, con esta estructura detallada de estudio de la demanda, impone una tipología de negociación que toma el nombre de contratación continua donde, las empresas como los clientes cautivos pueden presentar ofertas de adquisición y de venta diariamente en función de los resultados del MGP y de las sesiones antecedentes del mismo mercado MI. La negociación continua es una modalidad de contratación basada en la combinación automática de propuestas de adquisición y de venta, por lo cual, es posible añadir nuevas ofertas de modo continuo durante las sesiones de mercado.

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3.3 Estructura horaria de las sesiones del Mercado intradiario

El mercado intradiario se desarrolla, como he dicho en el apartado anterior, en siete sesiones diarias: MI1, MI2, MI3, MI4, MI5, MI6, MI7. Estas sesiones se organizan en forma de subastas implícitas en horas distintas pero consecutivas. Los precios de la energía que se hallan en el mercado intradiario son de la misma forma de las del mercado del día anterior, calculando el precio como punto de equilibrio entre demanda y oferta pero, a diferencia de lo que ocurre en el MGP, no se calcula el precio en función al PUN, y todas las ofertas de adquisición como las de ventas están calculada con respecto al precio zonal.

Sesión Abertura Cierre Entrega de los resultados MI1 12:55 del día (D-1) 15:00 del día (D-1) Entre las 15:30 horas del día (D-1) MI2 12:55 del día (D-1) 16:30 del día (D-1) 17:00 del día (D-1) MI3 17:30 del día (D-1) 23:45 del día (D-1) 00:15 del día D MI4 17:30 del día (D-1) 03:45 del día D 04:15 del día D MI5 17:30 del día (D-1) 07:45 del día D 08:15 del día D MI6 17:30 del día (D-1) 11:15 del día D 11:45 del día D MI7 17:30 del día (D-1) 15:45 del día D 16:15 del día D

Tabla 3: Sesiones del mercado intradiario italiano

Como muestra la tabla 3, las primeras dos sesiones se abren, cierran y entregan los resultados el día anterior (D-1). La sesión MI3 abre y cierra el día anterior (D-1) y entrega los resultados el día de entrega D. Las demás sesiones, MI4, MI5, MI6 y MI7, abren el día anterior (D-1), cierran y entregan los resultados el día de entrega D.

Para que quede más clara la durada y la disposición temporal de cada sesión, se expone en forma de grafico:

Ilustración 12: Abertura y cierre de cada sesión del mercado diario Italiano

Como muestra la ilustración 12, la durada de cada sesión cambia en función del orden: MI1 es la primera sesión y también la que tiene durada mas pequeña, hasta la MI7 que dura casi 24h.

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3.4 Horizonte de programación

Según la disposición técnica de funcionamiento (DTF n. 03 Rev. 07 MPE), última revisión publicada por el GME al 01 de Febrero 2017, en cada sesión, se tratan las ofertas de ventas y de adquisición relativas a distintas horas del día D:

§ MI1: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas a todas las horas del día D.

§ MI2: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas a todas las horas del día D.

§ MI3: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas al periodo 04:00 – 24:00 del día D.

§ MI4: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas al periodo 08:00 – 24:00 del día D.

§ MI5: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas al periodo 12:00 – 24:00 del día D.

§ MI6: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas al periodo 16:00 – 24:00 del día D.

§ MI7: en dicha sesión, se pueden presentar ofertas relativas al periodo 20:00 – 24:00 del día D.

Ilustración 13: Horizonte de programación Mercado Intradiario Italiano

Además, según otra disposición técnica de funcionamiento, DTF n. 16 Rev. 1 MPE del 01-02-2017, las sesiones en las que se efectuará diariamente el Market Coupling, serán las MI2 y MI6. Según la resolución ARERA n. 45/2015/R/EEL, se realizarán las operaciones de Market Coupling en las siguientes interconexiones:

§ Italia – Francia.

§ Italia – Austria.

§ Italia – Eslovenia.

Por lo tanto, antes del cierre de cada sesión del MI, el GME recibe por TERNA las siguientes informaciones:

a) Márgenes residuos de los intercambios de energía en función de los límites admisibles de tránsitos horarios entre zonas adyacentes. Estos márgenes son los resultados de las sesiones ya cerradas del MGP.

b) Márgenes residuos de los intercambios de energía en función de los límites admisibles de los tránsitos horarios entre Italia y puntos de conexiones internacionales.

c) Capacidad disponible horaria de energía de los polos de producción “Limitados”.

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3.5 Tipologías de ofertas

Respecto a lo explicado en el segundo capítulo, existen cuatro tipologías de ofertas. Las cuales, dentro del mercado intradiario se pueden presentar en: simple, múltiple y equilibrada. Cada oferta que se presenta tiene que cumplir unas características especificas para ser aceptadas en el mercado:

a) En cada sesión del MI, las empresas que participan al mercado pueden proponer ofertas de venta y de adquisición en función de los intercambios de energía en entrada, en salida o mixta.

b) Una oferta múltiple puede ser simultáneamente de venta o de adquisición.

c) Con el fin de determinar el éxito del mercado, las ofertas pueden ser aceptadas también solo parcialmente.

d) Las ofertas de ventas y de adquisición llevan unos límites de cantidad y precio de energía que no puede superar los de la oferta del mercado ya propuesta en el mercado del día anterior.

3.6 Corrispettivo di non arbitraggio

Con el fin de alegar sobre el MI, el uso del PUN a las ofertas de adquisición que pertenecen a las zonas geográficas, el GME aplica una tasa llamada “corrispettivo di non arbitraggio”, para cada transición de adquisición realizada y concluida en el MI, relativa a una cierta zona geográfica, cada empresa que participa al mercado, tiene que pagar o recibir un coste adicional si el precio de la energía que se está intercambiando entre zonas es mayor o menor del PUN anteriormente calculado en el MGP.

En Particular, para cada oferta de adquisición se consideran las siguientes condiciones:

§ Si el PUN (relativo al MGP) es mayor del respectivo precio zonal (relativo al nuevo precio calculado en el MI), la empresa tiene que pagar un coste adicional que será igual a la diferencia entre el PUN y el mismo precio zonal, aplicado para cada MWh intercambiado en dicha oferta de adquisición.

§ Si el PUN es menor del respectivo precio zonal, la empresa tiene que recibir un coste adicional que será igual a la diferencia entre el PUN y el mismo precio zonal, aplicado para cada MWh intercambiado en dicha oferta de adquisición.

Análogamente, para cada oferta de venta:

§ Si el PUN es menor del respectivo precio zonal, la empresa tiene que pagar un coste adicional que será igual a la diferencia entre el PUN y el mismo precio zonal, aplicado para cada MWh intercambiado en dicha oferta de venta.

§ Si el PUN es mayor del respectivo precio zonal, la empresa tiene que recibir un coste adicional que será igual a la diferencia entre el PUN y el mismo precio zonal, aplicado para cada MWh intercambiado en dicha oferta de venta.

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3.7 Diferencia entre Italia y España

El mercado intradiario español, y su modelo de mercado en general, es en parte muy distinto del Italiano. En primer lugar, cada sesión del mercado intradiario italiano, evalúa en forma continua las ofertas de ventas y de adquisición para la programación relativa al día D. Cada sesión sucesiva modifica las ofertas en función de las cantidades de energía vendida o adquirida en la sesión anterior. El método español es en parte distinto a empezar desde el hecho que cada sesión tiene su propio horizonte de programación relativo al día D.

A continuación veremos con más detalle cada diferencia.

3.7.1 Sesiones diarias Mercado intradiario Español

El mercado intradiario se estructura en España en seis sesiones que abren, cierran y entregan los resultados con la siguiente distribución de horarios por sesión:

Sesión Abertura Cierre Entrega de los resultados S1 17:00 del día (D-1) 18:45 del día (D-1) 20:45 del día (D-1) S2 21:00 del día (D-1) 21:45 del día (D-1) 23:45 del día (D-1) S3 01:00 del día D 01:45 del día D 03:45 del día D S4 04:00 del día D 04:45 del día D 06:45 del día D S5 08:00 del día D 08:45 del día D 10:45 del día D S6 12:00 del día D 12:45 del día D 14:45 del día D

Tabla 4: Abertura y cierre de las sesiones de Mercado Intradiario español

Para que quede más clara la distribución horaria, se va a exponer en forma de gráfico:

Ilustración 14: Sesiones de Mercado Intradioario español

Como muestra la ilustración 14, las sesiones tienen igual duración.

En particular, el Mercado Intradiario español, según el Boletín Oficial del Estado BOE n. 115 del 11 de mayo se 2018, presenta el siguiente programa para cada sesión de mercado intradiario:

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Ilustración 15: Programa horario de cada sesión

Después de la entrega de los resultados, hay dos acciones más con horario predefinido que se refieren al proceso de casación del precio de equilibrio y a lo de recepción de desagregación de programa.

En el próximo apartado se expondrán en mas detalle los horizontes de programación de cada sesión.

3.7.2 Horizonte de programación Mercado intradiario Español

Cada sesión, como en Italia, tiene su propio horizonte de programación predefinido para las horas del sucesivo día D. La diferencia está en el hecho que el proceso de casación de mercado, en España, queda separado del horizonte de programación y que, la primera sesión S1, se refiere también a las ultimas horas del día (D-1). Se muestran en el siguiente grafico las diferencias entre horizontes de programación para los dos países y las duradas de las sesiones (tiempo entre abertura y cierre) de cada uno de los mercados:

Ilustración 16: Distribución temporal de cada sesión y sus respectivos horizontes de programación

Cada línea representa una sesión de mercado proyectada a lo largo de los dos días de programación.

La parte marcada en rosa, indica el intervalo de tiempo en el que empieza y termina una sesión, incluyendo también las horas en las que se entregan y publican los resultados finales. Se puede ver que, las sesiones pertenecientes al mercado italiano (MI1, MI2…MI7), son mas largas y su duración crece con el avanzar del día. Las sesiones españolas (S1, S2…S6), todas tiene una duración de una hora y cuarenta cincos minutos, menos que la primera.

La parte marcada en azul, indica el horizonte de programación para cada sesión. La única diferencia que queda clara es que en España la primera sesión tiene un horizonte de programación más largo de las 24h, en particular indica un periodo de mas de 27h.

Otro aspecto clave es que en Italia todas las sesiones empiezan el día antes.

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4 MPEG: MERCATO DEI PRODOTTI GIORNALIERI

4.1 Introducción

Como ya sabemos, el mercado eléctrico depende de muchos factores y variables que varían en el tiempo, por ejemplo el numero de unidades de producción disponible en cada instante, o la cantidad de energía renovable aprovechable o la variación de demanda diaria. El ideal, seria saber en cada instante la cantidad de energía que tiene que ser entregada, o sea, conocer la demanda en tiempo real. La idea italiana es la de tener a disposición una cierta capacidad de energía, en función de las ofertas presentadas en el mercado del día anterior MGP, y venderla diariamente en función de las ofertas de venta y adquisición y de la demanda. Este nuevo ambiente de mercado toma el nombre de MPEG (Mercato dei Prodotti Giornalieri): es el mercado de los productos diarios, desarrollado como mercado acerca de la evaluación continua de las ofertas de venta y adquisición para el mismo día. Cualquier empresa interesada a vender o adquirir energía puede participar a dicho mercado a través de una plataforma llamada PCE (Piattaforma Conti Energia). El GME, como en los otros mercados pertenecientes al mercado eléctrico (ME), desempeña el papel de contraparte central, garantizando la entrega física de la energía intercambiada y de la liquidación financiaría.

4.2 Tipología de producto

Con el fin de garantizar mayor flexibilidad y fiabilidad del sistema, el precio del producto, se distingue en los dos siguientes tipos:

1. Differenziale Unitario di Prezzo: es un precio diferencial único. Es la diferencia, con respecto al PUN que los participantes están dispuestos a pagar dichos productos.

2. Prezzo Unitario Pieno:

En general, el coste total es una definición de costo que tiene en cuenta todos los componentes de los gastos (costes generales, cargos financieros, impuestos). En el caso del mercado eléctrico, es el precio total y unitario de la producción e intercambio de energía resultante del proceso de subastas diarias del mercado del día anterior.

Cada tipología de producto puede tener dos distintos perfiles.

1. Base-Load: describe, en general, el nivel mínimo requerido de demanda de energía. En particular, el horizonte de programación asociado a este perfil es relativo a todos los periodos del día que se está considerando, para todos los días del año.

2. Peak-Load: nivel de energía relativo a las horas de punta. Este perfil, a diferencia del anterior, se refiere a los días laborales, desde el lunes hasta el viernes. El horizonte de programación asociado a este perfil se refiere a los periodos entre las 08:00 y las 20:00 horas.

Se van a expresar gráficamente los dos perfiles horarios:

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Ilustración 17: perfiles horarios MPEG

4.3 Sesiones mercado MPEG

Las sesiones de esta nueva tipología de Mercado electrico, MPEG, se desarrollan solo en los días laborales, en particular:

§ El día (D-2), entre las 08:00 y las 17:00 horas. En el caso en que este día considerado no fuera un día laboral, esta misma sesión, se desarrollará a las mismas horas del día inmediatamente anterior. El horizonte de programación es relativo a todo el día D.

§ El día (D-1), entre las 08:00 y las 09:00 horas con la condición de que este día sea un día laboral. Si (D-1) es un día festivo, esta sesión se desarrollará exclusivamente el primer día laboral disponible antes del día D, entre las 08:00 y las 17:00 horas. También en este caso, el horizonte de programación es relativo a toda la durada del día D.

El viernes, se desarrollan las siguientes sesiones:

§ Entre las 08:00 y las 09:00 horas se presentan las ofertas para el sábado.

§ Entre las 08:00 y las 17:00 horas se presentan las ofertas para la venta y adquisición de energía entregable el domingo, el lunes y el martes.

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4.4 Plataforma PCE

Cada empresa que quiere participar al MPEG, tiene el obligo de darse de alta en la plataforma PCE (plataforma de cuentas de energía). Cada perfil de empresa está representado como un grupo de puntos de inmisiones o de consumo de energía, o ambos. Esta plataforma se desarrolló para controlar la fiabilidad del sistema y en particular, la situación económica y los flujos de venta y adquisición de cada empresa. Para que la gestión del mercado sea mas segura, el GME, a través de esta plataforma, avala que ninguna empresa sea deudora y que su situación economía sea estable. Para garantizar una buena finalización de todas las operaciones de intercambio de energía y de los contractos bilaterales a corto y a medio plazo, cada empresa, antes de presentar sus ofertas en el MPEG, tiene que reservar a través de esta plataforma los márgenes de energía que está dispuesta a comprar o vender. Esta operación se puede hacer en cualquier instante y se puede anular o modificar entre la durada de la sesión. Cada oferta presentada al MPEG se someta a ensayo con respecto a los márgenes reservados para aquella tipología y perfil del producto que se quiere intercambiar.

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5 CONCLUSIONES

En los últimos años, la unión europea tuvo el objetivo de unir los estados miembros en un único mercado perfectamente competitivo. Aunque todos los miembros involucrados se comprometieron en participar a esta iniciativa europea, no todos los mercados tienen las mismas características. Como se desprende de los capítulos anteriores, Italia y España, parecen, al principio, tener la misma estructura administrativa y liberalizada del mercado en los niveles relativos a la generación y comercialización. La primera diferencia que encontré en este trabajo de investigación de los dos mercados, es que Italia calcula los precios zonales de la energía en función de un precio único nacional llamado PUN. Los precios zonales en España, se calculan solo para los intercambios de energía entre zonas extranjeras, como los existentes entre España y Portugal o Francia. En segundo lugar, el estudio de la demanda para cualquier día, en Italia empieza nueves días antes con respecto al español que empieza solo un día anterior a lo de entrega. Supongo que esta evaluación del mercado nueves días antes este relacionada con el hecho que Italia presenta muchos problemas de congestión de la red de transmisión y que, además, la potencia instalada en Italia proviene esencialmente de centrales térmicas y un porcentaje muy bajo de fuentes renovables. Se exponen a seguir dos gráficos que representan la capacidad instalada en la península Italiana en 2017 y su estructura de generación.

Energía [TWh] Estructura de Generación [%]

Tabla 5: Estructura de generación en Italia en 2017

El primer grafico representa la cantidad de energía que se destina a la demanda nacional o al autoconsumo. La demanda está satisfecha por el 88,2 % por la producción nacional, el 12,8% por la cantidad importada. Como se puede ver en el segundo grafico, la mayoría de la potencia instalada proviene de centrales térmicas y solo un 20 % son fuentes renovables. La mayoría de la capacidad de energía en España se produce a través de centrales nucleares y fuentes de energía renovable. Así como se ha analizado la situación italiana, se va a exponer el mismo tipo de grafico para describir la estructura española:

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Ilustración 18: Aporte de energía en TWh.

En 2017, la producción neta alcanzaba los 249 TWh y solo 9,171 TWh fueron importados para cubrir la demanda total. Además, España presenta un porcentaje mayor de producción proveniente por fuentes renovables, como se puede ver del siguiente grafico:

Ilustración 19: Estructura de generación

En resumen, la capacidad de producción italiana, aunque sea estable gracias al 80% de capacidad instalada provenientes de centrales térmicas, necesita o prefiere, en función del precio de adquisición, importar energía. Las centrales térmicas se prefieren también por ser centrales de punta y ser mas rápidas en el arranque para satisfacer de manera rápida el cambio de demanda. Los cambios rápidos de adquisición y venta de la energía disponible se evalúan en el mercado intradiario, que es una tipología de mercado al muy corto plazo. Aunque se haya creado un enfoque común con las nuevas normativas europea, el mercado intradiario italiano sigue teniendo una sesión mas con respecto al respectivo mercado español, supongo para tener un control adicional sobre los polos de producción limitados y sobres el mayor numero de interconexiones extranjeras. Lo que diferencia mayormente los dos países, y que reparte ulteriormente perfiles de energía, es un mercado adicional existente solo en Italia, el mercado de los productos diarios (MPEG) en el que se venden y compran bloques de energía de base y de punta para satisfacer la demanda diaria.

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6 SITOGRAFÍA

§ GME - Gestore Mercati Elettrici. http://www.mercatoelettrico.org/it

§ TERNA – Rete Electrica Nazionale Italiana. http://www.terna.it

§ GSE – Gestore dei Servizi Energetici. https://www.gse.it

§ AU – Acquirente Unico. http://www.acquirenteunico.it

§ ARERA – Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente. https://www.arera.it/it/index.htm

§ REE – Red Eléctrica de España. https://www.ree.es/es

§ OMIE – Operador del Mercado Ibérico de Energía http://www.omie.es

§ Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana. http://www.gazzettaufficiale.it

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7 BIBLIOGRAFÍA

§ Legge del 6 dicembre 1962, n. 1643 - Legge di Nazionalizzazione dell’Energia Elettrica.

§ Legge Regionale 1° agosto 1975, n. 33 - Compiti delle Regioni nella Programmazione.

§ Legge del 29 maggio 1982, n. 308 - Norme sul contenimento dei consumi energetici, lo sviluppo delle fonti rinnovabili di energia e l'esercizio di centrali elettriche alimentate con combustibili diversi dagli idrocarburi.

§ Legge 9 gennaio 1991, n. 9 - Norme per l'attuazione del nuovo Piano energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali.

§ CIP 6/92 - Delibera del Comitato interministeriale dei prezzi del 29 aprile 1992.

§ Legge 14 novembre 1995, n. 481 - Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità.

§ Directiva Europea 96/92/CE

§ Directiva Europea 2003/54/UE

§ Directiva Europea 2009/72/UE

§ Decreto Legislativo n° 79 del 16 de marzo del 1999 - Decreto Bersani.

§ Economia dell’energia - P. Ranci.