Post on 07-Mar-2015
GESTION ECONÓMICA DE LA ENERGÍA
CONTENIDO
•Vamos a considerar como gestión económica de la energía, la gestión de riesgos en el suministro de energía eléctrica:
•¿Qué riesgos son gestionables en el suministro eléctrico?
– El riesgo de precio: Los productos financieros de cobertura y la curva forward
– El riesgo de volumen: La modulación de carga, la interrumpibilidad y la garantía de suministro
EL RIESGO Y LA INCERTIDUMBRE
Keynes y Knight distinguen entre riesgo propiamente dicho, o incertidumbre susceptible de medición, e incertidumbre como tal, no susceptible de medición.
–El riesgo puede gestionarse anticipando una distribución de probabilidad
–La incertidumbre es lo completamente desconocido (lo que nos hace libres).
Características del kWh
•No es almacenable. – Alta volatilidad en precios instantáneos.– Siempre hay riesgo de volumen en ajustes de
última hora– El precio forward es el spot esperado
•Leyes de Kirchoff. – Generación y Transporte son bienes
complementarios y sustitutivos.– Problemas para combinar mercados de
generación con regulación de redes
El riesgo de precio y la volatilidad
Energía
Precio
€/MWh
P3
P2
P1
Vola
tilid
ad
P3*
P2*
P1*
Riesgo de volumen
Nº horas
Punta carga hora (MW)
En firme
CARGA BASE
CARGA PICO
CARGA BASE
CARGA PICO
Previsto
Interrupciones ejercidas
Interrumpible + contado +
desvíos + regulación
Carga prevista
Compra/ventas contado y desvíos
Nº horas
Real
Punta carga hora (MW)
Carga mínima
Carga máxima
Coste previsto = Cp
Coste real = Cr
RIESGO DE VOLUMEN
El coste/ingreso de la energía eléctrica
El coste/ingreso de la energía suministrada es la media ponderada de:
– Costes/ingresos de compraventas en firme a plazo según bloques de base y pico
– Costes/ingresos de compraventas en el mercado de contado según horas
– Costes/ingresos de compraventas en mercados casi instantáneos de ajustes y regulación
– Coste de los desvíos
Los componentes del precio/coste de un kWh
• Coste/precio por suministro en bloques firmes
• Prima por riesgo de precio vs precio esperado– Según volatilidad del precio
• Prima por riesgo de volumen vs volumen esperado– Modulación/flexibilidad– Interrumpibilidad – Seguridad de suministro
• Derechos de transmisión
Precio de Referencia=
Precio esperado del mercado día
antes
La curva forward
€/MWh
Vencimiento
1 mes 2 meses 3 meses 4 meses
La curva forward de hoy es el valor esperado del precio spot para distintos vencimientos futuros
t=0
Nov02Dic02
Ene03 Feb03
Cada precio fwd (spot esperado) tiene su propia volatilidad
La primera pregunta de la curva forward
La curva forward puede construirse de muy diversas formas:
•Con información de mercados a futuro•Con información de fundamentales del precio•Con la opinión de expertos•Con volatilidades constantes•Con matrices de volatilidad•Con diverso detalle de granularidad (diario, horario, semanal o mensual)
La primera pregunta de la curva forward
¿cómo construir la curva forward?.
La respuesta depende de para lo que se quiera la
curva.
¿Cómo construir la curva forward?
Estructura temporal de volatilidades
Perfiles de granularidad
€/MWh
Vencimiento
1 mes 2 meses 3 meses 4 meses
Nov02Dic02
Ene03
Precios en mercado OTC de Swaps
Feb03
Drivers de oferta a 1 año:Precio del crudoNuevos CCGTHidraulicidad esperada
Drivers de demandaNivel de actividad económicaTemperaturas
Perfil de precios mercado día antes (OMEL)
El precio de la energía eléctrica
15,00
25,00
35,00
45,00
55,00
65,00
ene-98
jul-98
ene-99
jul-99
ene-00
jul-00
ene-01
jul-01
ene-02
jul-02
ene-03
jul-03
Carga Base Mensual Histórico
Carga Base Mensual Forward
Lineal (Carga Base Mensual Histórico)
La cobertura del riesgo de precios
Vencimiento
1 mes 2 meses 3 meses 4 meses
Nov02Dic02
Ene03 Feb03
€/MWh
Curva forward de una posición física
La cobertura reduce el riesgo o volatilidad futura
Vencimiento
1 mes 2 meses 3 meses 4 meses
Nov02Dic02
Ene03 Feb03
€/MWh
La cobertura del riesgo de precios
Curva forward de una posición física +
contratos de cobertura
Herramientas de cobertura del riesgo de
precio
•Contratos a precio fijo: – En España apenas existe contratación
bilateral– A partir de 2003 puede haber contratos
comercializador/generador
•Contado OMEL + Swap– Mercado OTC para traders– Proyectos de mercados organizados
•Suelos, techos, opciones– Para situar riesgos en contratos de
comercialización
La cobertura del riesgo de precio
Según la opción elegida, el momento de comprar y vender y la forma en que se realiza la búsqueda de contrapartidas, las diferencias de precio pueden estar entre uno y tres €/MWh para un mismo perfil de carga
El mercado de swaps en España
Energía contratada mediante swaps en España
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
ene-99 jul-99 ene-00 jul-00 ene-01 jul-01 ene-02 jul-02
GW
h
Fuente: I nterMoney Energía y traders
Obtención de la varianza mínima
yycartera ..2
siendo:
y: vector ponderaciones de c/activo de la cartera según valor de mercado
σ: matriz diagonal de varianzas
ρ: matriz de covarianzas
Incógnita
Objetivo: Hacer mínimoPosición física
(Curva de Carga)tiempo
MWh
Curva forward
tiempo
€/MWh
CARGA BASE MES
Definición de contratos de cobertura
CARGA PICO
Obtención de la varianza mínima:
Ejemplo
MWJunio 18,16Julio 17,23Agosto 15,59Septiembre 18,53Octubre 18,18Noviembre 17,23Diciembre 15,58Enero 18,54Febrero 18,22Marzo 17,23Abril 15,55Mayo 15,64
VarianzaCARTERA 314,92%
Nº MW contrato Precios €/MWh Interanual 10 36,00 Junio 8 41,00 Julio 7 42,25 Agosto 6 35,00 Septiembre 9 38,00 Octubre 8 35,50 Noviembre 7 36,00 Diciembre 5 32,75 Enero 9 35,55 Febrero 8 35,60 Marzo 7 34,70 Abril 5 35,25 Mayo 9 34,00
Varianza Precio medio CARTERA AA
0,4% 36,17
Costes de suministro
Mercado spot
Riesgo de volumen en un contrato
Nº horas
Punta demanda
hora (MW)
Generación propia
Contrato CB
Interumpibilidad ejercida
Duración de demanda horaria
Ingresos del contrato
Ingresos de menos Ingresos de más
T1 T3 T4T2
Nº horas
Coste en €
Nº horas
Nº horas
Punta demanda
hora (MW)
Mercado spot
Generación propia
Contrato CB
Coste en €
T3 T4T2
Costes de suministro
Ingresos del contrato
Ingresos de másIngresos de menos
Riesgo de volumen en un contrato
Gestión del riesgo de volumen
El riesgo de volumen se cubre cambiando el precio único por una estructura de
precios adaptada al coste esperado del suministro:
•Precio por bloques
•Parte fija y parte variable
ESTRUCTURA EFICIENTE DE PRECIOS CON BAJO RIESGO DE
VOLUMEN
ESTRUCTURA INEFICIENTE DE PRECIOS CON ALTO RIESGO DE
VOLUMEN
Modulación de carga
CURVA DE PRECIO MEDIOS HORARIOS 2002
0
10
20
30
40
50
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
€/M
Wh
Perfil horariodemanda VERANO
Fuente: REE
Componentes del precio relacionados con el riesgo de volumen
• La prima por interrumpibilidad: Contraprestación por ceder el derecho (aunque no la obligación) para reducir carga ya contratada
• El coste de la garantía de potencia: Contraprestación por adquirir el derecho (aunque no la obligación) a disponer de energía por encima de la contratada
Reducción de desvíosGeneradores Consumidores
Neteo de desvíos con otro generador si se está bajo un mismo AGC
Predicción
Incidencias corregidas en intradiarios
Predicción
Incidencias corregidas en intradiarios
COSTES MEDIOS 2002
Coste de secundaria: entre 0,70 y 2 €/MWh
Coste del desvío: entre 0,10 y 0,30 €/MWh
El coste de las ineficiencias
Evolución de tarifas y precios de energía eléctrica en España (1998-2002)
80
100
120
140
160
180
1998 1999 2000 2001 2002
Añ
o 1
99
8 =
10
0
Precios del Mercado Tarifas medias
Ineficiencias y déficit de tarifas = 12 €/MWh
Prima riesgo de precio...........2 €
Modulación........................... 3 €
Garantía e interrump............5 €
Seguridad y regulación..........2 €
Ineficiencias y déficit de
tarifas
CONCLUSION
La contratación en competencia de la energía aportaría:
– Riesgos eficientemente asignados
– Gestión de demanda adaptada a las posibilidades de cada consumidor
– Precios modulados según los perfiles de cada consumidor y los costes de cada generador
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