Gestión económica de la energía y cobertura de

riesgos

Contenido

• Los mercados de energía eléctrica

– Los mercados de ajuste

– Los mercados de contado

– Los mercados a plazo

• La gestión económica de la energía

Corretaje e Información Monetaria y de Divisas (CIMD, S.A.)

InterMoney, SA

Estudios yConsultoría mercados financieros y valoración de riesgos

InterMoney Valores, SV

Sociedad de valores

InterMoney Gestión,

SGIIC

Gestora de fondos

CIMD, AV SA

Intermed. Financiera y derivados de

energía

CIMD Internacional,

SA

Holding de empresas de

intermediación extranjeras

CIMD ColombiaCIMD Garban-

-Argentina

Estructura CIMD

InterMoney Energía, SA

Consultoría, análisis e

intermed. y gestión

mercados de derivados de

energía

Participantes :

•Generadores: Endesa, Iberdrola, Fenosa, Hidrocantábrico, Viesgo-Enel, Gas Natural

•Cogeneradores: generación de vapor y electricidad asociada a un proceso industrial. La energía excedentaria la pueden vender al distribuidor o al mercado

•Distribuidores: mantienen y operan la red de distribución, suministran electricidad a tarifa. Las mayores son de las eléctricas y hay unas 50 distribuidoras de muy pequeño tamaño

•Comercializadores: venden energía a los clientes liberalizados. La mayor parte del mercado está copado por las comercializadoras de las grandes (excepto Viesgo). Existen otras 55 comercializadoras independientes

Mercado físico

Agentes del mercado físico

OMEL

Productores

AutoproductoresRégimen especial

Agente externovendedor

Consumidor cualificado

Comercializador

Distribuidor

Agente externo comprador

VentaCompra

O. mercado y O. sistema

• OM: Operador del mercado

Responsable de la gestión económica del sistema, respetando los criterios de transparencia, objetividad e independencia

•OS: Operador del sistema

Responsable de garantizar la seguridad y coordinación del sistema.

GESTIÓN ECONÓMICA

GESTIÓN TÉCNICAOM OS

Procesos del mercado

OM OS

Mercado diario

P.BaseCasaciónPBC

Contratos bilaterales nac.

P.BaseFuncionamientoPBF

Solución de restricciones técnicasP.ViableProvisionalPVP

Servicios complementariosy otros procesos de operación técnica

P.ViableDefinitivoPVD

6 intr

adia

rios

P.HorariosFinalesPHF

P. HorariosOperativos

Mercado diario

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

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

– Ofertas de compra: precio-cantidad

Hora

Cantidad

Precio

Hora

Cantidad

Precio

01 02

13

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0 0

3

0 0 0 0,1 0,4 1 2 2 2 3

3 3 3 3 3 2 1 1 0 0 0

00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00

00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00

Ejemplo de oferta de venta

Mercado diario

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

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

– Ofertas de compra: precio-cantidad

energía

Punto de corte.Pm el de la última

oferta de venta casada

p

pm

MERCADO DIARIO

RESTRICCIONES TÉCNICAS

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

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

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

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

sobrecoste

p

q

pm

E1 E2

Obligación de pago energía retirada

Derecho de cobro energía nueva

Ingresos del mercado

Costes del mercado

Mercado financiero

Mercado físico

MERCADO DIARIO OMEL

CONSUMIDOR

COMERCIALIZADOR GENERADOR O COGENERADOR

MERCADO DE DERIVADOS

Energía a

precio diario

Energía a precio

indexado

Contratos de aseguramiento de

precio

Contratos de aseguramiento de

precio

Los mercados físicos y financieros de energía

eléctrica

Swap de electricidad

Derivado financiero en el cual se acuerda un precio medio para una cantidad Q durante un período de

ejercicio pactado.

Se liquida por diferencias contra la media del precio marginal horario en

Omel durante el período pactado (carga base o pico)

El mercado OTC

Pago en dinero (SWAP)

Q. pT

Pago/cobro neto por el swap = Q.(FT- Pt)

Pago en dinero (SWAP) Q.FT

Cantidad de OMEL

Q

Pago en dinero a OMEL

Q. pT

Cantidad para OMEL

Q

Cobro en dinero de OMEL

Q. pT

Vendedor (VG: cogenerador)

Comercializador

El swap como herramienta de cobertura

Opciones

•Calls: Seguro contra subidas de precios•Puts: Seguro contra bajadas de precios•Collars: Limita perdidas y ganancias•Caps: Cadena de calls•Floors: Cadena de puts•Asiáticas: Sobre medias de precio (Carga base o B/L)•Swaptions: El subyacente es el precio forward de los swaps

Opciones

Ejemplo de una call para un comercializador

Posición natural Cláusula de call comprada

Posición final

Compras OMEL + contrato a precio

fijo X

Si el precio OMEL sube de Y, el

comprador paga X+(OMEL-Y)

X

X

Y

Equivalente a una put

comprada

Y

En strip = techo En strip = suelo

Collars

Posición naturalCall comprada y

put vendidaPosición final

Ejemplo de un collar para un comercializador

Compras OMEL + contrato a precio

fijo X

Si el precio OMEL sube de Y, el

comprador paga X+(OMEL-Y), si baja de Z, el comprador paga

X-(Z-OMEL)

X

XY

Equivalente a un límite sobre pérdidas y beneficios

Z YZ

En strip = techo + suelo

En strip = collar

EL mercado OTC

El mercado español de swaps

•Cargill

•EDF

•EDP

•ENDESA

•Electrabel

•El Paso

•Gas Natural

•Hidrocantábrico

•Iberdrola

•RWE

•Rensa

•Unión Fenosa

•Se contratan periodos estándares:o Semana siguienteo Meseso Trimestreso Añoso Es posible conseguir fechas rotas

• El volumen negociado medio 10MWh.• Se concentra la actividad en carga base.• Las compañías más activas son extranjeras.• No se realizan muchas operaciones

o Consumo/generación: 225 TWho Año 2000: 4 TWho Año 2001: 12 TWh

Mercado OTC

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: CIMD AV y traders

El precio OTC y el precio spot

JULIO-01

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

marzo-01 abril-01 mayo-01 mayo-01 junio-01

Eu

r/M

Wh

FWD CARGA BASE Precio_Liq

El precio OTC y el precio spot

ENERO-02

0

10

20

30

40

50

60

70

26/11/01 6/12/01 16/12/01 26/12/01

Eur

/MW

h

FWD CARGA BASE Precio_Liq

20

25

30

35

40

45

50

55

60

7/06/02 7/07/02 7/08/02 7/09/02

€/M

Wh

Octubre 2002 Carga Base Diario Precio_Liq

El precio OTC y el precio spot

El precio de la energía eléctrica (CB mensual)

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

Volatilidad

Guerras de preciosCTCs al 4,5 % Producible bajo y

precios crudo al alza

Aumento del producible

Producible bajo y picos de demanda

Costes de suministro

Ingresos del contrato

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 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

Nº horas

Nº horas

Punta demanda

hora (MW)

Mercado spot

Generación propia

Contrato CB

Coste en €

T3 T4T2

Costes de suministro

Ingresos del contrato

Riesgo de volumen en un contrato

Ingresos de menos

Ingresos de más

Nº horas

Nº horas

Punta demanda

hora (MW)

Mercado spot

Generación propia

Contrato CB

Coste en €

T3 T4T2

Costes de suministro

Precio por bloques

Ingresos bloque 1

Ingresos bloque 2

Ingresos bloque 3

Nº horas

Nº horas

Punta demanda

hora (MW)

Mercado spot

Generación propia

Contrato CB

Coste en €

T3 T4T2

Costes de suministro

Spread fijo: riesgo de precio

Ingresos bloque 1

Ingresos bloque 2

Ingresos bloque 3

Nº horas

Nº horas

Punta demanda

hora (MW)

Mercado spot

Generación propia

Contrato CB

Coste en €

T3 T4T2

Costes de suministro

Precio por bloques según niveles y perfil

de demanda

Ingresos bloque 1

Ingresos bloque 3

Ingresos bloque 2

La gestión del riesgo

Riesgo de precio

Riesgo de volumen

Fijar márgenes:

•Swaps, opciones

•Precios indiciados

Precios por bloques:

Según firmeza

Según perfil

Plaza Pablo Ruiz Picasso, s/nTorre Picasso, Plantas 22 y 23

Madrid, 28020E-mail: imenergia@grupocimd.com

Vox: 91 432 6421Fax: 91 597 2197