El mercado spot de electricidad: procesos y resultados · 2015. 6. 22. · contratos bilaterales...

El mercado spot de electricidad:

procesos y resultados

Carlos Gamito

Director de liquidación y facturación

HORIZONTES DE CONTRATACIÓN

DE ELECTRICIDAD EN EL MIBEL

Los precios resultantes de las subastas servirán como referencia para la actualización de las tarifas de último recurso

Son siempre una cobertura de riesgo frente al precio del mercado diario, al

estar regulado el mercado diario de forma que siempre será un mercado con

liquidez (excepto en casos de problemas reales de falta de suministro)…

….

A PLAZO


No es un mercado obligatorio, se pueden realizar contrataciones al margen

del mercado organizado…

….

MERCADO DIARIO


Mercado de ajustes abierto a todos los agentes del mercado,

independientemente de cómo han contratado su energía (mercado o

bilaterales de cualquier tipo)…

….

MERCADO INTRADIARIO

Relacionados con la seguridad

PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA

SECUENCIA TEMPORAL DE MERCADOS Y PROCESOS

D-1 D

MERCADOS

INTRADIARIOS

GESTIÓN

TÉCNICA

12:00

RESTRICCIONES

TÉCNICAS

MERCADOS Y

CONTRATOS DE

COBERTURA DE

RIESGO DE PRECIO

MERCADO

DIARIO (D)

Precio de

Referencia

El mercado gestiona programas

MERCADO DIARIO (1)

VENTAS

Programa: 200 MWh

Marginal: 50 €/MWh

Cobros: 10.000 €

VENTAS

Programa: 100 MWh


Cobros: 5.000 €

VENTAS

Programa: 250 MWh


Cobros: 12.500 €

Programa: 31.418 MWh


Cobros: 1.570.900 €

Programa: 31.418 MWh


Pagos: 1.570.900 €

COMPRAS

Programa: 100 MWh


Pagos: 5.000 €

COMPRAS

Programa: 150 MWh


Pagos: 7.500 €

COMPRAS

Programa: 125 MWh


Pagos: 6.250 €

Base horaria

¿Cantidad?

¿Precio?

Cada unidad de venta debe decidir la cantidad y precio a ofertar

Hasta el límite de su capacidad de

producción, no comprometido en

contratos bilaterales

MERCADO DIARIO (2)

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN 2

Se oferta a diferentes precios incrementales

100 +110 +130 MW

Precio

(Euro/MWh)

10

30

80

210 340

MERCADO DIARIO (3)

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN 3

Se agregan todas las ofertas de venta de todas las tecnologías

Primer bloque:

Energía 100,0 MWh,

a 10,00 Euro/MWh

Tercer bloque:

Energía 130,0 MWh,

a 80,00 Euro/MWh

Segundo bloque:

Energía 110,0 MWh,

a 30,00 Euro/MWh

MERCADO DIARIO (4)

¿Cantidad?

¿Precio?

Cada unidad de compra debe decidir la cantidad y precio a ofertar

MWh

1 2 3 4 5 … … 24 Horas

MERCADO DIARIO (5)

Hora 4:

15 MWh a 180,3 €/MWh

10 MWh a 100,0 €/MWh

3 MWh a 20,0 €/MWh

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

Se agregan todas las ofertas de compra de todas los consumidores

Primer bloque:

Energía 15,0 MWh,

a 180,30 Euro/MWh

Tercer bloque:

Energía 3,0 MWh,

a 20,00 Euro/MWh

Segundo bloque:

Energía 10,0 MWh,

a 100,00 Euro/MWh

MERCADO DIARIO (6)

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

MERCADO DIARIO (7)

Las curvas agregadas las forman las ofertas de venta y compra

El punto de corte establece la energía casada,

y el precio de la hora

Casan 22.000 MWh a un precio marginal de 44 €/MWh

PROCESOS Y MERCADOS

POSTERIORES AL MERCADO DIARIO

MERCADO INTRADIARIO (1)

Diseño definitivo: Cada hora

Diseño provisional: Seis sesiones …….

Sesiones:

Para todos los periodos de programación ya casados en Mercados Diarios

anteriores

Horizonte:

El resultado es el Programa Horario Final

Programa Diario Viable + Primer intradiario

Programa Horario Final + Siguiente Intradiario ● ….

MERCADO INTRADIARIO (2)

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00

27 horas

..

24 horas

20 horas

17 horas

13 horas

9 horas

27 horas

Diario

..

PDVD DEL DIA D

PDVD DEL DIA D + 1

INTRADIARIOS

Sesiones

MERCADO DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

Servicios necesarios para asegurar el suministro de electricidad en condiciones adecuadas de calidad, fiabilidad y seguridad.

Clasificación:

SSCC obligatorios: regulación primaria, control de tensión (requisito mínimo).

SSCC potestativos: regulación secundaria y terciaria (obligación de ofertar las unidades de producción disponibles), control de tensión (excedentes) y reposición de servicio.

SSCC potestativos se proporcionan con mecanismos de mercado

PROCESOS DE LIQUIDACIÓN Y

FACTURACIÓN DE LOS MERCADOS

¿Reclamaciones?

Día hábil posterior

al día D

Comunicación de los derechos

de cobro y obligaciones de

pago del día D y de las

facturas diarias

N=Lunes siguiente o día hábil

posterior en caso de festividad

Notificación de órdenes

de cobros y pagos

semanales (L a D) y

comunicación al banco

P=Fecha

N+2 días

hábiles

pagos

Día posterior a

P (*)

cobros

Si el día siguiente a los

pagos fuera festivo los

cobros se realizarán el

mismo día que los pagos

L M X J V S D L M X J V S D

Publicación nota

agregada de cargo y abono

correspondiente a las

facturas de lunes a domingo

de la semana anterior

Pagos

Cobros

Publicación de la

Liquidación y de las

facturas del Lunes

Plazo máxima para recibir

reclamaciones a la

liquidación del Lunes

Ejemplo:

LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y COBROS Y PAGOS

NOTA DE CARGO Y ABONO SEMANAL

• El primer día hábil después del domingo se publicará en el web de agentes la

nota de cargo y abono semanal que indica el importe final a cobrar o pagar

por el agente, así como los detalles de cobro o pago a realizar (Datos del

agente (nombre, CIF, etc..), cuenta bancaria en la que pagar (caso agente

deudor) o cobrar (caso agente acreedor), fecha de pago o cobro, etc… )

• En dicha nota asimismo se desglosa el conjunto de conceptos considerados:

Facturas del mercado (de compra y de venta) de la semana anterior

Retenciones de efectivo (embargos, ejecución de prendas, incremento

garantías,etc…)

Retribución OMIE

Pequeños cobros y pagos

Ajustes pequeñas diferencias semanas previas

Consolidaciones de otras actividades o de otras empresas del mismo grupo

empresarial

Otras

R.D. 1619/2012 de 30 de noviembre de Reglamento de facturación.

Disposición adicional tercera:

El OM expedirá facturas en nombre y por cuenta de las

entidades suministradoras de energía que acudan al

mercado

El OM expedirá una factura por los suministros efectuados a

cada adquirente de energía

A consumidores directos se les aplicará el impuesto sobre

la electricidad (5,11269632 %). Ley 28/2014 del 27 de noviembre

Las facturaciones se incrementarán con el I.V.A. Art. 38,39 y

195 de la Directiva 2006/112/EC

FACTURACIÓN

• Los agentes que resulten deudores deberán hacer una transferencia a la cuenta de

OMIE por la cantidad neta a pagar con fecha valor no posterior a la fecha de pagos.

Los pagos deben estar antes de las 10 horas en la cuenta del operador del mercado

designada al efecto.

• Cualquier gasto relativo a la transferencia será por cuenta del agente.

• Los agentes ordenantes de las transferencias bancarias deberán incluir en éstas,

para su rápida identificación, el código de la empresa-actividad que consta en la base

de datos del operador del mercado.

• En caso de que los pagos se efectúen desde el exterior, las transferencias llevarán el

código completo de la cuenta bancaria (IBAN, SWIFT).

• Para su rápida identificación se debe enviar junto a la orden de transferencia el

mensaje SWIFT a OMIE.

• En caso de transferencia desde una sucursal en España, es aconsejable que sea del

tipo OMF.

PAGOS A EFECTUAR POR AGENTES DEUDORES

• Si a las 11 horas el operador del mercado no tiene constancia de que el

pago se haya efectuado, se ejecutarán las garantías del agente.

• Si el agente dispone de garantías en efectivo se ejecutarán en primer

lugar.

• Si hay que ejecutar garantías bancarias y no se pueden cobrar el día de

cobros, se aplicarán prorrateos. En tal caso los agentes acreedores

cobrarán la cantidad pendiente más intereses de demora al EONIA+ 3

(con un mínimo de 200 €). El agente incumplidor deberá pagar dichos

intereses más una penalización de 300 €.

INCUMPLIMIENTO EN EL PAGO

• Todos los agentes que pudieran resultar adquirentes en el mercado

• La falta de prestación de esta garantía impedirá al agente intervenir en el

mercado de producción y en la liquidación

• La garantía que debe prestar el agente en el mercado de producción

responderá a las obligaciones que asuma en virtud de sus adquisiciones

en el mercado de producción.

• El agente que actúa en el mercado directamente debe presentar

garantías por sus compras

• El representante que actúa en nombre propio y por cuenta de terceros

presentará garantías por sus representados

• Los representados por un representante que actúa en nombre y por

cuenta ajena presentarán garantías

PRESTACIÓN DE GARANTÍAS A FAVOR DEL

OPERADOR DEL MERCADO

FORMALIZACIÓN DE GARANTÍAS

Los agentes pueden prestar como garantías en OMIE:

• Depósito en efectivo en el banco del Operador del Mercado.

• Cesión de derechos de cobro (Modelo II de la Guía de Acceso

para cesiones a terceros)

• Aval (Modelo I de la Guía de Acceso)

• Línea de crédito

• Seguro de caución

Sólo son válidas entidades bancarias residentes o sucursales españolas de entidades no

residentes

El operador del mercado podrá rechazar garantías si la entidad bancaria avalista o, en su

caso, entidad aseguradora no alcanza un rating mínimo – otorgada por al menos una de las

agencias de calificación S&P, Moody’s o Fitch - equivalente a la otorgada por dicha agencia

al Reino de España menos un nivel.

RESULTADOS DEL MERCADO

PRECIO MEDIO ARITMÉTICO DE LA ENERGÍA

EN EL MERCADO DIARIO DE LA ELECTRICIDAD

Precios máximos anuales:

• 6 May: 59,78 €/MWh

• 4 Jun: 56,41 €/MWh

• 2 Jun: 56,21 €/MWh

01 MAY 2015 - 07 JUN 2015

CICLO COMBINADO CARBÓN CARBÓN GS

NUCLEAR HIDRÁULICA MINI HIDRÁULICA

EÓLICA SOLAR FOTOVOLTÁICA SOLAR TÉRMICA

TÉRMICA RENOVABLE COGENERACIÓN Y RESTO IMPORTACIONES

HUECO TÉRMICO CON NUCLEAR RENOVABLES CON HIDRÁULICA

HUECO TÉRMICO SIN NUCLEAR RENOVABLES SIN HIDRÁULICA

115.145 GWh110.900 GWh110.339 GWh

ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS EN EL

SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

1 ENERO - 07 JUNIO 2015

+ 4.245

+ 3,8 %

PDBF PVP PHF

ESP 2015 2014 % PORT 2015 2014 %

ene 51,60 33,62 53,5% ene 51,82 31,47 64,6%

feb 42,57 17,12 148,7% feb 42,57 15,39 176,7%

mar 43,13 26,67 61,7% mar 43,22 26,20 64,9%

abr 45,34 26,44 71,5% abr 45,49 26,36 72,6%

may 45,12 42,41 6,4% may 45,18 42,47 6,4%

ene-may 45,61 29,51 54,6% ene-may 45,72 28,65 59,6%

2014 2013 % 2014 2013 %

jun 50,95 40,87 24,7% jun 51,19 41,70 22,8%

jul 48,21 51,16 -5,8% jul 48,27 51,40 -6,1%

ago 49,91 48,09 3,8% ago 49,91 48,12 3,7%

sep 58,89 50,20 17,3% sep 58,91 50,68 16,3%

oct 55,11 51,49 7,0% oct 55,39 51,58 7,4%

nov 46,80 41,81 11,9% nov 46,96 42,10 11,5%

dic 47,47 63,64 -25,4% dic 47,69 62,99 -24,3%

PRECIO MENSUAL MEDIO DEL MERCADO

DIARIO (€/MWh)

VARIACIÓN DE DEMANDA REAL ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Variación mensual 2015 / 2014 2,7% 3,2% 1,0% 0,3% 1,6% 1,8%

Variación mensual 2015 / Máximo histórico -7,3% -8,6% -7,4% -12,4% -5,6% -8,2%

Max

2014

Max

2015

2014

Fuente REE, elaboración propia

EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA EN EL

SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL DEMANDA EN BARRAS DE CENTRAL (GWh)


EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MEDIA MENSUAL

HASTA MAYO EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

DEMANDA MEDIA MENSUAL ENERO - MAYO

20.684 GWh

EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA NACIONAL Y

COMPARATIVA CON EL MISMO MES DEL AÑO

ANTERIOR PERÍODO 2014-2015

Demanda

GWh

% Inc.

Mes

% Inc. Mes

corregido (2)

Demanda

GWh

% Inc.

Mes

% Inc. Mes

corregido (2)

Enero 22.054 -2,2 -0,5 22.652 2,7 3,4

Febrero 20.372 -0,9 -0,1 20.903 2,6 0,7

Marzo 20.920 -1,4 -0,2 21.057 0,7 -0,5

Abril 18.766 -3,8 0,3 18.718 -0,3 -0,3

Mayo 19.478 0,2 2,4 19.788 1,6 -0,8

Junio 19.600 2,4 0,3 4.694 4,2 -0,8

Julio 21.120 -2,4 0,1

Agosto 20.170 -2,1 -0,1

Septiembre 20.260 2,8 1,2

Octubre 19.687 -0,5 -1,3

Noviembre 19.785 -3,4 -1,1

Diciembre 21.319 -2,0 -2,3

Total 243.531 -1,2 -0,1 107.812 1,6 0,4

(1) Datos de 2015 hasta el 7 de junio

(2) Incremento mensual de la demanda corregidos los efectos de temperatura y laboralidad

MES2015 (1)2014

VARIACIÓN DE HIDRÁULICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Variación mensual 2015 / 2014 -42,8% -39,5% -27,9% -48,7% 4,3% -34,2%

Variación mensual 2015 / Media 2005 - 2014 -16,5% 24,7% 13,1% -21,4% 1,4% 0,0%

Variación mensual 2015 / Mínimo histórico 64,5% 215,3% 226,9% 46,3% 32,1% 98,1%

Mayo

Año 2015: 2.628 GWh

Año 2014: 2.520 GWh

Máximo (1998): 3.868 GWh

Media: 2.592 GWh

Mínimo (2002): 1.989 GWh


PRODUCCIÓN HIDRÁULICA REAL EN EL SISTEMA

ELÉCTRICO ESPAÑOL (GWh)

VARIACIÓN DE EÓLICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Variación mensual 2015 / 2014 -24,9% 2,5% -2,9% -0,1% 16,3% -4,4% (22,8%)

Máximo diario PHF 2015 (GWh) 396,3 323,2 288,1 244,2 234,4 396,3 (48,8%)

Mínimo diario PHF 2015 (GWh) 27,1 45,5 36,4 41,9 54,6 27,1 (3,7%)

Máximo horario PHF 2015 (GWh) 17,5 14,9 14,5 11,1 14,0 17,5 (48,6%)


PRODUCCIÓN EÓLICA REAL EN EL SISTEMA

ELÉCTRICO ESPAÑOL PENINSULAR (GWh)

VARIACIÓN DE SOLAR FOTOVOLTÁICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Variación mensual 2015 / 2014 38,2% 18,7% -0,4% -1,1% 1,1% 3,8% (3,0%)





PRODUCCIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA REAL EN EL

SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL PENINSULAR (GWh)

VARIACIÓN DE SOLAR TÉRMICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Variación mensual 2015 / 2014 121,3% 98,1% 15,3% -14,7% -0,5% 9,7% (1,8%)





PRODUCCIÓN SOLAR TÉRMICA REAL EN EL SISTEMA


VARIACIÓN DE SOLAR TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Variación mensual 2015 / 2014 53,6% 34,8% 5,2% -6,1% 0,4% 5,9% (4,8%)





PRODUCCIÓN SOLAR TOTAL REAL EN EL SISTEMA


% DE VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA EN EL

MERCADO INTRADIARIO CON RESPECTO AL DIARIO

MÁS BILATERALES JUNIO 2014 - MAYO 2015

PRECIO HORARIO FINAL MEDIO DEMANDA

NACIONAL

AÑO MÓVIL EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh %

Mercado diario 44,59 79,57% 43,00 78,41% 50,06 80,96%

Mercado intradiario -0,05 -0,09% -0,06 -0,11% -0,01 -0,01%

Restricciones 3,08 5,49% 3,69 6,73% 3,26 5,26%

Reserva de potencia a subir 0,47 0,84% 0,58 1,06% 0,39 0,63%

Asig. Secundaria 1,45 2,58% 1,29 2,35% 1,11 1,79%

Otros procesos 0,43 0,77% 0,37 0,67% 0,21 0,34%

Pago por capacidad 6,07 10,84% 5,97 10,89% 5,96 9,64%

Servicio de interrumpibilidad - - - - 0,86 1,39%

TOTAL 56,03 100% 54,84 100% 61,84 100%

La componente de restricciones incluye tanto las restricciones técnicas al mercado diario como las restricciones en tiempo real.

Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

Mercado/Proceso

Jun-2012 / May-2013 Jun-2013 / May-2014 Jun-2014 / May-2015

COBRO DE LOS

GENERADORES

COSTE

RESTRICCIONES

GS

SALDO A

DÉFICIT

GWh M€ €/MWh M€ M€ M€

Jun 12 - May 13 243,0 1.475,9 6,07 786,3 289,8 399,8

Jun 13 - May 14 238,5 1.424,4 5,97 490,2 217,1 717,1

Jun 14 - May 15 244,2 1.456,1 5,96 436,6 156,1 863,4

* Los datos de las liquidaciones desde Julio de 2014 son provisionales

PAGOS DE LA DEMANDA

PAGOS POR CAPACIDAD. DISTRIBUCIÓN

PERIODO

MERCADOS INTERNACIONALES

PRECIOS MEDIOS TRIMESTRALES EUROPEX Mercados europeos SPOT (EUR/MWh)

Precio medio

EPEX-F: 26,87 €/MWh 39,56 €/MWh

EPEX-A: 25,46 €/MWh 30,06 €/MWh

OMIE-E: 46,66 €/MWh 45,96 €/MWh

OMIE-P: 46,70 €/MWh 46,06 €/MWh

NORDPOOL 21,01 €/MWh 25,88 €/MWh

GME 47,73 €/MWh 50,06 €/MWh

N2EX 55,80 €/MWh 56,27 €/MWh

1 may - 7 jun 1 ene - 7 jun

PRECIOS MEDIOS DIARIOS EUROPEX

1 MAYO-7 JUNIO 2015

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

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