Experiencia en desarrollo de los mercados europeos

Experiencia en desarrollo de

los mercados europeos Jose Luis Pastor

Head of Power, CO2 Trading & Origination

Medellín, 17 de Mayo de 2012

Índice Contenidos

Introduccion 1

Factores que afectan al desarrollo de los mercados 2

Desarrollo del mercado español 3

Lecciones aprendidas 4

Índice Contenidos

INTRODUCCION DESARROLLO DEL MERCADO ESPAÑOL

FACTORES QUE AFECTAN AL DESARROLLO DE LOS MERCADOS

LECCIONES APRENDIDAS

BENEFICIO

Los mercados eléctricos europeos

• En Europa existen una

serie de mercados

eléctricos liberalizados e

interconectados

• Cada país ha seguido un

desarrollo distinto, que

hace que no todos

tengan el mismo grado

de madurez

• Actualmente, el mercado

eléctrico más importante

en términos de liquidez

es Alemania


http://www.apxendex.com/

http://www.nordpoolspot.com/

http://www.mercatoelettrico.org/

http://www.nasdaqomxcommodities.com/

http://www.omel.es/

http://www.omip.pt/

http://www.powernext.com/

http://www.sem-o.com/

http://www.eex.com/

http://www.exaa.at/


• Reino Unido

• Pob : 60 millones

• Trading físico sobre el

NBP balancing point

• Trading financiero

N2EX

• Baseload, Peak y

bloques EFA

• Alemania

• Población : 82 millones


indexado al day ahead

del EEX

• Baseload y Peak

• Francia


• Trading físico en la red

de RTE.


(limitado) indexado al

Powernext

• Baseload y Peak

• Escandinavia


• La mayoría del trading a través de Nordpool.

• Liquidación física o financiera

• Básicamente Baseload

• Bélgica y Holanda

• Población : 27 million

• Físico

• Indexado a Belpex y Endex

• Italia, España y Portugal

• Trading diario físico a través de exchanges. Portugal y España “integrados”

• Trading a plazo financiero (puede ser físico en OMIP), indexado al PUN y OMEL.

http://www.nordpool.com/asa/

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/6/6f/Spain_flag_300.png

Grado de desarrollo de los mercados europeos

• Como confirma el informe “European Power Trading 2012” de Prospex Research

Ltd, el mercado más desarrollado en Europa es Alemania, en el que se llega a

negociar en todos los mercados a plazo 8,5 veces la demanda eléctrica anual

Fuente: © 2012 Prospex Research Ltd www.prospex.co.uk

2. Major Market Churn Factors, 2011 Total trading volumes as a multiple of consumption in 2010

0,9

1,3

1,9

2,3

3,1

3,8

5,1

8,5

France

Netherlands

Spain

Italy

UK

Major markets total

Nordic

Germany •Alemania atrae la liquidez del mercado por ser un país con alta demanda, alta liberalización, buenas interconexiones internacionales y una regulación estable

•Eso permite utilizar el precio alemán como “proxy” de mercados vecinos como Francia, Alemania e incluso España (debido al mix de generación)

http://www.prospex.co.uk/

Índice Contenidos

Introduccion 1




Factores que afectan al desarrollo

Portfolio de generación • Diferencias de precios entre mercados, volatilidad …

Índice de cobertura • Estabilidad en los precios, volatilidad …

Interconexiones • Igualdad de precios, market coupling, arbitrajes …

Regulación • Estabilidad regulatoria da seguridad y estabilidad al mercado.

Legislación • Ayuda o hunde al mercado: MiFID, REMIT …

Portfolio de generación en Europa

Cada país europeo tiene una estructura de generación distinta que conduce a precios distintos. Por tanto, cada país tiene un mercado a plazo distinto con precios propios

Fuentes: Endesa (España y Portugal), RTE (Francia), EEX (Alemania), ELIA (Bélgica), CE (Holanda)

0%

10%

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90%

100%

España Portugal Francia Alemania Bélgica Holanda

Solar

Eólica

Hidráulica

Fuel - Gas

Gas Natural -CC

Carbón Nacional

Carbón Importado

Nuclear

Otras

2.04 2.12 1.20 1.63 1.52 2.01 Margen de generación

(p.u.)

96 19 124 154 22 31 Capacidad (GW)

Demanda punta

El efecto del índice de cobertura

• Un índice de cobertura (potencia ociosa disponible para absorber la demanda) bajo

puede generar spikes de precios en periodos de alta demanda.

El riesgo de spikes genera necesidades de cobertura tanto para los periodos de alta demanda del año como para el largo plazo (por cierre de centrales…)

Fuente: elaboración propia

0

10,000

20,000

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40,000

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1-1 6-1 11-1 16-1 21-1 26-1 31-1 5-2 10-2 15-2 20-2 25-2 1-3 6-3 11-3 16-3 21-3 26-3

Tightness DE (MW)

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250000

1-1 8-1 15-1 22-1 29-1 5-2 12-2 19-2 26-2 4-3 11-3 18-3

ES_2012(MW)

ES_2011 (MW)

Esp

aña

Ale

man

ia

Fran

cia

El índice de cobertura en Francia y Alemania es muy bajo incluso negativo, lo que aumenta la

probabilidad de spikes de precio lo que justifica una mayor liquidez que en España en ciertos periodos

Interconexiones eléctricas

El mercado más interconectado en Europa es Alemania, de ahí su desarrollo como principal hub eléctrico a plazo en Europa

1805

POR

ESPAÑA FRANCIA ALEMANIA

BEL HOL

1710

617

1317

2237

3301

1228

2952 2383

2334 GB

ITALIA SUIZA AUSTRIA

R. CHECA

DIN SUECIA

POLONIA

LUX

MARRUECOS

ANDORRA

1377

1350

NORUEGA

Fuentes: Endesa (España), RTE (Francia), ELIA (Bélgica), TENNET (Holanda), ENTSO-E (RESTO)

El efecto de las interconexiones

• Las interconexiones liberalizadas generan también volatilidad que se cubre en el

mercado y genera una mayor liquidez

La prima que se paga en las subastas de interconexión se protege comprando el país exportador y vendiendo el importador, generando liquidez en ambos países


-100.00

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nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12

Spread_Base

ES_Base

FR_Base

Inte

rco

nex

ión

Esp

aña-

Fran

cia

El desarrollo de los mercados europeos

• Todos los mercados europeos presentan una tendencia común

•La consultora Prospex Research Ltd estima en su informe “European Power Trading 2012” que el volumen negociado a plazo cayó en 2011 un 12%

•El mismo informe estima que tan sólo Alemania, el mercado europeo más importe, reduce su volumen un 13% en 2011 frente a 2010.

Fuente: © 2012 Prospex Research Ltd www.prospex.co.uk

1. Major Market Power Trading Volumes, 2007 - 2011 .These figures include trading in exchange spot and forward markets and the OTC market.

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2007 2008 2009 2010 2011

Po

we

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volu

me

s, T

Wh

Netherlands

France

Spain

Italy

UK

Nordic

Germany

http://www.prospex.co.uk/

Efecto de la volatilidad: Fukushima

El accidente de Fukushima generó subidas del gas más miedo a posible cierre nuclear en Europa, que los agentes acudieron a cubrir al mercado

aumentando la liquidez

49.1

m+1; 54.5

48.45

q+1; 56.25

52.75

y+1; 59.75

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Títu

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Fukushima: impacto en la forward del power alemán

El lunes 14 de marzo de 2011 se registraron valores máximos en la forward ante los nuevos incidentes registrados en Japón (segunda explosión en el reactor nº3 de la C.N. de Fukushima, incidente declarado de nivel 4 en una escala de 1 a 7, máximo asociado al nivel más peligroso),

lo que dio lugar a que en Alemania se suspendiera durante tres meses la ley de alargamiento de vida útil a los reactores y en Suiza se congelaran las nuevas inversiones en nuclear. Los precios subieron del entorno de 3 €/MWh, cerrando el Cal12 a 55.8 €/MWh. El Cal12 en Francia subió a los 57.3 €/MWh, el nivel más alto desde el 21 de junio de 2010. El martes 15, Angela Merkell

anuncia la puesta offline de un 25% de la generación, la correspondiente a las 7 CCNN sobre las que se había suspendido temporalmente su permiso para operar, subiendo entonces el Q+1 en torno a +10€/MWh y el Cal12 en +2.5€/MWh, alcanzando los 58.45€/MWh (el 4 de abril tocó el valor más alto en el año, 60.55 €/MWh).

Efecto de la volatilidad : primavera árabe

60

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oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12

La Primavera Árabe y su efecto en los precios del crudo

19/12/2010: Laautoinmolación de un

comerciante argelino es el detonante del

descontento en Túnez

16/1/2011: El presidente de Túnez Ben Ali huye a Arabia Saudí25/1/2011: En Egipto comienzan las protestas a escala nacional

11/2/2011: El gobierno egipcio anuncia la dimisión del presidente Hosni Mubarak16/2/2011: El descontento se extiende a Libia, desembocando en una rebelión contra Gadafiv

24/8/2011: la capital libia Trípoli es tomada

por los rebeldes

16/9/2011: protestas en Egipto contra el gobierno

militar post-Mubarak

24/9/2011: Yemen al borde de la guerra civil26/9/2011: sanciones a las violentas acciones del gobierno de Siria contra las protestas

19/12/2010: Laautoinmolación de un

comerciante argelino es el detonante del

descontento en Túnez

16/1/2011: El presidente de Túnez Ben Ali huye a Arabia Saudí25/1/2011: En Egipto comienzan las protestas a escala nacional

11/2/2011: El gobierno egipcio anuncia la dimisión del presidente Hosni Mubarak16/2/2011: El descontento se extiende a Libia, desembocando en una rebelión contra Gadafi

25/2/2011: las protestas y manifestaciones se extienden por Oriente Medio y el norte de África

24/8/2011: la capital libia Trípoli es tomada

por los rebeldes

16/9/2011: protestas en Egipto contra el gobierno

militar post-Mubarak

18/10/2011: últimas refriegas en Sirte de los partidarios de Gadafi

Dat

ed

Bre

nt (

$/b

bl)

20/2/2012: se rompe la barrera de los 120 $/bbl

tras la decisión de Irán de suspender las ventas de crudo a Francia y Gran

Bretaña en medio de las tensiones geopolíticas por

su programa nuclear

La volatilidad del crudo generó volatilidad en el coste de combustible y por tanto variaciones en el precio eléctrico, que los agentes acudieron a cubrir al

mercado aumentando la liquidez

Índice Contenidos

Introduccion 1




El desarrollo del mercado español

• El mercado OTC a plazo español presenta una tendencia creciente desde el inicio

del mercado

14,2 5,4 4,2 5,7

36,1 18,2

41,6

83,0

153,9

278,3 298,2

0

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100

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250

300

350

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Volumen OTC (TWh) Demanda eléctrica total (TWh)

Desde los inicios en 2001, el mercado OTC en España presenta una tendencia alcista, llegando a superar el volumen negociado a la demanda eléctrica en 2010

Fuentes: REE (Demanda), elaboración propia (resto)


AÑO 2012 DIFERENCIA AÑO ANTERIOR

MES Nº DEALS VOL (MWh) EUROS MES Nº DEALS VOL (MWh) EUROS

Enero 1.423 24.533.304 1.277.605.408 7.116.229 Enero 884 17.417.075 806.766.687

Febrero 1.399 28.253.208 1.482.513.371 8.004.802 Febrero 876 20.248.406 986.914.676

Marzo 1.288 22.318.632 1.146.099.221 -13.920.288 Marzo 1.149 36.238.920 1.884.683.485

Abril 1.174 15.155.364 775.763.091 -3.471.888 Abril 801 18.627.252 985.136.684

Mayo 517 7.389.252 379.835.152 -11.451.372 Mayo 750 18.840.624 1.005.071.383

Junio 0 0 0 Junio 1.022 28.702.008 1.533.559.429

Julio 0 0 0 Julio 981 24.719.604 1.305.053.381

Agosto 0 0 0 Agosto 1.085 28.698.180 1.536.131.902

Septiembre 0 0 0 Septiembre 1.237 30.729.096 1.705.466.381

Octubre 0 0 0 Octubre 1.243 26.040.939 1.437.832.472

Noviembre 0 0 0 Noviembre 1.369 30.129.228 1.617.439.489

Diciembre 0 0 0 Diciembre 795 17.798.724 937.577.291

TOTALES 5.801 97.649.760 5.061.816.243 -13.722.517 TOTALES 12.192 298.190.056 15.741.633.261

Diferencia total año anterior -200.540.296

Fases de desarrollo de los mercados

¿Consolidación?

• El desarrollo del mercado español ha pasado por varias fases

Crecimiento Inicio

Fases del desarrollo del mercado español

14,2 5,4 4,2 5,7

36,1 18,2

41,6

83,0

153,9

278,3 298,2

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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Volumen OTC (TWh) Demanda eléctrica total (TWh)


Liberalización total de las

tarifas + subastas

CESUR + VPP + crisis

económica

RD bilateralización + liberalización interconexión

con Francia

Inicio del mercado

Caída de

Enron

Subastas OMIP

Fin tarifa Alta Tensión

Régimen especial a mercado

Las fases del desarrollo en España

Fase de inicio

Fase de consolidación

• Operaciones concentradas en el corto plazo (días, semanas, meses)

• Fase de “aprendizaje”

• Inicialmente soportado por traders americanos (Enron, TXU)

• Después del crecimiento el aumento de liquidez aparentemente frena

• Pero es un fenómeno que se da en toda Europa y está relacionado con la regulación y la crisis económica

• En realidad el mercado en España aún no está consolidado y es previsible que siga creciendo

Fase de crecimiento

• Mejor conocimiento del mercado: Plazos mayores (Qs, Cal…)

• Mayor liberalización: Desaparecen las tarifas de AT en 2008 y de BT en

2009

• La regulación genera oportunidades que atraen a más agentes (locales

y europeos):

• El régimen especial puede acudir a mercado, generando una

demanda de coberturas

• Liberalización de la interconexión con Francia mediante subastas

• Las distribuidoras deben acudir a Omip a comprar Energía en

subastas

• Se instalan CCGTs, algunos de IPPs

El desarrollo del Cal+1 en el mercado español

• La liquidez del producto año + 1 es un buen indicador de cómo se genera volumen

en este mercado

0 3 4 29

354

51

289

701

1.086

962

1.143

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800

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1200

1400

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Número de deals de Cal + 1 •El inicio del mercado está marcado por un cierto “miedo” al largo plazo que hace que la mayor parte de las operaciones sean del año en curso.

•A medida que aumenta el número de agentes y la liquidez aumenta el volumen del mercado.

•Sin embargo, efectos regulatorios (bilateralización en 2006 y garantía de suministro en 2010) pueden afectar gravemente a la liquidez

Fuente: elaboración propia. Abril 2012

Volúmenes negociados en el mercado español

Fuente: elaboración propia. Abril 2012

Cotizaciones del Cal+1 en el mercado español


Cotizaciones meses en el mercado español


• Aunque el mercado eléctrico español parece “aislado” del resto de Europa, la liquidez

que presenta está relacionada con la del resto de mercados

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2

EEX_pu

OTC_pu

EEX-OTC_pu

dic-09= 100% (EEX: 67 TWh/mes ; OTC: 17 TWh/mes)

0%

50%

100%

150%

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300%

en

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-10

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EEX_pu

OTC_pu

EEX-OTC_pu

dic-09= 100% (EEX: 67 TWh/mes ; OTC: 17 TWh/mes)

Las relaciones con otros mercados

Fuente: elaboración propia 29

• El volumen negociado en el OTC español guarda una relación muy directa con el alemán, salvo episodios muy concretos. • Aunque ha existido un incremento sostenido entre junio y noviembre de 2011, no se ha detectado ningún cambio asociado a la entrada del RD del carbón nacional.

• El OTC español mantuvo una tasa de crecimiento importante hasta finales de 2009, alcanzando a partir de 2010 un volumen que sigue creciendo pero de forma moderada.

Índice Contenidos

Introduccion 1




Resumen de las lecciones aprendidas

Factores que se deben tener en

cuenta al diseñar un mercado financiero

a plazo

• Util: El mercado debe ser ÚTIL para los agentes que participan

en él (generadores, comercializadores y clientes), y de un

modo práctico.

• Adaptarse a las necesidades de los clientes, no viceversa.

• No manejable por ningún agente.

• Precio de referencia claro.

• “Interconectado” con mercados vecinos.

• Productos estandarizados internacionalmente.

• Negociación estandarizada internacionalmente.

• Seguro y fiable.

• Facilidad de acceso para agentes.

• Facilidad de funcionamiento y negociación.

• Igualdad de acceso y operación para todos los agentes.

• Reglas claras, concisas y concretas.

• Poca intervención regulatoria, pero que exista la

necesaria.

• Listado de productos amplio, ágil y adecuado.


Factores que favorecen el

desarrollo del mercado a plazo

Factores que retrasan el

desarrollo del mercado a plazo

• Demanda eléctrica alta: los mercados más desarrollados son los que tienen una mayor demanda.

• Liberalización del mercado de generación pero también de comercialización, para que haya IPPs y comercializadores que necesiten cubrir su riesgo en el mercado

• Gran capacidad de interconexión liberalizada: incentiva a los agentes a entrar en la interconexión y a cubrirla en el mercado. Proxies.

• Regulación que incentive los mercados a plazo: subastas de adquisición de energía, venta a plazo…

• Volatilidad de los mercados: aumenta el riesgo de los agentes e incentiva a cubrirse a plazo

• Coexistencia de un mercado OTC junto con un mercado organizado.

• Un contrato marco estándar (EFET/ISDA)

• El mix de generación: si el índice de cobertura es bajo, se pueden generar spikes, ante los que se cubren los agentes

• Número de agentes.

• Incertidumbres regulatorias que afecten al precio spot: evitan que los agentes negocien plazos largos

• Crisis económicas que reducen el número de agentes y las líneas de crédito

• Complicaciones operativas (p.ej. necesidad de ser agente de mercado físico, imposibilidad de entrar corto en el spot si no se tienen activos de generación…)

• Productos no estandarizados o no útiles como cobertura/especulación.


MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN !!!!!

José Luis Pastor Head Power & CO2 Trading & Origination

ENDESA, S. A. [email protected]

Experiencia en desarrollo de los mercados europeos

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