Gestión de la Energía - Universidad de...
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Gestión de la Energía en el mercado eléctrico español Junio 2013 Javier Alonso Perez
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Gestión de la Energía
en el mercado eléctrico español
Junio 2013
Javier Alonso Perez
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Mercado
Minorista
El mercado eléctrico
Mercado de
Combustibles
Mercado
Mayorista
Logística (Transporte y Distribución de
Electricidad)
Logística de
combustibles
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El mercado eléctrico español: El mercado mayorista. Formas de contratación
El mercado a plazo
El mercado spot
El tiempo real
La política y el futuro del mercado: Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
Índice
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El mercado eléctrico español: El mercado mayorista. Formas de contratación
El mercado a plazo
El mercado spot
El tiempo real
La política y el futuro del mercado: Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
Índice
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¿Qué es un mercado?
Mercado: el lugar de encuentro de oferta y demanda de un determinado bien o servicio, o
también el conjunto de transacciones comerciales de compraventa.
Mercados organizados: cuando existe una entidad que gestiona los medios de
contratación, exige garantías y actúa de cámara de compensación (contraparte en las
operaciones). Operaciones estandarizadas y contratos de adhesión.
Mercados no organizados: aquellos en los que las partes liquidan libremente las
transacciones. Operaciones libres y contratos a acordar entre las partes.
Mercados físicos: en los que existe una obligación del vendedor de entregar el producto y
del comprador de aceptarlo, por sí mismos o mediante terceros.
Mercados financieros: en los que sólo existe la obligación de liquidar el precio. O bien,
mercados en los que se negocian derivados financieros.
Mercado spot: en el que se negocia el producto para entrega inmediata
Mercado a plazo: en el que se negocian productos para entrega en el futuro
|
Mercados a plazo Mercados spot
La energía eléctrica no se almacena, por lo
que cuando se compra para consumo futuro,
se pactan la entrega y el pago en un
momento futuro.
Mercados
organizados
Mercados no
organizados
OMIP
Subastas CESUR
Mercado OTC,
contrataciones a
plazo bilaterales,
con o sin la
intermediación de
un broker.
La energía que se vende o compra se
entrega inmediatamente, programando
una central que la vierta en la red de
transporte.
Son los contratos bilaterales,
los mercados de OMEL:
Mercado diario
Mercados intradiarios
…y los mercados de operación (REE):
Restricciones (incluidas RGS y RA)
Regulación secundaria
Gestión de desvíos
Reserva terciaria
Tipos de mercados eléctricos
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Adicionalmente a las cantidades contratadas, comprador y vendedor deben
liquidar las diferencias con el consumo/producción reales.
Los desvíos de medida
Pérdidas de
transporte
Pérdidas de
transporte
Medidas de
contador
Ventas
Aseguramiento
de precio
Medidas de
contador
Compras
Aseguramiento
de precio
Mercado spot
Mercado a plazo
P P
E E Liquidación desvíos
de medida
Operador del Sistema
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¿Qué son los mercados financieros?
Son los mercados a plazo que negocian productos financieros. Lo que es financiero es el producto.
Un producto financiero (swap, p.e) es un contrato de venta sin obligación de entrega del subyacente;
sólo se pacta el volumen y el precio.
▪ El cliente obtiene la energía en el spot al precio spot y el producto financiero (swap) le da o reclama la diferencia
con el precio pactado, de forma que el gasto total del cliente (y el ingreso del vendedor) es el precio pactado.
La mayoría de la negociación a plazo en España es financiera, dada la existencia de un mercado
spot líquido, por su mayor flexibilidad.
Los productos financieros más habituales son los swaps y, después, las opciones, que pueden ser
de compra (call) o de venta (put) e incorporan una prima. Una opción, si se ejerce, se transforma en
un swap.
Liquidación de un swap
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Eu
r/M
Wh
El vendedor paga al comprador
la diferencia de precio
El comprador paga al vendedor
la diferencia de precio
Precio spot
Strike
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Nociones básicas: Vocabulario
Bid/ask
Contango / Backwardation
Tuyo / Mío
Bullish / Bearish
Choice Market
Levantar / Atizar
Paid / Given
Spread
Tick
Orden
Lote (Clip)
Flaking
|
Mercados a plazo
|
Contratación a plazo
OMIP
CESUR
OTC
El mercado de futuros ibérico, con sede en Lisboa. Mercado continuo de
carácter financiero en el que se negocia energía a plazo. Se trata de un
mercado de negociación anónima, contraparte central y cámara de
compensación.
Subastas trimestrales en las que los CUR adquieren gran parte de la energía
que necesitan para los próximos tres meses. Las organiza OMEL y su precio es
la base para el cálculo de la TUR.
Ya sea por contratación directa o, más frecuentemente, con la mediación de un
bróker, el mercado de swaps movió en España 295 TWh en 2011.
Otras Hay otras formas residuales de contratar a plazo, siendo las más relevantes las
subastas de capacidad de interconexión con Francia y Portugal.
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OMIP
OMIP es el mercado de futuros ibérico, con sede en Lisboa. Se constituyó a
raíz del Convenio Internacional del Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica
("Acuerdo MIBEL") de 1 de Octubre de 2004, posteriormente modificado en
2008. Comienza sus operaciones en julio de 2006.
• Se trata de un mercado de
futuros con negociación
anónima, contraparte central
y cámara de compensación
(OMIClear). La negociación es
continua si bien se celebran
subastas los lunes y miércoles.
• Los productos negociados son
bases sobre el mercado
español (SPEL Base), con un
nominal de 1 MW, tick de 0,01
euros/MWh y vencimientos
semanales, mensuales,
trimestrales y anuales.
• El 21 de enero de 2010 se
tradeó por primera vez el
producto punta española
(SPEL Peak), que aún hoy no
es muy líquido.
|
OMIP
La liquidez en OMIP negociación continua no despegó hasta 2009 y sigue siendo muy inferior a la del OTC.
Hasta finales de 2009, la mayor parte de la negociación procedía de las subastas reguladas de Distribución, que
en 2009-10 desaparecen por la entrada de la TUR.
A raíz de la crisis crediticia de 2008, muchos trades del OTC se empezaron a liquidaran en la cámara de
compensación de OMIP, que empieza a ser negocio de por sí. La apertura de MEFF como cámara de
compensación en 2011 introduce competencia en este segmento.
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Subastas CESUR
PERIODO TUR
(RD 485/2009 de 3 de abril)
La subasta CESUR es la base para la fijación de la TUR, conforme a la formulación de la Orden ITC 1659/2009 de 22 de junio.
Comenzaron siendo semestrales y, a partir del Q3’10, trimestrales
Los CUR piden una cantidad de energía y, cuando se les asigna menos (lo que ocurre siempre), se les da cobertura con cargo al régimen especial que, en teoría, está limitada a la producción de éste.
Subasta Fecha Producto Cantidad Precio
Novena 25/06/2009 Q3'09 Base 4800 MW 42,00 Eur/MWh
Q3'09 Punta 670 MW 47,60 Eur/MWh
Q4'09 Base 5000 MW 45,67 Eur/MWh
Q4'09 Punta 670 MW 51,31 Eur/MWh
Decima 14/12/2009 Q1'10 Base 4800 MW 39,40 Eur/MWh
Q1'10 Punta 540 MW 43,70 Eur/MWh
Q2'10 Base 4800 MW 40,50 Eur/MWh
Q2'10 Punta 600 MW 44,50 Eur/MWh
Undécima 23/06/2010 Q3'10 Base 4000 MW 44,50 Eur/MWh
Q3'10 Punta 536 MW 50,48 Eur/MWh
Duodécima 21/09/2010 Q4'10 Base 4000 MW 46,94 Eur/MWh
Q4'10 Punta 392 MW 53,00 Eur/MWh
Decimotercera 14/12/2010 Q1'11 Base 4000 MW 49,07 Eur/MWh
Q1'11 Punta 306 MW 53,99 Eur/MWh
Decimocuarta 22/03/2011 Q2'11 Base 4000 MW 51,79 Eur/MWh
Q2'11 Punta 406 MW 55,13 Eur/MWh
Decimoquinta 28/06/2011 Q3'11 Base 3600 MW 53,20 Eur/MWh
Q3'11 Punta 688 MW 56,63 Eur/MWh
Decimosexta 27/09/2011 Q4’11 Base 3800 MW 57,99 Eur/MWh
Q4’11 Punta 458 MW 63,00 Eur/MWh
Decimoséptima 20/12/2011 Q1’12 Base 4000 MW 52,99 Eur/MWh
Q1’12 Punta 363 MW 57,95 Eur/MWh
Decimoctava 21/03/2012 Q2’12 Base 3000 MW 51,00 Eur/MWh
Q2’12 Punta 451 MW 56,27 Eur/MWh
Decimonovena 29/06/2012 Q3’12 Base 3000 MW 56,25 Eur/MWh
Q3’12 Punta 575 MW 61,50 Eur/MWh
Vigésima 25/09/2012 Q4’12 Base 3000 MW 49,25 Eur/MWh
Q4’12 Punta 334 MW 54,25 Eur/MWh
Vigesimoprimera 21/12/2012 Q1’13 Base 3000 MW 54,18 Eur/MWh
Q1’13 Punta 345 MW 51,15 Eur/MWh
Vigesimosegunda 20/03/2013 Q2’13 Base 2500 MW 45,41 Eur/MWh
Q2’13 Punta 380 MW 51,95 Eur/MWh
Coste estimado del precio del MD
(ponderando las distintas subastas y pasando a periodos TUR)
Sobreprecio por restricciones, secundaria…
Pagos por capacidad
Coeficiente de pérdidas
CEj,p = [CEMDj,p
FSCp + CAPj,p]
(1 + PERDj,p)
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OTC
La negociación OTC se
realiza habitualmente
mediante broker, lo que
preserva el anonimato
hasta después de
cerrada la transacción.
Telefónicamente o por
pantalla
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OTC. Volúmenes
El mercado experimentó un fortísimo crecimiento en 2009-10, consolidándose como
referencia de precio en 2011, primer año en que el volumen de negociación supera la
demanda física.
En 2008 se negociaron OTC 83 TWh, pasando en 2009 a 153,8 TWh, a 279 TWh en
2010, a 295 TWh en 2011 y bajando a 273 TWh en 2012, lo que parece un volumen
estable.
El paso a tarifa de la renovable afectará al volumen de negociación.
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2007 2007 2008 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013
Volumen comparado OTC-Demanda
OTC (MWh)
Demanda media anual
OTC(Deals)
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1999
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2007
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2008
2008
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2009
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2010
2010
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2011
2011
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2012
2012
2013
Volumen (MWh)
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Los precios a plazo
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El mercado spot
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Los mercados del día D-1
Mercado diario + Bilaterales
Restricciones técnicas
Garantía de Suministro (Carbón Nacional)
Reserva Adicional
Reserva secundaria
OM
IE
RE
E
Los agentes negocian libremente. El
programa refleja la demanda del día
siguiente y la cobertura óptima. Es
marginalista.
REE despacha el carbón nacional que
no esté en mercado a precio regulado.
Retira otras centrales, por orden de
CO2
REE despacha las centrales que
necesita por tensiones zonales y
convoca una subasta para retirar otras
centrales. Es un mercado Pay-as-bid
REE solicita el acoplamiento de grupos
térmicos parados que puedan proveer
reserva de tiempo real. Se subasta la
obligación, se programa en intradiarios
Algunos grupos se someten al Control
Automático, percibiendo por ello un
precio.
Intradiarios 1 y 2
OM
IE
Los agentes reajustan sus programas
libremente. Es marginalista
| 20
El mercado diario. Subastas.
Es una subasta de compra y venta
▪ Se subastan las 24 horas del día siguiente (24 productos, cada uno un precio).
▪ Compradores y vendedores envían sus ofertas antes de las 10:00. Se ordenan por
precio y se aceptan las más competitivas. Todas se liquidan al precio de cierre.
20
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
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160,00
180,00
200,00
0 500 1000 1500 2000 2500 3000€
/MW
h
MWh
Ventas Compras
Venta Compra
1200 MWh @ 0 €/MWh 2100 MWh @ 180 €/MWh
500 MWh @ 10 €/MWh 150 MWh @ 60 €/MWh
650 MWh @ 42 €/MWh 60 MWh @ 44 €/MWh
100 MWh @ 43 €/MWh 80 MWh @ 30 €/MWh
250 MWh @ 44 €/MWh 100 MWh @ 25 €/MWh
60 MWh @ 45 €/MWh 25 MWh @ 10 €/MWh
120 MWh @ 58 €/MWh
40 MWh @ 70 €/MWh
El mercado cierra a 42 €/MWh
Todas las compras a precio superior y ventas a precio inferior casan.
Las ventas (o compras) al precio de cierre se prorratean (en el ejemplo, se casan sólo 610 de los 65 MWh ofertados a 42 €/MWh)
Gráficamente, el precio de cierre es el punto de corte
(existe cierta discrecionalidad en la definición)
| 21
El market-splitting con Portugal
Ambos países envían ofertas a OMIE y la casación es conjunta:
▪ Si la interconexión no se satura, se forma un único precio ibérico
▪ Si se satura, el mercado se divide (“splitting”) y se forman dos precios
El market-splitting se denomina market-coupling cuando en cada país opera un mercado diferente.
21
P P
Q Q
|
Los mercados del día D-1
Generadores Distribuidores y
Comercializadores REE
Contratos
bilaterales Venden directamente a
comercializadores
Compran directamente a
generadores
Mercado diario Ofertan al pool Compran al pool
Restricciones
técnicas
(incluida la
GdS)
Los generadores
“necesarios” venden su
producción a REE
Otros generadores compran
energía (reducen su
programa)
La diferencia (negativa) entre
lo que cobran los generadores
que suben por restricciones
menos lo que pagan los que
bajan, más el coste de las
reservas adicional y
secundaria, forma una bolsa
que la paga la demanda (*) en
proporción a su consumo.
Reserva
Adicional
Térmicas paradas adquieren
el compromiso de acoplar en
intradiario para asegurar que
haya reserva en tiempo real
Reserva
secundaria
Generadores acoplados
cobran por reservar un rango
de potencia que se somete
en tiempo real al control
automático de REE (AGC) (*) En el caso de la reserva adicional, un 2% del coste lo
paga la generación en proporción a su desvío
|
El programa de producción de los grupos
Como resultado de estas transacciones, los generadores adquieren un compromiso de
producción (programa) para las 24 horas del día siguiente, que es el neto de sus ventas
menos sus compras.
Rango de potencia reservado para
control automático (en el mercado de
reserva secundaria)
El programa del grupo se
construye como la suma de
sus ventas.
En tiempo real, el grupo produce en el
rango de reserva o, si no tiene reserva
asignada, según su programa.
|
El tiempo real
| 25
La gestión intradiaria
En el primer intradiario se corrigen las imperfecciones que hayan podido quedar en el
programa de los grupos, se terminan de programar las interconexiones, etc.
A partir de ahí, la gestión consiste principalmente en:
▪ Atender las incidencias y reprogramarlas si es preciso (intradiario, redespachos, etc)
▪ Capturar las oportunidades por desvíos en demanda o eólica, que afloran en:
– Intradiarios
– Desvíos
– Terciaria
Adicionalmente, están la gestión de descargos y la reposición
| 26
Día D-1 Día D
10:00 Cierre de la sesión del mercado diario
11:00 Publicación del programa provisional
14:00 Solución de restricciones (programa definitivo)
15:30 Cierre de la sesión de secundaria
16:00 Publicación de las bandas asignadas en secundaria
17:45 Cierre Intradiario 1 (Desde hora 21 D-1)
21:45 Cierre Intradiario 2 (Desde hora 1)
1:45 Cierre Intradiario 3 (Desde hora 5)
4:45 Cierre Intradiario 4 (Desde hora 8)
8:45 Cierre Intradiario 5 (Desde hora 12)
12:45 Cierre Intradiario 6 (Desde hora 16)
Horario de los mercados intradiarios
REE y OMIE acordaron aumentar a 8 el número de intradiarios pero la idea se suspendió por la
oposición de Portugal.
OMIE se opone a la adopción del modelo de intradiario continuo mayoritario en Europa y la
CNE se ha pronunciado recientemente a favor de un modelo híbrido.
|
Los mercados del día D
Generadores Comerciali-
zadores REE
Mercados
intradiarios (x6) Ofertan al pool Compran al pool
Tras cada intradiario, queda fijado el programa para las próximas 4 horas (no se realizan más compras ni ventas entre las partes). Pero puede ocurrir que la demanda o la oferta real no coincidan con la contratada (viento, temperatura, disparos de grupos). REE monitoriza el equilibrio oferta-demanda y ajusta la producción mediante tres “subastas” entre generadores, sin participación de la demanda.
Gestión de
desvíos
Subasta para las próximas 3-4
horas. Sólo ante desvíos
importantes
Generación que se puede movilizar
en 15 min. Los generadores
ofertan, se forma un orden de
mérito y REE llama por teléfono a
los que hagan falta por ese orden
Lo que cobran los
generadores que suben (o lo
que pagan los que bajan) en
tiempo real se imputa a los
generadores y clientes en
proporción a su desvío,
medido como la diferencia
entre su contador y su
programa. P.Ej, un cliente que
compra 100 y consume 110
pagó 100 al mercado y 10
más a REE a un precio igual
a lo que cobró el generador
que subió carga en estos tres
mercados.
Control
automático (uso
de la reserva
secundaria)
El sistema de control de REE y las
empresas varían la carga de los
generadores en regulación para el
ajuste fino de la demanda. El
tiempo de respuesta son 100 s.
Reserva terciaria
| 28
La programación de la producción
La programación de la producción responde a la pregunta ¿me interesa más producir la energía o
adquirirla en el mercado? Parte de los costes propios de producción, la previsión de precios del mercado
spot y los servicios complementarios y genera el plan de producción que maximice el margen de
contribución.
Es un proceso iterativo con distintos alcances temporales
Cálculo de los costes
de producción
Previsión de precios
de la electricidad
Programacion de los
grupos
Mercados de
commodities Ventas a cliente final
Mercados a
plazo de
electricidad
|
El mercado eléctrico español: El mercado mayorista. Formas de contratación
El mercado a plazo
El mercado spot
El tiempo real
La política y el futuro del mercado: Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
Índice
| 30
Lo más relevante
▪ Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico
▪ El RD del Carbón Nacional
▪ El RD de Renovables
| 31
Las tasas
▪ Impuesto sobre la producción eléctrica. “La base imponible del impuesto estará constituida por el
importe total que corresponda percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema
eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, por cada instalación, en el período
impositivo” . El impuesto se fija en el 7%.
▪ Canon por utilización de aguas continentales en la producción de energía eléctrica. “Estarán
exentos del pago de este canon los aprovechamientos hidroeléctricos explotados directamente por la
Administración competente para la gestión del dominio público hidráulico” . El tipo de gravamen se fija
en el 22%. El canon se reducirá en un 90 por ciento para las instalaciones hidroeléctricas de potencia
igual o inferior a 50 MW, y para las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología
hidráulica de bombeo y potencia superior a 50 MW, y en la forma que reglamentariamente se determine
para aquellas producciones o instalaciones que se deban incentivar por motivos de política energética
general.
▪ Impuesto para el carbón y gas natural. Se fija una imposición en ambos casos como modificación de
la ley 38/1992 de 0,65 €/Gigajulio (0,27 c€/Th PCS).
– Litoral 6,50 €/MWh
– Puentes 6,60 €/MWh
– Ciclos 4,88 €/MWh
– Compostilla 7,00 €/MWh
– Teruel 7,10 €/MWh
| 32
Las tasas
Impuesto nuclear
▪ Impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radioactivos
resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica
▫ En la producción de combustible gastado resultante de la generación de energía nucleoeléctrica, a la
que se refiere el apartado 1.a) del artículo 17, el tipo será de 2.190 euros por kilogramo de metal
pesado.
▫ En la producción de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 1.b). del artículo 17:
Para residuos radiactivos de baja y media actividad, el tipo será de 6.000 euros por metro
cúbico.
Para residuos radiactivos de muy baja actividad, el tipo será de 1.000 euros por metro cúbico.
▪ Impuesto sobre el almacenamiento de combustible nuclear gastado y residuos radioactivos
en instalaciones centralizadas
▫ En el almacenamiento de combustible gastado a que se refiere el apartado 1.a) del artículo 22, el
tipo será de 70 euros por kilogramo de metal pesado.
▫ En el almacenamiento de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 1.b) del artículo 22, el tipo
será de 30.000 euros por metro cúbico de residuo radiactivo.
▫ En el almacenamiento de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 1.c) del artículo 22:
Para residuos radiactivos de baja y media actividad, el tipo será de 10.000 euros por metro
cúbico.
Para residuos radiactivos de muy baja actividad, el tipo será de 2.000 euros por metro cúbico
| 33
Lo más relevante
▪ Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico
▪ El RD del Carbón Nacional
▪ El RD de Renovables
| 34
Las ayudas al carbón
La Resolución para 2013 se aprobó el 19 de febrero pero, con la llegada de las lluvias, la
producción ha sido ínfima. Una nueva Resolución obligó a las empresas a comprar el carbón
por doceavas partes a partir de marzo.
La Resolución establece unos costes que, por la parte variable, no incorporan ni el céntimo
verde ni el 7%
Soto de Ribera 3 41,72 46,64 88,36
Narcea 3 38,73 49,09 87,82
Anllares 11,63 50,89 62,52
La Robla 2 24,47 47,56 72,03
Compostilla 17,80 49,56 67,36
Teruel 12,29 44,31 56,60
Guardo 2 21,63 53,06 74,69
Puentenuevo 3 65,78 58,89 124,67
Elcogás 56,83 53,03 109,86
C o stes
Variables
C o stes
T o tales
Centrales
R esumen de C o stes (€/ M Wh)
C o stes
F ijo s
GWh GeneradosGWh
Generados
GWh
GeneradosGWh Generados
GWh
Generados
Soto de Ribera 3 288,38 234,98 309,74 234,98 1.068,09
Narcea 3 265,07 215,98 284,70 215,98 981,74
Anllares 447,37 364,52 480,50 364,52 1.656,91
La Robla 2 402,63 328,07 432,45 328,07 1.491,22
Compostilla 1.164,31 948,70 1.250,56 948,70 4.312,27
Teruel 1.383,57 1.127,35 1.486,05 1.127,35 5.124,32
Guardo 2 427,08 347,99 458,72 347,99 1.581,78
Puentenuevo 3 235,57 191,95 253,02 191,95 872,50
Elcogás 307,74 250,75 330,53 250,75 1.139,77
TOTAL 4.921,72 4.010,29 5.286,29 4.010,29 18.228,59
IV Trimestre TotalCentral I Trimestre II Trimestre III Trimestre
| 35
Lo más relevante
▪ Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico
▪ El RD del Carbón Nacional
▪ El RD de Renovables
| 36
El RD de Renovables
Lo que establece el decreto:
▪ Toda la renovable pasa a tarifa. La que quede en mercado cobrará prima cero.
▪ Efecto retroactivo a 1 de enero
Impacto en el mercado:
▪ La renovable cobra lo mismo independientemente de en qué mercado venda su energía.
Los desvíos se pagan en proporción al valor absoluto del desvío (excepto algunas
instalaciones muy pequeñas, que continúan exentas).
|
La política y el futuro del mercado: Novedades regulatorias 2013
El proceso de integración europea
Índice
| 38
El tercer paquete legislativo
Directivas y reglamentos de gas y electricidad + Green package (20-20-20)
Directiva electricidad: aprobada el 13 de julio de 2009
▪ Unbundling TSOs y DSOs
▪ Protección del consumidor
▪ Integración de las renovables
▪ Creación de ACER (y ENTSOE)
▪ Transparencia de información
ACER se crea en 2011. constituye un grupo consultivo AESAG, con la participación de las asociaciones
(Eurelectric, EFET, EuroPex, IFIEC, etc)
A partir del Foro de Florencia de 2008, la Comisión decide crear el PCG (Project Coordination Group,
enero 2009) para la integración de mercados, donde participen los stakeholders a través de sus
asociaciones. Varias líneas de trabajo:
▪ Mercado diario y gestión de interconexiones
▪ Mercado de balancing
▪ Desarrollo de red
▪ Armonización regulatoria
▪ etc.
El PCG coexiste con las iniciativas regionales de ERGEG, que intentan implementar estas soluciones
(CWE, SWE, CSE, etc)
La integración de mercados
| 39
Network codes de “mercado”
Forward capacity allocation
– FG en CACM aprobadas (29/7/11). En fase de redacción a lo largo de 2013.
– Subastas a plazo de la capacidad de interconexión, tratamiento de las merchant lines, etc.
Capacity allocation and congestion management (CACM)
– FG en CACM aprobadas (29/7/11). Redactado por ENTSOE, aprobado por ACER con comentarios
(19/12/2012), a punto de ser enviado a la Comisión Europea para comitología.
– Contiene el proceso de cálculo de capacidades de intercambio, integración de mercado diario e
intradiarios.
▫ Para el mercado diario establece un sistema de market coupling, con una subasta diaria. Las capacidades se
establecerán ATC hasta que se pueda implementar FB
▫ Para el intradiario establece un sistema de negociación continua con asignación implícita de capacidad
Balancing
– FG aprobadas (18/09/12) y en fase de redacción ENTSOE (desde el 21/12/12). Se espera que se
envíe a ACER en junio.
– Gestión de reservas de operación entre el fin del intradiario (H-2 ó H-1) y el tiempo real (H).
Establece un sistema TSO-TSO de intercambio de energía por las fronteras.
| 40
Network codes de “operación”
Están basados en las FG de System Operation, aprobadas el 2/12/11
Load-frequency Control and Reserves
– Borrador (17/11/12), workshop en marzo y luego envio a ACER
– Calidad de la frecuencia, definición de reservas (FCR. FRR y RR), bloques de control, requisitos
mínimos, netting de tiempo real e intercambios transfronterizos. A diferencia del NC Balancing, es
muy técnico.
Operational Security
– Borrador terminado (20/12/12), se enviará a ACER a finales de febrero
– Estados del sistema, análisis de contingencia, intercambios de información y formación de
operadores
Operational Planning and Scheduling
– Borrador terminado (30/1/13), workshop el 14/2/13 y luego envío a ACER.
– Modelos de red, coordinación de mantenimientos, SSCC (poco), adequacy y scheduling (que en
muchos sitios no se hace)
Otros NC:
– Demand connection y Requirement for generators – Terminados
– Governance, Emergencies... ¿más por venir?
|
La integración en Europa
Nordpool:
•Mercado diario market-
splitting
•Intradiario continuo con
asignación implícita
•Interconexión CWE con ITVC
Mibel:
•Mercado diario market-splitting
•Intradiario subastas
GME:
•Mercado diario market-splitting (5 zonas)
•Intradiario subastas
CWE:
•Mercado diario market-
coupling (price coupling)
•Intradiario continuo con
asignación implícita (objetivo:
mitad de 2011)
NWE:
•13 TSOs: Nordic, CWE and
GB
•Day-ahead: market coupling
(price coupling) con un único
algoritmo
•Intradiario continuo con
asignación implícita
| 42
El market coupling.
▪ Arranca el 4/11/2013 incluyendo Iberia (se supone,
porque no hay un compromiso de NWE)
▪ Algoritmo PCR, desarrollado por 6 PXs incluido OMEL:
– Respeta las “particularidades nacionales”: No todos los agentes tendrán las mismas herramientas a su disposición.
OMEL pretende conservar la oferta por unidades físicas, la CIM y la condición de rampa. El mayor reto era el PUN
italiano, pero parece resuelto
– El algoritmo PMB versión 4 para finales de Mayo. Sin Rampas ni PUN.
– Sólo es común el algoritmo: las validaciones y resultados (pre- y post.coupling) son nacionales. Permite no armonizar
totalmente los procedimientos (lo que tiene ventajas e inconvenientes)
– Actualmente trabajando en los procedimientos de contingencia (posible “decoupling”) y en la depuración del algoritmo
Revisión de zonas de precio en fase de proyecto piloto
2012 2013
17
/12
-21
/12
24
/12
-28
/12
31
/12
-4/1
7/1
-11
/1
14
/1-1
8/1
21
/1-2
5/1
28
/1 -
1/2
4/2
-8/2
11
/2-1
5/2
18
/2-2
2/2
25
/2-1
/3
4/3
-8/3
11
/3-1
5/3
18
/3-2
2/3
25
/3-2
9/3
1/4
-5/4
8/4
-12
/4
15
/4-1
9/4
22
/4-2
6/4
29
/4-3
/5
6/5
-10
/5
13
/5-1
7/5
20
/5-2
4/5
27
/5-3
1/5
3/6
-7/6
10
/6-1
4/6
17
/6-2
1/6
24
/6-2
8/6
1/7
-5/7
8/7
-12
/7
15
/7-1
9/7
22
/7-2
6/7
29
/7-0
2/8
05
/8-9
/8
12
/8-1
6/8
19
/8-2
4/8
26
/8-3
0/8
02
/9-0
6/9
09
/9-1
3/9
16
/9-2
0/9
23
/9-2
7/9
30
/9-0
4/1
0
07
/10
-11
/10
14
/10
-18
/10
21
/10
-25
/10
28
/10
-01
/11
04
/11
-8/1
1
NWE REGULATORY DELIVERABLES
REGULATORY APPROVAL PROCESS
NWE CONTRACTUAL DELIVERABLES
LOCAL CONTRACTUAL DELIVERABLES
DEPENDENT DEVELOPMENT PROJECTS
Delivery of systems for local testing
Local testing
PCR
PMB Release 2 - Algo Release 3
PMB Release 3 - Algo Release 3
NWE TESTING
ENTRANCE TESTING
NWE INTEGRATION TESTING
NWE SIMULATION TESTING
CONTINGENCY
MEMBER TEST
GO LIVE PREPARATION
Incertidumbre
sobre la
inclusión de
Iberia
| 43
El “modelo de OMIE” para el diario
El PCR no es una unificación de mercados. Es más, consolida las diferencias nacionales.
OMIE defiende para España un modelo de Market Coupling en el mercado diario conservando el formato
de oferta actual:
– Ofertas por unidades físicas
– CIM y rampas (estas últimas no en el PMB)
En opinión de la mayor parte del sector:
▪ La prioridad es el acoplamiento cuanto antes. El debate sobre condiciones complejas, fall-back, etc,
no justifican retrasar nuestra incorporación más allá de noviembre.
– Todas las condiciones complejas que se utilizan en Europa son prácticamente iguales
– Los procedimientos de fall-back tienen poco impacto en un país débilmente interconectado.
▪ Preferimos la oferta por cartera y posterior nominación de unidades a REE:
– Reglas iguales a las de nuestros competidores europeos
– Reducción de costes de suministro
– Menores errores operativos. Mayor flexibilidad.
– Incrementará la producción con Carbón Nacional (según se adapte la normativa específica)
– Reglas más sencillas: no existen problemas como, por ejemplo, la casación por debajo de mínimo
técnico, se facilita la integración de la negociación de OMIP, sin unidades genéricas con
tratamientos ad hoc, etc.
|
Los mecanismos de asignación de capacidad ID XB
Fuente: Slide presentada por AHAG ID WG en el Foro de Florencia Junio 2010
| 45
La asignación de capacidad implícita intradiaria
En el ejemplo, se puede exportar a Portugal e importar
de Francia y Alemania.
Las compras de Portugal y las ventas de Francia y
Alemania aparecen en pantalla.
Si casa alguna de estas ofertas, las capacidades se
recalculan.
Compras Ventas
H7 10 42,15 42,30 10
20 42,05 42,45 10
10 41,80 42,50 25
H8 25 44,35 44,50 25
10 44,10 44,90 20
30 44,00 45,25 30
H9 20 46,15 46,30 15
40 46,00 46,90 20
Portugal Alemania
Francia
| 46
El modelo para el mercado intradiario
Intradiario continuo con oferta de cartera y asignación implícita de capacidad
Plataforma de asignación común
Problemas de selección del proveedor
– EPEX y Nordpool compiten
– Proceso de oferta pública:
▫ Ofertas recibidas 18/1/13
▫ Acuerdo de PXs 31/3/13
▫ Si no hay acuerdo, opinión ACER 15/5/13
▫ PXs se han comprometido a aceptar la opinión de ACER
Se debe permitir la inclusión de deals OTC
La posibilidad de subastas está muy restringida en el NC:
(a) Regional auctions shall not have an adverse impact on the liquidity of the pan-European Intraday solution;
(b) All Cross Zonal Capacity shall be allocated through the Capacity Management Module;
(c) The regional auction shall not introduce any discrimination between Market Participants from adjacent regions;
(d) The timescales for regional auctions shall be consistent with the pan-European Intraday solution to enable the Market Participants to trade as close as possible
to real-time; and
(e) National Regulatory Authorities shall have consulted the Stakeholder Committee.
Capacity information
module
Capacity calculation
module - CMM
(ATC, FB, etc)
Shared Order Book
PX1 PX2 PX3 PX4
TSO1 TSO2 TSO3
OTC trades?
EN
TS
O
| 47
El “modelo de OMIE” para intradiario
OMIE propone una “integración limitada”, donde no se cambian la formas actuales de
negociación:
Propuesta OMIE Funcionamiento NWE
Mercado
diario
Diseño de mercado Subasta diaria por unidades físicas Subasta diaria con ofertas de cartera
Gestión de la frontera Market coupling Market Coupling
Mercado
intradiario
Diseño de mercado
Negociación continua por cartera y
subastas por unidades físicas. Las
subastas serían obligatorias para la
generación.
Hasta 4 horas antes de tiempo real
Sólo negociación continua
Hasta 1 ó 2 horas antes de tiempo
real
Gestión de la frontera
Market splitting: importar o exportar
tiene un coste. ¿Se mantendrá la
prohibición de importar a los agentes
dominantes?
Uso gratuito de la capacidad de
interconexión que quede libre tras el
diario.
| 48
El posicionamiento de Endesa
Intradiario continuo complementado, eventualmente, con subastas en OMEL:
• Supone implementar estrictamente lo que se define en la normativa Europea
• Se negocia en un mercado continuo, por unidades físicas, con cualquier contraparte nacional o, en
la medida en que haya quedado capacidad de interconexión ociosa, también extranjeras.
▫ La capacidad de paso se asigna en el momento de cerrar la impor/expor y es gratuita.
▫ Las transacciones cerradas en el mercado continuo son firmes y se nominan directamente a REE. Deben
respetar las limitaciones por seguridad que imponga REE.
▫ El intradiario continuo negocia todos los periodos futuros excepto la hora en curso y siguiente.
• OMEL puede seguir organizando intradiarios por subasta en España, pero no gestionarían la
interconexión, no interrumpirían la negociación continua y no serían obligatorios
Ventajas
– Uso gratuito de la frontera en ámbito intradiario. Máxima utilización, más eficiente.
– Permite vender reserva en Francia. La reserva en Francia es más cara que en España. La
posibilidad de negociar hasta H-1 permitirá a los generadores españoles aprovechar gran parte de
esos precios.
– Reduce el coste de desvíos, pues las indisponibilidades fortuitas pueden ser negociadas
inmediatamente, sin necesidad de esperar a la siguiente subasta intradiaria
| 49
Lo que seguro que tendremos
Sólo el hecho de acoplarnos con Europa conllevará otros efectos siguientes:
▪ Eliminación de la prohibición para importar en el diario. De hecho, desaparece el concepto
de importador y exportador en ámbito diario, manteniéndose (¿?) en intradiario .
▪ Apenas variará la renta de interconexión capturada por REE. El valor total de la
interconexión en 2012 fue de 80,3 M€. Se cruzan dos efectos:
– Las subastas anual y mensual se sobrepagan, sobre todo en sentido importador,
porque con esa capacidad los agentes arbitran diario-intradiario. En 2012 se pagaron
48,6 M€ por 306 MW de capacidad en cada sentido, cuando la renta real fue de sólo
30,8 M€.
– Las subastas diarias (que subastan en promedio 470 MW) pagan del orden del 60% del
precio real, porque los agentes no son capaces de capturar el spread total de la
interconexión.
▪ Reducción de las necesidades de reserva. Actualmente existen las “importaciones sin
derechos” (que tenemos prohibidas) que, entre otros efectos, incrementan en un 7% las
necesidades de reserva. En 2012 supusieron 112 GWh con un coste para el sistema de
4,5 M€
| 50
Balancing
Balancing es el mercado que comienza tras el intradiario y enlaza con la gestión de reservas
de operación. Corresponde a nuestra gestión de desvíos + terciaria.
Características:
▪ Periodo de negociación inferior a la hora. Programación por cuartos de hora naturales.
▪ Definición de dos productos:
– Reserva: disponibilidad de energía. Como nuestra Reserva Adicional, pero antes del
diario, o bien semanal. A debate si periodos mayores. La reserva no debería
condicionar el precio de la energía ni la participación en este mercado.
– Energía de balance: buzón continuo. Modelo final TSO-TSO con CMO. Necesidad de
separar lo que son congestiones de tiempo real
▪ Armonización lejos de conseguirse. Se necesita armonizar:
– El periodo de liquidación
– El producto
– El criterio de asignación
– Los procedimientos de scheduling
| 51
Current balancing initiatives in Europe
51
| 52
Mundos heterogéneos
▪ Alemania, Bélgica, Holanda, Suiza y Austria:
Los agentes operan por cartera y no programan sus centrales. En tiempo real se
rebalancean incluso entre países. Se publica toda la información y se pagan los desvíos
favorables al sistema. Para que la secundaria funcione, aplican netting en tiempo real.
Tienden a no dejar al TSO más que la reserva de tiempo real. No quieren, en el fondo,
un modelo TSO-TSO y por eso aproximan el intradiario al tiempo real.
▪ Francia:
Utiliza un periodo de programación de media hora y liquidaciones de desvíos de 10
minutos para la generación y 1 hora para la demanda. Los agentes tienen obligación de
programar sus centrales. Las restricciones de tiempo real y la reserva de emergencia
tiene una tarifa y son obligatorias. RTE programa directamente las centrales de los
países limítrofes cuando le sale a cuenta, sin notificar al TSO de la zona, lo que
desbalancea la regulación secundaria y hace obligatorio el netting.
▪ España:
Programamos la interconexión con 4-6 horas de anticipación y no permitimos
intercambio de reservas transfronterizo. Bloqueamos Portugal, de hecho. Programamos
la reserva terciaria por cuartos de hora no naturales y liquidamos desvíos horariamente,
conviviendo ambos sistemas gracias a la monitorización de la potencia que hace la
regulación secundaria.
| 53
Los retos
▪ No parece fácil conseguir un consenso en el periodo de liquidación. ENTSOE quiere llevar
este punto al NC LFCR.
▪ Francia no quiere perder el acceso a la reserva de los países limítrofes e impulsa el
concepto de región, pues prefiere tratar directamente con los generadores
▪ Los alemanes lo tienen todo montado hacia el trading y ya negocian cuartos de hora en un
intradiario que muere en H-1. Incluso quieren que llegue hasta H-15’
▪ Los nórdicos tienen un intradiario continuo que funciona bien y un esquema de
programación posterior en el que mantienen intercambios transfronterizos (a costa de no
regular más que frecuencia) y no desean cambiar al más complicado esquema
centroeuropeo.
▪ La reserva de capacidad en interconexiones ha justificado algunos cables en Nordpool.
Problemas de competencia en zonas pequeñas en balancing justificarían la reserva.
▪ La liquidación de desvíos no es homogénea (sólo en España utilizamos tres
procedimientos distintos). La posición de Eurelectric es el precio único, que utilizan en
varios países (en Nordpool sólo para la demanda).
| 54
El flow-based
Es una mejora del cálculo de capacidades de interconexión para el market coupling, que las
hace dinámicas en función de un modelo de red. Se integra en el algoritmo de casación.
Es importante en centroeuropa, pues incrementará mucho las capacidades.
54
Intuitive patch
not triggered
(i.e. FB = FBI)
| 55
El flow-based (2)
Algunas peculiaridades:
– Necesita un modelo exhaustivo de la red. Sólo el 2% de las saturaciones se producen
en las líneas de interconexión.
– Necesita incluir el orden de mérito de los generadores, es decir, anticipar las ofertas a
D-2. Rotunda oposición de los generadores. Buscando un consenso (que es posible).
– Las soluciones óptimas (welfare) no son siempre intuitivas. Esto se puede imponer
(FBI).
Actualmente en pruebas
– Metodología estabilizada
– En paralelo desde febrero 2013, resultados que se harán públicos en breve
– Difícil industrialización
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GRACIAS POR SU ATENCIÓN
