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GESTION ECONÓMICA DE LA ENERGÍA

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GESTION ECONÓMICA DE LA ENERGÍA

 

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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

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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).

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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

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El riesgo de precio y la volatilidad

Energía

Precio

€/MWh

P3

P2

P1

Vola

tilid

ad

P3*

P2*

P1*

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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

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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

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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

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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

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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)

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La primera pregunta de la curva forward

¿cómo construir la curva forward?.

La respuesta depende de para lo que se quiera la

curva.

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¿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

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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)

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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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 €

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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

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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

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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

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Perfil horariodemanda VERANO

Fuente: REE

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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

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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

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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

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

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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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