Procesos de liberalización y mercados a plazo de electricidad. Jorge Fernández Gómez InterMoney Energía

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1 Procesos de liberalización y mercados a plazo de electricidad Jorge Fernández Gómez InterMoney Energía A Coruña, 9 de marzo de 2006

2 Contenido La liberalización del mercado eléctrico Mecanismos de contratación de energía El mercado OTC en España Fundamentos de los mercados organizados El contexto del MIBEL La propuesta de mercado a plazo del MIBEL Algunas conclusiones

3 La electricidad es un bien peculiar Leyes de Kirchoff No es almacenable S=D en todo momento Fluye por donde puede Gran diversidad de tecnologías de producción Input en la producción de todos los bienes Genera contaminación Demanda rígida en los momentos de punta Generación separada de la demanda Costes de K muy elevados

4 El lado físico...

5 ...y el lado económico Generadores R.O. Generadores R.E. Agentes externos Mercado spot (OMEL) Generadores R.E. con precios regulados Comercializadores Distribuidores Consumidores en el mercado Consumidores a tarifa

6 Secuencia de mercados DÍA D-1 DÍA D Compañía Operadora del Mercado de Electricidad (OMEL) MERC. DIARIO MID 1 MID 2 MID 3 MID 4 MID 5 4-5% del total de energía RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA (REE) Gestión de restricciones Información para el DÍA D MID 6 Servicios Complementarios Reserva secundaria Control tensión Gestíón en tiempo real Mercado de desvíos Uso de terciaria Gestión de desvíos Gestión en tiempo real

7 Los precios en el mercado diario Precio diario de OMEL /MWh 1/1/98 1/4/98 1/7/98 1/10/98 1/1/99 1/4/99 1/7/99 1/10/99 1/1/00 1/4/00 1/7/00 1/10/00 1/1/01 1/4/01 1/7/01 1/10/01 1/1/02 1/4/02 1/7/02 1/10/02 1/1/03 1/4/03 1/7/03 1/10/03 1/1/04 1/4/04 1/7/04 1/10/04 1/1/05 1/4/05 1/7/05 1/10/05 1/1/06 La reversión hacia la media anual de 36 /MWh hasta el año 2005 está relacionada con el cobro de CTCs

8 Algunos problemas en el mercado de generación actual... El RDL 3/2006, de 24 de febrero retira las ofertas intra-grupo del mecanismo de casación

9 El modelo de liberalización del sector eléctrico Fuente: CNE, 2005.

10 Mercado regulado vs. mercado liberalizado Desglose del nº de suministros y energía según su aprovisionamiento en los mercados regulado y liberalizado de energía (31/12/04) Suministro de energía Suministro de electricidad Suministro de gas natural Todos los suministros de elec. & gas natural Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado Total Nº Sum Nº Sum Nº Sum Mercado ATR s/mercado total (%) , , ,97 Suministro de energía Mercado regulado Energía (GWh) Mercado ATR liberalizado Energía (GWh) Mercado Total Energía (GWh) Mercado ATR s/mercado total (%) Suministro de electricidad ,57 Suministro de gas natural ,00 Todos los suministros de elec. & gas natural ,45 Fuente: CNE, Datos de las distribuidoras, correspondientes al 31 de diciembre de 2004.

11 Cambios de comercializador Cambios de comercializador (promedio 2004) Tipo de consumidor Domésticos PYME s baja Total de puntos de suministro % En mercado 96,9 2, % Comercializador del % Otros mismo grupo que el comercializadores distribuidor 2, , % Media ten <36KV Alta ten >36KV , , , , Total , Tipo de consumidor Domésticos Total % En mercado % Comercializador del % Otros mismo grupo que el comercializadores distribuidor % PYME s baja Med ten <36KV Alta ten >36KV Total , Fuente: CNE, Valores promedio para el año procedente de las liquidaciones mensuales de la CNE.

12 Indicadores de liberalización del mercado eléctrico Fuente: CNE, 2005.

13 Evolución de las tarifas integrales y de acceso Incremento de las tarifas % Tarifa Integral Tarifa de Acceso Incremento de las tarifas Año Tarifa integral Precio regulado (c /Kwh) Δ% Tarifa de acceso , ,39 -- Δ% ,72-1,02% 1,42 2,16% ,74 0,26% 1,53 7,75% ,85 1,42% 1,66 8,50% ,89 0,51% 1,91 15,06% ,91 0,25% 2,15 12,57% Fuente: CNE, 2005.

14 Coherencia entre las tarifas integrales y las de acceso El diseño actual de la tarifa en España impide el desarrollo del mercado minorista Déficit tarifario 35,51 /MWh en 2005 Coste de energía estimado Coste de energía real 53,68 /MWh en 2005 Costes Costes de acceso de acceso Lo que paga un consumidor a tarifa Lo que paga un consumidor en el mercado

15 Comercialización y medidas del consumo La inexistencia de medidas horarias para muchos consumidores tiene efectos negativos sobre el desarrollo del mercado de comercialización Los medidores de los consumidores domésticos acumulan el consumo Muchos consumidores no ven el valor de la energía Los distribuidores tienen el monopolio de la información sobre los consumos horarios El comercializador compite en desventaja El problema puede resolverse obligando a instalar contadores sofisticados......y, como mínimo, regulando el acceso a la información sobre los consumos

16 Contenido La liberalización del mercado eléctrico Mecanismos de contratación de energía El mercado OTC en España Fundamentos de los mercados organizados El contexto del MIBEL La propuesta de mercado a plazo del MIBEL Algunas conclusiones

17 La electricidad como objeto de contratos No es almacenable Imposibilidad de arbitraje físico a lo largo del tiempo Ajuste instantáneo de oferta y demanda Incertidumbre sobre el volumen a largo plazo Volatilidad del precio a corto plazo

18 El mapa básico de los contratos a plazo CONDICION DE EFICIENCIA Elasticidad de la demanda PRECIOS CONTINUOS = ARBITRAJE ENTRE Decisiones de inversión MERCADOS Rigidez de demanda Decisiones de despacho Operación sistema Integración vertical, project finance Tollings Plazo Plazo hasta hasta ejercicio ejercicio Mercados de capacidad y forward Mercados del día antes Mercados de ajuste y tiempo real Coste desvíos

19 Contratos financieros a plazo: Spanish swaps /MWh SWAP FINANCIERO Vendedor paga al comprador Liquidación por diferencias Cantidad comprada Q Comercializador Pago en dinero Q.F T Pago en dinero Vendedor (VG: generador) Precio OMEL Cantidad vendida Q Q. p T Pago en dinero Q. p T Comprador paga al vendedor Precio swap Cobro en dinero Q. p T Pago/cobro = Q.(F T -P t ) + OMEL (Q. P t )= tiempo Q. F T

20 Contratos bilaterales físicos a plazo Son contratos para transmitir la propiedad de grandes bloques de energía en determinados nodos (reales o virtuales) de la red de alta tensión Por tanto, implican una entrega/toma física de la energía El incumplimiento del contrato por causas distintas a la fuerza mayor da lugar a liquidar por diferencias si existe un precio de referencia con garantía de suministro Un swap vendido mas una posición vendedora en OMEL es equivalente a un contrato bilateral físico (excepto cláusulas especiales de garantía de suministro)

21 Contratos de carga base Generación más probable La ventana de un año Demanda más probable MWh Invierno Primavera Verano Otoño Contrato para un año

22 Bloques semanales La ventana de una semana La curva de carga más probable Contratos para semana MWh Semana 28 Invierno Primavera Verano Otoño

23 Mercados diarios Ventana de un día La curva mas probable Ajustes en mercado diario MWh Día 17/6/04 Semana 28 Invierno Primavera Verano Otoño

24 Ajuste de desvíos Energía medida por horas Desvíos sobre posiciones contratadas MWh Invierno Primavera Verano Otoño

25 Mapa de mercados A plazo De contado De ajuste o regulación De capacidad De energía De transporte Según objeto Según plazo Según instituciones Según mecanismo De subasta De casación Bilaterales Over the Counter Organizados

26 Contenido La liberalización del mercado eléctrico Mecanismos de contratación de energía El mercado OTC en España Fundamentos de los mercados organizados El contexto del MIBEL La propuesta de mercado a plazo del MIBEL Algunas conclusiones

27 El mercado OTC en España (I) Mercado no organizado a través de intermediación telefónica y por plataforma (p.ej., Trayport) Participan traders energéticos españoles y extranjeros y alguna entidad financiera Se negocian principalmente swaps financieros (equivalentes a contratos por diferencias) Carga base Carga pico (comienza a negociarse ahora) El subyacente es el precio spot del mercado diario de OMEL

28 El mercado OTC en España (II) Entregas negociadas en carga base y tamaño típico: Day ahead Semana Mes Trimestre Calendar 10 y 25 MW (hasta 50 MW) 10 y 25 MW (hasta 50 MW) 10 MW 10 MW 5 MW + líquido + líquido + líquido Otros productos negociados: spread intertemporales Entre trimestres y meses (carga base) Calendar España vs. calendar Francia Intermediación telefónica

29 Subyacente (I) Precio diario de OMEL En 2005 la volatilidad diaria del spot superó el 30% /MWh 1/1/98 1/4/98 1/7/98 1/10/98 1/1/99 1/4/99 1/7/99 1/10/99 1/1/00 1/4/00 1/7/00 1/10/00 1/1/01 1/4/01 1/7/01 1/10/01 1/1/02 1/4/02 1/7/02 1/10/02 1/1/03 1/4/03 1/7/03 1/10/03 1/1/04 1/4/04 1/7/04 1/10/04 1/1/05 1/4/05 1/7/05 1/10/05 1/1/06

30 Subyacente (II) Volatilidad mensual historica del spot Volatilidad timestral historica del spot 26% 24% 24% 22% 22% 20% Volatilidad 20% 18% 16% 14% Volatilidad 18% 16% 14% 12% 12% 10% mes enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre 10% Q1 Q2 Q3 Q4 La volatilidad del spot tiene un marcado carácter estacional

31 Traders y Brokers Entidades eléctricas y energéticas Entidades financieras Traders BP EDF EDP (*) EGL (*) Electrabel Endesa (*) Enel Gas Natural Iberdrola Nuon (*) Sempra (*) Shell RWE Total Barclays Capital Merrill Lynch Brokers InterMoney (*) ICAP (*) GFI Spectron Capital Markets (*) Traders y brokers más activos

32 Volúmenes de negociación TWh En 2005 se negociaron más de 32 TWh y se alcanzó el máximo anual histórico enero TWh En enero 2006 se superó el máximo histórico mensual para este mes, con 32 TWh Febrero cerró con más de 1,5 TWh 0.0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

33 Precios de negociación de contratos y volatilidad Q4 '05 Q3 '05 Q2 '05 Q1 '05 Cal '06 Q4 '06 Q3 '06 Q2 '06 Q1 '06 Expectativas sobre el funcionamiento de centrales (entrada de nuevos ciclos, paradas programadas de nucleares, etc.) Precios de mercados europeos de referencia (principalmente, Francia y Alemania) Evolución esperada de la hidraulicidad, temperatura, eolicidad... Precios de combustibles (gas, fuel, crudo) Evolución del mercado de derechos de emisión Precio y volatilidad del mercado spot Cambios en la regulación de los mercados Jun-04 Aug-04 Oct-04 Dec-04 Feb-05 Apr-05 Jun-05 Aug-05 Oct-05 Dec % 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Jan-05 Feb-05 Mar-05 Apr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Aug-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dec-05 Q1 Q2 Q3 Q4 CAL'05 Jan-06 Feb-06 Mar-06 Q1 Q2 Q3 Q4 CAL'06

34 Gestión del riesgo de crédito en el mercado OTC Los agentes se exigen garantías que cubran el riesgo de crédito El nivel de garantías y la naturaleza de las mismas depende de los agentes Líneas de crédito, si el agente tiene rating crediticio Avales Para un contrato anual de 10 MW en carga base el aval exigido es de 1 millón de Esto equivale a un margen de 11,4 /MWh Los pequeños agentes tienen dificultad para cubrir los avales necesarios

35 Contenido La liberalización del mercado eléctrico Mecanismos de contratación de energía El mercado OTC en España Fundamentos de los mercados organizados El contexto del MIBEL La propuesta de mercado a plazo del MIBEL Algunas conclusiones

36 Cámaras vs. mercados organizados Mercados organizados vs cámaras de compensación Mercados estandarizan productos, casan operaciones, aportan market makers e información sobre mercados y precios Clearinghouse se constituyen en contrapartidas centrales, gestionan y liquidan operaciones, gestionan riesgos, liquidan y gestionan garantías y aportan gestión para el riesgo operacional Algunos mercados dan servicios también como Cámara de Contrapartida Garantías iniciales y márgenes diarios (Cobros y pagos) Garantías iniciales son el colateral fijo que se deposita en la Cámara para contribuir a la garantía del mercado; su dimensión depende del importe de las posiciones abiertas Márgenes diarios representan las pérdidas y ganancias correspondientes a las posiciones abiertas como parte del proceso de valoración de mercado mark-to-market, y no se deposita a nombre de la Cámara es una transferencia diaria de fondos desde los perdedores hacia los ganadores, coordinada por la Cámara. La variación de los márgenes diarios es un juego de suma cero

37 Funciones de la Cámara de Compensación Trading Platform Collateral Clearing House Clearing Participant Assigned Deal Trade Capture Trade Management Mark to Market Position Update Risk Managt Merchant A Margining Merchant B Collateral Management Banking & Settlement

38 Procesos típicos de una Cámara End of 6:40AM 9:00AM 12:30PM 2:00PM3:00PM Day Recaudación de garantías según cierre por pérdidas y ganancias Distribución de ganancias Liberar excesos de garantías Registro de posiciones abiertas y precios de mercado; cálculo de pérdidas y ganancias y ajustes de garantías Recaudar pérdidas y distribuir ganancias Grabar posiciones abiertas y precios de cierre del mercado; Calcular pérdidas y ganancias al cierre y requerir garantías Matching: Adquisición de los datos desde el mercado. Clearing: Novation y Exposure netting. La cámara se interpone entre todos los contratos. Cálculo de posiciones netas de cada agente contra la cámara. Settlement: Settlement netting e instructions. Neteo entre los diferentes contratos. Se exige el ingreso de unos márgenes que deben servir como cobertura ante evoluciones del mercado desfavorables (riesgo de mercado y de crédito). Custody: Mantenimiento de cuentas, y gestión de los márgenes.

39 Gestión de riesgos en el mercado OTC En un mercado OTC los agentes realizan operaciones bilateralmente La gestión del riesgo de crédito es también bilateral Agente 4 Agente 5 Agente 3 Agente 6 Agente 2 Agente 7 Agente 1 Agente 8 Agente 9

40 Gestión de riesgos en un mercado con CCC En un mercado con CCC los agentes se enfrentan al mercado en conjunto Cada agente tiene abiertas posiciones únicamente frente a la cámara ( novation de posiciones) Agente 4 Agente 5 Agente 3 Agente 2 Cámara central Agente 6 Agente 7 Agente 1 Agente 8 Agente 9

41 Exigencia de colateral sin compensación Un-netted Fully Collateralized Positions Party Sells Buys Collat. A B C D E F Total = 4150

42 Exigencia de colateral con compensación bilateral Bilateral Fully Collateralized Positions Party Sells Buys Collat. A Bilateral Netting for A B Party Sells Buys Coll. C B D C E F D E Total = 2150 F Bilateral Netting Total 450 Se requiere una masa crítica o un mínimo de participantes con posiciones diarias

43 Exigencia de colateral con Cámara de Compensación Multilateral Fully Collateralized Positions Party Sells Buys Collat. A B C D E Todas las posiciones compradoras y vendedoras en el mismo producto se compensan, lo que pemite una reducción máxima en las peticiones de colateral F Total = 950 Se requiere una masa crítica de posiciones abiertas en un mismo producto Qué contratos se netean?

44 Coste del riesgo y mercados Coste de gestión del riesgo (garantías) Poca liquidez Mucha liquidez Mercado OTC Cámara Central Liquidez del mercado: Número de agentes Posiciones abiertas sobre un mismo contrato

45 Beneficios aportados por la Cámara Negociación anónima en el mercado Estrechamiento de los spreads, lo que incrementa el trading. Disminuye el riesgo de contrapartida de los agentes, por neteo multilateral y por interponerse entre los contratos Gestión del riesgo de crédito conjunta: cada agente ha de mantener garantías por sus contratos abiertos. Beneficios de operatividad, disminución de costes en backoffice, y disminución de riesgo operacional Los miembros de la cámara obtienen beneficios en forma de las comisiones de sus clientes y comisiones de operación reducidas para ellos, pero sufren el coste de oportunidad del capital congelado en los márgenes o garantías Reducción de costes en la gestión de riesgos (si hay liquidez suficiente)

46 Segregación de miembros y gestión de riesgos Default Protection: Segregation of Member Risk Clearing Participants GCC Clearing Participants Market Participants

47 Cálculo de márgenes Existen, en general, tres tipos de márgenes: Margen inicial: suele estar asociado al riesgo de mercado, cubriendo un percentil de las posibles pérdidas en un día de mercado Margen diario: suele calcularse como el cambio en el valor de la posición abierta debida a la evolución del mercado ( mark-to-market de posiciones) Margen extraordinario: para el mantenimiento de fondos extraordinarios, o por expectativas de mayor riesgo de mercado debido a una alta volatilidad del mercado o cualquier otra circunstancia Algunas cámaras efectúan peticiones de márgenes dos veces al día: en la mitad y al cierre de la sesión Dada la asimetría de las distribuciones de precios, se podría plantear la exigencia de márgenes asimétricos a compradores y vendedores De esta forma se ajustan más los márgenes al riesgo real de mercado En MEFF se exigieron depósitos distintos para comprador y vendedor de futuros desde 14/1/1992 hasta 10/1/1997

48 Contenido La liberalización del mercado eléctrico Mecanismos de contratación de energía El mercado OTC en España Fundamentos de los mercados organizados El contexto del MIBEL La propuesta de mercado a plazo de MIBEL Algunas conclusiones

49 Diagnóstico del mercado Estructura concentrada e integración vertical Este es el eje central del Libro Blanco Interconexiones escasas Escasos avances en la consolidación del mercado interior Precios al alza y modelo energético en transición. El gas natural y el crudo se han convertido en bienes escasos y caros El carbón recupera protagonismo Se reabre el debate nuclear. Las energías alternativas y la generación distribuida aún no están preparadas para sustituir a las fuentes de energía tradicionales Se reforzarán las interconexiones de gas y electricidad, provocando una mayor convergencia de precios al por mayor Persistencia de las tarifas reguladas, como en casi toda Europa Salvo en Reino Unido, los consumidores domésticos e industriales siguen bajo el paraguas de las tarifas

50 Consecuencias para los mercados No se amplía la capacidad de opción y no se consolidan nuevos suministradores La convivencia de precios y tarifas es sumamente inestable y lleva a importantes pérdidas a los nuevos comercializadores El poder de negociación está en la oferta de suministro La demanda, tradicionalmente protegida por el regulador carece de servicios expresamente valorados. El volumen y la predictibilidad no se ponen en valor No aparecen soluciones a plazo Las soluciones de tarifas reguladas parecen agotarse Las escasas alternativas que surgen fuera de las tarifas son de contratos de muy corto plazo Los precios al por menor se mantienen muy concentrados en torno a la media Todos los precios toman las tarifas como referencia y se agrupan sobre la media con una dispersión muy baja

51 Estructura del mercado de producción en el MIBEL PORTUGAL 60% 17% 12% 7% 5% ESPANHA 36% 24% 16% 11% 7% 3% 2% 1% PORTUGAL + ESPANHA 30% 21% 13% 9% 9% 5% 3% 3% 2% 2% 1% 1%1% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Endesa Iberdrola PRE's (ES) EDP Produção União Fenosa HidroCantábrico Viesgo TurboGás Saldo Interligação (ES) Tejo Energia PRE's (PT) ELcoGás Saldo Interligação (PT)

52 Organización del sistema eléctrico portugués

53 Precios y tarifas en Portugal Fuente: Vasco Coucello ; Lisboa, 20 de Maio de 2005 EDP Comercial

54 Distribución y comercialización en España

55 Precios y tarifas en España /MWh Curva agregada de pares precio y cantidad en mercado mayorista Fuente: Omel y elaboración propia GWh El mercado aumenta la dispersión de precios respecto a las tarifas y empunta su distribución

56 MIBEL y contexto regulatorio (I) Se asume la liberalización como objetivo político, impulsado desde Bruselas Se sigue un ritmo pragmático de mantenimiento del status quo sectorial (no son posibles reformas estructurales) La energía eléctrica es ya prácticamente el único sector en el que se mantienen una aprobación administrativa de precios Desde los comienzos de la liberalización (mediados de los noventa) ha existido una constante duda acerca de su viabilidad impulsando una regulación en un doble sentido. El MIBEL (y el OMIP) nace en medio de esta regulación de doble sentido

57 MIBEL y contexto regulatorio (II) MIBEL representa el impulso a las Directivas sobre el Mercado Interior de Electricidad (96/92/CE y 2003/54/CE) de los gobiernos de España y Portugal Acuerdos MIBEL: Julio 1998: Memorándum de Acuerdo para la cooperación Noviembre 2001: Protocolo de Colaboración entre las administraciones española y portuguesa para la creación del MIBEL Octubre 2002 (XVIII Cumbre Esp-Por, Valencia): Modelo de organización del OMI con dos polos (OMIE y OMIP) Noviembre 2003 (XIX Cumbre Esp-Por, Figueira da Foz): Memorándum de Entendimiento Enero 2004 (Lisboa): Acuerdo para la Constitución de un Mercado Ibérico de Energía Eléctrica (con arranque en abril de 2004) Octubre 2004 (XX Cumbre Esp-Por, Santiago): Acuerdo Internacional (sustituye al firmado en enero de 2004 y propone como fecha de arranque el 30 de junio de 2005) Noviembre 2005 (XXI Cumbre Esp-Por, Évora): Pasos firmes en 2006 para la creación del MIBEL, entre ellos: Propuesta de gestión conjunta de interconexiones el 15 de marzo de 2006 Arranque de OMIP/OMIClear al 1 de julio de 2006 Propuesta de armonización de los pagos por GdP el 1 de noviembre de 2006

58 Construcción del MIBEL (visión 2003)

59 MIBEL y contexto regulatorio: Resumen El desarrollo actual del MIBEL se encuadra en un contexto caracterizado por: 1. Preocupación en la Comisión Europea por las condiciones de competencia e integración de los mercados regionales 2. Revisión del marco regulatorio en España Libro Blanco y mercado de generación Déficit tarifario y eliminación de tarifas 3. Parón regulatorio en Portugal, tras la aprobación de los CAEs 4. Posibles operaciones de concentración empresarial y cambios en la estructura de mercado Demasiadas incógnitas para un proyecto con tan poca base común?

60 Contenido La liberalización del mercado eléctrico Mecanismos de contratación de energía El mercado OTC en España Fundamentos de los mercados organizados El contexto del MIBEL La propuesta de mercado a plazo del MIBEL Algunas conclusiones

61 Modelo de mercado Negociación: mercado OMIP (OMIE 10%, REN 90%, Capital Social = 2,22 M ) Neteo, contrapartida central y compensación: OMIClear (OMIP 100%, Capital Social =2,5 M ) Cash Settlement: Banco de Portugal Entrega física: OMEL OMIE OMIP Trading OMIClear Neteo, cámara central contrapartida Entrega física Banco de Portugal Cash Settlement

62 Relaciones entre agentes, mercado y CCC El riesgo de crédito es gestionado por OMIClear, vía los miembros compensadores Los miembros compensadores se enfrentan directamente al riesgo de crédito de aquellos miembros negociadores y clientes con los que tienen acuerdos de compensación OMIClear GCM / DCM FSAg TM Client PSAg

63 Funcionamiento del mercado Mercado Cámara Central de Compensación Libro Central de Órdenes Orden enviada a Clearing Actualización de cuentas Orden cruzada Orden introducida en el sistema Administración, liquidación y entrega Requerimientos de Márgenes y Liquidaciones actualizadas reports

64 Funcionamiento del mercado: negociación Los clientes pueden en principio realizar acuerdos de negociación, compensación o liquidación de forma separada y con agentes diferentes Brokers (mercado OTC) Clientes Miembros negociadores Plataforma OMIP Miembros compensadores Agentes de Liquidación Física Agentes de Liquidación Financiera OMIClear

65 Cuentas de negociación Existen dos tipos de cuentas de negociación: cuentas de negociación física y cuentas de negociación financiera Cuentas propias Flujo de Negocio Relaciones contractuales OMIClear M Compensador M Negociador Cuentas de posición OMIClear M Compensador M Negociador Cliente Cuentas give-up OMIClear M Compensador M Negociador Cliente La diferenciación de liquidaciones física y financiera se produce en el nivel de las cuentas de negociación

66 Requisitos para los creadores de mercado OMIP puede, con el objetivo de fomentar la liquidez de un contrato, celebrar Acuerdos de Creación de Mercado Un creador de mercado se obliga a proporcionar precios de compra y venta para uno o más de los contratos negociados de forma continuada o a petición de OMIP Las condiciones específicas acerca del ejercicio de la función de creación de mercado serán determinadas por OMIP en una circular Ejemplo: Nordpool Semana / 2 estaciones más Restantes Año más 2º año más Precio de Mercado mes cercanas estaciones cercano cercano (NOK) Spread máximo bid-offer <300 NOK 8 NOK 4 1 0, NOK 12 NOK 6 1,5 0,75 1, NOK 18 NOK >400 NOK 27 NOK ,5 3 Volumen mínimo 10 MW 5 MW 5 MW 5 MW 5 MW

67 Contratos negociados Futuro con entrega física Futuro con entrega financiera Subyacente Entrega de una potencia constante de 1MW durante todas las horas del periodo de entrega. La entrega se hará física en el mercado diario de OMIE. Entrega nocional de una potencia constante de 1MW durante todas las horas del periodo de entrega. La entrega financiera se basa en el Spot Reference Price, que es el precio del mercado diario de OMEL Contratos negociables Hasta las tres semanas siguientes, hasta los tres meses del siguiente trimestre, hasta los cuatro trimestres del año siguiente, el siguiente año Hasta las tres semanas siguientes, hasta los tres meses del siguiente trimestre, hasta los cuatro trimestres del año siguiente, el siguiente año Nominal 1MW x número de horas del periodo de entrega 1MW x número de horas del periodo de entrega Tick/Volumen del tick 0.01 /MWh / 1 MW 0.01 /MWh / 1 MW Carga Base Base

68 Libro central de órdenes En el libro central de órdenes se cruzan operaciones físicas y financieras Pueden realizarse órdenes de mercado y órdenes con limitaciones (fill and store, fill and kill, fill or kill, call auction only) Ejemplo de libro central de órdenes para uno de los contratos: El cruce de operaciones físicas y financieras supone que la cámara está tomando posiciones netas en los diferentes tipos de entrega, aunque sólo se responsabiliza de la liquidación financiera Libro central de órdenes V MWh V MWh V MWh C MWh C MWh C MWh Entrega Física Financiera Oculto para Física el miembro negociador Financiera Financiera Física

69 Conversión de posiciones (I) Un agente puede intercambiar posiciones físicas por financieras realizando ofertas contrarias en el mercado Supongamos un agente con una posición larga de 20 MW en entrega física que quiere convertir en financiera Venta - 20 MW - Diciembre Físico Compra - 20 MW - Diciembre Físico Venta - 20 MW - Diciembre Financiero

70 Conversión de posiciones (II) El agente asume riesgo de liquidez Ejemplo: un agente largo en 20 MW físicos que quiera liquidarlos de forma financiera deberá pagar 1.25 /MWh =(5x x60 + 5x x59 10x58.5)/20 En el mercado alemán EEX, esta conversión se realiza fuera del mercado, por lo que ni se asume el riesgo de liquidez, ni se afecta al precio Libro central de órdenes V MWh V MWh V MWh C MWh C MWh C MWh

71 El precio de referencia Are there trades in the session? Salvo que el Comité de Precios considere que el SP no recoge el valor de mercado. El Comité de Precios existe en otros mercados (Nordpool p.e.) Yes No BB < LP < BA LP < BB or LP > BA There is bid-ask spread There is no bid-ask spread SP t = LP SP t = Bid or Ask closest to LP SP t = BS + AS 2 SP t = SP t-1

72 Funcionamiento del mercado: compensación Miembros Compensadores Directos Clientes Miembros Compensadores Generales Agentes de Liquidación Física Cuentas propias Cuentas Cuentas de propias clientes OMIClear Agentes de Liquidación Financiera OMIClear sólo se relaciona directamente con los miembros compensadores, a los que exige garantías y márgenes para su gestión del riesgo de crédito

73 Requisitos a miembros compensadores Compensación por cuenta propia Compensación por cuenta de terceros Nordpool Powernext EEX OMIClear Tasas de entrada y Tasas de entrada y anual de 25 k y 30 anual de 12k y Tasas de entrada y k (10 k para 12k. Capital propio anual de 6 k y 10 k miembros de Capital mínimo de mínimo: 8 M Margen inicial de Powernext Day- 5/2,5M para Rating BBB o 128 k Ahead) derivados/spot. superior Capital propio de 10 Margen mínimo en la M. cámara de 0,5 M. Tasas de entrada y anual de 6 k y 14 k Margen inicial de 192 k Tasas de entrada y anual de 25 k y 30 k (10 k para miembros de Powernext Day- Ahead) Capital propio de 25 M Tasas de entrada y anual de 12 k Capital mínimo de 20 y 10 M para derivados y spot Margen mínimo en la cámara de 1-3 M Capital propio mínimo: 20 M Rating A o superior

74 Estructura general del mercado Financial Delivery F-FSAg G-FSAg Clearing F-GCM B-GCM D-DCM E-DCM Trading A-TM B-TM D-TM E-TM H-PSAg C I-PSAg D-PSAg Physical Delivery TM Trading Member C - Client DCM Direct Clearing Member FSAg Financial Settlement Agent PSAg Physical Settlement Agent GCM General Clearing Member

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