Gestión de la Energía

Transcripción

1 Junio 2013 Gestión de la Energía en el mercado eléctrico español Javier Alonso Perez

2 El mercado eléctrico Mercado Mayorista Mercado Minorista Mercado de Combustibles Logística de combustibles Logística (Transporte y Distribución de Electricidad) 2

3 Índice 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

4 Índice 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

5 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 5

6 Tipos de mercados eléctricos Mercados a plazo 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 OMIP Subastas CESUR Mercados no organizados Mercado OTC, contrataciones a plazo bilaterales, con o sin la intermediación de un broker. Mercados spot 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

7 Los desvíos de medida Adicionalmente a las cantidades contratadas, comprador y vendedor deben liquidar las diferencias con el consumo/producción reales. Aseguramiento de precio Mercado a plazo Aseguramiento de precio Ventas P Mercado spot P Compras E Medidas de contador Liquidación desvíos de medida E Medidas de contador Operador del Sistema Pérdidas de transporte Pérdidas de transporte 7

8 Eur/MWh 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 Precio spot Liquidación de un swap El vendedor paga al comprador la diferencia de precio /01/03 02/01/03 03/01/03 04/01/03 05/01/03 06/01/03 07/01/03 08/01/03 09/01/03 10/01/03 11/01/03 12/01/03 13/01/03 14/01/03 15/01/03 16/01/03 17/01/03 18/01/03 19/01/03 20/01/03 21/01/03 22/01/03 23/01/03 24/01/03 25/01/03 26/01/03 27/01/03 28/01/03 El comprador paga al vendedor la diferencia de precio 29/01/03 30/01/03 31/01/03 Strike 8

9 Nociones básicas: Vocabulario Bid/ask Contango / Backwardation Tuyo / Mío Bullish / Bearish Choice Market Levantar / Atizar Paid / Given Spread Tick Orden Lote (Clip) Flaking 9

10 Mercados a plazo

11 Contratación a plazo OMIP 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. CESUR 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. OTC Ya sea por contratación directa o, más frecuentemente, con la mediación de un bróker, el mercado de swaps movió en España 295 TWh en Otras Hay otras formas residuales de contratar a plazo, siendo las más relevantes las subastas de capacidad de interconexión con Francia y Portugal.

12 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 Comienza sus operaciones en julio de 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. 12

13 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 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.

14 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. Coste estimado del precio del MD (ponderando las distintas subastas y pasando a periodos TUR) Sobreprecio por restricciones, secundaria CEj,p = [CEMDj,p FSCp + CAPj,p] (1 + PERDj,p) Pagos por capacidad Coeficiente de pérdidas 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 14

15 OTC La negociación OTC se realiza habitualmente mediante broker, lo que preserva el anonimato hasta después de cerrada la transacción. Telefónicamente o por pantalla 15

16 OTC. Volúmenes El mercado experimentó un fortísimo crecimiento en , 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. Volumen comparado OTC-Demanda OTC (MWh) Demanda media anual OTC(Deals) Volumen (MWh)

17 Los precios a plazo 17

18 El mercado spot

19 OMIE REE OMIE Los mercados del día D-1 Mercado diario + Bilaterales Los agentes negocian libremente. El programa refleja la demanda del día siguiente y la cobertura óptima. Es marginalista. Garantía de Suministro (Carbón Nacional) REE despacha el carbón nacional que no esté en mercado a precio regulado. Retira otras centrales, por orden de CO2 Restricciones técnicas REE despacha las centrales que necesita por tensiones zonales y convoca una subasta para retirar otras centrales. Es un mercado Pay-as-bid Reserva Adicional REE solicita el acoplamiento de grupos térmicos parados que puedan proveer reserva de tiempo real. Se subasta la obligación, se programa en intradiarios Reserva secundaria Algunos grupos se someten al Control Automático, percibiendo por ello un precio. Intradiarios 1 y 2 Los agentes reajustan sus programas libremente. Es marginalista

20 /MWh 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. Venta Compra 200,00 180, /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 Ventas Compras 0, 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) 20 20

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 P P Q Q El market-splitting se denomina market-coupling cuando en cada país opera un mercado diferente

22 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) Reserva Adicional Los generadores necesarios venden su producción a REE Otros generadores compran energía (reducen su programa) Térmicas paradas adquieren el compromiso de acoplar en intradiario para asegurar que haya reserva en tiempo real 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 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

23 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) En tiempo real, el grupo produce en el rango de reserva o, si no tiene reserva asignada, según su programa. El programa del grupo se construye como la suma de sus ventas.

24 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 25

26 Horario de los mercados intradiarios 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 Día D-1 Día D 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) 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. 26

27 Los mercados del día D Generadores Comercializadores 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 Reserva terciaria Control automático (uso de la reserva secundaria) 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 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. 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.

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 Mercados de commodities Cálculo de los costes de producción Ventas a cliente final Programacion de los grupos Previsión de precios de la electricidad Mercados a plazo de electricidad 28

29 Índice 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

30 Lo más relevante Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico El RD del Carbón Nacional El RD de Renovables 30

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 31

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 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 euros por metro cúbico. Para residuos radiactivos de muy baja actividad, el tipo será de 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 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 euros por metro cúbico. Para residuos radiactivos de muy baja actividad, el tipo será de euros por metro cúbico 32

33 Lo más relevante Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico El RD del Carbón Nacional El RD de Renovables 33

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% GWh Generados GWh Generados GWh Generados Central I Trimestre II Trimestre III Trimestre GWh Generados IV Trimestre GWh Generados Total Centrales R esumen de C o stes ( / M Wh) C o stes F ijo s C o stes Variables C o stes T o tales Soto de Ribera 3 288,38 234,98 309,74 234, ,09 Narcea 3 265,07 215,98 284,70 215,98 981,74 Anllares 447,37 364,52 480,50 364, ,91 La Robla 2 402,63 328,07 432,45 328, ,22 Compostilla 1.164,31 948, ,56 948, ,27 Teruel 1.383, , , , ,32 Guardo 2 427,08 347,99 458,72 347, ,78 Puentenuevo 3 235,57 191,95 253,02 191,95 872,50 Elcogás 307,74 250,75 330,53 250, ,77 TOTAL 4.921, , , , ,59 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 34

35 Lo más relevante Las tasas: el céntimo verde y el impuesto eléctrico El RD del Carbón Nacional El RD de Renovables 35

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). 36

37 Índice La política y el futuro del mercado: Novedades regulatorias 2013 El proceso de integración europea

38 El tercer paquete legislativo Directivas y reglamentos de gas y electricidad + Green package ( ) 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 constituye un grupo consultivo AESAG, con la participación de las asociaciones (Eurelectric, EFET, EuroPex, IFIEC, etc) La integración de mercados 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) 38

39 Network codes de mercado Forward capacity allocation FG en CACM aprobadas (29/7/11). En fase de redacción a lo largo de 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. 39

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? 40

41 La integración en Europa NWE: 13 TSOs: Nordic, CWE and GB Day-ahead: market coupling (price coupling) con un único algoritmo Intradiario continuo con asignación implícita Nordpool: Mercado diario marketsplitting Intradiario continuo con asignación implícita Interconexión CWE con ITVC CWE: Mercado diario marketcoupling (price coupling) Intradiario continuo con asignación implícita (objetivo: mitad de 2011) Mibel: Mercado diario market-splitting Intradiario subastas GME: Mercado diario market-splitting (5 zonas) Intradiario subastas

42 17/12-21/12 24/12-28/12 31/12-4/1 7/1-11/1 14/1-18/1 21/1-25/1 28/1-1/2 4/2-8/2 11/2-15/2 18/2-22/2 25/2-1/3 4/3-8/3 11/3-15/3 18/3-22/3 25/3-29/3 1/4-5/4 8/4-12/4 15/4-19/4 22/4-26/4 29/4-3/5 6/5-10/5 13/5-17/5 20/5-24/5 27/5-31/5 3/6-7/6 10/6-14/6 17/6-21/6 24/6-28/6 1/7-5/7 8/7-12/7 15/7-19/7 22/7-26/7 29/7-02/8 05/8-9/8 12/8-16/8 19/8-24/8 26/8-30/8 02/9-06/9 09/9-13/9 16/9-20/9 23/9-27/9 30/9-04/10 07/10-11/10 14/10-18/10 21/10-25/10 28/10-01/11 04/11-8/11 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 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 Incertidumbre sobre la inclusión de Iberia NWE TESTING ENTRANCE TESTING NWE INTEGRATION TESTING NWE SIMULATION TESTING CONTINGENCY MEMBER TEST GO LIVE PREPARATION 42

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. 43

44 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. Portugal Compras Ventas H ,15 42, ,05 42, ,80 42,50 25 H ,35 44, ,10 44, ,00 45,25 30 Francia Alemania H ,15 46, ,00 46,90 20 Si casa alguna de estas ofertas, las capacidades se recalculan. 45

46 ENTSO El modelo para el mercado intradiario Intradiario continuo con oferta de cartera y asignación implícita de capacidad Plataforma de asignación común PX1 PX2 PX3 PX4 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 Shared Order Book Capacity calculation module - CMM (ATC, FB, etc) Capacity information module OTC trades? Se debe permitir la inclusión de deals OTC TSO1 TSO2 TSO3 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. 46

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 Gestión de la frontera Negociación continua por cartera y subastas por unidades físicas. Las subastas serían obligatorias para la generación. Hasta 4 horas antes de tiempo real Market splitting: importar o exportar tiene un coste. Se mantendrá la prohibición de importar a los agentes dominantes? Sólo negociación continua Hasta 1 ó 2 horas antes de tiempo real Uso gratuito de la capacidad de interconexión que quede libre tras el diario. 47

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 48

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 49

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 50

51 Current balancing initiatives in Europe 51 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. 52

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). 53

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. Intuitive patch not triggered (i.e. FB = FBI) 54 54

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 55

56 GRACIAS POR SU ATENCIÓN