Formación de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista y su aplicación a mercados derivados

Transcripción

1 Formación de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista y su aplicación a mercados derivados CDMX 3 de mayo de 2017

2 DEFINICIÓN DE PRECIO MARGINAL LOCAL El Precio Marginal Local (PML) representa al costo marginal de suministrar, al mínimo costo, 1 MW adicional de demanda en un determinado nodo de la red eléctrica. En otras palabras, es el incremento que se tiene en los costos variables de generación del sistema eléctrico por suministrar 1 MW adicional de demanda en un determinado nodo de la red eléctrica.

3 CÁLCULO DE PRECIOS MARGINALES LOCALES En el MEM, los PML se determinan a partir de la solución de un problema de Despacho Económico de Generación, en el cual se resuelve un problema de programación lineal en el que se minimizan los costos variables de generación sujeto al cumplimiento de restricciones fiscas y operativas del sistema eléctrico. Los PML de cada nodo de la red eléctrica se determinan a partir de los precios sombra de la solución de problema de programación lineal. La formula fundamental para el cálculo de los PML es la siguiente: ref FP i S i, k k i ref FP i ref Es el PML del nodo de referencia n _ enl S i k k k 1, Es la sensibilidad de las pérdidas en la red ante el suministro de 1 MW adicional de demanda en el nodo i Es la sensibilidad del flujo de potencia en el enlace de transmisión k ante el suministro de 1 MW adicional de demanda en el nodo i Es el Precio Sombra asociado a la restricción de transmisión en el enlace k

4 Precio Sombra El precio sombra, también llamado seudo precio, representa el costo de oportunidad de producir o consumir un bien en un problema de programación lineal. Un bien puede no tener un precio de mercado, sin embargo, siempre es posible asignarle un precio sombra. Un precio de mercado es el precio al que un bien o servicio puede comprarse en un mercado concreto (mercado de jugos, mercado eléctrico, mercado financiero, etc.), el adquiriente esta dispuesto a pagar a ese precio y el ofertante esta dispuesto a vender a ese precio.

5 COMPONENTES DE LOS PRECIOS MARGINALES LOCALES n _ enl FP S i ref i ref i k k k 1, Componente de energía Componente de pérdidas Componente de congestión El componente de energía es igual para todos los nodos del sistema y representa al costo marginal del nodo de referencia El componente de pérdidas es el costo marginal causado por el aumento de pérdidas en la red al suministrar 1 MW adicional de demanda en el nodo i El componente de congestión es el costo marginal causado por las restricciones de transmisión al suministrar 1 MW adicional de demanda en el nodo i. Este componente es cero si no se presentan restricciones activas de transmisión En el nodo de referencia del sistema, los factores de pérdidas FP y las sensibilidades del flujo S son por definición iguales a cero.

6 COMPONENTES DEL PML Y SU RELACIÓN CON EL NODO DE REFERENCIA Los valores de los PML no cambian si se selecciona otro nodo de referencia Sin embargo, los tres componentes de los PML (energía, pérdidas y congestión) si son dependientes del nodo de referencia seleccionado. La dependencia de los componentes del PML del nodo de referencia, hace que los valores individuales de los componentes de congestión y pérdidas no sean valores útiles por si mismos; solamente la diferencia de componentes entre dos nodos tiene un significado, ya que estas diferencias no dependen del nodo de referencia seleccionado. La selección del nodo de referencia es arbitraria, y solamente se toman en consideración para su selección aspectos para ayudar a la solución del problema de despacho económico por un método numérico.

7 EJEMPLO DE CÁLCULO DE PML Y SUS COMPONENTES DE CONGESTIÓN (SIN CONSIDERAR PÉRDIDAS) 50 MW 100 MW Gen 1 Cap:120 MW (1000 $/MWh) 50 MW Existe un límite de transmisión de 50 MW en la línea 4-2 CARGA 100 MW Gen 2 Cap:120 MW 500 $/MWh) 4 Solución de un Despacho Económico que no considera pérdidas: Generación Óptima Gen 1 = 50 MW Gen 2 = 50 MW Nodo PML $/MWh $/MWh $/MWh $/MWh

8 EJEMPLO DE CÁLCULO DE PML Y SUS COMPONENTES DE CONGESTIÓN (SIN CONSIDERAR PÉRDIDAS) 50 MW 100 MW Gen 1 Cap:120 MW (1000 $/MWh) 50 MW CARGA 100 MW Gen 2 Cap:120 MW 500 $/MWh) 4 Si el nodo de referencia es el nodo 4 Nodo PML Componente Componente Energía Congestión Si el nodo de referencia es el nodo 1 Nodo PML Componente Componente Energía Congestión

9 $/MWh SIN Mercado del Día en Adelanto 1,100 1,000 Precio Marginal Local Promedio del 29 de enero al 31 de diciembre del Horas $834 a $880 $881 a $927 $928 a $974 $975 a $1,021 * El promedio incluye 2,258 nodos en este sistema

10 $/MWh Baja California Mercado del Día en Adelanto Tijuana $/MWh Mexicali $/MWh San Luis $/MWh Precio Marginal Local Promedio del 27 de enero al 31 de diciembre del Ensenada $/MWh Horas * El promedio incluye 104 nodos del sistema

11 $/MWh Baja California Sur Mercado del Día en Adelanto 2,950 2,750 2,550 2,350 2,150 Precio Marginal Local Promedio del 23 de marzo al 31 de diciembre del 2016 Constitución 2,279.15$/MWh La Paz 2, $/MWh 1,950 1,750 1,550 1, Los Cabos 2, $/MWh Horas * El promedio incluye 27 nodos del sistema

12 $/MWh PML Promedio Diario 2016 (Máx-Min) Precio Marginal Local Pomedio (2016) 6, , , , , , (500.00) (1,500.00) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Min-Max PML

13 Demanda (MW) Régimen Térmico Equivalente (MMBtu/MWh) Correlación Demanda Vs Régimen Térmico Equivalente 40,000 Demanda (Min-Max, Prom) Vs Régimen Térmico Equivalente ,000 36,000 34, ,000 30,000 28,000 26,000 24,000 22, , Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Demanda Min-Máx Régimen Térmico Demanda Promedio -

14 PML Promedio (USD/MWh) Regimen Térmico Equivalente (MMBtu / MWh) Correlación PML Vs Régimen Térmico Equivalente PML Promedio Diario Vs Régimen Térmico Equivalente Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 0 Régimen Térmico Equivalente PML

15 Trading Hubs (Ejes de Intercambio) Un Trading Hub o eje de intercambio es una representación de la composición o agregación de Nodos P, los cuales se calculan para efectos de liquidación y comercio en el Mercado (véase Base 8, Numeral 8.3.6) Los Trading Hubs o ejes de Intercambio son construidos a partir de los datos históricos de los precios nodales de Mercado, cubriendo preferentemente periodos de un año o varios años anteriores. [2]

16 Trading Hubs (Ejes de Intercambio) Los datos históricos y las consideraciones para calcularlos deben representar la dinámica y comportamiento de los precios nodales en todas las temporadas o periodos de estudio, considerando casos con congestiones y sin estas. [2] Los Trading Hub crean un punto común para el comercio de energía. Una mal diseño de los ejes de intercambio puede recaer en un problema de liquidez al mercado y pérdidas financieras a PM. Formulación Basada en la Desviación de Precios Nodales. El objetivo con esta formulación consiste en minimizar la desviación total de los precios nodales ponderados en regiones objetivo para cada eje de intercambio. Donde: C it = Precio que se define para el Hub C t = Vector de precios nodales ponderados δ i = Define los nodos pertenecientes al Hub

17 Trading Hubs (Ejes de Intercambio) En la Siguiente Tabla se muestran los Hubs de diferentes mercados en los Estados Unidos de Norte América. Mercado CAPACIDA DEL SISTEMA NÚMERO DE NODOS NÚMERO DE HUBS CAISO ISO NEW ENGLAND 32 GW PJM INTERCONNECTION 160 GW Aprox (Western, Eastern) MIDWEST ISO 150 GW El CAISO considera 3 Trading Hubs en su Modelo: 1. Sout Region (Verde) 2. North Region (Rojo) 3. CFE (Morado)

18 Sistema Eléctrico Nacional CON LAS 8 ZONAS DE CARGA AGRUPADAS BASE PARA LA SUBASTA DE MEDIANO PLAZO

19 ASIGNACIÓN DE ZONAS DE CARGA A ZONAS DE CARGA AGRUPADAS La asignación de Zonas de Carga del Mercado de Corto Plazo a Zonas de Carga Agrupadas se realizó a través de un problema de programación no lineal, cuyo objetivo es la Maximización de la correlación de los PMLs del MDA que existe entre cada una de las Zonas de Carga del Mercado de Corto Plazo, es decir, en esencia las Zonas de Carga Agrupadas son conjuntos de Zonas de Carga que muestran entre ellas PMLs altamente correlacionados. El problema de optimización toma en cuenta: La ponderación por demanda (carga en MW) que tiene cada Zona de Carga del Mercado de Corto Plazo. El número de Zonas de Carga Agrupadas se define a priori. Las Zonas de Carga que componen una Zona de Carga Agrupada deben guardar continuidad geográfica. Como resultado: I. El Sistema Interconectado BCA por si solo, forma la Zona de Carga Agrupada Bufadora II. El Sistema Interconectado BCS por si solo, forma la Zona de Carga Agrupada Ulloa III. El Sistema Interconectado Nacional (SIN) se dividió en 6 Zonas de Carga Agrupadas: Fundidora, Bacalar, del Cobre, Tepozteco, Montebello, Chapala.

20 $/MWh Precio Marginal Local futuro en estudios de costos de producción: Mérida Precios Marginales Locales MERIDA ( ) MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB BASE-PICO Promedio 02_MEDIO 03_MEDIO 04_MEDIO 05_MEDIO 06_MEDIO

21 $/MWh Precio Marginal Local futuro en estudios de costos de producción : Reynosa Precios Marginales Locales REYNOSA ( ) MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB BASE-PICO Promedio 02_MEDIO 03_MEDIO 04_MEDIO 05_MEDIO 06_MEDIO

22 $/MWh Precio Marginal Local futuro en estudios de costos de producción : Mexicali Precios Marginales Locales MEXICALI ( ) MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB MAR-JUN JUL-OCT NOV-FEB BASE-PICO Promedio 02_MEDIO 03_MEDIO 04_MEDIO 05_MEDIO 06_MEDIO

23 EVALUACIONES DEL MERCADO DIA EN ADELANTO Ejemplo genérico PEAK Off-peak Price Heat rate Gas spark spread Price Heat rate Gas spark spread S/MWh Btu/kWh S/MWh S/MWh Btul/kWh S/MWh West Four Corners , , Midwest Indiana , , ERCOT Houston , , East NE Pool , , Southeast Entergy , , Fuente: Argus US Electricity

24 EVALUACIONES DEL MERCADO DIA EN ADELANTO Ejemplo genérico Mead Palo Verde Peak Off-peak RTC Peak Off-peak RTC Price Spark spreads Price Price Price Spark spreads Price Price Jun Jul Aug Sep Oct Nov Q Q Q Q Q Q Q Q Cal Cal Cal Cal Cal Cal Fuente: Argus US Electricity

25 Productos derivados

26 CONTRATOS BILATERALES 03 de mayo 2017

27 Volatilidad Volatilidad y Administración del Riesgo Administración de Riesgo Es la tendencia de los precios (o de una variable específica) a experimentar fluctuaciones rápidas y significativas. Es un término que se utiliza para describir el tamaño y la frecuencia de las fluctuaciones en el precio de un producto (commodity), por ejemplo Gas Natural, Crudo, Electricidad, Trigo, Oro, Plata, etc. En términos estadísticos, es una medida de dispersión de los cambios en los precios de un producto, ya sean estos: Precios históricos o Precios Esperados (Desviación Estándar) Es el conjunto de procedimientos utilizados para minimizar los efectos adversos de una posible pérdida financiera mediante: Identificación de las fuentes potenciales de pérdidas. Estimación o evaluación de las consecuencias financieras si la pérdidas ocurre. Adopción y establecimiento de acciones y controles para minimizar las pérdidas o sus consecuencias financieras. La Administración del Riesgo es el proceso de: Identificar, Segregar, Cuantificar y Controlar riesgos.

28 Identificar los riesgos y sus causas Esquema de Administración de Riesgo En los mercados competitivos de energía eléctrica el principal riesgo para los participantes es el que resulta de la incertidumbre en los precios de la energía. Clasificar los riesgos Con el objetivo de compartir riesgos comunes y evitar asumir riesgos que no correspondan a otros agentes enfrentar y controlar. Cuantificar el impacto económico de los riesgos Análisis de escenarios, combinado con simulación, para estimar su impacto en los precios de la energía. Identificar y ejercer acciones preventivas Cartera de contratos financieros. Estimar el valor expuesto Dada la cartera de contratos y planteado el conjunto de escenarios relevantes, Cuál podría ser el peor impacto económico?. No Riesgo Aceptable? Si Termina

29 Metas de las Coberturas Para los productores: Obtener precios más altos. Percibir ingresos estables. Proteger el valor de sus activos. Amarrar financiamiento. Tener un flujo del dinero en efectivo estable y predecible. Apoyar la planificación operacional. Asegurar mercados consistentes. Para los intermediarios/comerciantes: Aumentar márgenes. Reducir riesgo. Recuperar costos de almacenamiento. Proteger inventarios, almacenamiento e ingresos de la transmisión. Ofrecer alternativas de precios. Comerciar la base. Para los usuarios: Obtener precios más bajos. Apoyar la planificación operacional. Procurar costos estables y predecibles. Mantener la seguridad de suministro.

30 Tipos de Derivados Convenio de Futuros: Un convenio a futuro (OTC), es un compromiso entre una parte compradora y una vendedora que, convienen en lo siguiente: Una fecha futura de entrega. El precio unitario a pagar en esa fecha. La cantidad y la calidad del producto o commodity. A este tipo de convenio en Inglés se le denomina forward contract. Contrato de Futuros: Un contrato de Futuros, es esencialmente un convenio a futuro, que además está estandarizado, es decir, especifica siempre una misma cantidad y calidad, una fecha de entrega y que se realiza a través de una institución de intercambio, denominada también Bolsa. Se regularizan todos los términos del contrato y se establecen de antemano, salvo el precio que es determinado por los corredores del organismo correspondiente de intercambio del artículo regulado. Una de las más importantes ventajas de estos contratos es que permiten de una manera práctica y rápida tanto la entrada como la salida del mercado.

31 GESTIÓN DE RIESGOS EN EL MEM POR PRECIOS DEL MERCADO SPOT El mecanismo del MEM para que los Participantes gestionen el riesgo de la volatilidad de los PML es la gestión de contratos de cobertura de energía y/o acuerdos bilaterales a precios fijos o indexados entre Generadores y Entidades Responsables de Carga, y realizando Transacciones Bilaterales Financieras (Tbfin) En un acuerdo bilateral, si los PML asociados a los nodos de inyección son iguales a los PML de los nodos de retiro, las Tbfin serían suficientes para gestionar el riesgo asociado a la volatilidad de los PML Sin embargo pueden presentarse grandes diferencias de los PML entre los diferentes nodos de la red debido a las congestiones de la red de transmisión En un acuerdo bilateral, una de las partes se verá afectada cuando los PML de los nodos de inyección sean diferentes a los PML de los nodos de retiro

32 GESTIÓN DE RIESGOS EN EL MEM POR PRECIOS DEL MERCADO SPOT La adquisición de Derechos Financieros de Transmisión (DFT) permite gestionar los riesgos de que se presenten diferencias de PML entre nodos de la red por problemas de congestión. El tenedor de los DFT tiene el derecho (y obligación) de cobrar (o pagar) la diferencia de los componentes de congestión de los PML de dos nodos de la red multiplicada por la energía nominal que representan dichos DFT

33 Obligaciones en el Permiso de CRE a Suministradores Requisito de Potencia Obligación Suministradores ERC de como Contratos de Cobertura de Potencia y energía

34 Requisitos Requisitos de Potencia - Función de la demanda de cada ERC en cada Zona de Potencia - El CENACE calcula la obligación - RERC zpk,q _ = ( ) (DP ) zpk

35 Requisitos Requisitos de Cobertura para el Suministro Calificado Años Energía Potencia CEL 1 a 3 60% 60% 60% 4 a 6 Monto de CEL 50% 50% 7 a 9 Monto de CEL 40% 40% 10 a 12 Monto de CEL 30% 30% 13 a 18 Monto de CEL 20% 20%

36 Contrato de cobertura Contrato de cobertura eléctrica Adquiriente Se compromete a adquirir una cantidad de energía eléctrica o productos asociados o registrados a una transacción bilateral con CENACE donde reporta la adquisición de Energía Eléctrica o producto asociado. Emisor Se compromete a enajenar una cantidad determinada de energía eléctrica, producto asociado o registrado a una transacción bilateral con CENACE donde reporta que no ha enajenado una cantidad determinada de Energía eléctrica o producto asociado

37 Transacciones Bilaterales Transacciones bilaterales. Permite a dos participantes del mercado transferir la responsabilidad financiera de Energía Eléctrica o de servicios conexos entre ellos. Transacciones bilaterales Financieras (TB Fin) De Potencia (TBPot) El emisor trasfiere al adquiriente al adquiriente el derecho de cobro y asume la obligación de pago de una cantidad de E.E. o S.C comercializados en el MDA ó MTR en un modo P o en una zona de reserva (No obliga a la inyección o retiro físico de E.E. o S.C.) puede ser fija o referenciada. El emisor transfiere al adquiriente la titularidad y asume las obligaciones asociadas con una cantidad determinada de potencia en una zona de Potencia.

38 Transacciones Bilaterales Registro de Transacción Bilateral Financiera. Puede ser desde 7 días antes hasta 3 días después del mercado correspondiente. Se considera registrada cuando la solicitud sea valida por la contraparte. El emisor o el adquiriente solicita al CENACE el registro de la TBFin a través del software de programación financiera. El CENACE envía la notificación a la contraparte para su validación una vez confirmado que el monto garantizado de pago es suficiente conforme a la REA.

39 Transacciones Bilaterales Ventajas: Se reduce la compra neta del adquiriente en el MEM ya que acredita a través dela TBFin por lo que reduce su monto garantizado de pago. La venta neta del emisor en el MEM es menor.

40 Transacción Bilateral Financiera con Consumo en un Nodo P de la transacción Nodo P A Precio 20 $ / Mwh Nodo P B Precio 30 $ / Mwh

41 Ejemplo Generador X Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago recibido del Suministrador Y En el Estado de Cuenta Diario: Cargo por Tbfin Precio $/MWh Cantidad MWh Total $ Venta en el MDA Ingreso bruto (excluye costo de producción) $500

42 Ejemplo Generador Y Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago realizado al Generador X Precio $/MWh Cantidad MWh Total $ Compra en el MDA En el Estado de Cuenta Diario: Abono por Tbfin Ingreso por Derecho Financiero de Transmisión Costo Neto -$500

43 Transacción Bilateral de Potencia Características. No se consideran financieras porque implican la transferencia de la obligación de procurar Potencia. Los emisores (Generadores) reducen su capacidad de entrega de sus ofertas de venta al mercado de Balance de Potencia. Los adquirientes (ERC) reduce su capacidad de entrega de sus ofertas de venta al mercado de Balance de Potencia.

44 Transacción Bilateral de Potencia Si la capacidad entregada fue de 50 Mw-año el CENACE registra una oferta de venta de 20 Mwaño. Si la obligación de Potencia es de 50 Mw- año el CENACE registra en el MBP una oferta de compra de 20 Mwaño.