Proyecto final de carrera Ingeniería Industrial ANÁLISIS DEL MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD: SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS ANEXOS

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1 Proyecto final de carrera Ingeniería Industrial ANÁLISIS DEL MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD: SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS ANEXOS Autor: David Monreal Becerra Director: Virginia Guinda Lacalle Ponente: Carme Pretel Sánchez Convocatoria: Noviembre 2014 Escola Tècnica Superior d Enginyeria Industrial de Barcelona

2 2 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos

3 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 3 Sumario Anexo A: Asignación de capacidad en el mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad 5 A.1 El mercado intradiario de la electricidad 5 A.2 El mercado intradiario de la electricidad en España 6 A.3 El mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad 8 A.4 Conclusiones y calendario 15 Anexo B: Asignación de capacidad en el mercado a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad 17 B.1 El mercado a plazo de electricidad 17 B.2 La asignación de capacidad a largo plazo en España 18 B.3 La capacidad a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad 21 B.4 Conclusiones y calendario 39 Anexo C: Descripción de las ofertas admitidas por el algoritmo EUPHEMIA 41 Anexo D: Deducción de las curvas de oferta y demanda empleadas en el caso práctico 43 D.1 Curvas originales 43 D.2 Obtención de las curvas de oferta y de demanda de los países aislados a partir de las curvas casadas 53

4 4 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos

5 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 5 Anexo A: Asignación de capacidad en el mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad A.1 El mercado intradiario de la electricidad El interés básico del mercado intradiario es el de permitir a los participantes del mercado ajustar sus posiciones de compra y de venta en un plazo de tiempo más próximo a la entrega física de energía, tras la finalización del mercado diario. En el mercado intradiario, con el fin de rectificar sus posiciones anteriores, los participantes que tienen una posición natural vendedora pueden comprar energía, y los que tienen una posición natural compradora pueden venderla. Se podrían dar los siguientes casos de actuaciones por parte de los participantes del mercado: - En caso de que un productor tuviera problemas técnicos y no fuera capaz de generar la energía que se comprometió a producir en el mercado diario, acudirá al mercado intradiario para adquirir esa cantidad de energía, evitando de esta forma la penalización que tendría que soportar si incumpliese su compromiso. - En el mercado diario, un productor puede presentar varias ofertas de venta, y que por el resultado de la casación de las curvas de oferta y demanda sólo parte de estas ofertas se active. Este productor podrá recurrir al mercado intradiario para realizar ofertas de venta adicionales. - Los productores de tecnologías renovables intermitentes y de carácter poco gestionable (la energía eólica y la energía fotovoltaica, sobre todo), si ofertan en el mercado diario, deberán hacerlo según ciertas estimaciones. Cuanto más se aproxime la fecha de entrega física de la energía, más seguras y precisas serán sus predicciones. Por eso el mercado intradiario es de especial interés para optimizar las posiciones de compra y de venta de este tipo de tecnologías de producción.

6 6 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos A.2 El mercado intradiario de la electricidad en España A.2.1 Diseño del mercado intradiario de la electricidad en España Actualmente el proceso del mercado intradiario ibérico no está unificado con el resto de Europa. El funcionamiento del mercado intradiario en España es muy similar al del mercado diario. Se realiza de forma independiente al proceso de casación del mercado diario y está estructurado en seis sesiones (desde marzo de 1999), en cada una de las cuales se realiza un cruce marginalista de las curvas de oferta agregada y demanda agregada, igual que en el mercado diario. En la figura A.1 se muestra la secuencia de mercados intradiarios en España. Figura A.1: Secuencia de mercados intradiarios en España. Fuente: OMEL Cada sesión cubre parte de las horas de la sesión anterior. Concretamente: - primera sesión: cubre 28 horas, que se corresponden con las cuatro últimas horas del día anterior (D-1) y las 24 del día de entrega del mercado diario (D) - segunda sesión: cubre las 24 horas del día D - tercera sesión: cubre las 20 últimas horas del día D (04:00-24:00) - cuarta sesión: cubre las 17 últimas horas del día D (07:00-24:00) - quinta sesión: cubre las 13 últimas horas del día D (11:00-24:00) - sexta sesión: cubre las últimas 9 horas del día D (15:00-24:00) Para cada una de estas sesiones se lleva a cabo la casación de la oferta y la demanda de forma conjunta entre España y Portugal. Igual que sucedía en el mercado diario hasta

7 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 7 mayo de 2014, si la capacidad de interconexión entre España y Portugal es suficiente (no hay congestión), el precio resultante de la casación será el mismo para los dos países. Si no hay suficiente capacidad para acomodar los intercambios de energía, habrá congestión en las interconexiones. La capacidad de interconexión será aprovechada al máximo (lo que significa que el país importador/exportador importará/exportará la máxima cantidad posible), pero el algoritmo de casación se realizará de forma independiente para cada país. De este modo se obtendrán dos precios diferentes para España y Portugal. Al finalizar cada sesión del mercado intradiario, el Operador del Mercado enviará al Operador del Sistema el resultado de la casación. Al finalizar el proceso de solución de restricciones técnicas, el Operador del Sistema comunicará al Operador del Mercado y a los demás agentes del mercado el programa horario final (tras haber incorporado los redespachos determinados en el proceso de solución de restricciones). A.2.2 Proceso del mercado intradiario de la electricidad en España Tomando como referencia la Resolución del 23 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica, el proceso resumido del mercado eléctrico en España es el siguiente: 1. Tras la publicación del Programa Viable Definitivo del mercado diario correspondiente al día siguiente, se abre el periodo de recepción de ofertas para la primera sesión del mercado intradiario. El periodo de recepción de ofertas para cada sesión subsiguiente se abre de acuerdo con el horario comentado, habiéndose publicado previamente el programa horario final correspondiente a la anterior sesión del mercado intradiario. 2. Antes del cierre de cada sesión del mercado intradiario, el Operador del Sistema envía al Operador de Mercado información sobre: - indisponibilidades - capacidades comerciales de interconexiones internacionales - asignación de derechos de capacidad - limitaciones a la posibilidad de ofertar - limitaciones zonales

8 8 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 3. El Operador del Mercado lleva a cabo la casación de las ofertas de compra y de venta. En caso de congestión interna en la interconexión entre los sistemas eléctricos español y portugués, se repite la casación realizándose una separación de mercados (market splitting) por la que se obtiene un precio en cada zona (España y Portugal). 4. Al finalizar la casación de una sesión, el Operador del Mercado publica el resultado provisional del proceso de casación y lo envía al Operador del Sistema. 5. El Operador del Sistema procede a la resolución de las restricciones técnicas identificadas, antes del inicio del horizonte de la sesión correspondiente. En base a esto, el Operador de Sistema publica el programa horario final, que incluye el resultado de la resolución de restricciones, y se lo envía al Operador del Mercado. A.3 El mercado intradiario en el Mercado Interior de la Electricidad A.3.1 El mercado intradiario continuo El modelo de mercado intradiario propuesto en las Directrices Marco y en el Código de Red del CACM es un modelo de mercado intradiario continuo. A diferencia del sistema español de mercado intradiario, basado en subastas con características idénticas al mercado diario, en un mercado intradiario continuo no se realizan subastas. La casación de las ofertas de compra y de venta se lleva a cabo de forma más directa, ya que los participantes del mercado pueden introducir sus ofertas de compra y de venta en cualquier momento. Para empezar, los participantes el mecado podrán introducir sus ofertas en la plataforma correspondiente de forma continua, es decir, sin tener que participar en una subasta en un momento concreto. Si existe capacidad de interconexión disponible entre dos regiones cualesquiera, las ofertas de compra y de venta que sean compatibles económicamente serán ordenadas según el momento en el que hayan sido introducidas, siguiendo un esquema First In First Out. Para que sean económicamente compatibles, bastará con que el precio de la oferta de compra sea igual o superior al precio de la oferta de venta (y que exista capacidad de interconexión disponible para la transferencia). No obstante, aunque la introducción de ofertas se pueda realizar de forma continua, y aunque la evaluación de su compatibilidad sea prácticamente inmediata, la asignación

9 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 9 de capacidad deberá realizarse de forma discreta, ya que entre cada asignación de capacidad previa a la casación de ofertas compatibles económicamente, deberá haberse recalculado la capacidad disponible (ATC). Por esta razón, la frecuencia de reasignación de capacidad (y por tanto, la frecuencia de intercambios físicos intradiarios) dependerá de la frecuencia con la que se actualice la capacidad de intercambio disponible. Así pues, cuantas más veces se recalcule la capacidad disponible, más rápido se efectuarán las casaciones de ofertas compatibles. Este hecho conlleva la posibilidad de que se puedan acumular ofertas entre los instantes en los que se realicen las casaciones. Por otro lado, también podrán llegar a acumularse ofertas, en caso de que la capacidad de transmisión se haya saturado en una dirección concreta. El modelo de mercado intradiario continuo, aunque no garantiza la eficiencia económica en la selección de ofertas (es decir, no maximiza el bienestar social), no requiere prácticamente de tiempo de ejecución para casar las ofertas de compra y de venta. De hecho, el Operador del Sistema español (Red Eléctrica Española, REE) planteó a nivel europeo la posibilidad de realizar un proceso de acoplamiento de los mercados intradiarios, del mismo modo que se hace para el mercado diario, pero se llegó a la conclusión de que esta estrategia permitía menos flexibilidad para los participantes del mercado, que muchas veces necesitan poder acomodar su producción con poco margen de tiempo (especialmente los productores de energía eólica y fotovoltaica). A.3.2 Particularidades del mercado intradiario continuo no especificadas en el código de red CACM Se pueden dar situaciones en las que las condiciones explicadas para que se realice la casación entre dos ofertas (que exista capacidad de interconexión y que el precio de la oferta de compra sea superior o igual al precio de la oferta de venta) no sean suficientes para determinar de forma unívoca las ofertas a seleccionar. El Código de Red no comenta estas situaciones. Aun así, a partir de la Iniciativa Regional que sirve de base para el desarrollo del mercado intradiario europeo (el Belpex Continuous Intraday Market, que conecta los mercados intradiarios de Bélgica y Holanda [16]), se tendrían

10 10 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos las siguientes condiciones adicionales: - Si el precio de la oferta de compra que saldría seleccionada por orden de prioridad es superior al precio de la oferta de venta que saldría seleccionada por orden de prioridad, y si la capacidad de interconexión es suficiente para acomodar la transacción, el vendedor percibiría por ingreso el precio que hubiera indicado en su oferta, y el comprador percibiría el precio de su oferta. A diferencia del mercado intradiario español, donde el precio se determina por casación ( pay as clear ), en este nuevo esquema los participantes cobrarían y pagarían por el precio de sus ofertas ( pay as bid ). La diferencia de precios entre la oferta de compra y de venta sería recaudada por el Operador del Sistema. - En caso de que existan dos ofertas con precios idénticos, la oferta que se introdujera antes en la plataforma será priorizada. El volumen de las ofertas no tiene impacto en la priorizacion. En caso de que los precios límite se estén superpuestos, el precio de casación será el precio límite de la oferta que se introdujo antes. - Considerando una situación en la que, por ejemplo, un vendedor haya introducido una oferta con un precio inferior de la mejor oferta de compra, el precio se determinará en función de la oferta que se introdujo antes en la plataforma. Ejemplo: un comprador ofrece 40 por 1 MWh (40 /MWh). Un vendedor envía su oferta después de que la oferta de compra haya sido introducida en la plataforma, con un precio de 30 /MWh. El precio final del contrato será de 40. En caso de que la primera oferta recibida hubiera sido la de venta, el precio del contrato habría sido de Las ofertas horarias pueden casarse de forma parcial, por lo que una oferta de venta podría casarse con varias ofertas de compra. - Siempre y cuando exista una ruta a través de las interconexiones disponibles (no congestionadas) de cualquier mercado a otro mercado, se podrán realizar intercambios intradiarios. A.3.3 El proceso del mercado intradiario continuo En el código de red del CACM se describe el proceso del mercado intradiario continuo dentro del Mercado Interior de la Electricidad. A continuación se explica este proceso de forma esquemática.

11 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos Tras haberse realizado el proceso del acoplamiento de mercados, se llevan a cabo de forma interativa los pasos 1 a 6 del proceso del mercado diario comentados en el apartado con información actualizada, concretamente los resultados de la capacidad asignada en el proceso del acoplamiento de mercados. A partir de estos datos se genera un nuevo Modelo de Red Común Intradiario, con el que se realizará un cálculo revisado de la capacidad transfronteriza. 2. En el plazo intradiario, la asignación de capacidad transfronteriza se realiza mediante el Módulo de Gestión de Capacidad (Capacity Management Module 1 ), gestionada por el Operador de Acoplamiento de Mercado, que cuenta además con la Shared Order Book Function El Coordinated Capacity Calculator envía al Operador de Acoplamiento de Mercado los valores de la capacidad transfronteriza disponible. También recibe información sobre las Restricciones de Asignación. 3. Los participantes del mercado introducen sus ofertas en sus respectivos mercados locales. Esto se lleva a cabo de forma continua, lo que significa que no se organiza ninguna subasta para los participantes. En cualquier momento un participante puede enviar una oferta a su operador de mercado. 4. Las ofertas comerciales enviadas por los participantes se tratan de forma anónima. El Operador del Mercado Eléctrico Nominado las recoge y se las envía al Operador de Acoplamiento de Mercado. Al ser el proceso continuo, no se forman curvas de precios. Cada oferta será enviada directamente al Shared Order Book function, donde serán evaluados los datos comerciales recibidos con la ayuda del Módulo de Gestión de Capacidad. 5. Disponiendo ahora de los valores de la capacidad transfronteriza para todas las Zonas de Oferta y de las Restricciones de Asignación, el Operador de Acoplamiento de Mercado ejecutará el proceso de casamiento intradiario. A medida que se vayan introduciendo las ofertas, el Shared Order Book y el Módulo 2. 1 El Módulo de Gestión de Capacidad contiene información actualizada sobre la capacidad de transmisión disponible en tiempo real, para la asignación de capacidad de forma continua. 2 El Shared Order Book es el módulo encargado de recolectar todas las ofertas que puedan ser casadas de los Operadores del Mercado Eléctrico Nominados, y realiza la casación de dichas ofertas de forma continua.

12 12 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos de Gestión de Capacidad evaluarán si la oferta es casable con otra oferta económicamente, por un lado, y si existe suficiente capacidad para que se realice dicha casación. En caso de que no existan limitaciones por congestión de capacidad, una oferta de una región podrá casarse con una oferta de cualquier otra región, siempre y cuando se cumplan las condiciones económicas. Los resultados del proceso incluirán una nueva exportación neta de cada región, que será enviada al Scheduled Exchange Calculator. 6. El Operador de Acoplamiento de Mercado proporcionará detalles de las ofertas ejecutadas al Contraparte Central, que publicará estos datos e informará a cada participante. También publicará los precios de mercado. 7. El Operador de Acoplamiento de Mercado enviará la información sobre las exportaciones netas (diferencia entre la suma de exportaciones y la suma de importaciones de la región) al Scheduled Exchange Calculator para que traduzca estos flujos comerciales en un flujo de energía físico en los interconectores específicos. A continuación se muestran las interrelaciones entre las diferentes entidades participantes a lo largo del proceso del mercado intradiario continuo según el código de red CACM.

13 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 13 Figura A.2: Proceso del mercado intradiario continuo según el código de red CACM. Elaboración propia. A.3.4 El proceso de las subastas intradiarias regionales El código de red admite la coexistencia del mercado intradiario continuo y de subastas intradiarias regionales. A continuación se describe el proceso de integración de ambas tipologías. 1. Después de que el Operador de Acoplamiento de Mercado gestione el proceso de casación intradiario, publique las ofertas ejecutadas para el Contraparte Central y expida las exportaciones netas al Scheduled Exchange Calculator (esto se corresponde con los tres últimos pasos del proceso del mercado continuo intradiario), el Operador de Acoplamiento de Mercado detiene el proceso de casación continuo en una frontera concreta durante un cierto periodo de tiempo. 2. Durante esta pausa, se detiene también la asignación de capacidad intradiaria en el Módulo de Gestión de la Capacidad. Tras esto, el Operador de Acoplamiento de Mercado notifica a la entidad nacional encargada (puede tratarse del Operador del Mercado Eléctrico Nominado de las regiones afectadas) la capacidad transfronteriza disponible para su uso exclusivo. 3. En este punto, los participantes introducen sus ofertas en su mercado local. Cabe comentar que las subastas pueden realizarse a nivel local (en el interior de una única región) o interregional. En este último caso, alguno de los Operadores del Mercado Eléctrico Nominados ejercerá un rol equivalente al Operador de Acoplamiento de Mercado. En este proceso podrían tener cabida las ofertas que no hayan sido casadas en el Shared Order Book de la región en cuestión. 4. Tras finalizar el periodo de recepción de ofertas, el Operador del Mercado Eléctrico Nominado llevará a cabo la subasta local/regional. Al no tratarse de subastas a nivel europeo, las reglas de funcionamiento serían decididas por las entidades locales pertinentes. Por ejemplo, el funcionamiento de dichas subastas podría ser idéntico al del mercado diario (establecimiento del precio marginal), tal y como sucede entre España y Portugal. 5. Los resultados de la subasta se liquidarían del mismo modo que en el mercado diario e intradiario a nivel europeo, a través del Contraparte Central. El Operador del Mercado Eléctrico Nominado publicará los resultados de la subasta, así como los precios del mercado.

14 14 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 6. Los volúmenes resultantes de las subastas serán enviados al Scheduled Exchange Calculator, que al igual que en los mercados diario e intradiario traducirá flujos comerciales en flujos físicos a través de interconectores particulares. 7. El operador de sistema actualizará los valores de capacidad transfronteriza en función de los resultados de la subasta regional, y enviará dichos resultados al Operador de Acoplamiento de Mercado, que a su vez actualizará los valores de las fronteras de las regiones relevantes en el Módulo de Gestión de Capacidad. 8. Tras la finalización de la subasta regional, el Operador de Acoplamiento de Mercado reactiva el proceso de mercado intradiario continuo. A continuación se muestran las interrelaciones entre las diferentes entidades participantes a lo largo del proceso de las subastas intradiarias regionales según el código de red CACM. Figura A.3: Proceso de los mercados intradiarios regionales según el código de red CACM. Elaboración propia.

15 A.4 Conclusiones y calendario Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 15 Como se ha comentado, en España se realizan varias subastas intradiarias de electricidad, donde se emplea el mismo algoritmo de casación que en el mercado diario. Esto es: las ofertas de venta son ordenadas en orden de precio ascendente (con lo que se determina la curva de oferta agregada), y las ofertas de compra son ordenadas en orden de precio descendente (con lo que se determina la curva de la demanda agregada), y de la intersección entre estas dos curvas se obtiene el precio de la electricidad de para el periodo correspondiente. Este procedimiento tiene la ventaja de maximizar el bienestar social (social welfare) para los periodos horarios de cada subasta intradiaria. Sin embargo, al ser el número de subastas finito, el grado de flexibilidad para los participantes del mercado es limitado, ya que no se pueden gestionar imprevistos o modificaciones en los programas de producción entre subasta y subasta. El modelo de mercado intradiario continuo europeo se basa en un sistema de gestión de ofertas de tipo First In First Out, que casa las ofertas de compra y de venta entre sí siempre que la capacidad de transmisión lo permita, a condición de que el precio de compra sea superior o igual al precio de venta. Aunque este sistema no es óptimo a nivel de maximización del bienestar social (ya que las ofertas no son seleccionadas bajo un criterio de eficiencia económica), al realizarse las casaciones de forma más frecuente, esto aporta mayor flexibilidad a los participantes del mercado, que son capaces de gestionar imprevistos con más precisión temporal. Los beneficios respecto de la situación actual serían por lo tanto: - Al igual que en el mercado diario y en los mercados a plazo, un aumento de la liquidez, por la mayor oferta de compra y de venta que implica abrirse al mercado europeo. - Una reducción del poder de mercado, como consecuencia de una mayor presión competitiva ante la oferta europea. - Mayor flexibilidad para que los participantes del mercado puedan gestionar su producción y consumo, con mayor aproximación al tiempo real de entrega física. - Esta mayor adaptación al tiempo real favorecerá un crecimiento de ofertas de producción de tecnologías renovables no controlables, particularmente la energía eólica y la solar. Al poder realizarse intercambios a mayor corto plazo, las

16 16 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos previsiones de producción de este tipo de tecnologías serán más precisas y menos arriesgadas. Como contrapartida, se tienen los siguientes aspectos: - las ofertas seleccionadas no son necesariamente óptimas en términos de maximización del bienestar social, ya que el criterio de casación es el instante en que se hayan introducido en el sistema (First In First Out). - el apilamiento o acumulación de ofertas durante el proceso de recalculo de la capacidad de interconexión o cuando exista congestión, que implica un cierto grado de incertidumbre sobre el momento exacto en el que se realice la entrega física de electricidad. En cualquier caso, el código de red plantea la coexistencia de este modelo de mercado intradiario continuo junto con los mercados intradiarios que estén en funcionamiento en cada región hasta el momento. De este modo, las contrapartidas se ven reducidas. Calendario El 19 de mayo de 2014 se aprobaron los bloques modulares básicos de la futura solución intradiaria transfronteriza paneuropea, lo que supone un paso decisivo en el proyecto. Esta primera etapa se corresponde con la Fase 1 del Acuerdo de Puesta en Marcha Anticipada. Los mercados eléctricos y los Operadores del Sistema alcanzaron un acuerdo común, con el apoyo de ACER, la Comisión Eurpoea y las autoridades regulatorias nacionales. Durante la siguiente fase, se finalizarán las especificaciones de algunos módulos específicos del proceso de asignación de capacidad intradiaria. Se espera que esta etapa, donde quedarán establecidos en términos contractuales todos los requisitos de la solución intradiaria, requerirá aproximadamente 5 meses, y permitirá iniciar los ensayos de la solución paneuropea.

17 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 17 Anexo B: Asignación de capacidad en el mercado a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad B.1 El mercado a plazo de electricidad B.1.1 Interés del mercado a plazo de la electricidad El mercado a plazo o a futuro tiene una función importante dentro de la secuencia de mercados de electricidad. Su papel consiste en permitir a los participantes del mercado cubrirse ante el riesgo asociado a la volatilidad de los precios de la electricidad en el mercado diario. Es una forma de asegurar los ingresos y los costes sin depender directamente del mercado, con lo que se garantiza un cierto margen para un período determinado. El producto básico del mercado a plazo son los contratos a futuro, por los que tanto vendedor como comprador acuerdan un precio fijo para una cantidad de energía que será suministrada en un intérvalo de tiempo concreto. Existen varios mercados a plazo que ofrecen diferentes tipologías de contrato. Por un lado se tienen los mercados organizados, donde se ofrecen contratos estandarizados; esto es, con unas condiciones definidas a las que tanto vendedor como comprador se suscriben. Aquí los agentes deben aportar unas garantías mínimas, variables en función del nivel de exposición al mercado en cada momento. En este sentido, este tipo de mercados dispone de una cámara de compensación, que actúa a modo de contrapartida y garantiza la liquidación de los pagos. Esta entidad asume el riesgo de que una de las partes del contrato no cumpla su obligación, cubriendo sus pérdidas. En otras palabras, los mercados organizados hacen a los agentes de mercado menos vulnerables, a expensas de una mayor rigidez en los términos de contratación. Por otro lado, en los mercados no organizados los participantes no están obligados a cumplir unas reglas determinadas de negociación. Se les conoce como mercados OTC (Over The Counter). En este tipo de mercados, el agente comprador y el agente vendedor entran directamente en contacto, sin intermediario, y acuerdan un precio. El interés básico para los participantes es que no hay estandarización en los términos de los

18 18 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos contratos, lo que permite una mayor flexibilidad a los agentes y condiciones más ajustadas a sus necesidades. Además, se ahorran los pagos y fianzas por participar en los mercados organizados, aunque tiene por inconveniente que los propios agentes tienen que asumir los riesgos de crédito de cada contraparte. Dentro de los mercados no organizados se distinguen el mercado de contratos bilaterales físicos y el mercado de contratos bilaterales financieros. En el mercado de contratos bilaterales físicos, el generador debe entregar físicamente a la red de transporte la potencia contratada en el momento establecido en el contrato. En el mercado de contratos bilaterales financieros, sin embargo, no hay una entrega física de la energía contratada por parte del generador, sino que únicamente se negocia la liquidación financiera del intercambio de potencia. Físicamente, el comprador recibirá la energía del mercado diario de su región. La liquidación financiera será la diferencia entre el precio del mercado diario y el precio que se haya establecido en el contrato bilateral. B.2 La asignación de capacidad a largo plazo en España El procedimiento de asignación de capacidad a largo plazo entre España y sus países vecinos (Portugal, Francia, Andorra y Marruecos) hasta 2014 queda establecido en la Orden ITC/4112/2005 [8] y en la Orden ITC/843/2007 [9] de 28 de marzo, por las que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica. La primera Orden fija los principios del mecanismo de resolución de congestiones en la interconexión España Francia, España Marruecos y España Portugal. Por otro lado, en la memoria de la Circular 2/2014, de 12 de marzo, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología relativa al acceso a las infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión, así como la metodología relativa a la prestación de servicios de equilibrio entre sistemas gestionados por distintos operadores del sistema [10], se detallan los mecanismos de asignación de capacidad y resolución de congestiones en las interconexiones España Francia, España Portugal, España Marruecos y España Andorra que se llevan realizando hasta la fecha.

19 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 19 B.2.1 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Francia La resolución de congestiones entre España y Francia se realiza, en lo que respecta a los horizontes temporales a largo plazo, a través de subastas explícitas de capacidad de intercambio del tipo PTR. El procedimiento consta de los siguientes pasos: 1. Antes de cada sesión de subastas de capacidad, el Operador del Sistema (en colaboración con su homólogo francés) publica la capacidad disponible de exportación e importación de la sesión correspondiente, junto con las capacidades máximas previstas en cada sentido de flujo para cada período de programación. 2. Se realiza la subasta explícita. En ésta, la capacidad ofrecida tiene en cuenta la superposición de transacciones firmes en ambos sentidos de flujo. Los Operadores del Sistema español y francés asignan la capacidad en función de los precios ofertados, comenzando por la oferta de precio más elevad hasta agotar la capacidad disponible para la subasta. 3. La capacidad adquirida puede ser puesta en venta en subastas explícitas posteriores por los titulares, o bien transferida a terceros mediante acuerdo bilateral. 4. La utilización de la capacidad asignada para la ejecución de un contrato bilateral es notificada a los Operadores del Sistema con anterioridad a la sesión del mercado diario correspondiente. En caso de que exista capacidad no utilizada, ésta se ofrece en posteriores procesos de asignación de capacidad. 5. A continuación de la realización de la subasta, los Operadores del Sistema publican los volúmenes y precios resultantes. La CRE (Commission de Régulation de l'énergia) y la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) aprobaron en marzo de 2014 normas específicas para subastas entre Francia y España (normas IFE versión 3.1) para asignar mensual y anualmente capacidad de interconexión en la interconexión Francia-España bajo la plataforma CASC (Capacity Allocating Service Company). La primera subasta subasta mensual de este tipo se llevó a cabo el 24 de marzo de 2014.

20 20 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos B.2.2 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Portugal Desde el 13 de junio de 2009, tras la publicación de la Orden ITC/1549/2009, hasta diciembre de 2013, se subastaba entre España y Portugal un tipo de derecho de transmisión financiero dos veces al año. Los productos subastados tenían un horizonte temporal de medio año y un año y consistían en contratos basados en las diferencias de precios para cada hora en el mercado diario entre el Sistema Eléctrico español y el Sistema Eléctrico portugués. Mediante estos productos financieros, los agentes podían cubrirse ante el diferencial de precios de los dos países. El precio de estos contratos era bastante bajo, debido que las congestiones entre España y Portugal en el mercado diario han ido disminuyendo progresivamente (haciendo que el diferencial de precio entre países sea nulo gran parte del tiempo), hasta el punto de que el valor de los contratos ha llegado a ser de 0 /MW para el segundo medio año de 2013 (correspondiente a la novena subasta, realizada el 20 de junio de 2013) y para el primer medio año de 2014 (correspondiente a la décima subasta, realizada el 17 de diciembre de ). A lo largo de 2013, el Consejo de Reguladores del MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad) ha estado trabajando en las normas de asignación para la implementación de una solución regional transitoria, hasta la integración de la interconexión España - Portugal en la plataforma CASC. La primera subasta conjunta de capacidad de interconexión entre España y Portugal tuvo lugar el 25 de marzo de 2014 bajo el mecanismo coordinado establecido en el Consejo de Reguladores del MIBEL. Se trata del primer mecanismo de asignación de capacidad europeo basado en derechos de transmisión financieros (que se explicarán a continuación). Los productos asignados en este mes fueron derechos de transmisión financieros de tipo opción, cubriendo el segundo cuatrimestre de En total se subastaron 300 MW en la dirección Portugal - España y otros 300 MW en la dirección España - Portugal. B.2.3 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Marruecos Para la interconexión con Marruecos el mecanismo existente permite el uso de una parte de la capacidad para la declaración de contratos bilaterales físicos con anterioridad al cierre del mercado diario. En concreto, la capacidad de interconexión entre España y Marruecos se reparte en un 50% entre transacciones en el mercado diario organizado, y 3 Fuente: National Report to the European Commission 2014, Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia [11]

21 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 21 un 50% para contratos bilaterales con entrega física. En caso de que el saldo de las ofertas casadas en el mercado diario entre España y Marruecos sea inferior al valor máximo de la correspondiente capacidad de intercambio disponible para las transacciones de mercado, la capacidad no ocupada puede ser utilizada para la aceptación de ejecución de contratos bilaterales con entrega física a través de dicha interconexión, cuando éstas hubieran superado el 50 % de la capacidad de intercambio publicada para ese periodo de programación. Si el conjunto de comunicaciones de ejecución diaria de contratos bilaterales con entrega física a través de dicha interconexión supera el valor de la capacidad de intercambio disponible, una vez descontada la capacidad ocupada por el conjunto de ofertas casadas en la sesión del mercado correspondiente, el Operador del Sistema adjudica la capacidad disponible en la interconexión a los contratos bilaterales con entrega física, utilizando para ello las ofertas específicas para la asignación de capacidad (en unidades de /MW), que habrán sido presentadas al Operador del Sistema por los titulares de estos contratos bilaterales con entrega física. En este caso, la capacidad se asigna prioritariamente a los participantes que hayan ofrecido un mayor precio de compra. B.2.4 Resolución de congestiones a largo plazo entre España y Andorra Finalmente, la gestión de la capacidad de intercambio con Andorra se lleva a cabo considerando el sistema andorrano como parte integrada en la zona de precio española. B.3 La reserva de capacidad a largo plazo en el Mercado Interior de la Electricidad Tras analizar brevemente el sistema de asignación de capacidad a plazo español, se pasan a estudiar los mecanismos de asignación de capacidad previstos para el Mercado Interior de la Electricidad eurpoeo. Como ya se ha explicado, en los mercados diario e intradiario la capacidad transfronteriza se asignará prioritariamente de forma automática mediante las subastas implícitas. No obstante, el mercado único de la electricidad deberá igualmente permitir la programación anticipada de intercambios de electricidad a nivel europeo. A este

22 22 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos efecto, se ha previsto un sistema de reserva de capacidad transfronteriza: el Forward Capacity Allocation. El objetivo del Forward Capacity Allocation es el de permitir la reserva de capacidad transfronteriza por parte de los agentes de mercado, de forma que puedan satisfacer sus contratos de energía transfronterizos a largo plazo pudiendo protegerse al mismo tiempo contra los costes de congestión transfronteriza. A este efecto, la Directriz Marco del CACM y FCA [14] y el Código de Red correspondiente [17] establecen dos medidas: - La implantación de una plataforma única para la asignación de derechos de transmisión a largo plazo, la Plataforma de Asignación (Allocation Platform). - La fijación de dos mecanismos complementarios que permiten a los participantes del mercado hacer uso de forma directa o indirecta de la capacidad de transmisión: los derechos de transmisión físicos (Physical Transmission Rights, PTR) y los derechos de transmisión financieros (Financial Transmission Rights, FTR). B.3.1 Derechos de transmisión A continuación se describen los dos tipos de derechos de transmisión que se plantean en el código de red FCA, y que deberán implantarse en todas las fronteras de los países europeos eventualmente. B Derechos de transmisión físicos, PTR Un PTR otorga al poseedor el derecho exclusivo de utilizar una interconexión particular para transferir un volumen predefinido de energía entre dos mercados de regiones/países diferentes y en un periodo de tiempo concreto. Estrictamente, un derecho de transmisión físico proporciona al titular el derecho de nominar transferencias de energía entre dos zonas. Se puede emplear para comprar o vender energía en mercados organizados y OTC. Ser titular de un PTR no implica necesariamente su uso obligatorio en un intercambio de energía. Para realizar una transferencia de energía, se deberá llevar a cabo previamente lo que se denomina proceso de nominación, por el cual el agente que posea el PTR notificará el uso de esa capacidad de interconexión, especificando la potencia

23 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 23 que será intercambiada. Este proceso de nominación será controlado por el Operador del Sistema, ya que deberá tener en cuenta todas las restricciones físicas de la transmisión. Por otro lado, aunque en el intercambio de energía entre agentes mediante PTR tiene implicaciones en el mercado diario. Esto se debe a que el uso de los PTR está ligado a la condición Use-It-Or-Sell-It (UIOSI), por la que se garantiza que la capacidad reservada que no se haya nominado será revendida automáticamente en la asignación de capacidad del mercado diario. Si esta asignación de capacidad es explícita (para las regiones en las que aún se mantenga este procedimiento), el titular del PTR que no haya nominado su capacidad recibirá por su venta el precio de la subasta explícita. Si la asignación de capacidad es implícita, que será el caso más general, recibirá por su venta la diferencia de precios entre el mercado de destino y el de origen. En este caso, al renunciar al derecho PTR se está renunciando al derecho de usar de forma exclusiva una fracción de la capacidad total de una interconexión física entre los mercados en cuestión. Por lo tanto, en esta situación el productor deberá participar en el mercado diario para garantizar el suministro de energía al comprador. Concretamente, un generador que hubiera decidido no nominar su PTR debería participar como vendedor en su propio mercado diario (zona A) y al mismo tiempo como comprador en el mercado de la zona donde se encuentre el comprador (zona B). El mecanismo UIOSI favorece un uso eficiente de la capacidad de interconexión física, ya que en el mercado diario la capacidad se asigna automáticamente de forma que se maximice el flujo de energía desde el mercado más barato al mercado más caro. Por otro lado, un titular de PTR puede decidir no nominarlo, si le compensa participar en los mercados antes que vender directamente su producción al comprador. Esto sucederá siempre que la diferencia de precios entre el mercado A y el mercado B sea superior al precio establecido en el contrato (asumiendo que los costes son iguales). En otras palabras, el mecanismo UIOSI permite al titular del derecho PTR aprovechar la volatilidad de los precios cuando la sea favorable. B Derechos de transmisión financieros, FTR El derecho de transmisión físico permitía a su titular usar una línea de transmisión física para inyectar en el mercado de destino su producción de electricidad. Los derechos de transmisión financieros, en cambio, permiten / obligan a su titular a cobrar / pagar una

24 24 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos cierta cantidad de dinero en función del precio de los mercados de electricidad diarios de origen y de destino. Concretamente, cobrarán / pagarán la diferencia entre el precio diario del mercado de destino (B) menos el precio diario del mercado de origen (A). Esta tipología de derechos únicamente es aplicable a mercados con frontera compartida que tengan sus respectivos mercados diarios sincronizados y relacionados por subastas implícitas de capacidad. El productor titular de dichos derechos tendrá que participar obligatoriamente en los mercados de origen y de destino para garantizar el suministro de energía (vendiendo su producción en el mercado A y comprándola en el mercado B). En el Forward Capacity Allocation se contemplan dos tipos de FTR: los FTR de tipo opción y los FTR de tipo obligación. El titular de un FTR de tipo opción percibirá, bajo circunstancias normales, la diferencia de precios diaria entre los mercados de destino (B) y de origen (A) cuando sea positiva (pb - pa). El FTR de tipo opción surge de la separación entre el aspecto financiero de la capacidad de interconexión y su aspecto físico. Una consecuencia de esto es que, aunque el carácter de un FTR de tipo opción es puramente financiero y no proporcione un derecho sobre capacidad física, está vinculado a una capacidad física, que se asigna implícitamente en las subastas del mercado diario. De hecho, la ganancia que percibe el titular de este tipo de derechos se corresponde con las rentas de congestión de las subastas implícitas (se recuerda que las rentas de congestión son los ingresos que recaudan los Operadores del Sistema como consecuencia de que exista una congestión en frontera, y se calcula como el producto entre la potencia congestionada y la diferencia entre los precios de los mercados diarios a cada lado de la interconexión). Esto significa que los FTR de tipo opción están limitados por la capacidad transfronteriza máxima asignada a estos derechos. Si se superara ese límite emitiendo más derechos, las rentas de congestión procedentes de las transacciones del mercado serían insuficientes para cubrir los pagos de los titulares de FTR. El titular de un FTR de tipo obligación, en cambio, tendrá el derecho a recibir dicha diferencia cuando sea positiva, pero también la obligación de pagarla cuando sea negativa. Esto proporciona una ventaja con respecto a los FTR de tipo opción, que tienen asociada su liquidación financiera a una capacidad de interconexión física. El hecho de que se empleen FTR de tipo obligación en ambos sentidos de una

25 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 25 interconexión hace posible que los pagos positivos se compensen con los negativos. Vamos a ilustrarlo con un ejemplo. Supongamos que tenemos dos agentes de mercado, ambos productores: uno se encuentra en la zona del mercado A y tiene un contrato bilateral en el mercado B, y el otro se encuentra en la zona del mercado B y tiene un contrato bilateral en el mercado A. Asumamos, por simplicidad, que ambos productores han comprado derechos FTR de tipo obligación para la misma potencia. Para un momento dado, si la diferencia de precios entre el mercado B y el A es positiva (pb - pa > 0), el productor de A recibirá esa diferencia de precios, mientras que el productor de B deberá pagar esa diferencia de precios. Análogamente, si pb - pa < 0, el produtor de A será el que pague la diferencia, y el productor de B el que reciba ese dinero. La consecuencia de esto es que, al estar solicitados los derechos FTR de tipo obligación en ambos sentidos, este tipo de derechos pueden asignarse sin un vínculo directo a ninguna capacidad física, ya que transacciones opuestas como las del ejemplo se compensan. Por esta razón, la cantidad de derechos FTR de tipo obligación emitidos puede ser mayor a la de FTR de tipo opción y a la de PTR. Para entender mejor el funcionamiento de los derechos de transmisión, a continuación se ilustra de forma simplificada la influencia que tienen sobre la cuenta de resultados de los participantes del mercado. B.3.2 Ilustración gráfica de la influencia de los derechos de transmisión físicos y financieros en la cuenta de resultados de los participantes del mercado En este apartado se ilustra de forma cualitativa lo que implica para un participante de mercado optar por uno u otro derecho de transmisión de capacidad. B Contrato bilateral entre productor y comprador dentro de una misma región En primer lugar, se toma como situación de referencia las circunstancias de un generador que deba proporcionar energía a través de un contrato bilateral a un consumidor de la misma región, es decir, sin necesidad de reservar capacidad de intercambio. Su cuenta de resultados simplificada se muestra en la figura B.1.

26 26 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos Figura B.1: Representación gráfica de la cuenta de resultados simplificada de un productor con un contrato bilateral con un consumidor directo de la misma región. Elaboración propia. Sus ingresos serán la diferencia entre el precio del contrato de suministro y los costes de producción. Como el productor no participa en el mercado diario y el consumidor pertenece a la misma región, la cuenta de resultados del productor es insensible a la diferencia de precios diarios de las regiones vecinas. B Influencia de los derecho FTR en la cuenta de resultados del productor titular del derecho En la figura B.2 se muestra de forma gráfica y simplificada la cuenta de resultados típica de un generador en un mercado A que tenga un contrato de suministro a largo plazo en un mercado B y que deba participar en ambos mercados para abastecer de energía al comprador. Es decir, este generador no es titular (o no ejerce) un derecho de PTR, ya que para ello el productor no vendería su producción en el mercado A para comprarla en el mercado B, sino que dispondría de una porción de la capacidad de interconexión para vender directamente su producción a un comprador en el mercado B.

27 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 27 Figura B.2: Representación gráfica de la cuenta de resultados simplificada de un productor con un contrato de suministro en un mercado de otra región, que deba participar en dicho mercado para abastecer al consumidor directo. Elaboración propia. Sus ingresos se dividen en dos partes: - una parte fija que se corresponde con el contrato de suministro, por el que fija un precio de venta (y al que se deben restar los costes de producción) - una parte variable que se corresponde con la diferencia de precios entre el mercado A (donde el generador VENDE una cantidad de energía equivalente a la que ha de suministrar) y el mercado B (donde el generador COMPRA la energía a suministrar a su comprador). Esta estrategia del productor de vender la producción en el mercado de partida y de comprar una cantidad de energía idéntica en el mercado de destino tiene la ventaja de no necesitar reservar una capacidad de interconexión física entre ambos mercados (ya que de hecho no se está realizando un intercambio de potencia físicamente). Se observa que, a menos que el productor decida comprar algún derecho de transmisión, estará expuesto a pérdidas, en caso de que la diferencia de precios entre el mercado A (donde vendería su producción) y el mercado B (donde compraría una cantidad idéntica de energía para revenderla a su cliente) fuera inferior a los ingresos fijos.

28 28 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos B Derecho de transmisión financiero de tipo opción Una forma de cubrir este riesgo es comprar un derecho de transmisión financiero. En la figura B.3 se muestra el esquema básico de un FTR de tipo opción. Figura B.3: Representación gráfica del efecto de un derecho de transmisión FTR de tipo opción sobre la cuenta de resultados. Elaboración propia. Un titular con este tipo de contrato percibirá, por una prima (el precio marginal resultante de la subasta de FTR), la diferencia entre el precio en el mercado diario B y el precio en el mercado diario A cuando esta diferencia sea positiva. La figura B.4 es la superposición de las dos anteriores. Figura B.4: Representación gráfica de la cuenta de resultados simplificada de un productor con un contrato de suministro en un mercado de otra región y que ejerza un derecho FTR de tipo opción. Elaboración propia.

29 Análisis del Mercado Interior de la Electricidad: Anexos 29 Como se puede observar, las pérdidas que supone para el generador comprar en el mercado B a un precio menor al que se vende la energía en el mercado A son cubiertas por el contrato FTR. En caso de que el precio del mercado A sea superior al del mercado B, el generador ingresará esa diferencia de precios (sumándole el precio del contrato de venta y restándole la prima del FTR). Esta situación es equivalente a la que verá un productor extitular de un derecho de transmisión de tipo PTR al ejercer la condición UIOSI. B Derecho de transmisión financiero de tipo obligación Otra forma de cubrir el riesgo es mediante un FTR de tipo obligación. Este tipo de derecho se muestra esquemáticamente en la figura B.5. Figura B.5: Representación gráfica del efecto de un derecho de transmisión FTR de tipo obligación sobre la cuenta de resultados. Elaboración propia. En este tipo de contrato el titular tiene la obligación de pagar la diferencia entre los precios del mercado B y el mercado A. Si el precio del mercado B es superior al del mercado A, su efecto será el mismo que el de un FTR de tipo opción. Si es inferior, el titular deberá pagar esa diferencia. Al ser menos beneficiosas para el titular del derecho estas condiciones, la prima a pagar por él será previsiblemente inferior (habrá menos demanda de este tipo de contratos en sus respectivas subastas).