El mercado spot de electricidad: procesos y resultados. Carlos Gamito Director de liquidación y facturación

Transcripción

1 El mercado spot de electricidad: procesos y resultados Carlos Gamito Director de liquidación y facturación

2 HORIZONTES DE CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL MIBEL A PLAZO Son siempre una cobertura de riesgo frente al precio del mercado diario, al Los precios estar resultantes regulado de el mercado las subastas diario servirán de forma como que referencia siempre para será la un actualización mercado con de las tarifas liquidez último (excepto recurso en casos de problemas reales de falta de suministro). MERCADO DIARIO No es un mercado obligatorio, se pueden realizar contrataciones al margen Los precios del mercado organizado resultantes de las subastas servirán como referencia para la actualización de. las tarifas de último recurso MERCADO INTRADIARIO Mercado de ajustes abierto a todos los agentes del mercado, Los precios independientemente resultantes de las de subastas cómo han servirán contratado como referencia su energía para (mercado la actualización o de las tarifas bilaterales de último recurso de cualquier tipo). PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA Relacionados con la seguridad

3 SECUENCIA TEMPORAL DE MERCADOS Y PROCESOS MERCADOS Y CONTRATOS DE COBERTURA DE RIESGO DE PRECIO MERCADO DIARIO (D) Precio de Referencia MERCADOS INTRADIARIOS GESTIÓN TÉCNICA RESTRICCIONES TÉCNICAS 12:00 D-1 D

4 MERCADO DIARIO (1) El mercado gestiona programas VENTAS VENTAS VENTAS Programa: 200 MWh Marginal: Programa: /MWh Marginal: Programa: /MWh Cobros: Marginal: /MWh Cobros: Cobros: COMPRAS COMPRAS COMPRAS Programa: 100 MWh Marginal: Programa: 150 /MWh Marginal: Programa: /MWh Pagos: Marginal: /MWh Pagos: Pagos: Programa: MWh Marginal: 50 /MWh Cobros: Programa: MWh Marginal: 50 /MWh Pagos: Base horaria

5 MERCADO DIARIO (2) Cada unidad de venta debe decidir la cantidad y precio a ofertar Cantidad? Hasta el límite de su capacidad de producción, no comprometido en contratos bilaterales Precio?

6 MERCADO DIARIO (3) Se oferta a diferentes precios incrementales Precio (Euro/MWh) MW COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN 2

7 MERCADO DIARIO (4) Se agregan todas las ofertas de venta de todas las tecnologías Primer bloque: Energía 100,0 MWh, a 10,00 Euro/MWh Segundo bloque: Energía 110,0 MWh, a 30,00 Euro/MWh Tercer bloque: Energía 130,0 MWh, a 80,00 Euro/MWh COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN 3

8 MERCADO DIARIO (5) Cada unidad de compra debe decidir la cantidad y precio a ofertar Cantidad? Precio? Hora 4: 3 MWh a 20,0 /MWh 10 MWh a 100,0 /MWh MWh 15 MWh a 180,3 /MWh Horas

9 MERCADO DIARIO (6) Se agregan todas las ofertas de compra de todas los consumidores Primer bloque: Energía 15,0 MWh, a 180,30 Euro/MWh Segundo bloque: Energía 10,0 MWh, a 100,00 Euro/MWh Tercer bloque: Energía 3,0 MWh, a 20,00 Euro/MWh COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

10 MERCADO DIARIO (7) Las curvas agregadas las forman las ofertas de venta y compra El punto de corte establece la energía casada, y el precio de la hora Casan MWh a un precio marginal de 44 /MWh COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

11 PROCESOS Y MERCADOS POSTERIORES AL MERCADO DIARIO

12 MERCADO INTRADIARIO (1) Horizonte: Para todos los periodos de programación ya casados en Mercados Diarios anteriores Sesiones: Diseño definitivo: Diseño provisional: Cada hora Seis sesiones. El resultado es el Programa Horario Final Programa Diario Viable + Primer intradiario Programa Horario Final + Siguiente Intradiario.

13 MERCADO INTRADIARIO (2) Sesiones PDVD DEL DIA D 27 horas 24 horas INTRADIARIOS PDVD DEL DIA D horas 17 horas 13 horas 9 horas 27 horas Diario

14 MERCADO DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Servicios necesarios para asegurar el suministro de electricidad en condiciones adecuadas de calidad, fiabilidad y seguridad. Clasificación: SSCC obligatorios: regulación primaria, control de tensión (requisito mínimo). SSCC potestativos: regulación secundaria y terciaria (obligación de ofertar las unidades de producción disponibles), control de tensión (excedentes) y reposición de servicio. SSCC potestativos se proporcionan con mecanismos de mercado

15 PROCESOS DE LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DE LOS MERCADOS

16 LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y COBROS Y PAGOS Día hábil posterior al día D Comunicación de los derechos de cobro y obligaciones de pago del día D y de las facturas diarias Reclamaciones? N=Lunes siguiente o día hábil posterior en caso de festividad Notificación de órdenes de cobros y pagos semanales (L a D) y comunicación al banco P=Fecha N+2 días hábiles pagos Si el día siguiente a los pagos fuera festivo los cobros se realizarán el mismo día que los pagos Día posterior a P (*) cobros Ejemplo: Publicación de la Liquidación y de las facturas del Lunes Publicación nota agregada de cargo y abono correspondiente a las facturas de lunes a domingo de la semana anterior Cobros Plazo máxima para recibir reclamaciones a la liquidación del Lunes Pagos L M X J V S D L M X J V S D

17 NOTA DE CARGO Y ABONO SEMANAL El primer día hábil después del domingo se publicará en el web de agentes la nota de cargo y abono semanal que indica el importe final a cobrar o pagar por el agente, así como los detalles de cobro o pago a realizar (Datos del agente (nombre, CIF, etc..), cuenta bancaria en la que pagar (caso agente deudor) o cobrar (caso agente acreedor), fecha de pago o cobro, etc ) En dicha nota asimismo se desglosa el conjunto de conceptos considerados: Facturas del mercado (de compra y de venta) de la semana anterior Retenciones de efectivo (embargos, ejecución de prendas, incremento garantías,etc ) Retribución OMIE Pequeños cobros y pagos Ajustes pequeñas diferencias semanas previas Consolidaciones de otras actividades o de otras empresas del mismo grupo empresarial Otras

18 FACTURACIÓN R.D. 1619/2012 de 30 de noviembre de Reglamento de facturación. Disposición adicional tercera: El OM expedirá facturas en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras de energía que acudan al mercado El OM expedirá una factura por los suministros efectuados a cada adquirente de energía A consumidores directos se les aplicará el impuesto sobre la electricidad (5, %). Ley 28/2014 del 27 de noviembre Las facturaciones se incrementarán con el I.V.A. Art. 38,39 y 195 de la Directiva 2006/112/EC

19 PAGOS A EFECTUAR POR AGENTES DEUDORES Los agentes que resulten deudores deberán hacer una transferencia a la cuenta de OMIE por la cantidad neta a pagar con fecha valor no posterior a la fecha de pagos. Los pagos deben estar antes de las 10 horas en la cuenta del operador del mercado designada al efecto. Cualquier gasto relativo a la transferencia será por cuenta del agente. Los agentes ordenantes de las transferencias bancarias deberán incluir en éstas, para su rápida identificación, el código de la empresa-actividad que consta en la base de datos del operador del mercado. En caso de que los pagos se efectúen desde el exterior, las transferencias llevarán el código completo de la cuenta bancaria (IBAN, SWIFT). Para su rápida identificación se debe enviar junto a la orden de transferencia el mensaje SWIFT a OMIE. En caso de transferencia desde una sucursal en España, es aconsejable que sea del tipo OMF.

20 INCUMPLIMIENTO EN EL PAGO Si a las 11 horas el operador del mercado no tiene constancia de que el pago se haya efectuado, se ejecutarán las garantías del agente. Si el agente dispone de garantías en efectivo se ejecutarán en primer lugar. Si hay que ejecutar garantías bancarias y no se pueden cobrar el día de cobros, se aplicarán prorrateos. En tal caso los agentes acreedores cobrarán la cantidad pendiente más intereses de demora al EONIA+ 3 (con un mínimo de 200 ). El agente incumplidor deberá pagar dichos intereses más una penalización de 300.

21 PRESTACIÓN DE GARANTÍAS A FAVOR DEL OPERADOR DEL MERCADO Todos los agentes que pudieran resultar adquirentes en el mercado La falta de prestación de esta garantía impedirá al agente intervenir en el mercado de producción y en la liquidación La garantía que debe prestar el agente en el mercado de producción responderá a las obligaciones que asuma en virtud de sus adquisiciones en el mercado de producción. El agente que actúa en el mercado directamente debe presentar garantías por sus compras El representante que actúa en nombre propio y por cuenta de terceros presentará garantías por sus representados Los representados por un representante que actúa en nombre y por cuenta ajena presentarán garantías

22 FORMALIZACIÓN DE GARANTÍAS Los agentes pueden prestar como garantías en OMIE: Depósito en efectivo en el banco del Operador del Mercado. Cesión de derechos de cobro (Modelo II de la Guía de Acceso para cesiones a terceros) Aval (Modelo I de la Guía de Acceso) Línea de crédito Seguro de caución Sólo son válidas entidades bancarias residentes o sucursales españolas de entidades no residentes El operador del mercado podrá rechazar garantías si la entidad bancaria avalista o, en su caso, entidad aseguradora no alcanza un rating mínimo otorgada por al menos una de las agencias de calificación S&P, Moody s o Fitch - equivalente a la otorgada por dicha agencia al Reino de España menos un nivel.

23 RESULTADOS DEL MERCADO

24 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DIARIO DE LA ELECTRICIDAD 01 MAY JUN 2015 Precios máximos anuales: 6 May: 59,78 /MWh 4 Jun: 56,41 /MWh 2 Jun: 56,21 /MWh

25 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL 1 ENERO - 07 JUNIO 2015 PDBF PVP PHF GWh GWh + 3,8 % GWh CICLO COMBINADO CARBÓN CARBÓN GS NUCLEAR HIDRÁULICA MINI HIDRÁULICA EÓLICA SOLAR FOTOVOLTÁICA SOLAR TÉRMICA TÉRMICA RENOVABLE COGENERACIÓN Y RESTO IMPORTACIONES HUECO TÉRMICO CON NUCLEAR HUECO TÉRMICO SIN NUCLEAR RENOVABLES CON HIDRÁULICA RENOVABLES SIN HIDRÁULICA

26 PRECIO MENSUAL MEDIO DEL MERCADO DIARIO ( /MWh) ESP % PORT % ene 51,60 33,62 53,5% ene 51,82 31,47 64,6% feb 42,57 17,12 148,7% feb 42,57 15,39 176,7% mar 43,13 26,67 61,7% mar 43,22 26,20 64,9% abr 45,34 26,44 71,5% abr 45,49 26,36 72,6% may 45,12 42,41 6,4% may 45,18 42,47 6,4% ene-may 45,61 29,51 54,6% ene-may 45,72 28,65 59,6% % % jun 50,95 40,87 24,7% jun 51,19 41,70 22,8% jul 48,21 51,16-5,8% jul 48,27 51,40-6,1% ago 49,91 48,09 3,8% ago 49,91 48,12 3,7% sep 58,89 50,20 17,3% sep 58,91 50,68 16,3% oct 55,11 51,49 7,0% oct 55,39 51,58 7,4% nov 46,80 41,81 11,9% nov 46,96 42,10 11,5% dic 47,47 63,64-25,4% dic 47,69 62,99-24,3%

27 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL DEMANDA EN BARRAS DE CENTRAL (GWh) Max Max 2014 VARIACIÓN DE DEMANDA REAL ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Variación mensual 2015 / ,7% 3,2% 1,0% 0,3% 1,6% 1,8% Variación mensual 2015 / Máximo histórico -7,3% -8,6% -7,4% -12,4% -5,6% -8,2% Fuente REE, elaboración propia

28 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MEDIA MENSUAL HASTA MAYO EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL DEMANDA MEDIA MENSUAL ENERO - MAYO GWh Fuente REE, elaboración propia

29 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA NACIONAL Y COMPARATIVA CON EL MISMO MES DEL AÑO ANTERIOR PERÍODO MES Demanda GWh 2014 % Inc. Mes % Inc. Mes corregido (2) Demanda GWh 2015 (1) % Inc. Mes % Inc. Mes corregido (2) Enero ,2-0, ,7 3,4 Febrero ,9-0, ,6 0,7 Marzo ,4-0, ,7-0,5 Abril ,8 0, ,3-0,3 Mayo ,2 2, ,6-0,8 Junio ,4 0, ,2-0,8 Julio ,4 0,1 Agosto ,1-0,1 Septiembre ,8 1,2 Octubre ,5-1,3 Noviembre ,4-1,1 Diciembre ,0-2,3 Total ,2-0, ,6 0,4 (1) Datos de 2015 hasta el 7 de junio (2) Incremento mensual de la demanda corregidos los efectos de temperatura y laboralidad

30 PRODUCCIÓN HIDRÁULICA REAL EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL (GWh) Mayo Año 2015: Año 2014: Máximo (1998): Media: Mínimo (2002): GWh GWh GWh GWh GWh VARIACIÓN DE HIDRÁULICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Variación mensual 2015 / ,8% -39,5% -27,9% -48,7% 4,3% -34,2% Variación mensual 2015 / Media ,5% 24,7% 13,1% -21,4% 1,4% 0,0% Variación mensual 2015 / Mínimo histórico 64,5% 215,3% 226,9% 46,3% 32,1% 98,1% Fuente REE, elaboración propia

31 PRODUCCIÓN EÓLICA REAL EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL PENINSULAR (GWh) VARIACIÓN DE EÓLICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Variación mensual 2015 / ,9% 2,5% -2,9% -0,1% 16,3% -4,4% (22,8%) Máximo diario PHF 2015 (GWh) 396,3 323,2 288,1 244,2 234,4 396,3 (48,8%) Mínimo diario PHF 2015 (GWh) 27,1 45,5 36,4 41,9 54,6 27,1 (3,7%) Máximo horario PHF 2015 (GWh) 17,5 14,9 14,5 11,1 14,0 17,5 (48,6%) Fuente REE, elaboración propia

32 PRODUCCIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA REAL EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL PENINSULAR (GWh) VARIACIÓN DE SOLAR FOTOVOLTÁICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Variación mensual 2015 / ,2% 18,7% -0,4% -1,1% 1,1% 3,8% (3,0%) Máximo diario PHF 2015 (GWh) 20,0 22,1 30,1 30,1 32,4 32,4 (5,1%) Mínimo diario PHF 2015 (GWh) 6,8 9,6 10,0 16,6 21,5 6,8 (1,0%) Máximo horario PHF 2015 (GWh) 3,0 3,1 3,6 3,7 3,6 3,7 (12,0%) Fuente REE, elaboración propia

33 PRODUCCIÓN SOLAR TÉRMICA REAL EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL PENINSULAR (GWh) VARIACIÓN DE SOLAR TÉRMICA ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Variación mensual 2015 / ,3% 98,1% 15,3% -14,7% -0,5% 9,7% (1,8%) Máximo diario PHF 2015 (GWh) 11,2 13,6 26,4 27,6 30,7 30,7 (5,2%) Mínimo diario PHF 2015 (GWh) 0,5 1,0 0,7 0,8 4,1 0,5 (0,1%) Máximo horario PHF 2015 (GWh) 1,6 1,5 2,2 2,2 2,2 2,2 (7,7%) Fuente REE, elaboración propia

34 PRODUCCIÓN SOLAR TOTAL REAL EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL PENINSULAR (GWh) VARIACIÓN DE SOLAR TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY ENE-MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Variación mensual 2015 / ,6% 34,8% 5,2% -6,1% 0,4% 5,9% (4,8%) Máximo diario PHF 2015 (GWh) 30,8 35,1 56,5 57,2 62,2 62,2 (10,6%) Mínimo diario PHF 2015 (GWh) 7,2 10,6 11,4 19,1 25,7 7,2 (1,1%) Máximo horario PHF 2015 (GWh) 4,3 4,6 5,8 5,8 5,7 5,8 (18,1%) Fuente REE, elaboración propia

35 % DE VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA EN EL MERCADO INTRADIARIO CON RESPECTO AL DIARIO MÁS BILATERALES JUNIO MAYO 2015

36 PRECIO HORARIO FINAL MEDIO DEMANDA NACIONAL AÑO MÓVIL Mercado/Proceso Jun-2012 / May-2013 Jun-2013 / May-2014 Jun-2014 / May-2015 EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh % Mercado diario 44,59 79,57% 43,00 78,41% 50,06 80,96% Mercado intradiario -0,05-0,09% -0,06-0,11% -0,01-0,01% Restricciones 3,08 5,49% 3,69 6,73% 3,26 5,26% Reserva de potencia a subir 0,47 0,84% 0,58 1,06% 0,39 0,63% Asig. Secundaria 1,45 2,58% 1,29 2,35% 1,11 1,79% Otros procesos 0,43 0,77% 0,37 0,67% 0,21 0,34% Pago por capacidad 6,07 10,84% 5,97 10,89% 5,96 9,64% Servicio de interrumpibilidad ,86 1,39% TOTAL 56,03 100% 54,84 100% 61,84 100% La componente de restricciones incluye tanto las restricciones técnicas al mercado diario como las restricciones en tiempo real. Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo PERIODO PAGOS DE LA DEMANDA COBRO DE LOS GENERADORES COSTE RESTRICCIONES GS SALDO A DÉFICIT GWh M /MWh M M M Jun 12 - May , ,9 6,07 786,3 289,8 399,8 Jun 13 - May , ,4 5,97 490,2 217,1 717,1 Jun 14 - May , ,1 5,96 436,6 156,1 863,4 * Los datos de las liquidaciones desde Julio de 2014 son provisionales PAGOS POR CAPACIDAD. DISTRIBUCIÓN

37 MERCADOS INTERNACIONALES

38 PRECIOS MEDIOS TRIMESTRALES EUROPEX Mercados europeos SPOT (EUR/MWh)

39 PRECIOS MEDIOS DIARIOS EUROPEX 1 MAYO-7 JUNIO 2015 Precio medio 1 may - 7 jun 1 ene - 7 jun EPEX-F: 26,87 /MWh 39,56 /MWh EPEX-A: 25,46 /MWh 30,06 /MWh OMIE-E: 46,66 /MWh 45,96 /MWh OMIE-P: 46,70 /MWh 46,06 /MWh NORDPOOL 21,01 /MWh 25,88 /MWh GME 47,73 /MWh 50,06 /MWh N2EX 55,80 /MWh 56,27 /MWh

40 GRACIAS POR SU ATENCIÓN