Download pdf - TESIS DE MASTER - IIT ComillasVive la alegría del triunfo a cada paso de tu esfuerzo Soy consciente de que la mayor parte de los que lleguen a tener en sus manos esta Tesis de Master,

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MASTER

ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS

LIBERALIZADOS A ESCALA INTERNACIONAL

AUTOR: José Carlos Fernández Pérez

MADRID, Septiembre 2002

Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:

José Carlos Fernández Pérez

EL DIRECTOR

Juan Bogas Gálvez

Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……

EL TUTOR

Mariano Ventosa Rodríguez

Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gomez San Román

Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MASTER

ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS

LIBERALIZADOS A ESCALA INTERNACIONAL

AUTOR: José Carlos Fernández Pérez

MADRID, Septiembre 2002

RESUMEN

En sus primeros años de existencia, la industria eléctrica de un país era un sector

fragmentado y disperso. Más tarde, el aumento de las economías de escala en

generación y la concepción del suministro eléctrico como servicio público llevaron

a considerar el sector eléctrico como un monopolio natural ya fuera de propiedad

pública o privada. Sin embargo, a partir de la década de 1980, varios factores

económicos, técnicos y políticos pusieron de manifiesto las ineficiencias del

modelo de monopolio y motivaron el comienzo de un proceso de reformas en

numerosos países, con el fin último de la introducción de competencia en el

sector.

La introducción de competencia implica la reestructuración del sector eléctrico,

que debe pasar del modelo de monopolio a algún otro modelo de estructura que

permita un libre mercado. La presente Tesis de Master aborda las etapas de

transición a la competencia de un sector eléctrico desde de su situación previa de

monopolio. Se analizan las diferentes posibilidades de diseño de mercados

eléctricos liberalizados y las funciones del Operador del Mercado, el Operador del

Sistema y el Regulador en el nuevo entorno competitivo. También se han buscado

cuáles son las variables más significativas de los mercados, capturando los datos

de dichas variables y mostrando los resultados cuantitativos más característicos,

lo que ha permitido un análisis comparativo entre diferentes mercados.

A mi familia,

a los que están y a los que se fueron. Por todo.

Vive la alegría del triunfo a cada paso de tu esfuerzo

Soy consciente de que la mayor parte de los que lleguen a tener en sus manos

esta Tesis de Master, únicamente leerán estas líneas, y eso supone cierta

responsabilidad para el que las escribe. Muchos tal vez se interesen también por

el número de páginas que contiene, así que intentaré ahorrarles trabajo: 301

páginas. Y sólo unos pocos leerán algún que otro capítulo.

En cualquier caso, quiero mostrar aquí mi agradecimiento a todos aquellos que

han hecho posible este trabajo. En primer lugar, quiero agradecer a OMEL el

haber confiado en mí al concederme la beca para la realización de este trabajo.

Gracias también a mi director, Juan Bogas, de OMEL, y a mi tutor Mariano

Ventosa, de la Universidad Pontificia Comillas. Ambos leyeron mis borradores y

los enriquecieron con sus ideas y comentarios. Gracias Juan por esas

conversaciones matutinas sobre mercados de las que tanto he aprendido.

Siguiendo con OMEL, gracias a Ramón Alburquerque y a Julio Hornos, ese

monstruo de la informática. Ambos me ayudaron desinteresadamente siempre que

me encontré ahogado entre números. Gracias a Blanca Vázquez. Todo el mérito

por la presentación de esta obra es suyo. Y gracias, en general, a toda la gente de

OMEL, que me acogió como uno más.

Me veo obligado también a nombrar a Tomás Gomez, que me metió en el cuerpo

el “gusanillo” de hacer este Master y a José Ignacio Pérez Arriaga, que con una

sola llamada telefónica me convenció definitivamente para cursarlo. Gracias a los

dos.

Y por último, y sin embargo lo más importante, gracias a mi familia. Ellos

aceptaron sin rechistar mi vuelta a la etapa de estudiante y me apoyaron siempre

en todo.

José Carlos Fernández Pérez

Madrid, septiembre 2002

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................... 1

2. LA EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO.............................................. 7

2.1 Los comienzos del sector eléctrico......................................................... 7

2.2 Los comienzos del sector eléctrico en España..................................... 10

2.3 Los motivos para el cambio a un mercado eléctrico liberalizado.......... 12

2.4 Distintos grados de liberalización. ........................................................ 15

2.4.1 Modelo 1: monopolio. .................................................................... 16

2.4.2 Modelo 2: monopsonio. ................................................................. 18

2.4.3 Modelo 3: competencia mayorista y minorista. ............................. 20

2.4.4 Modelo 4: libertad de elección para todos los consumidores. ....... 22

2.5 Resumen y conclusiones...................................................................... 26

3. LA TRANSICIÓN A UN ENTORNO EN COMPETENCIA........................... 27

3.1 El papel del Estado............................................................................... 28

3.2 La situación de partida. ........................................................................ 29

3.3 Las etapas del proceso. ....................................................................... 30

3.3.1 Separación operacional de actividades verticalmente integradas. 31

3.3.2 Desintegración vertical. ................................................................. 33

3.3.3 Desintegración horizontal.............................................................. 37

3.3.4 Mercado competitivo. .................................................................... 39

3.3.5 Privatización.................................................................................. 41

3.4 La economía de la transición a la competencia.................................... 43

3.4.1 Los costes. .................................................................................... 43

3.4.1.1 Los costes implícitos. ............................................................. 43

3.4.1.2 Los costes varados. ............................................................... 44

3.4.1.3 Los beneficios varados. ......................................................... 45

3.4.2 Los beneficios. .............................................................................. 45

3.5 Situación actual. ................................................................................... 46

3.6 Resumen y conclusiones.......................................................................... 47

4 LAS INSTITUCIONES DE UN SECTOR ELÉCTRICO LIBERALIZADO. EL

OPERADOR DEL MERCADO. EL OPERADOR DEL SISTEMA. EL

REGULADOR............................................................................................. 49

4.1 Las actividades de coordinación. ......................................................... 50

4.1.1 La operación del mercado............................................................. 50

4.1.1.1 Los mecanismos de casación de ofertas. .............................. 51

4.1.1.2 El mercado spot. .................................................................... 57

4.1.1.3 Los mercados de ajustes o “intradiarios”. .............................. 59

4.1.1.4 Los mercados eléctricos de futuros y opciones. .................... 59

4.1.2 La operación del sistema. ............................................................. 66

4.1.3 Organización y gobierno del OM y el OS. Relación con las

actividades de transporte............................................................. 67

4.1.3.1 Relación estructural entre el OM, el OS y la red de

transporte..................................................................................... 67

4.1.3.2 Propiedad del OM y el OS. .................................................... 70

4.1.3.3 Número de operadores de mercado ...................................... 71

4.2 El regulador. ......................................................................................... 71

4.3 Resumen y conclusiones...................................................................... 72

5 MERCADOS ELÉCTRICOS ORGANIZADOS. EVALUACIÓN DE

EXPERIENCIAS INTERNACIONALES. ................................................... 74

5.1 Resultados de diversos mercados.......................................................... 7

5.1.1 Europa........................................................................................... 76

5.1.1.1 OMEL..................................................................................... 76

5.1.1.2 NORD POOL. ........................................................................ 80

5.1.1.3 EEX Y LPX............................................................................. 84

5.1.1.4 APX ....................................................................................... 89

5.1.2 América del norte. ........................................................................ 94

5.1.2.1 PJM. ...................................................................................... 94

5.1.2.2 Alberta. ................................................................................ 101

5.1.3 Australia (NEMMCO)................................................................... 106

5.2 Análisis comparativo. ......................................................................... 128

5.2.1 Precios. ...................................................................................... 128

5.2.1.1 El precio horario. ................................................................. 128

5.2.1.2 El precio diario ponderado. ................................................. 139

5.2.2 Energía y volumen de negocio. .................................................. 142

5.2.2.1 Valores medios y volatilidad. ............................................... 142

5.2.2.1 Valores totales. ................................................................... 146

6 MERCADOS ELÉCTRICOS DE CONTRATACIÓN A PLAZO. EVALUACIÓN

DE EXPERENCIAS INTERNACIONALES. ........................................... 150

6.1 Productos del mercado de futuros de EEX. ....................................... 151

6.1.1 Futuros mensuales. .................................................................... 151

6.1.1.1 Carga base. ........................................................................ 151

6.1.1.2 Carga pico. .......................................................................... 153

6.1.2 Futuros trimestrales. ................................................................... 155

6.1.2.1 Carga base. ........................................................................ 155

6.1.2.2 Carga pico. .......................................................................... 157

6.1.3 Futuros anuales. ......................................................................... 159

6.1.3.1 Carga base. ........................................................................ 159

6.1.3.2 Carga pico. .......................................................................... 161

6.2 Resumen y conclusiones. .................................................................. 163

7. RESULTADOS Y CONCLUSIONES ....................................................... 164

Apéndice 1. EL SECTOR ELÉCTRICO EN DIVERSOS PAÍSES. REVISIÓN

INTERNACIONAL......................................................................................... 173

A1.1 Introducción ..................................................................................... 173

A1.2. Europa occidental ........................................................................... 175

A1.2.1 Austria....................................................................................... 175

A1.2.1.1 Proceso de implantación ................................................... 175

A1.2.1.2 Estructura actual................................................................ 176

A1.2.1.3 Modelo de mercado ........................................................... 176

A1.2.2 Bélgica ...................................................................................... 176



A1.2.3 Francia...................................................................................... 178




A1.2.4 Holanda .................................................................................... 180




A1.2.5 Grecia ....................................................................................... 190

A12.3.1 Proceso de implantación .................................................... 190

A12.3.2 Estructura actual................................................................. 190

A12.3.3 Modelo de mercado............................................................ 190

A1.2.6 Alemania................................................................................... 191




A1.2.7 Inglaterra y Gales...................................................................... 234




A1.2.8 Países nórdicos (Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca)..... 244




A1.3 Europa del Este.................................................................................... 264

A1.3.1 Armenia .................................................................................... 265

A1.3.2 Albania...................................................................................... 266

A1.3.3 Azerbaijan................................................................................. 266

A1.4 África ................................................................................................ 267

A1.5 Asia y Oceanía ..................................................................................... 269

A1.5.1. Australia .................................................................................. 270


A1.5.1.2 Estructura actual ............................................................... 275

A1.5.1.3 Modelo de mercado .......................................................... 276

A1.6 América del Sur.................................................................................... 281

A1.7 América Central ................................................................................... 281

A1.8 América del Norte................................................................................. 282

A1.8.1 Estados Unidos......................................................................... 282

A1.8.1.1 Proceso de implantación .................................................. 282

A1.8.1.2 Estructura actual ............................................................... 284


Apéndice 2. ÍNDICES DE TABLAS Y FIGURAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7....

................................................................................................ 291

Bibliografía ................................................................................................ 298

1

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN Desde el comienzo de la década de 1990 se han venido produciendo

importantes cambios en el sector eléctrico de numerosos países, entre los que

se encuentra España. Estos cambios están encaminados, en general, a la

introducción de competencia en el sector y están basados en tres puntos:

- Reestructuración de las diferentes empresas para la separación de

actividades.

- Liberalización de la normativa referente a las transacciones económicas

entre los agentes para las actividades a realizar en régimen de

competencia.

- Privatización, en su caso, de las empresas públicas, evitando así los

conflictos de interés que pueden surgir al permanecer el Estado como

juez y parte en las diversas actividades eléctricas.

La existencia de competencia, unida a la propia complejidad del sector

eléctrico, ha hecho también necesaria la creación de entidades reguladoras

que velen por la competencia y resuelvan los conflictos que surjan en el

funcionamiento del mercado.

2

En el ámbito mayorista, los generadores, los consumidores cualificados y las

entidades comercializadoras de cualquier tipo, pueden ahora realizar

libremente transacciones entre sí, ya sea a través de un mercado spot o por

medio de contratos. Aunque no es imprescindible, todos los mercados

eléctricos competitivos han establecido algún tipo de mercado organizado, con

transacciones estandarizadas, generalmente con mecanismos anónimos de

casación de ofertas de producción y demanda. En todos los casos, el mercado

organizado siempre incluye un mercado spot, gestionado por el Operador del

Mercado (OM). Por otro lado, el encargado de garantizar la seguridad y

fiabilidad del sistema eléctrico en condiciones compatibles con los resultados

del mercado es el Operador del Sistema (OS).

En España, la única entidad encargada de facilitar las transacciones

económicas de los mercados y realizar las liquidaciones y los pagos es el

Operador del Mercado, OMEL. El Operador del Sistema es REE, que es

además Transportista.

Sin embargo, el modelo de mercado elegido en España no es único. Los

diferentes mercados organizados de todo el mundo han optado por otras

opciones igualmente válidas.

Condiciones de partida Como primer objetivo, se pretende analizar las situaciones previas al

establecimiento de mercados eléctricos, estudiando los condicionantes que

provocaron procesos liberalizadores en numerosos países de todo el mundo.

A partir de la situación inicial, pueden tomarse diversas decisiones en cuanto al

diseño del mercado. Una de las más cruciales es la elección del modelo

estructural. Se pretende estudiar los diversos modelos implementados y

analizar las ventajas y desventajas de cada uno de ellos.

3

Evolución Una vez elegido el modelo estructural, la implantación no es inmediata sino que

se hace necesario un periodo transitorio, en el que deberán acometerse

diversas reformas. Este proceso estará, sin duda, influenciado por la situación

de partida. Se pretende identificar las etapas de dicho proceso y analizar su

dependencia del punto de partida, así como sus implicaciones, entre ellas las

económicas.

Otro aspecto clave en el entorno liberalizado del sector eléctrico es el diseño

estructural de las nuevas instituciones. Estas instituciones, que se hacen

necesarias ahora pero que no existían en el modelo tradicional son el Operador

del Mercado (OM), el Operador del Sistema (OS) y el regulador independiente.

En general, el mercado eléctrico puede tener diversas variantes dependiendo

de las opciones tomadas en tres componentes funcionales:

- Función técnica (OS).

- Función económica (OM).

- Función de transporte.

En relación con estas funciones, se analizarán algunas áreas de decisión en el

diseño de un mercado liberalizado, estudiando las experiencias internacionales

en cada una de ellas:

• Independencia del operador del mercado:

- Operador del mercado independiente.

- Unido al Operador del Sistema.

- Unido al Operador del Sistema y a la empresa Transportista.

• Número de operadores del mercado:

- Operador del mercado único.

- Varios operadores del mercado en cada sistema.

4

• Número de Transportistas

- Transportista único.

- Varios Transportistas en cada sistema.

• Propiedad del OM/OS/Transportista:

- Pública.

- Privada.

- Mixta

El modo de determinación del precio de suministro también constituye una

decisión de diseño a la hora de establecer competencia. En general, la

contratación de energía se realizará mediante una subasta organizada por el

OM o mediante contratos bilaterales. Se pretende analizar con visión crítica los

diversos métodos de casación, así como los diversos mercados que puede

organizar el OM. Dada su especial importancia en los últimos tiempos, los

mercados de derivados eléctricos serán abordados con cierto detalle,

destacando las particularidades que éstos presentan respecto de los mercados

de derivados financieros.

Situación Actual Por otro lado, la presente Tesis de Master pretende realizar un análisis de la

situación actual de los mercados eléctricos con mayor grado de desarrollo y

experiencia acumulada. Para ello, se buscarán índices que puedan mostrar la

profundidad de los mercados y facilitar su comparación cuantitativa. También

deberá analizarse la información pública disponible de mercados spot y de

contratación a plazo, con el objetivo de capturar de forma automática

información útil para el análisis del funcionamiento de los mercados. En

concreto se completará el diseño realizado por OMEL de una herramienta

informática de captura de información relevante de los mercados para la

utilización en el proyecto y para la realización de informes. El análisis de los

datos obtenidos con esta aplicación deberá proporcionar una información

objetiva y uniforme sobre los distintos mercados, así como facilitar su

comparación.

5

Conclusiones Las diferentes decisiones tomadas determinan una elevada casuística de

modelos de mercado implantados por todo el mundo. Algunos de ellos han

perdurado en el tiempo con pequeñas modificaciones, mientras otros han

sufrido cambios bruscos aconsejados por la experiencia. El presente proyecto

pretende analizar las distintas variantes de mercado eléctrico, así como las

ventajas e inconvenientes de las mismas derivadas de la experiencia.

Así, se extraerán conclusiones finales derivadas de todo el estudio, y en

particular se mostrarán aquellas derivadas del análisis de los resultados de la

herramienta automática de captura de datos.

Organización de la Tesis de Master El capítulo 2 presenta los rasgos característicos que han marcado la evolución

del sector eléctrico desde sus comienzos. Se analiza la situación de partida en

la que se encontraban la mayor parte de los sectores antes del proceso de

liberalización y se explican los motivos que llevaron a muchos países a este

proceso. Por último, se analizan los diferentes modelos estructurales de

mercado que pueden implantarse.

El capítulo 3 analiza la transición a alguno de los modelos competitivos vistos

en el capítulo 1 así como las implicaciones económicas que esta transición

conlleva. También se muestra situación actual de estructura y propiedad en la

que se encuentran algunos mercados significativos tras el desarrollo, no

siempre de la misma forma, de esta transición.

En el capítulo 4 se analizan las funciones del Operador del Mercado, el

Operador del Sistema y el Regulador, así como las diversas formas de

organización de los dos primeros y su relación con la actividad de transporte.

Especial atención reciben los mercados organizados por el OM.

El capítulo 5 utiliza los datos capturados vía internet mediante la herramienta

de captura automática para mostrar resultados objetivos de algunos mercados

6

significativos, que permiten una sencilla comparación utilizando ciertos índices

que se han considerado apropiados. La información se ha dispuesto de forma

que un lector interesado en un solo mercado pueda estudiar sus resultados sin

la lectura de los del resto.

El capítulo 6 también utiliza los datos capturados vía internet mediante la

herramienta de captura automática, pero en este caso sólo ha sido posible la

obtención de datos con el suficiente horizonte temporal en el mercado de EEX,

mostrándose resultados de los diversos productos que ofrece.

Por último, el Apéndice 1 presenta un estudio detallado de algunos mercados

significativos, constituyendo una referencia de ejemplos variados para toda la

Tesis de Master. El Apéndice 2 contiene los índices de tablas y figuras.

7

CAPÍTULO 2

LA EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO. 2.1 LOS COMIENZOS DEL SECTOR ELÉCTRICO

Históricamente, la energía eléctrica ha sido siempre considerada como uno de

los motores del desarrollo, del crecimiento económico y del bienestar social.

Las naciones más desarrolladas son también las de mayor electrificación y

consumo eléctrico. Un gran número de actividades se desarrollan hoy día

gracias a la electricidad y no es imaginable una sociedad desarrollada sin ella.

Esto ha hecho que el sector eléctrico haya sido siempre un sector estratégico

sobre el que los Estados ejercían un férreo control y, a menudo, la propiedad.

Desde sus comienzos, tanto la industria como el Estado solían compartir (sin

grandes diferencias entre los países) la opinión de que el suministro de

electricidad era más eficiente cuando ésta era realizada por compañías

verticalmente integradas, ya fueran estas públicas o privadas. Existía, por lo

tanto, un único modelo de estructura, el monopolio, y dos modelos de

propiedad:

• Privada: Compañías integradas verticalmente y con el Estado como

regulador.

8

• Pública: El Estado tiene la responsabilidad del desarrollo y operación de

las infraestructuras eléctricas, con los objetivos de:

- Mantener los activos estratégicos bajo el control del gobierno.

- Garantizar la capacidad económica para la inversión.

- Asegurar la posibilidad de alcanzar economías de escala en

generación mediante la construcción de grandes centrales.

Sin embargo, el sector eléctrico de cada país ha sufrido numerosos cambios

estructurales, técnicos y regulatorios a lo largo de la historia.

1870-1920: El nacimiento de la industria eléctrica En sus comienzos, la industria eléctrica era un sector fragmentado, de carácter

local, privado en su mayor parte y, en muchos países, no sujeto a regulación.

La autoproducción era habitual, puesto que las redes se encontraban poco

desarrolladas.

1920-Segunda Guerra Mundial: La electricidad como necesidad de la sociedad. En esta época los gobiernos pasaron de considerar la electricidad como un

artículo de lujo, a una necesidad, y comenzó la construcción de grandes

proyectos hidráulicos de carácter público. La electrificación llegó a las zonas

rurales y aparecieron numerosas compañías de carácter tanto público como

privado, muchas de ellas incluyendo distribución. Mientras, el transporte

continuaba fragmentado, a menudo sin interconexión con los sistemas vecinos,

y por lo tanto con elevadas pérdidas e incertidumbre en el suministro.

1945-1960: El sector eléctrico como monopolio natural. En este periodo comenzó la aplicación de conceptos económicos a la industria

eléctrica, a la vez que aumentó el tamaño mínimo eficiente de las centrales de

9

generación y se completaron las redes de transporte y distribución en los

países industrializados. El aumento de las economías de escala hizo que

muchas pequeñas empresas eléctricas dejaran de ser rentables. Esto obligó a

numerosos gobiernos a unir a las pequeñas compañías en una única compañía

nacional con carácter de monopolio o, al menos, a crear varias compañías

regionales de carácter monopolístico. Es decir, los gobiernos empezaron a

considerar al sector eléctrico como un monopolio natural, como había sugerido

Thomas Edison, bajo la convicción de que la mejor forma de evitar

comportamientos que perjudicasen al consumidor era poner al sector en manos

públicas. Ya en 1926, Gran Bretaña había nacionalizado todo el sector

eléctrico. Tras la Segunda Guerra Mundial, Francia decide crear EDF en 1946,

iniciando una tendencia en Europa que terminaría con la creación del

monopolio estatal italiano ENEL en 1962.

Como el sector eléctrico se consideraba un monopolio natural, muchos países

crearon leyes adicionales a las de nacionalización, que prohibían

explícitamente la entrada de nuevos agentes en el sector, o bien los excluían

de las leyes generales de la competencia. Otros países como Australia o

Nueva Zelanda también optaron por un modelo similar al europeo. Una

importante excepción a esta tendencia europea fue, como se verá, España.

En EEUU, sin embargo, se adoptó un modelo muy diferente al europeo,

predominando los monopolios privados regulados por una entidad regulatoria

independiente, aunque aún existían (y siguen hoy día existiendo) un gran

número de compañías municipales o federales, originarias de los años de las

grandes obras públicas en instalaciones hidráulicas y los programas de

electrificación.

10

2.2 LOS COMIENZOS DEL SECTOR ELÉCTRICO EN ESPAÑA.

1870 – Guerra Civil: El nacimiento del sector eléctrico. La etapa inicial del desarrollo del sector eléctrico español, entre 1870 y

principios del siglo XX, se caracteriza, como en otros países, por el empleo de

la corriente continua y por el uso de la energía fundamentalmente para el

alumbrado público y privado. Las instalaciones de producción son de escasa

potencia, de origen térmico y se construyen cerca de los centros de consumo,

debido a las dificultades para transportar grandes volúmenes de energía

eléctrica. La característica de los medios de producción y las empresas, que

habitualmente abarcaban generación y distribución para asegurarse un cierto

volumen de mercado, era la dispersión.

Muy pronto, las economías de escala en la generación llevaron a construir

instalaciones de mayor tamaño, pero la incertidumbre de un negocio

desconocido hasta entonces hacía que, en general, la inversión fuera

moderada y fundamentalmente extranjera. La competencia hacía que el

objetivo de muchas empresas fuera la obtención de un monopolio local de

facto.

La etapa de predominio de la producción hidroeléctrica se extiende desde

principios de siglo hasta finales de la década de los años veinte. El inicio de

esta etapa está marcado por el desarrollo de la corriente alterna, que posibilita

el transporte desde las centrales de generación hidráulica hasta los grandes

centros de consumo. En esta etapa se generaliza el uso de la electricidad y se

consolidan la mayoría de las grandes empresas que, tras varias fusiones,

dominan el sector en la actualidad. La mayoría de las empresas creadas por

iniciativa privada lo fueron antes de 1920 [Conejo, 1998].

Una vez establecidos diversos sistemas comarcales de energía eléctrica

independientes, que incluían ya los tradicionales subsistemas de generación,

transporte y distribución, comienza la integración de los mismos con el objetivo

11

común de una mayor seguridad en la explotación del sistema. En 1920 se crea

la “Asociación de Productores y Distribuidores de Electricidad”, que en 1929 se

transformaría en la “Cámara Oficial de Productores y Distribuidores de

Electricidad”, como único representante del sector frente a la administración.

En contraste con otros sectores eléctricos europeos, (Gran Bretaña, Francia,

Italia…) el sector eléctrico español no se nacionaliza y el sistema crece y se

integra de forma autorregulada, con intervención menor de la Administración,

que consiste en los procedimientos iniciales de concesiones y en la fijación de

tarifas máximas.

Durante la dictadura de Primo de Rivera se acometen importantes proyectos

hidráulicos que no hubieran sido rentables de no ser por las fuertes ayudas

estatales con las que contaron. Presionada por la crisis internacional y por

dificultades presupuestarias, la República congela esta política de

subvenciones. La guerra no afectó gravemente la integridad del sistema

eléctrico español y tras ella, la normalización del servicio fue muy rápida.

Guerra civil – 1975: La entrada del Estado en el sector eléctrico. Este es un periodo de importantes restricciones y racionamientos eléctricos

debidos fundamentalmente a la debilidad inversora y a la escasa interconexión

entre los sistemas eléctricos regionales. Sin embargo, estas circunstancias no

llevaron, como en otros países, a la nacionalización del sector. El hecho de que

no se produjera una nacionalización del sector estuvo fuertemente influenciado

por la presencia de importantes fuerzas oligárquicas. Así, en 1944 y con el

principal objetivo de evitar la nacionalización, nace UNESA, que se convertiría

de hecho en la patronal del sector. La regulación de la Administración se

limitaba, casi exclusivamente, a la fijación de tarifas máximas. Al mismo tiempo,

el Estado decide entrar en el sector creando ENDESA (1944) y ENHER (1946).

En esta época se entra en un periodo de congelación de tarifas que origina una

fuerte caída de la inversión privada y el sector se cierra a la entrada de nuevas

empresas, creciendo su integración vertical y horizontal. Los Planes

Energéticos Nacionales, PEN, que comienzan en 1975, dictan las políticas

12

energéticas y los medios para lograr su cumplimiento. La ley de 19841, que

configura la explotación unificada del sistema por parte de Red Eléctrica de

España, y la ley de 19872 caracterizan el llamado “marco legal y estable”, que

es el sistema implantado hasta la introducción de competencia en el sector en

el año 1988.

2.3 MOTIVOS PARA EL CAMBIO A UN MERCADO ELÉCTRICO LIBERALIZADO.

Las primeras dudas sobre la eficiencia del modelo de monopolio regulado en el

sector eléctrico, pueden remontarse a la década de 1970 en EEUU. En 1962,

Averch y Johnson habían demostrado que un monopolio privado remunerado

según el modelo de coste de servicio o tasa de retorno3 tiene incentivos a

sobreinvertir en sus activos [Averch,H and Johnson, LL, 1962].

A su vez, la subida de los precios del crudo, que por aquel entonces era la

principal materia prima para la producción de electricidad, movió a los países a

fomentar el uso de otras materias primas a través programas nucleares o de

carbón.

Sin embargo, otros cambios ocurrieron en este periodo. Por un lado, el

aumento del coste de la generación nuclear, debido a la necesidad de

aumentar su seguridad. Por otro, la disminución del precio del gas natural en

EEUU. Todo ello llevó a nuevas y más pequeñas economías de escala en

generación, y a plantear si realmente el negocio eléctrico debía ser

considerado, como hasta entonces había sido, un monopolio natural puesto

que la investigación en generación energética había puesto de manifiesto que

1 Ley 49/1984, de 26 de diciembre, de Explotación Unificada del Sistema Eléctrico. 2 Ley para el Establecimiento de un Marco Legal y Estable para el Cálculo de la Tarifa Eléctrica y de la Retribución de las compañías, RD 1538/1987 de 11 de noviembre de 1987, 3 La empresa eléctrica tradicional era, como se ha visto, un monopolio público o privado con estructura verticalmente integrada. Como tal monopolio regulado, el regulador fijaba una tarifa que permitiera a las compañías obtener una tasa de retorno sobre los capitales invertidos y

13

los generadores independientes podían realizar su actividad sin menoscabo de

la seguridad del sistema.

Adicionalmente, algunos estudios mostraron que la dependencia técnica y

económica entre generación y transporte implicaba grandes economías de

integración vertical, por lo que una industria eléctrica organizada de forma

competitiva necesitaría de una cooperación y coordinación global que

asegurase una interacción óptima entre ambas actividades.

Las décadas de 1980 y 1990: Las reformas en el sector eléctrico. En esta época diferentes factores en diversos países aceleraron las reformas

del sector eléctrico. Podemos clasificar estos factores en tres tipos [Tembleque,

2000]:

• Económicos

Aumento efectivo del tamaño relevante de los mercados energéticos, motivado

por la globalización de los productos energéticos y el desarrollo de la capacidad

de interconexión de los sistemas eléctricos y gasistas.

• Técnicos

Disminución del tamaño mínimo eficiente en generación, gracias al desarrollo

de la turbina de gas de ciclo combinado, económicamente muy competitiva

cuando utiliza gas natural. Como consecuencia, mientras las turbinas de gas de

ciclo simple operaban en punta las de ciclo combinado, lo hacen en base en la

mayoría de los casos.

Reducción del coste de medida y control gracias al desarrollo de las

tecnologías de la información. Este desarrollo facilita enormemente el

suministro descentralizado.

recuperar los costes incurridos. A este tipo de regulación se la conoce como de coste del servicio o tasa de retorno.

14

Figura 2.1. Comparación de la eficiencia de las turbinas de gas de ciclo simple y de ciclo combinado. La mayor eficiencia de las turbinas de ciclo combinado las permite trabajar

habitualmente en base. Fuente: [Unger, 1998]

• Políticos

En general, existen diferentes condicionantes favorables a la reforma en los

diversos países. En los países desarrollados la bonanza económica saca a la

luz las ineficiencias del monopolio y las tendencias liberalizadoras en otros

sectores incentivan la creación de un marco competitivo en el sector eléctrico

en el que los consumidores tengan capacidad de elección. En los países en

vías de desarrollo o aquellos que se encontraban en época de crisis, la

creación de competencia se veía como una forma de obtener recursos

provenientes de la privatización y/o de atraer nuevas inversiones que bien el

Estado o bien las empresas monopolísticas verticalmente integradas no eran

capaces de afrontar.

De esta forma, desde principios de la década de 1990, se han venido

produciendo importantes cambios en el sector eléctrico de numerosos países.

Estos cambios están encaminados, en general, a la introducción de

competencia en el sector y están basados en tres puntos:

- Reestructuración de las diferentes empresas para la separación de

actividades.

- Liberalización de la normativa referente a las transacciones económicas

entre los agentes para las actividades a realizar en régimen de

competencia.

15

- Privatización, en su caso, de las empresas públicas, evitando los conflictos

de intereses motivados por el hecho de que el Estado sea juez y parte en

las diversas actividades eléctricas.

La existencia de competencia, unida a la propia complejidad del sector

eléctrico, ha hecho también necesaria la creación de entidades reguladoras

que velen por la competencia y resuelvan los conflictos que surjan en el

funcionamiento del mercado.

En el ámbito mayorista, los generadores, los consumidores cualificados y las

entidades comercializadoras de cualquier tipo, pueden ahora realizar

libremente transacciones entre sí en numerosos países, ya sea a través de un

mercado spot o por medio de contratos. Aunque no es imprescindible, todos los

mercados eléctricos competitivos han establecido algún tipo de mercado

organizado, con transacciones estandarizadas, generalmente con mecanismos

anónimos de casación de ofertas de producción y demanda. En todos los

casos, el mercado organizado siempre incluye un mercado spot, gestionado

por el Operador del Mercado (OM). Por otro lado, aparece la figura del

Operador del Sistema (OS), encargado de garantizar la seguridad y fiabilidad

del sistema eléctrico en condiciones compatibles con los resultados del

mercado.

Sin embargo, el modelo de mercado no es único. Los diferentes mercados

organizados de todo el mundo han optado por diferentes opciones igualmente

válidas. En el siguiente apartado se analizan diferentes modelos de mercado

elegidos por países de todo el mundo. En el capítulo 4 se estudiarán algunas

áreas de decisión en el diseño del modelo elegido.

2.4 DISTINTOS GRADOS DE LIBERALIZACIÓN

Desde el punto de vista de la estructura del sector eléctrico, existen cuatro

modelos de organización [Hunt & Shuttleworth, 1996], aunque cada uno de

16

ellos con posibles variaciones. Elegir uno de estos modelos es el primer paso

en el diseño de un sector eléctrico. Adicionalmente, también pueden verse

como modelos secuenciales, con el último de ellos (competencia total) como el

objetivo final. A continuación se revisan estos cuatro modelos y se dan

ejemplos de aplicación en diversos países.

2.4.1 MODELO 1: MONOPOLIO En este modelo no existe competencia ni capacidad de elección por parte del

consumidor. Suele estar caracterizado por una única compañía vertical y

horizontalmente integrada o por varias compañías verticalmente integradas con

zonas de operación definidas. También admite variantes en cuanto a la

integración vertical, existiendo casos en los que la actividad de distribución es

realizada en régimen de monopolio por compañía/s independiente/s de la/s que

realizan las actividades de generación y transporte.

Figura 2.2. Modelo de monopolio. Diversas estructuras.

La compañía monopolística es la propietaria de los activos de generación,

transporte y, en su caso, de distribución, así como la responsable de su

correcto funcionamiento. Puede ser de carácter público o privado, en cuyo caso

suele estar fuertemente regulada. Habitualmente tiene “obligación de

suministro” a sus consumidores cautivos.

Ventajas

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

Monopolio con integración vertical y horizontal totales

Monopolio con integración vertical

Monopolio con integración vertical parcial

17

Históricamente, el modelo de monopolio en sus distintas variantes ha sido el

comúnmente adoptado en todo el mundo. La rápida industrialización hacía

necesarias infraestructuras eléctricas sólo abordables por grandes compañías

y, como se ha dicho, era comúnmente aceptado que se conseguían mayores

eficiencias con esta estructura.

En efecto, en los primeros tiempos del desarrollo de las infraestructuras

eléctricas, era fácil comprender que las actividades de generación, transporte y

distribución, íntimamente relacionadas entre sí, podían ser realizadas más

eficientemente desde una estructura de monopolio. Además, esto permitía la

construcción de grandes centrales de generación y redes de transporte, en una

época en la que las economías de escala eran de gran importancia en el

sector.

Por otro lado, la inexistencia de competencia permitía ayudas y subsidios

cruzados con los que el Estado podía realizar determinadas políticas, como

financiar ciertas regiones de menor nivel económico, realizar inversiones que

permitieran llevar el producto electricidad a las clases sociales menos

favorecidas, o dar ventajas a los combustibles nacionales frente a los

importados. Esta característica del sector eléctrico como herramienta de los

gobiernos para el desarrollo de ciertas políticas bien puede verse como una

desventaja cuando se da en un entorno general de libre mercado.

Desventajas Las ineficiencias del modelo monopolístico verticalmente integrado sólo han

salido a la luz a partir de la década de 1970 en sectores eléctricos de cierta

extensión y relativamente maduros. La principal crítica contra este modelo es la

falta de incentivos a la mejora del servicio y la disminución de costes. En una

estructura monopolística, la empresa, ya sea pública o privada, no corre ningún

riesgo de perder clientes y sabe que sus costes, sean cuales sean, serán

reconocidos, por lo que no tiene incentivos a disminuirlos. Por otro lado, la falta

de transparencia y la interferencia de las decisiones políticas no optimizan las

decisiones de inversión.

18

Además, el argumento del monopolio como mejor estructura para soportar

elevadas economías de escala, que aún sigue siendo aplicable hoy en

numerosos países en vías de desarrollo, dejó de ser válido con la aparición de

nuevas tecnologías como el ciclo combinado.

La transición a otros modelos La desmantelación de un sector monopolístico depende en gran medida de dos

aspectos: la propiedad de los activos y el régimen regulatorio. A continuación

se presentan modelos alternativos al de monopolio, que introducen

progresivamente mayor competencia en el sector eléctrico en el que se

implantan.

2.4.2 MODELO 2: MONOPSONIO Este modelo es conocido también como el modelo de comprador único (CU) y

puede ser considerado como un primer paso hacia la liberalización. Un único

comprador, típicamente la empresa eléctrica local, realiza las compras de

energía a las centrales disponibles, de forma que sólo existe competencia en

generación. En el modelo aún perviven una o varias compañías verticalmente

integradas pero se permite la existencia de generadores independientes

(Independent Power Producers, IPPs) con el objetivo de atraer la inversión. El

agente comprador actúa como un monopolio en las actividades de transporte y

distribución, permaneciendo cautivos los consumidores finales.

19

Figura 2.3. Modelo 2: monopsonio.

Ventajas En el modelo de comprador único la generación se desarrolla en régimen de

competencia, siendo posible la entrada de nuevos agentes con capacidad de

inversión a la vez que los gobiernos pueden desarrollar las mismas políticas

sociales que era posible obtener con el monopolio. Se mantiene el concepto de

“obligación de suministro” del monopolio, dado que los consumidores siguen

siendo cautivos.

Desventajas Pueden señalarse como desventajas del modelo de monopsonio las mismas

que en el caso del monopolio. En la práctica, cada generador independiente

puede firmar contratos a largo plazo con el gobierno que estén indexados a los

costes marginales de generación, lo cual no da incentivos a los generadores

para reducir sus costes, ya que el riesgo de mercado y tecnológico (posible

entrada de una nueva tecnología que desplace a otra ya existente) es

trasladado a los consumidores cautivos a través del CU. Además el CU puede

tener incentivos a tratar en condiciones desfavorables a los generadores

independientes frente a los generadores de su propiedad. En contra de esto

último está, sin embargo, el hecho de que, si el CU traslada el riesgo de

mercado a los clientes finales, permite a los generadores independientes estar

Generador independiente

Generador del CU


Comprador único

Distribuidor Distribuidor Distribuidor

CF CF CF

20

financiados con elevadas proporciones de deuda, lo que les hace más

competitivos que las centrales de generación del CU.

Implantación El CU no debería tener activos en generación para garantizar así su

independencia. Sin embargo, esto no suele ser así debido al monopolio

existente en el sector antes de la instauración de este modelo. Si el CU es

también Operador del Sistema existirá la posibilidad de que utilice su función

de despacho de los contratos para discriminar a ciertos generadores. El

establecimiento de un Operador del Sistema Independiente (Independent

System Operador, ISO) puede ser una medida transitoria hacia un modelo más

competitivo.

En general puede decirse que el modelo de CU es un buen modelo transitorio y

puede ser definitivo en países en vías de desarrollo en los que proponer un

modelo de mercado más desarrollado no tenga sentido [APERC, 2000].

2.4.3 MODELO 3: COMPETENCIA MAYORISTA Y

MINORISTA

Este modelo permite la competencia tanto en generación como en

comercialización a consumidores finales, que siguen, no obstante,

permaneciendo cautivos. Las empresas generadoras compiten entre ellas y

con posibles nuevos entrantes por producir la energía necesaria. Las

comercializadoras a consumidores cautivos (habitualmente las distribuidoras

tradicionales) mantienen el carácter de monopolio local, pero ahora pueden

comprar libremente a los generadores. Aunque no es estrictamente necesario,

dichas compras suelen establecerse total o parcialmente a través de un

mercado organizado, con transacciones estandarizadas y mecanismos

anónimos de casación de ofertas de producción y demanda. Dicho mercado,

gestionado por un nuevo agente llamado Operador del Mercado (OM), es el

21

conocido en la literatura anglosajona como Power Exchange o Wholesale

Market.

Figura 2.4. Modelo 3: competencia mayorista y minorista.

En este modelo, los riesgos de mercado y tecnológicos son ahora soportados

por los generadores, que tienen libre acceso a la red.

Ventajas Dado que con este modelo las decisiones de inversión en generación se dejan

al libre mercado, se mejora la eficiencia económica ya que el riesgo se

transfiere desde el Estado a los inversores privados. Sigue siendo posible el

desarrollo de ciertas políticas que afecten al consumidor final por parte del

gobierno ya que se mantienen ciertos subsidios.

Desventajas Desaparece la obligación de los generadores de satisfacer ciertas políticas

sociales, lo cual, por otra parte, es completamente lógico en un contexto de

libre mercado.

Implantación




Mercado organizado

Distribuidor Distribuidor Distribuidor

CF CF CF

22

El establecimiento de este modelo representa un salto importante en el diseño

de un mercado completamente competitivo y hace surgir, en el caso de que la

estructura inicial del sector fuera privada, los llamados costes de transición a la

competencia. En efecto, el cambio de marco regulador hace necesario

reconocer a los productores unos costes de transición a la competencia1 que

hagan competitivas determinadas inversiones incurridas en el anterior marco.

El motivo es que la valoración de los activos existentes (a menudo

desadaptados a la demanda y tecnología actuales) será inferior en un marco

competitivo al que tenían en el entorno regulado anterior.

Sin embargo, dado que los consumidores finales son todavía cautivos, este

modelo es sólo un modelo transitorio hasta la competencia total.

2.4.4 MODELO 4: LIBERTAD DE ELECCIÓN PARA TODOS LOS CONSUMIDORES

Este modelo es similar al anterior, sólo que la competencia se ha introducido ya

en todos los niveles del sector. Es habitual que la apertura del sector a la

competencia sea gradual y que los últimos consumidores en tener capacidad

de elección de suministrador sean también los de menor consumo.

1 También llamados costes varados o stranded costs en la literatura anglosajona.

23

Tabla 2.1. Porcentaje de consumidores con capacidad de elección en la Unión Europea.

La mayoría de los países han optado por una apertura gradual del mercado.

Fuente: [UE, 2001]

Sin embargo, la existencia real de competencia minorista vendrá dada no por el

porcentaje de consumidores con capacidad de elección sino por el porcentaje

de éstos que efectivamente ejercen esa posibilidad (switching o cambio de

comercializador, participación en el mercado organizado, etc.).

Un componente básico en este modelo es el libre acceso a las redes de

transporte y distribución, bajo unas condiciones reguladas (acceso regulado).

El acceso negociado, aunque adoptado en algunos países1, limita en la

práctica la libre competencia al posibilitar la desigualdad de trato a los agentes.

Idealmente, las actividades de red, como actividades reguladas, deben estar

separadas totalmente de las actividades de generación y comercialización,

para las que existe libertad total de entrada a los nuevos agentes. En este

modelo, como en el anterior, aparece la figura del Operador del Sistema y la

del Operador del Mercado. En el capítulo 4 se abordará más ampliamente sus

funciones así como la estructura de ambos operadores y su relación con el

propietario de la red de transporte.

1 Alemania, Grecia….(ver Apéndice 1).

2000 2003 2003-… Austria 32% 100% (2001) 100% Bélgica 35% 50% 100% (2007) Dinamarca 90% 100% 100% Finlandia 100% 100% 100% Francia 30% 35% n.a. Alemania 100% 100% 100% Grecia 30% 35% n.a. Irlanda 30% 40% 100% (2005) Italia 35% 70% 70% Luxemburgo 40% +56% 75% (2005) Holanda 33% 100% 100% Portugal 30% 35% n.a. España 54% 100% 100% Suecia 100% 100% 100% Gran Bretaña 100% 100% 100% TOTAL Unión Europea

66% 75% 83%

24

Figura 2.5. Modelo 4: Libertad de elección para todos los consumidores.

Ventajas Idealmente y con la regulación adecuada que minimice las imperfecciones del

mercado, este modelo optimiza la eficiencia económica. Los precios de

generación disminuyen y la existencia de libre competencia en el mercado

minorista aumenta la cantidad y calidad de servios ofertados a los

consumidores, que deben ser, en última instancia, los principales beneficiados

de la implantación del modelo.

Desventajas Como en el caso anterior, este modelo implica la desaparición de la posibilidad

de satisfacer ciertas políticas sociales utilizando los ingresos de generación,

algo completamente lógico en un contexto de libre mercado.

Por otro lado, este modelo permite, en su máximo desarrollo, que cualquier

usuario pueda acudir al mercado, lo cual, para pequeños consumidores puede

hacer que los costes de tal participación (conexión al sistema, equipos de

medida apropiados…) sean mayores que los beneficios que puedan esperar.

Típicamente, los sistemas liberalizados establecen un coste estándar de la

lectura y del equipo de medida, mientras el sobrecoste por el cambio a un

equipo más sofisticado que permita la participación activa en el mercado debe

asumirlo el cliente. Sin embargo, estos costes son cada vez menores gracias al




Mercado organizado

CF CF CF

Comercializadores

25

desarrollo de las nuevas tecnologías y no debería privarse a cualquier

consumidor de la posibilidad de acudir al mercado a comprar su propia energía.

La opción más común es, sin embargo, que el consumidor opte libremente por

establecer un contrato con algún comercializador. El regulador debe establecer

los mecanismos adecuados para determinar las responsabilidades sobre la

calidad del servicio, que es responsabilidad del distribuidor de la zona y ajena,

por tanto, al comercializador con quien el cliente haya contratado el suministro

de energía. Típicamente, el distribuidor cobra a precios máximos regulados el

acceso a la red. En caso de que el consumidor requiera una calidad superior a

la establecida por la legislación, debe negociar con el distribuidor el pago de

ese servicio especial.

Implantación Existen algunas críticas al modelo [APERC, 2000] que aducen que la

introducción de competencia siguiendo el modelo 4 tiene un impacto negativo

en políticas de eficiencia energética como la gestión de la demanda, la

investigación y la inversión a largo plazo. Bajo un correcto desarrollo

regulatorio, estos temas pueden verse como pequeños defectos de una etapa

de transición, tras la cual, un verdadero mercado en competencia debe

conseguir el óptimo de eficiencia en estos y otros asuntos.

En cuanto a la libertad de elección de todos los consumidores, la implantación

de sofisticados equipos de medida a precios cada vez menores, permitirá una

mejor gestión de la demanda y mayores posibilidades de gestión de la energía

por parte de los propios consumidores (compra de energía en periodos de

menor precio, arbitraje entre comercializadores…).

Los costes de transición a la competencia, si existen, son mayores en este

modelo [Hunt & Shuttleworth, 1996].

26

2.5 RESUMEN Y CONCLUSIONES

El capítulo 2 ha presentado los rasgos característicos que han marcado la

evolución del sector eléctrico desde sus comienzos. También ha analizado los

motivos para el cambio a un entorno liberalizado y los modelos estructurales

que pueden elegirse en el diseño de ese entorno.

En sus primeros años de existencia, la industria eléctrica de un país era un

sector fragmentado, disperso y con instalaciones de generación de escasa

potencia. Más tarde, el suministro eléctrico empezó a considerarse como un

servicio público y los sectores eléctricos se transformaron bajo un denominador

común: un modelo de estructura, el monopolio, ya que se consideraba que la

actividad eléctrica constituía un monopolio natural, y dos posibles modelos de

propiedad, la pública y la privada. En general, los países europeos, con la

excepción de España, y otros como Australia o Nueva Zelanda, optaron por el

monopolio público a través de la nacionalización del sector. En España, la

estructura continuó siendo la de monopolios locales de carácter privado. En

Estados Unidos, sin embargo, se adoptó un modelo en el que predominaban

los monopolios privados regulados por una entidad reguladora independiente.

A partir de la década de 1980, varios factores económicos, técnicos y políticos

pusieron de manifiesto las ineficiencias del modelo de monopolio y motivaron el

comienzo de un proceso de reformas encaminado a la implantación de alguno

de los modelos alternativos al de monopolio: el modelo de monopsonio, el

modelo de competencia mayorista y minorista o el modelo de libertad de

elección para todos los consumidores.

27

CAPÍTULO 3

LA TRANSICIÓN A UN ENTORNO EN COMPETENCIA.

Como se vio en el capítulo 2, durante la década de 1980 y principios de la década

de 1990, numerosos países occidentales comenzaron a ver en los mercados

competitivos un medio para obtener mejoras en la eficiencia de numerosos

sectores. Entre estos sectores se encontraba la industria eléctrica, que era, casi

universalmente, una industria monopolística con planificación centralizada

(decisiones de inversión, localización de activos, tipo de combustibles...) en la que

los consumidores, sin capacidad de elección, eran simples tomadores de precio.

En general, se aceptaba que la electricidad era un bien que debía llegar a todos

los ciudadanos: el suministro universal era prioritario, más allá del precio que,

directa o indirectamente, pagasen los consumidores. En consecuencia, debido a

que las inversiones en infraestructuras eléctricas eran intensivas en capital y

requerían de un largo periodo de tiempo para recuperar las inversiones realizadas,

los gobiernos de numerosos países desarrollaron un marco legal muy conservador

para el sector eléctrico, que asegurase el suministro universal sin peligro de que

28

errores en las decisiones de inversión derivasen en falta de suministro a los

ciudadanos.

El resultado del férreo control público sobre el sector eléctrico también daba a los

gobiernos la posibilidad de financiar sus políticas sociales y energéticas mediante

subsidios cruzados entre tarifas eléctricas de distintos consumidores o incluso

mediante el pago en las tarifas de subvenciones a otros sectores energéticos. Por

otro lado, la repercusión política que cualquier problema de suministro ocasionaba,

llevaba a la sobreinversión y al correspondiente incremento del coste de la

electricidad para el consumidor. También a la protección financiera de la empresa

eléctrica, ya fuera pública o privada.

3.1 EL PAPEL DEL ESTADO.

Antes de la entrada en funcionamiento de un mercado eléctrico competitivo, deben

establecerse claramente los objetivos a corto y largo plazo que se persiguen y el

modelo de mercado a implementar. Así mismo, deberán analizarse los beneficios

y riesgos que del proceso puedan esperarse.

Dado el papel predominante de los gobiernos antes de la liberalización, son éstos

los que deben asumir el liderazgo del proceso, que necesita de determinados

cambios legislativos y estructurales. La nueva regulación debe permitir obtener el

máximo beneficio que pueda esperarse de la implantación de un mercado eléctrico

liberalizado, satisfaciendo las políticas energéticas básicas [IEA, 1999]:

• Eficiencia económica, que no se da en el marco previo al establecimiento de

competencia en el sector eléctrico y que es el principal motor para la creación

de un mercado competitivo.

• Seguridad de suministro.

• Desarrollo sostenible.

• Políticas sociales (incluyendo el servicio universal).

29

3.2 LA SITUACIÓN DE PARTIDA

En el capítulo 1 se ha visto como el modelo de monopolio en sus distintas

variantes ha sido el comúnmente adoptado en todo el mundo antes de comenzar

la actual tendencia liberalizadora.

La siguiente tabla muestra la situación de varios países antes del comienzo de sus

respectivas reformas para la introducción de competencia. Bajo el modelo de

monopolio, pueden distinguirse países con diferencias en cuanto a la estructura y

en cuanto a la propiedad.

Estructura SITUACIÓN ANTES DE LA

LIBERALIZACIÓN Monopolio con integración vertical y horizontal totales


Pública Argentina, Francia, Nueva

Zelanda, Malasia, Italia

Chile, Inglaterra y

Gales, Australia,

Noruega

Pública y privada - España

Propiedad

Privada - USA1, Japón

Tabla 3.1: Estructura y propiedad de sectores eléctricos antes del comienzo del proceso de reformas hacia la implantación de un mercado competitivo.

En el monopolio con integración vertical y horizontal totales, una sola empresa es

la encargada del suministro eléctrico de todo el país. En ese caso, la propiedad es

siempre pública.

1 Mayoritariamente privada y con escasa concentración horizontal

30

En el monopolio con integración vertical, existen varias empresas que en la

práctica disfrutan de un monopolio local en su zona. En este caso existen

ejemplos de países con propiedad pública, privada o mixta, aunque predomina la

primera.

El punto de partida en el que se encuentra cada país antes del comienzo de las

reformas es clave para el desarrollo del proceso de liberalización, ya que afecta

sobre todo a las etapas transitorias que es necesario implementar. En el siguiente

apartado se presentan estas etapas transitorias.

3.3. LAS ETAPAS DEL PROCESO

Con el fin de lograr el cumplimiento de las políticas energéticas básicas, junto con

el crecimiento económico, el proceso de liberalización del sector eléctrico ha sido

promovido por gobiernos de todo el mundo como parte de un conjunto de reformas

macroeconómicas.

Sin embargo, la reestructuración del sector ha ocurrido de forma distinta en los

diferentes países dependiendo del modelo de mercado a implantar y del punto de

partida (ver capítulo 1). El punto de partida en el que se encuentra cada país antes

del comienzo de las reformas es muy importante, ya que afecta especialmente al

periodo transitorio de reformas hasta alcanzar el pleno desarrollo del mercado

competitivo. Dependiendo del punto de partida, en algunos países puede ser

necesario considerar la agregación de diferentes activos del sector para un mejor

aprovechamiento de las economías de escala en un entorno competitivo en el que

aumenta el mercado relevante gracias a las interconexiones internacionales. En la

mayoría de países, sin embargo, es evidente la necesidad de una desintegración

horizontal y/o vertical que aumente el número de agentes y, con ello, la

competencia real en el sector. Por otro lado, en los países donde existía propiedad

pública es deseable un proceso de privatización, mientras que en aquellos en los

31

que la propiedad ya era privada surgen los llamados costes de transición a la

competencia.

En general, pueden identificarse hasta 5 posibles etapas en el proceso [CIGRÈ,

1999]. No todos los países han pasado por todas las etapas, que a veces se han

desarrollado de forma simultánea más que secuencial, pero representan una

forma ordenada de entender el proceso de liberalización.

3.3.1. SEPARACIÓN OPERACIONAL DE ACTIVIDADES VERTICALMENTE INTEGRADAS.

La necesidad de separación vertical de actividades depende del modelo de

competencia elegido. La separación vertical implica la pérdida de algunas

economías de integración vertical a las que el mercado tenderá a intentar volver.

La generación y la comercialización a clientes son actividades que pueden

desarrollarse en competencia, mientras que el transporte y la distribución siguen

considerándose monopolios naturales, lo cual no implica necesariamente un único

propietario.

La siguiente gráfica presenta de forma esquemática el proceso: las diferentes

actividades que antes eran desarrolladas en una o varias compañías verticalmente

integradas son ahora identificadas y separadas, aunque la separación no es total y

siguen permaneciendo a la misma compañía.

32

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF




G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF




Separaciónoperacional

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

Monopolio con integraciónvertical y horizontal totales

Monopolio con integraciónvertical

Monopolio con integraciónvertical parcial

Figura 3.1. Separación operacional de actividades verticalmente integradas. Representación

esquemática. Las actividades de generación (G), el transporte (T) y la distribución (D) son identificadas y separadas, aunque continúan siendo realizadas por la misma compañía.

33

Esta etapa puede ser considerada como una etapa previa a una verdadera

desintegración vertical (ver apartado siguiente) cuando se parte de estructuras de

monopolio con fuerte integración vertical en las que el desarrollo de las distintas

actividades se realizaba tradicionalmente como una sola. La identificación, dentro

de la misma compañía, de las diferentes actividades y la operación de las mismas

de forma separada puede ser un paso intermedio necesario antes de una mayor

desintegración.

3.3.2. DESINTEGRACIÓN VERTICAL. La separación de la etapa anterior no es suficiente ya que la situación de privilegio

de la que se puede disfrutar en una actividad, por ejemplo, las actividades de red

ejercidas en régimen de monopolio regulado, puede utilizarse en detrimento de la

competencia en otra actividad integrada verticalmente con la anterior [Tembleque,

2000].

Un sector verdaderamente competitivo sólo es posible garantizando el libre acceso

a la red de los agentes en competencia, eliminando cualquier posible

discriminación en la utilización de la red por parte de agentes con algún tipo de

participación en los activos de distribución o transporte.

Por lo tanto, la regla básica sobre separación de actividades en la nueva

regulación debe ser [Arriaga, 1998] que un mismo sujeto no debe realizar

simultáneamente actividades reguladas (transporte y distribución) y actividades en

competencia (generación y comercialización). Además, también puede

establecerse una cierta separación vertical entre actividades de generación y

comercialización que salvaguarde la competencia.

La separación vertical entre las distintas actividades puede ser de varios tipos,

cuya idoneidad depende de las características específicas del sistema y de la

estructura empresarial de la que se parte:

34

• Separación contable: en teoría, la separación de cuentas para cada actividad

del grupo empresarial permite la eliminación de subsidios cruzados entre

actividades, que suponen una competencia desleal frente a empresas que sólo

realicen una actividad. En la práctica, sin embargo, a veces es difícil comprobar

la separación correcta de las cuentas.

• Separación de gestión: la operación y la toma de decisiones en cada actividad

se realiza de forma independiente, aunque el propietario de las empresas que

realizan ambas actividades sea el mismo.

• Separación jurídica: sociedades distintas realizan cada actividad, pero pueden

pertenecer a los mismos propietarios a través de un grupo empresarial.

• Separación de propiedad: cada actividad es realizada por una empresa

independiente. Si se opta por esta opción de separación, es necesaria la

transformación de los acuerdos internos previos de la empresa verticalmente

integrada (que habitualmente consideraban subsidios cruzados entre las

distintas actividades) en contratos formales entre las nuevas empresas.

En cualquier caso, la negociación de energía en esta etapa se reduce a acuerdos

contractuales, sobre todo cuando existe una única compañía de generación. Estos

acuerdos deben definir formalmente los servicios a realizar por las entidades de

las diferentes actividades, así como la remuneración de estos servicios de forma

justa y no discriminatoria. Esto último es importante puesto que todas las

actividades eran previamente realizadas como una sola (lo que implica la segura

existencia de subsidios cruzados) dentro de un monopolio con fuerte integración

vertical.

35

En algunos casos, ésta etapa ha sido también un buen momento para la creación

del Operador del Sistema (OS), del que se hablará más adelante. En la Figura 3.2

se muestra esquemáticamente el proceso descrito en esta etapa: la separación

vertical de las distintas actividades.

36

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

Monopolio con integraciónvertical y horizontal totales

Monopolio con integraciónvertical

Monopolio con integraciónvertical parcial

Desintegraciónvertical

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF

Monopolio con integración horizontal total

M onopolios locales en el suministro a CF

OS OSG

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF


M onopolios locales en el suministro a CF

OS OSOS

Figura 3.2. Separación vertical de actividades verticalmente integradas. Representación esquemática. Las actividades de generación (G), el transporte (T) y la distribución (D) son

efectivamente separadas.

37

3.3.3. DESINTEGRACIÓN HORIZONTAL. De la estructura resultante de las dos etapas anteriores, corresponde en este

punto atender a la concentración horizontal en las actividades de generación y

comercialización, con el objetivo de establecer una competencia efectiva, que

requiere de un nivel de rivalidad suficiente.

Para ello puede ser necesario establecer un número mínimo de agentes en cada

actividad y el tamaño relativo máximo de las empresas en función del volumen del

mercado geográficamente relevante. El número mínimo de agentes está

condicionado por la capacidad de interconexión con sistemas eléctricos externos.

El aumento de competencia en generación se puede conseguir con medidas

estructurales (desinversión de activos) o nuevas inversiones (aumento de la

capacidad de interconexión o inversiones en nuevas centrales). En

comercialización la competencia suele fomentarse mediante la comercialización

libre y aumentando (en la mayoría de los casos de forma gradual) la capacidad de

elección del consumidor final.

Durante esta fase es habitual que la actividad en competencia, que suele

reducirse a intercambios programados, sea coordinada centralizadamente de

forma transitoria, pero con un cierto grado de autonomía de cada agente, de forma

que se fomente progresivamente un aumento de eficiencia. En cualquier caso, la

negociación de energía en esta etapa se reduce, como en la etapa anterior, a

acuerdos contractuales, sobre todo cuando existe una única compañía de

generación encargada de coordinar a los generadores, que pueden no ser aún

totalmente independientes.

La siguiente figura muestra esquemáticamente el proceso:

38

G

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF


Monopolios locales en el suministro a CF

OS OSG

T

D

CF

G

T

D

CF

G

T

D

CF


Monopolios locales en el suministro a CF

OS OSOS

Desintegraciónhorizontal

G

T

D

CF

G

T

D

C

G

T

D

M on op olio con in tegración h orizon tal p arcia l

M onop olios locales en el su m in istro a C F

O S O SG

C C

CF CF

C

CF

G

T

D

CF

G

T

D

C

G

T

D



O S O SO SG

C CC C

CF CF

C

CF

Figura 3.3. Separación horizontal de actividades. Cuando se partía de una estructura de

monopolio con integración horizontal total, los generadores y comercializadores pueden no ser aún totalmente independientes.

39

3.3.4. MERCADO COMPETITIVO Esta etapa hace referencia al diseño e implantación del modelo de mercado

competitivo elegido (modelos 2, 3 ó 4) de entre los vistos en el capítulo 2,

creándose el entorno legal, regulatorio y técnico necesario. También en esta etapa

se produce la definición (si no existía antes) de las funciones del operador del

sistema y del operador del mercado. Las diversas posibilidades de organización

de ambas actividades hace que no exista un consenso universalmente aceptado

acerca del formato más adecuado para la organización y gobierno del OM y el OS,

ni tampoco sobre la relación de éste último con las actividades de transporte

[Arriaga, 1998]. Este tema, así como las funciones de OM y OS, serán tratados

más ampliamente en el capítulo 4.

Por otro lado, la existencia de competencia implica en ocasiones la aparición de

conflictos entre los agentes, que hace necesaria la existencia de un órgano

independiente y especializado que vele por la libre competencia y que resuelva los

posibles conflictos que puedan aparecer en un mercado en competencia.

En el caso de que el punto de partida del sector eléctrico sea el de un único

monopolio verticalmente integrado se deben crear entidades totalmente

independientes dentro de cada actividad, con un nivel de concentración horizontal

lo suficientemente bajo en las actividades liberalizadas que permita una verdadera

competencia.

La figura siguiente representa esta etapa de forma esquemática. En ella se ha

supuesto que el modelo de mercado competitivo es el de libertad de elección para

todos los consumidores (modelo 4).

40

G

T

D

CF

G

T

D

C

G

T

D



O S O SG

C C

CF CF

C

CF

G

T

D

CF

G

T

D

C

G

T

D



O S O SO SG

C CC C

CF CF

C

CF

Implantación de un modelo de mercado competitivo.

Figura 3.4. Implantación de un mercado competitivo. En el caso de que el modelo implantado sea el modelo 3 o el 4, los agentes habilitados para ello negocian ahora su

energía bilateralmente o a través de un mercado organizado




Mercado organizado por OM

CF CF CF

Comercializadores

41

3.3.5. PRIVATIZACIÓN. Aunque la privatización de los activos eléctricos públicos, cuando existen, no es,

en sí misma, un objeto del proceso de liberalización1, es obvio que a corto o medio

plazo es una etapa necesaria para el establecimiento de un mercado realmente

competitivo.

Existen, no obstante, casos en los que esta etapa no se ha llevado a cabo. Por

ejemplo, en Noruega o Nueva Zelanda, al liberalizar el sector no se realizó la

privatización total de los activos públicos. Esta opción implica una serie de riesgos

que pueden hacer fracasar el marco competitivo:

• La competencia entre generadores de propiedad pública reduce el coste de la

electricidad a los consumidores a costa de disminuir los ingresos del Estado

que provienen de esos generadores.

• Se pierde la oportunidad de atraer nuevos inversores a la vez que se produce

el proceso de liberalización.

• Existen grandes posibilidades de interferencia política en la toma de decisiones

que deberían ser exclusivamente dirigidas por las reglas de la libre

competencia.

• Pueden surgir problemas de confidencialidad, o conflicto de intereses cuando

el Estado es a la vez “juez y parte”.

1 De forma alternativa, o como etapa transitoria a la privatización, algunos países han realizado una “corporatización”, entendida como la creación de una empresa eléctrica de propiedad pública a partir de unos activos que antes del establecimiento de un mercado competitivo eran parte de la propia Administración del Estado.

42

• El riesgo financiero de las empresas públicas en un entorno competitivo sería

traspasado directamente a toda la población, poniendo en clara desventaja, en

el caso de que existan, a las empresas privadas con las que compiten.

Por lo tanto, salvo etapas transitorias, los gobiernos deben renunciar a utilizar el

sector eléctrico como instrumento para el desarrollo de sus políticas y retirar el

capital público del sector si se desea que éste funcione realmente en competencia.

Las ventajas derivadas de la privatización son claras:

• Se reduce el riesgo financiero asumido por el Estado (y por lo tanto por todos

los ciudadanos) cuando es el propietario de los activos eléctricos.

• El uso de los ingresos derivados de la privatización puede servir para reducir la

deuda del Estado o para la implantación de otras políticas gubernamentales.

Un orden habitual en la venta de los activos suele ser:

1. Venta de los activos de generación en conjuntos de centrales, equilibrados en

tecnologías, eficiencias y grado de amortización.

2. Venta de los activos de distribución y separación de la actividad de

comercialización.

3. Venta de los activos de transporte (siempre que en la nueva estructura del

sector exista la figura del OS, encargado de la seguridad del sistema).

Para llevar a cabo estas ventas, es necesario que previamente el regulador haya

establecido de forma clara y concisa los papeles del OM y el OS ya que a la

privatización va unida, inevitablemente, la pérdida del control del gobierno en la

toma de decisiones. El correcto funcionamiento del sector una vez que éste haya

pasado a manos privadas dependerá, por tanto, de la asimilación por parte de los

43

nuevos agentes de las reglas de juego en el nuevo entorno competitivo. Una vez

que los activos han sido vendidos, debe evitarse la intervención del gobierno, que

puede tener la tentación de cambiar algunas reglas de funcionamiento del

mercado con algún objetivo político o utilizar las tarifas para lograr determinados

subsidios.

La implantación de las correctas medidas estructurales vistas en las distintas

etapas, la estabilidad regulatoria y la independencia del sector eléctrico del poder

político atraen nuevas inversiones, permiten un correcto funcionamiento del

mercado y evitan cambios estructurales posteriores que frenan y distorsionan el

funcionamiento del mercado competitivo, con el consiguiente perjuicio para los

consumidores.

3.4. LA ECONOMÍA DE LA TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA.

Como se ha visto, la estructura organizativa y de propiedad del sector eléctrico en

el punto de partida es clave para definir las etapas transitorias hacia un marco en

competencia. Esta transición tiene una implicación económica. Por un lado unos

costes: los costes implícitos al proceso de reestructuración, los costes varados al

cambiar el marco regulador en sectores de propiedad privada y los costes que

supone la existencia de beneficios varados. Por otra parte, del proceso de

implantación de competencia se espera, obviamente, una serie de beneficios

económicos que compensen todos los costes anteriores.

3.4.1. LOS COSTES 3.4.1.1 LOS COSTES IMPLÍCITOS La transición a un nuevo marco regulatorio tiene una serie de costes nada

despreciables, implícitos al mismo proceso. La creación de las figuras de

44

coordinación (Operador del Sistema, Operador del Mercado, el propio

Regulador...), así como la dotación de suficientes recursos técnicos y humanos, es

el coste más claro. Además, el proceso de desarrollo de la nueva regulación

requiere de la dedicación de importantes recursos por parte del regulador y de los

agentes.

Por otro lado, en el nuevo marco aparecen nuevos costes que no existían antes: la

separación de las actividades de generación y transporte implica pérdidas de

economías de escala verticales, y la gestión de la energía a través de mercados

requiere de nuevos recursos e investigación por parte de los agentes.

3.4.1.2 LOS COSTES VARADOS Una situación muy frecuente, como pone de manifiesto la Tabla 3.1, es la de un

punto de partida en el que la propiedad del sector es pública. En ese caso las

etapas a seguir son las vistas en el apartado 3.3: separación operacional

(opcional), desintegración vertical, desintegración horizontal, implantación de un

modelo de mercado competitivo y privatización. La valoración económica de las

empresas privatizadas es la que establezca el mercado y la estructura de partida

para el nuevo marco puede ser diseñada de forma que sea la más adecuada para

el desarrollo de una libre competencia.

Cuando en el punto de partida la propiedad es privada las etapas son las mismas

(salvo obviamente la de privatización), pero aparecen dos dificultades [Arriaga,

1998]:

• Posible desadaptación del parque de generación existente a la demanda y a

las nuevas tecnologías de producción actuales, lo cual hace que surjan unos

costes varados al cambiar el marco regulador, pues la valoración del mercado

de los activos de generación desadaptados será normalmente inferior a la

reconocida en el marco tradicional vigente. Los costes varados representan,

conceptualmente, la diferencia entre los ingresos de un agente en el marco

45

regulado menos sus ingresos según el mercado. Sin embargo, su cálculo

exacto es imposible, puesto que no se conocen a priori los ingresos que tendrá

el agente en un entorno de libre competencia. La estimación de su valor, la

asignación de su pago y la definición del periodo de cobro de los costes

varados debe realizarse de forma que no distorsionen el comportamiento de

los agentes en el mercado, y por tanto el precio del mercado.

• El nivel de concentración empresarial y de integración vertical pueden no ser

aceptables en el nuevo marco competitivo. Sin embargo, en este caso, las

etapas de separación operacional (opcional), desintegración vertical y

desintegración horizontal no son fáciles de implementar, puesto que afectan a

intereses privados.

3.4.1.3. LOS BENEFICIOS VARADOS El termino beneficios varados designa aquellos beneficios para la sociedad que se

pierden cuando determinados bienes de carácter público dejan de producirse al

cambiar el marco regulatorio tradicional del sector eléctrico a uno de competencia.

Representan, por lo tanto, un coste que, hasta cierto punto, se produce al

establecer la competencia en el sector eléctrico.

Ejemplos de estos bienes son la protección a los consumidores de menor

capacidad económica, la protección del medio ambiente o la investigación a largo

plazo. El regulador debe velar para preservar en lo posible estos beneficios en un

entorno competitivo.

3.4.2. LOS BENEFICIOS Los beneficios esperados de la implantación de un mercado competitivo son

también, en última instancia, de naturaleza económica:

• Aumento de la eficiencia económica. La experiencia en otros sectores

demuestra que, en competencia, aumenta la productividad y decrecen los

costes.

46

• En países en vías de desarrollo o en época de crisis, atracción de nuevas

inversiones.

• Disminución de los precios de la electricidad.

• Ahorros en los costes de inversión, ya que las decisiones de inversión

corresponden a los agentes en un entorno de competencia que desincentiva la

sobreinversión (sobre todo en generación) característica de entornos

tradicionales.

• Mayor productividad laboral y mejor aprovechamiento de los recursos humanos

disponibles, debido a la existencia de competencia, lo que debe redundar en

menores costes1.

• Desarrollo de nuevos productos y servicios energéticos. La necesidad de atraer

clientes en un entorno competitivo, sobre todo en comercialización, lleva a una

mayor y más diversificada oferta de productos, y por lo tanto a un mayor

beneficio para el consumidor.

3.5 SITUACIÓN ACTUAL

En la Tabla 3.1 se vio la situación de partida de algunos países justo antes del

comienzo del proceso de reformas. Siguiendo todas o alguna de las etapas del

apartado 3.3 los países han implantado un modelo de mercado con mayor o

menor grado de competencia. En la Tabla 3.2 se muestra tanto el modelo de

1 El proceso de liberalización ha tenido un efecto negativo en el empleo del sector o en sectores relacionados, como el sector del carbón en el mercado de Inglaterra y Gales [Green, 1998], sobre todo en las etapas transitorias.

47

propiedad como el de estructura, de entre los vistos en el capítulo 2, en los que

actualmente se encuentran diversos países.

Tabla 3.2: Modelo actual de mercado y de propiedad en sectores eléctricos

En el entorno tradicional todos los países se encontraban en la fila inferior de la

Tabla 3.2. Puede comprobarse como aquellos países que han liberalizado el

sector en mayor o menor medida se han ido desplazando a filas superiores.


El capítulo 3 ha analizado la transición a alguno de los modelos competitivos

vistos en el capítulo 2 (los modelos 2, 3 y 4), así como las implicaciones

económicas que esta transición conlleva.

El punto de partida del sector eléctrico afecta especialmente al periodo transitorio

de reformas hasta alcanzar el pleno desarrollo del mercado competitivo. En la

Brunei, Vietnam, Papúa Nueva Guinea

China, Indonesia, Méjico, Rusia, Corea.

Tailandia, Malasia

Filipinas, Italia, Portugal

Nueva Zelanda, Australia (excepto Vic. y SA), NordPool

Singapur, USA, Chile,

Japón, Hong Kong

Admón. Estado

Francia

Propiedad privada Empresa publ./priv.

Modelo 4

Modelo 3

Monopsonio

Monopolio

Australia (Vic y SA), España (2003), Alemania, Inglaterra y Gales, Argentina

Empresa Pública

48

mayoría de los países, el punto de partida era la propiedad pública de los activos

eléctricos.

Una primera etapa puede ser la separación operacional de las actividades

verticalmente integradas, considerada como una etapa previa a una verdadera

desintegración vertical que separe las actividades reguladas de las actividades en

competencia. Otra etapa necesaria puede ser la de desintegración horizontal en

las actividades de generación y comercialización, con el objetivo de limitar el poder

de mercado. La implantación de un mercado competitivo es la etapa con mayores

implicaciones asociadas, dado que debe crearse el entorno legal, regulatorio y

técnico necesario, definiéndose las funciones de nuevas instituciones, que serán

tratadas en el capítulo 4: el Operador del Mercado, el Operador del Sistema y el

regulador. Por último, aunque a veces se lleva a cabo previamente, la privatización

de los activos públicos es una etapa necesaria para el establecimiento de un

mercado realmente competitivo.

Todo este proceso tiene una implicación económica. Por un lado unos costes: los

costes implícitos al proceso, los costes varados al cambiar el marco regulador en

sectores de propiedad privada y los costes que supone la existencia de beneficios

varados. Por otra parte, del proceso de implantación se espera una serie de

beneficios económicos que compensen todos los costes anteriores.

Por último, se han mostrado ejemplos de los modelos implantados actualmente en

diversos sectores eléctricos.

49

CAPÍTULO 4

LAS INSTITUCIONES DE UN SECTOR ELÉCTRICO LIBERALIZADO.

EL OPERADOR DEL MERCADO. EL OPERADOR DEL SISTEMA.

EL REGULADOR. La introducción de competencia en el sector hace necesarias nuevas instituciones

que no existían en el modelo tradicional. Por un lado, es común la aparición de

uno o varios Operadores de Mercado, encargados de facilitar la compraventa de

energía entre los agentes, gestionando un mercado organizado u ofreciendo

productos de derivados eléctricos. Por otro, la creación del Operador del Sistema,

que permite operar el sistema de forma centralizada en condiciones compatibles

con los resultados del mercado. Ambas instituciones representan,

respectivamente, la coordinación económica y técnica de los recursos del sistema.

Además, se hace necesaria la existencia de un regulador independiente

encargado de resolver los conflictos que surjan entre los agentes.

50

4.1 LAS ACTIVIDADES DE COORDINACIÓN.

A continuación se presentan las funciones del OM y el OS, sus características más

importantes y los diversos formatos de organización implementados en varios

sistemas eléctricos.

4.1.1 LA OPERACIÓN DEL MERCADO. En teoría, el modelo de mercado de mayor grado de liberalización, el modelo 4

descrito en el capítulo 2, permite a todos los agentes participar en un mercado

organizado y relacionarse libremente a través de contratos bilaterales de cualquier

tipo, cantidad o temporalidad. En la práctica, todos los sistemas eléctricos con

cierto grado de liberalización han optado por la creación de al menos un mercado

spot organizado o bolsa de energía, con transacciones estandarizadas,

generalmente con mecanismos anónimos de casación de ofertas de producción y

demanda (ver en este apartado más adelante). El mercado organizado es

gestionado por una entidad independiente llamada Operador del Mercado (OM)

(Power Exchange en la literatura anglosajona). Aunque el formato más habitual es

el de un único OM, no existe ningún inconveniente para que exista más de un OM

en un mismo sistema eléctrico, que realizarían esta actividad en competencia,

intentando cada uno atraer el mayor número de clientes que gestionasen energía

a través de su mercado organizado.

Es habitual que el OM gestione también otros mercados complementarios al

mercado spot como son los mercados de ajustes o los mercados de futuros o de

contratación a plazo. Antes de estudiar los diversos mercados que puede

organizar el OM en un entorno liberalizado, se analizarán los mecanismos de

casación de las ofertas y su aplicación a los mercados eléctricos.

51

4.1.1.1 LOS MECANISMOS DE CASACIÓN DE OFERTAS1

En el marco tradicional, la programación horaria, o Unit Commitment, utilizaba

modelos de optimización para decidir en un horizonte diario o semanal los

generadores que debían producir y la cantidad de energía a producir para

satisfacer la demanda de la forma más eficiente.

La liberalización del sector ha transformado este proceso en una subasta, o varias

con varios horizontes temporales, realizada por el OM, en la que deben

incorporarse algunas particularidades técnicas de los sistemas de potencia no

incluidas en los modelos económicos clásicos de subastas.

La teoría económica de subastas A continuación se presentan los principales tipos de subastas de forma genérica,

es decir, aplicables a la venta o compra de cualquier mercancía. Estas subastas

son la base para la definición de las subastas en las que el activo negociado es la

energía eléctrica.

Subastas de un único bien Son aquellas en las que se pretende vender un único bien entre un número

elevado de compradores, por ejemplo, la subasta de un cuadro. En condiciones de

competencia perfecta cualquiera de los diseños posibles consigue que el

comprador que más valora el objeto sea el que al final lo consiga y que el

vendedor obtenga el precio más alto por su venta. Algunos de estos diseños son:

• Subasta inglesa: Los compradores emiten ofertas de forma progresiva a

precios cada vez más altos hasta que ningún comprador puede mejorar el

precio ofrecido por el último ofertante, que adquiere el bien. Es el mecanismo

empleado en las subastas de arte.

1 Basado en [Vázquez, 1999]

52

• Subasta holandesa: partiendo de un precio muy elevado, el vendedor va

anunciando precios en orden descendente hasta que alguno de los

compradores lo acepta, ganando la subasta y comprando el producto al precio

aceptado. Es el mecanismo habitual en las lonjas, especialmente las de

pescado fresco.

• Subasta de primer precio: todos los compradores realizan al mismo tiempo una

única oferta sin conocer la de sus competidores, adjudicándose el bien a la

oferta de precio más alto. El precio de venta es el precio ofertado por ésta.

• Subasta Vickrey o de segundo precio: como en el caso anterior, todos los

compradores realizan al mismo tiempo una única oferta sin conocer la de sus

competidores, adjudicándose el bien a la oferta de precio más alto. En este

caso, sin embargo, el precio de venta es el segundo precio más alto ofertado,

es decir, el precio más caro ofertado de entre todas las ofertas no aceptadas.

Subastas de múltiples unidades Son las subastas en las que se desea vender un gran número de unidades de un

bien homogéneo como es, por ejemplo, la subasta de Letras del Tesoro o,

precisamente, del mercado eléctrico en una hora cualquiera1, donde cada MW

puede considerarse como una unidad diferente a vender o comprar y donde en

cada hora se negocian un gran número de unidades. En este tipo de subastas

tanto la oferta como la demanda pueden tener capacidad para realizar ofertas.

El modelo de casación utilizado mayoritariamente está basado en la subasta de

primer precio: los agentes compradores/vendedores envían al mercado la cantidad

que desean comprar/vender y el máximo/mínimo precio que por ella están

dispuestos a pagar/cobrar. Las ofertas de venta se ordenan en orden creciente y

las de compra en orden decreciente, de forma que la intersección de las dos

curvas formadas determina el resultado de la casación: cantidad total negociada

1 O cualquier otro horizonte de tiempo elegido en el diseño del mercado.

53

(q0) y precio final resultante (p0). Las ofertas de compra/venta a precio

superior/inferior al precio resultante p0 son las que resultan casadas y deberán

pagar/cobrar el precio p0.

€/MWh

Figura 4.1. Casación simple. Fuente: [Vázquez, 1999]

Modelos de casación en mercados eléctricos. A continuación se presentan diferentes modelos de casación utilizados en

mercados eléctricos organizados bien de forma aislada o bien de forma

combinada.

Casación simple En la casación simple, cada hora1 se realiza una casación independiente (subasta

de múltiples unidades) basada en la subasta de primer precio (intersección de

curvas agregadas de oferta y demanda, Figura 4.1).

• Ventajas: el procedimiento de casación simple es totalmente transparente.

1 O cualquier otro horizonte de tiempo elegido en el diseño del mercado.

54

• Inconvenientes: la casación simple sólo refleja la restricción de equilibrio entre

generación y demanda y traslada las restricciones técnico-económicas de los

grupos a las ofertas de cada generador. Una oferta simple de precio y cantidad

de energía sólo permite a los generadores reflejar en sus ofertas un coste

proporcional a la cantidad producida y una capacidad máxima de generación,

pero no sus restricciones técnicas de operación ni sus costes no lineales. La

internalización de los dos últimos conceptos en las ofertas de los generadores

implica asumir el riesgo de obtener una casación no satisfactoria para el

agente1 y, en consecuencia, un coste adicional para los generadores que tiene

el efecto de encarecer los precios.

Los numerosos inconvenientes señalados hacen que la oferta simple sea a

menudo combinada con alguno de los modelos alternativos de casación que se

presentan a continuación.

Casación compleja La casación compleja permite a los agentes aumentar la cantidad de información

técnico-económica que pueden enviar al algoritmo de despacho, trasladando así al

modelo de casación una parte de los datos que antes tenían que ser

internalizados en las ofertas simples.

El mercado de Inglaterra y Gales (antes de NETA) y el de Australia están muy

próximos a esta solución (ver Apéndice 1) que, en el extremo, conduce al uso de

un modelo de optimización centralizado de corte tradicional. Una buena solución

es el modelo semi-complejo, como el empleado en España, que equilibra las

necesidades de reducción del riesgo con el de simplicidad y transparencia del

modelo de casación.

1 El procedimiento de internalización no depende únicamente de datos técnico-económicos de los agentes sino de un conjunto de factores (horas de funcionamiento, perfil de precios, evolución de demanda...) que son resultado de la propia casación y que son inciertos en el momento de realizar las ofertas. [Vázquez, 1999].

55

• Ventajas: se facilita la labor de los agentes y se disminuye la magnitud de los

posibles errores, aumentando la eficiencia.

• Inconvenientes: Se pierde transparencia en la casación.

Casación iterativa En la casación iterativa los participantes en el mercado van revelando sus

preferencias a lo largo de la subasta, información que es recogida por el resto de

participantes para mejorar sus estimaciones sobre la competencia y el resultado

esperado de la casación reduciendo así el riesgo en sus ofertas.

En general, tras una primera casación los agentes observan los resultados del

mercado y tienen la oportunidad de modificar sus ofertas si no les satisface el

despacho obtenido. A continuación, se realiza una nueva casación y los agentes

vuelven a tener oportunidad de enviar nuevas ofertas. El proceso, gobernado por

unas reglas que aseguran la convergencia y que progresivamente limitan el

margen de maniobra de los agentes, se detiene cuando ningún agente tiene

motivos para mejorar su oferta y esa última iteración es la única relevante para

determinar los resultados del mercado.

• Ventajas: combina la transparencia de las ofertas simples con una fuerte

reducción del riesgo.

• Inconvenientes: exige importantes esfuerzos en comunicaciones, tiempo de

proceso y dedicación de personal altamente cualificado lo cual motivó que

fuera descartado como modelo para el mercado de California.

Casación sucesiva Consiste en establecer un conjunto de mercados con diferentes horizontes

temporales en los que los agentes corrigen posibles errores de internalización

cometidos en los mercados de más largo plazo mediante transacciones en los

56

mercados de más corto plazo. A diferencia de la casación iterativa, las casaciones

de todos los mercados son firmes, de tal manera que la cantidad de energía

asignada a un agente se calcula como la suma de las cantidades casadas en cada

uno de los mercados sucesivos.

Este tipo de casación ha tenido un gran desarrollo, sobre todo asociado a la

creación de mercados de largo plazo y de productos financieros de gestión de

riesgo. Otra opción es aplicar los mercados sucesivos en el entorno del corto

plazo, como en los mercados intradiarios de California o España.

Existen algunas variantes sobre el método de formación de precio en este tipo de

casaciones sucesivas, que son utilizadas de forma independiente o combinada:

• Casación ciega: durante el periodo de contratación, las ofertas de los agentes

son visibles por el resto, pero se establece un periodo de tiempo antes de la

casación en el que las ofertas no son vistas por los participantes. Pueden

existir limitaciones a las ofertas a realizar durante el periodo ciego que eviten la

manipulación del mercado por agentes con gran capacidad en una actividad

que pudiera hacer que el resultado final fuese muy diferente al que se

obtendría con las ofertas públicas.

• Casación aleatoria: durante el periodo de contratación, las ofertas de los

agentes son visibles por el resto, pero el momento exacto de la casación se

determina de forma aleatoria dentro de un intervalo de tiempo establecido.

Además, pueden existir otras características adicionales que varíen de un

mercado a otro como la posibilidad de proporcionar información en tiempo real

sobre el resultado de la casación “virtual” que se produciría en ese momento.

57

Llevado al extremo, la casación sucesiva conduce a una casación continua, similar

a la de la Bolsa de valores, en la que es posible enviar ofertas en cualquier

momento y rectificar las posiciones tomadas de un modo inmediato. En este

método resulta crítico el instante de recepción de las ofertas, por lo que debe

ponerse especial cuidado en que su implantación salvaguarde la característica de

igualdad de trato a todos los participantes, independientemente de su mecanismo

de participación en el mercado.

• Ventajas: la casación sucesiva en mercados de diferentes horizontes

temporales parece una solución eficiente que combina la reducción de riesgo

(gracias a la posibilidad de los agentes de corregir sus posiciones en un

mercado con actuaciones en mercados de más corto plazo) con la

transparencia del modelo de casación.

• Inconvenientes: debe estudiarse con cuidado el horizonte temporal de los

distintos mercados y el número de ellos, para intentar evitar en lo posible su

falta de liquidez.

4.1.1.2 EL MERCADO SPOT La función característica del OM es la gestión del mercado spot o mercado

organizado de corto plazo, en el que se suele realizar una subasta de la energía a

generar o consumir con un horizonte temporal de, generalmente, un día. El OM

determina las ofertas aceptadas tanto de compra como de venta de energía, así

como el precio del sistema en cada periodo (normalmente horario o semihorario)

del día siguiente. El modelo de casación puede ser cualquiera de los vistos en el

apartado anterior.

El mercado spot es el núcleo central del modelo liberalizado y su diseño es clave

en el éxito de un mercado eléctrico competitivo. Un deficiente diseño unido a una

regulación incorrecta puede llevar al fracaso de todo el proceso de reformas (ver

[Vázquez, 2000], [Wolak]).

58

Los primeros mercados eléctricos organizados (Inglaterra y Gales, Australia...)

tenían las siguientes características principales (ver Apéndice 1):

• Papel pasivo de la demanda: los consumidores son simples tomadores de

precio.

• Obligación de acudir al mercado: los generadores sólo pueden negociar su

energía a través del mercado organizado.

• Modelos de casación compleja: utilización de algoritmos de optimización en la

casación de oferta y demanda similares a los algoritmos del marco regulatorio

tradicional pero adaptados para tener en cuenta las ofertas de los agentes.

Los modelos más recientes (Países Nórdicos, España, Holanda, Francia…), sin

embargo, presentan características diferentes (ver Apéndice1):

• Papel activo de la demanda: la demanda puede participar en el mercado en

condiciones de competencia, al igual que la generación.

• Participación voluntaria en el mercado: los agentes pueden negociar libremente

su energía a través del mercado organizado o, alternativamente, establecer

contratos bilaterales físicos en las condiciones que libremente elijan.

• Modelos de casación y formatos de presentación de ofertas más simples,

obligando a los agentes a internalizar las restricciones técnico-económicas en

sus ofertas.

Una posible tendencia futura es el nuevo concepto de mercado establecido en

Inglaterra y Gales en 2001, el NETA (ver Apéndice 1). El NETA lleva al extremo la

posibilidad de los agentes de establecer contratos bilaterales, suprime el mercado

59

spot y todos los agentes que desean comprar o vender electricidad lo hacen

libremente estableciendo contratos. Se considera que esta negociación puede

llevarse a cabo bien mediante mercados organizados (existen varios Operadores

de Mercado) o mediante contratos bilaterales.

4.1.1.3 LOS MERCADOS DE AJUSTES O “INTRADIARIOS” Estos mercados corresponden al modelo de casación sucesiva ya visto. Son

llamados de mercados de ajustes o “intradiarios” porque permiten a los agentes

corregir posibles errores de internalización cometidos en los mercados de más

largo plazo, o correcciones de la previsión de generación/consumo mediante

transacciones en estos mercados de más corto plazo (inferior al día cuando el

horizonte temporal del mercado spot es diario). El Operador del Mercado es

normalmente el encargado de gestionar estos mercados.

4.1.1.4 LOS MERCADOS ELÉCTRICOS DE FUTUROS Y OPCIONES Los mercados de futuros fueron creados originalmente para satisfacer las

demandas de agricultores y comerciantes. Por su parte, las primeras

transacciones de opciones de venta y de compra tuvieron lugar en Europa y

Estados Unidos ya en el siglo XVIII.

En los últimos años, los mercados de futuros y opciones han cobrado una

importancia creciente en el mundo de las finanzas y la inversión financiera y han

llegado a alcanzar a productos energéticos como la electricidad. En lo que sigue

se hace una descripción de los mercados de futuros y opciones que negocian el

producto “electricidad” aunque, en general, todos los conceptos tratados pueden

aplicarse a cualquier otro producto.

Los contratos de futuros

Un contrato de futuros es un acuerdo para comprar o vender un activo (en nuestro

caso energía eléctrica) a un cierto precio en una fecha futura dada. Del agente que

realiza la compra del contrato de futuros se dice que se encuentra en una

60

“posición larga” mientras que del agente que realiza una venta de futuros se dice

que se encuentra en una “posición corta”.

Una primera clasificación de los mismos puede establecerse atendiendo al hecho

de que dichos contratos obliguen a la entrega física de dicha energía:

• Contratos con obligación de suministro físico, en cuyo caso el agente debe

producir o consumir físicamente la energía a que hace referencia el contrato en

las condiciones y periodos estipulados.

• Contratos sin obligación de suministro físico (contratos financieros). Los

contratos de futuros financieros que se inician no concluyen con la entrega del

activo subyacente (la energía eléctrica) porque los agentes cierran sus

posiciones antes del periodo de entrega especificado en el contrato. La

liquidación de una posición supone realizar una transacción contraria a la

original. Por ejemplo, si un agente compra (vende) en mayo 20 contratos de

futuros mensuales en carga base1 para el suministro de dicha energía en el

mes de julio, puede liquidar su posición en junio, si no tiene interés en realizar

la transacción de dicho producto en el periodo estipulado, vendiendo

(comprando), es decir tomando posición corta (larga), 20 contratos iguales. La

diferencia está en que el precio del producto comprado en mayo no tenía la

misma valoración en junio, debiendo por lo tanto pagarse la diferencia

económica de valoración entre el momento de compra y el de venta.

Las especificaciones de los contratos de futuros En cualquier caso, el activo subyacente a los contratos se encuentra definido y sin

ambigüedades, especificándose habitualmente la fecha y el periodo horario de

suministro de una determinada cantidad de energía eléctrica. Dadas las

particulares características del producto electricidad, la calidad de suministro suele

estar sometida a la legislación técnica aplicable en cada mercado y es ajena al

1 Un contrato mensual en carga base es un contrato para todas las horas del mes.

61

contrato. En cuanto a la cantidad de energía de cada contrato, ésta suele ser de 1

MW de potencia durante una hora del periodo del que se trate. El punto de entrega

suele ser la red de alta tensión del sistema eléctrico o, en ocasiones, ciertos

conjuntos de nudos de la misma conocidos como “hubs” en EEUU (ver el mercado

de PJM en el apéndice 1) y establecidos como “lugares de entrega” tanto para la

entrega física como para los diversos mercados de futuros eléctricos. El periodo

de negociación también se especifica en cada mercado para cada producto.

Los mecanismos de negociación Todos los mercados eléctricos organizados han optado por procedimientos

basados en Internet y por transferencia electrónica de datos tanto para el envío de

ofertas como para la publicación de información o la determinación del precio de

cotización. En algunos casos, como en los primeros mercados, se admiten

también por razones históricas transacciones por otros canales, como

comunicaciones telefónicas, pero éstas no son recomendables en la actualidad.

Existen, como se ha visto, diversos mecanismos de casación de las ofertas,

siendo las distintas variantes de casación sucesiva, las más utilizadas en los

mercados eléctricos de futuros (como ejemplo, véase el procedimiento de

casación en los mercados de futuros de NORD POOL y EEX en el apéndice 1).

En la mayoría de los casos, el mercado organizado establece límites de variación

diaria del precio de cada producto, para evitar una excesiva volatilidad derivada de

movimientos especulativos que puedan perjudicar al mercado. Sin embargo,

también hay quien opina que estos límites pueden ser una barrera artificial que

maquilla los resultados del mercado y modifica el comportamiento de los agentes.

Convergencia de los precios de futuros hacia precios al contado. Cuando se acerca el periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del

futuro converge hacia el precio del mercado spot o precio de contado, de forma

que al llegar el periodo de entrega el precio del futuro se iguala o está muy

62

cercano al precio de mercado. Esto puede comprobarse en las figuras de precio

del capítulo 6.

En efecto esto es así porque si el precio del futuro fuera superior al precio del

mercado spot durante el periodo de entrega, esto daría lugar a una clara

oportunidad de arbitraje1 vendiendo un contrato de futuros (a precio superior al del

mercado spot) y comprando en el mercado spot (a precio inferior al del contrato de

futuros), con lo que se obtendría un beneficio igual a la diferencia entre el precio

del futuro y el precio del mercado spot. Es claro además que a medida que los

agentes exploten esta oportunidad, el precio bajará. Análogos resultados pueden

obtenerse si el precio del futuro es inferior al precio spot.

Precios crecientes o decrecientes del futuro A los mercados en los que el precio del futuro se incrementa a medida que se

aproxima el tiempo de vencimiento se les llama mercados normales. A aquellos en

los que decrece se les llama mercados invertidos. También pueden existir

mercados mixtos, en los que se alternan ambas tendencias.

Precio del futuro superior o inferior al precio del mercado spot Si el precio del futuro está por encima del precio esperado del mercado spot

(contango), se espera que el precio del futuro disminuya. Según Keynes e Hicks

[Hull, 1995] esto sucede cuando los agentes que pretenden cubrirse del riesgo

tienden a ocupar posiciones largas y aquellos que sólo pretenden especular

tienden a ocupar posiciones cortas.

Si el precio del futuro está por debajo del precio esperado del mercado spot

(backwardation), se espera que el precio del futuro suba. Esto sucede cuando los

agentes que pretenden cubrirse del riesgo tienden a ocupar posiciones cortas y

aquellos que sólo pretenden especular tienden a ocupar posiciones largas.

1 El arbitraje consiste en la obtención de un beneficio libre de riesgo por medio de transacciones simultáneas en dos o más mercados.

63

En ambos casos, el motivo es que cuando los especuladores toman posiciones

cortas es porque esperan que el precio del futuro disminuya para compensar sus

riesgos. Cuando los especuladores toman posiciones largas es porque esperan

que el precio del futuro subirá con el tiempo.

Liquidación de los contratos La liquidación de los contratos puede realizarse por entrega (liquidación física) o

sin ella (liquidación financiera):

• Liquidación por entrega. Los mercados eléctricos de futuros pueden

liquidarse con la entrega física de la energía, lo cual implica el acoplamiento

de los contratos a la casación del mercado spot. Cuando los contratos son

con obligación de suministro físico (EEX antes de la fusión con LPX. Ver

Apéndice 1), la liquidación se realiza obligatoriamente de esta forma.

• Liquidación financiera. Otra forma muy extendida de liquidación en los

mercados de futuros eléctricos es la financiera, que consiste en igualar el

precio de liquidación en el último día de negociación de un determinado

producto al precio de cierre del mercado spot, lo cual asegura que el precio

del futuro converge hacia el precio del mercado spot. Entonces, todas las

posiciones se declaran liquidadas.

Los contratos a plazo (contratos forward) Los contratos a plazo son, como los contratos de futuros, un acuerdo de compra o

venta de un activo (en nuestro caso energía eléctrica) a un cierto precio en una

fecha futura dada.

64

Sin embargo, los contratos a plazo no son negociados como tal en un mercado

organizado, sino que son acuerdos privados entre agentes1.

Otra diferencia importante con respecto a los contratos de futuros es que los

contratos a plazo no tienen liquidación diaria entre el momento de la compra/venta

y la fecha de suministro de la energía, sino que durante ese periodo se van

acumulando los beneficios y pérdidas diarias y el saldo final se liquida al

vencimiento, durante el periodo en el cual se ejecuta la entrega física de la

energía.

Los contratos de opciones Una opción es un contrato a través del cual el emisor, por una cierta cantidad de

dinero llamada prima, da al comprador el derecho de exigir dentro de un plazo

determinado, la compra (call) o venta (put) de un activo (en nuestro caso energía

eléctrica) a un precio fijo llamado precio de ejercicio. Por lo tanto, a diferencia de

un contrato de futuros, el comprador de una opción no está obligado a ejecutarla,

simplemente tiene el derecho a hacerlo.

Si la opción puede ser ejercida en cualquier instante, se la llama opción

americana. Si la opción sólo se puede ejercer en una fecha determinada, recibe el

nombre de opción europea.

Las opciones no son un producto muy común en los mercados eléctricos. Como

ejemplo, en el Apéndice 1 se recogen las opciones negociadas en NORDPOOL.

Experiencias internacionales La siguiente tabla muestra algunas características de mercados de derivados

eléctricos. Los de EEX, Nord Pool y UKPX se encuentran más detallados en el

Apéndice 1.

1 A pesar de esto, los mercados organizados también pueden ofrecer contratos estandarizados de forwards a sus clientes. Ver, por ejemplo, los contratos estandarizados de forwards que ofrece NORDPOOL (Apéndice 1).

65

Compañía País Contratos Tipos Estructura

de

consumo

Compromiso

de suministro

físico

EEX (antes de la fusión con LPX)

Alemania Futuros Mensual Trimestral Anual

Base

Punta

laborable

Sí

Futuros Diario Semanal Mensual

Forwards Estacional (4 semanas)

Por diferencias1

Estacional (4 semanas)

NORD POOL

Noruega, Suecia, Finlandia, Dinamarca

Opciones Europeas2

Estacional (4 semanas)

Base No

UKPX Gran Bretaña

Futuros Diario Semanal Mensual Trimestral Estacional (6 meses)

Base

Punta

laborable

No

Estados Unidos

Futuros Mensual NYMEX3

Opciones4 Mensual

Base Sí

Tabla 4.1: Experiencias internacionales en mercados de derivados eléctricos. Principales

propiedades.

1 Contrato forward referenciado a la diferencia entre el precio zonal y el precio marginal del sistema. 2 El activo subyacente son los propios contratos forward de Nord Pool. 3 En la actualidad no se negocian productos eléctricos en NYMEX, pero se han incluido como ejemplo. 4 El activo subyacente eran los propios contratos de futuros de NYMEX.

66

4.1.2. LA OPERACIÓN DEL SISTEMA. En el entorno tradicional previo a la liberalización los gobiernos de la mayoría de

los países, con independencia de si los activos eléctricos eran o no de propiedad

pública, realizaban la planificación centralizada de las inversiones necesarias en el

sector, pudiendo ésta ser realizada por empresas públicas o privadas, mientras

que las empresas monopolísticas de cada región eran las responsables de

alcanzar un determinado nivel de fiabilidad en el suministro. El despacho de

generación en tiempo real era habitualmente realizado por la propia empresa

verticalmente integrada, siguiendo el orden de mérito en cada región. Cuando

existía posibilidad de intercambio de energía entre regiones limítrofes, ésta se

llevaba a cabo siguiendo acuerdos establecidos previamente. Las obligaciones del

centro de control de la región eléctrica en la que operaba la empresa verticalmente

integrada, que habitualmente era parte de la propia empresa, eran la seguridad del

sistema, el despacho de la generación, el mantenimiento de un nivel de reserva

suficiente para hacer frente a posibles contingencias en el sistema, y la gestión

técnica de la capacidad y disponibilidad de la red de transporte.

En el nuevo entorno liberalizado la operación del sistema es realizada

centralizadamente por el Operador del Sistema, OS1, que garantiza el

funcionamiento del sistema eléctrico en condiciones de seguridad y calidad

compatibles con las decisiones de producción y consumo decididas por los

agentes del mercado bien como resultado de la casación de ofertas llevada a cabo

por el OM o bien mediante contratos bilaterales, sustituyendo así a los

tradicionales procedimientos de minimización de los costes de producción. Otras

funciones habituales del OS son la gestión de los servicios complementarios, el

diseño de los procedimientos de operación, y la planificación a largo plazo.

1 Alemania constituye una importante excepción a esta característica común a los mercados eléctricos liberalizados. En Alemania no existe como tal un único Operador del Sistema, sino que los propietarios de las redes de transporte las operan de forma descentralizada. La planificación y operación de la red de transporte es responsabilidad de los propietarios de las redes. Además, el acceso a la red es negociado, lo cual, en la práctica, supone un límite a la competencia (ver Apéndice 1).

67

Aunque no son el objetivo de este proyecto, el OS puede también realizar algunas

de sus funciones estableciendo mecanismos competitivos, por ejemplo para la

asignación de servicios complementarios como el de reserva de potencia activa, el

control de tensiones o la reposición del servicio.

Por su naturaleza, la remuneración de la actividad de operación del sistema debe

estar sujeta a regulación. Además, se debe garantizar la independencia del OS

para asegurar que el desempeño de sus funciones se realiza sin que exista un

trato discriminatorio a los agentes.

4.1.3 ORGANIZACIÓN Y GOBIERNO DEL OM Y EL OS. RELACIÓN CON LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE.

4.1.3.1. RELACIÓN ESTRUCTURAL ENTRE EL OM, EL OS Y LA RED DE TRANSPORTE

Se han identificado cuatro tipos de relación entre el Operador del Sistema (OS), el

Operador del Mercado (OM) y el propietario de la red de transporte (transportista,

TR) [CIGRÈ, 1999]:

• Modelo (OM+OS+TR). Una única compañía propietaria de la red de transporte,

o al menos de su mayor parte, es también la encargada de la operación del

sistema y la operación del mercado. Este es el caso de Colombia, o de

Inglaterra y Gales antes de NETA (ver Apéndice 1). El principal argumento

para la implantación de este modelo puede ser el aprovechamiento de ciertas

sinergias entre las distintas actividades y la minimización de costes de

intercambio de información entre las tres actividades. En la actualidad, el

desarrollo de las tecnologías de comunicación reduce considerablemente estos

costes.

68

• Modelo (OM)+(OS+TR). Una única compañía propietaria de la red de

transporte, o al menos de su mayor parte es también la encargada de la

operación del sistema. A esta compañía se la suele conocer en la terminología

anglosajona como Transmission System Operator, TSO. Una compañía

independiente de ésta realiza la operación del mercado. Este es el modelo

implantado en los países nórdicos, España, Inglaterra y Gales (NETA),

Holanda, Alemania1, Francia…. La independencia del OM garantiza la

separación de los criterios técnicos y los económicos del mercado.

• Modelo (OM)+(OS)+(TR). Cada una de las actividades se realiza por una

compañía independiente, con lo que se elimina posibles conflictos de interés.

La planificación de la red de transporte para garantizar el suministro eléctrico

suele ser tarea del OS, que en este modelo se encuentra expuesto a un mayor

riesgo (reclamaciones de los propietarios de red motivadas por la influencia

que la planificación tiene sobre sus ingresos). El OS en este modelo es

habitualmente conocido en la literatura anglosajona como Independent System

Operator, ISO. Este modelo fue el adoptado en California y Brasil.

• Modelo (OM+OS)+TR. La operación del mercado y la operación del sistema

son realizadas por una única entidad independiente de la propiedad de la red

de transporte. Este es el modelo adoptado en PJM (Estados Unidos), Corea,

Australia, Argentina y Canadá.

Evaluación de los modelos En general, cuando el OS es también el propietario de la red de transporte

aparecen conflictos de interés entre ambas actividades. La planificación de la red

de transporte, la programación del mantenimiento de las líneas y la autorización

del mantenimiento de los grupos (actividades típicamente realizadas por el OS)

afectan, por un lado, al mercado, y por lo tanto a los agentes que en él participan,

1 Aunque no existe la figura de un único operador del sistema, esta tarea la realizan dentro de su área de control los propietarios de las redes de transporte correspondientes (ver Apéndice 1).

69

y por otro, al mantenimiento y construcción de la red, que corresponde a la

empresa transportista. Supuesta la independencia de los agentes, existen

incentivos a favorecer el desarrollo de las actividades de red en el desempeño de

las funciones del OS, cuando ambos son una única entidad. No obstante, también

existen importantes sinergias entre ambas actividades, debido en muchos casos a

razones históricas, que deben evaluarse a la hora de elegir el modelo apropiado.

En cuanto a la unión del OM y el OS, ésta se ha adoptado, en general, en

sistemas con modelos de casación complejos, en los que existe una fuerte

sinergia entre ambas actividades, con mercados obligatorios y/o con mercados de

muy corto plazo (hasta 5 minutos antes del tiempo real en Australia). Sin embargo,

los actuales sistemas de transmisión de la información permiten realizar ambas

tareas de forma independiente de la misma forma que las haría una única entidad.

Por otro lado, la unión del OM y el OS puede representar una falta de

transparencia e independencia entre los procesos de mercado y los procesos

técnicos del sistema.

Otro inconveniente cuando más de una actividad es realizada por un mismo sujeto

puede ser la difícil asignación de costes a cada una de las actividades, lo que

puede dar lugar a la aparición de ineficiencias en una de ellas que sean obviadas

gracias a los ingresos excesivos de otra, subsidios cruzados debidos a que ambas

son ejercidas por la misma empresa.

En cualquier caso, independientemente del modelo de organización, debe

garantizarse la independencia de la gestión del OS respecto de los agentes y los

propietarios de la red de transporte, así como la imparcialidad del OM en el trato a

los agentes que participan en el mercado.

70

4.1.3.2. PROPIEDAD DEL OM Y EL OS. En el apartado anterior se han tratado las diferentes estructuras organizativas

entre el OM, el OS y el TR, pero no la estructura de propiedad, que a menudo

afecta al tipo de separación realizada en los distintos modelos. La estructura de

propiedad, como la de organización vista en el apartado anterior, debe garantizar

la independencia de la gestión del OS respecto de los agentes y los propietarios

de la red de transporte, así como la imparcialidad del OM en el trato a los agentes

que participan en el mercado. En muchos casos el OS es el propietario del OM

aunque éste sea independiente, debido en general a que el OS es previo al OM.

PROPIEDAD DEL OM Y EL OS OM OS Italia OS Pública

Noruega OS Pública

Suecia OS Pública

Finlandia OS Privada

Bélgica No hay. Privada

Holanda Privada Pública

Corea (previsto) Pública

Australia Pública

Canadá Pública

España Privada Privada1

Francia OS2+Privada Pública

Inglaterra y Gales Privada Privada

PJM Privada

Tabla 4.2: Propiedad del OM y el OS en diversos países

1 Participación parcial del Estado, 28,5% en 2002. 2 La participación del OS es del 51% en 2002.

71

4.1.3.3. NÚMERO DE OPERADORES DE MERCADO. Como se ha dicho, el formato más habitual es el de un único OM. Pero no existe

en general ningún inconveniente para que exista más de un OM en un mismo

sistema eléctrico, que realice esta actividad en competencia, intentando cada uno

de ellos atraer el mayor número de clientes que gestionen energía a través de su

mercado organizado.

La existencia o no de más de un mercado dependerá de la liquidez de cada uno

de ellos y de la valoración que dé el sector eléctrico al precio resultado de dicho

mercado, ya que dicho precio servirá de referencia para las transacciones que no

se realicen a través de un mercado organizado y, por tanto, éste debe ser “fiable”

y no manipulable por un número pequeño de agentes.

En el mercado NETA de Inglaterra y Gales existen cuatro operadores de mercado,

UKPX, APX, PowerEx y IPE (ver Apéndice 1), si bien no gestionan un mercado

spot típico, sino que permiten transacciones de contratos entre los agentes. En

Alemania, existían dos operadores de mercado antes del 1 de marzo de 2002,

EEX y LPX, que se han fusionado en busca de una mayor liquidez.

4.2 EL REGULADOR

Mientras que la regulación de monopolios en Europa se ha realizado

tradicionalmente sin necesidad de disponer de órganos reguladores

independientes, en Estados Unidos éste ha sido el sistema más común. Sin

embargo, en los últimos años, y asociado a los procesos de liberalización, la

tendencia en numerosos países, entre ellos los europeos, es a crear un órgano

regulador independiente. En el caso de la electricidad, es habitual que el regulador

lo sea también de otros sectores energéticos, en particular del gas, dada la cada

vez más estrecha relación entre ambos.

72

Las funciones del regulador deben ser las de velar por la competencia y resolver

los conflictos que puedan surgir en el funcionamiento del mercado. La misma

existencia de competencia en el sector eléctrico hace que surjan conflictos entre

los agentes derivados, por ejemplo, del abuso de poder de mercado o el libre

acceso a las redes. Por lo tanto, un sector eléctrico liberalizado debe contar,

además de con la normativa técnica, con una legislación que persiga las

conductas de los agentes en contra de la competencia y que deberá aplicar el

regulador.

La existencia de un regulador independiente aísla la regulación de los intereses

políticos a corto plazo, consigue una mayor especialización técnica de su personal

y dota al proceso regulatorio de estabilidad y transparencia.


La introducción de competencia en el sector hace necesarias nuevas instituciones

que no existían en el modelo tradicional. En este capítulo se han tratado las

funciones del Operador del Mercado, el Operador del Sistema y el Regulador.

• El OM facilita la compraventa de energía entre los agentes, gestionando un

mercado spot organizado o bolsa de energía. Además, es habitual que el OM

gestione mercados de ajustes o mercados de derivados eléctricos.

En cualquiera de los mercados, se deben casar las ofertas de compra y las de

venta, pero existen varios métodos de realizar esta casación: casación simple,

compleja, iterativa o sucesiva. El análisis de estos métodos permite afirmar que

la combinación de los modelos de casación simple y compleja (como el

utilizado en España) o la casación sucesiva con mecanismos que limiten el

poder de mercado pueden representar una buena solución.

73

• El OS permite operar el sistema de forma centralizada en condiciones

compatibles con los resultados de los anteriores mercados.

• El regulador independiente debe garantizar la resolución justa de los conflictos

que surjan entre los agentes.

En cuanto a la organización del OM y el OS y su relación con las actividades de

transporte, no existe un consenso general. Se han identificado y analizado cuatro

tipos de relación, que, en cualquier caso, deben garantizar la independencia del

OS y la imparcialidad del OM.

74

CAPÍTULO 5

MERCADOS ELÉCTRICOS ORGANIZADOS. EVALUACIÓN DE EXPERIENCIAS

INTERNACIONALES. En el momento de escribir esta Tesis de Master existen varios sistemas

eléctricos en todo el mundo que han completado ya todo el proceso de

liberalización. Otros se encuentran aún en proceso y otros muchos apenas

acaban de dar los primeros pasos, o se encuentran aún en las fases previas de

estudio y toma de decisiones, ya sea regulatorias o de elección del modelo a

seguir de entre los vistos en el capítulo 2. El Apéndice 1 ofrece una revisión del

estado actual de liberalización en distintos sectores eléctricos de todo el

mundo.

Aunque no es estrictamente necesario, la mayoría de los sistemas eléctricos

con un cierto nivel de liberalización han establecido algún tipo de mercado

organizado (modelos 2, 3 ó 4 del capítulo 2), con transacciones

estandarizadas, generalmente con los mecanismos anónimos de casación de

ofertas de producción y demanda que se vieron en el capítulo 3. En dicho

capítulo también se vio que este mercado organizado incluye siempre un

mercado spot, gestionado por una entidad que es la responsable de la subasta

y que se conoce como Operador del Mercado, Power Exchange en la literatura

anglosajona.

75

El presente capítulo se centra en aquellos mercados eléctricos en los que se ha

implantado un mercado organizado del tipo 3 ó 4, que son los modelos más

comunes. Se han escogido algunos de los mercados más significativos y con

mayor grado de desarrollo y experiencia acumulada, y se pretende realizar una

evaluación objetiva de su funcionamiento y resultados. Para ello, se han

utilizado los datos publicados por los diferentes Operadores de Mercado, que

han sido capturados via internet mediante una herramienta de captura

automática diseñada por OMEL y completada durante la realización del

proyecto. Debido a la heterogeneidad de los datos publicados por los distintos

Power Exchanges, se ha optado por hacer siempre referencia a los datos de

precio y energía, para poder realizar una comparación uniforme de los distintos

mercados. En todas las gráficas de este capítulo se ha utilizado como unidad

de precio el €/MWh habiéndose realizado la conversión desde la moneda

propia de cada mercado al tipo de cambio existente con el Euro cada día del

que se extrae un dato.

5.1 RESULTADOS DE DIVERSOS MERCADOS.

En este apartado se tratan mercados organizados de corto plazo gestionados

por los Operadores de Mercado donde se realiza una subasta de la energía a

generar o consumir con un horizonte temporal que suele ser de un día. El

Operador de Mercado determina las ofertas aceptadas tanto de compra como

de venta de energía, así como el precio del sistema en cada periodo

(normalmente horario o semihorario) del día siguiente. La publicación de esos

datos en las páginas web de los distintos Operadores ha sido la fuente con la

que se ha elaborado toda la información siguiente.

la información se ha organizado de forma que el lector no necesite leer todo el

capítulo si sólo está interesado en un mercado en concreto”.

76

5.1.1 EUROPA 5.1.1.1 OMEL Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio

mínimo diario y en azul el precio medio diario ponderado por la energía

negociada en cada hora de cada día. Para eliminar el “ruido” de las curvas

debido a variaciones extremas, las líneas se representan como la media móvil

de periodo 30 días. La recta de color negro muestra la tendencia lineal del

precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 1 de enero

de 1998, comienzo de operación del mercado, y el 30 de junio de 2002.

Precio en el Mercado Diario OMEL.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

01/01/1998

01/04/1998

01/07/1998

01/10/1998

01/01/1999

01/04/1999

01/07/1999

01/10/1999

01/01/2000

01/04/2000

01/07/2000

01/10/2000

01/01/2001

01/04/2001

01/07/2001

01/10/2001

01/01/2002

01/04/2002

Eur/M

Wh

Pmax Pmin pdp 30 per. media móvil (Pmax) 30 per. media móvil (pdp) 30 per. media móvil (Pmin) Lineal (pdp)

Figura 5.1. Precios horarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot de OMEL.

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un moderado

incremento de precio desde el comienzo de la negociación en OMEL, en el

intervalo de 20-40 €/MWh. Los precios mínimos se han mantenido

aproximadamente estables en torno a los 20 €/MWh mientras que los precios

máximos han experimentado un mayor aumento, presentando también una

mayor volatilidad.

77

Los precios medios mensuales Realizando una comparación de los precios medios mensuales ponderados de

OMEL desde su creación puede verse que mientras en los años 1998 y 1999

los precios medios se mantuvieron estables dentro de la franja de 20-30

€/MWh, esta tendencia se rompió en los dos años siguientes. Así, en el periodo

de enero a abril de 2000, el precio medio ponderado llegó a alcanzar los 37,5

€/MWh, mientras que en los mismos meses de 2001 el precio medio mensual

ponderado estuvo siempre en torno a los 20 €/MWh. En los meses de

septiembre a noviembre de 2000 y 2001 se produce un alza de los precios, que

llegan a ser de más de 40 €/MWh en octubre de 2001. En los meses de

diciembre de 2001 y enero de 2002 se observa un elevado crecimiento del

precio medio, alcanzándose el máximo histórico en enero de 2002, con un valor

de 64,94 €/MWh.

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario OMEL.

0

10

20

30

40

50

60

70

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1998 1999 2000 2001 2002

Figura 5.2. Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot OMEL

La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía diaria negociada en el mercado

diario de OMEL desde su creación.

78

Energía negociada en el Mercado Diario OMEL.

300000

350000

400000

450000

500000

550000

600000

650000

01/01/1998

01/04/1998

01/07/1998

01/10/1998

01/01/1999

01/04/1999

01/07/1999

01/10/1999

01/01/2000

01/04/2000

01/07/2000

01/10/2000

01/01/2001

01/04/2001

01/07/2001

01/10/2001

01/01/2002

01/04/2002

MW

hEnergía Lineal (Energía) 30 per. media móvil (Energía)

Figura 5.3. Energía diaria negociada en el mercado spot OMEL

La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que

se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan claramente

cuatro puntas anuales, de media móvil de periodo de 30 días, coincidiendo con

los meses de julio, septiembre, diciembre y febrero cuyos valores muestran una

clara tendencia creciente. La línea negra muestra la tendencia lineal creciente

de energía negociada a través del mercado diario de OMEL.

La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada

en el mercado diario de OMEL.

79

Energía negociada en el Mercado Diario OMEL.

10000000

11000000

12000000

13000000

14000000

15000000

16000000

17000000

18000000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h1998 1999 2000 2001 2002

Figura 5.4. Energía mensual negociada en el mercado spot OMEL

Puede observarse la tendencia creciente (sólo rota en el mes de abril de 2001)

de volumen de energía que se negocia en el mercado diario, siendo los meses

de diciembre y enero los de mayor negociación. El máximo histórico se alcanzó

en enero de 2002, con 17,1 TWh negociados a través del mercado diario de

OMEL.

El volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul volumen diario de negocio (en millones de

Euros) en el mercado diario de OMEL desde su creación. La línea roja

representa la media móvil para un periodo de 30 días, con lo que se eliminan

las oscilaciones en el volumen de negocio. La línea negra muestra la tendencia

lineal creciente (acorde con el crecimiento en la energía negociada) de

volumen negociado en el mercado diario de OMEL, que en junio de 2002 es de

unos 20 millones de Euros diarios.

80

Volumen de negocio el Mercado Diario OMEL.

0

10

20

30

40

50

60

70

01/01/1998

01/04/1998

01/07/1998

01/10/1998

01/01/1999

01/04/1999

01/07/1999

01/10/1999

01/01/2000

01/04/2000

01/07/2000

01/10/2000

01/01/2001

01/04/2001

01/07/2001

01/10/2001

01/01/2002

01/04/2002

MEu

rVolumen negociado Lineal (Volumen negociado) 30 per. media móvil (Volumen negociado)

Figura 5.5. Volumen de negocio diario en el mercado spot OMEL

5.1.1.2 NORD POOL Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio


negociada en cada hora de ese día. Para eliminar el “ruido” de las curvas



precio medio ponderado.

81

Precio en el Mercado Diario NORD POOL.

0

10

20

30

40

50

60

12/04/9925/05/99

07/07/9919/08/99

01/10/9913/11/99

26/12/9907/02/00

21/03/0003/05/00

15/06/0028/07/00

09/09/0022/10/00

04/12/0016/01/01

28/02/0112/04/01

25/05/0107/07/01

19/08/0101/10/01

13/11/0126/12/01

07/02/0222/03/02

04/05/2002

Eur/M

Wh


Figura 5.6. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot Nord Pool

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un aumento de

precio desde abril de 1999. Los precios mínimos han oscilado entre los 5

€/MWh y los 25 €/MWh, mientras que los máximos lo han hecho

aproximadamente entre los 10 €/MWh y los 60 €/MWh, presentando por tanto

una mayor volatilidad. Los precios máximos más elevados se dieron en los

meses de febrero, marzo y abril de 2001.


Nord Pool puede verse que en 2001 crecieron respecto del año anterior,

aunque la tendencia en los comienzos de 2002 vuelve a ser a la baja.

82

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario Nord Pool

0

5

10

15

20

25

30

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

Eur/M

Wh

2000 2001 2002

Figura 5.7. Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot de Nord Pool


diario de Nord Pool desde diciembre de 1998 hasta abril de 2002.

Energía negociada en el Mercado Diario NORD POOL.

100000

200000

300000

400000

500000

600000

01/12/1998

26/01/1999

09/03/1999

20/04/1999

01/06/1999

15/07/1999

12/09/1999

04/12/1999

04/02/2000

05/05/2000

29/07/2000

09/09/2000

21/10/2000

02/12/2000

13/01/2001

24/02/2001

07/04/2001

19/05/2001

30/06/2001

11/08/2001

22/09/2001

03/11/2001

15/12/2001

26/01/2002

09/03/2002

20/04/2002

MW

h

Energía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)

Figura 5.8. Energía diaria negociada en el mercado spot Nord Pool.

83



una punta anual, de media móvil de periodo 30 días, coincidiendo con los tres

primeros meses del año. Dentro del periodo de estudio, las puntas de

negociación de energía son cada año más elevadas, con un máximo de

571.889,2 MWh el 23 de abril de 2001. La línea negra muestra la tendencia

lineal de la energía negociada a través del mercado diario, de clara tendencia

creciente, con un crecimiento de casi 100.000 MWh en el periodo considerado.


en el mercado diario de NORD POOL.

Energía negociada en el Mercado Diario NORDPOOL.

1900000

2900000

3900000

4900000

5900000

6900000

7900000

8900000

9900000

10900000

11900000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 9. Energía mensual negociada en el mercado spot Nord Pool.

Mientras en el primer semestre del año existe gran volatilidad en el volumen de

energía que acude al mercado diario, en el segundo semestre la tendencia en

los últimos años es claramente al alza. La dispersión en el volumen de energía

que acude al mercado diario se debe a la distinta participación previa en

contratos de futuros o contratos OTC. Sin embargo, como quedó claro cuando

84

se habló del precio medio mensual, esta variación en el volumen de la energía

en el mercado diario no se traslada a los precios, que, al menos en los años

2000 y 2001, se mantuvieron estables.

Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul volumen diario de negocio, en millones de

Euros, en el mercado spot diario de NORDPOOL. La línea roja representa la

media móvil para un periodo de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones

en el volumen de negocio. La línea negra muestra la tendencia lineal creciente

(acorde con el crecimiento en la energía negociada) de volumen negociado en

el mercado diario de Nord Pool, que en abril de de 2002 es de unos 5 millones

de Euros diarios.

Volumen diario de negocio el Mercado Diario NORDPOOL.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

12/04/1999

19/05/1999

27/06/1999

20/08/1999

28/10/1999

13/12/1999

08/02/2000

04/05/2000

23/07/2000

29/08/2000

05/10/2000

11/11/2000

18/12/2000

24/01/2001

02/03/2001

08/04/2001

15/05/2001

21/06/2001

28/07/2001

03/09/2001

10/10/2001

16/11/2001

23/12/2001

29/01/2002

07/03/2002

13/04/2002

25/05/2002

MEu

r

Volumen negociado Lineal (Volumen negociado) 30 per. media móvil (Volumen negociado)

Figura 5. 10. Volumen diario de negocio en el mercado spot Nord Pool.

5.1.1.3 EEX y LPX Aunque los datos hacen referencia a los resultados de ambos mercados

previos a la fusión del 1 de marzo1 de 2002, se ha considerado apropiado

1 No obstante, ambos mercados continuaron la negociación por separado hasta unos meses después. Aquí, se han utilizado datos hasta junio de 2002.

85

evaluarlos de manera conjunta, dado que actualmente constituyen una única

entidad.

Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






Precio en los Mercados Diarios de EEX y LPX .

0

20

40

60

80

100

120

140

16/06/2000

13/07/2000

09/08/2000

05/09/2000

02/10/2000

29/10/2000

25/11/2000

22/12/2000

18/01/2001

14/02/2001

13/03/2001

09/04/2001

06/05/2001

02/06/2001

29/06/2001

26/07/2001

22/08/2001

18/09/2001

15/10/2001

11/11/2001

08/12/2001

04/01/2002

31/01/2002

27/02/2002

26/03/2002

22/04/2002

19/05/2002

Eur/M

Wh

30 per. media móvil (Pmax EEX)30 per. media móvil (pdp EEX)30 per. media móvil (Pmin EEX)Lineal (pdp EEX)30 per. media móvil (Pmax LPX)30 per. media móvil (pdp LPX)30 per. media móvil (Pmin LPX)Lineal (pdp LPX)

Figura 5. 11. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot de EEX y de LPX

Las líneas de tendencia del precio medio ponderado muestran un moderado

incremento de precio en el periodo considerado, muy similar en los dos

mercados y en el intervalo de 20-30 €/MWh. En general puede decirse que las

tendencias de precio de ambos mercados han sido muy similares, siendo los

precios de LPX algo más elevados que los de EEX. Los precios mínimos se

86

han mantenido estables por debajo de los 20 €/MWh mientras que los precios

máximos han experimentado un mayor aumento, presentando también una

mayor volatilidad, con un elevado aumento la segunda quincena de diciembre

de 2001 y primera de enero de 2002.


LPX y EEX desde junio de 2000 hasta junio de 2002, puede verse que no

existen diferencias importantes entre los precios de los dos mercados. Se

aprecia un incremento de precio en ambos mercados al comparar el segundo

semestre de 2000 con el de 2001, mientras que los precios medios mensuales

disminuyeron algo en el primer semestre de 2002 respecto del mismo periodo

de 2001. El mes más caro fue diciembre de 2001, con precios medios

ponderados en ambos mercados por encima de los 40 €/MWh.

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario EEX y LPX.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

2000 EEX 2001 EEX 2002 EEX 2000 LPX 2001 LPX 2002 LPX

Figura 5. 12. Precios medios mensuales ponderados en los mercados spot de EEX y LPX

La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo (para EEX) y en rosa (para LPX) la energía

diaria negociada en el mercado diario de ambos mercados.

87

Energía negociada en el Mercado Diario EEX.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

16/06/2000

14/07/2000

11/08/2000

08/09/2000

06/10/2000

03/11/2000

01/12/2000

29/12/2000

26/01/2001

23/02/2001

23/03/2001

20/04/2001

18/05/2001

15/06/2001

13/07/2001

10/08/2001

07/09/2001

05/10/2001

02/11/2001

30/11/2001

28/12/2001

25/01/2002

22/02/2002

22/03/2002

19/04/2002

17/05/2002

MW

h

Energía LPX Energía EEX 30 per. media móvil (Energía LPX)Lineal (Energía LPX) 30 per. media móvil (Energía EEX) Lineal (Energía EEX)

LPX

EEX

Figura 5. 13. Energía diaria negociada en el mercado spot de EEX y LPX.

Las líneas azul para LPX y verde para EEX representan la media móvil para un

periodo de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en la energía

negociada. En LPX las puntas de energía se dan en diciembre de cada año,

mientras en EEX se producen en los meses de septiembre, octubre o

noviembre. Los datos disponibles no permiten establecer una estacionalidad

clara.

La línea negra para LPX y la verde para EEX muestran la tendencia lineal

creciente de energía negociada a través de ambos mercados. Aunque en

ambos casos la tendencia es creciente, ésta es mucho mayor en el caso de

LPX, con un volumen de energía negociada en los primeros meses de 2002 de

hasta 6 veces el volumen de EEX.

La energía mensual negociada En la gráfica siguiente se representa el valor medio mensual de la energía

negociada en los mercados diarios de EEX y LPX.

88

Energía negociada en el Mercado Diario EEX-LPX.

8000

208000

408000

608000

808000

1008000

1208000

1408000

1608000

1808000

2008000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h

2001 EEX 2002 EEX 2001 LPX 2002 LPX

Figura 5. 14. Energía mensual negociada en los mercados de EEX y LPX.

Puede observarse la tendencia creciente de volumen de energía que se

negocia en el mercado diario cada mes. El mes de mayor negociación durante

2001 fue noviembre en caso de LPX, con 1,76 GWh, mientras que en el caso

de EEX fue octubre, con 0,28 GWh negociados.

Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul y en rosa la evolución del volumen diario

de negocio, en millones de Euros, en el mercado spot diario de LPX y EEX. Se

muestran también las medias móviles para un periodo de 30 días, con lo que

se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio. La línea negra muestra

la tendencia lineal creciente (acorde con el crecimiento en la energía negociada

y el moderado incremento de precio) de volumen negociado en ambos

mercados.

89

Volumen diario de negocio el Mercado Diario LPX y EEX (Miles de Eur).

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

16/06/2000

13/07/2000

09/08/2000

05/09/2000

02/10/2000

29/10/2000

25/11/2000

22/12/2000

18/01/2001

14/02/2001

13/03/2001

09/04/2001

06/05/2001

02/06/2001

29/06/2001

26/07/2001

22/08/2001

18/09/2001

15/10/2001

11/11/2001

08/12/2001

04/01/2002

31/01/2002

27/02/2002

26/03/2002

22/04/2002

19/05/2002

Mile

s de

Eur

Volumen negociado LPX Volumen Negociado EEX

Lineal (Volumen negociado LPX) 30 per. media móvil (Volumen negociado LPX)

30 per. media móvil (Volumen Negociado EEX) Lineal (Volumen Negociado EEX)

LPX

EEX

Figura 5. 15. Volumen diario de negocio en el mercado spot de EEX y LPX.

5.1.1.4 APX El mercado de APX es, en sus aspectos fundamentales, igual al del sistema

español, al haber participado OMEL en su diseño, con la venta de al licencia

del software desarrollado para el mercado español.

Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






90

Precio en el Mercado Diario APX.

0

50

100

150

200

250

01/07/2000

27/07/2000

22/08/2000

17/09/2000

13/10/2000

08/11/2000

04/12/2000

30/12/2000

25/01/2001

20/02/2001

18/03/2001

13/04/2001

09/05/2001

04/06/2001

30/06/2001

26/07/2001

21/08/2001

16/09/2001

12/10/2001

07/11/2001

03/12/2001

29/12/2001

24/01/2002

19/02/2002

17/03/2002

12/04/2002

Eur/M

Wh


Figura 5. 16. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot APX

Las líneas de tendencia del precio medio ponderado muestran un descenso del

precio en el periodo entre julio de 2000 y abril de 2002. Los precios mínimos,

en valores de media móvil de periodo 30 días, se han mantenido estables por

debajo de los 30 €/MWh y, a partir de febrero de 2001, en el intervalo

aproximado de 10-15 €/MWh. Los precios máximos han experimentado

bruscos cambios con tres puntas en tres periodos: julio-agosto, septiembre-

octubre y diciembre. El segundo de ellos aumentó considerablemente el precio

máximo en 2001 en comparación con 2002.

A pesar de las elevadas puntas de precios máximos, la línea de color negro

muestra la tendencia lineal decreciente en el precio dentro del periodo

considerado.


APX desde julio de 2000 hasta abril de 2002 puede verse el descenso de los

precios respecto al mismo mes del año anterior, con la excepción del mes de

91

julio de 2001. Los precios medios mensuales se mantuvieron estables dentro

de la franja de 25-50 €/MWh durante 2001. El máximo histórico del precio

medio mensual se produjo en enero de 2002, con un valor de 68,2 €/MWh.

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario APX.

0

10

20

30

40

50

60

70

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

2000 2001 2002

Figura 5. 17. Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot APX.

La energía negociada La siguiente gráfica muestra en rojo la energía negociada en el mercado diario

de APX entre julio de 2000 y abril de 2002.

92

Energía negociada en el Mercado Diario APX.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

01/07/2000

27/07/2000

22/08/2000

17/09/2000

13/10/2000

08/11/2000

04/12/2000

30/12/2000

25/01/2001

20/02/2001

18/03/2001

13/04/2001

09/05/2001

04/06/2001

30/06/2001

26/07/2001

21/08/2001

16/09/2001

12/10/2001

07/11/2001

03/12/2001

29/12/2001

24/01/2002

19/02/2002

17/03/2002

12/04/2002

MW

hEnergía 30 per. media móvil (Energía) Lineal (Energía)

Figura 5. 18. Energía diaria negociada en el mercado spot APX.


se eliminan las oscilaciones en la energía negociada, que presenta cierta

volatilidad. Dentro del periodo de estudio, el volumen máximo de energía diaria

negociada se dio el 23 de marzo de 2002 con 39.053,8 MWh negociados.

La línea negra muestra la tendencia lineal claramente creciente de la energía

negociada en el mercado spot, que ha aumentado hasta más del doble de su

valor inicial el 1 de julio de 2000.


en el mercado diario de APX.

93

Energía negociada en el mercado diario APX

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h2000 2001 2002

Figura 5. 19. Energía mensual negociada en el mercado spot APX

Este volumen es creciente desde julio de 2000. La escasez de datos no

permite, sin embargo, establecer una estacionalidad clara sobre cuáles son los

meses de mayor negociación.

Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de

negocio, en millones de Euros, en el mercado spot diario de APX, con una

elevada volatilidad. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo

de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio.

La línea negra muestra la tendencia lineal ligeramente creciente de volumen

negociado en el mercado. El volumen de negocio diario en los primeros meses

de 2002 es inferior al millón de Euros. Sin embargo, sí se puede observar que a

pesar del tiempo de funcionamiento del mercado, el volumen de contratación

no es muy significativo.

94

Volumen diario de negocio en el Mercado Diario APX (MEur).

0

1

2

3

4

5

6

7

01/07/2000

26/07/2000

20/08/2000

14/09/2000

09/10/2000

03/11/2000

28/11/2000

23/12/2000

17/01/2001

11/02/2001

08/03/2001

02/04/2001

27/04/2001

22/05/2001

16/06/2001

11/07/2001

05/08/2001

30/08/2001

24/09/2001

19/10/2001

13/11/2001

08/12/2001

02/01/2002

27/01/2002

21/02/2002

18/03/2002

12/04/2002

MEu

rVolumen negociado

Lineal (Volumen negociado)

30 per. media móvil (Volumen negociado)

Figura 5. 20. Volumen diario de negocio en el mercado spot APX.

5.1.2 AMÉRICA DEL NORTE 5.1.2.1 PJM PJM publica los precios nodales de la red de transporte, Locational Marginal

Prices, LMPs (ver Apéndice 1) agrupados por regiones en los llamados “hubs”.

Así, los “hubs” representan una región específica dentro del área de control de

PJM, con un precio que es la media ponderada de los precios nodales

(Locational Marginal Prices, LMPs) de los nudos que forman el “hub”. El precio

del “hub” es, por lo tanto, mucho menos volátil que el precio individual de todos

los nodos que lo componen, por lo que suele utilizarse como el precio de

referencia para los contratos. Los datos corresponden a los días entre el 1 de

junio de 2001 y el 17 de mayo de 2002.

Western Hub Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio




95

de periodo 30 días. Los precios máximos presentan mayor volatilidad que los

mínimos. La recta de color negro muestra la tendencia lineal decreciente del

precio medio ponderado (nótese que en el resto de mercados se mostraba el

precio medio diario ponderado en este apartado).

Precio en el Mercado Diario PJM. WESTERN HUB.

0

20

40

60

80

100

120

140

01/06/2000

28/06/2000

25/07/2000

21/08/2000

17/09/2000

14/10/2000

10/11/2000

07/12/2000

03/01/2001

30/01/2001

26/02/2001

25/03/2001

21/04/2001

18/05/2001

14/06/2001

11/07/2001

07/08/2001

03/09/2001

30/09/2001

27/10/2001

23/11/2001

20/12/2001

16/01/2002

12/02/2002

11/03/2002

07/04/2002

07/05/2002

Eur/M

Wh

PMD Western Hub 30 per. media móvil (Pmax Western Hub)30 per. media móvil (Pmin Western Hub) 30 per. media móvil (PMD Western Hub)Lineal (PMD Western Hub)

Figura 5. 21. Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Western Hub).

Los precios mínimos se han mantenido estables, con valores de media móvil

en el intervalo aproximado de 10-25 €/MWh. Los precios máximos presentan

gran volatilidad, con valores de media móvil superiores a los 130 €/MWh.

Los precios medios mensuales Los precios medios mensuales se mantuvieron dentro de la franja de 20-60

€/MWh durante el periodo de estudio. El máximo histórico del precio medio

mensual en el mismo periodo se produjo en agosto de 2001, con un valor de

57,15 €/MWh.

96

Precios Medios Mensuales . Mercado Diario de PJM. WESTERN HUB

0

10

20

30

40

50

60

70

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

2000 2001 2002

Figura 5. 22. Precio medio mensual en PJM (Western Hub).

West Int Hub Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






precio medio diario (nótese que en el resto de mercados se mostraba el precio

medio diario ponderado en este apartado). Todos los valores son muy similares

a los de Western Hub.

97

Precio en el Mercado Diario PJM. WEST INT HUB.

0

20

40

60

80

100

120

140

01/06/2000

28/06/2000

25/07/2000

21/08/2000

17/09/2000

14/10/2000

10/11/2000

07/12/2000

03/01/2001

30/01/2001

26/02/2001

25/03/2001

21/04/2001

18/05/2001

14/06/2001

11/07/2001

07/08/2001

03/09/2001

30/09/2001

27/10/2001

23/11/2001

20/12/2001

16/01/2002

12/02/2002

11/03/2002

07/04/2002

07/05/2002

Eur/M

Wh

PMD West Int Hub 30 per. media móvil (Pmax West Int Hub)30 per. media móvil (Pmin West Int Hub) 30 per. media móvil (PMD West Int Hub)Lineal (PMD West Int Hub)

Figura 5. 23. Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (West Int Hub).

Los precios medios mensuales Al igual que en Western Hub los precios medios mensuales se mantuvieron

dentro de la franja de 20-60 €/MWh durante el periodo de estudio. El máximo

histórico del precio medio mensual en el mismo periodo se produjo en agosto

de 2001, con un valor de 56,7 €/MWh.

Precios Medios Mensuales . Mercado Diario de PJM. WEST INT HUB

0

10

20

30

40

50

60

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

2000 2001 2002

Figura 5. 24. Precio medio mensual en PJM (West Int Hub).

98

Eastern Hub Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






precio medio diario (nótese que en el resto de mercados se mostraba el precio

medio diario ponderado en este apartado).

Precio en el Mercado Diario PJM. EASTERN HUB.

0

50

100

150

200

01/06/2000

28/06/2000

25/07/2000

21/08/2000

17/09/2000

14/10/2000

10/11/2000

07/12/2000

03/01/2001

30/01/2001

26/02/2001

25/03/2001

21/04/2001

18/05/2001

14/06/2001

11/07/2001

07/08/2001

03/09/2001

30/09/2001

27/10/2001

23/11/2001

20/12/2001

16/01/2002

12/02/2002

11/03/2002

07/04/2002

07/05/2002

Eur/M

Wh

PMD Eastern Hub 30 per. media móvil (Pmax Eastern Hub)30 per. media móvil (Pmin Eastern Hub) 30 per. media móvil (PMD Eastern Hub)Lineal (PMD Eastern Hub)

Figura 5. 25. Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Eastern Hub).

Los precios mínimos se han mantenido estables, con valores de media móvil

en el intervalo de 10-35 €/MWh. Los precios máximos presentan una gran

volatilidad, con valores de media móvil entre 40 y 190 €/MWh.

99

Los precios medios mensuales

Precios Medios Mensuales . Mercado Diario de PJM. EASTERN HUB

0

10

20

30

40

50

60

70

80

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

2000 2001 2002

Figura 5. 26. Precio medio mensual en PJM (Eastern Hub).

A diferencia de Western Hub y West Int Hub, los precios medios mensuales no

se mantuvieron dentro de la franja de 20-60 €/MWh durante el periodo de

estudio, superándose los 70 €/MWh en agosto de 2001, con un valor de 73,04

€/MWh.

La energía negociada en PJM La siguiente gráfica muestra en rojo la energía negociada en el mercado de

PJM APX entre junio de 2000 y abril de 2002.

100

Energía negociada en el Mercado Diario de PJM (MWh).

400000

500000

600000

700000

800000

900000

1000000

1100000

1200000

01/06/2000

05/07/2000

08/08/2000

11/09/2000

15/10/2000

18/11/2000

22/12/2000

25/01/2001

28/02/2001

03/04/2001

07/05/2001

10/06/2001

14/07/2001

17/08/2001

20/09/2001

24/10/2001

27/11/2001

31/12/2001

03/02/2002

09/03/2002

12/04/2002

MW

hEnergía PJM 30 per. media móvil (Energía PJM) Lineal (Energía PJM)

Figura 5. 27. Energía diaria negociada en el mercado diario de PJM.


se eliminan las oscilaciones en la energía negociada, que presenta cierta

volatilidad. Dentro del periodo de estudio, el volumen máximo de energía diaria

negociada se dio el 9 de agosto de 2002 con 1,097 TWh.

La línea negra muestra la tendencia lineal decreciente de la energía negociada

en el mercado PJM.

Energía mensual negociada en PJM En la gráfica siguiente se representa el valor mensual de la energía negociada

en el mercado diario de PJM.

101

Energía negociada en el Mercado Diario de PJM (MWh).

17000000

19000000

21000000

23000000

25000000

27000000

29000000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h2000 2001 2002

Figura 5. 28. Energía mensual negociada en el mercado diario de PJ M.

Los meses de julio, agosto, diciembre y enero son los de mayor volumen de

energía. El mes de agosto de 2001 fue el de máxima energía negociada, dentro

del periodo de estudio, con 27,13 TWh.

5.1.2.2 ALBERTA Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






102

Precio en el Mercado Diario ALBERTA.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

01/01/1996

29/03/1996

26/06/1996

23/09/1996

21/12/1996

20/03/1997

17/06/1997

14/09/1997

12/12/1997

11/03/1998

08/06/1998

05/09/1998

03/12/1998

02/03/1999

29/05/1999

26/08/1999

23/11/1999

20/02/2000

19/05/2000

16/08/2000

12/11/2000

06/02/2001

03/05/2001

28/07/2001

22/10/2001

16/01/2002

12/04/2002

Eur/M

Wh


Figura 5. 29. Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario de Alberta.

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un aumento de

precio desde 1996 hasta el mes de abril de 2002, debida, sobre todo, a un

brusco crecimiento de los precios entre los meses de agosto de 2000 y enero

de 2001. Tanto los precios mínimos como los máximos fueron arrastrados por

este encarecimiento aunque los que experimentaron mayor variación fueron

estos últimos, con puntas en torno a los 475 €/MWh, de media móvil de periodo

30 días, en diciembre de 2000.


Power Pool of ALBERTA puede verse que mientras en los años 1996 a 1999

los precios medios se mantuvieron estables por debajo de 50 €/MWh, esta

tendencia se rompió en los dos años siguientes. Así, en el periodo de enero a

abril de 2000, el precio medio subió considerablemente, llegando a ser de 84,1

€/MWh en abril de ese año, y en el segundo semestre de 2001 se alcanzaron

los 202,9 €/MWh, de precio medio. La tendencia es, por lo tanto, a un aumento

103

en la diferencia de precios medios entre los meses más caros y los de menor

precio.

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario Alberta.

0

50

100

150

200

250

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Figura 5. 30. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario Alberta.


diario de Alberta desde enero de 1996 hasta abril de 2002.

104

Energía negociada en el Mercado Diario Alberta.

110000

120000

130000

140000

150000

160000

170000

180000

01/01/1996

01/04/1996

01/07/1996

29/09/1996

29/12/1996

30/03/1997

29/06/1997

28/09/1997

28/12/1997

29/03/1998

28/06/1998

27/09/1998

27/12/1998

28/03/1999

27/06/1999

26/09/1999

26/12/1999

26/03/2000

25/06/2000

24/09/2000

22/12/2000

20/03/2001

16/06/2001

12/09/2001

09/12/2001

07/03/2002

MW


Figura 5. 31. Energía diaria negociada en el mercado diario Alberta.



una punta anual en verano (meses de julio y agosto), y otra más elevada en

invierno (meses de diciembre y enero). Dentro del periodo de estudio, las

puntas de negociación de energía son cada año más elevadas, con un máximo

de 171.104 MWh el 28 de enero de 2002. La línea negra muestra la tendencia

lineal de la energía negociada a través del mercado diario, de clara tendencia

creciente, con un crecimiento de más de 20.000 MWh en el periodo

considerado.


en el mercado diario.

105

Energía negociada en el Mercado Diario ALBERTA.

3000000

3500000

4000000

4500000

5000000

5500000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Figura 5. 32. Energía mensual negociada en el mercado diario Alberta.

Puede observarse la tendencia creciente de volumen de energía que se

negocia en el mercado diario, siendo los meses de diciembre y enero los de

mayor negociación. El máximo histórico se alcanzó en enero de 2002, con 5,01

TWh negociados a través del mercado diario.

Volumen de negocio La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio

(en millones de Euros) en el mercado spot diario de ALBERTA, que presenta

una gran volatilidad. En rojo, se muestra también la media móvil para un

periodo de 30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de

negocio. El elevado precio a finales de 2000 y principios de 2001, hizo crecer

espectacularmente el volumen de negociación en esas fechas. La línea de

color negro muestra la tendencia lineal ligeramente creciente de volumen

negociado en el mercado. El volumen de negocio diario en los primeros meses

de 2002 está, con gran volatilidad, en torno a los 5 millones de Euros.

106

Volumen negociado diariamente en el Mercado Diario Alberta (MEur).

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

01/01/1996

28/03/1996

24/06/1996

20/09/1996

17/12/1996

15/03/1997

11/06/1997

07/09/1997

04/12/1997

02/03/1998

28/05/1998

24/08/1998

20/11/1998

16/02/1999

15/05/1999

11/08/1999

07/11/1999

03/02/2000

01/05/2000

27/07/2000

23/10/2000

16/01/2001

11/04/2001

05/07/2001

28/09/2001

22/12/2001

17/03/2002

MEu

rVolumen negociado 30 per. media móvil (Volumen negociado) Lineal (Volumen negociado)

Figura 5. 33. Volumen de negocio en el mercado diario Alberta.

5.1.3 AUSTRALIA (NEMMCO) En el mercado australiano de NEMMCO existen cinco áreas de precio (ver

Apéndice 1) que se detallan a continuación.

Nueva Gales del Sur (New South Wales) Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio





precio medio ponderado. Los datos corresponden al periodo entre el 7/12/1998

y el 30/4/2002.

107

Precio en el Mercado Diario NSW.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

07/12/1998

23/01/1999

11/03/1999

27/04/1999

13/06/1999

30/07/1999

15/09/1999

01/11/1999

18/12/1999

03/02/2000

21/03/2000

07/05/2000

23/06/2000

09/08/2000

25/09/2000

11/11/2000

28/12/2000

13/02/2001

01/04/2001

18/05/2001

04/07/2001

20/08/2001

06/10/2001

22/11/2001

08/01/2002

24/02/2002

12/04/2002

Eur/M

Wh


Figura 5. 34. Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).

La línea de tendencia del precio medio ponderado, aunque ligerísimamente

creciente, presenta una clara estabilidad de los precios. Los precios medios

también se han mantenido estables en el mismo periodo, con media móvil en el

rango de 5-20 €/MWh. Por el contrario, los precios máximos han presentado

una elevada volatilidad, sobre todo en el verano de 2002.


Salvo por la excepción que constituyen los meses de febrero de 2000 y enero

de 2001 (en el que se alcanzó el máximo histórico de los precios medios

mensuales), puede decirse que, en general, los precios medios son mayores

en los meses de mayo, junio, julio y agosto. En la gráfica siguiente se muestran

los precios del mercado diario de NEMMCO para el sistema eléctrico de Nueva

Gales del Sur.

108

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario NSW.

0

10

20

30

40

50

60

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 35. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).


diario de NEMMCO para New South Wales.

Energía negociada en el Mercado Diario NSW.

250000

300000

350000

400000

450000

500000

07/12/1998

25/01/1999

15/03/1999

03/05/1999

21/06/1999

09/08/1999

27/09/1999

15/11/1999

03/01/2000

21/02/2000

10/04/2000

29/05/2000

17/07/2000

04/09/2000

23/10/2000

11/12/2000

29/01/2001

19/03/2001

07/05/2001

25/06/2001

13/08/2001

01/10/2001

19/11/2001

07/01/2002

25/02/2002

15/04/2002

MW

h


Figura 5. 36. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).

109



dos periodos punta anuales correspondientes, aproximadamente a julio-agosto

, de mayor volumen, y diciembre-enero. En el periodo considerado, el volumen

máximo de energía negociada se dio el 30/5/2000, con 455.670 MWh

negociados. La línea negra presenta la tendencia lineal creciente de energía

negociada.


en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Nueva Gales del Sur.

Energía negociada en el Mercado Diario NSW.

10000000

10500000

11000000

11500000

12000000

12500000

13000000

13500000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 37. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (New South Wales).

Dentro de una tendencia creciente de la energía negociada en el mercado

diario, se observa que ésta aumenta en cantidades de hasta 2,5 TWh a partir

del mes de abril. El máximo volumen de energía se da siempre en el mes de

julio, siendo el máximo histórico de 12,97 TWh en el mes de julio de 2001.

110

Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de negocio

(en millones de Euros) en el mercado spot de NEMMCO para la zona de New

South Wales, que presenta una gran volatilidad, con volúmenes de hasta 120

M€ diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30

días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que

está entonces siempre por debajo de los 20M€. La línea de color negro

muestra la tendencia lineal constante de volumen negociado en el mercado.

Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario NSW, [Meur]

0

20

40

60

80

100

120

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

11/05/2002

MEu

r

Volumen de Negocio

30 per. media móvil(Volumen de Negocio)Lineal (Volumen deNegocio)

Figura 5. 38. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (New South Wales)

Queensland Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio





111


y el 30/4/2002.

Precio en el Mercado Diario QLD.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

MW

h


Figura 5. 39. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (Queensland).

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un descenso del

precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han mantenido

estables, con valores de media móvil entre los 5 y los 15 €/MWh. Los precios

máximos presentan una elevada volatilidad, con bruscos cambios de hasta 400

€/MWh en valores de media móvil de periodo de 30 días.


Los precios se han estabilizado en el año 2001 y principios del 2002,

desapareciendo los picos de precio medio, de hasta 77,8 €/MWh en Enero de

2000, que es el máximo histórico de precio medio mensual, en los meses de

enero y marzo. La tendencia es de precios medios a la baja y con menor

volatilidad. En la gráfica siguiente se muestran los precios del mercado diario

de NEMMCO para el sistema eléctrico de Queensland.

112

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario QLD.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 40. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (Queensland).


diario de NEMMCO para Queensland.

Energía negociada en el Mercado Diario QLD.

170000

190000

210000

230000

250000

270000

290000

07/12/1998

25/01/1999

15/03/1999

03/05/1999

21/06/1999

09/08/1999

27/09/1999

15/11/1999

03/01/2000

21/02/2000

10/04/2000

29/05/2000

17/07/2000

04/09/2000

23/10/2000

11/12/2000

29/01/2001

19/03/2001

07/05/2001

25/06/2001

13/08/2001

01/10/2001

19/11/2001

07/01/2002

25/02/2002

15/04/2002

MW

h


Figura 5. 41. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO(Queensland)

113


se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan dos

periodos punta anuales que corresponden, aproximadamente, a los meses de

diciembre-enero y julio-agosto. En el periodo considerado, el volumen máximo

de energía negociada se dio el 11-2-2000, con 286367 MWh negociados. La

tendencia lineal indica un crecimiento medio de la negociación en unos 40000

MWh.


en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Queensland.

Energía negociada en el Mercado Diario QLD.

6000000

6500000

7000000

7500000

8000000

8500000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 42. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (Queensland)

Existe una clara tendencia creciente de energía negociada en el mercado

diario. El máximo volumen de energía se da siempre en los meses de marzo,

julio y diciembre, rompiéndose esta tendencia en el año 2002, en el que se

negoció un volumen mayor de energía en enero que en marzo. El máximo

histórico hasta 2001 es de 7,9 TWh en el mes de diciembre de 2001.

114

Volumen negociado La siguiente gráfica muestra en azul la evolución del volumen diario de

negocio, en millones de Euros, en el mercado spot de NEMMCO para la zona

de Queensland, que presenta una elevada volatilidad, con volúmenes de hasta

200 M€ diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de

30 días, con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que

está entonces siempre por debajo de los 20 M€. La línea de color negro

muestra la tendencia lineal ligeramente decreciente de volumen negociado en

el mercado.

Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario QLD, [MEur]

0

50

100

150

200

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

11/05/2002

MEu

r

Volumen de Negocio


Figura 5. 43. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (Queensland)

Australia del Sur (South Australia) Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio





115


el 30/4/2002.

Precio Mercado Diario SA.

0

100

200

300

400

500

600

700

07/12/1998

23/01/1999

11/03/1999

27/04/1999

13/06/1999

30/07/1999

15/09/1999

01/11/1999

18/12/1999

03/02/2000

21/03/2000

07/05/2000

23/06/2000

09/08/2000

25/09/2000

11/11/2000

28/12/2000

13/02/2001

01/04/2001

18/05/2001

04/07/2001

20/08/2001

06/10/2001

22/11/2001

08/01/2002

24/02/2002

12/04/2002

Eur/M

Wh


Figura 5. 44. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (South Australia).

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra un importante

descenso del precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han

mantenido estables, con valores de media móvil entre los 6 y los 21 €/MWh.

Los precios máximos presentan una elevada volatilidad, con bruscos cambios

de hasta 600 €/MWh en valores de media móvil de periodo de 30 días, aunque

se estabilizan a partir de abril de 2001.

Los precios medios mensuales Tradicionalmente existen dos meses de precio punta, febrero y noviembre con

un precio medio máximo histórico de 88,02 €/MWh en febrero de 2000. Existe

gran diferencia de precio entre los meses más caros y los de menor precio, de

hasta 61,8 €/MWh en el año 2001.

116

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario SA.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 45. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (South Australia).


diario de NEMMCO para South Australia.

Energía negociada en el Mercado Diario SA.

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

120000

07/12/1998

25/01/1999

15/03/1999

03/05/1999

21/06/1999

09/08/1999

27/09/1999

15/11/1999

03/01/2000

21/02/2000

10/04/2000

29/05/2000

17/07/2000

04/09/2000

23/10/2000

11/12/2000

29/01/2001

19/03/2001

07/05/2001

25/06/2001

13/08/2001

01/10/2001

19/11/2001

07/01/2002

25/02/2002

15/04/2002

MW

h


Figura 5. 46. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO (South Australia)

117


se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan dos

periodos punta anuales que corresponden, aproximadamente, a los meses de

diciembre-enero, con mayor volumen, y julio-agosto. En el periodo considerado,

el volumen máximo de energía negociada se dio el 8/2/2001, con 114.089,3

MWh negociados. La tendencia lineal indica un ligero crecimiento medio de la

negociación. .


en el mercado diario de NEMMCO para el estado de South Australia.

Energía negociada en el Mercado Diario SA.

1700000

1800000

1900000

2000000

2100000

2200000

2300000

2400000

2500000

2600000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 47. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (South Australia)

El máximo volumen de energía se da en los meses de enero, febrero, julio y

agosto, diferenciándose claramente los meses de verano e invierno del resto.

El máximo histórico hasta 2001 es de 2,52 TWh en el mes de enero de 2001.

118


, en millones de Euros, en el mercado spot de NEMMCO para la zona de South

Australia, que presenta una cierta volatilidad, con volúmenes de hasta 123 M€

diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30 días,

con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que está

siempre por debajo de los 14 M€. La línea negra muestra la tendencia lineal

ligeramente decreciente de volumen negociado en el mercado.

Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario SA, [MEur]

0

20

40

60

80

100

120

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

11/05/2002

MEu

r

Volumen de Negocio


Figura 5. 48. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (South Australia)

Victoria Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






y el 30/4/2002.

119

Precio en el Mercado Diario VIC.

0

100

200

300

400

500

07/12/1998

23/01/1999

11/03/1999

27/04/1999

13/06/1999

30/07/1999

15/09/1999

01/11/1999

18/12/1999

03/02/2000

21/03/2000

07/05/2000

23/06/2000

09/08/2000

25/09/2000

11/11/2000

28/12/2000

13/02/2001

01/04/2001

18/05/2001

04/07/2001

20/08/2001

06/10/2001

22/11/2001

08/01/2002

24/02/2002

12/04/2002

Eur/M

Wh


Figura 5. 49. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (Victoria).

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra una clara

estabilidad del precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han

mantenido estables, con valores de media móvil siempre por debajo de los 20

€/MWh. Los precios máximos presentan una elevada volatilidad, con bruscos

cambios de hasta 400 €/MWh en valores de media móvil de periodo de 30 días,

aunque se estabilizan a partir de abril de 2001.

Los precios medios mensuales No existe una tendencia anual ni estacional clara, salvo un aumento en la

diferencia de precios entre los meses más caros y los de menor precio, que

llega a ser de 43,45 €/MWh en 2001. Pueden distinguirse dos periodos

característicos como precios punta:

- Febrero, llegándose a alcanzar el valor máximo del precio medio

mensual en febrero de 2001 con 57,13 €/MWh.

120

- Mayo-junio, elevado y desplazado a agosto el año 2000, en el que

aparece un mes de precio punta adicional: noviembre.

En la gráfica siguiente se muestran los precios del mercado diario de NEMMCO

para el sistema eléctrico de la zona de Victoria.

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario VIC.

0

10

20

30

40

50

60

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 50. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (Victoria).


diario de NEMMCO para Victoria.

121

Energía negociada en el Mercado Diario VIC.

150000

170000

190000

210000

230000

250000

270000

290000

310000

330000

350000

07/12/1998

25/01/1999

15/03/1999

03/05/1999

21/06/1999

09/08/1999

27/09/1999

15/11/1999

03/01/2000

21/02/2000

10/04/2000

29/05/2000

17/07/2000

04/09/2000

23/10/2000

11/12/2000

29/01/2001

19/03/2001

07/05/2001

25/06/2001

13/08/2001

01/10/2001

19/11/2001

07/01/2002

25/02/2002

15/04/2002

MW


Figura 5. 51. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO (Victoria) .


se eliminan las oscilaciones en la energía negociada y se observan un claro

periodo punta anual que corresponde, aproximadamente, a los meses de julio y

agosto. En el periodo considerado, sin embargo, el volumen máximo de

energía negociada se dio el 8-2-2001, con 324.415,4 MWh negociados. La

tendencia lineal indica un crecimiento medio de la negociación en unos 40.000

MWh en el periodo considerado.


en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Victoria.

122

Energía negociada en el Mercado Diario VIC.

5700000

6200000

6700000

7200000

7700000

8200000

8700000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h1999 2000 2001 2002

Figura 5. 52. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (Victoria)

El máximo volumen de energía es el negociado en los meses de julio y agosto,

diferenciándose claramente el volumen negociado en los meses de verano del

resto, aunque desde 2000 esta diferencia ha disminuido. El máximo histórico

hasta 2001 es de 8,5 TWh en el mes de agosto de 2001.


,en millones de Euros, en el mercado spot de NEMMCO para la zona de

Victoria, que presenta una elevada volatilidad, con volúmenes de hasta 180 M€

diarios. En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30 días,

con lo que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que está

siempre por debajo de los 20 M€. La línea negra muestra la tendencia lineal

ligeramente creciente de volumen negociado en el mercado.

123

Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario VIC, [Meur]

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

11/05/2002

MEu

rVolumen de Negocio


Figura 5. 53. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (Victoria)

Snowy Los precios máximos, mínimos y medios La siguiente gráfica muestra en rojo el precio máximo diario, en verde el precio






y el 30/4/2002.

124

Precio en el Mercado Diario SNOWY.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

07/12/1998

23/01/1999

11/03/1999

27/04/1999

13/06/1999

30/07/1999

15/09/1999

01/11/1999

18/12/1999

03/02/2000

21/03/2000

07/05/2000

23/06/2000

09/08/2000

25/09/2000

11/11/2000

28/12/2000

13/02/2001

01/04/2001

18/05/2001

04/07/2001

20/08/2001

06/10/2001

22/11/2001

08/01/2002

24/02/2002

12/04/2002

Eur/M

Wh


Figura 5. 54. Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO (Snowy).

La línea de tendencia del precio medio ponderado muestra una clara

estabilidad del precio en el periodo considerado. Los precios mínimos se han

mantenido estables, con valores de media móvil en el intervalo de 4-20 €/MWh.

Los precios máximos presentan cierta volatilidad, aunque se estabilizan a partir

de abril de 2001.

Los precios medios mensuales Los precios máximos se dan en los meses de mayo y junio, no existiendo gran

diferencia con los precios mínimos. El año 2001 no cumple lo anterior y

presenta puntas de precio claras en los meses de mayo, agosto y noviembre,

siendo, en general un año bastante más caro en todos los meses del año que

el resto de años estudiados. El valor máximo histórico del precio medio

mensual se alcanzó en mayo de 2001: 37,8 TWh. En la gráfica siguiente se

muestran los precios del mercado diario de NEMMCO para el sistema eléctrico

de Snowy.

125

Precios Medios Mensuales Ponderados . Mercado Diario SNOWY.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Eur/M

Wh

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 55. Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario NEMMCO (Snowy).


diario de NEMMCO para Snowy.

Energía negociada en el Mercado Diario SNOWY.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

11/05/2002

MW

h


Figura 5. 56. Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO(Snowy)

126

La línea azul representa la media móvil para un periodo de 30 días. La

negociación de energía presenta una elevada volatilidad en todo el periodo

considerado, del 7 de diciembre al 17 de mayo de 2002. El volumen máximo

negociado en dicho periodo ascendió a 3.976 MWh el 26 de diciembre de 2001.

La tendencia lineal indica un crecimiento medio de la negociación en más de

400 MWh en el periodo considerado.


en el mercado diario de NEMMCO para el estado de Snowy.

Energía negociada en el Mercado Diario SNOWY.

8000

18000

28000

38000

48000

58000

68000

78000

ENERO

FEBREROMARZO

ABRILMAYO

JUNIOJULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MW

h

1999 2000 2001 2002

Figura 5. 57. Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO (Snowy)

Los meses de mayor negociación son marzo y abril de los años 1999 y 2001 y

julio de 2002. El valor máximo histórico de energía negociada se produjo en

abril de 2001 con 68,4 GWh.

127


(en miles de Euros) en el mercado spot de NEMMCO para la zona de Snowy.

En rojo, se muestra también la media móvil para un periodo de 30 días, con lo

que se eliminan las oscilaciones en el volumen de negocio, que está siempre

por debajo de los 20 M€. La línea de color negro muestra la tendencia lineal

ligeramente creciente de volumen negociado en el mercado.

Volumen de negociación diaria en el Mercado Diario SNOWY, [kEur]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

07/12/1998

24/01/1999

13/03/1999

30/04/1999

17/06/1999

04/08/1999

21/09/1999

08/11/1999

26/12/1999

12/02/2000

31/03/2000

18/05/2000

05/07/2000

22/08/2000

09/10/2000

26/11/2000

13/01/2001

02/03/2001

19/04/2001

06/06/2001

24/07/2001

10/09/2001

28/10/2001

15/12/2001

01/02/2002

21/03/2002

11/05/2002

kEur

Volumen de Negocio


Figura 5. 58. Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO (Snowy)

128

5.2 RESUMEN Y CONCLUSIONES. ANÁLISIS COMPARATIVO

En el apartado 5.1 se han tratado los resultados de algunos mercados

significativos a lo largo del tiempo. Como resumen del apartado 5.1., el

apartado 5.2 pretende ordenar la misma información allí utilizada (precio y

energía) de forma que permita un análisis comparativo sencillo y claro de los

distintos mercados.

5.2.1. PRECIOS 5.2.1.1. EL PRECIO HORARIO Las tablas 5.1, 5.2 y 5.3 muestran algunos parámetros característicos del

precio horario (o semihorario en el caso de NEMMCO) en diversos años:

• Media del precio horario (MPH).

• Desviación típica del precio horario (σPH).

• Coeficiente de variación (σPH/ MPH).

• Precio horario máximo (PHMAX).

• Precio horario mínimo (PHMIN).

• Coeficiente de intervalo de variación ((PHMAX-PHMIN)/ MPH).

129

Europa

PRECIO HORARIO [€/MWh] Mercados de

Europa Año

MPH σPH PH

PH

Mσ

PHMAX PHMIN PH

MINMAX

M)PH-PH(

1998 25,06 6,38 0,25 60,22 7,51 2,10

1999 25,94 6,84 0,26 51,54 8,71 1,65

2000 30,57 11,95 0,39 90,15 0,01 2,95

OMEL

2001 30,13 13,78 0,46 113,25 0,00 3,76

2000 13,47 5,95 0,44 224,57 2,41 16,50 NORDPOOL

2001 23,26 8,35 0,36 238,01 3,89 10,07

EEX 2001 24,49 25,58 1,04 900,00 0,01 36,75

LPX 2001 25,00 27,22 1,09 997,98 0,00 39,91

APX 2001 33,46 56,31 1,68 1.600,00 0,01 47,81

Tabla 5.1. Parámetros característicos del precio horario en mercados spot

de Europa.

El precio medio horario en OMEL se mantuvo estable los dos primeros años

tras su apertura en 1998, tras lo cual sufrió un incremento en el año 2000 y se

estabilizó 2001. En NORDPOOL, el precio medio creció en casi 10 Euros entre

2000 y 2001.

En el año 2001, el único en el que se pueden comparar todos los mercados, el

precio medio más alto se dio en OMEL y APX. El coeficiente de variación indica

que el mercado de APX es también el más volátil y NORDPOOL, dada su

elevada producción hidroeléctrica, el mercado que presenta los precios más

estables.

Esto puede comprobarse en la siguiente figura, que muestra los precios

horarios en los mercados europeos durante el año 2001:

130

Precios Mercados Diarios Europeos. Año 2001

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

01/01/2001

15/01/2001

29/01/2001

13/02/2001

27/02/2001

13/03/2001

27/03/2001

10/04/2001

25/04/2001

09/05/2001

23/05/2001

06/06/2001

20/06/2001

05/07/2001

19/07/2001

02/08/2001

16/08/2001

30/08/2001

14/09/2001

28/09/2001

12/10/2001

26/10/2001

09/11/2001

24/11/2001

08/12/2001

22/12/2001

Eur/M

Wh

Precio APX Precio Nord Pool Precio EEX Precio LPX Precio OMEL

Figura 5.59. Precios horarios en mercados spot de Europa durante 2001.

En APX se obtuvieron los precios horarios más elevados del año 2001, con un

precio máximo de 1600 €/MWh el 5 de septiembre, existiendo una cierta

correlación espacial entre los precios de los distintos mercados:

• Mercados centroeuropeos: EEX y LPX (ahora fusionados) obtuvieron sus

precios máximos absolutos del año el 18 y el 20 de diciembre

respectivamente, coincidiendo además con un máximo de APX el mismo

día 18. Además estos máximos fueron de valores de precio similares.

• Mercado español: el máximo absoluto de OMEL se obtuvo también en el

mismo periodo que EEX y LPX (en concreto el 20 de diciembre), pero con

un valor claramente inferior: 113,25 €/MWh.

• Mercado nórdico: los precios máximos de NORDPOOL no tienen

correlación con los anteriores ni estacional, puesto que los valores

máximos se dan en los meses de febrero y marzo en contraposición al mes

de diciembre en el resto de mercados, ni cuantitativa, puesto que los

131

precios máximos (en torno a los 200 €/MWh) son mucho menores que los

de APX, LPX, y EEX y algo mayores que los de OMEL.

La siguiente figura muestra los precios horarios en el intervalo de horas de 8 a

20 de cada día del año 2001. Por comparación con la Figura 1, se comprueba

que los precios máximos se dan en todos los mercados en ese intervalo de

tiempo:

Precio Diario en horas punta ( 8 a 20 h.) . Mercados Diarios Europeos. Año 2001

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

01/01/2001

15/01/2001

30/01/2001

13/02/2001

27/02/2001

14/03/2001

28/03/2001

11/04/2001

26/04/2001

10/05/2001

24/05/2001

07/06/2001

22/06/2001

06/07/2001

20/07/2001

04/08/2001

18/08/2001

01/09/2001

15/09/2001

30/09/2001

14/10/2001

28/10/2001

11/11/2001

26/11/2001

10/12/2001

24/12/2001

Eur/M

Wh

Precio punta APX Precio Punta NORDPOOL Precio punta EEX Precio punta LPX Precio punta OMEL

Figura 5.60. Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de Europa durante 2001.

132

América del Norte

PRECIO HORARIO [€/MWh] Mercados de América

del Norte Año

MPH σPH PH

PH

Mσ

PHMAX PHMIN PH

MINMAX

M)PH-PH(

1996 8,18 5,14 0,63 58,17 1,50 6,93

1997 13,08 10,63 0,81 518,11 2,35 39,43

1998 19,99 16,95 0,85 626,38 3,31 31,17

1999 27,32 46,14 1,69 657,62 3,60 23,94

2000 99,00 115,92 1,17 760,99 4,00 7,65

Power Pool of Alberta

2001 49,26 38,47 0,78 631,52 4,14 12,74

PJM Eastern Hub 2001 41,34 39,97 0,97 961,98 0,00 23,27

PJM Western Hub 2001 34,73 31,30 0,90 785,82 0,00 22,63

PJM Western Int Hub 2001 34,53 31,26 0,91 785,82 0,00 22,76

Tabla 5.2. Parámetros característicos del precio horario en mercados spot de América del Norte.

El precio medio horario en Alberta ha ido creciendo progresivamente a lo largo

de los años estudiados. Destaca el año 2000, con el precio más caro. En PJM,

el precio medio horario en 2001 fue muy parecido en PJM Western Hub y en

PJM Western Int Hub.

En el año 2001, el único en el que se pueden comparar todos los mercados, el

precio medio más alto se dio en Alberta. El coeficiente de variación indica que

los mercados de PJM fueron algo más volátiles que el Power Pool of Alberta en

el año 2001.

Esto puede comprobarse en la siguiente figura, que muestra los precios

horarios en los mercados spot estudiados de América del Norte durante el año

2001:

133

Precios Mercados Diarios América del Norte. Año 2001

0

200

400

600

800

1000

1200

01/01/2001

14/01/2001

28/01/2001

11/02/2001

25/02/2001

11/03/2001

25/03/2001

08/04/2001

22/04/2001

06/05/2001

20/05/2001

03/06/2001

17/06/2001

01/07/2001

15/07/2001

28/07/2001

11/08/2001

25/08/2001

08/09/2001

22/09/2001

06/10/2001

20/10/2001

03/11/2001

17/11/2001

30/11/2001

14/12/2001

28/12/2001

€/M

Wh

Precio Alberta Precio PJM Eastern Hub Precio PJM West Int Hub Precio PJM Western Hub

Figura 5.61. Precios en mercados spot de América del Norte durante 2001.

Se observa gran diferencia entre los mercados, no existiendo correlación

temporal ni cuantitativa (salvo en los Hubs de PJM):

• Mercados de PJM: los precios más elevados se dan en agosto, y en 2001

alcanzaron un valor máximo de 785,8 €/MWh en West Int Hub, y Western

Hub y de 962 €/MWh en Eastern Hub. La diferencia de precios entre los dos

primeros Hubs es prácticamente despreciable, como lo demuestra la

siguiente gráfica con los datos de 2001:

134

Diferencia de precios entre los hubs PJM Western Int Hub y PJM Western Hub. Año 2001

-600

-400

-200

0

200

400

600

01/01/2001

01/02/2001

01/03/2001

01/04/2001

01/05/2001

01/06/2001

01/07/2001

01/08/2001

01/09/2001

01/10/2001

01/11/2001

01/12/2001€/M

Wh

[PJM Western Int Hub] - [PJM West Int Hub]

Figura 5.62. Diferencia de precios entre PJM Western Hub y PJM West Int

Hub

• Power Pool of Alberta: los precios picos se dan en abril y son, como

máximo, de 631,5 €/MWh.

La siguiente figura muestra los precios horarios en el intervalo de horas de 8 a

20 de cada día del año 2001. Por comparación con los precios de todas las

horas, se comprueba que los precios máximos se dan en todos los mercados

en ese intervalo de tiempo:

135

Precios Mercados Diarios América del Norte. Horas punta (8 a 20 h.) Año 2001.

0

200

400

600

800

1000

1200

01/01/2001

15/01/2001

29/01/2001

09/02/2001

27/02/2001

12/03/2001

26/03/2001

09/04/2001

23/04/2001

29/04/2001

21/05/2001

04/06/2001

18/06/2001

02/07/2001

16/07/2001

30/07/2001

13/08/2001

27/08/2001

10/09/2001

24/09/2001

07/10/2001

22/10/2001

05/11/2001

19/11/2001

03/12/2001

17/12/2001

31/12/2001

€/M

Wh

Precio punta PJM Eastern Hub Precio Punta PJM West Int Hub Precio punta Alberta Precios PJM Western Hub

Figura 5.63. Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de América del Norte durante 2001.

136

Australia

PRECIO HORARIO

Mercados de

Australia Año

MPH σPH PH

PH

Mσ

PHMAX

PHMIN

PH

MINMAX

M)PH-PH(

1999 13,79 17,04 1,24 2.005,52 -1,91 145,57

2000 22,48 58,23 2,59 2.567,56 1,35 114,15

NEMMCO

(New South

Wales) 2001 19,65 57,95 2,95 2.932,90 0,94 149,17

1999 24,64 81,35 3,30 2.724,35 -7,75 110,87

2000 31,82 105,94 3,33 3.286,23 -52,70 99,94

NEMMCO

(Queensland)

2001 19,71 38,41 1,95 1.963,48 -12,37 97,65

1999 33,01 112,13 3,40 3.155,97 1,57 95,57

2000 35,91 131,60 3,66 3.273,75 1,1 87,50

NEMMCO

(South

Australia) 2001 23,25 87,99 3,78 2.610,61 2,28 108,50

1999 13,68 23,25 1,70 2.082,71 -1,91 152,38

2000 24,05 83,12 3,46 3.052,50 -191,62 123,47

NEMMCO

(Victoria)

2001 19,90 67,97 3,42 2.282,25 2,13 111,27

1999 13,72 15,92 1,16 1.906,09 -1,94 139,03

2000 22,56 58,27 2,58 2.642,78 1,32 117,09

NEMMCO

(Snowy)

2001 18,18 37,51 2,06 2.267,03 2,71 124,56

Tabla 5.3. Parámetros característicos del precio horario en mercados spot de Australia.

Los precios medios semihorarios en los años 1999, 2000 y 2001 en New South

Wales, Victoria y Snowy son muy parecidos. Esta situación está fuertemente

influenciada por el hecho de que las tres son zonas interconectadas entre sí en

cascada (New South Wales <> Victoria <> Snowy, como puede verse en el

Apéndice 1), lo que hace que las tendencias de precio en una zona se reflejen

en el resto, como puede verse en las gráficas correspondientes a los precios

máximos, mínimos y medios de estas zonas en el apartado 5.1. El precio medio

más caro se da siempre en el estado de South Australia, que se encuentra

débilmente conectada a Victoria.

137

En todas las zonas de NEMMCO, salvo South Australia y Queensland, la media

anual del precio horario decreció en el año 2001 respecto del año 2000 hasta

valores siempre superiores a los de 1999. En el caso de South Australia y

Queensland este decrecimiento llevó a valores medios del precio horario

inferiores a los de 1999.

El coeficiente de variación indica que el precio en la zona de South Australia ha

sido siempre el más volátil, y junto con el de New South Wales ha sido

creciente en los tres años. En el resto de zonas de NEMMCO la volatilidad

descendió en el año 2001 respecto al año anterior. El mercado de APX es

también el más volátil y NORDPOOL, dada su elevada producción

hidroeléctrica, el mercado que presenta los precios más estables.

En la siguiente figura pueden verse los precios semihorarios de NEMMCO

durante el año 2001:

Precios Mercado Diario NEMMCO (Australia). Año 2001

-50

450

950

1450

1950

2450

2950

3450

1/01/0115/01/01

29/01/0112/02/01

26/02/0112/03/01

26/03/019/04/01

23/04/017/05/01

21/05/014/06/01

18/06/012/07/01

16/07/0130/07/01

13/08/0127/08/01

10/09/0124/09/01

8/10/0122/10/01

5/11/0119/11/01

3/12/0117/12/01

31/12/01

Eur/M

Wh

Precio NSW Precio QLD Precio SA precio SNOW Y Precio VIC

Figura 5.64. Precios en los mercados diarios de las diferentes zonas de Australia durante 2001.

138

Los precios máximos durante 2001 se obtuvieron en enero y febrero en los

estados de South Australia, Victoria, New South Wales y Snowy, mientras que

Queensland, aunque presenta su máximo también en febrero tiene elevados

picos de precio en los meses de marzo, junio y octubre. En los meses de enero

y febrero se llegan a alcanzar picos de precio de hasta 2.932,9 €/MWh. En los

tres años de estudio, siempre se han llegado a alcanzar precios máximos por

encima de los 1.900 €/MWh en todas las zonas.

La figura siguiente muestra los precios horarios en el intervalo de horas de 8 a

20 de cada día del año 2001. Por comparación con los precios en todas las

horas, se comprueba que los precios máximos se dan en todos los mercados

en ese intervalo de tiempo:

Precios Mercados Diarios NEMMCO (Australia). Horas punta (8 a 20 h.) Año 2001.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

01/01/2001

14/01/2001

28/01/2001

11/02/2001

25/02/2001

11/03/2001

25/03/2001

07/04/2001

21/04/2001

28/04/2001

19/05/2001

02/06/2001

16/06/2001

29/06/2001

13/07/2001

27/07/2001

10/08/2001

24/08/2001

07/09/2001

20/09/2001

04/10/2001

18/10/2001

01/11/2001

15/11/2001

29/11/2001

13/12/2001

26/12/2001

Eur/M

Wh

Precio punta NSW1 Precio punta VIC1 Precio punta SNOWY1 Precio punta SA1 Precio punta QLD1

Figura 5.65. Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados diarios de Australia durante 2001.

139

5.2.1.2. EL PRECIO DIARIO PONDERADO

El precio diario ponderado es la media diaria del precio de la energía en cada

hora (o media hora) ponderada por la energía que efectivamente se ha

negociado en cada hora (o media hora). En las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 se

muestran algunos parámetros característicos del precio diario ponderado en

diversos años:

• Media del precio medio diario ponderado (MPMDP).

• Desviación típica del precio horario (σPMDP).

• Coeficiente de variación (σPMDP/ MPMDP).

Europa

PRECIO MEDIO DIARIO PONDERADO

Mercados de Europa Año MPMDP σPMDP PMDP

PMDP

Mσ

1998 25,53 3,92 0,15

1999 26,51 3,95 0,15

2000 31,36 8,61 0,27

OMEL

2001 30,94 10,89 0,35

2000 13,65 4,44 0,33NORDPOOL

2001 23,38 5,16 0,22

EEX 2001 23,91 13,59 0,57

LPX 2001 25,04 19,88 0,79

APX 2001 33,04 26,09 0,79

Tabla 5.4. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado en mercados spot de Europa.

Al igual que en el caso del precio horario, el mayor valor medio del precio diario

ponderado en 2001, el único año comparable, se dio en APX, que es también

el más volátil, junto con LPX.

140

América del Norte

PRECIO MEDIO DIARIO PONDERADO Mercados de América

del Norte Año

MPMDP σPMDP PMDP

PMDP

Mσ

1996 8,36 4,21 0,50

1997 13,39 5,09 0,38

1998 20,50 9,28 0,45

1999 28,25 24,82 0,88

2000 102,71 82,64 0,80


2001 50,17 29,28 0,58

PJM Eastern Hub 2001 41,34 25,62 0,62

PJM Western Hub 2001 34,73 20,73 0,60

PJM Western Int Hub 2001 34,54 20,71 0,60

Tabla 5.5. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado

en mercados spot de América del Norte.

Al igual que en el caso del precio horario, el mayor valor medio del precio diario

ponderado en 2001, el único año comparable, se dio en Alberta. Tanto los

precios de las zonas de PJM como el de Alberta presentaron una volatilidad

similar.

141

Australia

PRECIO MEDIO DIARIO PONDERADO Mercados de

Australia Año

MPMDP σPMDP PMDP

PMDP

Mσ

1999 14,16 5,18 0,37

2000 23,43 21,09 0,90

NEMMCO

(New South Wales)

2001 19,65 21,09 1,07

1999 26,39 46,74 1,77

2000 34,05 57,62 1,69

NEMMCO

(Queensland)

2001 20,59 16,14 0,78

1999 34,88 49,08 1,41

2000 37,98 62,38 1,64

NEMMCO

(South Australia)

2001 24,69 45,90 1,86

1999 14,05 9,74 0,69

2000 24,55 28,51 1,16

NEMMCO

(Victoria)

2001 20,85 36,16 1,73

1999 11,96 3,57 0,30

2000 22,80 26,11 1,15

NEMMCO

(Snowy)

2001 15,97 9,59 0,60

Tabla 5.6. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado

en mercados spot de Australia.

En el caso del precio medio diario ponderado todos las zonas de NEMMCO

experimentan un crecimiento en el año 2000 para luego sufrir un descenso en

el año 2001.

142

5.2.2. ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO 5.2.2.1. VALORES MEDIOS Y VOLATILIDAD Las tablas 5.7, 5.8 y 5.9 muestran algunos parámetros característicos de la

energía negociada en los mercados spot y del volumen negociado en dichos

mercados en términos económicos:

• Media del volumen de negocio diario (MVN).

• Desviación típica del volumen de negocio diario(σVN).

• Coeficiente de variación del volumen de negocio diario (σVN/ MVN).

• Media de la energía diaria negociada (ME).

• Desviación típica de la energía diaria negociada (σE).

• Coeficiente de variación de la energía diaria negociada (σE/ ME).

Europa

VOLUMEN DE NEGOCIO DIARIO

Económico Energético

Mercados de

Europa

Año

MVN

[M€] σVN

VN

VN

Mσ ME

[MWh] σE

E

E

Mσ

1998 10,85 2,26 0,21 423.166,27 47.506,15 0,11

1999 11,92 2,67 0,22 445.929,65 50.913,86 0,11

2000 14,92 4,92 0,33 468.731,99 46.809,46 0,10

OMEL

2001 15,31 6,42 0,42 485.926,53 50.544,72 0,10

2000 3,43 1,62 0,47 242.252,26 38.600,90 0,16 NORDPOOL

2001 6,57 2,94 0,45 275.860,91 72.268,11 0,26

EEX 2001 0,13 0,12 0,94 4.966,68 2.492,30 0,50

LPX 2001 1,00 1,08 1,08 37.616,76 14.013,79 0,37

APX 2001 0,76 0,63 0,83 22.580,74 4.967,68 0,22

Tabla 5.7. Parámetros característicos de la energía y el volumen de

negocio en mercados spot de Europa.

143

OMEL es el mercado europeo que mayor volumen de energía negocia, a pesar

de no ser el mayor sistema eléctrico. También es el de mayor volumen

económico en el mercado spot. Los mercados de LPX, EEX y APX tienen una

negociación notablemente inferior a la de OMEL o NORDPOOL.

La siguiente gráfica compara en términos absolutos la energía negociada en

los diferentes mercados ya vistos de forma individual. Puede verse que tanto

OMEL, como NORD POOL y LPX, a pesar de tener volúmenes de negociación

muy diferentes, han tenido un crecimiento de similar pendiente en el volumen

de energía negociada. Por su parte, APX y EEX también han experimentado un

crecimiento, pero menos pronunciado.

Energía negociada en Mercados Diarios europeos.

0,00

100000,00

200000,00

300000,00

400000,00

500000,00

01/01/1998

01/04/1998

01/07/1998

01/10/1998

01/01/1999

01/04/1999

01/07/1999

01/10/1999

01/01/2000

01/04/2000

01/07/2000

01/10/2000

01/01/2001

01/04/2001

01/07/2001

01/10/2001

01/01/2002

01/04/2002

MW

h

OMEL NORDPOOL LPXEEX APX 30 per. media móvil (OMEL)30 per. media móvil (NORDPOOL) 30 per. media móvil (LPX) 30 per. media móvil (APX)30 per. media móvil (EEX)

OMEL

NORDPOOL LPX APX EEX

Figura 5.66. Comparación de la energía negociada en mercados europeos.

144

América del Norte



Mercados de

América del

Norte

Año

MVN

[MEur] σVN

VN

VN

Mσ ME

[MWh] σE

E

E

Mσ

1996 1,13 0,62 0,55 132.088,49 7929,46 0,06

1997 1,84 0,75 0,40 136.621,04 6955,11 0,05

1998 20,50 9,28 0,45 138.889,23 7429,69 0,05

1999 28,25 24,82 0,88 140.219,92 6736,03 0,05

2000 102,71 82,64 0,80 147.704,62 6873,58 0,05

Power Pool

of

Alberta

2001 50,17 29,28 0,58 149.201,87 7295,79 0,05

PJM1 2001 - - - 727.044,58 97.223,10 0,13

Tabla 5.8. Parámetros característicos de la energía y el volumen de negocio en mercados spot de América del Norte.

A la vista de la Tabla 5.8, en PJM el volumen de negociación diaria es mucho

mayor que en Power Pool of Alberta, y de menor volatilidad.

1 No se dispone de los datos de energía negociada desagregada en cada hub.

145

Australia



Mercados de

Australia

Año

MVN

[MEur] σVN

VN

VN

Mσ ME

[MWh] σE

E

E

Mσ

1999 5,26 2,29 0,43 364.588,43 31.347,45 0,09

2000 9,15 8,71 0,95 376.295,79 36.610,40 0,10

NEMMCO

(New South

Wales) 2001 7,72 9,47 1,23 381.990,57 32.229,48 0,08

2001 5,91 11,00 1,86 217.998,44 14.293,05 0,07

2001 8,10 14,32 1,77 230.779,48 14.465,36 0,06

NEMMCO

(Queensland)

2001 5,04 4,26 0,84 241.376,90 14.646,88 0,06

1999 2,42 3,91 1,62 66.376,22 7.475,43 0,11

2000 2,88 5,97 2,07 69.824,63 9.558,51 0,14

NEMMCO

(South

Australia) 2001 1,99 5,10 2,56 70.606,48 9.640,84 0,14

1999 3,40 2,62 0,77 235.247,52 29.874,04 0,13

2000 6,42 7,48 1,17 253.364,59 22.837,45 0,09

NEMMCO

(Victoria)

2001 5,61 11,33 2,02 257.667,08 22.090,41 0,09

1999 0,01 0,01 0,67 1.165,38 816,18 0,70

2000 0,02 0,03 1,32 933,08 688,00 0,74

NEMMCO

(Snowy)

2001 0,03 0,02 0,64 1.616,06 799,84 0,49

Tabla 5.9. Parámetros característicos de la energía y el volumen de negocio en mercados spot de Australia.

En los años de estudio, los mercados de mayor volumen de negociación en

NEMMCO son los de New South Wales, Queensland y Victoria. El más volátil

es Snowy.

146

5.2.2.1. VALORES TOTALES Las tablas 5.10, 5.12 y 5.14 muestran el valor total anual de energía negociada

en los mercados spot, así como el montante económico anual total al que se

negoció dicha energía. También se muestra el cociente de la segunda cantidad

entre la primera, que puede dar una idea general del precio de la energía en

cada mercado.

• Volumen de negocio total anual por negociación en el mercado spot (TVN).

• Energía total anual negociada en el mercado spot (TE).

Europa

ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO ANUALES Mercados de

Europa Año

TVN [MEur] TE [TWh] E

VN

TT [€/MWh]

1998 3.960,54 154,46 25,64

1999 4.349,71 162,76 26,72

2000 5.461,41 171,56 31,83

OMEL

2001 5.586,93 177,36 31,50

2000 872,29 61,53 14,18 NORDPOOL

2001 2.398,23 100,69 23,82

EEX 2001 47,24 1,81 26,06

LPX 2001 363,75 13,73 26,49

APX 2001 319,84 8,24 38,81

Tabla 5.10. Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de

Europa.

El porcentaje de energía negociada en el mercado respecto del total de energía

consumida en el sistema da una buena idea de la importancia de dicho

mercado dentro de cada sistema eléctrico. La energía no negociada en el

mercado spot es la que se ha negociado mediante contratos bilaterales. En la

siguiente gráfica se compara el porcentaje de energía negociada en el mercado

147

diario frente al total de energía consumida en cada sistema eléctrico. En este

caso se ha incluido también el mercado organizado por POWERNEXT en

Francia.

Mercados de

Europa. Año

2001.

Volumen

Negociado [TWh] Consumo Neto [TWh]1 %

OMEL 177,36 205,7 86,34

NORDPOOL 100,69 384,37 26,20

EEX+LPX 1,81+13,73 495,4 3,16

APX 8,24 107,1 9,22

POWERNEXT2 0,177804 437,0 0,04

Tabla 5.11. Porcentaje de energía negociada en el mercado spot respecto

del consumo neto en el año 2001. Mercados de Europa

Representando la Tabla 5.11 gráficamente queda claro que OMEL es el

mercado europeo que más energía negocia de la total consumida. Salvo

NORDPOOL y OMEL, el resto de mercado tienen volúmenes de negociación

por debajo del 10%.

1 Fuente: Datos de demanda para el año 2001, tomados de [UCTE, 2001] y www.nordel.org 2 Volumen negociado entre el 27-11-2001 y el 5-3-2002. El porcentaje se ha calculado sobre la media proporcional de consumo en ese intervalo de tiempo.

148

Porcentaje de energía negociado en Mercados Diarios

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

APX

Nord Pool

Alemania OMEL

POWERNEXT

%

Figura 5.67. Porcentaje de energía negociada en los mercados spot

europeos.

América del Norte

ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO

ANUALES Mercados de América

del Norte Año


VN

TT [€/MWh]

1996 399,24 46,76 8,54

1997 650,33 48,23 13,48

1998 7.237,28 49,03 147,62

1999 9.973,01 49,50 201,48

2000 36.665,70 52,73 695,34


2001 18.310,62 54,46 336,23

PJM 2001 - 265,37 -

Tabla 5.12. Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de América del Norte.

El mercado de PJM es el de mayor volumen de energía diferencia de entre los

149

estudiados de América del Norte.

Australia

ENERGÍA Y VOLUMEN DE NEGOCIO

ANUALES Mercados de

Australia Año


VN

TT [€/MWh]

1999 1919,81 133,07 14,43

2000 3350,21 137,72 24,33

NEMMCO

(New South Wales)

2001 2817,70 139,43 20,21

1999 2158,49 79,57 27,13

2000 2965,55 84,47 35,11

NEMMCO

(Queensland)

2001 1839,72 88,10 20,88

1999 883,45 24,23 36,47

2000 1054,96 25,56 41,28

NEMMCO

(South Australia)

2001 727,85 25,77 28,24

1999 1241,16 85,87 14,45

2000 2350,90 92,73 25,35

NEMMCO

(Victoria)

2001 2046,89 94,05 21,76

1999 4,76 0,43 11,19

2000 7,96 0,34 23,32

NEMMCO

(Snowy)

2001 9,13 0,59 15,48

Tabla 5.13. Parámetros característicos del precio medio diario ponderado en mercados spot de Australia.

En el caso de Australia, toda la energía es negociada a través del mercado de

NEMMCO.

150

CAPÍTULO 6

MERCADOS ELÉCTRICOS DE CONTRATACIÓN A PLAZO.

EVALUACIÓN DE EXPERIENCIAS INTERNACIONALES.

En este capítulo se analizan los resultados de varios productos de los

mercados de futuros de EEX (antes de su fusión con LPX). La definición de los

distintos productos puede encontrarse en el Apéndice 1.

Como en el capítulo 5, se ha optado por hacer siempre referencia a los datos

de precio y energía para poder realizar un tratamiento uniforme de los distintos

productos. Aunque en el presente capítulo sólo se estudian los productos de un

mercado, los datos disponibles pueden dar una idea la evolución de la

negociación, y su cuantía en precio y cantidad en un mercado de derivados

eléctricos. La heterogeneidad de los productos en los diferentes mercados de

derivados y, en ocasiones, la indisponibilidad pública de los resultados o de los

datos históricos, hacen imposible un estudio más amplio de los mercados

eléctricos de derivados que permita una comparación de los mismos, como se

hizo en el capítulo 5.

151

En todas las gráficas se ha utilizado como unidad de precio el €/MWh

habiéndose realizado la conversión desde la moneda propia de cada mercado

al tipo de cambio existente con el Euro cada día del que se extrae un dato.

6.1 PRODUCTOS DEL MERCADO DE FUTUROS DE EEX

El mercado de futuros de EEX, el EEX Derivatives Market, comenzó sus

actividades el 1 de marzo de 2001. Para el estudio que sigue, se han utilizado

los datos publicados por EEX, que han sido capturados vía internet mediante

una herramienta de captura automática diseñada a tal efecto durante la

realización del proyecto.

6.1.1 FUTUROS MENSUALES 6.1.1.1 CARGA BASE

Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros

mensuales en carga base para los meses de enero a mayo de 2002 con la

energía negociada en el mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la

negociación es muy volátil. En periodos lejanos al de entrega prácticamente no

se negocian contratos de este tipo, pero a medida que se acerca un cierto mes,

aumenta la negociación del contrato correspondiente. Cuando hay negociación,

el volumen de energía negociada mediante estos contratos es muy elevado,

con un máximo de 159.960 MWh en el periodo de estudio.

152

MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS MENSUALES CARGA BASE PARA LOS MESES DE

ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

01/03/2001

13/03/2001

23/03/2001

04/04/2001

18/04/2001

30/04/2001

11/05/2001

23/05/2001

05/06/2001

15/06/2001

27/06/2001

09/07/2001

19/07/2001

31/07/2001

10/08/2001

22/08/2001

03/09/2001

13/09/2001

25/09/2001

08/10/2001

18/10/2001

30/10/2001

09/11/2001

21/11/2001

03/12/2001

13/12/2001

28/12/2001

11/01/2002

23/01/2002

04/02/2002

14/02/2002

26/02/2002

08/03/2002

20/03/2002

03/04/2002

15/04/2002

25/04/2002

09/05/2002

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

Energía FOBA_Jan2002

Energía FOBA_Feb2002

Energía FOBA_Mar2002

Energía FOBA_Apr2002

Energía FOBA_May2002

Energía Mercado Diario [MWh]

Figura 6. 1. EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.

Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros

mensuales en carga base para los meses de enero a mayo de 2002 con el

precio del mercado spot. Cuando no hay agentes que negocien estos

contratos, EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1). Cuando existe

negociación de estos productos, el precio viene determinado por el mercado y

refleja el precio del mercado spot. Así, la elevada subida de los precios en el

mercado spot a finales de 2001, se vio reflejada también en los productos

mensuales, tanto más cuanto más cercano estuviera el periodo de entrega y,

como se vio en el apartado anterior, mayor volumen de energía se negociara.

Como se vio en el capítulo 4, puede comprobarse que cuando se acerca el

periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro converge hacia

el precio del mercado spot o precio de contado.

153

MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS MENSUALES CARGA BASE PARA LOS MESES DE ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL

Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.

0

10

20

30

40

50

60

01/03/2001

13/03/2001

23/03/2001

04/04/2001

18/04/2001

30/04/2001

11/05/2001

23/05/2001

05/06/2001

15/06/2001

27/06/2001

09/07/2001

19/07/2001

31/07/2001

10/08/2001

22/08/2001

03/09/2001

13/09/2001

25/09/2001

08/10/2001

18/10/2001

30/10/2001

09/11/2001

21/11/2001

03/12/2001

13/12/2001

28/12/2001

11/01/2002

23/01/2002

04/02/2002

14/02/2002

26/02/2002

08/03/2002

20/03/2002

03/04/2002

15/04/2002

25/04/2002

09/05/2002

€/M

Wh

Precio Mercado Diario [€/MWh]

Precio FOBA_Jan2002

Precio FOBA_Feb2002

Precio FOBA_Mar2002

Precio FOBA_Apr2002

Precio FOBA_May2002

Figura 6. 2. EEX. Precio de futuros mensuales en carga base. Comparación con el precio del mercado diario.

6.1.1.2 CARGA PICO Energía La siguiente gráfica compara la energía negociada en contratos de futuros

mensuales en carga pico para los meses de enero a mayo de 2002 con la


negociación es, como en el caso de carga base, muy volátil. En periodos

lejanos al de entrega prácticamente no se negocian contratos de este tipo, pero

a medida que se acerca un cierto mes, aumenta la negociación del contrato

correspondiente. Cuando hay negociación, el volumen de energía mediante

estos contratos es muy elevado, con un máximo de 41.400 MWh en el periodo

de estudio, valor mucho menor que el correspondiente para el caso de carga

base. El volumen de energía negociada mediante estos contratos es

notablemente inferior al de los contratos mensuales en carga base.

154

MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS MENSUALES CARGA PICO PARA LOS MESES DE

ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

01/03/2001

13/03/2001

23/03/2001

04/04/2001

18/04/2001

30/04/2001

11/05/2001

23/05/2001

05/06/2001

15/06/2001

27/06/2001

09/07/2001

19/07/2001

31/07/2001

10/08/2001

22/08/2001

03/09/2001

13/09/2001

25/09/2001

08/10/2001

18/10/2001

30/10/2001

09/11/2001

21/11/2001

03/12/2001

13/12/2001

28/12/2001

11/01/2002

23/01/2002

04/02/2002

14/02/2002

26/02/2002

08/03/2002

20/03/2002

03/04/2002

15/04/2002

25/04/2002

09/05/2002

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

Energía FOPE_Jan2002

Energía FOPE_Feb2002

Energía FOPE_Mar2002

Energía FOPE_Apr2002

Energía FOPE_May2002


Figura 6. 3. EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.

Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contrato de futuros

mensuales en carga pico para los meses de enero a mayo de 2002 con el

precio del mercado spot. Cuando no hay agentes que negocien estos

contratos, EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1). Cuando existe

negociación de estos productos, el precio viene determinado por el mercado y

refleja el precio del mercado spot. Así, la elevada subida de los precios en el

mercado spot a finales de 2001, se vio reflejada también en los productos

mensuales, tanto más cuanto más cercano estuviera el periodo de entrega y,

como se vio en el apartado anterior, mayor volumen de energía se negociara.




155

MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS MENSUALES CARGA PICO PARA LOS MESES DE ENERO, FEBRERO, MARZO, ABRIL

Y MAYO DE 2002. COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

01/03/2001

13/03/2001

23/03/2001

04/04/2001

18/04/2001

30/04/2001

11/05/2001

23/05/2001

05/06/2001

15/06/2001

27/06/2001

09/07/2001

19/07/2001

31/07/2001

10/08/2001

22/08/2001

03/09/2001

13/09/2001

25/09/2001

08/10/2001

18/10/2001

30/10/2001

09/11/2001

21/11/2001

03/12/2001

13/12/2001

28/12/2001

11/01/2002

23/01/2002

04/02/2002

14/02/2002

26/02/2002

08/03/2002

20/03/2002

03/04/2002

15/04/2002

25/04/2002

09/05/2002

€/M

Wh


Precio FOPE_Jan2002

Precio FOPE_Feb2002

Precio FOPE_Mar2002

Precio FOPE_Apr2002

Precio FOPE_May2002

Figura 6. 4. Precio de futuros mensuales en carga pico. Comparación con el precio del mercado diario.

6.1.2 FUTUROS TRIMESTRALES 6.1.2.1 CARGA BASE


trimestrales en carga base para el segundo y tercer trimestre de 2002 con la


negociación es muy escasa (ambos productos sólo se negociaron el 27 de

diciembre de 2001), aunque con un volumen mucho mayor que la energía

negociada en el mercado diario.

156

MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA BASE PARA LOS

TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

17/12/2001

20/12/2001

28/12/2001

04/01/2002

09/01/2002

14/01/2002

17/01/2002

22/01/2002

25/01/2002

30/01/2002

04/02/2002

07/02/2002

12/02/2002

15/02/2002

20/02/2002

25/02/2002

28/02/2002

05/03/2002

08/03/2002

13/03/2002

18/03/2002

21/03/2002

26/03/2002

02/04/2002

05/04/2002

10/04/2002

15/04/2002

18/04/2002

23/04/2002

29/04/2002

03/05/2002

08/05/2002

13/05/2002

16/05/2002

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

Energía FOBQ_Apr2002

Energía FOBQ_Jul2002


Figura 6. 5. EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.

Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros

trimestrales en carga base para el segundo y tercer trimestre de 2002 con el

precio del mercado spot. En la mayor parte del periodo de estudio no hay

agentes que negocien estos contratos, por lo que EEX impone un determinado

precio (ver Apéndice 1), que no refleja la variabilidad del precio spot. Cuando

existe negociación de estos productos (en este caso un único día), el precio

viene determinado por el mercado y refleja el precio del mercado spot.




157

MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA BASE PARA LOS TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002.

COMPARACIÓN CON EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

17/12/2001

20/12/2001

28/12/2001

04/01/2002

09/01/2002

14/01/2002

17/01/2002

22/01/2002

25/01/2002

30/01/2002

04/02/2002

07/02/2002

12/02/2002

15/02/2002

20/02/2002

25/02/2002

28/02/2002

05/03/2002

08/03/2002

13/03/2002

18/03/2002

21/03/2002

26/03/2002

02/04/2002

05/04/2002

10/04/2002

15/04/2002

18/04/2002

23/04/2002

29/04/2002

03/05/2002

08/05/2002

13/05/2002

16/05/2002

€/M

Wh


Precio FOBQ_Apr2002

Precio FOBQ_Jul2002

Figura 6. 6. Precio de futuros trimestrales carga base. Comparación con el precio del mercado diario.


trimestrales en carga pico para el segundo y tercer trimestre de 2002 con la


negociación es muy escasa (como en el caso de carga base, ambos productos

sólo se negociaron el 27 de diciembre de 2001), y con un volumen menor que

la energía negociada en el mercado diario.

158

MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA PICO PARA LOS

TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

17/12/2001

20/12/2001

28/12/2001

04/01/2002

09/01/2002

14/01/2002

17/01/2002

22/01/2002

25/01/2002

30/01/2002

04/02/2002

07/02/2002

12/02/2002

15/02/2002

20/02/2002

25/02/2002

28/02/2002

05/03/2002

08/03/2002

13/03/2002

18/03/2002

21/03/2002

26/03/2002

02/04/2002

05/04/2002

10/04/2002

15/04/2002

18/04/2002

23/04/2002

29/04/2002

03/05/2002

08/05/2002

13/05/2002

16/05/2002

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000Energía FOPQ_Apr2002 Energía FOPQ_Jul2002 Energía Mercado Diario [MWh]

Figura 6. 7. EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.

Precio

En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros

trimestrales en carga pico para el segundo y tercer trimestre de 2002 con el

precio del mercado spot. Como en el caso de carga base, en la mayor parte del

periodo de estudio no hay agentes que negocien estos contratos, por lo que

EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1), que no refleja la

variabilidad del precio spot. Cuando existe negociación de estos productos (en

este caso un único día), el precio viene determinado por el mercado y refleja el

precio del mercado spot.




159

MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS TRIMESTRALES CARGA PICO PARA LOS TRIMESTRES 2 Y 3 DE 2002.


0

10

20

30

40

50

60

70

80

17/12/2001

20/12/2001

28/12/2001

04/01/2002

09/01/2002

14/01/2002

17/01/2002

22/01/2002

25/01/2002

30/01/2002

04/02/2002

07/02/2002

12/02/2002

15/02/2002

20/02/2002

25/02/2002

28/02/2002

05/03/2002

08/03/2002

13/03/2002

18/03/2002

21/03/2002

26/03/2002

02/04/2002

05/04/2002

10/04/2002

15/04/2002

18/04/2002

23/04/2002

29/04/2002

03/05/2002

08/05/2002

13/05/2002

16/05/2002

€/M

Wh


Precio FOPQ_Apr2002

Precio FOPQ_Jul2002

Figura 6. 8. Precio futuros trimestrales carga pico. Comparación con el precio del mercado diario.

6.1.3 FUTUROS ANUALES 6.1.3.1 CARGA BASE


anuales en carga base para el año 2003 con la energía negociada en el

mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la negociación es muy volátil.

Sin embargo, el día que existe negociación, el volumen de energía negociada

es mucho mayor que la del mercado diario.

160

MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS ANUALES CARGA BASE PARA EL AÑO 2003. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

10/09/2001

17/09/2001

24/09/2001

01/10/2001

09/10/2001

16/10/2001

23/10/2001

30/10/2001

06/11/2001

13/11/2001

20/11/2001

27/11/2001

04/12/2001

11/12/2001

18/12/2001

28/12/2001

08/01/2002

15/01/2002

22/01/2002

29/01/2002

05/02/2002

12/02/2002

19/02/2002

26/02/2002

05/03/2002

12/03/2002

19/03/2002

26/03/2002

04/04/2002

11/04/2002

18/04/2002

25/04/2002

06/05/2002

13/05/2002

21/05/2002

MW

h

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

MW

h

Energía FOBY_2003 Energía Mercado Diario [MWh]

Figura 6. 9. EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.

Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros anuales

en carga base para el año 2003 con el precio del mercado spot. En la mayor

parte del periodo de estudio no hay agentes que negocien estos contratos, por

lo que EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1), que no refleja la



precio del mercado spot. En general el precio de estos productos se mantiene

constante en el periodo de estudio.

161

MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS ANUALES CARGA BASE PARA EL AÑO 2003.


0

10

20

30

40

50

60

70

80

10/09/2001

17/09/2001

24/09/2001

01/10/2001

09/10/2001

16/10/2001

23/10/2001

30/10/2001

06/11/2001

13/11/2001

20/11/2001

27/11/2001

04/12/2001

11/12/2001

18/12/2001

28/12/2001

08/01/2002

15/01/2002

22/01/2002

29/01/2002

05/02/2002

12/02/2002

19/02/2002

26/02/2002

05/03/2002

12/03/2002

19/03/2002

26/03/2002

04/04/2002

11/04/2002

18/04/2002

25/04/2002

06/05/2002

13/05/2002

21/05/2002

€/M

Wh

Precio Mercado Diario [€/MWh] Precio FOBY_2003

Figura 6. 10. Precio futuros anuales carga base. Comparación con el precio del mercado diario.


anuales en carga pico para el año 2003 con la energía negociada en el

mercado diario (en rojo). Puede apreciarse que la negociación es muy volátil.

Sin embargo, el día que existe negociación, el volumen de energía negociada

es mayor que la del mercado diario.

162

MERCADO EEX. ENERGÍA DIARIA NEGOCIADA DE FUTUROS ANUALES CARGA PICO PARA EL AÑO 2003. COMPARACIÓN CON LA ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

10/09/2001

17/09/2001

24/09/2001

01/10/2001

09/10/2001

16/10/2001

23/10/2001

30/10/2001

06/11/2001

13/11/2001

20/11/2001

27/11/2001

04/12/2001

11/12/2001

18/12/2001

28/12/2001

08/01/2002

15/01/2002

22/01/2002

29/01/2002

05/02/2002

12/02/2002

19/02/2002

26/02/2002

05/03/2002

12/03/2002

19/03/2002

26/03/2002

04/04/2002

11/04/2002

18/04/2002

25/04/2002

06/05/2002

13/05/2002

21/05/2002

MW

h

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

MW

h

Energía FOPY_2003 Energía Mercado Diario [MWh]

Figura 6. 11. EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario.

Precio En la gráfica siguiente se compara el precio de los contratos de futuros anuales

en carga pico para el año 2003 con el precio del mercado spot. En la mayor

parte del periodo de estudio no hay agentes que negocien estos contratos, por

lo que EEX impone un determinado precio (ver Apéndice 1), que no refleja la



precio del mercado spot. En general el precio de estos productos se mantiene

constante en el periodo de estudio.

163

MERCADO EEX. PRECIOS DE FUTUROS ANUALES CARGA PICO PARA EL AÑO 2003.


0

10

20

30

40

50

60

70

80

10/09/2001

17/09/2001

24/09/2001

01/10/2001

09/10/2001

16/10/2001

23/10/2001

30/10/2001

06/11/2001

13/11/2001

20/11/2001

27/11/2001

04/12/2001

11/12/2001

18/12/2001

28/12/2001

08/01/2002

15/01/2002

22/01/2002

29/01/2002

05/02/2002

12/02/2002

19/02/2002

26/02/2002

05/03/2002

12/03/2002

19/03/2002

26/03/2002

04/04/2002

11/04/2002

18/04/2002

25/04/2002

06/05/2002

13/05/2002

21/05/2002

€/M

Wh

Precio Mercado Diario [€/MWh] Precio FOPY_2003

Figura 6. 12. Precio futuros anuales carga pico. Comparación con el precio del mercado diario.


El capítulo 6 ha abordado los resultados de los diversos productos negociados

en el mercado de EEX anterior a su fusión con LPX.

En general, se ha comprobado que, como se vio en el capítulo 4, cuando se

acerca el periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro

converge hacia el precio del mercado spot o precio de contado.

Los futuros mensuales presentan un volumen de negociación mayor cuanto

más cercano esté el periodo de entrega, de forma que la energía negociada en

periodos lejanos al de entrega es prácticamente nula, tanto en carga base

como pico. Los futuros trimestrales presentan, sin embargo, un bajo nivel de

negociación: sólo se negociaron un día de todo el periodo de estudio, tanto en

164

el caso de productos en carga base como en carga pico. En cuanto a los

futuros anuales, negocian una gran cantidad de energía comparada con la del

mercado diario, pero los días en los que se negocian son escasos y se

encuentran dispersos y sin aparente correlación, tanto en el caso de carga

base como carga pico. En general, salvo por un mayor volumen de energía en

los contratos de base, ambos siguen las mismas tendencias en todos los

productos.

165

CAPÍTULO 7

RESULTADOS Y CONCLUSIONES La presente Tesis de Master ha abordado las posibilidades de diseño de

mercados eléctricos liberalizados, partiendo de su situación previa. También se

han mostrado los resultados más significativos de dichos mercados, que han

permitido una comparación cuantitativa de los mismos.

El capítulo 2 ha presentado los rasgos característicos que han marcado la

evolución del sector eléctrico desde sus comienzos.

En sus primeros años de existencia, la industria eléctrica de un país era un

sector fragmentado y disperso, con instalaciones de generación de escasa

potencia, a menudo autoproductoras, debido a la escasa capacidad de las

líneas de transporte.

Más tarde, el aumento de las economías de escala en generación y la

concepción del suministro eléctrico como servicio público llevaron a los

gobiernos a considerar el sector eléctrico como un monopolio natural. Así, los

sectores eléctricos se transformaron bajo un denominador común: un modelo

de estructura, el monopolio y dos posibles modelos de propiedad, la pública y

la privada. En general, los países europeos, con la excepción de España, y

166

otros como Australia o Nueva Zelanda, optaron por el monopolio público a

través de la nacionalización del sector. En España, la estructura continuó

siendo la de monopolios locales de carácter privado. En Estados Unidos, sin

embargo, se adoptó un modelo en el que predominaban los monopolios

privados regulados por una entidad reguladora independiente.

Sin embargo, a partir de la década de 1980, varios factores económicos,

técnicos y políticos pusieron de manifiesto las ineficiencias del modelo de

monopolio y motivaron el comienzo de un proceso de reformas en numerosos

países, con el fin último de la introducción de competencia en el sector.

La introducción de competencia implica la reestructuración del sector eléctrico,

que debe pasar del modelo de monopolio (modelo 1) a algún otro modelo de

estructura que permita un libre mercado. Estos modelos han sido analizados.

Un posible modelo es el de monopsonio (modelo 2), que introduce competencia

únicamente en generación mediante la figura de un comprador único que

realiza las compras de energía a las centrales disponibles. Sin embargo,

aunque puede ser un primer paso hacia la competencia, presenta numerosos

inconvenientes. Por un lado, el comprador único es también, a menudo,

propietario de activos de generación, con el consiguiente conflicto de intereses.

Por otro, la competencia no abarca a los consumidores, a quienes se les

traslada los riesgos del mercado.

Un modelo alternativo es el de competencia mayorista y minorista (modelo 3),

en el que la generación y la comercialización a consumidores finales negocian

sus necesidades de energía total o parcialmente a través de un mercado

organizado. Aunque mejora la eficiencia económica, en este modelo los

consumidores finales son todavía cautivos.

Habitualmente, una apertura gradual del mercado a los consumidores finales

lleva a un modelo con libertad de elección para todos los consumidores

(modelo 4), que idealmente optimiza la eficiencia económica.

167

El capítulo 3 ha analizado la transición a alguno de los modelos competitivos

vistos en el capítulo 1 (los modelos 2, 3 y 4), así como las implicaciones

económicas que esta transición conlleva.

El punto de partida para la transición a un sector eléctrico en competencia

afecta especialmente al periodo transitorio de reformas hasta alcanzar el pleno

desarrollo del mercado competitivo. En la Tabla 3.1 se muestran algunos

ejemplos del modelo de estructura y de propiedad de diversos países antes de

comenzar el proceso de liberalización. En la mayoría de los países la propiedad

de los activos eléctricos era pública.

Considerando el punto de partida, se han identificado las potenciales etapas

del proceso, que pueden implantarse de forma simultánea o potencial.

Una primera etapa puede ser la separación operacional de las actividades

verticalmente integradas. La identificación y operación separada de las distintas

actividades puede ser considerada como una etapa previa a una verdadera

desintegración vertical cuando se parte de estructuras de monopolio en las

distintas actividades se realizaban como una sola.

Sin embargo, una nueva etapa de desintegración vertical que separe las

actividades reguladas (transporte y distribución) de las actividades en

competencia (generación y comercialización) se hace necesaria para evitar que

una situación de privilegio en las primeras pueda perjudicar la libre

competencia en el desarrollo de las segundas.

La tercera de las etapas puede ser la de desintegración horizontal en las

actividades de generación y comercialización, con el fin de establecer una

competencia efectiva en la que no existan agentes con poder de mercado.

La implantación de un mercado competitivo es la etapa con mayores

implicaciones asociadas, dado que debe crearse el entorno legal, regulatorio y

técnico necesario. Se definen las funciones del Operador del Sistema y del

168

Operador del Mercado y se crea el regulador, encargado de resolver los

conflictos que puedan aparecer en un mercado en competencia.

Por último, aunque a veces se lleva a cabo previamente, la privatización de los

activos públicos es una etapa necesaria para el establecimiento de un mercado

realmente competitivo. En caso contrario, pueden aparecer conflictos de

intereses derivados del hecho de que el Estado sea “juez y parte” en el sector.

Todo este proceso tiene una implicación económica. Por un lado unos costes:

los costes implícitos al proceso, los costes varados al cambiar el marco

regulador en sectores de propiedad privada y los costes que supone la

existencia de beneficios varados. Por otra parte, del proceso de implantación

se espera una serie de beneficios económicos que compensen todos los costes

anteriores.

En el capítulo 4 ha tratado las funciones del Operador del Mercado, el

Operador del Sistema y el Regulador. La introducción de competencia en el

sector hace necesarias estas nuevas instituciones, que no existían en el

modelo tradicional. Las diversas formas de organización de los dos primeros

también han sido analizadas, no existiendo un consenso universalmente acerca

del formato más adecuado para la organización y gobierno del OM y el OS, ni

tampoco sobre la relación de éste último con las actividades de transporte.

El OM facilita la compraventa de energía entre los agentes, gestionando un

mercado spot organizado o bolsa de energía. Además, es habitual que el OM

gestione también otros mercados complementarios al mercado spot como son

los mercados de ajustes o los mercados de derivados eléctricos. Estos últimos

han experimentado en los últimos años un importante auge, asociado a la

necesidad de cobertura del riesgo por parte de los agentes. Los contratos de

futuros, de forwards y de opciones son los más utilizados en estos mercados,

habiéndose analizado las particularidades de su aplicación a un producto tan

particular como es la energía eléctrica.

169

En todos los mercados, se debe casar las ofertas de compra y las de venta,

pero existen varios métodos de realizar esta casación: casación simple,

compleja, iterativa o sucesiva. La casación simple es totalmente transparente

mientras que la compleja adolece de esa transparencia, tanto más, cuanta

mayor sea la información que los agentes pueden enviar para realizar la

casación. Una buena solución puede ser la combinación de ambas en un

modelo semi-complejo como el utilizado en España. También la casación

iterativa combina transparencia y reducción del riesgo de los agentes pero tiene

importantes desventajas en cuanto a su implantación práctica. De la misma

forma, la casación sucesiva es también una solución eficiente muy desarrollada

en mercados de derivados eléctricos, aunque es importante que los mercados

con esta casación gocen de cierta liquidez, para lo cual a menudo se

establecen variaciones a este modelo, como son la casación ciega o la

casación aleatoria, que evitan el ejercicio de poder de mercado.

Por su parte, el OS permite operar el sistema de forma centralizada en

condiciones compatibles con los resultados de los anteriores mercados.

Otra nueva entidad que aparece en el nuevo marco competitivo es el regulador,

cuya independencia debe garantizar la resolución justa de los conflictos que

surjan entre los agentes.

En cuanto a la organización del OM y el OS y su relación con las actividades de

transporte, se han identificado y analizado cuatro tipos de relación. Una única

propiedad de la red de transporte y el OS da lugar a conflictos de intereses en

el ejercicio de la actividad, pero ofrece también importantes sinergias, debidas

en muchos casos a razones históricas, que pueden hacer positiva dicha unión.

La unión del OM y el OS se ha adoptado, en general, en sistemas con

procesos de casación complejos, sin independencia entre los procesos

técnicos y los de mercado y, por lo tanto, con escasa transparencia. En

cualquier caso, deben garantizarse la independencia del OS y la imparcialidad

del OM.

170

El capítulo 5 ha utilizado los datos capturados vía internet de algunos de los

mercados eléctricos más significativos para mostrar resultados objetivos que

permitan una fácil comparación. Los mercados estudiados son, organizados

por zonas geográficas:

• Europa: OMEL, Nord Pool, APX, EEX y LPX1.

• América del Norte: Power Pool of Alberta y PJM.

• Australia: NEMMCO.

En el apartado 5.1 se han elegido una serie de indicadores comunes de los que

se muestra su evolución durante en el periodo para el cual existían datos

disponibles. Dichos indicadores son el precio máximo diario, el precio mínimo

diario, el precio medio diario ponderado, el precio medio mensual ponderado, la

energía diaria negociada, la energía media mensual negociada y el volumen

diario de negocio.

En el apartado 5.2 se ha ordenado la información disponible para obtener

índices que permitan un análisis comparativo de los distintos mercados. Las

conclusiones derivadas de dicho estudio se muestran a continuación,

clasificadas según el parámetro de estudio correspondiente. En general, las

comparaciones están referidas al año 2001, por ser el único del que se dispone

de datos de todos los mercados estudiados:

• Precio horario (semihorario en el caso de NEMMCO):

En Europa, el precio horario medio más elevado se da en OMEL y APX.

Nord Pool es el mercado con precio horario más estable y APX el de mayor

volatilidad.

En América del Norte el precio medio más alto se da en Alberta, cuya

volatilidad es similar a la de PJM. Ambos mercados no presentan

correlación temporal. Esta correlación si se da, sin embargo, entre los

1 Antes de su fusión el 1 de julio de 2002.

171

precios de los hubs de PJM. Dos de los hubs, West Int Hub y Western Hub,

presentan precios muy similares a lo largo de todo el año.

En Australia, el precio medio más alto se da en el estado de South

Australia, que también es el más volátil de entre las cinco zonas de precio.

En general, puede decirse que los mercados de América del Norte

presentan un mayor precio medio que los europeos, y éstos, mayor que los

australianos.

• Precio medio diario ponderado

En Europa, el precio medio diario ponderado más elevado se da en OMEL y

APX. Nord Pool es el mercado con precio horario más estable y APX el de

mayor volatilidad.

En América del Norte el precio medio más alto se da en Alberta, cuya

volatilidad es similar a la de PJM. Ambos mercados no presentan

correlación temporal. Esta correlación sí se da, sin embargo, entre los

precios de los hubs de PJM. Dos de los hubs, West Int Hub y Western Hub,

presentan precios muy similares a lo largo de todo el año.

En Australia, el precio medio más alto se da en el estado de South

Australia.

En general, puede decirse que los mercados de América del Norte

presentan un mayor precio medio que los europeos, y éstos, mayor que los

australianos.

• Energía y volumen de negocio

OMEL es el mercado europeo que más energía negocia y el de mayor

volumen de negociación, tanto en valores medios como anuales.

172

En América del Norte, PJM tiene un volumen de negociación mucho mayor

que Alberta.

En NEMMCO, la zona de precio con mayor volumen medio y anual de

negociación es New South Wales.

De los mercados estudiados, PJM es el de mayor volumen de negocio

medio y anual.

El capítulo 6 ha abordado los resultados de los diversos productos negociados

en el mercado de EEX anterior a su fusión con LPX. Aunque no se dispone de

un periodo amplio de estudio, los datos mostrados permiten sacar ciertas

conclusiones.

En general, se ha comprobado que, como se vio en el capítulo 4, cuando se

acerca el periodo de entrega del contrato de futuros, el precio del futuro

converge hacia el precio del mercado spot o precio de contado.

Los futuros mensuales presentan un volumen de negociación mayor cuanto

más cercano esté el periodo de entrega. Los futuros trimestrales presentan, sin

embargo, un bajo nivel de negociación (sólo se negociaron un día de todo el

periodo de estudio). En cuanto a los futuros anuales, negocian una gran

cantidad de energía comparada con la del mercado diario, pero los días en los

que se negocian son escasos y se encuentran dispersos y sin aparente

correlación.

173

APÉNDICE 1

EL SECTOR ELÉCTRICO EN DIVERSOS PAÍSES.

REVISIÓN INTERNACIONAL.

A1.1 INTRODUCCIÓN

En este apéndice se presenta una descripción del estado actual del sector

eléctrico en diversos países de todo el mundo. El objetivo de este apéndice no es

tener una descripción pormenorizada del sector eléctrico en cada país, ni del

detalle de las reglas de mercado existentes, para lo cual se remite al lector a la

abundante bibliografía citada, sino disponer de una cierta visión uniforme y

actualizada de los distintos sistemas eléctricos. Toda la estructura del apéndice, y

parte de la información del mismo, está basada en [World Energy, 2002],

habiéndose incluido abundante información adicional fruto de la investigación

realizada, con el propósito unas veces de actualización y otras de profundización.

En los mercados con mayor experiencia y tiempo de funcionamiento, se han

estudiado los mecanismos propios de los mercados organizados.

174

El apéndice está divido en apartados según las zonas geográficas. Al principio de

cada zona, se presenta una tabla resumen basada en [World Energy, 2002] con

los mismos criterios (de hecho se ha mantenido incluso la nomenclatura

anglosajona de los diversos países). Cuando, según la investigación analizada, se

ha encontrado un cambio en dichos criterios, éste se indica con un asterisco (*)

junto al nombre de cada país en la tabla. Los mencionados criterios, aplicables a

las actividades de generación y comercialización, son1:

Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio

A Pública (controlada por el

gobierno central)

No ha tenido

lugar.

Verticalmente

integrada. Regulado por el gobierno.

B Pública (controlada por el

gobierno local/estatal ) En proceso.

Separación

vertical de

actividades.

Regulado por regulador/es

independiente/s.

C Privada (sólo empresas

nacionales)

Completada en

su mayor parte. Mixta.

Existencia de un mercado

competitivo.

D Privada (empresas nacionales

y extranjeras).

No necesaria ya

que el sector

siempre ha sido

privado.

-

Existencia de un mercado

competitivo sólo para los

grandes agentes.

E Predominantemente pública. - - Competencia limitada

F Predominantemente privada - - -

1 Se excluye el transporte y la distribución, al permanecer éstas con precios regulados en los sistemas liberalizados.

175

A1.2. EUROPA OCCIDENTAL La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del

sector en cada país.

País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio Austria * E B C D Belgium F A A A Cyprus A A A A Denmark E A/B B D Finland E B B C France * E B B D Germany* E/F C C C Greece A A A A Iceland E A B E Ireland A A/B A E Italy E B A B Luxembourg E D C A The Netherlands* B B B C Norway E A/B C C Portugal A B A A Spain D C B D Sweden E B B E Switzerland E B A A United Kingdom D C C C

A1.2.1 AUSTRIA A1.2.1.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN

Austria ha implementado la directiva 96/92/CE a través de la ley

lektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetz (“ElWOG”), publicada el 18 de

Agosto de 1998 (BGBl. 143/1998) y en vigor desde el 19 de febrero de 1999.

176

El sector eléctrico está compuesto mayoritariamente por empresas eléctricas de

carácter público, ya sea estatal, provincial o municipal. La desregulación del sector

tuvo lugar el 1 de octubre de 2001.

A1.2.1.2 ESTRUCTURA ACTUAL

TSO Como parte del proceso de liberalización, la red austriaca fue dividida en tres

partes, cada una de las cuales es operada por un Operador del Sistema.

MO The Austrian Energy Exchange EXAA, es el Operador de Mercado en Austria.

Regulación La autoridad reguladora principal es el Ministerio de Economía que determina en

última instancia el acceso regulado a la red y las tarifas eléctricas. Existe un

comité de carácter consultivo, Elektrizitätsbeirat, que propone precios y tarifas.

Länder es el cuerpo encargado de la autorización de nueva generación. Los casos

de abuso de posiciones de dominio o los relacionados con la ley, son gestionados

por el Kartellgericht.

A1.2.1.3 MODELO DE MERCADO EXAA organiza, desde el 22 de marzo de 2002 un mercado de casación sucesiva.

A1.2.2 BÉLGICA A1.2.2.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN En 1937 se funda CPTE, una compañía para la coordinación de la generación y el

transporte en Bélgica. En 1951, CPTE puso en servicio el primer centro de control

nacional. En 1970 se crea GECOLI, encargada de la construcción de la s líneas de

transporte. A finales de la década de 1970, el sector se había concentrado y solo

existían tres compañías privadas: Unerg, Intercom y Ebes, que se fusionaron en

177

ELECTRABEL en 1990. Tan sólo una compañía pública, SPE permanecía en el

sector.

En 1995 Electrabel y SPE establecen una colaboración a través de CPTE, de la

que ambos eran los propietarios. A su vez, GECOLI se une a CPTE, que adquiere

así la propiedad de la red de 20-70 kV, aunque la gestión de la misma continúa en

manos de ELECTRABEL. En el contexto de la desregulación del mercado

eléctrico, las actividades de operación del sistema de ELECTRABEL Y CPTE se

unieron en una sola compañía, ELIA, el 28 de junio de 2001. Tras un acuerdo

entre el gobierno, el regulador y los accionistas, ELIA comprende dos empresas:

Elia System Operator y Elia Asset, propietaria de la red de transporte.

La implantación de la directiva 96/92/CE se lleva a cabo a través de la Federal

Electricity Act del 29 de abril de 1999, aunque en la práctica no se ha producido la

total implantación.

A1.2.2.2 ESTRUCTURA ACTUAL El estado tiene una importante participación en el sector. El gobierno federal es el

responsable de la investigación, la gestión del combustible nuclear y el diseño de

las tarifas. Las tres regiones, Flandes, Walloon y Bruselas tienen competencias en

redes de transporte y distribución de tensiones inferiores a 70 kV, y en las nuevas

fuentes de energía.

TSO Elia es el Operador del Sistema y el propietario de la red de transporte. Como

Operador del Sistema, las funciones de Elia son:

• Operador de la red de transporte.

• Operación técnica del Sistema.

• Colaborar en la apertura del mercado eléctrico, proponiendo reglas, realizando

estudios…

178

MO No existe la figura del Operador de Mercado, aunque pueden establecerse

contratos bilaterales e importar o exportar desde otros sistemas.

A1.2.3 FRANCIA A1.2.3.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN

La liberalización del sector eléctrico francés se produce como consecuencia de la

transposición de la directiva europea de 1996 en la ley francesa de 10 de febrero

de 2000. El análisis para la implantación de un nuevo mercado fue llevado a cabo

por EURONEXT PARIS con la participación de diversos agentes energéticos

europeos y el comienzo del mercado organizado tuvo lugar en Noviembre de

2001.

A1.2.3.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO RTE (Electricity Transmission Grid) es una entidad estatal responsable de

mantener la fiabilidad y seguridad del sistema, asegurando que se realizan las

transferencias energéticas acordadas en el mercado. RTE posee y opera la red de

transporte desde 63 kV a 400kV, siendo una entidad englobada en EDF, aunque

con actividades separadas del resto:

• Gestión independiente. El director es nombrado por el gobierno con la

opinión de la Comisión de Regulación.

• Separación contable.

• Confidencialidad e imparcialidad definidas por ley.

Su remuneración se realiza mediante tarifa.

179

MO POWERNEXT S.A. es el único operador del mercado francés con un capital inicial

de 10 millones de euros. Su accionariado está compuesto por sociedades tanto

públicas como privadas. Entre ellos cabe destacar HGRT, un consorcio de

operadores europeos de transporte.

Regulación Los reguladores son:

• Banque de France, como supervisor de los mercados de capital y las

instituciones financieras.

• Conseil des Marchés Financiers (CMF), como encargado de la supervisión y

regulación de los mercados regulados y OTC. Tiene capacidad sancionadora.

• Comisión des Opérations de Bourse (COB). Supervisa la información

suministrada a los inversores en las ofertas públicas y la viabilidad financiera

de los contratos de los diversos agentes.

• Comisión de Régulation de l´Electricité (CRE). Se encarga de la regulación del

mercado de electricidad, así como del acceso a las redes de transporte y

distribución.

• Direction du Trésor. Propone el nombramiento de los miembros de CMF y

valida sus normas y regulaciones. Sus decretos son firmados por el Ministro de

Economía y Finanzas.

180

A1.2.3.2 MODELO DE MERCADO Mercado físico Mercado spot El mercado diario organizado por POWERNEXT es voluntario y anónimo. La

seguridad financiera del mercado es garantizada por CLEARNET, que actúa como

garante de las transacciones anónimamente e intermediario en los pagos y cobros

entre los agentes.

Mercado de ajustes

No tiene. Además, los servicios auxiliares son remunerados mediante tarifa.

Mercado financiero

No tiene.

A1.2.4 HOLANDA A1.2.4.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN La Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de la UE de 19 de

diciembre de 1996 fue transpuesta en Holanda en la Dutch Electricity Act, 1998

que entró en vigor de forma completa el 1 de enero de 1999. Posteriormente, este

texto fue ligeramente reformado y la fecha de apertura total del mercado a

consumidores cautivos fue adelantada al 1 de enero de 2003. La implantación del

mercado eléctrico se ha establecido en 3 etapas, de forma que en la última de

ellas, todos los consumidores tendrán capacidad de elección:

Fecha Requisitos para ser consumidor con capacidad de elección

1-1-1999 P≥2MW ó E≥20 GWh anuales

1-1-2002 I ≥ 3×80 A

181

1-1-2003 Ninguno (apertura total)

A1.2.4.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO Tennet es el Operador del Sistema y el propietario de la red de transporte nacional

(1979 km a 380 kV y 671 km a 220 kV, con tres interconexiones con Alemania y

dos con Bélgica, todas ellas a 380 kV), perteneciendo a la UCTE.

Además de Tennet, que gestiona la red de transporte en alta tensión, existen los

siguientes “administradores regionales de red” a menores tensiones:

Regional Grid Administrators ENECO Netbeheer Midden-Holland B.V. Essent Netwerk Noord N.V. Essent Netwerk Friesland N.V. N.V. Continuon Netbeheer RENDO Netbeheer B.V. Elektriciteitsnetbeheer Utrecht B.V. Netbeheerder Centraal Overijssel B.V. Noord West Net N.V. ENECO Netbeheer Zuid-Kennemerland B.V. B.V. Transportnet Zuid-Holland ENECO Edelnet Delfland B.V. ENECO NetBeheer B.V. Westland Energie Infrastructuur B.V. DELTA Netwerkbedrijf B.V. ONS Netbeheer B.V. Essent Netwerk Brabant bv ENET Eindhoven B.V. Essent Netwerk Limburg bv ENECO Netbeheer Weert B.V. EWR Netbeheer B.V. InfraMosane N.V.

Tennet es una compañía independiente que con la liberalización del sector pasó,

en 2001, de ser propiedad de cuatro compañías de generación a ser 100% de

capital estatal. Es responsable de garantizar el equilibrio del sistema y organizar

un mercado de ajustes, proporcionando dos servicios fundamentales:

• Servicios de red:

Pueden dividirse en:

182

- Servicios de conexión: comprenden la conexión del cliente (generador,

consumidor o compañía local de red) a la red de 380 y 220 kV gestionada

por TenneT, así como el mantenimiento de esa conexión. Además TenneT

realiza, a petición del cliente, la instalación de los instrumentos de medida

correspondientes. El coste de estos servicios es remunerado mediante una

tarifa de conexión.

- Servicios de transporte (servicios complementarios): comprenden el

transporte de electricidad desde los generadores hasta los consumidores

finales, así como:

- Resolución de restricciones de red.

- Compensación de las pérdidas incurridas en el transporte.

- Mantenimiento del equilibrio de energía reactiva.

El coste de estos servicios es remunerado mediante una tarifa de

transporte.

• Servicios de Operación del Sistema:

Comprenden la gestión técnica del sistema, garantizando la seguridad, fiabilidad y

coordinación de la generación y el transporte así como los intercambios

internacionales, de forma que sean compatibles con los resultados del mercado.

Los servicios que debe proporcionar TenneT son:

- Mantenimiento de la seguridad y fiabilidad de suministro en Holanda.

- Mantenimiento del equilibrio generación-demanda y regulación frecuencia-

potencia.

- Planificación del mantenimiento y la construcción de las instalaciones de

red necesarias, en coordinación con el resto de compañías de red.

- Reposición del sistema en caso de fallos de suministro.

183

Estos servicios incluyen la obligación del cumplimiento de los acuerdos

comerciales internacionales de importación, exportación o tránsito de electricidad.

Los servicios de Operación del Sistema son remunerados mediante una tarifa de

Operación del sistema.

MO Legalmente no se ha definido un Operador del Mercado. APX (Ámsterdam Power

Exchange) surgió como iniciativa privada y es la compañía privada que actúa

como Operador del Mercado. No está regulada, y tampoco tiene obligación de

satisfacer las puntas de demanda.

Regulación Dienst Toezicht en Uitvoering Energie (DTE) es el regulador holandés para la

electricidad y el gas, formando parte de Dutch Competition Authority (Nma). Su

estatus es de independencia, pero se encuentra bajo la autoridad del director de

Nma y debe informar de sus actuaciones al Ministerio de Economía, que puede

llegar a dar órdenes al regulador de carácter obligatorio.

Las actividades de mercado no están reguladas, y el regulador sólo actúa en las

actividades sin competencia (establecimiento de un peaje máximo de acceso a la

red de transporte y límite de precio - price cap- en el suministro a consumidores

cautivos). Los mecanismos de regulación utilizados son:

- Límite de precios en las tarifas de red (price cap).

- Yard-Stick competition en el suministro a consumidores cautivos.

A1.2.4.3 MODELO DE MERCADO Mercado físico Los agentes pueden libremente establecer contratos bilaterales físicos, teniendo

también la posibilidad de participar en el mercado spot organizado por APX.

184

Mercado diario Es el mercado spot organizado por APX, al que los agentes pueden concurrir de

forma voluntaria. Entró en funcionamiento el 25 de mayo de 1999 y desde sus

comienzos a tenido una alta volatilidad en el precio, influenciado por la elevada

demanda en horas punta.

Para la participación de agentes extranjeros, muy demandada debido al elevado

precio, no sólo se les exige tener acceso a la red holandesa sino también a la de

Alemania y Bélgica.

El método de casación es como sigue: una vez recibidas las ofertas de consumo y

generación, el precio marginal del sistema se termina como intersección de las

curvas agregadas de oferta y demanda, resultando un precio horario para la

energía a despachar el día siguiente. El siguiente cuadro resume otras

características del mercado diario:

Periodo de programación: 1 hora.

Horizonte de programación: El día siguiente (24 horas)

Cierre de recepción de ofertas para el

día D+1:

10:30 h. del día D.

Información disponible una vez

realizada la casación:

- Precios (euros/MWh) y volúmenes

negociados (MWh) en cada hora.

- Precio medio diario, en punta y en valle

(euros/MWh) y volumen total negociado

(MWh).

- Curvas agregadas de oferta y

demanda1.

Volumen mínimo de negociación: - 0.1 MWh.

Mercado de ajustes

1 La oferta individual de cada agente es confidencial y los datos son propiedad de APX.

185

APX establece un mercado organizado de ajustes, con el objetivo de corregir los

desequilibrios producción-consumo no previstos, que aparecen a lo largo del día

de operación. Se trata de un mecanismo de subastas con ofertas de volumen-

precio horarias por bloques (block bids), en el que pueden participar todos los

agentes internos que toman parte en el mercado spot. Se encuentra en

funcionamiento desde el 6 de Febrero de 2001.

La determinación del precio se realiza por el mecanismo de aceptación de precios

– quote driven – en el que los agentes eligen para un determinado precio la

cantidad que desean producir o consumir, a diferencia del método del mercado

spot – order driven - en el que los agentes ofertan una cierta cantidad de energía

a producir o consumir en un determinado momento que habitualmente es una hora

del día.

La publicación de resultados es continua. Cada casación es ejecutada de forma

inmediata en cuanto es posible siendo APX la contraparte financiera para

liquidaciones y compensaciones.

Mercado de servicios complementarios de reserva de potencia (reserve and regulating power market) Los desequilibrios generación – demanda real son gestionados por Tennet. De ahí

que el principal acuerdo entre Tennet y APX consista en que los agentes que

participen en el mercado eléctrico deben firmar un contrato con Tennet, que les

hace participar en los ajustes del sistema.

El servicio complementario de reserva de potencia es gestionado por Tennet

mediante mecanismos de mercado voluntarios (obligatorios para todos los agentes

con capacidad contratada de más de 60 MW):

• Regulating power (regulación secundaria)

186

Es la potencia disponible por Tennet para el despacho mediante el control de

frecuencia de carga (load frecuency control, AGC), con el objetivo de mantener el

equilibrio de potencia generada y consumida en el sistema. Se permiten ofertas de

precio-energía libre a:

- Productores: ofertes de aumento o disminución de potencia respecto de la

programada.

- Consumidores: ofertas de disminución de potencia respecto de la programada.

Las ofertas son opciones de suministro o consumo de una potencia a un

determinado precio en el caso de que esta potencia sea requerida por el Operador

del Sistema. Una vez establecida la escalera de precios, la energía producida en

tiempo real, por encima de la programada, a requerimiento del Operador del

Sistema, es remunerada al precio de la oferta más cara que ha sido despachada.

La energía de producida o consumida en tiempo real, por debajo de la

programada, a requerimiento del Operador del Sistema, es remunerada al precio

de la oferta más barata que ha sido despachada.

• Reserve Power ( Regulación terciaria )

Es la potencia que Tennet utiliza para reponer la secundaria utilizada, y es

asignada cuando ocurre alguna incidencia en el sistema, para mantener el balance

de energía neto. El mecanismo de mercado utilizado es el mismo que para la

Regulating Power.

• Potencia de emergencia.

Se utiliza en el caso de que la reserva terciaria no esté disponible, en un intervalo

de 30 minutos. Tennet tiene contratos con diversos agentes tanto del país como

187

exteriores. En el año 2001, Tennet contrató 300 MW en concepto de potencia de

emergencia, repartidos entre turbinas de gas, consumos con interrumpibilidad e

importaciones desde Alemania.

Mercado de capacidad de interconexión Debido a los límites de capacidad de las interconexiones de la red de Tennet con

Alemania y Bélgica es posible que no todas las solicitudes de transporte puedan

hacerse en el volumen especificado inicialmente. En la práctica, la capacidad de

interconexión disponible puede estar limitada debido a alguna de las siguientes

situaciones:

- Criterios de operación y seguridad, en cumplimiento de acuerdos

internacionales.

- Realización de trabajos de mantenimiento programado.

- Circunstancias imprevistas.

Para decidir si se imponen restricciones en las interconexiones, Tennet debe

conocer los programas de intercambio (import-export-transit - IET- programs). La

capacidad de interconexión (IET capacity) actual (año 2002) es de 3900 MW y

desde el 1 de enero de 2001 la distribución de la capacidad de intercambio se

realiza mediante un mecanismo regulado de subasta que organiza Tennet (a

través de su filial TSO Auction) en cooperación con los TSOs alemanes y belgas

que tienen interconexión con Holanda: Elia NV (Bélgica), RWE Net AG (Alemania),

E.ON Netz GMBH (Alemania).

188

Compañías con activos en las interconexiones de Holanda con Bélgica y

Alemania. Fuente: [www.tennet.nl. Última actualización: marzo 2002]

La capacidad de intercambio en las dos direcciones de cada una de las

interconexiones se vende mediante subastas anuales, mensuales y diarias:

• Subasta diaria ( Day Auction )

En la subasta diaria, los participantes pujan mediante ofertas de precio y cantidad

vía internet, por la capacidad horaria en cada interconexión, para el día siguiente.

A las 8:30 horas, se publica la capacidad disponible en cada interconexión para el

día siguiente (Capacity Day Ahead) y los agentes pueden enviar sus ofertas hasta

las 9:00 horas. En ese momento se divide la capacidad disponible entre los

agentes que ofertaron más caro, asignando a cada uno de ellos su potencia

ofertada, que será remunerada al precio del agente más barato que haya sido

casado. Los resultados de la subasta (Results Day Ahead) se publican antes de

las 9:30.

189

• Subasta mensual ( Month Auction )

Se realiza el décimo día laborable de cada mes y en ella se subasta la capacidad

horaria de cada interconexión para el mes siguiente. Los participantes tienen hasta

el mediodía del día anterior al que se realiza la subasta para enviar sus ofertas por

internet. Los resultados son publicados antes de dos días laborables transcurridos

desde la fecha de la subasta.

• Subasta anual ( Year Auction )

Se realiza al final del año y en ella se subasta la capacidad horaria de cada

interconexión para el año siguiente. Las ofertas son enviadas por internet.

TSO Auction BV ofrece además la posibilidad de devolver o vender la capacidad

obtenida. Si un agente ha obtenido una determinada capacidad en el mercado

mensual o anual que por alguna circunstancia no desea utilizar, tiene dos

opciones:

- Vender esa capacidad (o parte de ella) a otro agente.

- Revenderla a TSO Auction BV, que, si es posible, la añadirá a la capacidad

disponible para el mercado mensual o diario y la remunerará según el

precio que resulte en la casación.

En cualquiera de los casos el agente debe pagar una tasa por no cumplir su

programa.

Mercado financiero Existe la posibilidad de que los agentes formalicen contratos financieros bilaterales

pero no hay un mercado centralizado de contratos tipo.

190

A1.2.5 GRECIA A1.2.5.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sector eléctrico griego está compuesto por una única empresa estatal

verticalmente integrada, la Public Power Corporation, PPC, (DEH).

Para cumplir con la directiva 96/92/CE, Grecia establece la Ley nº 2773 de 22 de

diciembre de 1999, que crea el ente regulador. El 1 de junio de 2001 PPC se

corporatiza y pasa a ser sociedad anónima, como paso previo a la

reestructuración y la privatización.

A1.2.5.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO Está prevista la creación del Hellenic Transmission System Operator (HTSO),

como Operador del Sistema y propietario de la red de transporte en la Grecia

peninsular. En las islas, DEH seguirá siendo el Operador del Sistema.

MO No existe la figura del Operador de Mercado.

Regulación El regulador es la Energy Regulatory Authority (ERA), dependiente del Ministerio

de Desarrollo, que nació con la principal tarea de la liberalización del mercado. El

acceso a las redes de transporte es negociado.

A1.2.5.3 MODELO DE MERCADO En fase de desarrollo.

191

A1.2.6 ALEMANIA A1.2.6.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN La implantación de la directiva IEM en Alemania se realizó principalmente a través

de la nueva ley de energía revisada (“Gesetz zur Neuregelung des

Energiewirtschaftsrechts”), que entró en vigor el 29 de Abril de 1998 declarando

con capacidad de elección al 100% de los consumidores directamente.

En la primera mitad de 2000 se establece la bolsa LPX (Leipzig Power Exchange

Gmbh) como mercado de electricidad alemán en el que la sociedad responsable

facilita a la bolsa de electricidad de Leipzig (LPX) los medios materiales,

personales y financieros. LPX es socio financiero en el negocio al contado y

asume la ejecución financiera de los negocios. En 2001 LPX lanza un mercado

financiero de futuros y opciones.

El 8 de agosto de 2000 comienza sus actividades EEX European Energy

Exchange, con sede en Frankfurt y un mercado spot, el EEX Spot Market. El 1 de

marzo de 2001 EEX lanza su mercado de futuros, el EEX Derivatives market.

El 1 de marzo de 2002 los dos Power Exchanges alemanes se fusionan con

efectos retroactivos al 1 de enero. En el mercado resultante de la fusión se

incorpora también un área de servicios de clearing para operaciones OTC,

siempre y cuando los instrumentos negociados sean idénticos a los negociados en

el mercado de futuros. El nuevo mercado actuará como cámara de compensación

en todas las operaciones en las que intermedie.

192

A1.2.6.2 ESTRUCTURA ACTUAL Transporte En Alemania no existe como tal un único Operador del Sistema, sino que los

propietarios de las redes de transporte las operan de forma descentralizada. La

planificación y operación de la red de transporte es responsabilidad de los

propietarios de las redes. Además, el acceso a la red es negociado, lo cual, en la

práctica, supone un límite a la competencia.

Como forma de colaboración, el 15 de diciembre de 1948 se fundó la DVG

Deutsche Verbundgesellschaft, como asociación de los transportistas alemanes

con responsabilidades sobre la seguridad del sistema, para combinar la

organización descentralizada con las ventajas de la actividad conjunta y la

cooperación entre los distintos miembros, pero manteniendo la independencia de

los mismos.

A continuación se recogen los transportistas alemanes miembros de DVG con

algunas propiedades para su comparación y la distribución geográfica de sus

áreas de control:

Compañía Carga pico por

unidad de control

[MW]

Longitud de la

red de transporte

(220/380 kV) Bewag AG 2522 79 EnBW Transportnetze AG 10693 3488 E.ON Netz GmbH Norte: 13701

Sur: 10855

10829

Hamburgische Electricitäts-Werke AG (HEW) 1943 360 RWE Net AG 26300 11903 VEAG Vereinigte Energiewerke AG 7217 10570

Transportistas alemanes. (Fuente: www.dvg-heidelberg.de, última actualización 1 de abril de 2001)

193

Áreas de control del Sistema de Transporte en Alemania (Fuente: www.dvg-

heidelberg.de, última actualización de 1 de enero de 2001).

Al final de 2001, la DVG cesa sus actividades y los intereses de los operadores

alemanes, tanto de transporte como de redes de menor tensión, se concentran en

“Verband der Netzbetreiber - VDN - e.V. beim VDEW “, que había comenzado sus

actividades en el verano de 2001.

194

Operación del Sistema Como se ha dicho, no existe la figura del Operador del Sistema.

Regulación El Ministerio de Economía es la autoridad general en el contexto de la ley alemana

de energía. Las autoridades federales y municipales son las responsables de

resolver los conflictos de acceso a la red o los relacionados con el incumplimiento

de las reglas de la competencia, como el abuso de posiciones dominantes.

Las bolsas son entidades de derecho público con capacidad jurídica. El control de

la bolsa es asunto de los estados federados y en el estado de Sajonia es asumido

por el Ministerio Estatal Sajón para la Economía y el Trabajo.

A1.2.6.3 MODELO DE MERCADO1 En los apartados siguientes, se considerará a EEX como el único operador del

mercado en Alemania fruto de la fusión del antiguo EEX con LPX.

Mercado físico El mercado spot es un mercado diario en el que se negocian dos tipo de productos

con entrega física al día siguiente:

- Bloques, negociados en un mercado continuo de subastas.

- Horas individuales, negociadas mediante subastas diarias en un

determinado momento predefinido.

Productos del mercado físico

Las tablas siguientes muestran las principales características de los productos

negociados en el mercado EEX.

1 Salvo que se diga lo contrario, se considerarán las características del mercado alemán de electricidad haciendo referencia a las características de EEX anteriores a la fusión.

195

BLOQUE CARGA BASE (BASE LOAD)

Descripción Suministro de energía eléctrica a potencia constante en la red de

220/380 kV de un área de control desde las 0:00 hasta las 24:00

horas de cada día.

Precio En €/MWh

Mínima variación en el precio 0,01 €/MWh

Unidad de negociación 1 MW de potencia constante desde las 0:00 horas hasta las

24:00 (24 MWh)

Días de entrega física Cada día de entrega física se negocia el anterior día laborable

BLOQUE CARGA PICO (PEAK LOAD)


220/380 kV de un área de control desde las 8:00 hasta las 20:00

horas de cada día laborable.

Precio En €/MWh


Unidad de negociación 1 MW de potencia constante desde las 8:00 horas hasta las

20:00 (12 MWh)


HORAS INDIVIDUALES


220/380 kV de un área de control desde las (i-1):00 hasta las

i:00 horas de cada día, con 1≤i≤24

Precio En €/MWh


Unidad de negociación 1 MWh, equivalente a una carga constante de 1 MW desde las

(i-1):00 horas hasta las )i):00


196

Agentes participantes Existen tres tipos de agentes participantes:

- Traders

- Traders Assistants: cada asistente asignado a un trader.

- Otros: el resto de participantes sin actuación en el mercado de forma

directa.

Trading El mercado tiene lugar por la mañana. La negociación diaria consta de cuatro

fases y el sistema no está disponible entre el final de la última (post-trading) y el

principio de la primera (pre-trading).

Fases de Trading en EEX Spot Market.

(Fuente: "Spot Market. Market Model." Version 1.9 de 17-1-2002. www.eex.de)

I) Pre-Trading

Los agentes pueden introducir, modificar o eliminar ofertas que serán negociadas

en la siguiente fase. El sistema confirma a los agentes la entrada de las ofertas,

pero éstas no son visibles en el Libro de ofertas (Order Book) y sólo se muestra el

último precio disponible del día anterior.

197

II) Main-Trading

En el caso de bloques carga base o bloques carga pico, estos son negociados en

un mercado continuo de subastas (Continuous trading with auctions). Este

mercado está divido en tres etapas: Opening Auction, Continuous Trading y

Closing Auction, cuyo funcionamiento es análogo al empleado en el mercado

financiero (ver más adelante).

III) Post Trading

Fase semejante a la de Pre-Trading, en la que las ofertas introducidas sólo valen

para el día de negociación siguiente.

EEX Spot Market. Etapas del Main Trading: Opening Auction, Continuous

Trading y Closing Auction. (Fuente: "Spot Market. Market Model." Version 1.9 de 17-1-2002. www.eex.de)

Mercado financiero

La desregulación del sector eléctrico alemán, cuya producción neta fue de 491,5

TWh en el año 2000 dio lugar al mayor mercado energético europeo, con nuevas

oportunidades de negocio pero también con nuevos riesgos ( volatilidad de

precios, morosidad…). El EEX Derivatives Market (en adelante EEXDM) es el

198

mercado de derivados operado por European Energy Exchange (EEX AG) que

proporciona los mecanismos, el personal, el equipamiento y los fondos financieros

necesarios para que los agentes puedan cubrir esos riesgos. En el EEXDM, la

contraparte de todas las transacciones es EEX AG, que se subroga en las partes,

es decir, que responde ante compradores de las obligaciones de los vendedores y

responde ante los vendedores de las obligaciones de los compradores, asumiendo

los riesgos correspondientes.

El comercio y las liquidaciones son anónimas, de forma que los participantes

conocen las ofertas existentes pero no el nombre del agente que las realiza.

Como medio para garantizar la liquidez, los contratos de futuros eléctricos son

estandarizados, y las órdenes de compra y venta se concentran en el Libro de

Ofertas “Central Order Book” mediante el sistema electrónico EUREX ® System,

que permite realizar de forma sencilla y fiable tanto el acceso al mercado como las

contrataciones y liquidaciones. Además, existen Agentes de Comercio o “market

makers” que introducen una liquidez adicional facilitando un flujo continúo de

ofertas de compra y venta. De esta forma, la transparencia de las diferentes

ofertas permite la igualdad de oportunidades para todos los agentes y la

posibilidad del mercado de reaccionar ente desequilibrios entre la oferta y la

demanda.

Los precios resultantes son totalmente públicos a través de www.eex.de.

Futuros eléctricos Los futuros eléctricos negociados en EEXDM son contratos estándar sobre la

energía a ser producida o consumida en el futuro a un precio acordado en el

momento de establecer el contrato. Una vez cerrado el contrato, los vendedores

de la energía se comprometen a producirla y los compradores a consumirla.

199

• Mecanismo de negociación

El precio (en euros/MWh) y el número de contratos se negocia entre compradores

y vendedores a través del sistema de EEX ( the Eurex ® System ). Los agentes

introducen en el sistema ofertas de compra y venta de forma anónima que son

transparentes para todos los participantes. Compradores y vendedores pueden

modificar tanto la cantidad (número de futuros con una determinada carga base(1)

durante un determinado periodo) como el precio de sus ofertas hasta que se

llegue a un acuerdo. En ese momento el sistema de EEX crea automáticamente

un contrato, informa al comprador y al vendedor que sus ofertas han sido casadas

y las borra del sistema, conocido como libro de ofertas (Order Book). El sistema

también emite una confirmación del contrato a ambas partes, con toda la

información necesaria para las compensaciones económicas (clearing). En

ninguna de las dos informaciones se descubre a los agentes la identidad de las

respectivas contrapartes del contrato realizado, sino que es EEX AG la que actúa

como cámara de compensación.

• Liquidación diaria

Al cierre de la sesión de cada día de negocio, se determina Precio diario de

ejercicio (Daily Settlement Price) de cada futuro eléctrico. El precio diario se

establece a partir de los precios de los contratos al final de cada sesión y refleja el

valor de mercado de un futuro al final del periodo de contratación. Al precio diario

del último día de contratación se le llama Precio Final de ejercicio (Final settlement

price). Dicho día es el último del periodo de entrega.

Al cierre de cada día de negociación, los futuros se pagan al precio actual, de

forma que cualquier beneficio o pérdida derivados de un aumento o disminución

del precio son saldados (los compradores cobran la diferencia con el precio de

contrato y los vendedores la pagan). A este mecanismo de mercado se le conoce

como “mark-to-market process” y a la diferencia entre el precio diario de ejercicio y

el precio de contrato se la llama “Margen de variación”. El “Margen de Variación”

200

se calcula por última vez el último día de negociación y es igual a la diferencia

entre el valor de la posición para el precio final de ejercicio y el valor para el precio

diario de ejercicio del anterior día de contratación.

El precio final de ejercicio es diferente a los previamente calculados diariamente,

ya que se obtiene a partir de los precios de horas valle (base load prime) o de

horas punta ( peak load prices) obtenidos en el mercado Spot de EEX.

• Fianzas

En el caso de que un agente sea insolvente, EEX cierra sus posiciones

inmediatamente. Como resultado de este cierre, la posición es valorada una última

vez al precio al que EEX ha conseguido venderla. Si el margen de variación

resulta negativo, EEX debe hacer frente al pago correspondiente, con lo que

incurre en las llamadas “pérdidas de cierre”. Por ello, cuando un agente decide

abrir una posición EEX AG exige una fianza para poder cubrir unas eventuales

“pérdidas de cierre”. A esta fianza se la conoce como “Margen Adicional”

(Additional margin parameter) y es calculada por EEX AG a partir de estudios

estadísticos.

• Productos

Los productos disponibles en el EXDM se pueden clasificar:

- Según el periodo de entrega: futuros mensuales, trimestrales o anuales.

- Según el perfil de carga de la energía negociada: futuros en carga base (

generación/consumo de 1 MW por contrato durante las 24 horas de cada

día del periodo de entrega) o futuros en carga pico ( generación/consumo

de 1 MW por contrato durante las 12 horas de cada día de lunes a viernes

del periodo de entrega entre las 8:00 y las 20:00)

201

• Periodo hasta el vencimiento

Es el periodo desde el primero hasta el último día de negociación de un

determinado futuro. Para los distintos tipos de contratos de futuros:

- Mensuales: abarca desde las 9:00 hasta las 15:00 horas de cada día de

negociación de cada uno de los 18 meses hasta el día del vencimiento. El

último día de negociación de cada futuro mensual coincide con el día de

negociación en el mercado spot de la energía para el último día del mes, lo

cual suele coincidir con el penúltimo día de cada mes.

- Trimestrales: el periodo abarca hasta el último día de negociación de cada

uno de los siguientes 7 cuatrimestres, de forma que el último día de

negociación de cada futuro es el penúltimo día antes del comienzo del

cuatrimestre en el que se realiza la entrega física de energía.

- Anuales: el periodo abarca hasta el último día de negociación de cada uno

de los siguientes tres años, de forma que el último día de negociación de

cada futuro es el penúltimo día antes del comienzo del año en el que se

realiza la entrega física de energía.

• Cumplimiento de los contratos de futuros.

- Mensuales: las compensaciones para el cumplimiento de los futuros

mensuales se realiza mediante pago al contado y no mediante la entrega

física de energía. En el caso de un aumento (disminución) en el precio de

los futuros, el vendedor está obligado a pagar (tiene derecho a cobrar) la

diferencia entre el precio de venta y el precio final de ejercicio más alto

(más bajo). Este procedimiento se conoce como cash settlement.

202

- Trimestrales y anuales: las compensaciones para el cumplimiento de los

futuros trimestrales y anuales no se realiza mediante pago al contado sino

mediante el intercambio de otros futuros. El sistema EEX realiza ese

intercambio de forma automática.

Así, el último día de negociación, el vendedor de un futuro trimestral está

obligado a intercambiar un futuro trimestral por tres futuros mensuales

correspondientes al trimestre de reparto físico de la energía. De la misma

forma, el último día de negociación, el vendedor de un futuro anual está

obligado a intercambiarlo por tres futuros mensuales más tres futuros

trimestrales correspondientes al año de reparto físico de la energía. En

ambos casos el comprador está también obligado a aceptar el intercambio.

Se trata, por lo tanto, de un proceso en cascada en el que los futuros con mayores

periodos para el reparto físico no se llevan a cabo directamente sino que se van

dividiendo en periodos menores hasta llegar a futuros mensuales con pagos al

contado, según el esquema:

Proceso de cascada en los contratos de futuros. (Fuente: "EEX Derivatives Market. Market Model." 16 de agosto de 2001. www.eex.de)

203

• Trading

El mercado tiene lugar desde la 10:00 horas hasta las 15:00 horas (sólo hasta las

12:00 para los contratos mensuales). La negociación diaria consta de 4 fases:

Fases de la negociación diaria. (Fuente: "EEX Derivatives Market. Market Model." 16 de agosto de 2001. www.eex.de)

I) Pre-Trading:

Los agentes pueden introducir, modificar o eliminar ofertas que serán negociadas

en la siguiente fase. En este periodo no está disponible el libro de ofertas (Order

Book) y por lo tanto no se puede ver el estado actual del mercado sino sólo las

mejores ofertas y/o límites de precio de las ofertas del día anterior.

II) Main Trading :

El sistema EEX no está accesible y se negocian los contratos de futuros mediante

Opening Auction y Continuous Trading.

II.a) Opening Auction.

La negociación comienza con una fase de subasta. Esta subasta incorpora todas

las ofertas que son válidas desde el día anterior o bien han sido introducidas en la

fase de pre-trading.

204

La fase de Opening Auction está divida en tres subfases, una de ellas opcional:

Subfases del Opening Auction (Fuente: "EEX Derivatives Market. Market Model." 16 de agosto de 2001. www.eex.de)

II.a.1) Pre-opening: En esta fase los agentes pueden introducir, modificar y

anular ofertas, aunque el Libro de Ofertas no está totalmente accesible y sólo

muestra el precio al que éstas casan. Dura alrededor de un minuto y para evitar

manipulaciones en el precio el momento en el que finaliza es aleatorio. Cuando

dos ofertas son casadas, por coincidir los precios de compra y venta, resulta un

precio de subasta indicativo (PSI) que conocen todos los participantes. Este precio

sería el precio de subasta PS si la fase de determinación del precio hubiese

concluido. Si no se puede establecer un PSI se informa del mejor límite de precio

para ofertas de compra y para ofertas de venta.

II.a.2) Freeze: Fase opcional en la que el Order Book no está accesible

para asegurar que los PSI serán también los precios de apertura.

II.a.3) Balancing process: Esta etapa tiene una duración unos segundos

durante los que se determinan los precios de subasta, PS, y se casan las ofertas

205

de compra y venta. El PS se determina de acuerdo con el principio del mayor

volumen negociado: el sistema EEX selecciona como precio de subasta PS

(auction price) el límite de precio con el mayor volumen ejecutable y el menor

excedente. Si para el PS seleccionado existe superávit de ofertas, sobre ofertas

con el mismo límite de precio tienen preferencia las ofertas realizadas con

anterioridad (principio de precio-orden1). Como resultado, sólo resultan casadas

determinadas ofertas con límite de precio igual al PS (limit order, oferta ejecutable

sólo a su precio límite o mejor) o sin límite de precio2.

El siguiente cuadro muestra un ejemplo del proceso:

Precio límite (PL)

[euros/MWh]

Nº de órdenes de

compra a precio P≤PL

Nº de órdenes de vendo

a precio P≥PL

Volumen

ejecutable

Exceso

22,76 100 10 10 90

22,78 80 50 50 30

22,80 75 100 75 25

22,81 65 200 65 135

22,82 10 250 10 240

Representando lo anterior gráficamente:

1 El principio de precio-orden asegura que las órdenes de compra (venta) con límite más alto (bajo) tengan prioridad sobre las de límite menor (mayor). Para las ofertas con el mismo límite de precio, tienen prioridad las introducidas con anterioridad en el sistema. 2 Las ofertas sin límites de precio son ofertas a ser ejecutadas al precio siguiente que se determine, independientemente de cuál sea éste. Estas ofertas no aparecen en el Order Book, aunque sobre ellas también se aplica el principio precio-orden.

206

PS = 22,8 Euros/MWh

0

50

100

150

200

250

300

22,76 22,78 22,8 22,81 22,82

PL [Euros/MWh]

Nº d

e co

ntra

tos

Volumen ejecutable Exceso

Si existe más de un PL con el mayor volumen ejecutable y el menor exceso de

ofertas entonces el número de ofertas se utiliza como criterio éste último:

- Si hay exceso de demanda (más ordenes de compra que de venta), el PS

se determina como el mayor de los posibles.

- Si hay exceso de oferta (más ordenes de venta que de compra), el PS se

determina como el menor de los posibles.

- Si hay exceso tanto de oferta como de demanda, o si no hay exceso de

ninguna de las dos, el PS se determina como el PL mayor con exceso de

demanda.

En la siguiente gráfica se han modificado los datos del cuadro anterior para ilustrar

a modo de ejemplo los posibles casos:

207

PS = 22,78 ó 22,8 Euros/MWh

0

50

100

150

200

250

300

22,76 22,78 22,8 22,81 22,82PL [ Euro s/ M W h]

Nº d

e co

ntra

tos

Volumen ejecutable Exceso

Ahora, existen dos precios P1=22,78 y P2=22,8 Euros/MWh para los que el

volumen de contratos es máximo y el exceso de los mismos es mínimo. Según lo

dicho, pueden ocurrir los siguientes casos:

Exceso en P1 Exceso en P2 PS [Euros/MWh] Criterio

De demanda De demanda 22,8 Mayor PL

De oferta De oferta 22,78 Menor PL

De demanda De oferta 22,78 Mayor PL con exceso

de demanda

De oferta De demanda 22,8 Mayor PL con exceso

de demanda

En el caso de que todas las ofertas recibidas en el Order Book sean ofertas sin

límite de precio u ofertas no ejecutables, el PS no puede ser determinado y tan

sólo se publican las ofertas con los mejores límites de precios de compra y venta.

208

II.b) Continuos Trading

En esta fase los participantes pueden introducir, modificar y anular sus ofertas en

cualquier momento. Éstas pueden ser ejecutadas en su totalidad, en etapas,

parcialmente o no ser ejecutadas, al ser confrontadas con las ofertas opuestas

existentes. En todo momento el Order Book muestra los límites de precios de

compra y venta y los volúmenes de contratos para cada precio.

Las ofertas no ejecutadas o ejecutadas parcialmente, permanecen en el Order

Book y son negociadas según el principio precio-orden. Para proteger las órdenes

sin límite de precio, que habitualmente tienen preferencia sobre las órdenes con

límite de precio, se establece un rango alrededor del último precio (market order

matching range) fuera del cual las ofertas sin límite de precio no se ejecutan.

III) Post-Trading: fase semejante a la de pre-trading. Las ofertas introducidas

sólo valen para el día siguiente. Se divide en dos subfases según el acceso a la

información disponible en el sistema EEX:

- Post-Trading full phase: comienza inmediatamente después de la Main

Trading Phase. La información sobre el mercado es accesible y se pueden

introducir ofertas.

- Post-Trading restricted phase: La información sobre el mercado es accesible

pero no se pueden introducir ofertas.

IV) Batching Processing: Se prepara el siguiente día de negociación, realizando

el cálculo del Margen de Variación, actualizando los datos del mercado, datos

contables, flujos de pagos, almacenamiento de datos en el sistema EEX….

Por otro lado, el sistema EEX permite además la negociación combinada de

futuros, lo cual implica generalmente la compra y venta de dos contratos del

209

mismo futuro pero con diferente periodo de entrega (time spread trading). De esta

forma, un agente puede comprar el futuro para el primer periodo de entrega y

venderlo para el segundo, de forma que el vendedor tome la posición opuesta. En

EEXDM este tipo de contratos se negocian para los tres primeros meses,

trimestres o años, con las siguientes posibilidades:

- Primer y segundo periodo.

- Primer y tercer periodo.

- Segundo y tercer periodo.

Estas ofertas de contratos combinados se negocian en un libro de ofertas al

margen, el Combination Order Book, aunque pueden ser casadas en el libro de

ofertas normal (Order Book) si éste tiene un mejor precio.

Agentes participantes Existen dos grupos de agentes que pueden participar en el mercado de derivados

de EEX:

• Agentes de comercio (Trading Members)

Deben cumplir los requisitos impuestos por EEX para la participación en el

mercado así como garantizar que sus transacciones en EEX son pagadas por un

agente de compensación que ha sido designado para liquidarlas. Los agentes de

comercio pueden ser productores, consumidores, bancos…de forma que

dependiendo de su estatus de admisión realizan transacciones propias o para

clientes.

• Miembros de compensación (Clearing Members)

Existen tres tipos:

210

- General Clearing Member (GCM): está autorizado a liquidar sus propias

transacciones así como las de sus clientes y las de agentes sin derechos

de liquidación (Non Clearing Members, NCMs).

- Direct Clearing Member (DCM): está autorizado a liquidar sus propias

transacciones así como las de sus clientes y las de agentes sin derechos

de liquidación (Non Clearing Members, NCMs) que sean propiedad al

100% del DCM, (por ejemplo cuando una filial de la compañía participa

en el mercado como un agente independiente).

- Non Clearing Member (NCM): no tiene derechos de compensación y

debe liquidar sus transacciones a través de un GCM o DCM (en el caso

de ser filial del DCM).

• Creadores de mercado (Market Maker)

Un trading member puede también actuar como market maker, encargado de

cotizar en el mercado para dar liquidez al mismo o con algún otro objetivo

impuesto por EEX. La licencia de Market Maker se asigna para cada contrato de

futuros.

La función del Market Maker es, por lo tanto, evitar desequilibrios temporales entre

la oferta y la demanda en los futuros de menor liquidez. Puede haber más de un

Market Maker para un futuro y cualquier Trading Member puede actuar como tal,

teniendo que proporcionar un quote por cada contrato de futuros durante las horas

de negociación y en una cantidad especificada por EEX.

Por otro lado, los participantes en EEX pueden ser divididos en varias categorías:

• Traders: son individuos que participan en el EEX como:

211

- Agente (Agent trader, A).

- Propietario (Proprietary trader, P).

- Creador de mercado (Market Maker, M).

• Asistentes: individuos de apoyo a los traders.

• Personal encargado de las compensaciones.

• Administradores de seguridad: responsables del mantenimiento de las

funciones de seguridad, como asignación de los diferentes derechos para

los diferentes miembros.

Por último, existen varias divisiones encargadas de todo el negocio de mercado de

EEX.

• EEX Market Supervision: es el departamento de EEX encargado de la

supervisión de las actividades del mercado organizado. Asegura que todos

los precios diarios se forman conforme a las reglas y que los nuevos

agentes o productos entran en funcionamiento correctamente.

• EEX Clearing Department: responsable de todas las transacciones que

tienen lugar una vez que se ha formado un contrato.

• EEX Market Surveillance: supervisa el cumplimiento de las normas por

parte de los agentes. Aunque por imperativo legal es una parte de EEX,

actúa como una institución independiente bajo el control de las autoridades

estatales.

212

Tipos de ofertas. Ofertas básicas de compra/venta (Basic Order Types / Quote Types) Existen varios tipos de ofertas que pueden realizar los participantes en este

mercado:

• Market Orders: ofertas de compra/venta no visibles en el mercado. Se

ejecutan al mejor precio disponible en el mercado.

• Limit Orders: ofertas de compra/venta que deben ser ejecutadas sólo si se

alcanza o se mejora el el límite especificado. Pueden ser ejecutadas de

forma completa o parcial. Las ofertas o partes de ofertas no ejecutadas

permanecen en el Order Book.

• Quote: entrada conjunta y simultánea de ofertas de compra y venta con

límites de precio.

• Combination Order/Quote: oferta de compra y venta simultánea de dos

contratos de futuros con el mismo subyacente pero diferente periodo de

entrega.

• Stop Order: oferta que sólo entra en el Order Book como una Market Order

a partir de un límite de precio.

La adición, modificación en precio o cantidad, o cancelación de cualquier oferta o

Quote conduce a un nuevo orden de prioridad.

Restricciones de ejecución en el comercio continuo En el comercio mediante casación continua, las Market Orders y las Limit Orders

pueden ser definidas por la restricción Inmediate-or-Cancel Order (IOC Order) de

213

forma que la orden se ejecute total o parcialmente de forma inmediata y la parte

no casada sea cancelada.

• Restricciones de validación.

La validación de órdenes puede estar sujeta a las siguientes restricciones (no hay

restricciones para las Quote):

- Good-for-day: orden sólo válida para el día de negociación actual.

- Good-till-date: orden sólo válida hasta una determinada fecha ( como

máximo un año desde el día de oferta o hasta la expiración del contrato

correspondiente).

- Good-till-cancelled: la orden es válida hasta que sea ejecutada o anulada

bien por una orden de anulación o bien por la expiración del contrato

correspondiente.

Las Market Orders, Limit Orders y Combination Orders que no tengan

restricciones de validación se consideran válidas para el día de negociación

actual. Las Quote y las Combination Quotes siempre son válidas para día de

negociación actual. Las IOC Orders no tienen restricciones de validación.

Órdenes de validación Cuando se alcanza un determinado límite (por exceso o por defecto) se ejecuta la

Stop Order, que será visible en el Order Book una vez que se halla alcanzado el

límite.

214

Atributos adicionales

Pueden añadirse a las órdenes los siguientes atributos de forma opcional u

obligatoria:

- Indicador de posición abierta/cerrada: se exige este indicador para mantener

la posición de cada agente, de forma que se conozca si una orden ejecutada

se ha negociado para abrir o cerrar una posición. No existe este indicador

para Quotes.

- Account: este campo obligatorio indica el origen de una orden, que puede

provenir de:

- Cliente (A1). Un método especial de orden por parte de un cliente es la

“give-up order” que introduce un miembro del mercado y liquida otro

miembro, lo cual puede ser indicado en el momento de la oferta mediante

el indicador (G1/G2).

- Propietario (proprietary order, P1/P2).

- Market Maker (M1/M2).

- Text Field: campo de texto para uso del agente, por ejemplo para la

identificación del cliente.

- Clearing Member: el nombre del agente de compensación del agente del

mercado.

Solicitudes adicionales

• Quote Request: con esta petición cada agente (cualquiera excepto un

market maker) puede indicar su interés en un determinado contrato de

futuros especificando opcionalmente la cantidad y/o la posición que tomaría

(compra o venta). Los Market Makers no están obligados a replicar a las

215

Quote Request de los agentes enviando una quote contraria ( compra vs

venta o viceversa) pero si lo hacen, tienen incentivos a seguir criterios de:

- Cantidad mínima.

- Máximo intervalo entre límites de precio de compra y venta.

- Periodo de cotización mínima.

• Cross Request: esta función permite a los agentes comunicar su intención

de llevar a cavo un Cross-Trade1 o un Pre-Arranged-Trade2 . Se debe

especificar la cantidad pero no es obligatorio especificar el precio.

Controles de seguridad Existen una serie de comprobaciones que realiza el sistema antes de introducir

una oferta enviada por alguno de los agentes.

• Chequeo de los límites de precio de las ofertas

Se comprueba que los límites de precio de las ofertas enviadas están dentro

de un rango alrededor del último precio negociado. En caso contrario se envía

un mensaje de aviso al agente, que puede confirmar su oferta o cancelarla.

• Chequeo de las órdenes sin límite de precio

Se comprueba que estas órdenes son sólo ejecutadas dentro de un rango

(market order matching range), alrededor del último precio negociado. La oferta

que no pueda ser ejecutada se mantiene en el Order Book y no se ejecuta

hasta que esté dentro de rango.

1 Cross-Trade: acuerdo entre agentes en el que las ofertas o quotes de un agente son ejecutadas por otro. 2 Pre-Arranged Trade: acuerdo entre agentes en el que las ofertas de al menos dos agentes son ejecutadas por otro.

216

• Chequeo de la evolución de los precios del mercado

EX puede anular casaciones que conlleven desviaciones de precio mayores

que un cierto margen con respecto a un precio de referencia. El precio de

referencia se calcula como media entre el precio anterior y posterior. Si no

puede determinarse de esta forma o no refleja la situación del mercado, EEX

puede pedir a tres Market Makers que lo establezcan.

• Cross-Trade y Pre-Arranged Trade

Una vez que la solicitud de ha sido cursada, las ofertas y quotes

correspondientes deben introducirse en el sistema EEX entre 5 y 65 segundos

después. La oferta o quote debe ser de al menos 5 contratos ( o al menos la

mitad de los del acuerdo en el caso de que sean menos de 5).

217

Futuros estandarizados disponibles en EEX A continuación se especifican las principales características de los contratos de

futuros disponibles en EEX. La documentación está tomada de EEX y, para no

perder precisión en la definición de las propiedades de cada contrato, algunos

términos se muestran en inglés.

FUTURO MENSUAL EN HORAS PICO

(Monthly Peak Load Future)

Periodo de entrega 1 mes

Identificación Código: FOPE, ISIN: DE0009687509, WKN 968750

Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW en las horas pico, de

8:00 a 20:00 horas, en los días laborables del periodo de

entrega.

Mes de producción/consumo Los 18 meses siguientes.

Valor del contrato 276 MWh en meses con 23 días laborables.

264 MWh en meses con 22 días laborables.



Cumplimiento del contrato Basado en pago al contado.

El vendedor (comprador) está obligado a pagar la diferencia

entre el precio acordado y el precio final de ejercicio más

alto(bajo).

Precio final Media mensual para el mes del contrato de los precios diarios

del mercado spot en horas punta ponderados por el volumen

de energía casado.

Determinación del precio Hasta céntimos de Euro/MWh.

Cambio mínimo en el precio 1 c€/MWh

Fases de contratación • Pre -Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.

• Opening Phase: 9:00 (duración aproximada de 1 min.)

• Main Trading Phase: desde el final de Opening Phase

hasta las 15:00 h.

218

• Post-Trading Phase: 15:00 – 16:00 h.

Último día de negociación El último día del periodo de entrega con contratación en el

mercado spot. La negociación finaliza a las 12:00 h.

Rangos de variación del

precio • market order matching range: 0,50 €

• EEX puede anular casaciones que conlleven

desviaciones de precio mayores que 1,65 € con respecto al

precio de referencia.

Combination Order válidas • Primer y segundo periodo.

• Primer y tercer periodo.

• Segundo y tercero

Compensaciones diarias Los beneficios y pérdidas se liquidan diariamente al final de la

fase de Post-Trading mediante una cuenta interna. Para

posiciones abiertas del día de negociación anterior, los

ingresos o pagos son la diferencia entre el precio diario de

ejercicio (Daily Settlement Price) del día y el precio del día

anterior. Cuando expira un contrato los ingresos o pagos son la

diferencia entre el precio acordado y el precio de ejercicio de

ese día.

Precio diario de ejercicio

hasta el penúltimo día de

mercado antes del mes de

entrega

Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día,

supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30

minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del

último minuto si éstas han sido superiores a 5)(*).

Precio de ejercicio del último

día de mercado antes del

mes de entrega

Precio medio ponderado de las últimas 5 casaciones del día, (*)

* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio.

219

Additional Margin Parameter. 2,50 €/MWh

Factor de reducción para el

Additional Margin Parameter

( ** )

0%

** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.

220

FUTURO MENSUAL EN CARGA BASE

(Monthly Base Load Future)


Identificación Código: FOBE, ISIN: DE0009687517, WKN 968751

Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 8:00 a

20:00 horas, en todos los días del periodo de entrega.

Mes de producción/consumo Los 18 meses siguientes.

Valor del contrato 744 MWh en meses con 31 días laborables.




Cumplimiento del contrato Basado en pago al contado.

El vendedor (comprador) está obligado a pagar la diferencia

entre el precio acordado y el precio final de ejercicio más alto

(bajo).

Precio final Media mensual para el mes del contrato de los precios diarios

del mercado spot en horas punta ponderados por el volumen

de energía casado.


Cambio mínimo en el precio 1 cEuro/MWh

Fases de contratación • Pre-Trading Phase: 7:30 – 9:00 h.



hasta las 15:00 h.


Último día de negociación El último día del periodo de entrega con contratación en el

mercado spot. La negociación finaliza a las 12:00 h.



• EX puede anular casaciones que conlleven

221

desviaciones de precio mayores que 1,00 € con respecto

al precio de referencia









anterior. Cuando expira un contrato los ingresos o pagos son

la diferencia entre el precio acordado y el precio de ejercicio

de ese día.




entrega




último minuto si éstas han sido superiores a 5 )(*).



mes de entrega


(*)




( ** )

0%

* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio. ** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.

222

FUTURO TRIMESTRAL EN HORAS PICO

(Quarterly Peak Load Future)


Identificación Código: FOPQ, ISIN: DE0006608037, WKN 660803

Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW en las horas pico, de

8:00 a 20:00 horas, en los días laborables del periodo de

entrega.

Trimestres de

producción/consumo

Los 7 trimestres siguientes.

Valor del contrato Es la suma de los valores de los 3 contratos mensuales en carga

base dentro del trimestre de entrega:

• Primer trimestre: enero, febrero y marzo.

• Segundo trimestre: abril, mayo y junio.

• Tercer trimestre: julio, agosto y septiembre.

• Cuarto trimestre: octubre, noviembre y diciembre.

Por lo tanto:

• 768 MWh para trimestres con 64 días de entrega.



Cumplimiento del contrato Basado en transferencia de posiciones.

• El vendedor y el comprador reciben tres contratos

mensuales de carga pico (de los meses correspondientes)

por cada futuro trimestral en carga pico.






hasta las 15:00 h.

223


Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del trimestre de entrega.



• EEX puede anular casaciones que conlleven desviaciones

de precio mayores que 1,65 € con respecto al precio de

referencia






posiciones abiertas del día de negociación anterior, los ingresos

o pagos son la diferencia entre el precio diario de ejercicio (Daily

Settlement Price) del día y el precio del día anterior. Cuando

expira un contrato los ingresos o pagos son la diferencia entre el

precio acordado y el precio de ejercicio de ese día.




entrega



minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del último

minuto si éstas han sido superiores a 5)(*).


día de mercado antes del mes

de entrega



224



Additional Margin Parameter ( ** )

0%

** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.

225

FUTURO TRIMESTRAL EN CARGA BASE

(Quarterly Base Load Future)


Identificación Código: FOBQ, ISIN: DE0006608029, WKN 660802

Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 0:00 hasta las

24:00 horas, en los días del periodo de entrega.

Trimestre de

producción/consumo

Los 7 trimestres siguientes.

Valor del contrato Es la suma de los valores de los 3 contratos mensuales en carga

base dentro del trimestre de entrega:

• Primer trimestre: enero, febrero y marzo.

• Segundo trimestre: abril, mayo y junio.

• Tercer trimestre: julio, agosto y septiembre.

• Cuarto trimestre: octubre, noviembre y diciembre.

Por lo tanto:






mensuales de carga pico (de los meses correspondientes) por

cada futuro trimestral en carga pico.






hasta las 15:00 h.


226

Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del trimestre de entrega.





referencia





fase de Post-1 mediante una cuenta interna. Para posiciones

abiertas del día de negociación anterior, los ingresos o pagos son

la diferencia entre el precio diario de ejercicio (Daily Settlement

Price) del día y el precio del día anterior. Cuando expira un

contrato los ingresos o pagos son la diferencia entre el precio

acordado y el precio de ejercicio de ese día.




entrega


supuesto que éstas se han dado dentro de los últimos 30 minutos

( o precio medio ponderado de las casaciones del último minuto si

éstas han sido superiores a 5 )(*).



mes de entrega





( ** )

0%

* Si no es posible la determinación del precio de esta forma, o bien el precio así determinado no refleja la situación real del mercado, EEX puede imponer un determinado precio. ** Factor de reducción sobre el Additional Margin Parameter que se aplica a todas las posiciones de contratos mensuales de carga pico cuando se solapan durante un determinado tiempo con contratos pico trimestrales y/o anuales.

227

FUTURO ANUAL EN CARGA PICO

(Annual Base Load Future)

Vencimiento Enero de 2003, enero de 2004, …

Identificación Código: FOPY, ISIN: DE0006608078, WKN 660807

Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 8:00 hasta

las 20:00 horas, en los días laborables del periodo de entrega.

Periodo de

producción/consumo

Se definen los 3 años siguientes.

Valor del contrato Es la suma de los valores de 12 contratos mensuales en carga

pico dentro del año de entrega:

Por lo tanto:

• 3120 MWh para años con 260 días de entrega.





mensuales de carga pico (de enero a marzo) y tres contratos

trimestrales de carga pico (2º, 3º y 4º trimestres) por cada

futuro anual en carga pico.






hasta las 15:00 h.


Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del año de entrega.

Rangos de variación del precio • market order matching range: 0,50 €

228



referencia






posiciones abiertas del día de negociación anterior, los ingresos

o pagos son la diferencia entre el precio diario de ejercicio (Daily

Settlement Price) del día y el precio del día anterior. Cuando

expira un contrato los ingresos o pagos son la diferencia entre el

precio acordado y el precio de ejercicio de ese día.

Precio diario de ejercicio hasta

el penúltimo día de mercado

antes del mes de entrega



minutos ( o precio medio ponderado de las casaciones del último

minuto si éstas han sido superiores a 5 )(*).



de entrega



Margin Grouping Los futuros anuales en carga base pueden combinarse con

futuros anuales en carga pico formando un margin group.


229

FUTURO ANUAL EN CARGA BASE

(Annual Base Load Future)

Vencimiento Enero de 2003, enero de 2004, …

Identificación Código: FOBY, ISIN: DE0006608060, WKN 660806

Activo subyacente Energía producida/consumida por 1 MW desde las 0:00 hasta

las 24:00 horas, en todos los días del periodo de entrega.

Periodo de

producción/consumo

Se definen los 3 años siguientes.

Valor del contrato Es la suma de los valores de 12 contratos mensuales en carga

pico dentro del año de entrega:

Por lo tanto:





mensuales de carga pico (de enero a marzo) y tres

contratos trimestrales de carga pico (2º, 3º y 4º trimestres)

por cada futuro anual en carga pico.






hasta las 15:00 h.


Último día de negociación El penúltimo día con contratación antes del trimestre entrega.



• EEX puede anular casaciones que conlleven

desviaciones de precio mayores que 1,00 € con respecto al

230

precio de referencia









anterior. Cuando expira un contrato los ingresos o pagos son la

diferencia entre el precio acordado y el precio de ejercicio de

ese día.




entrega




último minuto si éstas han sido superiores a 5 )(*).



de entrega



Margin Grouping Los futuros anuales en carga base pueden combinarse con

futuros anuales en carga pico formando un margin group.


231

Índices EEX publica, además de los resultados del mercado spot y mercados a plazo, una

serie de índices. Estos índices, publicados desde el 11 de diciembre de 2000 por

EEX en cooperación con Deutsche Börse, pueden servir de referencia a los

mercados financieros, puesto que representan la evolución de los precios en el

tiempo de forma totalmente transparente.

Existen cuatro índices diferentes, que podemos clasificar en diarios y mensuales.

A continuación se describen esos índices y su forma de cálculo:

• Índices diarios

Se publican cada minuto que el mercado está operando. Si no hay precio en carga

base o carga pico en un determinado día, ese día no se calcula el índice

correspondiente.

- EEX Base Load Index

Es el cociente entre la suma de todos los precios del periodo de carga base

(ponderados por la energía casada) y la energía total negociada:

[EEX Base Load Index (diario)] t = ∑∑

<

<

tii

iti

i

q

qp ·

donde:

t = tiempo en el que se calcula el índice

pi = precio del contrato en carga base en el tiempo i. [€/MWh]

qi = volumen contratado en carga base en el tiempo i . [MWh]

232

- EEX Peak Load Index

Es el cociente entre la suma de todos los precios del periodo de carga pico

(ponderados por la energía casada) y la energía total negociada :

[EEX Peak Load Index(diario)] t = ∑∑

<

<

tii

iti

i

q

qp ·

, donde:

t = tiempo en el que se calcula el índice

pi = precio del contrato en carga pico en el tiempo i. [€/MWh]

qi = volumen contratado en carga pico en el tiempo i . [MWh]

• Índices mensuales

Para el cálculo de los índices mensuales se supone que un Trading Member en el

mercado de EEX venderá un mes e intentará comprar en el mercado spot al mes

siguiente. Para hacer esto, el agente debería comprar un cierto volumen de

energía cada uno de los días del mes de entrega. El índice diario muestra el precio

medio que el agente debe pagar por esto.

Si se aplicase a los índices mensuales, la misma fórmula que a los diarios,

resultaría un precio medio mensual pero no tendría en cuenta que los agentes del

mercado deben reaccionar con independencia del precio en la situación supuesta

anteriormente.

Por esta razón, los índices mensuales miden el precio medio diario no ponderado.

233

- EEX Base Load Index (mensual)

Es la media de los índices diarios (EEX Base Load Index) durante el mes:

[EEX Base Load Index (mensual)] t = m

iti∑

<

(diario)]Index Load Base [EEX

, donde:

t = día en el que se calcula el índice

i = días de entrega del mes para el que se calcula el índice. [€/MWh]

m = número de días de entrega del mes para los que se calcula el índice, m

≤ t.

- EEX Peak Load Index (mensual)

Es la media de los índices diarios (EEX Peak Load Index) durante el mes:

[EEX Peak Load Index (mensual)] t = m

iti∑

<

(diario)]Index LoadPeak [EEX

, donde:

t = día en el que se calcula el índice

i = días de entrega del mes para el que se calcula el índice. [€/MWh]

m = número de días de entrega del mes para los que se calcula el índice, m

≤ t.

234

A1.2.7 INGLATERRA Y GALES

A1.2.7.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN The Electricity Pool of England & Wales Gran Bretaña fue pionera en la liberalización del sector eléctrico en Europa al

establecer, el 31 de marzo de 1990, el Mercado eléctrico en Inglaterra y Gales,

The Electricity Pool of England & Wales. Como consecuencia de la nueva

regulación, el Central Electricity Generating Board (CEGB) fue dividido en:

- National Grid Company (NGC) que se constituyó como el propietario y

operador de la red de transporte de Inglaterra y Gales, en propiedad de 12

Compañías Eléctricas Regionales (Regional Electricity Companies, RECs)

para asegurar su independencia.

- Compañías de Generación actuando en competencia.

En el pool, organizado por NGC, todos los generadores eran despachados en

orden de mérito según las ofertas realizadas el día anterior, utilizando el mismo

software que utilizaba CEGB en el despacho centralizado, sólo que sustituyendo

los datos de costes por las ofertas realizadas por cada generador. Con este

método, se obtenía el System Marginal Price (SMP), basado en la oferta del

generador más caro en operación normal. En la práctica, sin embargo, la mayoría

de los agentes (alrededor del 85%) prefirieron evitar la volatilidad del pool

mediante contratos por diferencias.

En los primeros años tras su nacimiento, la competencia hizo posible una caída de

los precios para la mayoría de los consumidores de hasta el 30% en términos

reales, lo que animó a muchos otros países a seguir el ejemplo británico.

Sin embargo, el modelo utilizado para realizar la casación dio lugar a numerosos

problemas prácticos, muchos de ellos motivados por el hecho de que necesitaba

235

recibir de los agentes todos los datos acerca de las restricciones técnicas y los

costes de producción (costes variables de arranque, ...) para luego realizar un unit

commitment clásico. Esto hacía que el modelo fuese fácil de manipular por los

agentes para elevar artificialmente los precios [Vázquez, 1999], lo que motivó el

cambio a un nuevo modelo de mercado con un enfoque mucho más simple.

The New Electricity Trading Arrangements (NETA)

En 1998, el Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM) recomienda al

Gobierno un nuevo diseño del mercado eléctrico [OFGEM, 1998], basado en una

serie de contratos bilaterales. A pesar de tener únicamente carácter consultivo, las

numerosas críticas al Pool, en particular de las centrales de carbón y grandes

consumidores, hacen que el gobierno británico acepte la proposición del regulador

prácticamente sin cambios y establezca el NETA

En el nuevo mercado, en funcionamiento desde el 27 de marzo de 2001,

participan tanto la demanda como la generación, a diferencia del Pool, en el que la

demanda no participaba activamente. Ahora, no habrá pago por capacidad y el

tratamiento de todas las centrales será el mismo, independientemente del

combustible utilizado.

A1.2.7.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO La National Grid Company plc es una compañía privada (sociedad anónima )

cuyas funciones son las de Operador del Sistema, gestionando además el

Balancing Mechanism o mercado de ajustes. También es la propietaria de la red

de transporte de Inglaterra y Gales.

236

MO Desde la entrada en vigor de NETA, han surgido cuatro mercados organizados:

UKPX, APX, PowerEx y IPE, de los que sólo los dos primeros han tenido un cierto

éxito.

Regulación El regulador es la Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM), en particular el

Director General of Electricity Supply. Depende del Departamento de Comercio e

Industria de la Gas&Electricity Markets Authority y del Ministerio de Energía,

aunque las actuaciones legales deben ser aprobadas por el gobierno.

A1.2.7.3 MODELO DE MERCADO NETA es un nuevo concepto de mercado eléctrico. Uno de sus principios básicos,

[NETA, 2000], es que todos los agentes que deseen comprar o vender electricidad

puedan hacerlo libremente estableciendo contratos. Se considera que la

negociación se puede llevar a cabo bien mediante mercados organizados (uno o

varios power exchanges) o mediante contratos bilaterales y que dichos contratos

pueden participar tanto “agentes físicos” (productores o suministradores que

generan o consumen físicamente la energía eléctrica negociada) como “agentes

financieros” (sin compromiso de entrega o consumo físico de energía).

Independientemente de si la energía se ha negociado en mercados organizados o

mediante contratos bilaterales NETA proporciona mecanismos cercanos al tiempo

real, para ajustar y liquidar los desequilibrios entre las posiciones físicas y las

contractuales de los agentes. Estos mecanismos son el Balancing Mechanism

(mercado de ajustes) y el Imbalance Settlement (liquidación de desvíos).

Las cantidades de energía semihoraria comprada y vendida, tanto en contratos

bilaterales como en mercados organizados, debe ser comunicada a los

mecanismos de Imbalance Settlement, 3,5 horas antes de la media hora a la que

hacen referencia. A este tiempo límite se le conoce como Gate Closure. Por lo

237

tanto, después del Gate Closure de una determinada media hora, no se pueden

cerrar contratos bilaterales o celebrar casaciones en mercados organizados que

correspondan a esa media hora.

El mercado de ajustes: Balancing Mechanism. El mercado de ajustes es gestionado por NGC. Tiene lugar desde 3,5 horas antes

hasta el tiempo real y su objetivo es lograr el equilibrio del sistema y resolver las

restricciones de red a través de mecanismos de mercado. Este mecanismo de

ajustes es necesario debido a que, en la práctica, los generadores (consumidores)

pueden generar (consumir) más o menos energía de la que han comprado

(vendido) mediante contratos bilaterales o mercados organizados. También ocurre

que la energía a producir puede no ser igual que la energía a consumir (ya que los

agentes deciden sus programas por separado) o que, coincidiendo o no

generación y demanda, existan restricciones técnicas que obliguen a variar la

producción o la demanda.

La participación en este mercado es voluntaria: los agentes deben notificar al OS

antes del Gate Closure el nivel al que deseen operar e indicar, voluntariamente,

ofertas por energía producida o consumida a subir o a bajar.

• Notificación del nivel de operación al OS

Los generadores y consumidores que deben notificar al OS el nivel al que desean

operar1, envían dos tipos de notificaciones:

1 Sólo están obligados a presentar IPNs y FPNs al OS las “BM Units” de potencia de importación o exportación mayor de 50 MW. Las de menor potencia no tienen obligación, pero deben enviar su FPN si desean participar en el mercado de ajustes. “BM Unit” es el término utilizado para referirse a: - Grupos de generadores que exporta energía bajo las reglas del Balancing and Settlement

Code. En generación, una “BM Unit” es, típicamente un único generador. - Grupos de consumo que importan energía bajo a las reglas del Balancing and Settlement

Code. En el caso de grandes demandas, con medidas semihorarias individuales, “BM Unit” es la demanda agregada a partir del punto de conexión al sistema de transporte o distribución. En el caso de pequeñas demandas, con medidas agregadas de pequeños consumos, “BM Unit” es la demanda agregada de cada suministrador.

238

- Initial Physical Notifications (IPNs): niveles de operación para todo el día D.

La notificación se realiza antes de las 11:00 horas del día D-1.

- Final Physical Notifications (FPNs): nivel de operación de un determinado

generador o demanda para una determinada media hora del día D. El envío se

realiza antes del Gate Closure.

Ejemplo de FPNs de generación (FPN>0) y demanda (FPN<0). Fuente: [NETA,

2000]

• Mecanismos de oferta

Todas las BM Units que han enviado al OS sus FPNs pueden realizar ofertas en el

mercado de ajustes 1 para un determinado periodo de media hora, enviando

dichas ofertas antes del Gate Closure.

Exiten dos tipos de ofertas:

- Offers: ofertas de energía y precio al que será remunerada la generación a

subir o el consumo a bajar desde el nivel FPN.

- Bids: ofertas de energía y precio al que deberá pagar la generación a bajar o

consumo a subir desde el nivel FPN.

239

En ambos casos los precios pueden ser positivos o negativos.

Las ofertas son firmes, lo cual significa que si el OS toma una determinada oferta

el agente se compromete a cumplir físicamente su compromiso de entrega o

consumo de energía. Igualmente, si el OS decide deshacer una determinada offer,

no puede cancelarla, sino que deberá aceptar una bid (del mismo o de otro agente

según la conveniencia técnica y económica) que la anule. Por lo tanto, todas las

offer tienen su bid complementaria y viceversa, de forma que cada agente debe

enviar sus ofertas en pares de offer/bid.

Ejemplo de parejas offer/bid de una BM Unit de generación y otra de

demanda. Cada offer/bid consiste en una cantidad de energía y un precio. Fuente: [NETA, 2000]

El OS utiliza total o parcialmente las ofertas disponibles tras el Gate Closure y

hasta el tiempo real, para corregir los desequilibrios generación-demanda y

mantener la seguridad del sistema, siendo responsable de que las ofertas elegidas

cumplan las restricciones dinámicas de la BM Unit. El incumplimiento de l

1 Tanto el envío de notificaciones como el de ofertas se realiza mediante una conexión electrónica.

240

Ejemplo de aceptación de una offer/bid por el OS, que debe enviar una

notificación al agente informando de la elección de su oferta. Las zonas sombreadas muestran el volumen utilizado por el OS de cada pareja de

offer/bid. Fuente: [NETA, 2000]

El volumen aceptado de una oferta viene dado por el área sombreada de la figura

anterior.

Imbalance Settlement El Imbalance Settlement es el proceso por el que los sistemas de NETA reciben la

información sobre la energía comprada y vendida por los distintos agentes antes

del Gate Closure, y a partir de ellos:

- Obtienen los desvíos entre el nivel de energía contratada y el nivel al que

realmente operan los agentes o, dicho de otra forma, los desvíos entre

las posiciones físicas y las posiciones contratadas.

241

- Determinan los precios a los que se liquidarán los ingresos y pagos por

dichos desvíos.

El proceso de Imbalance Settlement necesita, por lo tanto, de las medidas

semihorarias físicas de la energía generada o consumida. Los volúmenes y

precios de los desvíos se publican diariamente con un retraso de unos 28 días

respecto del día en cuestión.

Operadores de Mercado. Una vez explicado el mecanismo del NETA se detallan ahora las principales

características de mercados organizados existentes, en funcionamiento, como se

ha dicho, hasta el momento del Gate Closure. Dichos mercados organizados

tienen negociación de productos tanto a corto como a largo plazo.

UKPX

El UK Power Exchange (UKPX) fue el primero de los mercados de futuros en

entrar en funcionamiento el 26 de mayo de 2000. UKPX no es sólo un mercado

organizado, sino que actúa como contraparte en los contratos que se realizan.

El 25 de marzo de 2001, dos días antes de la entrada en funcionamiento del

NETA, comenzó también su mercado spot.

• Mercado de futuros

A continuación se muestran los contratos de futuros negociados en UKPX,

teniendo en cuenta que el sistema de cómputo de los distintos intervalos de

tiempo necesita de un ajuste, añadiendo una sexta semana al mes de diciembre

cada 5 o 6 años (el último fue en 1998 y el próximo será en 2004). El número de

horas mostrado también puede variar en ±1 MWh según el periodo de cambio

horario del año al que se refiera.

242

Seasons (Estacionales)

Verano

(cubren

Q2-Q3)

Invierno

(cubren

Q1-Q4)

Quarter (Trimestrales) Mensuales Semanales Diario

Carga base

(1 MW cada hora

desde las 23:00 h. a

las 23:00 h. con

liquidación diaria

mark-to-market)

0:00 h. del

Lunes a

24:00 h. del

domingo.

4 sem:672

MWh

5 sem: 840

MWh.

23:00 h. del

domingo a

23:00 h. del

domingo

siguiente.

168 MWh

23:00 h. a 23:00 h.

del día siguiente,

todos los días.

24 MWh

Carga pico

(1 MW cada hora

desde las 7:00 h. a

las 19:00 h. con

liquidación diaria

mark-to-market)

Cubren 6 Block Months

(o 26 semanas)

Base: 4368 MWh.

Pico: 1560 MWh

Cubren 3 Block Months

(2 de 4 semanas y 1 de

5 semanas):

Q1: enero-marzo.

Q2: abril-junio.

Q3: julio-septiembre

Q4:octubre-diciembre.

Base: 2184 MWh.

Pico: 780 MWh.

7:00 h. del

Lunes a

19:00 h. del

domingo.

4 sem:240

MWh

5 sem: 300

MWh.

7:00 h. del

lunes a 19:00

del viernes

siguiente.

60 MWh.

7:00 h. a las 19:00 de

lunes a viernes.

12 MWh

Los contratos de mas largo plazo se convierten a contratos de corto plazo. Es el

conocido como sistema en cascada. Así:

- Los contratos estacionales se dividen en 2 contratos trimestrales el

penúltimo martes del quinto mes antes del comienzo del periodo cubierto

por dicho contrato estacional (verano o invierno).

- Los contratos trimestrales se dividen en 3 contratos mensuales el penúltimo

martes del penúltimo mes antes del comienzo del periodo cubierto por dicho

contrato trimestral.

- Los contratos mensuales se dividen en los correspondientes contratos

semanales el penúltimo martes del último mes antes del comienzo del

periodo cubierto por dicho contrato mensual.

243

- Los contratos semanales se dividen en los correspondientes contratos

diarios cada martes, cuando sólo están disponibles para la negociación 4

contratos diarios en base y 2 en pico.

- Los contratos diarios se dividen en sus correspondientes periodos

semihorarios cada día.

APX UK

Automated Power Exchange (UK) inició sus actividades posterioridad a UKPX

debido a que en los comienzos de NETA, numerosos agentes habían firmado ya

con UKPX. APX organiza un mercado spot en el que se negocian contratos a corto

plazo (diario y semanal) con entrega física de la energía a producir o consumir en

cada media hora. Además, APX ofrece servicios de liquidación y de comunicación

de contratos bilaterales físicos al Energy Contract Volume Aggregation Agent

(ECVAA).

244

A1.2.8 PAÍSES NÓRDICOS (NORUEGA, SUECIA, FINLANDIA Y DINAMARCA)

A1.2.8.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN Fueron varios los factores que influyeron de manera importante en lo que hoy es

Nord Pool. Por un lado la concentración existente en los países nórdicos no

favorecía la creación de mercados estrictamente nacionales. Por otro, existía

voluntad política de formar un mercado supranacional entre los países nórdicos y

de continuar con la cooperación ya existente entre los Operadores de Sistema a

través de la organización NORDEL.

Los objetivos de la creación de un mercado competitivo eran:

- Obtención de un mejor equilibrio generación-demanda.

- Aumento de la eficiencia de la industria eléctrica.

- Reducción de las diferencias de precio entre los consumidores

finales de las distintas zonas.

• Noruega La liberalización pionera fue la del sector eléctrico noruego, que comienza a

finales de los años 80, es aprobada por el parlamento en junio de 1990 y entra

legalmente en vigor en enero de 1991 (Energy Act). Sus puntos básicos son:

- Exigencia de, como mínimo, separación contable entre las actividades de

monopolio y las actividades en competencia.

- Acceso general a la red.

245

- Capacidad de libre elección de suministrador para el 100% de los

consumidores, desde el principio del proceso.

Como consecuencia de la Energy Act, el 1 de enero de 1992, el Estado noruego

dividió la Compañía Eléctrica Nacional, State Power Broad, en dos compañías:

- Statkraft, compañía de generación.

- Statnett, compañía de transporte, a la que también se le asignó la función de

operador del sistema (TS0).

• Suecia En Suecia, la reforma del sector eléctrico llegó en 1991, al separarse la

generación del transporte y establecer, en 1992, a Svenska Kraftnät como

Operador del Sistema.

• Finlandia En Finlandia la red se dividía en dos zonas, propiedad de dos compañías, IVS,

estatal, y TVS, de propiedad privada. El 1 de junio de 1995 comenzó el mercado

eléctrico en competencia y en 1996 se funda EL-EX (Helsinki-based electricity

Exchange) como operador del mercado. En septiembre de 1997 Finlandia decide

unir las operaciones de red de sus dos compañías en una sólo compañía nacional,

Fingrid.

• Dinamarca

La nueva legislación sobre energía entró en vigor en 1996 en Dinamarca y sólo los

grandes agentes operan en un mercado liberalizado. El 1 de enero de 1998 se

crea Eltra como el operador del sistema de Jutlandia y Fyn (oeste de Dinamarca).

En 1999, Elkraft System se convierte en el Operador del Sistema en Zealand.

246

Fases en la creación de NordPool. Fuente [NORDPOOL, 2001]

• La unificación El 1 de enero de 1993, el operador del mercado eléctrico Noruego (Norwegian

Power Pool) se une a Stattnet, y se crea el Norwegian Power Exchange Stattnet

Power Market Ltd. , como una filial de Stattnet.

En enero de 1996 Stattnet Power Market cambia su nombre a Nord Pool, y su

propiedad pasa a estar compartida al 50% por Statnett y Svenska Kraftnät, los

TSO de Noruega y Suecia, con lo que se convierte en el primer operador de

mercado del mundo con carácter internacional.

247

En 1998 se adhiere Finlandia, seguida del oeste de Dinamarca en 1999. Por

último, en 2000 se une el este de Dinamarca, con lo que Noruega, Suecia,

Finlandia y Dinamarca se unifican en un único mercado eléctrico, el Nord Pool.

A1.2.8.2 ESTRUCTURA ACTUAL TSO

• Stattnet

En la actualidad, Stattnet es el operador del sistema en Noruega, de propiedad

estatal gestionada como sociedad anónima (limited company) garantizada por el

estado. Sus funciones son:

- Operador del sistema.

- Posee en propiedad y opera el 85% de la red de alta tensión noruega

(420,300,220,132 kV), existiendo un acuerdo de cooperación entre los

operadores de sistema de Dinamarca, Finlandia, Noruega y Suecia.

• Svenska Kraftnät

Es una empresa estatal propietaria y operadora de la red de transporte sueca y

también el Operador del Sistema. Comenzó sus operaciones el 1 de enero de

1992.

• Fingrid Oyj

Es el Operador del Sistema en Finlandia desde el 29 de Noviembre de 1996

comenzó sus operaciones el 1 de Enero de 1997. Además es propietaria del

99,5% de la red de transporte y de todas las interconexiones. El Estado es

propietario de 12% de la firma de forma directa y aproximadamente del 25% de

forma indirecta a través de la compañía “Fortum Power and Heat Oy". El 1 de

248

Febrero de 2001 la operación del sistema pasó a ser función de su filial Fingrid

System Oy.

• Eltra

Eltra es el operador del sistema en Jutlandia y Fyn (oeste de Dinamarca). Sus

actividades están basadas en Autorizaciones publicadas por el Ministerio de Medio

Ambiente y Energía de Dinamarca.

Eltra fue fundada el 13 de Noviembre de 1997 como una asociación de

distribuidores de Jutlandia y Fyn. El 1 de Enero de 1998, la asociación asumió

responsabilidades sobre la red de transporte y el 1 de Enero de 2000 se convierte

en sociedad limitada de la que los antiguos asociados pasan a ser miembros. En

la actualidad, Eltra posee, desarrolla y opera la red de 400 kV y las

interconexiones, además de gestionar la red de 150 kV.

• Elkraft

Elkraft System es el Operador del Sistema en el oeste de Dinamarca, incluyendo

la isla de Bornholm. Comenzó sus actividades el 1 de Enero de 2000 y tiene una

Administración conjunta con Elkraft Transmission, que posee y opera la red de

400 kV del este de Dinamarca y las interconexiones con Alemania y Suecia.

Elkraft System es propiedad de los transportistas del este de Dinamarca.

MO Nord Pool es el operador del mercado nórdico. En él participan agentes de

Dinamarca, Finlandia, Noruega, Suecia, Países Bajos, Alemania, Gran Bretaña,

Suiza, Francia, Italia y USA. Tradicionalmente ha presentado tres áreas de

negocio:

249

- Mercado spot para contratos físicos.

- Mercado de derivados para contratos financieros de futuros forwards y

opciones.

- Servicios de compensación para contratos OTC o en mercados bilaterales.

Sin embargo, el marco legal para el mercado financiero experimentó importantes

cambios como consecuencia de las modificaciones efectuadas en la legislación

finaniera noruega. Nord Pool obtuvo una licencia para su mercado financiero como

mercado de commmodities bajo el amparo de la Ley de Mercados de 2000 y otra

licencia como cámara de comensación para NECH, bajo el marco de la Ley de

Negociación de Valores de 1997. Como consecuencia del mercado financiero de

electricidad, en 2002 Nord Pool se escinde en:

- Nord Pool, que será la encargada de los mercados financieros

- Nordic Electricity Clearing House (NECH), como Cámara de Compensación.

En cuanto al mercado físico, es organizado por otra empresa del holding Nord

Pool, la Nord Pool Spot.

Regulación El actual regulador noruego, Norwegian Water Resources and Energy Directorate

existía ya antes de la liberalización. Depende del Department of Oil and Energy y

su actividad está regulada en la Energy Act. Realiza un control de las empresas

monopolistas estableciendo para ellas unos ingresos máximos.

En Suecia, la Autoridad de Red (Nätmyndigheten), englobada en la Administración

Nacional de Energía Sueca, es la autoridad de supervisión, y la encargada de

garantizar las concesiones de instalaciones. Svenska Kraftnät tiene capacidad

regulatoria en cuanto a los aspectos técnicos del sistema.

250

En Finlandia la Finnish Energy Market Authority es la entidad reguladora

encargada de la verificación del cumplimiento de las actividades encomendadas a

Fingrid, la cual está obligada a enviar informes anuales para ello. Las tarifas de

Fingrid no están reguladas sino que nacen del acuerdo con los clientes, bajo la

supervisión de la entidad reguladora.

En Dinamarca, la antigua Danish Energy Regulatory Authority (Energitilsynet) se

enmarca tras las elecciones de Noviembre de 2001 dentro del Ministerio de

Economía (the Ministry of Economic and Business Affairs). Tanto el acceso a la

red como sus tarifas están regulados.

A1.2.8.3 MODELO DE MERCADO Los agentes pueden contratar bien mediante el mercado organizado, bien

mediante contratos bilaterales, con la obligación de tener una compañía que será

la responsable de los ajustes en tiempo real.

Stattnet tiene contratos para los servicios auxiliares con generadores y

consumidores.

Los mercados energéticos existentes actualmente en el Nordic Power Exchange,

llamado Nord Pool son:

Mercado físico Existen varios mercados físicos dentro de Nord Pool:

ELSPOT Es el mercado diario, que tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de

energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de

venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado.

Aunque el comercio de energía puede ser realizado a través de contratos

bilaterales, todos los participantes en ELSPOT deben tener una conexión física a

251

red para el consumo o la generación de energía eléctrica. En 1999, más de la

quinta parte del consumo total fue comercializado a través de Nord Pool.

Cada agente envía antes del mediodía a Nord Pool su curva de precio-energía

para las 24 horas del día siguiente, permitiéndose ofertas por bloques. El cálculo

del precio del mercado está basado en el equilibrio entre la oferta y la demanda

(equilibrium point trading, auction trading, o simultaneous price setting) y se

determina como intersección de las curvas agregadas de oferta y demanda.

Existen diferentes áreas de oferta, que se pueden convertir en áreas de precio si

aparecen congestiones en las interconexiones entre dicha áreas. En el caso de

Noruega, el país puede ser dividido en varias zonas de precio, mientras que en

Finlandia, Suecia, y el Oeste de Dinamarca (Jylland/Fyn) sólo tienen una zona de

precio.

Adicionalmente, dentro de Noruega, y en las interconexiones entre los países

nórdicos, las congestiones de red se resuelven mediante mecanismos de precios:

el mercado eléctrico se encuentra dividido en zonas geográficas con precios

diferentes si se superan los límites de intercambio de potencia entre las diferentes

áreas, asignados por el operador del sistema.

l

Áreas de precio en Nord Pool. Fuente: [Bjørn, 2001]

252

ELBAS El mercado ELBAS es un mercado intradiario de ajustes, que proporciona un

comercio de potencia continuo que cubre desde la publicación de resultados en

Nord Pool Spot hasta una hora antes de la entrega física de la energía. Está sujeto

a las restricciones impuestas por la capacidad de intercambio disponible y es un

complemento al mercado ELSPOT y a los mercados de ajustes y de servicios

complementarios.

Está basado en los ya existentes contratos horarios de EL-EX y comenzó su

actividad el 1 de marzo de 1999. Es gestionado por el EL-EX Nord Pool y en él

participan agentes de Suecia y Finlandia.

Mercado de ajustes (real time market) Es un mecanismo de mercado utilizado por los Operadores del Sistema para

equilibrar los desajustes entre las ofertas casadas y la demanda real y poner un

precio a los desvíos. Por lo tanto, existen tantos como Operadores del Sistema:

- Stattnet en Noruega.

- Svenska Kraftnät en Suecia.

- Suomen Kantaverkko Oyj (Fingrid) en Finlandia.

- ELTRA en Jutland/Fyn, Dinamarca.

Tras el cierre del mercado spot los agentes pueden enviar al Operador del

Sistema sus ofertas de reserva a subir (aumento de generación o disminución de

demanda) y a bajar (disminución de generación o aumento de demanda). Estas

ofertas se ordenan por orden de precio y los operadores utilizan las ofertas

casadas en dicho orden cuando son necesarias. El precio del mercado es el más

caro de las ofertas utilizadas, cuando se necesita reserva a subir y el más bajo de

las ofertas utilizadas cuando se necesita reserva a bajar.

253

Formación de precio en el mercado de ajustes. Fuente: [NORDPOOL, 2001]

Las reglas para la determinación del precio de los desvíos difieren entre los

diferentes OS pero todas implican una penalización por incurrir en dichos desvíos.

Mercado financiero. Evolución de los mercados financieros de Nord Pool En 1993 Nord Pool, entonces Statnett, crea un mercado forward que utiliza un

método de subasta con reparto físico de los contratos de energía negociados. Tras

un periodo de prueba, comienza un mercado forward con tres productos, todos

ellos con un periodo de vencimiento de 6 meses:

- Contratos de carga base. (Base Load Contracts).

- Contratos en punta. (Peak Load Contracts).

- Contratos de carga off-peak. (Off-peak Load Contracts).

254

Energía asociada a los contratos de carga base, punta y off-peak. Fuente:

[NORDPOOL, 2001-2]

Estos tres tipos de contrato cubren 1 semana o bloques de 4 semanas que son

divididos en periodos semanales conforme se acerca el vencimiento, de acuerdo

con las especificaciones de cada producto.

Según el mercado va desarrollándose desde este punto de partida, la experiencia

aconseja algunos cambios que incentiven el comercio en este mercado y aumente

la liquidez. El mercado financiero de Nord Pool tuvo la siguiente evolución:

• 1993-1994: se suprimen los contratos en punta y los off-peak, que no

habían tenido gran aceptación entre los participantes, con el objetivo de

concentrar la liquidez del mercado en torno a los contratos de carga base.

• 1994: se suprime el método de casación de oferta semanal y se sustituye

por un método de casación continua con ofertas “sobre el parqué”, en el

que las ofertas, el establecimiento de contratos y las cotizaciones son

comunicados telefónicamente entre los agentes y el “parqué” del Nord Pool.

• Con el objetivo de estimular la entrada de nuevos agentes los contratos

físicos se suprimen y se convierten en contratos financieros con pago al

255

vencimiento y sin obligación de producción/consumo físico de energía.

Como precio de referencia para estos contratos se establece el precio

marginal del sistema. Además se transforma el mercado de forwards en

mercado de futuros, con liquidaciones diarias (daily mark-to-market

settlement) y se incrementa el periodo máximo al vencimiento hasta los 3

años.

• 1 de enero de 1996: Suecia se une a los mercados organizados por Nord

Pool, incluidos los mercados de derivados.

• Finales de 1996: se instaura el sistema de comercio electrónico

PowerCLICK.

• 1997: Se introduce el comercio de contratos forward financieros. Como el

comercio de contratos forward en el mercado OTC era muy elevado, Nord

Pool estandarizó varios contratos posibles, a la vista de los más habituales

en el mercado OTC, pero con un horizonte temporal de hasta cuatro años.

• 29 de octubre de 1999: Comienza el comercio de contratos de opciones,

como productos estandarizados de Nord Pool.

• 2000: Tras completar la unificación de Noruega, Suecia, Finlandia y

Dinamarca en un solo mercado se introducen los contratos por diferencias

como un nuevo tipo de contrato forward.

Situación actual de los mercados financieros En la actualidad se negocian en Nord Pool cuatro tipos de contratos financieros:

256

Contrato Área de Nord Pool

Futuros de carga base. (Base Load Futures)

Forwards de carga base. (Base Load Forwards)

Contratos por diferencias.

Eltermin

Opciones Eloption

Nord Pool ha establecido un sistema que permite a sus clientes comerciar y

liquidar sus contratos financieros a través de “Trading and Clearing

Representatives”, habitualmente conocidos como brokers.

El precio de referencia para todos los contratos es el precio marginal del sistema.

Se trata de mercados exclusivamente financieros, sin reparto físico de energía, y

con liquidaciones a lo largo del periodo (cuya duración máxima es de tres años)

hasta el vencimiento del contrato.

Aunque, como se ha visto, el mercado financiero ha sufrido importantes cambios a

lo largo de su existencia (productos, mecanismos de realización de ofertas,

estructura de mercado…), el volumen de negociación ha sido siempre creciente,

hasta alcanzar los 359 TWh en 2000, lo que supone un 93,4 % respecto de los

384,372 TWh de consumo neto de electricidad ese año.

Evolución de la energía negociada en contratos financieros de Nord Pool.

Fuente [NORDPOOL, 2001-2]

257

Si se añaden los contratos bilaterales liquidados por Nord Pool el volumen de

negocio asciende a los 1189 TWh, de los 2000 TWh en los que se puede estimar

el volumen total de contratos financieros, incluyendo los contratos no liquidados

por Nord Pool.

Mercado de futuros El siguiente cuadro representa los contratos estandarizados de futuros ofrecidos

por Eltermin.:

Contrato Periodo

Carga base diario 24 horas

Carga base semanal 1 semana

Carga base por bloque 4 semanas

Los contratos con un horizonte temporal entre 1 y 3 años son divididos en

estaciones, cada una de las cuales es a su vez dividida en 4-6 bloques de 4

semanas. Según se aproxima el vencimiento, se definen nuevos bloques de

contratación de forma que el horizonte para el futuro es de 8 a 12 meses, y se

divide cada bloque en contratos semanales. Esto facilita la valoración del portfolio

de los agentes y reduce el número de contratos negociados diariamente.

División en bloques y semanas de los contratos estacionales. Fuente

[NORDPOOL, 2001-2]

258

La división en bloques y semanas se realiza de acuerdo con el siguiente esquema:

S01xx (Season 1, year xx ) Semanas 1-16

S02xx (Season 2, year xx ) Semanas 17-40 Periodos estacionales

(Seasons-Delivery Periods) S03xx (Season 3, year xx ) Semanas 41-52/53

Bloques ( Blocks) Bxx Las estaciones se dividen

en bloques en las semans

1, 17 y 41

Semanas (Week Contracts) Uxx El primer bloque se divide

cuando quedan menos de

4 semanas para el reparto

Los contratos de futuros tienen una liquidación diaria del contrato con respecto al

spot de ese día y una liquidación final en la fecha de vencimiento. De esta forma

se minimiza el riesgo de crédito (la posibilidad de que la otra parte del contrato

resulte morosa).

Contratos FORWARDS El siguiente cuadro representa los contratos estandarizados de forwards ofrecidos

por Eltermin:

Contrato Nombre Periodo

Invierno 1 FWV1xx (Winter 1, year xx) 1 Enero a 30 de Abril

Verano FWSOxx (Summer, year xx) 1 de mayo a 30 de septiembre

Invierno 2 FWV2xx (Winter 2, year xx) 1 de octubre a 31 de diciembre

Anual FWYRxx (Entire year 1, year xx) 1 de enero a 31 de diciembre

Los primeros tres contratos pueden negociarse en cualquier momento hasta el

comienzo del periodo de entrega (delivery period). Los contratos anuales se

259

dividen en los tres contratos anteriores y su comercio sólo puede realizarse hasta

2 días antes del comienzo del periodo de entrega del contrato FWV1.

Los contratos anuales se dividen en contratos estacionales (invierno 1, verano e

invierno 2).

Division de los contratos anuales en contratos estacionales.

Fuente: [NORDPOOL, 2001-2].

A diferencia con los contratos de futuros, no tienen liquidación diaria durante el

periodo entre la firma del contrato y la fecha de cumplimiento del mismo o fecha

de vencimiento (training period). Durante este periodo se van acumulando los

beneficios y pérdidas diarias y el saldo final se liquida horariamente al

vencimiento, a lo largo del “delivery period”, o periodo durante el cual se ejecuta la

entrega física de energía.

Contratos por diferencias Los contratos por diferencias son utilizadas por los agentes como herramientas de

gestión del riesgo de volatilidad en el precio de una determinada zona en el caso

de que aparezcan congestiones en el sistema.

Los contratos de futuros y forwards utilizan como referencia el precio marginal del

sistema en el Nord Pool, sin embargo, en caso de restricciones el precio en una

determinada zona es diferente a dicho precio, por lo que dichos contratos tienen

260

un riesgo que es igual a la diferencia entre ambas cantidades. A dicho riesgo se le

llama riesgo base.

Así, para una cobertura perfecta del riesgo base cuando los precios zonales no

son iguales al marginal del sistema se debe seguir el siguiente proceso:

1- Contratar el volumen de energía requerida mediante contratos

forward.

2- Cubrir cualquier riesgo de diferencia de precios mediante contratos

por diferencias por la misma cantidad y en el mismo periodo.

3- Negociar el volumen de energía en el mercado físico de la zona

donde esté localizado el agente.

Los tipos de contratos por diferencias existentes corresponden a las distintas

áreas de precio, de forma que un contrato por diferencias es un contrato forward

referenciado a la diferencia entre el precio de cada zona y en precio marginal del

sistema (PMS):

Nombre del Contrato Definición

Noruega ∆P = POslo – PMS

Suecia ∆P = PEstocolmo – PMS

Finlandia ∆P = PHelsinki – PMS

Dinamarca Oeste ∆P = PAarhus – PMS

Dinamarca Este ∆P = PCopenague – PMS

Opciones Una opción es un derecho a comprar (call) o vender (put) el activo subyacente a

un determinado precio en un determinado momento en el futuro. La parte que

adquiere el derecho es la parte larga (long) y la parte que vende ese derecho es la

parte corta (short).

261

En Nord Pool las opciones negociadas son europeas ( la opción sólo puede ser

ejecutada en la fecha de vencimiento). El siguiente cuadro recoge

esquemáticamente las principales propiedades de las opciones negociadas:

OPCIONES EUROPEAS

Características

del contrato

Los contratos tienen como activo subyacente contratos

forward. Cuando una serie de opciones llega al vencimiento,

se genera un nuevo grupo de acuerdo con las especificaciones

del producto.

El tamaño del contrato es de 1 MW, por lo tanto, según el tipo

de contrato forward:

FWV1: 1MW × 2879h = 2879 MWh

FWSO: 1MW × 3672h = 3672 MWh

FWV2: 1MW × 2209h = 22209 MWh

Volumen de

contratación

FWYR: 1MW × 8760h = 8760 MWh

Día de

vencimiento

El tercer jueves del mes previo al reparto físico de la energía

es el único día en el que el propietario de una opción puede

ejercer su derecho. El primer día de negocio después del día

de vencimiento se genera una nueva serie de opciones

Precio de

ejercicio

Existen intervalos de precio prefijados para las opciones

europeas (94-96-98-100-105-110-…-190-195-200-210-220

NOK ). Nord Pool fija al comienzo de cada sesión tres precios

para cada serie de opciones put y call. El precio central es el

precio de cierre del día anterior para el contrato forward

correspondiente, aproximado a uno de los precios prefijados.

Además se define un precio superior (que es el precio

prefijado inmediatamente superior al central) y un precio

inferior (que es el precio prefijado inmediatamente inferior al

262

central). Si el precio de los contratos de futuros supera alguno

de los límites, se genera automáticamente un nuevo precio de

ejercicio para el día siguiente siguiendo las mismas normas.

Prima La prima por la opción es establecida por Nord Pool el día

después de que la opción haya sido contratada y es pagada

por el comprador de la opción al vendedor.

Mecanismos de negociación Los contratos de forward y futuros son negociados de forma continua, pudiendo

los participantes comerciar mediante dos opciones:

• Telefónicamente:

Los participantes comunican telefónicamente sus ofertas de compra y venta al

despacho central (también pueden acceder a una información detallada de

precios y volúmenes telefónicamente. Así mismo, el despacho central ( help

desk ) confirma a los participantes que las introduce en el sistema electrónico

de comercio. Los participantes la casación de sus ofertas enviadas, en el caso

de que dicha casación se produzca.

Además, estos agentes también tienen acceso a la información del mercado

mediante un sistema de información on-line.

• Directamente, vía internet, mediante el sistema PowerCLICK.

Al permitir una negociación directa en el mercado proporciona una ventaja a

los agentes que negocian con este método, que disponen siempre de la

información actualizada. Además también tienen acceso al comercio telefónico.

Los precios de los contratos se determinan como el último precio que ha sido

casado entre la oferta y la demanda en un momento aleatorio dentro de los últimos

263

10 minutos, para evitar cualquier manipulación en el precio. Tras el cierre del

mercado a las 15:30 horas, Nord Pool publica los resultados y los agentes

disponen de 30 minutos para enviar reclamaciones. Para los contratos que no han

sido casados, el precio se determina como la media entre los mejores precios de

compra y venta.

264

A1. 3 EUROPA DEL ESTE La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del


País Propiedad Privatización Estructura

Determinac. precio

Albania E B B A Armenia A B B B Azerbaijan A A A A Belarus A A A A Bosnia - Herzegovina A A A A Bulgaria A A A A Croatia A A A A Czech Republic E B C A Estonia E B A B Georgia E B C B Hungary E C B A Kazakhstan E B C D Kyrgyzstan A B A A Latvia A B A B Lithuania A B B B Macedonia A A A A Moldova A A A A Poland A B B A Romania A A A B Russia A B A A Slovakia A A C A Slovenia A B B A Tajikstan A A A A Turkey E B C A Turkmenistan A A A A Ukraine E B B B Uzbekistan A A A A

265

En la mayoría de los países de la Europa del Este, el sector eléctrico era una

única empresa estatal encargada de todas las actividades del negocio. En la

actualidad muchos de ellos han comenzado algún proceso de liberalización, sobre

todo, aquellos que pretenden su entrada en la Unión Europea y por lo tanto,

necesitan cumplir con la directiva 96/92/CE. Como muestra, se han analizado

algunos de estos países.

A1.3.1 ARMENIA A1.3.1.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sector eléctrico estaba organizado como una única empresa estatal,

Armenergo, con empresas filiales públicas y municipales de carácter

monopolístico.

Sin embargo, en los últimos años se han introducido ciertos cambios estructurales

orientados a la apertura futura del sector a la competencia con el objetivo de atraer

inversores tanto extranjeros como nacionales. El 27 de agosto de 1992 se aprueba

la “Ley de Privatización y Desmonopolización de las Empresas Estatales” que

busca una apertura a la economía de mercado. Aunque se definieron una serie de

empresas “no privatizables”, se creó una Comisión Estatal para preparar a las

empresas que iban a ser privatizadas. En marzo de 1995, el gobierno decreta la

separación de actividades, quedando como propietario de las distintas empresas

de forma transitoria hasta la privatización.

A pesar de todo esto, no se prevé el establecimiento de competencia a corto

plazo: se ha creado una Comisión Reguladora que vele por los derechos de los

consumidores frente a las empresas y una Comisión de Tarifas que el 1 de abril de

1996 creó un nuevo sistema de tarificación con separación de las tarifas para las

actividades de generación, transporte y distribución. El precio del servicio

permanece, por lo tanto, regulado.

266

A1.3.2 ALBANIA

A1.3.2.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El Sistema Eléctrico albanés fue creado en 1957 y consta de 20 centrales de

generación con una potencia toral instalada de unos 1670 MW, estando

organizado como un monopolio vertical y horizontalmente integrado, constituido

por una sola empresa estatal, la Corporación Eléctrica de Albania, KESH.

Actualmente el sector se encuentra en un proceso de liberalización (privatización

de activos de transporte y distribución de KESH) y modernización apoyado por el

Banco Mundial [Poole, 1996], pero no existe competencia en el sector. El precio

de la energía eléctrica es regulado por el gobierno.

A1.3.3 AZERBAIJAN A1.3.3.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sistema eléctrico es un monopolio vertical y horizontalmente integrado en una

sola compañía de carácter estatal, Azerenergy, que comprende las diferentes

empresas de generación, transporte y distribución. Azerenergy tiene también la

capacidad de determinar el precio de la energía eléctrica, sujeto a la aprovación

del Ministerio de Finanzas y Economía.

Las reformas del sector, encaminadas a la implantación de una economía de

mercado, comenzaron legalmente con la adopción del “Programa Nacional para la

Privatización de las Propiedades Estatales en el periodo 1995-1998” y las leyes de

Privatización (1993), Antimonopolio (1993) y Protección de las Inversiones

Extranjeras (1992). La privatización de los activos se realizará de forma progresiva

con etapas intermedias como la gestión privada con propiedad pública (que ya se

da actualmente en pequeñas compañías de distribución, como Azerenerjii) o la

reestructuración (Bakuelectrostet, distribuidora del área de la capital, Baku).

267

A1. 4 ÁFRICA

La liberalización del sector eléctrico en los países africanos es prácticamente

inexistente y se reduce, en general, a cierta participación privada en el sector. La

siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del sector

en cada país.

País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio

Algeria A A A A Angola A A A A Bahrain A A A A Benin A A C A Bissau A A A A Botswana A A A A Burkina Faso A A A A Burkina Faso A A A A Burundi A A A A Cameroon A B A A Central African Republic A A A A Chad A A A A Congo (Democratic Republic) A A A A Côte d’Ivoire E B C A Djibouti A A A A Egypt (Arab Rep) A B B A Equatorial Guinea A A A A Eritrea A A A A Ethiopia A B A A Gabon A A A A Gambia/Ghana A C B B Guinea A A A A Iran (Islamic Rep) A A A A

268

Iraq A A A A Israel A A A A Jordan A B A A Kenya E A B A/B Kuwait A A A A Lebanon A A A A Lesotho A A A A Liberia A A A A Libya/GSPLAJ A A A A Madagascar A A A A Malawi A A A A Mali A A A A Mauritania A A A A Mauritius A A A A Morocco A A A A Mozambique A A A A Namibia A A A A Niger A A B A Nigeria A A A A Oman E B A A Qatar A B A A Rwanda A A A A Saudi Arabia A B A A Senegal A A A A Sierra Leone A A A A Somalia A A A A South Africa A A C A South Yemen A A A A Sudan A A A A Swaziland A A A A Syria (Arab Rep) A A A A Tanzania A A A A The Gambia A A A A Togo A B A A Tunisia A A A A Uganda A A A A

269

United Arab Emirates E B A A Yemen A B A A Zaire A A A A Zambia E B A A Zimbabwe E B C A

A1.5 ASIA Y OCEANÍA

Dentro de un panorama en el que abunda la estructura tradicional, en Asia y

Oceanía destacan los mercados eléctricos de Nueva Zelanda y Australia. La

siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del sector

en cada país.


Afghanistan A A A A Australia E B C A Bangladesh A A A A Bhutan A A A A Burma A A A A Cambodia A A A A China B A A A Hong Kong D D A A India B B B A Indonesia A B A A Japan C D A A Laos A A A A Malaysia A/B B B A Mongolia A A A A Myanmar A A A A Nepal A B A A New Zealand E B B E North Korea A A A A

270

Pakistan A B B A Papua New Guinea A A A A Philippines F B C A Singapore A B A A South Korea C C A A Sri Lanka E B C A Taiwan A A A A Thailand A B A A Vietnam A A B A

A1.5.1 AUSTRALIA A1.5.1.1 PROCESO DE IMPLANTACIÓN El sector eléctrico australiano está fuertemente influenciado por su estructura

territorial. Australia está compuesto por:

• Seis estados federales:

- Victoria, Nueva Gales del Sur y Queensland, en los que se concentra la

mayor parte de la población y, por lo tanto, de la demanda eléctrica.

- South Australia, Western Australia y Tasmania, mucho menos

poblados.

• Dos “mainland territories”: Australian Capital Territory y Northern Territory.

Como resultado de esta estructura territorial, el sector eléctrico se caracteriza por

mercados de carácter regional e interconexiones de capacidad limitada,

encontrándose Tasmania, Western Australia y Northern Territory aislados

eléctricamente de los estados del este:

271

Red de transporte y áreas cubiertas por la red de distribución en Australia. Fuente: IEA (1997), tomado de [APEC, 2000]

272

Capacidades de interconexión eléctrica entre los sistemas eléctricos en Australia en 2002.

Fuente: [NEMMCO, 2002]

Generación eléctrica en Australia, por regiones. Fuente: [NEMMCO, 2002]

Antes de la implantación de un mercado competitivo, el suministro eléctrico era

tradicionalmente responsabilidad de cada Estado a través de empresas públicas

verticalmente integradas que actuaban en régimen de monopolio. Sin embargo, en

273

1990 el gobierno de la Commonwealth solicitó a la Comisión de Industria un

informe sobre la posible mejora de la eficiencia en el sector eléctrico a lo que la

comisión respondió en mayo de 1991 recomendando:

• Separación vertical entre las actividades de generación y comercialización,

en las que se debería introducir competencia, y las actividades de

transporte y distribución, que permanecerían como monopolios naturales

sobre los que se aplicaría el principio de libre acceso a redes.

• Corporatización de las empresas.

• Aumento de las interconexiones entre los sistemas eléctricos.

Para llevar a cabo las reformas se creó, en 1991, The National Grid Management

Council (NGMC), un órgano consultivo del gobierno para la introducción de

competencia en el sur y este de Australia (Tasmania, Western Australia y Northern

Territory quedaron fuera de estas reformas, por estar, como se ha dicho, aislados

eléctricamente del este). Sin embargo, aunque la decisión de emprender la

reforma del sector ya había sido tomada, el mercado eléctrico nacional, National

Electricity Market (NEM), no entró en operación hasta el 13 de diciembre de 1998.

En paralelo a este proceso nacional, que duró ocho años, los distintos estados

llevaron a cabo sus propias reformas. Por ejemplo, los estados de Nueva Gales

del Sur y Victoria introdujeron sus propios mercados organizados antes de entrar

en vigor el NEM, en el que fueron posteriormente unificados en 1997. A

continuación se repasan las principales reformas que tuvieron lugar en los

distintos estados:

• Victoria: fue el primer estado en iniciar la reforma del sector eléctrico. La

empresa pública The State Electricity Commission of Victoria fue separada

en tres partes correspondientes a las actividades de generación

274

(posteriormente dividida en 5 compañías y privatizada), transporte (también

privatizada con posterioridad) y distribución (se crearon 5 compañías de

distribución que pasaron a manos privadas). En 1995 Victoria creó un

mercado organizado, Victorian Electricity Pool, que en el año 1997 se

uniría al de Nueva Gales del Sur para formar un mercado único gestionado

por The National Electricity Market Management Company Limited

(NEMMCO).

• Nueva Gales del Sur: su reforma del sector eléctrico ha realizado la

reestructuración del sector, pero no su privatización. Las compañías

estatales de generación fueron corporatizadas, de forma que actualmente

operan como empresas en competenc ia pero mantienen la propiedad

pública. La red de transporte pertenece a la compañía estatal TransGrid y la

distribución está estructurada en seis empresas de propiedad estatal. En

1996 fundó el NSW State Electricity Market, SEM, cuyas reglas se hicieron

converger con las del mercado de Victoria para constituir el NEM.

• Queensland: en 1995 la compañía estatal The Queensland Electricity

Commission fue reestructurada y corporatizada. En 1998 todas las

actividades habían sido verticalmente separadas y organizadas en

empresas de propiedad estatal actuando en competencia, aunque en la

actualidad existe también inversión privada en generación.

• South Australia: en 1995 la compañía estatal The Electricity Trust of South

Australia fue reestructurada en cuatro empresas (generación, transporte y

operación del sistema, distribución y comercialización, y trading de gas),

para su posterior privatización.

• Western Australia: en 1995 la compañía estatal The State Electricity

Commission of Western Australia fue dividida en dos empresas de

propiedad pública, una para el sector de la electricidad (Western Power) y

275

otra para el del gas (Alinta Gas). No obstante, se permite la inversión

privada en generación.

• Tasmania: en 1998 la compañía estatal Hydro-Electric Corporation fue

reestructurada en tres empresas de propiedad estatal correspondientes a

las actividades de generación, transporte y distribución.

A1.5.1.2 ESTRUCTURA ACTUAL

En general, Australia considera que la competencia total en el sector eléctrico

puede ser alcanzada sin necesidad de la privatización completa de los activos de

las actividades a desarrollar en competencia: la decisión del tipo de propiedad

depende de cada estado y sólo Victoria y Nueva Gales del Sur han optado por la

privatización total.

El Operador del Sistema y el Operador del Mercado son una única entidad,

NEMMCO, que es propiedad de los cinco gobiernos estatales, correspondientes,

aproximadamente, a las cinco regiones eléctricas interconectadas que participan

en el mercado: New South Wales (que incluye Australian Capital Territory),

Queensland, South Australia, Victoria y Snowy1 . Cada Gobierno aporta un

miembro a la junta directiva. La red de transporte es única, aunque existen

Operadores Locales de Red, coordinados por el Operador del Sistema.

Regulación

La regulación del sector eléctrico se encuentra bajo jurisdicción estatal, con cierta

responsabilidad del Gobierno de la Commonwealth. Por lo tanto, cualquier reforma

a escala nacional requiere un acuerdo entre los estados y la Commonwealth.

1 “The Snowy Mountains Hydro-electric Scheme” es un proyecto llevado a cabo conjuntamente por los gobiernos de Nueva Gales del Sur, Victoria y la Commonwealth. La generación y el transporte son responsabilidad de Snowy Mountains Hydro-electric Authority y la venta al mercado de la energía es llevada a cabo por la compañía pública Snowy Hydro Trading Pty Ltd.

276

Existe un Regulador Federal, The National Electricity Code Administrator Limited,

NECA, y reguladores Estatales, dependiendo ambos del Gobierno Nacional.

Además, The Australian Competitioon and Consumer Commission, ACCC,

determina la remuneración del servicio de transporte y aprueba los cambios en

The National Electricity Code ( ver más adelante ). Por otro lado, The Australian

Securities and Investment Commission, ASIC, es la encargada de regular los

instrumentos financieros utilizados por los agentes para la cobertura del riesgo

derivado de su participación en el mercado.

A1.5.1.3 MODELO DE MERCADO

Mercado físico El NEM es un mercado eléctrico organizado en el que participan agentes de

Nueva Gales del Sur, Victoria, Australian Capital Territory, South Australia y

Queensland. Las reglas de participación en el NEM y el régimen de acceso a

redes están definidos en un código aprobado por el Gobierno Federal, The

National Electricity Code, cuyo cumplimiento supervisa NECA.

En 1991, cuando se decidió su implantación, el único mercado eléctrico

organizado que había sido implantado con éxito era el de Inglaterra y Gales (ver

en este mismo apéndice), de ahí que fuera éste mercado el utilizado como modelo

para el desarrollo del mercado competitivo australiano. NEM es, por lo tanto, un

pool de carácter obligatorio en el que se negocia toda la energía generada, cuya

programación y despacho centralizado realiza NEMMCO.

Existen seis tipos de agentes que participan en el mercado organizado por

NEMMCO, pudiendo un agente pertenecer a varios grupos. Estos tipos se

describen a continuación.

277

Generadores Los generadores participan en el mercado enviando a NEMMCO ofertas de precio

y energía. Cada generador está caracterizado por su tamaño y su obligación de

participación en el mercado:

• Según su tamaño existen dos tipos de generadores:

- Scheduled Generators: en general, NEMMCO debe realizar la

programación de las centrales de potencia instalada mayor o igual a

30 MW.

- Non- Scheduled Generators: el resto de generadores.

• Según su obligación de acudir al mercado organizado existen otros dos

tipos:

- Market Generator: generador que debe vender toda su energía a

través del mercado spot de NEMMCO.

- Non-Market Generator: generador que vende toda su energía a un

comercializador local o a un consumidor final situado en el mismo

punto de conexión.

Demanda. Los Market Customers El concepto de Market Customer engloba a comercializadores (Electricity

Retailers) y consumidores finales que compren energía a través de NEMMCO. La

libre elección de suministrador (Full retail competition), está prevista para 2003,

aunque puede variar en los diferentes estados, [NEMMCO, 2002].

Todos los agentes que deseen comprar energía en el mercado de NEMMCO

deber registrarse como Market Customers. Los comercializadores tienen también

la opción de comprar directamente a un generador local o de establecer contratos

financieros con los generadores.

278

Los suministradores de los servicios de red (Network Service Providers, NSP)

Son los propietarios y operadores de las redes de transporte o de distribución, a

las cuales debe tener libre acceso todo agente que desee participar en el NEM o

suministrar a comercializadores locales. Los descargos por mantenimiento son

establecidos por NEMMCO de forma que se minimice el impacto en el sistema.

Existen tres categorías de NSP:

• Transmission Network Service Providers (TNSPs): propietarios y

operadores de redes de transporte, cuya capacidad debe conocer

NEMMCO para la correcta operación del sistema.

• Distribution Network Service Providers (DNSPs): propietarios y

operadores de redes de distribución. Pueden ser de carácter público o

privado.

• Market Network Service Providers (MNSPs): son los propietarios de una

línea de interconexión entre dos áreas de diferente precio, Merchant line.

Mediante un proceso de ofertas, los MNSPs ofrecen la capacidad de su

línea, que es despachada por NEMMCO. Actualmente sólo existe un MNSP

llamado Directlink, que une Nueva Gales del Sur y Queensland.

Traders Agentes que desean participar en el Settlement Residue Auction, una subasta en

la que se negocian los derechos de cobro de las diferencias de precios entre

regiones del NEM (Inter-Regional Settlement Residue, IRSR). Son, por lo tanto,

una forma de Derechos Financieros de Transporte (Financial Transmission

Rights). La negociación de estos derechos permite a los agentes (generadores,

279

market customers y traders) realizar coberturas del riesgo derivado de los

contratos entre regiones con diferente precio o referenciados al precio de otra

región.

El funcionamiento del mercado spot El mercado spot es el mercado en el que los generadores son pagados por la

energía que venden y los Market Customers pagan por la energía que consumen

a un único precio en cada región, calculado cada media hora y conocido como

precio spot. En el mercado spot, los scheduled generators1 realizan ofertas de

precio y energía a NEMMCO, existiendo tres tipos de ofertas:

• Daily bids: ofertas referidas a la energía a producir el día D, que deben ser

enviadas antes de las 12:30 h. del día D-1.

• Re-bids: ofertas referidas a la energía producir el día D, que pueden ser

enviadas desde las 12:30 h. del día D-1 hasta aproximadamente 5 minutos

antes del tiempo real en el día D. Estas ofertas sólo pueden hacerse por

motivos de cambio en las condiciones de disponibilidad y no puede variarse

el precio de la oferta original.

• Default-bids: ofertas por defecto en el caso de no haberse enviado daily-

bids.

El cálculo del precio spot requiere, por lo tanto, de dos etapas:

• Predespacho

Utilizando las ofertas simples enviadas en orden creciente de precios, NEMMCO

selecciona aquellos generadores que entrarán en funcionamiento en cada

1 No hay ofertas por parte de la demanda. Tan sólo se permite a los grandes consumos especificar su desconexión o conexión al sistema dependiendo de los precios del mercado.

280

momento del día D y la cantidad de energía que deberán producir para satisfacer

la demanda. La selección se realiza basándose en la solución de suministro de la

demanda que sea más eficiente en términos de coste.

• Despacho:

En el día D, la casación se realiza independientemente para cada periodo de 5

minutos a partir de las ofertas, los factores de pérdidas y teniendo en cuenta las

restricciones de capacidad de transporte. Por lo tanto, las instrucciones de

NEMMCO a cada generador sobre la cantidad de energía a producir son enviadas

a éstos cada cinco minutos.

El precio marginal de cada región en cada intervalo de 5 minutos es el valor de la

oferta de generación más cara que haya sido utilizada en esa región. Sin

embargo, el precio spot del mercado diario en cada región es semihorario y se

calcula como la media de los 6 precios obtenidos en cada periodo de media hora.

Existe un precio máximo regulado, que equivale a oferta más cara que pueden

realizar los generadores y al precio del mercado en el caso de ser necesario el

deslastre de cargas (precio de la energía no suministrada).

281

A1.6 AMÉRICA DEL SUR

En América del Sur conviven países pioneros en el proceso de liberalización,

como Chile o Argentina, con países en los que no ha tenido lugar ningún proceso

de reformas y el sector continúa controlado por el Estado, como Paraguay o

Uruguay. La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del

estado del sector en cada país.

País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio Argentina D C B C Bolivia F B C E Brazil B B C A Chile C C C C Colombia E B C E Ecuador A B A A Guyana A A A A Paraguay A A A A Perú F B C C Surinam A A A A Uruguay A A A A Venezuela E B A A

A1.7 AMÉRICA CENTRAL La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del



Central America and

the Caribbean A B A A

282

A1.8 AMÉRICA DEL NORTE La siguiente tabla, tomada de [World Energy, 2002], da una idea del estado del


País Propiedad Privatización Estructura Determinac. precio Canada E B A B México A B A A United States F C A B

A1.8.1 ESTADOS UNIDOS Como uno de los mercados más importantes dentro de Estados Unidos, se analiza

el mercado de PJM.

A1.8.1.1. PROCESO DE IMPLANTACIÓN PJM existe desde 1927, cuando tres empresas eléctricas1 realizaron el primer

acuerdo de intercambio de energía, el PA-NJ Agreement. Este acuerdo se

mantuvo en vigor durante casi 30 años, hasta que PJM se expandió a su actual

zona en 1956. Durante varios años antes de 1927, las empresas ya habían

obtenido beneficios interconectando instalaciones de sus respectivos sistemas.

Esto les llevaba a reducir las necesidades de capacidad instalada y de reserva,

menores costes de operación, y a la mejora de la fiabilidad del suministro. El

acuerdo hacía que cada empresa fuera la responsable técnica y económica de su

red de transporte, que debía estar disponible para el intercambio de potencia entre

ellas, y permitía el apoyo mutuo ante contingencias. Cada empresa designaba un

representante en el Comité de Operación. Existía también un Grupo de Operación

1 PSE&G,PECO y PP&LL

283

y Despacho que llegó a tener responsabilidades como la coordinación de las

labores de mantenimiento de los grupos, y la predicción de la demanda.

En 1955, dos nuevas empresas eléctricas1 se unen al PA-NJ, que sufre algunas

modificaciones, dando lugar al PJM Agreement del 26 de septiembre de 1956: se

crea un Comité de Gestión (formado por un miembro de cada empresa) y un

Comité de Operación que sustituyen a los anteriores Comité de Operación y

Grupo de Operación y Despacho.

En 1967, las empresas miembros de PJM firmaron el Extra High Voltage

Transmission System Agreement (EHV Agreement), un acuerdo que establecía los

derechos y obligaciones de las empresas de PJM en relación a la red de

transporte de 500 kV (pagos y cobros por el uso de la red, acceso a la misma...).

La operación de la red continuaba rigiéndose por el PJM Agreement.

En 1973, PJM ya tenía la capacidad técnica para realizar un despacho de

generación de forma centralizada a través de la Oficina de Interconexión y

consideraba a todos los sistemas interconectados como un único sistema con

despacho económico centralizado con las restricciones impuestas por la seguridad

del propio sistema y la disponibilidad de combustible. La planificación a largo plazo

era realizada por cada empresa, pero de forma coordinada con el resto de

miembros de PJM para que ésta fuera coherente con las necesidades de fiabilidad

comunes. La Oficina de Interconexión era gestionada por PECO Energy Sistems,

uno de los miembros de PJM, hasta que en 1993 pasó a ser responsabilidad de

PJM Interconnection Association, gestionada por todos los miembros de PJM.

El 29 de Marzo de 1995 la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) publicó

una propuesta para la transición a la competencia de los mercados de electricidad.

El 24 de abril de 1996 la FERC publica la Order 888 con los objetivos de eliminar

1 BG&E y GPU. También estaban incluidas las cuatro empresas filiales de GPU: Pennsylvania Electric Company, Metropolitan Edison Company, New Jersey Power & Light Company, y Jersey Central Power & Light Company.

284

las barreras a la competencia en los mercados eléctricos. Entre otras medidas, la

Order 888 impuso la obligatoriedad, para los sistemas eléctricos interconectados

como PJM, de crear un Operador de Sistema Independiente (Independent System

Operator, ISO) encargado de la operación de la red de transporte y de la gestión

de un mercado eléctrico regional. Para llevar a cabo la reestructuración PJM1 se

sirvió de una serie de acuerdos2, pero el plan fue rechazado por la FERC3 en

primera instancia, para ser luego aceptado el 28 de Febrero de 1997, tras una

serie de cambios. El 31 de marzo de 1997 los miembros de PJM deciden

transformar PJM Interconnection Association en sociedad anónima, pasando a ser

PJM Interconnection, LLC y el 1 de abril de ese año, PJM firma con la FERC el

Operating Agreement, que sustituye al PJM Agreement de 1956. El 25 de

noviembre de 1997 PJM es constituido como ISO (Independent System Operator).

El 13 de Marzo de 1999 la FERC emite una propuesta para unir todas las redes de

transporte de EEUU en Regional Transmission Organizations (RTOs) y el 20 de

Diciembre la Orden 2000, que obliga a las compañías propietarias de las

infraestructuras de red que participan en el comercio eléctrico entre diferentes

estados a formar RTOs. El 11 de octubre de 2000, PJM crea su RTO, de acuerdo

con la Orden 2000.

A1.8.1.2 ESTRUCTURA ACTUAL PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operación

del mercado eléctrico. También es el operador de la red de transporte (TSO,

Transmission System Operator), y mantiene acuerdos con los propietarios de la

red, cuya propiedad es independiente de PJM.

ISO

1 PECO Energy se desvinculó del resto de miembros de PJM y llevó a cabo un plan de reestructuración alternativo. 2 Transmission Owners Agreement, Mid-Atlantic Market Operations Agreement, Reserve Sharing Agreement, PJM Independent System Operator Agreement, y PJM Dispute Resolution Agreement. 3 El plan de PECO Energy también fue rechazado.

285

PJM es el Operador del Sistema, independiente de las actividades de la red de

transporte.

MO PJM es el Operador del mercado.

Regulación En Pennsylvania, el regulador es Pennsylvania PUC. Además, FERC es la entidad

que define las normas de funcionamiento de PJM.

A1.8.1.3 MODELO DE MERCADO El mercado eléctrico de PJM, PJM Interchange Energy Market (PX) comenzó el 1

de abril de 1997 y dispone en la actualidad de los siguientes tipos de mercado:

Mercado de Energía (eMKT / eEES ) El mercado de energía comprende un mercado diario, celebrado el día antes del

suministro físico (D-1), y un mercado en tiempo real, cada 5 minutos durante el día

D.

Mercado diario Los miembros de PJM pueden negociar la energía para el día siguiente a través

del mercado diario organizado por PJM. En la misma subasta se asignan los

agentes que participarán en los servicios complementarios.

Los agentes envían voluntariamente ofertas de compra y venta de energía al

mercado organizado el día antes. Con esas ofertas, PJM realiza la programación

horaria o Unit Commitment utilizando modelos de optimización para decidir, en un

horizonte diario, el despacho de generación que satisface la demanda no incluida

en contratos bilaterales de la forma más eficiente. El despacho se realiza teniendo

en cuenta las restricciones del sistema, la programación de los contratos

286

bilaterales y las ofertas enviadas por los agentes en lugar de los costes de la

generación como se hacía en ausencia de mercado.

PJM también determina el precio marginal del sistema en cada nudo (Locational

Marginal Price, LMP) para cada hora del día siguiente, que es el coste marginal de

suministrar un incremento de demanda en ese nudo. El cálculo de los precios LMP

se realiza utilizando un método de optimización que minimice los costes, dadas las

ofertas de los generadores y ciertas condiciones esperadas para el día siguiente,

com el estado del sistema y las restricciones de red. El precio LMP en el nudo al

que esté conectado un generador, es el precio al que es pagada la energía que

suministra. El precio LMP en el nudo al que está conectado una carga, es el precio

al que ésta debe pagar la energía que consuma. Las diferencias de precio entre

los nudos de generación y consumo, que ponen de manifiesto la existencia de

congestiones, se utilizan para determinar la remuneración del transporte entre los

nudos.

Si no hay restricciones de red en una hora, el LMP es igual en todos los nodos del

sistema al precio de la oferta de venta más cara que opera en esa hora. Cuando

existen congestiones en la red de transporte, PJM se ve obligado a despachar a

generadores más caros (que no habrían resultado despachados en ausencia de

congestiones) para no sobrepasar la capacidad de las líneas. PJM determina el

coste de las congestiones de forma implícita y explícita:

• Implícitamente: Cuando existen congestiones en la red de transporte, los

consumos pagan a su precio LMP y los generadores cobran a su precio

LMP. La diferencia entre todos los pagos y los cobros es un cargo

implícito por la congestión, C1.

• Explícitamente, existen dos tipos de cargos por congestión que los

agentes deben pagar de forma individual, dando lugar a una cantidad C2:

287

- Cargos “punto por punto” basados en la diferencia de precio LMP

entre nodo/s de generación y consumo.

- Cargos de red basados en las diferencias de precio LMP entre una

zona de generación y una zona de consumo. Deben pagarlos los

agentes que ejecutan un contrato bilateral físico.

La suma C1+ C2 es el cargo por congestiones de todo el área de control de PJM

(PJM control area congestion charge).

PJM publica los precios nodales de la red de transporte, Locational Marginal

Prices, LMPs (ver Apéndice 1) agrupados por regiones en los llamados “hubs”.

Así, los “hubs” representan una región específica dentro del área de control de

PJM, con un precio que es la media ponderada de los precios nodales (Locational

Marginal Prices, LMPs) de los nudos que forman el “hub”. El precio del “hub” es,

por lo tanto, mucho menos volátil que el precio individual de todos los nodos que lo

componen, por lo que suele utilizarse como el precio de referencia para los

contratos. Existen tres “hubs”: Western Hub (111 nudos), Eastern Hub (237 nudos)

y West Int Hub (3 nudos).

Tipos de ofertas en el mercado diario Los distintos tipos de ofertas disponibles para los agentes, permiten a éstos una

mejor cobertura del riesgo derivado de su participación en el mercado.

• Price sensitive demand bids: ofertas de compra condicionadas a que el precio

LMP sea inferior o igual a cierto valor. Las pueden realizar agentes físicos con

demanda real.

• Decrement bids: ofertas de compra condicionadas a que el precio LMP sea

inferior o igual a cierto valor. Las pueden realizar agentes sin demanda real.

288

• Increment bids: ofertas de venta condicionadas a que el precio LMP sea

superior o igual a cierto valor. Las pueden realizar todos los agentes.

• “Up-to” congestion bids: permiten a los agentes ejecutar un contrato bilateral

físisco que será incluido en la programación diaria sólo en el caso de que los

cargos por congestión (diferencias entre precios LMP del generador y la

demanda) sean inferiores a un cierto valor.

Mercado de ajustes en tiempo real PJM mantiene el equilibrio entre generación y demanda en tiempo real ajustando

la programación de los generadores o de los intercambios, para lo cual utiliza un

mercado en tiempo real que calcula los precios LMP basándose en la situación

actual del sistema.

Para determinar las condiciones de operación del sistema, PJM resuelve un

modelo de estimador de estado cada 5 minutos y calcula, basándose en las

ofertas de los agentes, los precios LMP. El cálculo de los precios LMP se realiza

utilizando un método de optimización que minimice los costes, dadas las

condiciones del sistema (obtenidas del estimador de estado), las restricciones de

red y las ofertas. Como en el mercado diario, el precio LMP es el coste marginal

de suministrar un incremento de demanda en ese nudo.

Las liquidaciones de este mercado están basadas en las desviaciones horarias

respecto al programa resultante del mercado diario y en los precios LMP medios

horarios.

Mercado de Reserva de capacidad de Transporte. (eFTR) Como se ha dicho, cuando existen congestiones en la red de transporte, PJM

recibe más dinero de los consumos que lo que paga a los generadores (debido a

las diferencias de precio LMP).

289

Los derechos de transporte (Fixed Transmisión Rights, FTRs) son un mecanismo

financiero que consiste en contratos que conceden a su propietario los derechos

de cobro (u obligaciones de pago1) basados en la diferencia de precios LMP entre

determinados nodos de la red de transporte.

Existe una subasta mensual en la que los FTRs pueden ser negociados, aunque

también se pueden negociar mediante contratos bilaterales. PJM utiliza un modelo

de programación lineal que evalúa las ofertas de compra y venta y determina el

precio de los FTRs maximizando su valor sujeto a las restricciones impuestas por

la capacidad de las líneas. Cada día, los propietarios de FTRs reciben los ingresos

derivados de las diferencias de precio LMP del mercado diario entre los nudos

correspondientes

Mercado de regulación (eMKT) A cada agente generador (Load Serving Entity, LSE), del área de control de PJM,

se le asigna una cuota de regulación secundaria (proporcional a su cuota de

generación). Cada LSE puede cumplir con sus obligaciones de regulación

secundaria de varias formas:

• Realizando la regulación con sus propios grupos.

• Comprando ese servicio a través de contratos bilaterales.

• Negociando a través del mercado de regulación de PJM (PJM Regulation

Market), que se celebra el día antes del suministro físico (D-1). En este

mercado los generadores envían ofertas horias (en $/MWh) y PJM

selecciona aquellas que minimizan el coste del servicio. En tiempo real, los

generadores son remunerados al precio marginal del sistema (que es la

suma de la oferta de la unidad más cara que ha sido seleccionada y el

coste estimado de oportunidad por no participar de forma completa en el

1 El precio LMP incluye el precio marginal de la energía en un nudo y el coste de la entrega física de la energía en ese nudo debido a las congestiones de red. En consecuencia, si la entrega de energía en un nudo reduce las congestiones del sistema, el precio LMP en ese nudo será negativo.

290

mercado diario de energía) Los agentes que compran este servicio deben

pagarlo a dicho precio marginal del sistema.

Mercados de capacidad a corto y largo plazo (eCapacity) PJM publica periódicamente las necesidades de capacidad de su área de control

para satisfacer la demanda y el adecuado margen de reserva asignando a cada

generador un determinado porcentaje. Si alguno de los generadores no dispone

de dicha capacidad, debe compensar económicamente a aquellos que, para

compensar esa carencia, aportan un mayor capacidad de la que, en principio, les

fue asignada.

Para determina esa compensación existe un mercado de capacidad, en el que los

generadores (LSEs) compran y venden derechos de cobro y obligaciones de pago

por las compensaciones derivadas de la capacidad de generación en exceso o

defecto. Existe una subasta diaria y otra mensual. El precio marginal del sistema

se determina como la intersección de las curvas agregadas de oferta y demanda.

También es posible establecer contratos bilaterales.

291

APÉNDICE 2

ÍNDICES DE TABLAS Y FIGURAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7.

ÍNDICE DE TABLAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7 Tabla 2.1 Porcentaje de consumidores con capacidad de elección en la

Unión Europea...............................................................................23 Tabla 3.1 Estructura y propiedad de sectores eléctricos antes del

comienzo del proceso de reformas hacia la implantación de un mercado competitivo. ....................................................................29

Tabla 3.2 Modelo actual de mercado y de propiedad en sectores

eléctricos ......................................................................................47 Tabla 4.1 Experiencias Internacionales en mercados de derivados

eléctricos. Principales propiedades. ..............................................65 Tabla 4.2 Propiedad del OM y el OS en diversos países ..............................70 Tabla 5.1 Parámetros característicos del precio horario en mercados spot

de Europa ...................................................................................129 Tabla 5.2 Parámetros característicos del precio horario en mercados spot

de América del Norte ..................................................................132 Tabla 5.3 Parámetros característicos del precio horario en mercados spot

de Australia .................................................................................136

292

Tabla 5.4 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado en mercados spot de Europa. .....................................................139

Tabla 5.5 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado

en mercados spot de América del Norte. ....................................140 Tabla 5.6 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado

en mercados spot de Australia. ..................................................141 Tabla 5.7 Parámetros característicos de la energía y el volumen de

negocio en mercados spot de Europa. .......................................142 Tabla 5.8 Parámetros característicos de la energía y el volumen de

negocio en mercados spot de América del Norte. ......................144 Tabla 5.9 Parámetros característicos de la energía y el volumen de

negocio en mercados spot de Australia. .....................................145 Tabla 5.10 Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de

Europa. .......................................................................................146 Tabla 5.11 Porcentaje de energía negociada en el mercado spot respecto

del consumo neto en el año 2001. Mercados de Europa. ..........147 Tabla 5.12. Energía y volumen de negocio anuales en mercados spot de

América del Norte .......................................................................148 Tabla 5.13 Parámetros característicos del precio medio diario ponderado

en mercados spot de Australia ....................................................149

293

ÍNDICE DE FIGURAS DE LOS CAPÍTULOS 1 A 7 Figura 2.1 Comparación de la eficiencia de las turbinas de gas de ciclo

simple y de ciclo combinado. ........................................................ 14 Figura 2.2 Modelo de monopolio. Diversas estructuras................................... 16 Figura 2.3 Modelo 2: Monopsonio ................................................................... 19 Figura 2.4 Modelo 3: Competencia mayorista y minorista ............................... 21 Figura 2.5 Modelo 4: Libertad de elección para todos los consumidores ........ 24 Figura 3.1 Separación operacional de actividades verticalmente

integradas. Representación esquemática. ................................... 32 Figura 3.2 Separación vertical de actividades verticalmente integradas

Representación esquemática. ...................................................... 36 Figura 3.3 Separación horizontal de actividades ............................................. 38 Figura 3.4 Implantación de un mercado competitivo. ...................................... 40 Figura 4.1 Casación simple. ............................................................................ 53 Figura 5.1 Precios horarios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado spot de OMEL ................................................................ 76 Figura 5.2 Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot

OMEL............................................................................................ 77 Figura 5.3 Energía diaria negociada en el mercado spot OMEL ..................... 78 Figura 5.4 Energía mensual negociada en el mercado spot OMEL ................ 79 Figura 5.5 Volumen de negocio diario en el mercado spot OMEL................... 80 Figura 5.6 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado spot Nord Pool ............................................................... 81 Figura 5.7 Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot de

Nord Pool. .................................................................................... 82 Figura 5.8 Energía diaria negociada en el mercado spot Nord Pool ............... 82 Figura 5.9 Energia mensual negociada en el mercado Nord Pool................... 82 Figura 5.10 Volumen diario de negocio en el mercado spot Nord Pool. ......... 84

294

Figura 5.11 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado spot de EEX y de LPX.................................................... 85

Figura 5.12 Precios medios mensuales ponderados en los mercados spot

de EEX y LPX. ............................................................................. 86 Figura 5.13 Energía diaria negociada en el mercado spot de EEX y LPX. ..... 87 Figura 5.14 Energía mensual negociada en los mercados de EEX y LPX ...... 88 Figura 5.15 Volumen diario de negocio el mercado spot de EEX y LPX. ....... 89 Figura 5.16 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado spot APX ....................................................................... 90 Figura 5.17 Precios medios mensuales ponderados en el mercado spot

APX .............................................................................................. 91 Figura 5.18 Energía diaria negociada en el mercado spot APX ...................... 92 Figura 5.19 Energía mensual negociada en el mercado spot APX. ................ 93 Figura 5.20 Volumen diario de negocio en el mercado spot APX.................... 94 Figura 5.21 Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Western

Hub). ............................................................................................ 95 Figura 5.22 Precios medios mensuales en PJM (Western Hub) .................... 96 Figura 5.23 Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (West Int

Hub). ............................................................................................ 97 Figura 5.24 Precio medio mensual en PJM(West Int Hub). ............................. 97 Figura 5.25 Precios diarios máximos, mínimos y medios en PJM (Eastern

Hub) .............................................................................................. 98 Figura 5.26 Precio medio mensual en PJM.(Eastern Hub).............................. 99 Figura 5.27 Energía diaria negociada en el mercado diario de PJM ............. 100 Figura 5.28 Energía mensual negociada en el mercado diario de PJM. ....... 101 Figura 5.29 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado diario de Alberta. ......................................................... 102 Figura 5.30 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario

Alberta. ...................................................................................... 103 Figura 5.31 Energía diaria negociada en el mercado Alberta. ...................... 104

295

Figura 5.32 Energía mensual negociada en el mercado diario Alberta. ....... 105 Figura 5.33 Volumen de negocio en el mercado diario Alberta. ................... 106 Figura 5.34 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado diario NEMMCO(New South Wales). ......................... 107 Figura 5.35 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario

NEMMCO (New South Wales). .................................................. 108 Figura 5.36 Energía diaria negociada en el mercado NEMMCO (New

South Wales). ............................................................................ 108 Figura 5.37 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO

(New South Wales). ................................................................... 109 Figura 5.38 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO

(New South Wales). .................................................................... 110 Figura 5.39 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado diario NEMMCO (Queensland) ................................... 111 Figura 5.40 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario

NEMMCO (Queensland). ........................................................... 112 Figura 5.41 Energia diaria negociada en el mercado diario NEMMCO

(Queensland). ............................................................................ 112 Figura 5.42 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO

(Queensland). ............................................................................ 113 Figura 5.43 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO

(Queensland). ............................................................................ 114 Figura 5.44 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado diario NEMMCO (South Australia). ............................ 115 Figura 5.45 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario

NEMMCO (South Australia). ...................................................... 116 Figura 5.46 Energía diaria negociada en el mercado diario

NEMMCO(South Australia). ....................................................... 116 Figura 5.47 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO

(South Australia). ....................................................................... 117 Figura 5.48 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO

(South Australia). ....................................................................... 118

296

Figura 5.49 Precios máximos, mínimos y medios ponderados en el mercado diario NEMMCO(Victoria). .......................................... 119

Figura 5.50 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario

NEMMCO (Victoria). .................................................................. 120 Figura 5.51 Energía diaria negociada en el mercado diario NEMMCO

(Victoria). ................................................................................... 121 Figura 5.52 Energía mensual negociada en el mercado diario NEMMCO

(Victoria). ................................................................................... 122 Figura 5.53 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO

(Victoria). ................................................................................... 123 Figura 5.54 Precios diarios máximos, mínimos y medios ponderados en el

mercado diario NEMMCO (Snowy). ........................................... 124 Figura 5.55 Precios medios mensuales ponderados en el mercado diario

NEMMCO (Snowy). ................................................................... 125 Figura 5.56 Energia diaria negociada en el mercado diario NEMMCO

(Snowy). ..................................................................................... 125 Figura 5.57 Energia mensual negociada en el mercado diario NEMMCO

(Snowy). ..................................................................................... 126 Figura 5.58 Volumen diario negociado en el mercado diario NEMMCO

(Snowy). ..................................................................................... 127 Figura 5.59 Precios horarios en mercados spot de Europa durante 2001..... 130 Figura 5.60 Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de

Europa durante 2001. ................................................................. 130 Figura 5.61 Precios en mercados spot de América del Norte durante

2001. .......................................................................................... 133 Figura 5.62 Diferencia de precios entre PJM Western Int Hub y PJM West

Int Hub ....................................................................................... 134 Figura 5.63 Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados spot de

América del Norte durante 2001. ................................................ 135 Figura 5.64 Precios en mercados diarios de las diferentes zonas de

Australia durante 2001. .............................................................. 137 Figura 5.65 Precios horarios en las horas 8 a 20 de mercados diarios de

Australia durante 2001................................................................ 138

297

Figura 5.66 Comparación de la energía negociada en mercados europeos. ................................................................................... 143

Figura 5.67 Porcentaje de energía en los mercados spot europeos. ........... 148 Figura 6.1 EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en

carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 152

Figura 6.2 EEX. Precio de futuros mensuales en carga base.

Comparación con el precio del mercado diario .......................... 153 Figura 6.3 EEX. Energía negociada en contratos de futuros mensuales en

carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 154

Figura 6.4 EEX. Precio de futuros mensuales en carga pico. Comparación

con el precio del mercado diario ................................................ 155 Figura 6.5 EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales

en carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 156

Figura 6.6 EEX. Precio de futuros trimestrales en carga base.

Comparación con el precio del mercado diario .......................... 157 Figura 6.7 EEX. Energía negociada en contratos de futuros trimestrales

en carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 158

Figura 6.8 EEX. Precio de futuros trimestrales en carga pico.

Comparación con el precio del mercado diario .......................... 159 Figura 6.9 EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en

carga base. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 160

Figura 6.10 EEX. Precio de futuros anuales en carga base. Comparación

con el precio del mercado diario ................................................ 161 Figura 6.11 EEX. Energía negociada en contratos de futuros anuales en

carga pico. Comparación con la energía negociada en el mercado diario ............................................................................ 162

Figura 6.12 EEX. Precio de futuros anuales en carga pico. Comparación

con el precio del mercado diario ................................................. 163

298

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