Jornada del Mercado Eléctrico. Santillana del Mar, 13 de noviembre del 2002.
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Jornada del Mercado Eléctrico.
Santillana del Mar, 13 de noviembre del 2002
CONTENIDOS
Mercados de Producción.
• Agentes de mercado.
• OM y OS.
• Procesos de mercado.
o Mercado diario.
o Restricciones técnicas.
o Mercados intradiarios.
o Procesos de gestión técnica del sistema.
•Precio final
El mercado ibérico
Inglaterra y Gales
Alemania
AGENTES DE MERCADO
OMEL
Productores
AutoproductoresRégimen especial
Agente externovendedor
Consumidor cualificado
Comercializador
Distribuidor
Agente externo comprador
VentaCompra
MERCADO DIARIO
Periodo de programación: 24 horas del día siguienteRecepción de ofertas: hasta las 10.00 del día D-1
– Ofertas de venta: precio-cantidad y opcionalmente condiciones complejas.
– Ofertas de compra: precio-cantidad
energía
Punto de corte.Pm el de la última
oferta de venta casada
p
pm
MERCADO DIARIO
SITUACIONES DE REPARTO
Pm
Demanda no servida sobre marginal
PmInsuficientes ofertas de compra
LIQUIDACIÓN
•Precio único para cada hora: precio marginal horario•Derecho de cobro: energía vendida * pm
•Obligación de pago: energía comprada * pm
MERCADO DIARIO
RESTRICCIONES TÉCNICAS
RESOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICASLas restricciones se solucionan retirando o incorporando ofertas de ventaLIQUIDACIÓN
•Ofertas de venta retirada: obligación de pago. energía retirada * pm
•Ofertas de venta incorporadas: derecho de cobro energía incorporada * po
•Sobrecoste de restricciones: se repartirá entre las unidades de adquisición del mercado diario y contratos bilaterales físicos en función de la energía del PBFSobrecoste= energía incorporada * po - energía retirada * pm
sobrecoste
p
q
pm
E1 E2
Obligación de pago energía retirada
Derecho de cobro energía nueva
Ingresos del mercado
Costes del mercado
MERCADO INTRADIARIO
•Mercado de ajustes
•Existen seis sesiones
•No es obligatorio participar en él
•Agentes participantes:
– Todos los agentes de venta que lo deseen
– Los agentes compradores que hayan participado en el
mercado diario o en contratos bilaterales físicos
•Precio único para cada hora y cada sesión:
precio marginal horario
•Derecho de cobro: energía vendida * pm
•Obligación de pago: energía comprada * pm
•No se generan sobrecostes por resolución de restricciones técnicas
MERCADO INTRADIARIO
SESI ON SESION SESION SESI ON SESI ON SESION1º 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª
Apertura de Sesión
16.00 21.00 1.00 4.00 8.00 12.00
Cierre de Sesión 17.45 21.45 1.45 4.45 8.45 12.45
Casación 18.30 22.30 2.30 5.30 9.30 13.30
Recepción de Desgloses 18.45 22.45 2.45 5.45 9.45 13.45
Análisis de Restricciones
19.20 23.10 3.10 6.10 10.10 14.10
Recuadre por Restricciones Publicación
PHF
19.35 23.20 3.20 6.20 10.20 14.20
28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 13 horas 9 horas
(21-24) (1-24) (5-24) (8-24) (12-24) (16-24)
El primer intradiaro afecta a 4 horas de ese mismo día más las 24 del día posterior. El horizonte siempre se refiere a la hora de apertura del intradiario
Horizonte de Programación
(Periodos horarios)
De 20:00 de hoy a 23:59 de
mañana
De 0:00 de mañana a 23:59 de mañana
De 4:00 de hoy a 23:59 de hoy
De 7:00 de hoy a 23:59 de hoy
De 11:00 de hoy a 23:59 de
hoy
De 15:00 de hoy a 23:59 de
hoy
PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
• Se trata de una serie de procesos necesarios para asegurar el suministro en condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad y para cubrir las desviaciones con respecto a lo contratado.
• Distinguiremos los siguientes procesos– Servicios complementarios: banda de potencia de regulación
secundaria– Gestión de desvíos– Servicios complementarios: regulación terciaria– Servicios complementarios: regulación secundaria
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
1 Gestión de Desvíos •Entre 2 sesiones de intradiarios•Si desvíos > 300 MWh•Comunicación saldo a cubrir
2 Tiempo real. Cobertura desvíos medidos•Banda de potencia de regulación•Regulación secundaria y terciaria
INGRESO FINAL
Mercado diario Precio marginal x Energía
6 intr
adia
rios
Precio marginal x Energía
+/-
Desvíos Sobrecostes de desvíos
Regulación en tiempo real Sobrecostes de regulación
Liquidación del mercado
Garantía de potencia 9.02 €/MWh x Energía vertida
COGENERADORES
PRECIO FINAL
UnidadRetribución
MediaPrecio Pool
EstudioPrima R. Especial
Garantía de potencia
Incentivo Transitorio
Servicios Complem.
Ajustes desvíos y BS
€/MWh 62.10 36.10 0.00 9.02 17.55 0.00 -0.57
Pta/kWh 10.33 6.01 0.00 1.50 2.92 0.00 -0.10% 100.0% 58.1% 0.0% 14.5% 28.3% 0.0% -0.9%
Mercado Ibérico
• Energía eléctrica en Iberia: 245,4 TWh:– 40 TWh en Portugal (16%)– 205,4 TWh en España (84%)
• Gas en Iberia: 242 TWh:– 2,8 bcm = 30,1 TWh en Portugal (12%)– 19,6 bcm = 211,9 TWh en España (88%)
• España-Portugal:– Import:[600, 850] MW; – Export: [750, 1050] MW; Gasoductos Portugal 3 bcm
• España-Marruecos:– Import:[350, 500] MW; Gasoducto Magreb: 6,6 bcm– Export: [300, 400] MW
• Capacidad reducida con resto Europa (Francia):– Import:[800, 1200] MW; Gasoducto Lacq: 2,2 bcm– Export: [750, 1000] MW
Mercado Ibérico
ORGANIZACIÓN MIBEL• Contratación bilateral física entre agentes
(sin desarrollarse en España)• Contratación organizada:
– Operador del MIBELMercado ¿spot o bilateral? + Mercados de servicios
complementarios + desvíos
– Operación coordinada de ambos sistemas por ISOs nacionales
– Mercado de capacidad de intercambio fronterizo: ¿Propuesta Francia-España?
– Mercado de forwards (OTC) y futuros
Mercado Ibérico
MARKET SPLITTING
• ¿Surgirá un precio spot portugués análogo al español?
• ¿Cómo se asignará y a qué precio la utilización de las interconexiones?
• La convergencia de precios España/Portugal será:
¿En el mercado mayorista?
¿En el mercado de contratos?
¿En ambos?/¿En ninguno?
• ¿Cuánto tardarán en surgir spreads de cobertura?
Mercado Ibérico
NUEVA REGULACIÓN
• ¿Cómo sobrevivirán la garantía de potencia y los CTCs en España?
• ¿La separación entre negocios regulados y negocios en competencia será simétrica en los dos países?
• Los consumidores que vayan al mercado de contratos: ¿pagarán los mismos costes regulados a un vendedor de España que a uno de Portugal?
Mercado Ibérico
LOS PRECIOS Y EL MIBEL•Los precios spot de España continuarán siendo altos y
volátiles (mercado cerrado con pocos oferentes)
•Los precios spot de Portugal son una incógnita (según los intercambios actuales, la influencia sobre el precio ibérico será pequeña)
•¿Cómo anticipar precios y volatilidades ibéricas? (influencia de factores no estocásticos: poder de mercado, incertidumbre regulatoria, aparición de un mercado de contratos, market splitting estructural, asignación de capacidad de interconexión...
•Ausencia de liquidez para coberturas a plazo distintas de la integración vertical o contratos REN (OTC: Unos 15 TWh/año en 2001)
Inglaterra y Gales
•Neta fue introducido en mazo del 2001•Operaciones a plazo y futuros
– Desde el día siguiente hasta varios años
•Mercados spot (contado)– Operaciones a corto plazo, operaciones
mediohorarias
•Liquidación de desvíos – Por exceso y por defecto– Por desvíos con los contratos comunicados
•Mecanismo de balance•Ancillary services
– Reserva, contratos a largo plazo
Inglaterra y Gales
NETA trading
Cierre de mercado
PeriodoNegociado
De Balance
Mecanismo
tiempo
T - 24 horasT - 1 hora T=0Desde varios
años antes
MercadoSpot
Mercados financieros
Swaps y opciones
Otros instrumentos financieros
Mercados a plazo
OTC Trading
Contratos estandarizados
Negociación Mercados
Fuente: Ofgem
Inglaterra y Gales
Inglaterra y Gales
•La factura media doméstica: de ₤ 365 en 1990 a ₤250 en 2002•Gran cantidad de consumidores han cambiado de suministrador•El precio mayorista ha bajado un 40% desde el 1998•El volumen negociado se ha duplicado desde que se introdujo NETA•Todo debido a una fuerte competencia y una gran cantidad de potencia instalada•Fusiones y el cierre de alguna planta conllevarán una recuperación de los precios
Alemania (1)
•Población 82.5 millones•Capacidad de generación 113 GW•1935-1998: Energy Act.
– Muchas compañías, grandes y pequeñas, con mezcla de propiedad pública y privada
– Cartel: contratos de demarcación: acuerdos para
no competirContratos de concesión: licencias para
utilizar suelo público para infraestructuras. Se dan en exclusiva con lo que la competencia no es posible
Alemania (2)
•1998 New Electricity Act
– No se creó un regulador independiente
– El mercado se autorregula por medio de
acuerdos entre las partes
– Todos los consumidores son elegibles
– Accesos a la red negociados (NTPA)
– 6 Operadores de la red de alta
– 60 eléctricas regionales (2001)
– 900 eléctricas municipales
Alemania (3)
Fuente: Anna Jasper-Martens. EnergyByNet
Comercializador independiente
Operador de red
Distribuidor local
Cliente
Contrato de
suministro
Contrato de acceso a red
Contrato del Grupo de Balance
Contrato marco
Comercializador independiente
Operador de red
Distribuidor local
Cliente
Contrato de
suministro
Contrato de acceso a red
Contrato del Grupo de Balance
Contrato marco
1.- El suministrador independiente firma un contrato con el cliente
2.-El cliente tiene que firmar un contrato para asegurarse el acceso a la red. El contrato detalla el coste del acceso
3.-Adicionalmente el contrato se firma detallando las condiciones técnicas que aplican al cliente para el uso de la red
4.-Normalmente el cliente da poderes al comercializador para que firme los contratos de acceso a redes. Los comercializadores y las compañías locales de distribución negocian acuerdos marco estipulando las reglas para el acceso de un gran número de clientes
5.-El comercializador y el gestor del sistema diseñan un contrato detallando reglas, regulación y costes
Alemania (4)
•Trading de energía
– OTC bilateral
– Mercados oficiales de energía.
Fusión de EEX y Leipzig PE
89 miembros
Spot trading para contratos horarios
Spot trading para bloques de horas
Contratación física
Liquidación financiera
EEX contrapartida de todas las operaciones
Trading anónimo
Contratación horaria / Bloques sintéticos
1
432
24 Horas
20
Horas
Trading de bloques
0
Base Load
8
Peak Load
Alemania (5)
•1/3 del mercado industrial alemán ha cambiado de suministrador hasta el 2001•Menos del 10% de los consumidores domésticos han cambiado de suministrador hasta el 2001Los nuevos entrantes se quejan de que el mercado no está liberalizado por completo porque los principales operadores de red y las compañías de suministro regional hacen muy difícil a los consumidores poder cambiar de suministrador•Presiones para que se reduzcan el número de compañías mediante compras y fusiones