El mercado spot de electricidad: procesos y resultados

Carlos Gamito Director de liquidación y facturación

HORIZONTES DE CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL MIBEL  A PLAZO  Son siempre una cobertura de riesgo frente al precio del mercado diario, al estar regulado de el mercado diario de forma que siemprepara serálaunactualización mercado con Los precios resultantes las subastas servirán como referencia de liquidez (excepto en casos de problemas reales de falta de suministro) … las tarifas de último recurso 

….

 MERCADO DIARIO  No es un mercado obligatorio, se pueden realizar contrataciones al margen del mercado organizado … Los precios resultantes de las subastas servirán como referencia para la actualización de  …. las tarifas de último recurso

 MERCADO INTRADIARIO  Mercado de ajustes abierto a todos los agentes del mercado, independientemente cómo han contratado su energía (mercado o Los precios resultantes de las de subastas servirán como referencia para la actualización de bilaterales de cualquier tipo) … las tarifas de último recurso 

….

 PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA 

Relacionados con la seguridad

SECUENCIA TEMPORAL DE MERCADOS Y PROCESOS MERCADOS Y CONTRATOS DE COBERTURA DE RIESGO DE PRECIO

MERCADO DIARIO (D) Precio de Referencia

MERCADOS INTRADIARIOS

RESTRICCIONES TÉCNICAS

12:00

D-1

D

GESTIÓN TÉCNICA

MERCADO DIARIO (1) El mercado gestiona programas

VENTAS VENTAS VENTAS

Programa: 200 MWh Programa:50100 MWh Marginal: €/MWh Programa:50250 MWh Marginal: €/MWh Marginal: Cobros: 10.000 €50 €/MWh Cobros: 5.000 € Cobros: 12.500 €

COMPRAS COMPRAS COMPRAS Programa: 100 MWh Programa:50 150 MWh Marginal: €/MWh Programa:50 125 MWh Marginal: €/MWh Marginal: Pagos: 5.000 € 50 €/MWh Pagos: 7.500 € Pagos: 6.250 €

Programa: 31.418 MWh Marginal: 50 €/MWh

Programa: 31.418 MWh Marginal: 50 €/MWh

Cobros: 1.570.900 €

Pagos: 1.570.900 €

Base horaria

MERCADO DIARIO (2) Cada unidad de venta debe decidir la cantidad y precio a ofertar

¿Cantidad?

¿Precio?

Hasta el límite de su capacidad de producción, no comprometido en contratos bilaterales

MERCADO DIARIO (3) Se oferta a diferentes precios incrementales

Precio (Euro/MWh) 80

30 10

100 +110 +130 210

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

MW

340

2

MERCADO DIARIO (4) Se agregan todas las ofertas de venta de todas las tecnologías

Primer bloque: Energía 100,0 MWh, a 10,00 Euro/MWh

Segundo bloque: Energía 110,0 MWh, a 30,00 Euro/MWh

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

Tercer bloque: Energía 130,0 MWh, a 80,00 Euro/MWh

3

MERCADO DIARIO (5) Cada unidad de compra debe decidir la cantidad y precio a ofertar

¿Cantidad?

Hora 4: 3 MWh a 20,0 €/MWh

¿Precio?

15 MWh a 180,3 €/MWh

MWh

1

10 MWh a 100,0 €/MWh

2

3

4

5…

…

24 Horas

MERCADO DIARIO (6) Se agregan todas las ofertas de compra de todas los consumidores

Primer bloque: Energía 15,0 MWh, a 180,30 Euro/MWh

Segundo bloque: Energía 10,0 MWh, a 100,00 Euro/MWh

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

Tercer bloque: Energía 3,0 MWh, a 20,00 Euro/MWh

MERCADO DIARIO (7) Las curvas agregadas las forman las ofertas de venta y compra

El punto de corte establece la energía casada, y el precio de la hora Casan 22.000 MWh a un precio marginal de 44 €/MWh

COGEN ESPAÑA. ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA PROMOCIÓN DE LA COGENERACIÓN

PROCESOS Y MERCADOS POSTERIORES AL MERCADO DIARIO

MERCADO INTRADIARIO (1)  Horizonte: Para todos los periodos de programación ya casados en Mercados Diarios anteriores

 Sesiones: Diseño definitivo: Diseño provisional:

Cada hora Seis sesiones …….

 El resultado es el Programa Horario Final Programa Diario Viable + Primer intradiario Programa Horario Final + Siguiente Intradiario ●

….

MERCADO INTRADIARIO (2) Sesiones PDVD DEL DIA D

27 horas 24 horas INTRADIARIOS

20 horas 17 horas 13 horas 9 horas

.. ..

PDVD DEL DIA D + 1 27 horas

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00

Diario

MERCADO DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

Servicios necesarios para asegurar el suministro de electricidad en condiciones adecuadas de calidad, fiabilidad y seguridad.

Clasificación:  SSCC obligatorios: regulación primaria, control de tensión (requisito mínimo).  SSCC potestativos: regulación secundaria y terciaria (obligación de ofertar las unidades de producción disponibles), control de tensión (excedentes) y reposición de servicio.

SSCC potestativos se proporcionan con mecanismos de mercado

PROCESOS DE LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DE LOS MERCADOS

LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y COBROS Y PAGOS Día hábil posterior al día D

N=Lunes siguiente o día hábil posterior en caso de festividad P=Fecha N+2 días hábiles Comunicación de los derechos de cobro y obligaciones de Notificación de órdenes pago del día D y de las de cobros y pagos pagos facturas diarias semanales (L a D) y comunicación al banco

Si el día siguiente a los pagos fuera festivo los cobros se realizarán el mismo día que los pagos

Día posterior a P (*)

cobros

¿Reclamaciones?

Ejemplo:

Publicación nota agregada de cargo y abono correspondiente a las facturas de lunes a domingo de la semana anterior

Publicación de la Liquidación y de las facturas del Lunes

Plazo máxima para recibir reclamaciones a la liquidación del Lunes

L M

X

J

V

S

Cobros

Pagos

D

L

M

X

J

V

S

D

NOTA DE CARGO Y ABONO SEMANAL •

El primer día hábil después del domingo se publicará en el web de agentes la nota de cargo y abono semanal que indica el importe final a cobrar o pagar por el agente, así como los detalles de cobro o pago a realizar (Datos del agente (nombre, CIF, etc..), cuenta bancaria en la que pagar (caso agente deudor) o cobrar (caso agente acreedor), fecha de pago o cobro, etc… )

•

En dicha nota asimismo se desglosa el conjunto de conceptos considerados:  Facturas del mercado (de compra y de venta) de la semana anterior  Retenciones de efectivo (embargos, ejecución de prendas, incremento garantías,etc…)  Retribución OMIE  Pequeños cobros y pagos  Ajustes pequeñas diferencias semanas previas  Consolidaciones de otras actividades o de otras empresas del mismo grupo empresarial  Otras

FACTURACIÓN RD 1496/2003 de 28 de noviembre de Reglamento de facturación. Disposición adicional tercera:

 El OM expedirá facturas en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras de energía que acudan al mercado  El OM expedirá una factura por los suministros efectuados a cada adquirente de energía

 A consumidores directos se les aplicará el impuesto sobre la electricidad (4,864 %). Ley 66/1997 del 30 de diciembre  Las facturaciones se incrementarán con el I.V.A. Art. 38,39 y 195 de la Directiva 2006/112/EC

PAGOS A EFECTUAR POR AGENTES DEUDORES •

Los agentes que resulten deudores deberán hacer una transferencia a la cuenta de OMIE por la cantidad neta a pagar con fecha valor no posterior a la fecha de pagos. Los pagos deben estar antes de las 10 horas en la cuenta del operador del mercado designada al efecto.

•

Cualquier gasto relativo a la transferencia será por cuenta del agente.

•

Los agentes ordenantes de las transferencias bancarias deberán incluir en éstas, para su rápida identificación, el código de la empresa-actividad que consta en la base de datos del operador del mercado.

•

En caso de que los pagos se efectúen desde el exterior, las transferencias llevarán el código completo de la cuenta bancaria (IBAN, SWIFT).

•

Para su rápida identificación se debe enviar junto a la orden de transferencia el mensaje SWIFT a OMIE.

•

En caso de transferencia desde una sucursal en España, es aconsejable que sea del tipo OMF.

INCUMPLIMIENTO EN EL PAGO

• Si a las 11 horas el operador del mercado no tiene constancia de que el pago se haya efectuado, se ejecutarán las garantías del agente.

• Si el agente dispone de garantías en efectivo se ejecutarán en primer lugar. • Si hay que ejecutar garantías bancarias y no se pueden cobrar el día de cobros, se aplicarán prorrateos. En tal caso los agentes acreedores cobrarán la cantidad pendiente más intereses de demora al EONIA+ 3 (con un mínimo de 200 €). El agente incumplidor deberá pagar dichos intereses más una penalización de 300 €.

PRESTACIÓN DE GARANTÍAS A FAVOR DEL OPERADOR DEL MERCADO • Todos los agentes que pudieran resultar adquirentes en el mercado • La falta de prestación de esta garantía impedirá al agente intervenir en el mercado de producción y en la liquidación

• La garantía que debe prestar el agente en el mercado de producción responderá a las obligaciones que asuma en virtud de sus adquisiciones en el mercado de producción. • El agente que actúa en el mercado directamente debe presentar garantías por sus compras • El representante que actúa en nombre propio y por cuenta de terceros presentará garantías por sus representados • Los representados por un representante que actúa en nombre y por cuenta ajena presentarán garantías

FORMALIZACIÓN DE GARANTÍAS Los agentes pueden prestar como garantías en OMIE: •

Depósito en efectivo en el banco del Operador del Mercado.

•

Cesión de derechos de cobro (Modelo II de la Guía de Acceso para cesiones a terceros)

•

Aval (Modelo I de la Guía de Acceso)

•

Línea de crédito

•

Seguro de caución



Sólo son válidas entidades bancarias residentes o sucursales españolas de entidades no residentes



El operador del mercado podrá rechazar garantías si la entidad bancaria avalista o, en su caso, entidad aseguradora no alcanza un rating mínimo – otorgada por al menos una de las agencias de calificación S&P, Moody’s o Fitch - equivalente a la otorgada por dicha agencia al Reino de España menos un nivel.

RESULTADOS DEL MERCADO

01 SEP 2014 - 12 OCT 2014

Precios máximos anuales: • 10 Oct: 71,06 €/MWh • 03 Oct: 69,91 €/MWh • 04 Sep: 67,25 €/MWh

ESP

2014

2013

%

PORT

2014

2013

%

ene

33,62

50,50

-33,4%

ene

31,47

48,53

-35,1%

feb

17,12

45,04

-62,0%

feb

15,39

43,74

-64,8%

mar

26,67

25,92

2,9%

mar

26,20

22,82

14,8%

abr

26,44

18,17

45,6%

abr

26,36

16,08

63,9%

may

42,41

43,45

-2,4%

may

42,47

43,25

-1,8%

jun

50,95

40,87

24,7%

jun

51,19

41,70

22,8%

jul

48,21

51,16

-5,8%

jul

48,27

51,40

-6,1%

ago

49,91

48,09

3,8%

ago

49,91

48,12

3,7%

sep

58,89

50,20

17,3%

sep

58,91

50,68

16,3%

ene-sep

39,54

41,51

-4,8%

ene-sep

39,10

40,72

-4,0%

2013

2012

%

2013

2012

%

oct

51,49

45,65

12,8%

oct

51,58

46,11

11,9%

nov

41,81

42,07

-0,6%

nov

42,10

42,39

-0,7%

dic

63,64

41,73

52,5%

dic

62,99

42,18

49,3%

DEMANDA EN BARRAS DE CENTRAL (GWh) Max 2013

Max 2014 2013

VARIACIÓN DE DEMANDA REAL

ENE

FEB

MAR

ABR

Variación mensual 2014 / 2013

-2,2%

-1,0%

-1,7%

-4,0%

0,1%

Variación mensual 2014 / Máximo histórico

-9,8% -11,5%

-8,5% -12,9%

-7,1%

Fuente REE, elaboración propia

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

ENE-SEP

2,0%

-2,4%

-1,8%

3,2%

-0,9%

-7,4%

-9,1%

-6,8%

-3,6%

-8,6%

OCT

NOV

DIC

DEMANDA MEDIA MENSUAL ENERO - SEPTIEMBRE

20.297 GWh

Fuente REE, elaboración propia

PERÍODO 2013-2014 Demanda GWh 22.553

2013 % Inc. Mes -2,4

Demanda GWh 22.046

2014 (1) % Inc. Mes -2,2

Febrero

20.549

-10,6

-5,9

20.352

-1,0

-0,2

Marzo

21.222

-0,5

-1,8

20.870

-1,7

-0,5

Abril

19.498

0,1

-2,9

18.725

-4,0

0,0

Mayo

19.447

-3,7

-2,2

19.472

0,1

2,3

Junio

19.144

-7,8

-2,3

19.567

2,2

0,1

Julio

21.638

-0,2

-3,5

21.078

-2,6

-0,1

Agosto

20.608

-3,9

-2,3

20.163

-2,2

-0,1

Septiembre

19.680

-0,6

-1,4

20.317

3,2

1,6

Octubre

19.772

0,3

-1,8

7.601

-1,4

1,0

Noviembre

20.462

0,9

0,2

Diciembre

21.741

1,9

1,8

246.314

-2,3

-2,2

190.191

-1,0

0,3

MES Enero

Total

% Inc. Mes corregido (2) -3,9

% Inc. Mes corregido (2) -0,6

(1) Datos de 2014 hasta el 12 de octubre (2) Incremento mensual de la demanda corregidos los efectos de temperatura y laboralidad

Septiembre Año 2014: Año 2013: Máximo (2000): Media: Mínimo (2009):

VARIACIÓN DE HIDRÁULICA

ENE

FEB

MAR

ABR

Variación mensual 2014 / 2013

43,8%

67,3%

14,2%

Variación mensual 2014 / Media 2004 - 2013

48,0% 125,0%

67,1%

Variación mensual 2014 / Mínimo histórico

Fuente REE, elaboración propia

MAY

JUN

JUL

1.637 1.684 1.883 1.307 948

GWh GWh GWh GWh GWh

AGO

SEP

ENE-SEP

-7,8% -24,2% -21,3% -12,4%

-3,9%

-2,8%

6,5%

63,0%

-5,0%

-3,2%

7,9%

20,6%

25,3%

42,0%

187,1% 420,8% 353,3% 184,9%

26,6%

42,9%

49,5%

59,8%

72,7%

140,1%

OCT

NOV

DIC

VARIACIÓN DE EÓLICA

ENE

FEB

MAR

ABR

JUN

5,2% -14,2%

JUL

AGO

Variación mensual 2014 / 2013

3,9%

Máximo diario PHF 2014 (GWh)

328,9

308,0

346,8

272,0

249,2

238,5

217,4

167,6

Mínimo diario PHF 2014 (GWh)

26,7

64,8

34,7

25,2

48,8

48,5

55,2

41,2

Máximo horario PHF 2014 (GWh)

16,5

15,4

16,4

12,6

14,3

13,1

10,8

8,4

Fuente REE, elaboración propia

10,1% -12,3% -10,2%

MAY

SEP

ENE-SEP

28,6% -15,3% -33,4% -4,0% (19,6% ) 170,8 346,8 (47,2% ) 17,8

17,8 (2,7% )

10,9 16,5 (51,3% )

OCT

NOV

DIC

VARIACIÓN DE SOLAR FOTOVOLTÁICA Variación mensual 2014 / 2013

ENE

FEB

-16,5% -19,6%

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

ENE-SEP

30,3%

2,1%

5,3%

-0,9%

-0,1%

1,3%

-4,1% -0,3% (3,3% )

Máximo diario PHF 2014 (GWh)

19,9

23,8

28,3

31,1

32,8

33,2

32,5

29,8

27,2 33,2 (5,1% )

Mínimo diario PHF 2014 (GWh)

6,6

8,1

8,4

12,1

22,2

22,5

24,4

24,3

16,6

Máximo horario PHF 2014 (GWh)

3,0

3,3

3,6

3,7

3,7

3,6

3,5

3,4

Fuente REE, elaboración propia

6,6 (1,0% )

3,3 3,7 (15,0% )

OCT

NOV

DIC

VARIACIÓN DE SOLAR TÉRMICA Variación mensual 2014 / 2013

ENE

FEB

MAR

-29,2% -49,5% 204,8%

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

ENE-SEP

44,9%

46,3%

10,5%

13,8%

29,9% -10,2% 19,2% (2,4% )

Máximo diario PHF 2014 (GWh)

8,3

14,0

23,9

27,2

30,1

31,5

32,0

30,3

26,3

32,0 (4,5% )

Mínimo diario PHF 2014 (GWh)

0,2

0,3

0,2

0,9

7,9

10,0

12,8

23,3

5,1

0,2 (0,0% )

Máximo horario PHF 2014 (GWh)

1,3

1,5

2,1

2,1

2,2

2,1

2,2

2,1

2,1

2,2 (8,3% )

Fuente REE, elaboración propia

OCT

NOV

DIC

VARIACIÓN DE SOLAR TOTAL Variación mensual 2014 / 2013

ENE

FEB

-19,2% -28,2%

MAR

ABR

MAY

JUN

63,6%

14,6%

20,6%

3,9%

JUL

AGO

SEP

ENE-SEP

6,2%

13,8%

-6,6% 6,9% (5,7% )

Máximo diario PHF 2014 (GWh)

27,5

36,1

52,1

56,2

61,8

62,5

64,6

59,5

53,5 64,6 (9,1% )

Mínimo diario PHF 2014 (GWh)

6,9

9,2

8,6

13,0

31,2

32,6

37,2

47,6

23,7

Máximo horario PHF 2014 (GWh)

3,9

4,7

5,6

5,6

5,8

5,7

5,7

5,5

Fuente REE, elaboración propia

6,9 (1,0% )

5,3 5,8 (18,3% )

OCT

NOV

DIC

OCTUBRE 2013 - SEPTIEMBRE 2014

PRECIO HORARIO FINAL MEDIO DEMANDA NACIONAL AÑO MÓVIL Oct-2011 / Sep-2012

Oct-2012 / Sep-2013

Oct-2013 / Sep-2014

Mercado/Proceso EUR/MWh

%

EUR/MWh

%

EUR/MWh

%

Mercado diario

50,89

83,18%

43,78

79,04%

44,18

79,00%

Mercado intradiario

-0,06

-0,09%

-0,05

-0,09%

-0,05

-0,09%

Restricciones

2,58

4,21%

3,26

5,88%

3,75

6,70%

0,49

0,89%

0,59

1,06%

Reserva de potencia a subir Asig. Secundaria

1,26

2,06%

1,47

2,65%

1,18

2,12%

Otros procesos

0,40

0,65%

0,39

0,71%

0,33

0,58%

Pago por capacidad

6,10

9,97%

6,05

10,93%

5,94

10,63%

61,19

100%

55,40

100%

55,92

100%

TOTAL

La componente de restricciones incluye tanto las restricciones técnicas al mercado diario como las restricciones en tiempo real. Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

PAGOS POR CAPACIDAD. DISTRIBUCIÓN PAGOS DE LA DEMANDA

COBRO DE LOS GENERADORES

GWh

M€

€/MWh

M€

COSTE RESTRICCIONES GS M€

Oct 11 - Sep 12

250,1

1.526,3

6,10

763,0

461,8

301,6

Oct 12 - Sep 13

240,3

1.454,9

6,05

714,3

251,6

489,0

Oct 13 - Sep 14

242,1

1.438,6

5,94

443,8

180,6

814,1

PERIODO

* Los datos de las liquidaciones desde noviembre de 2013 son provisionales

SALDO A DÉFICIT M€

Precio medio EPEX-F: EPEX-A: OMIE-E: OMIE-P: NORDPOOL GME N2EX

1 sep - 12 oct 38,95 €/MWh 34,95 €/MWh 58,36 €/MWh 58,53 €/MWh 34,35 €/MWh 60,25 €/MWh 54,65 €/MWh

1 ene - 12 oct 32,97 €/MWh 32,21 €/MWh 40,27 €/MWh 39,87 €/MWh 29,39 €/MWh 50,47 €/MWh 50,70 €/MWh

MUCHAS GRACIAS