SUPERVISIÓN DEL MERCADO EN EL SISTEMA ELÉCTRICO …

SUPERVISIÓN DEL MERCADO EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

Cuzco, 19 al 21 de Mayo de 2009

XIII REUNION ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGIA

Carlos Solé Martín

Director de Energía Eléctrica

2

Índice

Organización y funcionamiento del mercado

La supervisión del mercado eléctrico

Ejemplos de actuaciones desarrolladas por la CNE

3

La organización y funcionamiento del mercado

4

El Sistema Eléctrico Español. Avance del informe 2008. REE.

Información Estadística sobre las Ventas de Energía del Régimen Especial. CNE.

POTENCIA TOTAL INSTALADA EN DICIEMBRE DE 2008:

94.078 MW = 66. 448 MWRO + 27.630 MWRE

16.658

7.716

11.867

8.295

21.865

6.437

13.606

1.885 2.017

0

24.000

Hidrá

ulica

Nuclear

Carbón

Fuel / gas

CCTG

Cogenera...

Eólica

Hidrá

ulica R

E

Otras

Potencia Instalada en España (MW)

Organización y funcionamiento del mercadoEstructura de la producción

5

Evolución de la demanda eléctrica en España

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

h

AÑODemanda en

barras

1990 135.306

1991 140.116

1992 141.474

1993 141.582

1994 153.351

1995 159.245

1996 164.057

1997 170.770

1998 181.998

1999 194.056

2000 205.449

2001 216.934

2002 223.197

2003 238.659

2004 249.504

2005 260.929

2006 268.443

2007 276.365

2008 279.868

Organización y funcionamiento del mercadoLa demanda de energía eléctrica

6

El Sistema Eléctrico Español. Avance del informe 2008. REE.

Cobertura de la demanda anual de energía eléctrica

81% 81% 81% 80% 81% 79% 77%

4% 5% 7% 8% 9% 10% 11%

12% 13% 12% 12% 10% 11% 12%

3% 1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Régimen Ordinario Eólica Resto Rég. Especial Interc. Internacionales

Organización y funcionamiento del mercadoCobertura de la demanda

7

Potencia eólica instalada Marzo 2009: 16.300 MW

Evolución de la potencia instalada en el régimen especial en España.

(Diciembre_2008)

1.042 1.407 1.582 2.151 2.606 3.0983.923 4.544

6.2557.781

9.246

11.232

13.33314.940

17.50119.272

21.558

24.557

27.630

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Cogeneración Eólica Hidráulica Residuos

Biomasa Trat.Residuos Fotovoltaica Total

Organización y funcionamiento del mercadoProducción del régimen especial (cogeneración & renovables)

8

SOCIEDADES

GENERADORAS

OPERADOR

DEL

MERCADO

..........SOCIEDADES

DISTRIBUIDORAS

.....

OTRAS EMPRESAS

DE

TRANSPORTE

CLIENTES A

TARIFA REGULADA

SOCIEDADES

COMERCIALIZADORAS

OPERADOR DEL

SISTEMA

RED ELECTRICA

REGIMEN ESPECIALINTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

ACTIVIDAD DE

TRANSPORTE

CLIENTES

CUALIFICADOS

Ofertas

aceptadas

Ofertas de generación

Ofertas de

demanda

Flujos de energía

Flujo de información

Organización y funcionamiento del mercadoEstructura del sector eléctrico

9

Productor Régimen especialAgente externo

vendedor

Comercializador

Ultimo RecursoComercializador

Agente externo

comprador

OMI

Consumidor a

tarifa

Consumidor

en mercado


Posibilidades de contratación

10

GESTIÓN

ECONÓMICA

Gestionar el sistema de

ofertas de compra/venta

OPERADORDEL

MERCADO

GESTIÓN

TÉCNICA

Garantizar la continuidad y

la seguridad y coordinar la

producción y el transporte

OPERADOR DEL

SISTEMA


Operadores del mercado y del sistema

11

Contratos

Bilaterales

Operador del

Sistema Operador del

Mercado

Contratos por

Diferencias

Mercado de

Servicios

Complementarios

Mercado

Diario

Gestión

de las

Restricciones

Técnicas

Mercado de

productos

Normalizados

a Futuro

Contratos

Físicos

ENERGÍA PROGRAMADA

Mercado de Producción

Mercado

Intradiario

Organización y funcionamiento del mercado eléctrico español

Secuencia de los mercados (I)

OTC

12

AGENTES DEL MERCADO

TRANSACCIONES

a través del

Operador del Sistema

TRANSACCIONES

a través del

Operador del Mercado

CONTRATOS

Bilaterales

Implantación por el

OPERADOR DEL SISTEMA

Instrucciones para las

INSTALACIONES FÍSICAS de

Generación y Transporte


Secuencia de los mercados (II)

13

Mercado

Intradiario

Mercado de

Banda de Secundaria

Gestión

Restricciones

Mercado diario

Oferta/ Demanda+

Contratos Bilaterales

Pro

gra

ma

Dia

rio

Base

Pro

gra

ma

dia

rio

via

ble

+

+

+

Pro

gra

ma H

ora

rio

Fin

al

Gestión de Servicios Complementarios

Fin de la

programació

n

Tie

mp

oOrganización y funcionamiento del mercado

Secuencia de los mercados (III)

14

MERCADO

DIARIO

Compradores

Vendedores

Ofertas Aceptadas

(Cantidades a precio

único.)

Ofertas

Rechazadas-Contratos Bilaterales

(Sólo cantidades)

Programación

Base

OPERADOR DEL MERCADO

Cantidades y precios

Cantidades y precios


Secuencia de los mercados (IV)

15

Análisis

de Red

¿Hay

restricciones

técnicas ?

NO

SI

Gestión económica

de restricciones

Banda de

Secundaria

Programación

Viable

OPERADOR DEL SISTEMA

OFERTAS


Secuencia de los mercados (V)

16

MERCADO INTRADIARIO

• Sesión en cada hora.

• Actualiza la programación

viable para las restantes

horas casadas en el mercado

diario.

Programa-

ción

horaria

final

Funciona-

miento

Real

Ajustes en

generación y

demanda

Programación

Viable para

el día D

Ofertas para cubrir

los ajustes en la

programación(al

menos con 3 horas de

adelanto)

Desvíos en

generación y

demanda

Servicios complementarios

( reservas de operación)

OPERADOR DEL MERCADO OPERADOR DEL SISTEMA


Secuencia de los mercados (VI)

17


Mercado Diario

Desde julio de 2007 el mercado de corto plazo es ibérico

Negociación de energía para las 24 horas del día siguiente

Los agentes envían, por vía electrónica, sus ofertas de compra y

venta para el día D+1 antes de las 10:00 del día D, expresadas en:

Precios: cEur/kWh (con 3 decimales)

Energía: MWh (con un decimal)

El operador del mercado verifica si hay errores en las ofertas

El operador del mercado devuelve el resultado de la casación:

Precios horarios

Programas de producción y consumo asignados a cada unidad

antes de las 11:00 del día D

18

Las ofertas se presentan por grupo generador con laexcepción de las instalaciones hidráulicas, que puedenagregar distintas centrales de la misma cuenca.

Están obligados a presentar ofertas los generadores de

las empresas eléctricas, salvo que estén indisponibles o

adscritos a un contrato bilateral físico; pueden presentar

ofertas el resto de los generadores (R.especial)

Las ofertas contienen, para todas las horas del día

siguiente, hasta 25 combinaciones de precio y energía

incrementales ordenadas por precios crecientes.

Además pueden introducirse en las ofertas algunas

condiciones (ofertas complejas)


Mercado Diario. Ofertas de Venta

19

MWh

cEur/kWh

P*

Q*

Ofertas de venta

Ofertas de adquisición

MWh

cEur/kWh

P*

Q*

Se ordenan las ofertas de compra por precios

decrecientes y las de venta por precios crecientes y se

busca el punto de cruce entre ambas. El precio se

corresponde con la última oferta de venta aceptada.


Mercado Diario. Casación

Ofertas de venta

Ofertas de adquisición

20


Mercado Intradiario.

El Mercado Intradiario es un mercado de ajustes de participación voluntaria (fallos de unidades de producción, cambios en la estimación de la demanda, etc.)

Puede operar todo agente autorizado a operar en el Mercado de producción de energía eléctrica

Los distribuidores, consumidores cualificados y comercializadores deberán haber participado en la sesión correspondiente del mercado diario (presentado oferta) o haber ejecutado un contrato bilateral.

Los agentes podrán presentar tanto ofertas de venta de energía como de adquisición de la misma, para una unidad de producción o de adquisición.

21

SESIONES DEL INTRADIARIOHorarios

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

Intrad. 6 (9 horas)

Intradiario 5 (13 horas)




Intradiario 4 (17 Horas)


Mercado Intradiario. Sesiones

22

Restricciones en las interconexiones: ESPAÑA-PORTUGAL

Proceso basado en subastas explícitas + “Market Splitting”

En el mercado diario, agentes españoles y portugueses ofertan en

igualdad de condiciones

Si no hay congestión en el interconexión PE=PP=PIBERICO

Si hay congestión se generan dos áreas de precios


Mercado ibérico de electricidad (MIBEL)

23









PIBERICOPIBERICO

CMAX=100

80

Sin congestión

24









PIBERICOPIBERICO

CMAX=100

80

Sin congestión

Con congestión

PIBERICOPIBERICO

CMAX=100

120

PE PP

CMAX=100

100

25


26

Detección de funcionamiento incorrecto del mercado: Por actuaciones de los agentes:

Infracciones de las leyes sectoriales: Ley Eléctrica.

Infracciones de la Ley de Competencia.

Legales pero no deseadas.

Derivadas del marco regulatorio

Prevención de las prácticas impropiasy señales de conducta a los agentes

Corrección de funcionamientos del mercado no deseables mediante expedientes sancionadores

Ley sectorial: instruye CNE y sanciona la autoridad que concede la licencia de la actividad (Ministerio de Industria, Comunidades Autónomas, etc.).

Ley de competencia: Comisión Nacional de Competencia.


Objetivos

27

1. Mercado mayoristaA. Largo plazo: análisis de la evolución de la inversión en el sistema

Acceso al mercado: agentes y tecnologías

Previsión de futuros problemas de competencia y sus consecuencias en la formación de precios

Adecuación de la regulación (objetivos de planificación)

B. Medio plazo: análisis de los mercados de contratación a plazoParticipación: calificación de agentes y garantías

Desarrollo de la subasta

Resultados

C. Corto plazo: análisis del funcionamiento del mercado eléctricoMercados diario e intradiarios

Contratación bilateral

Procesos de operación del sistema

Efecto de los mercados a plazo y derivados

2. Mercado minoristaCambio de suministrador

Precios de comercialización


Líneas de actuación

28

Cobertura de la demanda Objetivo: Determinar el grado de adecuación del nivel de potencia instalada

en el sistema para la cobertura de la demanda

Problemática: Falta de inversión en el sistema Escasa oferta remanente, mayor poder de mercado, incremento de precios, etc.

Causas: Barreras de entrada: procesos administrativos de autorización, falta de capacidad en la

red, etc.

Falta de incentivo: pagos por capacidad, primas al régimen especial, etc.

Horizonte de análisis: 4-5 años

Análisis del tipo de entrada en el sistema Objetivo: evaluar el efecto sobre el mercado del tipo de tecnología y la

propiedad de la generación que se instala en el sistema.

Problemática:Propiedad concentrada de las instalaciones Alteración de la estructura de poder de

mercado

Coste variable de producción Afecta la formación de precios en el pool

Características técnicas de las instalaciones (velocidad de respuesta, capacidad de generación de energía reactiva, etc.) Afecta la formación de precios en los mercados de operación


Mercado mayorista – largo plazo

29

Contratación a plazo mediante subastas de: emisiones primarias de energía,

compra de energía de los suministradores a tarifa regulada

Esquema de supervisión en 3 fases: ex ante, en subasta (in situ), ex post

Subasta

Garantizar que el

proceso se realiza

de manera

objetiva,

transparente y no

discriminatoria

Fase ex ante Fase ex post

Precios resultantes

Nominación de la

energía

Interrelación de

mecanismos de

integración de los

mecanismos de plazo

y contado

Informes de mejoras

CNE CNE Informe

CNE

Proceso de registro

y calificación de

agentes:

transparencia y

objetividad

Procedimiento de

subasta (aspectos

técnicos) y producto

a subastar

Establecimiento de

garantías


Mercado mayorista – medio plazo

30

Poder de mercado

Capacidad de obtener beneficio

por la elevación de precios

producida por la modificación

individual (o colectiva) de la oferta

(o demanda)

Margen 2 > Margen 1

P2 * Q2 – CV2 > P1 * Q1 – CV1

Objetivos

Evaluar el comportamiento en cuanto a la compra/venta de energía mediante supervisión ex-post.

Evaluar el nivel de Competencia efectivo en el mercado, las prácticas anticompetitivas y las disfunciones en las normas de mercado.


Mercado mayorista – corto plazo

MWh

cEur/kWh

P2

Q1

P1

Q2

31

Estructurales:

Mercado relevante

Indicadores de concentración (cuotas de mercado, HHI, etc.)

Análisis de la oferta residual

Análisis de la demanda residual

De comportamiento:

Comparación con referencia competitiva

Retirada de capacidad

Estrategias de oferta

Comparaciones de ingresos-márgenes

Uniformidad de condiciones de venta


Indicadores y tipos de análisis

32

Efecto sobre los precios

La desviación del equilibrio competitivo supone a la

vez cambios en precios y cantidades.



33

Efecto en cantidad: retirada de capacidad



34

Estimación de costes de producción (Orden de mérito)

Basada en fundamentales:

Coste de combustible

Rendimiento

Operación y Mantenimiento

Coste del CO2

Basada en comportamiento observado del mercado

Precios – ingresos más bajos a los que una unidad ha sido

despachada

Corregida por variación de precios de combustible

Propia unidad o unidades de tecnología similar

Hidráulica: coste de la energía térmica sustituida


Indicadores y tipos de análisis. Cálculo de referencias

35


36


Informes periódicos

Informe diario sobre los resultados del mercado de electricidad Boletines semanales sobre el funcionamiento del mercado de electricidad Informes mensuales de supervisión del mercado mayorista de

electricidad

Expedientes sancionadores

Precios elevados en restricciones técnicas Indisponibilidades ficticias Precios elevados en el mercado diario

DEMANDA ESPAÑA

Punta 43.601 7.243 MW

Mínima excluido bombeo 25.224 MW

Demanda Total 876 135 GWh

Demanda Bombeo 7,07 GWh

Factor de carga 84% 75%

D. Interna mercado libre 45%

CUOTAS COMPRAS PDBF

COMERCIALIZADORAS

END 39,7%

INTERCAMBIOS (MWh) PDBF IBD 17,3%

Import Export Saldo UF 16,3%

Francia 18.399 10.879 7.520 VIESGO 1,8%

Portugal 0 22.022 -22.022 HC 9,1%

Marruecos 0 7.200 -7.200 GN 2,7%

Andorra 0 1.407 -1.407 OTROS 13,1%

TOTAL 18.399 41.509 -23.110 TOTAL (MW) 395.210

COBERTURA PDBF (MWh)

ESPAÑA TOTAL END IBD UF VIESGO HC GN OTROS

Nuclear 176.199 47% 44% 8% 0% 2% 0% 0%

Térmica Convencional 325.859 28% 17% 27% 6% 9% 4% 9%

Carbón 163.780 56% 6% 16% 2% 19% 0% 1%

CGTG 162.079 0% 27% 38% 10% 0% 8% 17%

Fuel-Gas 0 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Hidráulica + Bombeo 78.065 24% 35% 22% 14% 5% 0% 0%

Hidráulica 71.498 25% 37% 24% 9% 5% 0% 0% Hoy Δ Ayer Δ Sem. Ant Hoy Δ Ayer Δ Sem. Ant

Bombeo 6.567 22% 16% 3% 60% 0% 0% 0% Medio 51,24 0,52% -7,24% 53,44 -2,20% -8,12%

TOTAL RÉG. ORDINARIO 580.123 33% 27% 20% 5% 7% 2% 5% Máximo 68,94 -13,82% -17,68% 68,94 -7,69% -17,68%

TOTAL RÉG. ESPECIAL 299.162 7% 21% 3% 0% 3% 0% 66% Mínimo 34,64 15,44% 1,93% 34,64 -17,12% -18,30%

TOTAL GENERACIÓN 879.285 24% 25% 14% 3% 5% 1% 26% Máxima diferencia P-E 9,34

Horas de precio inferior 10 0

POSICIÓN RÉGIMEN ORDINARIO EN MERCADO DIARIO - PBC (MWh) ESPAÑA EN

ESPAÑA TOTAL END IBD UF VIESGO HC GN OTROS PDBF PDVD PRUEBAS

Nuclear 34.372 27% 57% 12% 0% 4% 0% 0% Nuclear 8 8 0

Térmica Convencional 225.215 11% 22% 39% 9% 1% 6% 13% Carbón 24 24 0

Hidráulica + Bombeo 65.739 25% 42% 26% 6% 0% 0% 0% CGTG 19 24 1

TOTAL RÉG. ORDINARIO 325.326 16% 29% 34% 7% 1% 4% 9% Fuel-Gas 0 1 0

TOTAL 51 57 1

CARBÓN CCTG FUEL-GAS

INDISP. ACOPL. PROGRAM. INDISP. ACOPL. PROGRAM. INDISP. ACOPL. PROGRAM.

PDBF POR RRTT PDBF POR RRTT PDBF POR RRTT

END 1 11 1 END 0 0 1 END 2 0 1

IBD 1 2 0 IBD 0 4 2 IBD 0 0 0

UF 1 4 0 UF 0 7 1 UF 0 0 0

VIESGO 2 1 0 VIESGO 0 1 0 VIESGO 0 0 0

HC 0 4 0 HC 0 0 0 HC 0 0 0

GN 0 0 0 GN 1 2 0 GN 0 0 0

COMPARTIDOS 0 2 -1 COMPARTIDOS 0 3 1 COMPARTIDOS 2 0 0

OTROS 0 0 0 OTROS 1 2 0 OTROS 0 0 0

TOTAL 5 24 1 TOTAL 2 19 5 TOTAL 4 0 1

0

0

5

PORTUGAL

ACOPLADOS

PRECIOS HORARIOS (€/MWh)

23

0 0

5

miércoles, 21 de enero de 2009

PROGRAM.

ESPAÑA PORTUGAL

INDISPONIBLESDISP. NO ACOPL.

PDBF POR RRTT

9

0

0

0

0

2

4

3

0

DISP. NO ACOPL.

PDBF

11 39

PDBF

DISP. NO ACOPL.

PDBF

6

DISP. NO ACOPL.

1

2

2

1

2

7

2

6

1

3

0

0

0

0

23

7

2

1

0

5

5

4 9

Precios Mercado Diario y Estimación Costes Producción

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 H25

€/M

Wh

Precio Medio Ponderado Portugal Precio Medio Ponderado EspañaPrecio MD Portugal Precio MD EspañaFuelOil Carbón LitoralCarbón Interior Carbón CentroCCG (CMP) CCG (NBP)CCG (Henry Hub)

37

Ejemplos de actuaciones desarrolladas por la CNE:Informe diario (ex-post, D+1)

Principales parámetros

del mercado diario,

contratación bilateral y

restricciones.

Primer contraste de

situación de la demanda,

precios vs costes,

cuotas de mercado y

tecnologías,

intercambios

internacionales, etc.

Noción de la formación

del precio en el mercado:

tecnología marginal,

indisponibilidades de

generación (retirada del

mercado), etc.

DEMANDA ESPAÑA

Punta 43.601 7.243 MW

Mínima excluido bombeo 25.224 MW

Demanda Total 876 135 GWh

Demanda Bombeo 7,07 GWh

Factor de carga 84% 75%

D. Interna mercado libre 45%

CUOTAS COMPRAS PDBF

COMERCIALIZADORAS

END 39,7%

INTERCAMBIOS (MWh) PDBF IBD 17,3%

Import Export Saldo UF 16,3%

Francia 18.399 10.879 7.520 VIESGO 1,8%

Portugal 0 22.022 -22.022 HC 9,1%

Marruecos 0 7.200 -7.200 GN 2,7%

Andorra 0 1.407 -1.407 OTROS 13,1%

TOTAL 18.399 41.509 -23.110 TOTAL (MW) 395.210

COBERTURA PDBF (MWh)

ESPAÑA TOTAL END IBD UF VIESGO HC GN OTROS

Nuclear 176.199 47% 44% 8% 0% 2% 0% 0%

Térmica Convencional 325.859 28% 17% 27% 6% 9% 4% 9%

Carbón 163.780 56% 6% 16% 2% 19% 0% 1%

CGTG 162.079 0% 27% 38% 10% 0% 8% 17%

Fuel-Gas 0 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Hidráulica + Bombeo 78.065 24% 35% 22% 14% 5% 0% 0%

Hidráulica 71.498 25% 37% 24% 9% 5% 0% 0% Hoy Δ Ayer Δ Sem. Ant Hoy Δ Ayer Δ Sem. Ant

Bombeo 6.567 22% 16% 3% 60% 0% 0% 0% Medio 51,24 0,52% -7,24% 53,44 -2,20% -8,12%

TOTAL RÉG. ORDINARIO 580.123 33% 27% 20% 5% 7% 2% 5% Máximo 68,94 -13,82% -17,68% 68,94 -7,69% -17,68%

TOTAL RÉG. ESPECIAL 299.162 7% 21% 3% 0% 3% 0% 66% Mínimo 34,64 15,44% 1,93% 34,64 -17,12% -18,30%

TOTAL GENERACIÓN 879.285 24% 25% 14% 3% 5% 1% 26% Máxima diferencia P-E 9,34

Horas de precio inferior 10 0

POSICIÓN RÉGIMEN ORDINARIO EN MERCADO DIARIO - PBC (MWh) ESPAÑA EN

ESPAÑA TOTAL END IBD UF VIESGO HC GN OTROS PDBF PDVD PRUEBAS

Nuclear 34.372 27% 57% 12% 0% 4% 0% 0% Nuclear 8 8 0

Térmica Convencional 225.215 11% 22% 39% 9% 1% 6% 13% Carbón 24 24 0

Hidráulica + Bombeo 65.739 25% 42% 26% 6% 0% 0% 0% CGTG 19 24 1

TOTAL RÉG. ORDINARIO 325.326 16% 29% 34% 7% 1% 4% 9% Fuel-Gas 0 1 0

TOTAL 51 57 1

CARBÓN CCTG FUEL-GAS

INDISP. ACOPL. PROGRAM. INDISP. ACOPL. PROGRAM. INDISP. ACOPL. PROGRAM.

PDBF POR RRTT PDBF POR RRTT PDBF POR RRTT

END 1 11 1 END 0 0 1 END 2 0 1

IBD 1 2 0 IBD 0 4 2 IBD 0 0 0

UF 1 4 0 UF 0 7 1 UF 0 0 0

VIESGO 2 1 0 VIESGO 0 1 0 VIESGO 0 0 0

HC 0 4 0 HC 0 0 0 HC 0 0 0

GN 0 0 0 GN 1 2 0 GN 0 0 0

COMPARTIDOS 0 2 -1 COMPARTIDOS 0 3 1 COMPARTIDOS 2 0 0

OTROS 0 0 0 OTROS 1 2 0 OTROS 0 0 0

TOTAL 5 24 1 TOTAL 2 19 5 TOTAL 4 0 1

0

0

5

PORTUGAL

ACOPLADOS

PRECIOS HORARIOS (€/MWh)

23

0 0

5

miércoles, 21 de enero de 2009

PROGRAM.

ESPAÑA PORTUGAL

INDISPONIBLESDISP. NO ACOPL.

PDBF POR RRTT

9

0

0

0

0

2

4

3

0

DISP. NO ACOPL.

PDBF

11 39

PDBF

DISP. NO ACOPL.

PDBF

6

DISP. NO ACOPL.

1

2

2

1

2

7

2

6

1

3

0

0

0

0

23

7

2

1

0

5

5

4 9

Precios Mercado Diario y Estimación Costes Producción

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 H25

€/M

Wh

Precio Medio Ponderado Portugal Precio Medio Ponderado EspañaPrecio MD Portugal Precio MD EspañaFuelOil Carbón LitoralCarbón Interior Carbón CentroCCG (CMP) CCG (NBP)CCG (Henry Hub)

38

Ejemplos de actuaciones desarrolladas por la CNE:Boletín semanal (ex-post, S+1)

Información sobre los balances de energía y precios en cada uno de los segmentos de mercado, incluyendo intradiarios y mecanismos de operación del sistema.

Contraste más profundo de la situación de los mercados individuales y el sistema en general (precios, hidraulicidad, energía eólica, interconexiones, costes, etc.)

Identificación de hechos relevantes, preocupantes o no para la competencia y/o la seguridad del sistema:

Comportamientos irregulares

Ofertas a precios elevados, etc.

39

Ejemplos de actuaciones desarrolladas por la CNE:Informe mensual (ex-post, M+3)

Inclusión de toda la información relevante sobre el funcionamiento de

los mercados.

Análisis en profundidad del estado general del sistema y del

funcionamiento de los mercados, causas y consecuencias de lo

observado.

Horizonte mensual pero contrastando la evolución de los indicadores

y mercados relevantes en el año móvil: precios, energías, cotizaciones

de combustibles, disponibilidad del parque generador, etc.

Conclusiones y PROPUESTA DE ACCIONES a tomar en su caso para

abordar los problemas detectados, por ejemplo:

Conductas anticompetitivas o abusivas Expedientes informativos

Posible manipulación de precios Expedientes sancionadores

Notificación a las autoridades de

competencia

Fallos regulatorios Propuesta de cambios normativos

40

Ejemplos de actuaciones desarrolladas por la CNE:Informe mensual: algunos indicadores

Contraste ofertas-ingresos con los costes de producción estimados

Costes variables de producción orden de mérito de las centrales

En contraste con las

ofertas o programas

apuntan

comportamientos

anómalos:

funcionamientos a

pérdidas,

autoexclusiones del

mercado, etc.

Enfrentados con el

precio resultante del

mercado permiten

valorar la competividad

del mismo

HISTÓRICO DE PRECIOS MEDIOS SEMANALES

DEL MERCADO DIARIO Y ESTIMACIÓN DE

COSTES VARIABLES DE PRODUCCIÓN

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

€/M

Wh

Fuel-oil Carbón Precio MD_ES

CCG (Henry Hub) CCG (NBP) CCG (CMP)

41

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

sep

-07

oct-

07

no

v-0

7

dic

-07

en

e-0

8

feb

-08

mar-

08

ab

r-08

may-0

8

jun

-08

jul-

08

ag

o-0

8

sep

-08

oct-

08

no

v-0

8

dic

-08

en

e-0

9

feb

-09

mar-

09

ab

r-09

MW

h

Carbón Ciclos combinados Fuel


Oferta remanente: Potencia disponible de los grupos no acoplados en mercado

En conjunto indica el estado de déficit o exceso de potencia en el sistema.

Expresada por tecnologías indica quién está en el entorno marginal (qué tecnología determina el precio), así como estrategias de funcionamiento (paradas el fin de semana, etc.)

Enfrentada con la

demanda permite

determinar la coherencia

de su comportamiento

Con un posterior análisis

por propietario se

determinan

comportamientos

anómalos que pueden

apuntar a un posible

abuso de poder de

mercado.

Record de demanda

y precios elevados

del mercado

Cambio en el orden

de mérito carbón vs

ciclo combinado

Frío extremo

Record eólica

42


Impacto de la producción eólica en los precios del mercado

Cobertura de la Demanda

0

5000

10000

15000

20000

25000

20-o

ct-0

8

20-o

ct-0

8

20-o

ct-0

8

20-o

ct-0

8

21-o

ct-0

8

21-o

ct-0

8

21-o

ct-0

8

21-o

ct-0

8

22-o

ct-0

8

22-o

ct-0

8

22-o

ct-0

8

22-o

ct-0

8

23-o

ct-0

8

23-o

ct-0

8

23-o

ct-0

8

23-o

ct-0

8

24-o

ct-0

8

24-o

ct-0

8

24-o

ct-0

8

24-o

ct-0

8

25-o

ct-0

8

25-o

ct-0

8

25-o

ct-0

8

25-o

ct-0

8

26-o

ct-0

8

26-o

ct-0

8

26-o

ct-0

8

26-o

ct-0

8

26-o

ct-0

8

MW

h

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

Nuclear Resto r.especial

Eólica Carbón

CCG Fuel

Hidráulica Pr MD

Pr horario

43

Ejemplos de actuaciones desarrolladas por la CNE:Precios elevados en restricciones técnicas

Características del mercado de restricciones:

Problemas zonales, pocas unidades compiten por

su resolución.

Problemas reiterados, los agentes conocen los

requerimientos.

Retribución a precio de oferta.

Poder de mercado

Facilidad para el abuso

Síntomas de abuso:

Obtención de forma reiterada de ingresos elevados por este servicio.

Ingresos medios totales muy superiores a los costes estimados.

Restricción técnica es cualquier circunstancia o incidencia en la red de

transporte o en el sistema que requiera la modificación de los programas.

19%

23%

115%

114%

150%10%

7%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

Ingresos anuales Costes estimados

G2 G3 G4 G5 G6 G7Grupo1

Miles de Euros

50

100

150

200

250

300

350

6 7 8 9 10 11 12 6 7 8 9 11 12 1 279 11 121 7 11 1 2 6 7 8 9 10 12 2 3 4 11 12 6 7 9 10 11 12

44


Síntomas de abuso (cont.):

Autoexclusión del mercado diario: no despacho con precios de mercado

superiores a los costes variables estimados para la central.

0

2

4

6

8

10

12

01/05/2007 01/06/2007 02/07/2007 03/08/2007 03/09/2007 04/10/2007 05/11/2007

cent€

/kW

h

Variación de las

ofertas al

mercado diario

coincidiendo con

periodos en que

su programación

resulta necesaria

para el sistema

45


Síntomas de abuso (cont.):

Autoexclusión del mercado diario: no despacho con precios de mercado

superiores a los costes variables estimados para la central.

Soluciones:

Sanciones

Cambios regulatorios: precio regulado para la retribución del servicio.

INGRESO MEDIO OBTENIDO SEGÚN EL MERCADO DE DESPACHO

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

Días

€/M

Wh

Mercado diario

Mercado intradiario

Restricciones técnicas

46

Fin de la presentación

http://www.cne.es

Carlos Solé Martín

Director de Energía Eléctrica

[email protected]

http://www.cne.es/

Documents

SUPERVISIÓN DEL MERCADO EN EL SISTEMA ELÉCTRICO …