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MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
ANÁLISIS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE “DECENTRALISED MARKET
COUPLING (DMC)” CON MÚLTIPLES SISTEMAS
AUTOR: Edna Julisa Naranjo Salas
MADRID, julio de 2005
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
2
RECONOCIMIENTOS
Al Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español, S.A., OMEL por
abrirme las puertas para realizar el presente estudio y permitirme conocer más
a fondo el funcionamiento del Mercado Español. Y a todas las personas que
aquí trabajan por su acogida, su ayuda y apoyo.
A Juan Bogas Director en OMEL de este proyecto, por su constante
comprensión, apoyo y colaboración, en el desarrollo de este estudio.
A la Universidad Pontificia Comillas, a todos los profesores que han compartido
sus conocimientos en este Máster, por su dedicación y por abrirnos las puertas
a nuevos conocimientos.
A Mariano Ventosa, Tutor por parte de la Universidad en este proyecto, por su
guía y contribución a la realización de este trabajo.
3
RESUMEN
A través de la Directiva 2003/54/CE y el Reglamento 1228/2003, la Unión
Europea da un impulso definitivo al desarrollo del Mercado Interior de
Electricidad, estableciendo reglas claras para la adopción de un método común
de manejo de congestiones en las interconexiones internacionales.
En cumplimiento a esta normativa, varios organismos han presentado
propuestas basadas en subastas implícitas o explícitas, que son los únicos
métodos que cumplen los requerimientos establecidos y el tema ha sido tratado
en mini-foros regionales auspiciados por el Foro de Florencia.
En este esquema, el Operador del Mercado Ibérico de Energía Polo Español
S.A. propone un método de manejo de congestiones en la interconexión
España-Francia, basado en la propuesta de EuroPEX, Descentralised Market
Coupling aplicado en el mercado diario, en el que se gestionará el total de la
capacidad de transmisión disponible y el riego que pueda haber por la
diferencia de precios entre los dos mercados sea manejada en mercados
financieros a través de derechos financieros de transmisión FTRs.
El presente trabajo analiza los métodos actualmente aplicados y propuestos en
Europa para la gestión de congestiones en las interconexiones internacionales
y analiza la aplicabilidad del método propuesto por OMEL a través del estudio
de varios casos que permitan demostrar que la propuesta es viable para el
caso Francia-España y puede ser aplicada en otros mercados europeos.
4
ÍNDICE Capítulo Página 1. INTRODUCCIÓN 8
1.1 EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO HACIA MERCADOS
INTEGRADOS ...................................................................................... 8
1.2 EL MERCADO INTERIOR DE ELECTRICIDAD - OBJETIVO
EUROPEO.......................................................................................... 13
2. MÉTODOS DE MANEJO DE CONGESTIONES ASOCIADOS A
ESTRUCTURA DE MERCADO 20
2.1 MÉTODOS ACTUALMENTE APLICADOS......................................... 21
2.1.1 SUBASTAS EXPLÍCITAS ........................................................... 21
2.1.1.1 Aplicación de Subastas Explícitas - Alemania ..................... 23
2.1.2 SUBASTAS IMPLÍCITAS............................................................ 25
2.1.3 MARKET SPLITTING ................................................................. 27
2.1.3.1 Aplicación del Market Splitting - Nord Pool ASA.................. 29
2.2 MÉTODOS PROPUESTOS................................................................ 32
2.2.1 MANEJO COORDINADO DE CONGESTIONES........................ 32
2.2.2 DECENTRALISED MARKET COUPLING .................................. 34
2.2.3 FLOW-BASED MARKET COUPLING......................................... 36
2.2.4 OPEN MARKET COUPLING ...................................................... 38
2.3 MERCADOS DE BALANCE Y MERCADOS FINANCIEROS COMO
COMPLEMENTO AL FUNCIONAMIENTO DE MÉTODOS DE
MANEJO DE CONGESTIONES ......................................................... 40
2.3.1 MERCADOS DE BALANCE E INTRADIARIOS - AJUSTE
DE DESVÍOS.............................................................................. 41
5
2.3.2 MERCADOS FINANCIEROS - MANEJO DE RIESGO A LARGO
PLAZO ........................................................................................ 43
2.4 ANÁLISIS............................................................................................ 46
3. ANÁLISIS DE UN MÉTODO COMÚN DE MANEJO DE CONGESTIONES
TRANSFROTERIZAS EN LA UNIÓN EUROPEA 48
3.1 FORO DE FLORENCIA ...................................................................... 48
3.2 MINI-FOROS PARA EL ANÁLISIS DE LA APLICACIÓN DE FLOW-
BASED MARKET COUPLING ............................................................ 52
3.2.1 REGIÓN CENTRO – OESTE...................................................... 52
3.2.2 REGIÓN NORTE ........................................................................ 54
3.2.3 REGIÓN SUR – OESTE ............................................................. 57
3.2.4 REGIÓN CENTRO – SUR ......................................................... 59
3.2.5 REGIÓN CENTRO – ESTE ........................................................ 61
3.2.6 REGIÓN PAISES BÁLTICOS ..................................................... 63
3.2.7 REGIÓN REINO UNIDO E IRLANDA ......................................... 65
4. LA INTERCONEXIÓN ENTRE ESPAÑA Y FRANCIA 69
4.1 RESULTADOS DEL ESTUDIO CONJUNTO DE REE, RTE, OMEL Y
POWERNEXT DEFINICIÓN DE UN MÉTODO DE MANEJO
COORDINADO DE CONGESTIONES ............................................... 69
4.2 “DECENTRALISED MARKET COUPLING”, PROPUESTA DE
EUROPEX PARA EL MANEJO DE CONGESTIONES....................... 74
4.3 APLICACIÓN DMC Y SUBASTAS EXPLICITAS, PROPUESTA DE LOS
REGULADORES ESPAÑOL Y FRANCÉS – CNE - CRE................... 80
4.4 APLICACIÓN DMC, PROPUESTA DEL OPERADOR DEL MERCADO
IBÉRICO POLO ESPAÑOL, OMEL .................................................... 84
4.4.1 ESCENARIOS DE APLICACIÓN .................................................... 85
4.4.1.1 Largo plazo .......................................................................... 85
6
4.4.1.2 Mercado diario ..................................................................... 87
4.4.1.3 Mercado Intradiario.............................................................. 89
4.4.1.4 Operación en tiempo real..................................................... 90
4.4.2 INTRODUCCIÓN EN LA PROPUESTA DE OMEL DE
DERECHOS FÍSICOS DE TRANSMISIÓN PTR’s...................... 91
4.4.3 GARANTÍAS DE PAGO Y RENTAS DE CONGESTIÓN............ 93
4.5 EVALUACIÓN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MODELO
PLANTEADO POR OMEL .................................................................. 94
5. APLICACIÓN PRÁCTICA DEL MODELO DMC 97
5.1 EL MERCADO DIARIO FRANCÉS..................................................... 97
5.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO ENERGÍA.................. 102
5.2 EL MERCADO DIARIO ESPAÑOL................................................... 105
5.3 DESCRIPCIÓN DEL ALGORITMO DMC APLICADO ...................... 109
5.4 CASOS EJEMPLO PARA EL ANÁLISIS .......................................... 112
5.4.1 CASO BASE.................................................................................. 114
5.4.1.1 Resultados......................................................................... 117
5.4.1.2 Análisis .............................................................................. 119
5.4.2 CASO 1 ......................................................................................... 119
5.4.2.1 Resultados......................................................................... 121
5.4.2.2 Análisis .............................................................................. 123
5.4.3 CASO 2 ......................................................................................... 123
5.4.3.1 Resultados......................................................................... 125
5.4.3.2 Análisis .............................................................................. 126
5.4.4 CASO 3 ......................................................................................... 127
5.4.4.1 Resultados......................................................................... 128
5.4.4.2 Análisis .............................................................................. 130
5.4.5 CASO 4..................................................................................... 131
5.4.5.1 Resultados......................................................................... 132
5.4.5.2 Análisis .............................................................................. 134
7
5.4.6 CASO 5..................................................................................... 135
5.4.6.1 Resultados......................................................................... 136
5.4.6.2 Análisis .............................................................................. 139
5.4.7 CASO 6 ......................................................................................... 139
5.4.7.1 Resultados......................................................................... 141
5.4.7.2 Análisis .............................................................................. 143
6. CONCLUSIONES GENERALES……………………….…………………….144
7. BIBLIOGRAFÍA ………………………………………….……………………..150
8. APÉNDICES
Apéndice 1: Detalle de los mini-foros – Implementación del Flow-based
Market Coupling en la Unión Europea ………….…………………..…….....147
Apéndice 2: Directiva 2003/54/CE del Parlamente Europeo y del Consejo
sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad...............211
Apéndice 3: Reglamento CE No. 1228/2003 del Parlamento Europeo y del
Consejo relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio
transfronterizo de electricidad ………….…………………..…………………233
8
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO HACIA MERCADOS INTEGRADOS
Desde mediados de 1990, a través de la publicación de la Directiva 92/96/CE
del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre normas comunes para el
mercado interior de electricidad, se incentivó a los países miembros a cambiar
el esquema centralizado y verticalmente integrado del Sector Eléctrico para
desarrollar e implementar mercados en los que se separaran las actividades de
generación, transmisión, distribución y comercialización y se introdujera
competencia en aquellas que lo permitieran, manteniendo la red de transmisión
y distribución como actividades reguladas.
Con este impulso la mayoría de los países desarrolló de manera independiente
dentro de sus fronteras mercados que se adaptaron a sus necesidades,
tomando características propias. El éxito en la aplicación de esta Directiva se
puede verificar en la creación de mercados muy desarrollados.
Un ejemplo es Nord Pool conformado por cuatro de los países nórdicos como
un mercado regional, primero con la integración entre Noruega y Suecia en
1996, después con la adhesión de Finlandia en 1998 y finalmente Dinamarca
en el 2000. Esta integración les ha permitido desarrollar un mercado con reglas
unificadas en el que existe una elevada coordinación entre los distintos
operadores de sistema y mantener un único operador de mercado, Nord Pool
9
ASA, que proporciona amplias opciones de negociación. Esta unificación ha
permitido también reducir la concentración del mercado aumentando el número
de agentes participantes.
Figura No.1.1 – Creación del Mercado Nórdico
El operador del Mercado Nórdico maneja mercados con diferentes horizontes
temporales y permite opciones, tanto físicas como financieras, subdividido en
tres entidades cada una encargada de los siguientes mercados:
� Nord Pool Spot AS, Elspot y Elbas – Mercado físico diario y contraparte
de compensación de contratos físicos.
� Nord Pool Mercados Financieros, Eltermin – Mercado de futuros que
ofrece alternativas estandarizadas de contratos derivados (opciones,
futuros o contratos por diferencias).
� Nord Pool Clearing ASA – Servicios de compensación de contratos OTC
y bilaterales.
10
Figura No.1.2 – Evolución de los mercados en Nord Pool ASA
Los cuatro países que conforman el Mercado Nórdico, a través de su operador
de mercado negocian el intercambio de energía aprovechando sus
interconexiones internas y con el resto de Europa y las diferentes
características de la generación disponible, así:
� Noruega – el 99% de la generación total producida procede de recursos
hidráulicos por lo que puede ofertar su energía a precios muy
competitivos, pero está sometido a las variaciones de los ciclos
lluviosos.
� Suecia – los principales recursos energéticos son hidráulicos y plantas
nucleares que juntos representan el 90% de la capacidad de generación
instalada.
� Finlandia – la generación instalada incluye fuentes hidráulicas, plantas
nucleares y cogeneración. Adicionalmente es el único país de la Unión
Europea que tiene habilitada una interconexión con Rusia que completa
sus requerimientos de energía.
� Dinamarca – la generación utiliza principalmente combustibles fósiles
como el carbón y el gas, y también existe un elevado índice de
cogeneración que suministra tanto electricidad como calor y un
porcentaje representativo de energía eólica, por lo que es la región con
precios de la energía más elevados.
11
Esta distribución de la generación provoca que la región se pueda dividir en
áreas en las que los precios son bajos y otras en las que sucede lo contrario,
problema que se agudiza cuando las interconexiones entre estas áreas
exceden su capacidad de intercambio, esto unido a que toda la región funciona
bajo un esquema integrado de mercado permite solucionar el manejo de
congestiones utilizando el método conocido como market splitting [NORD04],
donde la capacidad es asignada como parte integral del cálculo del precio spot
en el mercado diario y la congestión en un enlace entre dos áreas resulta en la
diferencia de precio entre ambas. Cuando no hay congestión los precios spot
en las áreas serán los mismos. La asignación simultánea de energía y
capacidad asegura la máxima utilización de la capacidad de transmisión
disponible y el intercambio de energía desde áreas de precio bajo a áreas de
precio alto.
Otro mercado pionero es del Reino Unido, uno de los precursores junto con los
países nórdicos de la aplicación de los conceptos de mercado al Sector
Eléctrico, introduciendo competencia en generación y comercialización,
liberalizando progresivamente la demanda permitiendo así la libre elección de
suministrador y manteniendo reguladas las actividades de distribución y la
transmisión. Esta última, gestionada por National Grid Transco, es la
encargada también de gestionar las interconexiones con Francia, Escocia e
Irlanda. En este modelo las transacciones de energía se realizaban a través de
subastas en un mercado organizado regulado por National Grid Company, que
en marzo de 2001 debido a la insatisfacción de los agentes con los resultados
obtenidos, por los elevados precios que se negociaban en el mercado de
energía, cambió la estructura a NETA, New Electricity Trading Arrangements.
NETA es un mercado mayorista basado en contratos bilaterales entre
generadores, suministradores, comercializadores y usuarios. Este esquema
considera también la existencia de mercados de futuros y opciones, y aplica
mecanismos de balance para realizar la operación segura del sistema.
Tanto Irlanda como Gran Bretaña están buscando desarrollar un conjunto de
reglas comunes que les permita crear un mercado regional integrado donde se
12
pueda negociar la energía libremente, ya que actualmente solo Inglaterra y
Gales tienen un mercado común de electricidad.
Aunque hasta ahora solo Nord Pool ha venido funcionando exitosamente como
mercado regional, otros países han visto la necesidad de buscar la integración
en sus fronteras, como por ejemplo Portugal, España, Bélgica, Holanda, Austria
y Alemania, en especial España y Portugal por su situación geográfica, y
Alemania situada en el centro de Europa y fuertemente interconectada con
todos sus vecinos. Alemania ha establecido ya, o está en proceso de
establecer, un esquema unificado para gestionar sus interconexiones a través
de subastas explícitas conjuntas y coordinadas.
En el extremo de Europa, limitada su interacción con los países vecinos debido
a su ubicación geográfica, la península Ibérica ha desarrollado también un
mercado interno que sobre todo en España, donde está claramente avanzado
con mercados de gestión diarios e intradiarios y ha impulsado una integración
con Portugal en un mercado regional MIBEL, que se espera que entre en
funcionamiento a principios de julio de 2005. Debido a su situación geográfica
los dos países han desarrollado sistemas con fuerte interconexión interna y
promoción de generación instalada, lo que ha limitado el desarrollo de las
interconexiones con sus vecinos, en este caso dentro de la unión europea la
interconexión con Francia ha sido poco desarrollada y explotada.
Otros países en Europa han visto una evolución más lenta hacia mercados
competitivos y mantienen o han mantenido hasta hace muy poco esquemas
centralizados, como Francia en donde el Operador del Mercado, Powernext
encargado de realizar las negociaciones del mercado diario y del mercado de
futuros, empieza a funcionar a finales del 2001, o los países bálticos formados
cuando se separó la Unión Soviética, que tienen sistemas fuertemente
interconectados y en general sobredimensionados considerando sus demandas
actuales, además de poseer un importante parque generador que les permite
mantener una amplia capacidad de reserva de generación.
13
También con un menor desarrollo de sus mercados eléctricos, pero con
apertura hacia la implantación de un mercado regional se encuentran los
países del este de Europa, Polonia, República Checa, Eslovaquia y Hungría,
cuyos operadores del sistema se encuentran asociados en CENTREL con el
objeto de establecer condiciones técnicas, económicas y organizacionales
adecuadas para promover el uso eficiente de la capacidad de transmisión,
desarrollar los sistemas de transmisión y mejorar las condiciones de operación,
intercambiando experiencia, información y conocimiento entre sus miembros.
1.2 EL MERCADO INTERIOR DE ELECTRICIDAD - OBJETIVO EUROPEO
En junio de 2003, la Directiva 92/96/CE fue sustituida por la Directiva
2003/54/CE sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad, en
la que se incluían nuevos objetivos encaminados principalmente a introducir la
competencia entre generadores y suministradores no solo dentro de los
mercados domésticos, sino a nivel internacional, como medio para maximizar el
beneficio económico de los consumidores y a la vez promocionar la economía
de la región en general.
La creación del Mercado Interno de Electricidad (IEM) en la Unión Europea,
requiere la interconexión de los países miembros con enlaces que permitan la
libre competencia con suficiente capacidad de intercambio real entre los
participantes, sin embargo a pesar de que la mayoría de países en Europa,
sobre todo en la región central, están interconectados entre si, la capacidad de
transmisión actualmente disponible es limitada en la mayoría de los casos, lo
que no permite la optimización y harmonización directa de los mercados.
Por esta razón el camino hacia un verdadero mercado integrado requiere el
desarrollo de nuevas interconexiones en las fronteras de los distintos países
que proporcionen la capacidad de transmisión necesaria para dar libertad de
negociación al mercado eléctrico, pero este es un objetivo que puede
14
alcanzarse en el largo plazo, sin embargo para horizontes más cercanos como
medio y corto plazo es importante coordinar los sistemas y definir métodos que
permitan obtener el mayor beneficio y mejor utilización de la capacidad
existente.
En Europa se han aplicado diferentes métodos para manejar las congestiones
en enlaces internacionales con capacidad limitada, en los que la energía
negociada que necesita ser transmitida en un sentido u otro, es mayor a la
capacidad de transmisión real disponible, los más utilizados son los siguientes:
� Subastas Explícitas, junto con el requerimiento de capacidad, los
agentes solicitantes tienen que declarar cuanto están dispuestos a pagar
por el uso de la capacidad solicitada, estas ofertas se ordenan por precio
y se asigna la capacidad disponible empezando con las ofertas más
altas fijándose el precio de referencia en la última oferta casada. Estas
subastas se realizan con diferentes horizontes de programación, siendo
típicamente anual, mensual y semanal, subastándose un porcentaje
determinado previamente de la capacidad disponible para cada uno de
los horizontes de programación. La asignación de la capacidad es
independiente de la asignación de la energía.
� Subastas Implícitas, dentro del propio proceso de casación del mercado
realizan una asignación de la capacidad máxima de interconexión entre
dos áreas entre las que existe congestión. El Market Splitting, una
particularización de las subastas implícitas, requiere la existencia de
ofertas a ambos lados del enlace congestionado. Permite dividir el
sistema en dos áreas, y realizar una casación por separado para cada
una, ajustándolas para que el saldo del flujo por la interconexión sea
igual a su capacidad máxima, dando lugar a precios de mercado
diferentes en cada zona.
� First come, first served - listas de prioridad, es un mecanismo que no
está basado en criterios de mercado, que establece que la capacidad de
15
transmisión disponible se asigne en función del requerimiento realizado
por los agentes y al orden en que se recibe la información de tal
requerimiento.
� Acceso limitado o división de la capacidad existente, los países dividen
en la mitad la capacidad de transmisión disponible y la entregan a cada
país, así cada uno asigna la capacidad según sus métodos propios.
� Esquemas de prorrateo, la capacidad de transmisión disponible se
reparte entre todos los agentes que hayan solicitado utilizarla de forma
proporcional al volumen solicitado.
De acuerdo a los estudios realizados por la Asociación Europea de Operadores
de Sistema ETSO [ETSO04], los métodos que se emplean para manejar las
capacidades de interconexión disponibles y las transacciones que se verifican a
través de éstas entre los países, son los siguientes:
Figura No. 1.3 – Métodos de manejo de congestiones vigentes en Europa. Fuente: Estudio ETSO junio 2005 Como puede observarse debido a la variedad de mercados desarrollados en
cada uno de los países, los métodos aplicados para manejar las congestiones
en transacciones internacionales de energía son distintas en cada uno los
16
mercados, por esto y debido al interés de la Comunidad Europea de desarrollar
el IEM, en junio de 2003 junto con la nueva Directiva sobre normas comunes
para el mercado interior de electricidad, el Parlamento Europeo y el Consejo
publicaron el Reglamento 1228/2003 relativo a condiciones de acceso a la red
para el comercio transfronterizo de electricidad, que determina la importancia
de definir normas equitativas para el comercio transfronterizo, que posibiliten la
competencia en el mercado interior de electricidad, siendo necesario fijar
mecanismos de remuneración y manejo de la capacidad de interconexión
disponible en los enlaces.
Este Reglamento establece además, en el Artículo 6, inciso primero, que: “Los
problemas de congestión de la red se abordarán mediante soluciones no
discriminatorias y conformes a la lógica del mercado que sirvan de indicadores
económicos eficaces a los operadores del mercado y a los gestores de las
redes de transporte interesados. Los problemas de congestión de la red se
resolverán preferentemente mediante métodos no basados en transacciones,
es decir, métodos que no impliquen una selección entre los contratos de los
distintos operadores del mercado.”
En cumplimiento a este Reglamento se deben revisar los métodos actualmente
empleados y determinar aquellos que cumplan con los requerimientos
establecidos y definir un método común que pueda ser aplicado en todos los
países de la comunidad europea a corto y medio plazo, adaptándose a las
características propias de cada uno de sus mercados:
� Subastas Explícitas, método no discriminatorio y transparente que
cumple los requerimientos del Reglamento 1228/2003, dando señales
económicas eficientes para la operación del mercado y la valoración de
la red. La asignación de la capacidad es independiente de la asignación
de la energía. En algunas situaciones permite ejercer poder de mercado.
� Market Splitting, método no discriminatorio y transparente que cumple
con la condición de aplicar lógica de mercado, permite implementar
17
instrumentos financieros para evitar el riesgo de precios y provee de
señales económicas adecuadas a los participantes del mercado.
� First come, first served - listas de prioridad, no cumple la condición de
seguir una lógica de mercado y proporcionar indicadores económicos
eficaces. Permite ejercer poder de mercado, favoreciendo a los agentes
con grandes portfolios y limita la participación de nuevos entrantes.
� Acceso limitado o división de la capacidad existente, no cumple la
condición de seguir una lógica de mercado y proporcionar indicadores
económicos eficaces, permite ejercer poder de mercado.
� Esquemas de prorrateo, no cumplen la condición de seguir una lógica de
mercado y proporcionar indicadores económicos eficaces, a pesar de
ser un método sencillo, transparente y no discriminatorio, no proporciona
indicadores económicos eficientes ni optimiza el beneficio social ni la
reducción de costes de operación.
De este análisis se puede determinar que la mayoría de los métodos
actualmente aplicados en el manejo de congestiones en las transacciones
transfronterizas de energía no cumplen los requerimientos establecidos por el
Reglamento 1228/2003, razón por la que varios organismos europeos
vinculados al sector eléctrico, como ETSO, EuroPEX, han presentado distintas
propuestas dentro del Foro de Florencia creado por la Comisión de la Unión
Europea, para realizar el manejo de congestiones mediante métodos que
cumplan con la nueva regulación.
Considerando estos hechos, el siguiente estudio tiene por objeto analizar de
forma general los métodos de manejo de congestiones que actualmente se
están aplicando o que han sido propuestos por los organismos encargados de
manejar el sector eléctrico de los distintos países, concentrándose sobre todo
en aquellos que se encuentran alineados y cumplen los preceptos establecidos
en la nueva normativa europea, e investigar los diferentes avances realizados
18
sobre todo en el marco del Foro de Florencia para determinar el método más
adecuado que pueda ser implementado de forma global en los países de
Europa, con el fin de trazar el camino correcto hacia el desarrollo del Mercado
Interior de Electricidad.
De forma más especifica va a analizar las propuestas para manejar las
congestiones en la interconexión entre Francia y España, en especial la
desarrollada por el Operador del Mercado español, OMEL, determinar la
aplicabilidad de este método y la capacidad para obtener resultados adecuados
que cumplan las expectativas tanto de los dos mercados involucrados como de
los demás mercados europeos, con el fin dar señales que permitan extender su
aplicación al ámbito europeo.
Este estudio está organizado de la siguiente manera;
En el capítulo 2 se detallan los métodos de manejo de congestiones que
cumplen la Directiva Europea 2003/54/CE sobre normas comunes para el
mercado interior de la electricidad y el Reglamento 1228/2003 relativo a las
condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad,
tanto los que actualmente están siendo aplicados, como las propuestas
realizadas por ETSO, EuroPEX y los Operadores de Mercado y Sistema de los
países europeos.
El capítulo 3 analiza los resultados de los siete mini-foros regionales realizados
bajo el auspicio del Foro de Florencia para determinar el estado actual de las
interconexiones entre los diferentes países, analizar la viabilidad de los
métodos de manejo de congestiones actualmente aplicados y estudiar la
implementación de la propuesta planteada por ETSO-EuroPEX, Flow-based
Market Coupling.
El capítulo 4 analiza las propuestas realizadas por los reguladores y los
operadores de mercado y sistema, franceses y españoles, sobre el método de
manejo de congestiones que más se ajusta a la realidad de los dos mercados y
a la vez cumple los requerimientos de la nueva normativa europea,
19
centrándose en el proyecto presentado por el Operador del Mercado Ibérico de
Energía - Polo Español S.A., OMEL.
El capítulo 5 estudia los resultados de la aplicación del método propuesto por
OMEL, Decentralised Market Coupling, a través de varios casos que podrían
presentarse al realizar el acoplamiento de los mercados con curvas de
diferentes características como es el caso de España y Francia.
Finalmente el capítulo 6 presenta las conclusiones sobre los temas expuestos
en cada uno de los capítulos anteriores y el análisis de los resultados obtenidos
en la simulación de la propuesta realizada por OMEL, respecto a la viabilidad
de su aplicación en el medio plazo con resultados satisfactorios y a la
posibilidad de que esta propuesta sea implementada en otras fronteras a través
de Europa.
20
CAPÍTULO 2
MÉTODOS DE MANEJO DE CONGESTIONES ASOCIADOS A ESTRUCTURA DE MERCADO
Como se ha manifestado anteriormente el desarrollo de los mercados europeos
siguió diferentes caminos en cada país o región, razón por la que la Unión
Europea a través de la nueva normativa común, ha dado un gran impulso al
desarrollo del Mercado Interior de Electricidad estableciendo parámetros
comunes que permitan la interconexión entre los diferentes países con el fin de
garantizar el beneficio económico de todos los agentes participantes a través
de una libre negociación sin limitaciones.
Con este fin, a continuación se presentan los métodos actualmente aplicados
en el manejo de congestiones en las fronteras europeas que cumplen la
normativa vigente y las propuestas de los organismos operadores del mercado
y del sistema sobre métodos nuevos que permiten el manejo de la capacidad
de interconexión existente y la resolución de congestiones en caso de que
estas ocurran.
Estas propuestas tienen por objeto determinar mecanismos que permitan la
aplicación de manera sencilla en el corto y medio plazo en los distintos
mercados sin exigir el cumplimiento de excesivos requerimientos y reformas a
los procedimientos ya implantados, de forma que su utilización pueda ser
extendida a todos los mercados europeos para facilitar las transacciones
económicas y el intercambio de energía entre las diferentes regiones.
21
2.1 MÉTODOS ACTUALMENTE APLICADOS
2.1.1 SUBASTAS EXPLÍCITAS El método de subastas explícitas es aquel en que el mercado de energía y la
asignación de la capacidad de transmisión se realizan de forma separada. Así
previo al mercado de energía se realiza una subasta de la capacidad de
transmisión disponible en los enlaces que podrían congestionarse, en la que
participan todos los agentes interesados en realizar transacciones de energía a
través de estos enlaces enviando ofertas por el derecho a utilizar la capacidad
disponible y ésta es asignada a los agentes que presenten las ofertas más
elevadas. Así una vez que los derechos para utilizar la capacidad de
transmisión son asignados se abre el mercado de energía en el que sólo
pueden participar aquellas transacciones que posean derechos de capacidad.
Este método requiere de coordinación entre los operadores de sistema para
evitar que los flujos por los diferentes enlaces violen las condiciones de
seguridad de operación de los sistemas.
Se puede tener variaciones en el diseño de la subasta si se consideran los
mecanismos de oferta, los periodos de tiempo considerados en las subastas,
ya sean diarios, semanales, mensuales o anuales y la firmeza de los derechos
de capacidad adquiridos. Una desventaja de este método es que requiere de
transacciones separadas para negociar la energía y adquirir los derechos de
capacidad de transmisión, pudiendo finalmente un agente tener derechos de
paso pero no resultar asignado en un mercado (por no ofertar a precio
suficiente) o viceversa. Por otro lado no admite saldo en los flujos de sentido
opuesto a la previsible congestión, siendo subastada la capacidad en ambos
sentidos. Este método aumenta la complejidad del intercambio cuando se trata
de múltiples fronteras congestionadas, creando una barrera a la negociación.
Un problema importante en algunos casos es cuando por la situación del
sistema eléctrico para determinados agentes, que tienen poder de mercado, el
valor de la interconexión es mayor cuando esta no se utiliza, ya que el precio
del sistema eléctrico importador es superior, compensando el coste de
adquisición de la capacidad de importación. Un método clásico para resolver
22
este problema es utilizar en el proceso de mercado el criterio de “use it or lose
it”, donde el agente que tiene el derecho de uso lo pierde en caso de no
nominar una transacción bilateral antes de la ejecución del proceso de
asignación del mercado diario. En este caso la capacidad no nominada queda
disponible para la utilización por otros agentes en el proceso de casación sin el
pago de ningún coste por el uso de la interconexión en caso de no existir
congestión. Este método sin embargo no resuelve totalmente el problema
debido a que la comunicación de la disponibilidad de capacidad puede no
hacerse en tiempo útil para que los agentes actúen exclusivamente en los
periodos horarios en los que queda capacidad disponible.
Las subastas generan una corriente de ingresos para los sistemas eléctricos,
que pueden considerarse una remuneración para la actividad de transporte,
para los consumidores finales, o para los Operadores del Sistema. En cualquier
caso es un indicador del valor de mercado del enlace congestionado y las
ofertas indican el valor marginal de ampliar la capacidad de interconexión. Se
debe verificar que los ingresos de las subastas no se acumulen para el
transportista o para el operador del sistema ya que se crea un incentivo para
mantener la congestión.
23
2.1.1.1 Aplicación de Subastas Explícitas - Alemania
Figura No. 2.1 – Interconexiones de Alemania con sus países vecinos
Los Organismos encargados del Sector Eléctrico alemán, tanto el Regulador,
Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post; RegTP como el
Operador del Mercado; EEX y los Operadores del Sistema; RWE, E.ON, EnBW
y Vattenfall, consideran a las subastas explícitas como el mejor método para el
manejo de congestiones con sus países vecinos, debido a que no existe
liquidez suficiente en los mercados diarios en la mayoría de los países que
rodean Alemania y que en su opinión han probado ser fiables y han contribuido
al desarrollo del mercado.
Actualmente las interconexiones gestionadas mediante subastas explícitas con
13 TSO’s extranjeros son las siguientes:
� República Checa, subastas coordinadas con Polonia y Alemania.
24
� Dinamarca, subastas explícitas manejadas por Dinamarca.
� Holanda, subastas coordinadas con Bélgica y Alemania.
� Polonia, subastas coordinadas con República Checa y Alemania.
� Francia: desde diciembre 2004 – Se incorpora el método de subastas
explícitas mensuales desde uno de los lados marzo-mayo/05, se espera
que para junio de 2005 se pueda empezar con subastas diarias y
subastas explícitas coordinadas a partir de enero de 2006.
No existen congestiones en las interconexiones con:
� Austria
� Suiza
Figura No. 2.2 – Métodos de manejo de Congestiones en las fronteras alemanas
Se considera que las subastas explícitas son una primera aproximación a los
requerimientos de la Regulación Comunitaria, plantea además como objetivos
de corto plazo, la implementación, coordinación y mejora de las subastas
explícitas, a través de la armonización de los procedimientos de asignación,
estructura de tiempos en el funcionamiento del mercado y unificación de
plataformas informáticas, y a medio plazo considera el desarrollo de subastas
coordinadas bilaterales anuales, mensuales y diarias.
Sin embargo se considera que el método de subastas explícitas requiere
mecanismos adicionales que garanticen una optimización en el uso de la
25
capacidad de transmisión disponible en los enlaces internacionales y evite que
los agentes con posición dominante puedan ejercer poder de mercado. Por
ejemplo mediante la aplicación de la regla use it or lose it, se libera la
capacidad que fue adquirida por los agentes en horizontes temporales
anteriores al escenario D-1, pero que a la llegada de éste, no puede o no
requiere ser utilizada por el agente poseedor. Para corregir este y otros
problemas que se ha verificado en la aplicación de este método [MIKK05], en el
Foro de Florencia se han propuesto nuevos mecanismos para manejar las
congestiones transfronterizas, siendo el método actualmente analizado el Flow-
based Market Coupling, del que se hablará más adelante.
2.1.2 SUBASTAS IMPLÍCITAS
Las subastas implícitas son un método de congestión capaz de manejar al
mismo tiempo el mercado de energía y un mecanismo de asignación de la
capacidad de transmisión. Se coordinan a través de los operadores de
mercado permitiendo una resolución adecuada de las congestiones y
maximizar el uso de una capacidad de interconexión limitada.
En este método, la capacidad disponible es manejada por el mercado spot al
que los agentes envían ofertas de compra o venta de energía en la zona donde
desean generar o consumir energía y el mercado determina la cantidad y
dirección que garantice la transacción, de tal forma que se obtenga el resultado
más económico para las partes, mostrando así los siguientes beneficios:
� Garantiza el uso eficiente de la capacidad de transmisión en el corto y
largo plazo.
� La capacidad y la energía son negociadas simultáneamente,
asegurando que la capacidad de transmisión es asignada de acuerdo a
los requerimientos de la negociación de energía.
� La asignación del uso de la capacidad de transmisión del sistema es
transparente.
26
� Es compatible con cualquier tipo de mecanismo financiero para manejar
riesgo de precios, lo que permite mejorar la eficiencia de los
mecanismos de manejo de congestiones de corto plazo.
� Garantiza un elevado nivel de integración entre países vecinos.
� No requiere un elevado nivel de coordinación entre TSOs y proporciona
adecuados niveles de eficiencia y transparencia.
� Es un método no discriminatorio que permite la coexistencia de
transacciones de mercado y contratos bilaterales.
Las subastas implícitas utilizan el precio de las ofertas enviadas al mercado
para seleccionar a aquellas que van a usar el enlace congestionado. El proceso
de casación fija el coste de la congestión, como la diferencia de precios a
ambos lados de la congestión, asegurando que las ofertas aceptadas para usar
el enlace congestionado sean solo aquellas que permita la capacidad de
transmisión disponible.
Este método no separa las transacciones de energía de la asignación de
capacidad de transmisión, facilitando el funcionamiento del mercado y los
ingresos generados por los cargos impuestos en teoría serán iguales a los
obtenidos al aplicar subastas explícitas. Por tanto este método provee de una
señal del valor marginal de la expansión de capacidad. Sin embargo este
método requiere de un mercado organizado y estable en funcionamiento a
cada lado del enlace congestionado.
Adicionalmente las subastas implícitas permiten una participación no
discriminatoria de los contratos bilaterales tanto en el sentido de la congestión
mediante una oferta por diferencia de precios, como aquellos que deseen
programar contratos en sentido contrario a la congestión, mediante la
aplicación del concepto use it and get pay for it, que permite a los agentes que
ejercen el bilateral ofertar el valor mínimo que desean recibir para ejecutar su
contrato en sentido opuesto a la congestión, aumentando así la capacidad de
transmisión de los enlaces transfronterizos.
27
Los mercados diarios en los que se aplican subastas implícitas permiten
fácilmente la integración de mercados de largo plazo en los que se puede
gestionar el riesgo. Los mercados de futuros proveen oportunidades a los
usuarios para evitar los riesgos de precio de frontera que podrían de otra
manera enfrentar en el mercado diario. Las posibilidades podrían incluir
participación en mercados financieros de electricidad relacionados y/o
participación en subastas explicitas de derechos de transmisión futura.
2.1.3 MARKET SPLITTING El market splitting se puede considerar como una particularización del método
de subastas implícitas, cuando la congestión aparece dentro de un mercado
único. Consiste en dividir el sistema en dos áreas, y realizar una casación por
separado para cada una de éstas, ajustándolas para que el flujo por la
interconexión sea igual a su capacidad máxima, lo que da lugar a precios de
mercado diferentes en cada zona. El market splitting sólo actúa cuando existe
una saturación real en los enlaces, y en caso contrario el precio del mercado es
único.
Este método se caracteriza por la asignación simultánea de la capacidad de
transmisión y la energía en los mercados, asegurándose que la capacidad se
determina eficazmente, así la energía negociada se remunera en el mercado y
el uso de la capacidad de interconexión se remunera como la diferencia entre
los precios obtenidos en las áreas a cada lado de la congestión.
Este método requiere la existencia de un mercado organizado que debido a
una congestión en el sistema se divide en áreas de diferente precio. Así el
sistema eléctrico funciona inicialmente como si no existiera interconexión
estableciendo el precio de mercado. En caso de existir congestión se establece
el precio de la energía en cada área donde el precio de mercado es más
elevado compra la energía a aquella donde el precio es más bajo, siendo la
máxima cantidad de energía comprada igual a la capacidad disponible de
28
transmisión del enlace congestionado. La compra se realiza a los vendedores
que oferten los precios más bajos y se vende en el área deficitaria a aquellos
compradores que presenten las ofertas más altas, lo que genera un diferencial
neto. Estas transacciones provocan que se incremente el precio en el área de
precio bajo y disminuya en la de precio alto con el fin de obtener un equilibrio.
Los ingresos que se obtienen en el market splitting en teoría son iguales a los
que se obtendrían de la aplicación de subastas implícitas, es decir que el
diferencial generado sería el indicador del valor de mercado del enlace
congestionado, con la diferencia de que este método optimiza el flujo entre las
áreas congestionadas al producirse en el propio proceso de casación la
compensación con flujos en sentido opuesto a la congestión, y asegura a los
agentes asignados tanto la capacidad como el derecho de paso al precio
requerido.
En este método el alivio de congestiones parte de las fuerzas del mercado,
basándose en las curvas formadas con las ofertas de compra y venta, y las
transacciones se realizarán si se garantiza el adecuado rendimiento a los
participantes del mercado.
Una de las ventajas de este método es que provee al mercado de señales de
largo plazo, así los agentes pueden reaccionar a los altos precios en un área
decidiendo instalar nueva generación atraídos por los precios elevados lo que
aumenta la competencia y permite el control de los precios del mercado. Otra
ventaja es que las señales de precio están disponibles para todos los
participantes del mercado, en especial los generadores quienes tienen un
indicador del precio de las unidades que pueden ser competitivas en el
mercado y aquellas que no.
El principal inconveniente de la aplicación del market splitting en gran escala es
la necesidad de poseer una estructura común de mercado organizado en
ambos lados de la congestión, sin embargo un ejemplo exitoso de la aplicación
de este modelo es el mercado nórdico.
29
2.1.3.1 Aplicación del Market Splitting - Nord Pool ASA
Nord Pool escogió el modelo de market splitting para el manejo de
congestiones en sus enlaces regionales, debido a las siguientes razones
[ETSO01]:
� Todas las transacciones físicas de energía entre diferentes áreas de
subasta se realizan a través del Operador del Mercado.
� En todo el mercado Nórdico hay un único Operador de Mercado y los
cuatro países miembros están sujetos a las mismas reglas de mercado.
� Las congestiones en la región se presentan siempre en los mismos
enlaces por lo que las áreas de subasta están geográficamente
delimitadas.
� Las congestiones que se presenten dentro de cada una de las áreas de
subasta son solucionadas mediante redespachos realizados por los
respectivos operadores del sistema.
� Hay baja interdependencia entre las capacidades de transferencia netas
por lo que pueden ser determinadas de antemano.
Nord Pool, el operador del mercado nórdico según el tipo de transacciones que
realiza está dividido en dos submercados, Nord Pool Spot AS, donde se
realizan las transacciones físicas de energía y Nord Pool ASA Mercado
Financiero, es un mercado comercial donde se negocian contratos de precio
fijado a medio y largo plazo.
En Nord Pool Spot AS, participan aquellos agentes que desean comprar o
vender energía haciendo sus ofertas en el mercado spot. Nord Pool recibe las
ofertas de compra y venta para el día siguiente, construye las curvas de
demanda y suministro, y determina el precio de mercado como el punto de
intersección de estas dos curvas, siendo este precio único para el sistema si no
se presentan congestiones. En Nord Pool el precio se determina para cada
30
hora, lo que significa que el precio fluctúa a lo largo del día pero es considerado
fijo para cada hora.
Figura No. 2.3 - Interconexiones en Nord Pool
Pero si al hacer efectiva las ofertas de compra o venta de los agentes que han
sido casados, se observa que en alguna dirección las transacciones de energía
negociadas son mayores a la capacidad de transmisión disponible en los
enlaces, se produce una alteración en lo precios del mercado, así si en un área
las ofertas de compra son mayores a la energía que a precio de mercado
puede importar en esa área debido a la congestión, ésta se convertirá en un
área de precio elevado. Al contrario, si en un área hay exceso de energía
disponible, debido a que está no puede ser transportada a otra región a causa
de la congestión, esta se convertirá en un área de precio bajo. Así la
congestión se provoca debido un desbalance dentro de un área entre las
ofertas de compra y venta presentadas al mercado.
La región administrada por Nord Pool se divide en 6 a 8 áreas de subasta
geográficamente delimitadas [NORE02]. Noruega puede internamente dividirse
31
en varias áreas según el caso, mientras Suecia, Finlandia, y Dinamarca
(dividida en dos Jutlandia y Zelandia) son cada una un área de subasta. La
estructura del sistema eléctrico nórdico permite mantener fijas estas áreas que
presentan congestiones estructurales, para calcular la capacidad de
transmisión disponible entre ellas y ésta se maneja en el mercado spot.
Nord Pool utiliza las señales de precio horarias obtenidas para conseguir que
las transacciones se realicen en la dirección adecuada, haciendo que el precio
se eleve en las áreas de precio bajo y baje en las de precio elevado. Si no
existe congestión, el precio entre las áreas llegará a igualarse, mientras que en
caso contrario se tendrá una diferencia entre lo pagado por los importadores y
lo recibido por los exportadores, siendo considerado este valor como el peaje
de capacidad que se entrega al Operador del Sistema.
Los participantes del mercado no pueden negociar energía directamente entre
las áreas de subasta ya que toda la capacidad es manejada por el Operador
del Mercado.
Nord Pool Mercado Financiero es el mercado comercial donde se negocia
contratos derivados a plazos mayores que el mercado del día siguiente,
elementos que son empleados por aquellos participantes que desean evitar la
incertidumbre de la diferencia de precios entre áreas. Los contratos derivados
que actualmente se ofrecen en este mercado son contratos de futuros,
opciones y contratos por diferencias a un plazo máximo de cuatro años. No hay
entrega física de energía en el mercado financiero de contratos. Los acuerdos
monetarios se realizan durante el periodo de entrega, empezando en la fecha
de suscripción de cada contrato.
El mercado financiero, en el que se establecen contratos que se liquidan como
la diferencia entre el precio convenido y el precio del mercado, junto con los
mercados spot que manejan la entrega física de la energía, permiten a los
agentes evitar riesgos por variaciones de precio y pueden reemplazar a la
32
contratación bilateral de derechos de entrega física de energía que son más
difíciles de manejar cuando aumenta el volumen de mercado negociado.
Los contratos financieros permiten satisfacer por tanto las necesidades de los
participantes, evitando el riesgo de precio y aumentando la capacidad de
negociación entre los agentes y la propia liquidez del mercado.
Figura No. 2.4 – Contratos Financieros en Nord Pool
2.2 MÉTODOS PROPUESTOS
2.2.1 MANEJO COORDINADO DE CONGESTIONES Propuesto por la Asociación de Operadores de Sistema de Transmisión
Europeos, ETSO en Septiembre de 2002, bajo planteamiento del Foro de
Florencia que en noviembre de 2000 había definido que los métodos
aceptables para el manejo de congestiones debían estar preferiblemente
33
basados en condiciones de mercado, es decir ofrecer productos susceptibles a
ser comprados o vendidos, y además debían considerar la asignación eficiente
de las capacidades de interconexión existentes.
Este método tiene como objetivo proveer al mercado europeo de los medios
necesarios para realizar una competencia efectiva y optimizar el uso de la red
desde la perspectiva de un mercado interconectado. Este método de manejo
de congestiones regionales está basado en los principios de mercado y permite
la coexistencia y evolución de las diferentes estructuras de mercado de cada
país.
La propuesta se basa en el uso de factores de distribución de flujo de carga
para representar los flujos reales en redes malladas y considera un mismo
mecanismo de subasta que permite ofertar derechos para importar, exportar o
tránsitos entre regiones, donde cada región se puede considerar como un
mercado con reglas independientes y distintas de sus vecinos. Este mecanismo
sería organizado y administrado por los Operadores de Sistema.
Este mecanismo de subastas propone diferentes opciones de ofertas que todos
los usuarios de las redes de transmisión pueden emplear de acuerdo a sus
requerimientos, enviando al sistema de manejo de congestiones ofertas de
compra o venta para la importación/exportación o derechos de transferencia de
región a región, tanto explícitas, que solo consideran derechos de capacidad de
transmisión, como implícitas que incluyen transacciones conjuntas de energía y
capacidad, como se describe en la figura No. 1.8. Este sistema puede asignar
estos productos de forma simultánea demostrando que es flexible y no
discriminatorio entre usuarios.
34
Figura No. 2.5 – Mecanismo de subastas del Método de manejo coordinado de congestiones
Sin embargo, el Manejo Coordinado de Congestiones requiere una compleja
modelación y cálculo por parte de los Operadores de Sistema antes de
conseguir la interfase con los usuarios, y se introduce una incertidumbre y
riesgo debido a la firmeza requerida en las ofertas, para aceptar las subastas
explícitas de forma que permita la adecuada operación de los sistemas y la
óptima utilización de las capacidades de interconexión.
2.2.2 DECENTRALISED MARKET COUPLING Este método propuesto por la Asociación Europea de Operadores del Mercado,
EuroPEX en julio de 2003, considera el manejo de congestiones en enlaces
internacionales utilizando subastas implícitas, en donde la capacidad física de
las interconexiones internacionales está disponible en el mercado diario y no
existen derechos de capacidad futuros, optimizándose así la capacidad física
35
de la red a través de la casación de ofertas de compra y venta en sus
respectivos mercados, mientras se evita el riesgo de la diferencia de precios
futuros mediante contratos financieros.
EuroPEX propone que la descentralización a través de subastas implícitas es
capaz de proveer de un resultado eficiente incorporando recirculaciones,
contratos bilaterales, ofertas en bloque y contra flujos, de manera flexible y fácil
de desarrollar en el tiempo. Se puede establecer el acoplamiento entre dos
mercados, e ir incorporando mercado adyacentes sin ningún problema.
Además, el modelo puede evolucionar cuando crezca la experiencia en los
mercados. Esta aproximación no requiere armonización de los mercados y
proporciona beneficios mutuos y convenios pueden surgir con el tiempo.
En este método toda la capacidad física de interconexión está disponible en el
mercado diario; no se negocian derechos físicos de capacidad de transmisión
futuros, lo que optimiza el uso de la capacidad disponible de transmisión y
permite incluir mecanismos financieros para afrontar los riesgos de precio en la
negociación a largo plazo.
La capacidad física estaría disponible a través de los operadores de mercado
quienes buscarían la optimización del uso de la capacidad a través de la
casación entre las ofertas de compra y venta en sus respectivos mercados. Las
ofertas para ejecutar un contrato bilateral de interconexión serían también
manejadas por los operadores de mercado, siendo incluidos los contratos
bilaterales en el proceso de casación, si la oferta neta fuera mayor que la
diferencia de precio entre los mercados. Un participante casado en un contrato
bilateral pagaría la diferencia de precio en las áreas interconectadas o recibiría
este precio si el flujo fuera contrario a la congestión.
El algoritmo del Decentralised Market Coupling permite manejar situaciones
complejas como recirculaciones y ofertas en bloque, a través de un número de
iteraciones entre los operadores de mercado. En situaciones más sencillas
36
como sistemas aislados es posible el uso de metodologías simplificadas como
un proceso secuencial del mercado diario.
2.2.3 FLOW-BASED MARKET COUPLING Este método es una extensión del concepto de subastas implícitas desarrollado
conjuntamente por EuroPEX y ETSO y presentado en septiembre de 2004,
cumpliendo el requerimiento realizado por el Foro de Florencia, e integra la
propuesta de ETSO, Flow-based modelling, maximizando la capacidad de
transmisión interregional que puede estar disponible sin comprometer la
seguridad del sistema y la propuesta de EuroPEX, Decentralised Market
Coupling, que provee las ventajas de eficiencia de los mercados integrados,
sujeto a la disponibilidad de capacidad de transmisión interregional.
Figura No. 2.6 – Mecanismo de funcionamiento del Método Flow-based Market Coupling
Se requiere conocer previamente las capacidades de congestión y los factores
de flujo para describir el estado del modelo de transmisión simplificado usado
por Flow-based market coupling. Estas cantidades son estimadas y publicadas
por adelantado para informar a los usuarios de las condiciones de transmisión
interregionales.
37
Los participantes pueden enviar sus ofertas al mercado regional para comprar
o vender energía al precio local. También pueden enviarse ofertas por
diferencia de precios, las cuales se ofertan para transferir energía entre dos
mercados y pagar o recibir la diferencia de precio entre los dos mercados. Esto
permite el acceso no discriminatorio al mercado diario para contratos bilaterales
de energía.
En este método cada mercado produce su propio precio, y todas las ofertas de
compra y venta son combinadas y cruzadas de acuerdo a las reglas del
mercado regional, y el resultado de los flujos de energía entre las diferentes
regiones cumple con las capacidades de congestión y los factores de flujo.
El Flow-based Market Coupling se enfoca principalmente en la coordinación del
mercado diario y puede fácilmente introducir mercados de futuros, que provean
a los usuarios de oportunidades para gestionar las incertidumbres debidas a las
diferencias de precio entre los distintos mercados, riesgos a los que se verían
expuestos al participar en el mercado diario.
Este método de manejo de congestiones transfronterizas está principalmente
diseñado para su utilización en el mercado diario, por lo que es flexible su
adaptación a cualquier mecanismo de gestión de riesgo a largo plazo,
cumpliendo lo establecido en el Reglamento 1228/2003 respecto a ser un
método que puede fácilmente aplicarse en las diversas fronteras de los países
europeos. El Flow-based Market Coupling puede funcionar conjuntamente tanto
con mercados financieros de electricidad relacionados y/o participar en
subastas explícitas de derechos de transmisión futura.
Las subastas explícitas de derechos físicos de transmisión permiten a los
agentes adquirir la capacidad disponible de transmisión en los diferentes
enlaces internacionales en horizontes temporales mayores al mercado diario,
anuales, trimestrales mensuales o semanales, según la organización de cada
mercado, para posteriormente ejercer este derecho a través de la declaración
de contratos bilaterales, la negociación de estos derechos en un mercado
38
secundario o liberarlos en el mercado diario percibiendo una compensación
igual a la diferencia de precio entre los mercados. De esta manera los derechos
físicos adquiridos con antelación se transforman en compromisos firmes a
cumplirse a la llegada del mercado diario, acoplándose de esta manera dentro
del proceso del Flow-based Market Coupling.
A través de mercados financieros, también a largo plazo, los agentes
participantes del mercado pueden adquirir opciones financieras que les
permitan gestionar el riesgo de los mercados diarios de manera análoga a las
subastas explícitas, pero sin el ejercicio de derechos físicos sobre la capacidad
de transmisión, a través de contratos de futuros, contratos por diferencias u
opciones que se ajusten más a los requerimientos concretos de los diferentes
agentes.
2.2.4 OPEN MARKET COUPLING Propuesta presentada por Operador del Mercado Alemán, European Energy
Exchange, EEX, por primera vez en el Mini-foro del los países nórdicos el 19 de
enero de 2005. Su principal característica es la integración de los diferentes
métodos de manejo de congestiones aplicados en la Unión Europea.
Promueve la creación de un organismo coordinador encargado de determinar
la capacidad de transmisión disponible, determinar la ejecución de las
transacciones de intercambio requeridas y la liquidación de las negociaciones
de interconexión. La estructura proyectada para este método de características
no monopolistas y que cumple con la estructura de mercados, es la siguiente:
� Supervisión del Estado de los organismos a nivel europeo encargados
del sector Eléctrico, de los reguladores nacionales y las comisiones
supervisoras de los intercambios de energía.
� Coordinador Central de subastas, se considera la creación de un
organismo independiente encargado de los intercambios, la negociación
de contratos y la definición de los métodos de determinación de precio.
39
� Para la determinación de las correspondientes capacidades de
transmisión de los diferentes enlaces transfronterizos y la operación del
sistema, se requiere la participación de los Operadores de Sistema para
la determinación de capacidades disponibles.
Figura No. 2.7º – Estructura del Open Market Coupling
El operador del mercado alemán propone que el nuevo organismo encargado
de la coordinación central de subastas esté bajo la supervisión de los
Operadores del Sistema en lo referente a la determinación de capacidades de
intercambio reales y manejo de congestiones y bajo la supervisión del
Regulador respecto a la negociación y liquidación de transacciones,
garantizando la independencia del Coordinador, de los participantes del
mercado.
Para la formación del nuevo organismo Coordinador se consideran tres
opciones posibles; que esté representada por el Operador del Sistema de un
país en representación de todos los participantes; que se conforme por todos
los Operadores de Sistema involucrados en las transacciones transfronterizas;
y que lo compongan tanto los Operadores de Mercado como los Operadores de
Sistema involucrados.
40
2.3 MERCADOS DE BALANCE Y MERCADOS FINANCIEROS COMO COMPLEMENTO AL FUNCIONAMIENTO DE MÉTODOS DE MANEJO DE CONGESTIONES
Conforme a lo establecido en la Directiva Europea 2003/54/CE y en el
Reglamento 1228/2003, el objetivo de la Comisión Europea es implementar un
Mercado Integrado de Electricidad transparente y no discriminatorio para los
agentes, en el que todos los consumidores estén liberalizados y tengan
opciones de libre contratación. Para alcanzar este objetivo deben aplicarse
procedimientos de mercado para manejar las interconexiones entre los
diferentes países en el corto y medio plazo y ampliar las capacidades de
transmisión existentes para permitir una libre negociación sin restricciones
entre las diferentes regiones. Como se ha establecido ya, los métodos para
manejar congestiones pueden estar basados únicamente en subastas
implícitas o explícitas, siendo el objetivo optimizar el uso de la capacidad de
interconexión existente y permitir a los agentes realizar las transacciones que
sean económicamente más beneficiosas al mercado. Los métodos propuestos
plantean de una u otra forma alcanzar estos objetivos pero deben considerarse
adicionalmente algunos temas que deben desarrollarse de manera conjunta
para garantizar un funcionamiento adecuado del mercado en condiciones de
operación seguras.
Existen dos temas principales a ser resueltos, los procedimientos para
asegurar la armonización entre el cumplimiento de los compromisos de compra
y venta establecidos en el mercado y la operación del sistema dentro de
índices de seguridad adecuados y la forma de proporcionar a los participantes
del mercado un mecanismo de evitar las incertidumbres en los precios que se
pueden generar al realizar transacciones entre mercados distintos acoplados
mediante interconexiones con capacidad limitada.
La solución a las desviaciones que pueden presentarse debido a los
compromisos adquiridos tanto en el mercado spot como en contratos
bilaterales por los agentes para atravesar una interconexión, pueden ser
corregidos por los operadores de mercado y de sistema en función de los
41
escenarios que deban ser ajustados así, si los problemas se presentan en los
programas del mercado diario pueden corregirse a través la negociación en los
mercados intradiarios gestionados por los operadores de mercado y si los
desvíos se producen en la operación en tiempo real del sistema deben ser
corregidos por los operadores del sistema mediante mercados de balance o
complementarios que permitan garantizar el funcionamiento del sistema dentro
de parámetros de calidad y seguridad.
Mientras tanto, el establecimiento de mercados financieros o mercados de
contratación física a largo plazo son la opción que se puede ofrecer a los
agentes para manejar el riesgo que implica participar en mercados diversos
con distintas condiciones de precio y poder garantizar un rendimiento que
justifique la participación en la negociación transfronteriza que beneficia tanto a
vendedores, que pueden alcanzar un mejor precio por su producto, como a
consumidores, que consiguen disminuir el precio de compra de su mercado, e
incluso a traders que pueden verse beneficiados al negociar opciones de
compra o venta según la expectativa de las condiciones que puedan conseguir
en el mercado. Estos mecanismos de negociación a largo plazo ayudan a
elevar la liquidez de los mercados y proporcionan seguridad a los agentes.
2.3.1 MERCADOS DE BALANCE E INTRADIARIOS - AJUSTE DE DESVÍOS
Los resultados de la aplicación de los mecanismos de asignación de la
capacidad de interconexión antes detallados, pueden verse afectados por las
condiciones que se presenten en la operación del sistema en tiempo real. Estas
desviaciones que pueden presentarse en el sistema pueden ser compensadas
a través de diferentes medios, bajo la responsabilidad del Operador del
Sistema se pueden realizar redespachos o aplicar mecanismos de
compensación como regulación secundaria o terciaria, o pueden existir
mercados intradiarios manejados por los Operadores de Mercado en los que
los agentes ofrezcan una capacidad móvil a subir o a bajar según sea
requerido por el sistema, estos mecanismos de compensación cobran
importancia cuando se trata de negociaciones entre dos o más países distintos,
42
ya que se requiere una coordinación adicional entre los diferentes operadores
de mercado y sistema, ya que los movimientos de energía en un sentido u otro
afectan a todas las partes involucradas.
El mercado intradiario es un mercado de ajustes sobre la electricidad adquirida
o vendida en el mercado diario y que es administrado por el Operador del
Mercado. Mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de
energía eléctrica por parte de los agentes del mercado, se realizan los ajustes
sobre programa previamente obtenido en el proceso de casación del mercado
diario. Estos mercados de ajustes permiten a los agentes modificar el programa
a la situación prevista del tiempo real, considerando las incidencias conocidas
previamente al suministro o consumo de energía, así como aquellas derivadas
del resultado de la casación del mercado diario y de procesos posteriores como
la solución de restricciones técnicas.
El mercado intradiario se organiza en varias sesiones cumpliendo la normativa
establecida en cada país, de modo que cada período horario de programación
puede ser objeto de sesiones sucesivas siempre y cuando estos periodos
tengan un programa diario viable aceptado.
El mercado de restricciones se activa una vez celebrado el mercado diario y
tiene por objeto garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de
transporte. El procedimiento de solución de restricciones técnicas modifica la
asignación de las unidades de producción establecida en el mercado diario con
criterios de precio.
Los mercados de balance o de solución de restricciones, administrados por los
operadores del sistema, permiten resolver los desvíos de la programación que
se presenten en el tiempo real por fallas en las redes de transporte o
distribución o indisponibilidad no programada de las centrales de generación.
Debiendo incluir en el programa diario de funcionamiento las modificaciones
necesarias para garantizar el adecuado funcionamiento del sistema, tanto para
43
el tránsito de energía dentro del país como en las interconexiones
internacionales.
Los mercados europeos han escogido diferentes formas de resolver desvíos de
programación y restricciones técnicas de sus sistemas, así por ejemplo España
o los Países Nórdicos tienen implantados mercados intradiarios para permitir a
los agentes introducir lo más cercano posible al tiempo real, las variaciones en
sus ofertas necesarias para adecuarse a las modificaciones que se hayan
presentado en el funcionamiento del sistema, diferentes de lo inicialmente
previsto en el mercado diario.
Otros países, como por ejemplo Francia no consideran la existencia de
mercados intradiarios y dejan bajo la responsabilidad del operador de sistema a
través de un mercado de balance, la corrección de los desvíos que se vayan
dando sobre el programa diario establecido en el escenario D-1.
2.3.2 MERCADOS FINANCIEROS - MANEJO DE RIESGO A LARGO PLAZO
Los métodos propuestos para el manejo de congestiones, según estén
apoyados en subastas explícitas, implícitas o ambas en diferentes horizontes
temporales de aplicación, van a requerir el apoyo de mecanismos que permitan
flexibilizar las condiciones de negociación en el mercado, en especial el método
propuesto por ETSO-EuroPEX, Flow-based Market Coupling, de aplicación
principalmente en el mercado diario, requiere el apoyo de un mercado en el
que los agentes puedan realizar negociaciones a largo plazo que les permitan
evitar los riesgos de precio que puedan percibir al realizar negociaciones
transfronterizas en diferentes mercados.
Los Mercados Financieros, se presentan como una opción válida que ofrece a
los agentes diferentes contratos y opciones financieras a través de las cuales
los participantes pueden establecer obligaciones económicas, fijar rendimientos
mínimos que desean en sus transacciones de energía en el mercado sin
44
preocuparse de las condiciones técnicas del sistema, como congestiones en la
red o acceso a capacidad, por lo que no afectan la utilización óptima de la
capacidad de interconexión.
Existen varios tipos de opciones financieras que se puede ofrecer a los agentes
para evitar los riesgos de precio que se pueden presentar en las negociaciones
entre mercados fronterizos y su flexibilidad permite aumentar la liquidez y el
nivel de seguridad en los mercados, ofreciendo mayores beneficios que la
tradicional contratación bilateral de entrega física, la que se vuelve mucho más
complicada de tratar cuando la integración entre diferentes regiones es más
elevada.
En el Mercado Financiero las transacciones se realizan referidas a un precio
del mercado, típicamente el precio spot horario del mercado diario. Las
principales opciones financieras disponibles a los agentes son las siguientes:
� Contratos adelantados de largo plazo - Forward Contracts, establecen
un compromiso de compra y venta entre agentes de una cantidad
específica de electricidad en el largo plazo, generalmente estacional o
anual, a un precio determinado.
� Contratos de Futuros - Future Contracts, son contratos estandarizados
negociados en periodos de tiempo más cortos, semanales o mensuales,
mediante los que el comprador se obliga a comprar una cantidad
específica de energía y el vendedor a venderla a un precio pactado en
una fecha futura. Hasta dicha fecha o hasta que se realice una
transacción de cierre, se realizan las liquidaciones diarias de pérdidas y
ganancias. Puesto que la liquidación del contrato puede realizarse por
diferencias, la obligación de comprar y vender se puede sustituir en ese
caso por la obligación de cumplir con la liquidación por diferencias.
� Contrato de Opciones, son contratos normalizados que dan al
comprador el derecho, pero no la obligación, de compra (call option) o
45
venta (put option) de una cantidad específica de energía a un precio
pactado llamado precio de ejercicio de la opción, que se fija de
antemano para una fecha futura, que será la fecha de liquidación, a
cambio de una prima que se paga por adelantado. Puesto que la
liquidación del Contrato puede realizarse por diferencias, la obligación
de comprar y vender puede sustituirse en ese caso por la obligación de
cumplir la Liquidación por Diferencias
� Contratos por Diferencias – Contracts for Difference (CfD), son contratos
libres entre dos partes por el que una, el vendedor, se obliga a pagar a
la otra, el comprador, las diferencias positivas entre un precio de
referencia, por lo general el precio del mercado o el precio de la zona, en
caso de aplicarse dentro de métodos como el market splitting, y un
precio de ejercicio que es el precio del contrato, a cambio de una
obligación recíproca por parte del comprador en caso de que el precio
de referencia sea inferior al precio de ejercicio. Con este instrumento
financiero un generador, consumidor cualificado o comercializador,
asegura un precio de venta o compra, según el caso, para un
determinado periodo de tiempo, este es un contrato con un perfil plano
ya que el precio no cambia. A su vencimiento, el contrato se ejercita
mediante la liquidación de la cantidad contratada por la diferencia entre
el precio pactado y el precio medio del mercado, durante el periodo de
ejercicio.
Como se ha visto los contratos financieros pueden completarse sin que medie
la entrega física de energía a que el contrato se refiere y pueden cumplirse
mediante entregas equivalentes a éstas, por ejemplo por cantidades y
condiciones equivalentes o mediante el pago en unidades monetarias
financieramente equivalentes a la entrega física definida en el contrato, lo que
ofrece al mercado ventajas al separar la operación óptima del sistema de la
necesidad de los agentes de establecer barreras que permitan optimizar el
beneficio económico y evitar la incertidumbre en los precios de las
transacciones, permitiendo a las partes obtener así el beneficio económico
46
deseado y garantizando la utilización adecuada de las capacidades de
interconexión que actualmente son limitadas, ofreciendo al conjunto las
siguientes ventajas:
� Las implicaciones directas son exclusivamente económicas, por
consiguiente son ignorados en los despachos físicos y no tienen que
comunicarse al Operador del Sistema.
� No requieren entrega física del producto negociado, en este caso
energía, sólo un intercambio económico.
� Pueden ser realizados por cualquier entidad con personalidad jurídica,
no necesariamente por agentes del mercado, elevando la liquidez del
mercado.
� Hay cobertura natural del riesgo de incertidumbre en los precios si los
contratos corresponden a producciones y demandas físicas de los
agentes contratantes.
2.4 ANÁLISIS Mediante la implementación de la Directiva de normas comunes para el
mercado interior de electricidad y el Reglamento relativo a las condiciones de
acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad 2003/54/CE, se
ha dado un gran paso hacia el desarrollo presente y futuro del mercado
eléctrico europeo, ya que se especifican directrices para el manejo a corto y
medio plazo de las redes transeuropeas y se da prioridad a la expansión de
interconexiones que dinamicen el funcionamiento del mercado integrado.
La creación de un Mercado Interno de Electricidad es el objetivo de la Unión
Europea para aprovechar no solo los beneficios técnicos de interconectar los
sistemas eléctricos lo que aumenta la inercia de los sistemas, permite elevar
los niveles de seguridad y mejorar la garantía de suministro a los usuarios, sino
también los beneficios económicos ligados a la implantación de un mercado
más amplio, con un mayor número de participantes, lo que mejora los índices
de competitividad y permite a los usuarios buscar precios más bajos.
47
En lo que respecta a los métodos utilizados y propuestos para realizar el
manejo de congestiones en enlaces transfronterizos en el corto y medio plazo y
la importancia de definir un método común que permita la coordinación entre
los diferentes mercados, se ha aceptado que únicamente aquellos que estén
basados en mecanismos de mercado y que proporcionen señales económicas
eficientes a los agentes interesados en realizar intercambios, pueden ser
empleados, por tanto se limita la elección a métodos que estén basados en
subastas implícitas y explícitas.
Sin embargo, las soluciones propuestas por los diferentes organismos
europeos para resolver los problemas de manejo de congestiones en enlaces
transfronterizos con capacidad menor al requerimiento de transacciones que
desean utilizarla, deben considerar que los mercados a integrar en la Unión
Europea tienen características muy distintas y cualquier método a aplicarse a
corto o medio plazo debe tener la flexibilidad suficiente para adaptarse a estas
condiciones, además de demostrar ser mejores a los métodos actualmente
aplicados y un avance significativo para alcanzar un mercado integrado.
La consecución de este objetivo, es lo que lleva al Foro de Florencia a solicitar
a dos de los participantes, ETSO y EuroPEX, considerando que los estudios y
propuestas independientes que estos dos organismos habían presentado
respecto al manejo de congestiones en interconexiones eran complementarios,
a desarrollar una propuesta conjunta de un método que integrara la
consideración de flujos físicos y condiciones de operación segura de la red de
la propuesta de ETSO, con la flexibilidad y beneficios económicos de las
propuesta de EuroPEX.
Flow-based Market Coupling y una ponencia similar presentada por el
Operador del mercado alemán EEX, denominada Open Market Coupling, son
las propuestas más nuevas que cumplen la Regulación vigente y que
actualmente están siendo estudiadas como opciones reales con mayor
posibilidad de ser aplicadas en la integración de los diferentes mercados
europeos.
48
CAPÍTULO 3
ANÁLISIS DE UN MÉTODO COMÚN DE MANEJO DE CONGESTIONES TRANSFROTERIZAS EN LA UNIÓN EUROPEA
Como se trató en el capítulo anterior existen diversos métodos que, cumpliendo
con los requerimientos de la normativa vigente, pueden aplicarse para manejar
las congestiones en enlaces transfronterizos. A continuación se establece el
avance que, a través del Foro de Florencia y los mini-foros regionales creados
por éste, ha tenido la búsqueda de un método común que pueda ser aplicado
en las distintas fronteras y ofrezca la suficiente flexibilidad para adaptarse a las
diversas condiciones de cada uno de los mercados establecidos en Europa.
Se presenta la visión que tiene cada uno de los miembros que componen las
siete regiones en las que se dividió a Europa, respecto a su situación actual y a
la solución que consideran más aplicable a las condiciones de sus mercados
contrastando éstas con el método planteado en el Foro de Florencia por ETSO
y EuroPEX, Flow-based Market Coupling.
3.1 FORO DE FLORENCIA
El Foro Regulador de Electricidad Europeo fue creado por la Comisión Europea
en 1998 y se reunió por primera vez en febrero de ese año en la ciudad de
Florencia. El objetivo de su creación fue establecer un marco informal e
independiente a nivel europeo para discutir temas, e intercambiar experiencias
referentes a la implantación de la Directiva 96/92/EC sobre normas comunes
para el mercado interno de electricidad.
49
Son miembros de este Foro, la Comisión Europea y los agentes participantes
en los mercados de los estados miembros: clientes, comercializadores,
usuarios de red y generadores, además de autoridades reguladoras y los
gestores del sistema y el mercado.
Desde su inicio este Foro ha analizado el tema del manejo de congestiones en
los enlaces europeos como una forma de alcanzar la integración de los
mercados ya que se deben superar los problemas heredados de los
planteamientos nacionales y centralizados del suministro de electricidad y la
limitada capacidad de las interconexiones entre Estados miembros o mercados
regionales, que dan lugar a congestiones que causan considerables
variaciones en los precios de los mercados.
Con este fin han planteado varias posibilidades a seguir en el desarrollo de
planes expansión de redes transfronterizas y en la importancia de definir un
método adecuado para el manejo a corto y medio plazo de la capacidad de
transmisión existente en las diferentes interconexiones.
En la octava reunión del Foro, en febrero de 2002, se establecieron los
principios en los que debían basarse los métodos de manejo de congestiones
para su aplicación en la Unión Europea, las mismas que se recogerían después
en el Reglamento 1228/2003, aplicado a partir del 1 de julio de 2004, relativo a
las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de
electricidad:
� Métodos basados en condiciones de mercado (subastas implícitas o
explícitas) que permitan operar el sistema de forma eficiente y proveer
de adecuadas señales económicas tanto para la operación como para el
desarrollo y expansión de la generación y las redes de transmisión.
� Métodos que promuevan la competencia efectiva sin agravar el poder de
mercado y sin ser discriminatorios.
50
� Introducir criterios de transparencia en la comunicación de la información
relevante a todos los usuarios del mercado.
� Los operadores de sistema deben garantizar la máxima utilización de la
capacidad de transmisión disponible en los enlaces transfronterizos y
mantener los niveles adecuados de seguridad en el sistema.
� El método aplicado solo debe generar ingresos en caso de presentarse
congestiones y el proceso de distribución de estos ingresos no debe
distorsionar el proceso de asignación de capacidad a favor de algún
agente ni otorgar incentivos al Operador del Sistema para afectar la
capacidad de transmisión disponible.
Con la entrada en vigencia de la nueva Directiva y el Reglamento, que
especifican las características a cumplir de cualquier método a aplicarse en la
resolución del problema de integración del mercado europeo debido a la falta
de capacidad suficiente en las interconexiones existentes, en la décima reunión
del Foro de Florencia en julio de 2003, se solicitó a la Asociación Europea de
Operadores del Sistema, ETSO y a la Asociación Europea de Operadores del
Mercado, EuroPEX, realizar una propuesta conjunta de un método de manejo
de congestiones transfronterizas que cumpla estas condiciones, ya que se
consideró que los trabajos presentados independientemente por ETSO, Co-
ordinated Congestion Management y por EuroPEX, Decentralised Market
Coupling, eran complementarios.
En la décimo primera reunión del Foro en septiembre de 2004, ETSO y
EuroPEX, presentaron su propuesta conjunta denominada Flow-based Market
Coupling basada en precios regionales entre áreas en el mercado diario, que
provee las ventajas de eficiencia de los mercados integrados sujeto a la
máxima disponibilidad de capacidad de transmisión interregional dentro de
límites seguros para el funcionamiento de los sistemas eléctricos.
En esta reunión del Foro se considera que el método presentado por ETSO-
EuroPEX, cumple las condiciones Regulatorias y podría ser aplicado en la
Unión Europea, pero requiere un estudió más profundo sobre su aplicabilidad
51
en los mercados de los diferentes países miembros, por lo que para avanzar en
este estudio en los países en los que deben introducirse, se conforman una
serie de mini-foros regionales con la participación de los distintos países, la
Comisión Europea, ETSO, EuroPEX, los organismos Reguladores y los
Operadores de Mercado y Sistema de los Estados Miembros.
Estos mini-foros se organizaran con el fin de desarrollar un plan y un esquema
detallado para la introducción de un método coordinado y basado en
mecanismos de mercado en al menos el mercado diario, tomando como
referencia el método presentado por ETSO-EuroPEX. Estos foros regionales
son los siguientes:
� Región Centro-Oeste: Bélgica, Francia, Alemania, Holanda y
Luxemburgo.
� Región Norte: Noruega, Suecia, Finlandia, Dinamarca, Alemania y
Polonia.
� Región Sur-Oeste: España, Portugal y Francia.
� Región Centro-Este: Polonia, Austria, Hungría, República Checa,
Eslovaquia, Alemania y Eslovenia.
� Región Centro-Sur: Francia, Alemania, Suiza, Austria, Italia, Grecia y
Eslovenia.
� Región Países Bálticos: Estonia, Latvia y Lituania.
� Región Reino Unido e Irlanda: Inglaterra, Irlanda y Francia.
En estos siete foros regionales los países miembros expresaron la situación
actual de las interconexiones transfronterizas y los métodos que se han venido
aplicando para realizar transacciones internacionales y analizando la
introducción del método propuesto por ETSO-EuroPEX en el Foro de Florencia.
El detalle de lo expuesto por cada uno de los agentes participantes en los
distintos foros regionales se encuentra en el Apéndice 1.
52
3.2 MINI-FOROS PARA EL ANÁLISIS DE LA APLICACIÓN DE FLOW-BASED MARKET COUPLING
Figura No. 2.1 – Distribución de los Foros Regionales de la Unión Europea
3.2.1 REGIÓN CENTRO – OESTE
Este foro se celebró el 17 de diciembre de 2004, con la participación de los
Organismos Reguladores, Operadores del Mercado y del Sistema de Bélgica,
Francia, Alemania y Holanda y el Organismo Regulador de Luxemburgo,
además de representantes de EuroPEX, ETSO y la Comisión Europea.
En este foro, la mayoría de países que lo conforman han expresado su acuerdo
en la aplicación de un método común de manejo de congestiones
transfronterizas como el propuesto por ETSO-EuroPEX, considerando que
cumple con el Reglamento 1228/2003 y que su aplicación permitiría la
integración en un mercado regional en corto y medio plazo.
53
Los países que conforman esta región se caracterizan principalmente por tener
una estructura de mercado que funciona adecuadamente, con mercados spot y
de futuros y sistemas que se encuentran fuertemente interconectados entre si.
Bélgica, Holanda y Francia consideran que la implementación del método Flow-
based Market Coupling, optimizaría la utilización de la capacidad de
transmisión actualmente disponible en sus enlaces internacionales,
garantizando que los flujos de energía van en la dirección adecuada para aliviar
la congestión y además proporcionaría a los agentes opciones para evitar los
riesgos por la diferencia de precio que pueden presentarse entre los diferentes
mercados y proponen un proyecto piloto para la aplicación de este método en
la interconexión entre los tres países, administrado por los operadores del
mercado, Powernext, APX y Belpex.
Alemania sin embargo, considera que la aplicación de un método de subastas
explícitas conjuntas y coordinadas resuelve de mejor manera las congestiones
en las fronteras cuando los mercados a ser integrados no están
suficientemente desarrollados y no tienen liquidez para garantizar el
funcionamiento del mercado diario. Además considera que las subastas
explícitas son más sencillas de implementar y que es un método que ha
probado ser efectivo, como lo demuestra el resultado de los intercambios
realizados en sus fronteras.
En este foro confluyen las dos principales posiciones que se presentan
después en el resto de regiones, donde Alemania, y la mayoría de los países
del este de Europa manifiestan su preferencia por las subastas explícitas
mientras que en el oeste y el sur, se considera que la aplicación de un método
como el propuesto por ETSO-EuroPEX, permitiría un adecuado manejo de la
asignación de capacidad y gestión de congestiones transfronterizas.
El método Flow-based Market Coupling, optimiza el funcionamiento en el
mercado diario del manejo de congestiones mediante la determinación de
capacidades de congestión y factores de flujo para describir el estado del
modelo de transmisión simplificado usado por este método y permiten la
54
integración con mercados financieros dando a los agentes mayores opciones
de negociación.
Sin embargo a pesar de las ventajas que presenta el modelo propuesto,
optimizando los intercambios en el mercado diario y gestionando las
interconexiones con instrumentos financieros en el mercado a largo plazo, los
Reguladores, Operadores de Mercado y de Sistema de los diferentes países,
consideran que existen temas que deben ser analizados y definidos, como el
intercambio de información necesaria entre los Operadores del Sistema para
determinar la capacidad de transmisión disponible y el cálculo de los factores
de flujo, la necesidad de establecer un mercado intradiario y de balance para
manejar los desajustes que se puedan presentar después de la negociación en
el mercado diario y en tiempo real y la necesaria armonización regulatoria para
permitir una adecuada coordinación y cooperación entre los organismos
gestores de los mercados.
3.2.2 REGIÓN NORTE
En este foro participan los cuatro países que conforman el mercado nórdico,
Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca, además de Alemania y Polonia. Este
mini-foro se celebró el 19 de enero de 2005 y contó con la presencia de
Organismos Reguladores, Operadores del Mercado y del Sistema de estos
países, además de representantes de EuroPEX, ETSO y la Comisión Europea.
El foro de la región norte a diferencia de otros foros, incluye un mercado
regional que ha venido funcionando de forma integrada y con éxito desde
principios de 2000. El mercado Nórdico compuesto por Noruega, Suecia,
Finlandia y Dinamarca, ha desarrollado reglas de acuerdo a las características
propias de su mercado, atendiendo al tipo de generación disponible, las
condiciones y ubicación de su demanda y acondicionando a estas el desarrollo
de sus redes de transporte regionales.
55
A continuación se presentan los intercambios de energía en el mercado
nórdico, según datos estadísticos de Nordel:
Hacia Desde
Dinamarca Finlandia Noruega Suecia Otros
Países * ΣΣΣΣ
hacia Dinamarca . . 4.526 7.484 3.697 15.707 Finlandia . . 165 7.250 . 7.415 Noruega 708 84 . 4.794 . 5.586 Suecia 1.413 846 8.599 . 580 11.438 Otros Países * 5.042 11.332 182 4.839 . 21.395
ΣΣΣΣ desde 7.163 12.262 13.472 24.367 4.277 61.541 (*) Alemania, Rusia y Polonia
Dinamarca Finlandia Noruega Suecia TOTAL Total hacia 7.163 12.262 13.472 24.367 57.264 Total desde 15.707 7.415 5.586 11.438 40.146
Importaciones netas -8.544 4.847 7.886 12.929 17.118
Tabla No. 2.1 – Intercambios entre los países de Nord Pool Fuente: Nordel Estadísticas 2003
Esta evolución conjunta, coordinada por un solo Operador de Mercado, ha
permitido la aplicación de métodos y procedimientos que cumplen condiciones
de mercado, en este caso para el manejo de congestiones emplean el método
conocido como market splitting, que responde a las características de
funcionamiento de su sistema y cumple también con el Reglamento 1228/2003,
razón por la que sus miembros expresan que los mecanismos empleados
dentro de sus fronteras no requieren ser cambiados, aunque exponen los
avances y mejoras que pueden ser introducidas para optimizar el uso de las
capacidades de transmisión disponibles y garantizar que el camino de los flujos
es el correcto, yendo de áreas de precio bajo o las de precio elevado.
El mercado Nórdico sin embargo está abierto al análisis de la propuesta
presentada por ETSO-EuroPEX, para la integración de su mercado con el resto
de los países de la Unión Europea, en especial con Alemania, ya que de los
análisis presentados sobre la interconexión entre Alemania y Dinamarca Oeste,
se manifiesta que los resultados obtenidos de la aplicación de subastas
56
explícitas no son óptimos y considera que la introducción de market coupling
permitiría un mejor uso de la capacidad de transmisión disponible en los
enlaces existentes [LIMA05].
Alemania y Polonia, a diferencia de lo expresado por sus vecinos, consideran
que las subastas explícitas conjuntas y coordinadas son el mejor método para
manejar las congestiones, a la vez cumplen con la regulación comunitaria,
siendo también fáciles de implantar, por lo que proponen que se considere este
como un método común a aplicar en las distintas fronteras europeas.
Como lo manifestó en el foro anterior, Alemania, que está fuertemente
interconectada con todos sus vecinos y mantiene un activo intercambio en sus
fronteras, ha implementado el modelo de subastas explícitas y considera que
este procedimiento puede ser mejorado realizando las subastas de forma
conjunta y coordinada, criterio que es compartido por el Operador del Sistema
Polaco.
En esta región se puede apreciar que la iniciativa del Foro de aplicar primero
procedimientos de integración en mercados regionales es acertado y puede
tener un índice mayor de factibilidad que hacerlo directamente en toda la Unión
Europea, debido a que regiones más específicas pueden juntar a países con
mercados similares que tengan una facilidad mayor de integrarse, e introducir
métodos comunes a más corto plazo. Un ejemplo es el mercado nórdico que
demuestra que los mercados regionales pueden desarrollar procedimientos
internos ajustados a sus características y aplicar en este caso métodos de
congestión distintos a las negociaciones que realicen con otros países
europeos o en un futuro con otros mercados regionales.
57
3.2.3 REGIÓN SUR – OESTE
El foro de está Región se celebró el 21 de enero de 2005 y en el participaron
España, Portugal y Francia. Contó con la presencia de Organismos
Reguladores, Operadores del Mercado y del Sistema de los países
mencionados y de los representantes de EuroPEX, ETSO y la Comisión
Europea.
La Región Sur Oeste ha avanzado en su camino hacia la conformación de un
mercado regional, en especial España y Portugal, quienes esperan poner en
funcionamiento el Mercado Ibérico de Electricidad MIBEL, con un Operador de
Mercado Común, con dos polos; el Polo Español encargado del mercado diario
y el Polo Portugués encargado del mercado a plazo. En este mercado se
pretende implantar el método de market splitting considerado por los
integrantes como el más adecuado para realizar el manejo de congestiones en
sus enlaces transfronterizos.
La implementación del MIBEL sin embargo, que se esperaba empezara su
funcionamiento en el mes de julio de 2005, se ha visto retrasada debido a
varios temas pendientes por resolver tanto en España, donde se espera una
modificación a la normativa que rige al Sector Eléctrico, como en Portugal
donde deben aclararse temas sobre el funcionamiento bajo índices adecuados
de competitividad que garanticen el funcionamiento del mercado.
58
Figura No. 2.2 – Interconexiones españolas con Portugal y Francia Fuente: REE Avance Informe 2004
En la integración de este mercado regional con el resto de Europa, a través de
la interconexión con Francia, los organismos reguladores y operadores de
sistema y mercado de los tres países están de acuerdo en la aplicación del
método propuesto de Flow-Based Market Coupling, pero cada uno expone los
ajustes que considera deben realizarse antes de ser aplicado.
Los reguladores proponen una aplicación en tres fases, aplicando subastas
explícitas a largo plazo en una primera fase, aplicación del método propuesto
en el mercado diario con un límite en la capacidad disponible de interconexión
del 15% en una segunda fase y finalmente aplicación del método flow-based
market coupling sin restricciones.
Los operadores de sistema consideran en que el flow-based market coupling
puede ser aplicado en el mercado diario y mantener el concepto de subastas
explícitas y derechos físicos de transmisión en el mercado de futuros.
59
Los operadores de mercado, en especial OMEL, proponen la aplicación del
flow-based market coupling en el mercado diario, en el que esté disponible la
totalidad de la capacidad de interconexión, sin la existencia de derechos físicos
a largo plazo, ya que debido a la conformación del mercado, en el que existen
agentes con elevadas cuotas de mercado, se pueden ejercer posiciones de
presión que distorsionen la libre competencia. Además apoya la creación de un
mercado financiero para negociar los riesgos de precio que se puedan
presentar entre los mercados en el largo plazo.
Esta región demuestra que para zonas que se encuentran geográficamente
más separadas del resto de Europa como la península Ibérica, las islas de
Gran Bretaña e Irlanda, o los países que conforman el mercado nórdico, el
concepto de mercados regionales es acertado, permitiendo la aplicación de
métodos que puedan ajustarse a la realidad de los mercados y a la vez aplicar
mecanismos de coordinación como la integración de operadores de mercado,
como en el caso de Nord Pool.
3.2.4 REGIÓN CENTRO – SUR
Este foro se celebró el 25 de enero de 2005 y contó con la presencia de
Organismos Reguladores, Operadores del Mercado y del Sistema de Francia,
Alemania, Austria, Eslovenia e Italia y los Reguladores y Operadores de
Sistema de Grecia y Suiza, además de representantes de EuroPEX, ETSO y la
Comisión Europea.
La región Centro Sur agrupa a varios países que aplican diversos métodos
para el manejo de congestiones en interconexiones internacionales y que a la
vez mantienen principalmente dos criterios distintos sobre la solución óptima a
la implementación de un método integrado para el manejo de congestiones.
Por un lado Alemania, Austria y Eslovenia, aunque este último ha obtenido del
Parlamento Europeo y del Consejo un aplazamiento hasta el 2007 para la
60
implementación del Reglamento 1228/2003, han declarado su preferencia por
la aplicación de subastas explícitas conjuntas y coordinadas como el método
más adecuado, mientras que Francia, Italia y Grecia a pesar de considerar que
temas como la transparencia y el intercambio de información deben ser
analizados, creen que la propuesta de ETSO-EuroPEX, flow-based market
coupling, basada en subastas implícitas es un método con el que se obtendrían
mayores beneficios.
Suiza por su parte mantiene un marco regulatorio distinto al del resto de países
de Europa, pero sin embargo ha expresado su acuerdo en armonizar su
regulación para integrarse al mercado europeo.
Figura No. 2.3 – Intercambios de energía en la Región Centro-Sur Fuente: RWE Estadísticas Dic-2004
En esta zona se observa un ejemplo de las dos principales tendencias que se
han presentado en el Foro sobre el análisis de un método común para el
manejo de congestiones en las interconexiones. Los países que conforman el
centro de Europa, con Alemania como principal impulsor, consideran que el
61
método que actualmente aplican, subastas explícitas, ha probado ser un
método de fácil implementación y que permite realizar negociaciones con
mercados que no tienen suficiente liquidez y que da a los agentes la seguridad
de la realización de sus transacciones, considerando además que las subastas
explícitas cumplen con el Reglamento 1225/2003 al ser un método basado en
condiciones de mercado. La mayoría de estos países expresan que las
subastas explícitas han probado ser adecuadas para el manejo de
congestiones, pero deberían mejorarse haciéndolas de forma conjunta y
coordinada en las diferentes fronteras.
El otro punto de vista lo conforman los países que se encuentran más cerca de
las costas, en esta Región; Francia, Italia y Grecia, acuerdan que el método
propuesto por ETSO-EuroPEX, permitiría un manejo óptimo de las capacidades
existentes de interconexión y evitaría a la vez problemas de ejercicio de poder
de mercado, como se ha demostrado puede ocurrir con la aplicación de
subastas explícitas, lo cual es muy importante debido al modo en que se
conforman la mayoría de mercados nacionales en los que existen agentes con
claras posiciones dominantes que podrían ejercer fácilmente en detrimento de
nuevos agentes o agentes más pequeños, distorsionando el objetivo que quiere
alcanzar la Unión Europea al formar un Mercado Integrado de Electricidad con
iguales condiciones para todos los participantes.
3.2.5 REGIÓN CENTRO – ESTE
Este foro se celebró el 27 de enero de 2005 y contó con la presencia de
Organismos Reguladores, Operadores del Mercado y del Sistema de Polonia,
Austria, Alemania y Eslovenia y los Reguladores y Operadores de Sistema de
Hungría, República Checa y Eslovaquia, además de representantes de
EuroPEX, ETSO, ERGEG (Grupo de Reguladores Europeos de Gas y
Electricidad), la Comisión Europea y CONSENTEC, Grupo Consultor alemán
especializado en temas económicos y de ingeniería relacionados con el
suministro de energía eléctrica.
62
La Región Centro-Este como puede observarse se caracteriza principalmente
por presentar un criterio común, a excepción de Hungría y la República Checa
que consideran como objetivo de largo plazo la implementación de subastas
implícitas cuando sus mercados alcancen mayor liquidez. El resto de países
considera que las subastas explícitas son el método más adecuado para tratar
las congestiones internacionales en la Región y en el resto de Europa.
En esta región puede verse la elevada influencia de países como Alemania y
Austria, que han impuesto a sus vecinos sus métodos de manejo de
congestiones. Adicionalmente estos países han desarrollado foros, tanto de
Reguladores como de Operadores de Sistema, para realizar estudios y
avances conjuntos en temas como el de manejo de congestiones. Debido a los
fuertes enlaces de interconexión que unen la región central de Europa, tanto al
este como al oeste, han marcado los desarrollos de estas regiones. Sin
embargo en el oeste, donde los mercados eléctricos se encuentran menos
evolucionados y existe una menor liquidez para la negociación en un mercado
diario, los países se inclinan por soluciones de largo plazo que perciben como
de menor riesgo, como las subastas explícitas.
Se hace patente también a través de los análisis expuestos por cada uno de los
organismos de los diferentes países que la integración entre el este y el oeste
de Europa puede requerir un tiempo mayor y la aplicación de un método
flexible de manejo de congestiones que no requiera una elevada coordinación
entre los sistemas, sobre todo debido a que es patente la diferencia en la
evolución y en las condiciones en las que funcionan mercados como Holanda o
Francia y los de Hungría o la República Checa.
Estas diferencias evidencian la importancia de, en una primera fase, crear
mercados regionales, en los que países con mercados eléctricos de similares
características puedan agruparse y a los que se debe dar un impulso mayor
para su evolución hasta alcanzar un nivel similar de desarrollo en todas las
63
regiones europeas, previo a lograr un objetivo más ambicioso como la
integración en un único mercado.
3.2.6 REGIÓN PAISES BÁLTICOS
Este foro se celebró el 27 de enero de 2005 y contó con la presencia de
Organismos Reguladores y encargados de la gestión técnica y económica del
sector eléctrico de Estonia, Letonia y Lituania, Baltic Power System Control
Centre Ltd., encargado de la operación del anillo BRELL que une la región con
Rusia y Bielorrusia, además de representantes de EuroPEX, la Comisión
Europea y el Operador del Sistema de Transmisión de Finlandia, Fingrid Oyj.
Los países bálticos, Estonia, Letonia y Lituania, que antes formaban parte de lo
que en su tiempo fue la Unión de Repúblicas Socialistas Soviéticas, poseen un
sistema eléctrico que se caracteriza por su fuerte interconexión entre si y con
Rusia y Bielorrusia. Estas interconexiones se realizan a muy alta tensión y tiene
una elevada capacidad de intercambio, mucho mayor a la requerida por sus
actuales condiciones de demanda. Adicionalmente estos países cuentan con
una importante capacidad de reserva, tanto en energía hidráulica como
nuclear, que permite a sus sistemas funcionar sin que en sus enlaces
transfronterizos se presenten congestiones, según sus estudios, considerando
el crecimiento de la demanda previsto y la futura salida definitiva de la central
nuclear de Ignalina, se podrían presentar congestiones en sus interconexiones
a partir del año 2009.
Los países bálticos no se encuentran interconectados con el resto de Europa y
la primera interconexión con Finlandia se espera que entre en funcionamiento
en noviembre del 2006. Debido a la configuración de su sistema y a su
demanda actual, la cual es significativamente menor a la generación instalada
en la región, existe una elevada capacidad de exportación que puede ser
aprovechada por sus vecinos del oeste, Polonia y Finlandia, ya que la energía
64
actualmente disponible es hidráulica y nuclear y podría ser ofrecida a precios
competitivos, una vez que se construyan los enlaces de interconexión
necesarios.
Figura No. 2.4 – Interconexiones entre los Países Bálticos. Fuente: Baltic Power System Control Centre Ltd.
Para la evolución de la región hacia un mercado competitivo debe considerarse
su elevada dependencia de Rusia, por lo que es importante sobre todo en el
diseño de esquemas de coordinación de operación del sistema, manejo de
congestiones, establecimiento de mercados de balance y el funcionamiento de
un futuro mercado liberalizado, tener presente la integración de Rusia,
65
Bielorrusia y Ucrania, dentro de los esfuerzos conjuntos de la Comisión
Europea hacia la creación de mercados regionales.
3.2.7 REGIÓN REINO UNIDO E IRLANDA
Este foro se celebró el 15 de febrero de 2005, y contó con la presencia de
Organismos Reguladores y Operadores del Sistema de Francia, Reino Unido e
Irlanda, además de representantes de EuroPEX y Comisión Europea.
Los países que conforman este foro están interconectados por enlaces que
tienen las siguientes capacidades de intercambio:
� Francia e Inglaterra se encuentran unidas por un cable submarino a 400
kV. en continua de 2.000 MW de capacidad, con una disponibilidad
superior al 97% por año.
� Escocia e Inglaterra se unen por enlaces con una capacidad de 2.000
MW.
� Escocia e Irlanda del Norte están interconectadas mediante el enlace
Moyle, cable submarino a 400 kV. en continua con 500 MW de
capacidad.
� Irlanda del Norte y la República de Irlanda en enlaces de 275 kV y 110
kV, tienen una capacidad total de interconexión de 600 MW.
66
Figura No. 2.5 – Intercambios de energía en la Región Reino Unido e Irlanda. Fuente: National Grid Transco 2005
Las capacidades de interconexión se negocian tanto en el mercado de
contratos como en el mercado spot, la mayor parte de la capacidad de
interconexión es negociada en contratos bilaterales entre agentes y lo que
queda en el mercado spot es asignado mediante subastas explícitas entre los
diferentes países. Este método hasta la fecha según los participantes no ha
introducido problemas en el sistema, razón por la que los Operadores del
Sistema participantes en el foro han coincidido en afirmar que no ven la
necesidad de implementar un método como el propuesto por ETSO-EuroPEX,
basado en subastas implícitas ya que el método de subastas explícitas
actualmente aplicado cumple con lo establecido en el Reglamento 1228/2003,
por lo que se consideran que un cambio de método no es requerido. En este
análisis hay que considerar que en el caso particular de la línea de
interconexión entre Gran Bretaña y Francia, esta es una línea privada, cuyos
propietarios establecen las condiciones de subasta, lo que puede dificultar el
análisis en la correlación entre los precios de ambos lados.
Adicionalmente, de los resultados presentados los participantes deducen que
no existe correlación entre la capacidad asignada en las fronteras de Francia y
Reino Unido y entre Reino Unido y la República de Irlanda y la capacidad de
67
cada enlace no depende de lo que se asigne en otros, a diferencia de otros
mercados como BENELUX, aspecto que puede modificarse de ponerse en
operación interconexiones adicionales.
Se percibe que los agentes pueden desear negociar entre Francia e Irlanda y
viceversa, ya que se considera que una mayor capacidad puede ser puesta a
disposición aumentando la coordinación en los periodos diarios de asignación
de capacidad en los principales enlaces entre Francia y Reino Unido, Irlanda
del Norte y Escocia e Irlanda del Norte y la República de Irlanda.
Este foro reúne a otro de los mercados aislados que se presentan en la Unión
Europea; Inglaterra, Gales, Escocia, Irlanda del Norte y la República de Irlanda,
que se encuentran geográficamente separados del continente y han sido
pioneros en el desarrollo y aplicación de mercados eléctricos liberalizados.
Actualmente se encuentran estudiando la integración de sus mercados
internos, hasta ahora Inglaterra y Gales han funcionado como un mercado
integrado al que ahora se unirá Escocia, a instancias del Estado y del
Regulador común Ofgem, (Office of Gas and Electricity Markets), con el fin de
aumentar la competitividad en el mercado mayorista, fomentar la inversión en
generación especialmente eólica en Escocia y facilitar la tarea de liberalización
del mercado del Regulador.
Del mismo modo, Irlanda e Irlanda del Norte estudian la integración de sus
mercados, impulsadas por la Comisión de Regulación de Energía (CER) en
Irlanda y la Autoridad de Regulación de Energía de Irlanda del Norte (NIAER),
avanzan en la creación de un único mercado insular de electricidad y gas
natural, competitivo, sostenible y fiable al mínimo coste necesario, que opere
en el contexto de lo establecido en la regulación europea, donde los
consumidores sean libres de contratar su requerimiento de energía con los
suministradores y los generadores participen libremente, aumentando así el
beneficio económico y social para todos los agentes.
68
Respecto al análisis del método de manejo de congestiones propuesto por
ETSO-EuroPEX, los operadores de sistema británicos, irlandeses y franceses
no consideran que sea necesario la aplicación de un método distinto al
actualmente utilizado ya que, siguiendo el concepto de mercado implantado en
la región, la mayor parte de la capacidad de interconexión entre los diferentes
países es negociada a través de contratos bilaterales y únicamente el pequeño
porcentaje que queda disponible se negocia en el mercado a través de
subastas explícitas.
Como se ha planteado ya para otros mercados aislados europeos, su
separación física del sistema y más aún en este caso, les permite mantener
métodos de manejo de congestiones que se adapten a las condiciones internas
de su mercado sin afectar la integración con, en este caso, Europa Continental,
por esta razón sería importante que en la interconexión Gran Bretaña-Francia
se considere la aplicación del método común que al fin se considere como el
más adecuado para su aplicación en el resto de Europa.
69
CAPÍTULO 4
LA INTERCONEXIÓN ENTRE ESPAÑA Y FRANCIA
Como se observó en el mini-foro de la Región Sur-Oeste, existen algunas
propuestas para realizar el manejo de congestiones en la interconexión entre
España y Francia, cada una respaldada por los diferentes organismos,
reguladores, operadores de mercado y de sistema de los dos países
involucrados.
En este capítulo se analizan los resultados de los estudios conjuntos realizados
por los organismos que controlan el funcionamiento del mercado, los acuerdos
alcanzados por los Reguladores de los dos países, CNE y CRE, y se detalla el
funcionamiento del método Decentralised Market Coupling desarrollado por
Europex, el mismo que ha sido propuesto por el Operador del Mercado Ibérico
de Energía – Polo Español, S.A., para su aplicación en la interconexión con
Francia, y que se considera que puede también ser introducido con éxito en
otras fronteras europeas.
4.1 RESULTADOS DEL ESTUDIO CONJUNTO DE REE, RTE, OMEL Y POWERNEXT DEFINICIÓN DE UN MÉTODO DE MANEJO COORDINADO DE CONGESTIONES
En cumplimiento a lo establecido en el Reglamento 1228/2003 del Parlamento
Europeo sobre condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo
de electricidad, los organismos operadores de sistema y de mercado, franceses
70
y españoles, conformaron un grupo de trabajo para establecer un nuevo
método coordinado de manejo de congestiones y asignación de capacidad de
interconexión que reemplace a los existentes que no satisfacen las exigencias
de la nueva normativa:
En España la asignación se realiza mediante un mecanismo establecido en
la Orden Ministerial que define a los Agentes Externos, mediante el cual se
envían al mercado ofertas de compra y venta considerando la energía a ser
entregada y consumida fuera del sistema español por los agentes externos
y los contratos bilaterales son comunicados al operador del mercado OMEL.
Los declarantes de contratos bilaterales envían junto con la comunicación
de las energías a OMEL una oferta para la celebración de una subasta en
caso de existencia de congestión en la interconexión.
� En el escenario inicial la casación se realiza considerando infinita la
capacidad de transferencia de los enlaces, en caso de congestión la
capacidad disponible se divide en dos bloques en función de la energía
demandada que hubiera casado y los contratos bilaterales comunicados,
así la capacidad es asignada por OMEL mediante el proceso de
casación a las ofertas del mercado y por REE mediante subastas
explícitas a los contratos bilaterales por el valor que se deduce del
proceso de casación.
� En Francia la asignación de la capacidad se basa en listas de prioridad,
utilizando la regla first come first served para las exportaciones desde el
sistema francés y la regla de prorrateo para las importaciones. La
transmisión y la energía son de este modo negociados de forma
separada y las reglas aplicadas son aprobadas del Regulador francés
CRE.
Los principales criterios en los que se debe basar el nuevo método de
asignación de la capacidad de interconexión y manejo de congestiones, son los
siguientes:
71
� Mecanismos coordinados.
� Mecanismos que garanticen la máxima utilización de la capacidad
disponible de interconexión y sean compatibles con los criterios de
seguridad de los sistemas.
� Que sean mecanismos no discriminatorios entre diferentes tipos de
negociación y garantice una máxima participación.
� Que ofrezca toda la capacidad que no sea utilizada al mercado diario e
intradiario.
� Establecimiento de mercados de balance para garantizar la operación
óptima en tiempo real.
� Respetar las condiciones de casación de cada uno de los Operadores
de Mercado.
� Transparencia y estabilidad en los acuerdos, fortaleza para evitar que
los agentes ejerzan poder de mercado.
� Mecanismo flexible y aplicable a otros mercados.
� Razonable tiempo y coste de implementación y que pueda evolucionar
considerando las condiciones de los mercados español y francés.
De los análisis realizados por los cuatro organismos se llegó a un acuerdo
respecto a las características generales que debe tener el nuevo mecanismo
de congestiones a aplicarse, pero se plantearon puntos en los que existían
diferentes puntos de vista de los diferentes participantes.
Existe un acuerdo en que el mecanismo aplicado deberá cumplir las exigencias
del Reglamento 1228/2003 de la Comunidad Europea y que el mercado diario
seguirá los principios del método presentado por EuroPEX, Decentralised
Market Coupling. Además consideran se debe establecer un mercado
financiero de contratos por diferencias que permita a los agentes gestionar los
riesgos de precio que puedan aparecer en los mercados.
Sin embargo respecto al manejo de la capacidad disponible de transmisión a
través de la interconexión, a pesar de que todos consideran que una parte
importante de la capacidad debe quedar disponible al mercado diario, no se
72
llegó a un acuerdo único, RTE, REE y Powernext consideran que debe existir
una asignación de capacidad a largo plazo a través de derechos físicos de
transmisión (PTR’s) mediante subastas explícitas, mientras que OMEL
considera que la totalidad de la capacidad de interconexión disponible debe ser
colocada en el mercado diario y los desvíos deben corregirse en el mercado
intradiario.
Se considera que los acuerdos alcanzados son un avance importante en la
integración de los mercados español y francés y han permitido establecer las
principales modificaciones regulatorias que deben implementarse para facilitar
la aplicación del método Decentralised Market Coupling en el mercado diario:
� Compatibilizar la regulación con el nuevo método coordinado a
implantarse considerando la eliminación de los mecanismos anteriores.
� Establecer el tratamiento a las rentas de congestión que se generaran
por la negociación internacional.
� Determinar cambios regulatorios en las normativas francesas y
españolas para permitir las ofertas por diferencia de precios en los
mercados acoplados.
� Coordinar los mercados diarios en ambas fronteras respecto a recepción
y publicación de la información para los agentes, horarios de apertura y
cierre de recepción de ofertas, establecimiento de mercados intradiarios
para el manejo de desvíos o criterios de remuneración del Operador del
Mercado.
73
IMPORTACIONES DE FRANCIADESDE ENERO 1998 A 30 JUNIO 2005 (GWh)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y
Contrato importación REE-EDF Mercado organizado Bilaterales
Año 1998 Año 1999 Año 2000 Año 2001 Año 2002 Año 2003 Año 2004 Año 2005
EXPORTACIONES A FRANCIADESDE ENERO 1998 A 30 JUNIO 2005 (GWh)
0
50
100
150
200
250
300
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y jul
sep
nov
en
e
ma
r
ma
y
Mercado organizado Bilaterales
Año 1998 Año 1999 Año 2000 Año 2001 Año 2002 Año 2003 Año 2004 Año 2005
74
4.2 “DECENTRALISED MARKET COUPLING”, PROPUESTA DE EUROPEX PARA EL MANEJO DE CONGESTIONES
La Asociación Europea de Operadores de Mercado, EuroPEX, en junio de 2003
presentó este método de manejo de congestiones en interconexiones en el
marco del Foro de Florencia como una propuesta para la asignación de
capacidades de interconexión, basada en el concepto de subastas implícitas.
EuroPEX considera que el diseño de los convenios de negociación en los
mercados diario e intradiario de energía y del uso de redes horizontales son un
tema crítico en el desarrollo de un mercado europeo exitoso. La liquidez y
robustez de los mercados spot proveen la transparencia de precio que es
esencial para mejorar el acceso al mercado, promoviendo el desarrollo de
mercados de futuros y habilitando un competencia eficiente [EURO03].
Las subastas implícitas negocian la energía y la capacidad de transmisión de
forma simultánea, lo que ha demostrado ser muy útil en Escandinavia y el
desarrollo exitoso de su mercado. Combinar capacidad y energía en la oferta al
mercado evita el riesgo de negociar estos conceptos por separado y de este
modo las ofertas de compra y venta aceptadas son consideradas acuerdos
firmes.
En cumplimiento al Reglamento 1228/2003, se deben introducir criterios no
discriminatorios, por lo que la negociación bilateral en la interconexión debe
permitirse cuando los participantes lo deseen. Esto lleva a un requerimiento de
un eficiente y justo mecanismo de manejo de las congestiones de interconexión
que pueda abarcar tanto contratos bilaterales como los intercambios basados
en la negociación en el mercado.
Existen sin embargo algunas barreras prácticas para aplicar las subastas
implícitas en un esquema como Market Splitting, en los diferentes países de
Europa. El modelo básico asume ofertas horarias simples en cada mercado,
pero en realidad esto es más complejo. Entre los países hay una amplia
75
diversidad de acuerdos físicos y convenios de intercambio negociados, como
por ejemplo, ofertas en bloque, recirculaciones, mercados de balance e
intradiarios, estos últimos que facilitan la negociación en el mercado, pero
complican la aplicación del modelo básico.
Sin embargo un método de subastas implícitas descentralizado es capaz de
entregar un resultado eficiente incorporando recirculaciones, contratos
bilaterales, ofertas en bloque y contra flujos, todo de manera que es flexible y
fácil de desarrollar en el tiempo, ya que no requiere armonización de los
mercados y permite incluir convenios transitorios para afrontar temas como
contratos de largo plazo.
El modelo propuesto por EuroPEX, Decentralised Market Coupling (DMC),
pone a disposición del mercado diario toda la capacidad física de interconexión,
lo que permite la optimización física de la red, mientras el riesgo del precio
futuro puede ser manejado mediante contratos financieros a largo plazo.
La aplicación de este método sería coordinada por los operadores de mercado
que optimizarían el uso de la capacidad mediante la casación entre las ofertas
de compra y venta en sus respectivos mercados spot. Las ofertas para ejecutar
contratos bilaterales a través de la interconexión serían también manejadas por
los operadores de mercado, incluyéndolos en la casación si la oferta fuera
mayor que la diferencia de precio entre los mercados. El agente casado en un
contrato bilateral pagaría la diferencia de precio entre las áreas
interconectadas; recibirían también esta remuneración a aquellos agentes que
negocian contra flujos ya que aumentan la capacidad de interconexión
disponible aliviando la congestión.
Gráficamente se puede expresar las ofertas de compra y venta en los
mercados diarios de dos diferentes países con las siguientes curvas,
considerando que los sistemas están aislados cada mercado tendría un precio
independiente:
76
Al considerar la posibilidad de intercambio entre los mercados, el precio del
impacto de la exportación en un país puede encontrarse considerando las
exportaciones como una demanda adicional en dicha área y el impacto de la
importación puede encontrarse considerándolo un incremento en el suministro.
El DMC maneja las complejas situaciones que se pueden presentar en los
mercados mediante un proceso iterativo entre los operadores de mercado en
un módulo central independiente de ambos. Por cada iteración, los
intercambios compartidos entre cada uno serían sus “curvas netas de
exportación e importación” que representan el resultante del volumen neto de
exportación o importación dependientes de sus ofertas de compra y venta y el
Precio
Cantidad
PA
QA
País A
Precio
Cantidad
PB
QB
País B
demanda
demanda
suministro
suministro
77
precio de mercado. Las “curvas netas de exportación e importación” son
calculadas de acuerdo a las reglas de cada mercado. Entonces los flujos de
interconexión y los precios de área son calculados usando un algoritmo que
busca reducir la diferencia de precios maximizando el uso de la capacidad de
interconexión disponible, incluyendo ofertas para ejecutar contratos bilaterales.
Es importante considerar que las curvas de importación y exportación no tienen
información concreta de los agentes que participan en un mercado concreto,
por lo que se guarda el anonimato de los participantes en cada mercado.
Las “curvas netas de exportación e importación” se puede calcular para cada
mercado, como la relación entre el precio de mercado y el volumen neto
exportado o importado y en caso de no haber exportación o importación, el
precio del área es el precio del sistema aislado.
Las curvas netas de exportación e importación de los dos países se pueden
combinar para mostrar la relación entre el volumen transferido y la diferencia de
precio entre los mercados (P*B - P*A). A esta curva debe sumarse la capacidad
requerida por los contratos bilaterales que puedan existir entre los agentes de
los dos países para utilizar la capacidad de interconexión considerando el
precio que están dispuestos a pagar, o recibir, por la ejecución de dicho
contrato bilateral. La capacidad de intercambio así definida puede
incrementarse si se permiten flujos en sentido contrario al de la congestión,
aumentando el total de volumen negociado.
78
Si hay suficiente capacidad para casar toda la demanda, el enlace no está
congestionado, y los precios de área son los mismos y no hay costo de ejecutar
los contratos bilaterales. En caso contrario, los precios de área son diferentes,
y los contratos bilaterales fluyen del país A al B pagando la diferencia de precio
entre los dos países (P*B-P*A).
El modelo puede tener en cuenta las recirculaciones usando las capacidades
reales de las líneas y los factores de distribución de transferencia de potencia
(PTDFs) proporcionados por los Operadores del Sistema. Este método es el
denominado FMC, Flow Base Market Coupling, en el cual se puede modelar el
sistema de manera que evita a los operadores de sistema la mayor parte del
riesgo de asignar valores de capacidad de transmisión disponible (ATC) antes
de conocer los probables flujos de potencia.
Los problemas por desvíos que se presenten antes del tiempo real, por
variaciones en la previsión pueden ser resueltos en el mercado intradiario, si se
detectan con antelación suficiente para corregir los resultados de la casación
del mercado diario, o. en el mercado de balance si los desvíos ocurren en
79
tiempo real, por lo que no se debería reservar una capacidad de interconexión
disponible para estos escenarios.
Para garantizar la transparencia, otro de los conceptos exigidos en el
Reglamento relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio
transfronterizo de electricidad, el método por el cual son calculados los precios
y volúmenes intercambiados en cada frontera, debería ser asignado en una
normativa y procedimientos públicos. Estas reglas y procedimientos
necesitarían ser auditados para dar seguridad y garantía a todos los
participantes del mercado.
Adicionalmente ya que la propuesta contempla la disponibilidad del 100% de la
capacidad de interconexión en el mercado diario, la cobertura de riesgo a largo
plazo debería realizarse a través de contratos financieros fijados para evitar los
desbalances de precio en los distintos mercados diarios. Podrían aplicarse
contratos por diferencias (CfD) o derechos financieros de transmisión (FTRs),
según los requerimientos de los agentes, por lo que es necesario establecer
precios de referencia del mercado diario.
Debido a que actualmente se encuentra muy extendido el uso de derechos
físicos de capacidad (PTR’s) a largo plazo o contratos de largo plazo, propone
que estos se conviertan en derechos financieros de transmisión, liberando la
capacidad para el mercado diario y al mismo tiempo preservando el interés
comercial que inicialmente tenían las partes.
La implementación del modelo puede empezar con uno o más proyectos
pilotos, como los propuestos dentro de Benelux entre POWERNEXT, APX y
BELPEX, o el propuesto por Nord Pool en la interconexión entre Dinamarca y
Alemania y según los resultados obtenidos, el método puede aplicarse en otras
fronteras.
Sin embargo se requiere la armonización y definición de algunos temas para
que el DMC pueda ser aplicado:
80
� Armonización regulatoria para garantizar que la capacidad de
interconexión disponible declarada al mercado sea máxima y definir
métodos comunes de manejo de desvíos a través de mercados
intradiarios y establecer la responsabilidad de los operadores del
sistema en la operación segura del sistema en tiempo real en caso de
disminución de la capacidad negociada por la interconexión.
� Coordinación entre operadores del sistema, RTE y REE, para realizar el
cálculo y publicación diaria de la capacidad disponible de transmisión y
asignación de PTDF’s a usarse en el mercado.
� Coordinación entre operadores del mercado, Powernext y OMEL, para
el manejo de los flujos de interconexión y responsabilidad de resolver
aspectos como: requerimientos de los miembros, procedimiento de
disputas, vigilancia de procedimientos de mercado, publicación de
requerimientos y auditorias.
� De los resultados obtenidos con los proyectos piloto se pueden mejorar
y afinar las reglas y procedimientos de casación; lo que puede requerir
que los operadores de mercado modifiquen los convenios existentes
como armonizar los tiempos de recepción de ofertas y publicación de
resultados.
� Para la aplicación en el ámbito europeo se requeriría que un grupo
regional de reguladores, operadores de sistema y mercado, además de
los participantes representativos, monitoree los convenios una vez
implementados y acuerde las modificaciones necesarias.
4.3 APLICACIÓN DMC Y SUBASTAS EXPLICITAS, PROPUESTA DE LOS REGULADORES ESPAÑOL Y FRANCÉS – CNE - CRE
La propuesta presentada por los Organismos Reguladores de los dos países se
base en los resultados obtenidos del estudio conjunto realizado por
POWERNEXT, OMEL, REE y RTE para definir un mecanismo coordinado de
manejo de congestiones en la interconexión entre España y Francia, y en los
81
requerimientos de los agentes participantes de ambos mercados que fueron
consultados sobre el tema en octubre de 2004.
Figura No. 4.1 – Interconexiones en las fronteras españolas
En esta consulta los agentes expresaron su preferencia por la aplicación de
derechos físicos de transmisión (PTRs), que consideran un mecanismo más
probado, ya que actualmente está siendo utilizado en el manejo de
congestiones transfronterizas en otros países y perciben como un método que
ofrece mayor seguridad que los derechos financieros y se adapta mejor a la
liquidez actual de los mercados español y francés.
Los agentes participantes expresaron su acuerdo en que los derechos físicos
adquiridos por los agentes deben ser considerados compromisos firmes y
deben aplicarse reglas como ‘use it or lose it‘ o ‘use it or get paid for it’ que
garanticen una optimización del uso de la capacidad de transmisión disponible.
Establecen también la necesidad de crear mercados secundarios que permitan
una negociación entre los agentes de los derechos adquiridos en las subastas
explícitas y de la estructuración de un mercado intradiario coordinado entre los
dos países que permita realizar ajustes a la programación diaria lo más
cercana posible al tiempo real.
82
Con estos antecedentes, los Organismos Reguladores de los dos países,
presentaron su posición conjunta respecto a las características del método que
debe aplicarse, que se basa en los siguientes puntos:
� Gestión a largo plazo - Aplicación de subastas explícitas para la
asignación de la capacidad de transmisión en las interconexiones entre
España y Francia en horizontes temporales mayores al mercado diario,
hasta un máximo de un año. El proceso de subastas explícitas será
coordinado por los operadores del sistema, REE y RTE, que
determinarán la capacidad de transmisión disponible y asignarán esta a
los agentes que más la valoren.
Los derechos de capacidad física adquiridos por los participantes del
mercado para atravesar la interconexión se considerarán compromisos
firmes que pueden ser ejercidos a través de contratos bilaterales o en
caso de no ser utilizados se liberan a través de la aplicación de reglas
como ‘use it or lose it’ para su utilización en el mercado diario.
� Gestión de corto plazo - Aplicación del modelo de manejo de
congestiones propuesto por EuroPEX, Decentralised Market Coupling,
en el mercado diario para optimizar el uso de la capacidad de
transmisión disponible. El acoplamiento de los mercados será
organizado y coordinado por los operadores del mercado POWERNEXT
y OMEL. En este escenario estará disponible aproximadamente un tercio
de la capacidad disponible por la interconexión, la cual podrá ampliarse
una vez que el mecanismo esté en marcha y se demuestre su
efectividad.
Los reguladores proponen una implantación de este proceso en un esquema
en tres fases, que irán evolucionando conforme avance la experiencia del
mercado en su utilización y en los resultados que se vayan obteniendo. Las
fases consideran:
83
� Fase 1 - Utilización de subastas explícitas en horizontes mayores al
diario para la asignación de la capacidad disponible de transmisión, los
derechos adquiridos en esta primera fase sólo podrán ser ejercidos a
través de contratos bilaterales. Los que no sean usados serán liberados
en el mercado y los poseedores que no los empleen no recibirán
remuneración cuando estos sean reasignados.
� Fase 2 - Utilización del método Decentralised Market Coupling con un
15% del total de la capacidad de interconexión disponible a negociarse
en el mercado diario, y continuar con el uso de la regla ‘use it or lose it’
para gestionar la capacidad asignada en subastas explícitas que no sea
empleada por los agentes poseedores.
� Fase 3 - Cuando se incremente la experiencia en la aplicación de este
método de manejo de congestiones se espera que en función de los
resultados obtenidos se retire el límite de capacidad establecido al
mercado diario y se sustituya la regla ‘use it or lose it’ por una de ‘use it
and get paid for it’, mediante la que los poseedores que deseen negociar
sus derechos físicos o aquellos que deseen utilizarlos para ejercer
contratos en contraflujo que aumentan la capacidad de transmisión de
los enlaces transfronterizos, reciban una compensación igual a la
diferencia de precio entre los dos mercados.
Se propone el establecimiento de mercados secundarios en los que los
agentes puedan negociar los derechos físicos de transmisión adquiridos,
siendo la única obligación informar a los Operadores del Sistema acerca de los
nuevos titulares de los derechos, también y para una mejor gestión de la
capacidad de transmisión en el corto plazo se plantea la negociación en
mercados intradiarios, lo que sería factible cuando se establezca esta
posibilidad en el mercado francés ya que actualmente solo existe un mercado
de balance.
84
Adicionalmente para garantizar un adecuado acoplamiento de los mercados
francés y español, deben armonizarse algunos puntos, como por ejemplo,
publicación de información y resultados de la aplicación de este método,
armonización de tiempo de funcionamiento de los mercados y procedimientos
de liquidación y reparto de rendimientos y costos provocados por la
negociación internacional, además de libre elección de los agentes para
participar en subastas explícitas o implícitas.
Establecen que los ingresos obtenidos de las subastas explícitas de derechos
firmes se distribuirán en partes iguales entre los dos países y se emplearían
para compensar a los agentes que deban retirar o disminuir sus transacciones
debido a la congestión en los enlaces internacionales y se acuerda también
eliminar todo tipo de aranceles o restricciones de precio a las que puedan estar
sometidas las transacciones internacionales para no alterar las señales de
mercado que se obtiene de la aplicación de este método.
4.4 APLICACIÓN DMC, PROPUESTA DEL OPERADOR DEL MERCADO
IBÉRICO POLO ESPAÑOL, OMEL
A diferencia de lo expresado por los Operadores del Sistema, REE y RTE,
quienes han declarado que si bien el mejor método es el Decentralised Market
Couplig, debido a las dudas respecto a la liquidez del mercado y al proceso de
implantación prefieren inicialmente el método de manejo de congestiones a
través de subastas explícitas, el Operador del Mercado Español, OMEL,
propone la aplicación de un mecanismo que se ajusta a lo establecido en el
Reglamento 1228/2003, es compatible con las características de los mercados
español y francés y cuya implementación no requiere mayores cambios en la
estructura de funcionamiento de los mercados, ni complejas revisiones
regulatorias.
85
La propuesta de OMEL considera la aplicación del modelo Decentralised
Market Coupling en el mercado diario, en el cual estará disponible la totalidad
de la capacidad de interconexión y a largo plazo los agentes podrán gestionar
el riesgo de volatilidad de precios y asegurar sus posiciones, mediante de
contratos financieros.
La aplicación de este modelo permite, siguiendo los principios establecidos por
EuroPEX, optimizar el uso de la capacidad de interconexión disponible:
� Inicialmente OMEL propone que la totalidad de la capacidad esté
disponible en el mercado diario, sin embargo, de considerarse la
aplicación de subastas explicitas en el largo plazo, el modelo permite la
asignación en el mercado diario de la capacidad que no haya sido
negociada en estas subastas.
� Permite utilizar la capacidad de interconexión que haya sido liberada
debido a la inclusión de contratos bilaterales que fluyen en sentido
contrario a la congestión.
� Optimiza el uso de la capacidad de interconexión que aunque había sido
adquirida en subastas explicitas, llegado el escenario D-1 no desea ser
utilizada por el agente propietario y es liberada al mercado diario, lo que
se consigue aplicando reglas como ‘use it or lose it’ o ‘use it or get pay
for it’.
4.4.1 ESCENARIOS DE APLICACIÓN
4.4.1.1 Largo plazo
Se consideran largo plazo todos los periodos mayores a los negociados en el
mercado diario; anuales, trimestrales, mensuales, etc. La necesidad de los
agentes de cobertura a largo plazo viene del requerimiento de evitar
variaciones de precio entre los dos mercados interconectados y garantizar que
podrán realizar sus transacciones.
86
Para gestionar el riesgo de precio entre los mercados se propone el
establecimiento de mercados financieros y secundarios en los que los agentes
puedan establecer contratos por diferencias que les permitan evitar este riesgo
y negociarlo y para garantizar que podrán llevar a cabo sus transacciones a
través de la interconexión, se da la opción de participar en el mercado
presentando ofertas por diferencia de precios, por energía, u ofertas precio
aceptantes que garanticen que serán incluidas en el resultado de la casación
del mercado diario.
Para evitar que debido a la estructura de los mercados español y francés, en
los que existen grandes compañías que podrían ejercer poder de mercado y
distorsionar el adecuado funcionamiento del mecanismo de manejo de
congestiones propuesto, afectando la liquidez del mercado, las ofertas para el
uso de la interconexión en el mercado diario deben ser compromisos firmes y
en caso de que un agente no quiera o no pueda ejercerlos se aplicará la regla
‘use it or lose it’, aceptada en el Reglamento 1228/2003, reasignando la
capacidad liberada, a los agentes que mejor la valoren a través del sistema de
subastas.
Un problema que se ha planteado al funcionamiento de este esquema es el
asegurar la liquidez suficiente del mercado. Se considera que el adecuado
funcionamiento del método y la aplicación de reglas como la ya mencionada
use it or lose it, garantizarán la correcta utilización de la capacidad disponible y
si aún así se considera que debe crearse una liquidez inicial para el mercado
financiero se propone una subasta previa de una cantidad fijada de derechos
financieros de transmisión FTRs, remitiendo a sesiones futuras del mercado
financiero ofertas precio aceptantes, por cuenta de los receptores de las rentas
de congestión.
87
4.4.1.2 Mercado diario
Como se ha dicho, OMEL apoya que la cobertura a largo plazo de las
transacciones transfronterizas se realice a través de un mercado financiero y
mantiene que la totalidad de la capacidad de transmisión disponible (ATC) en
los enlaces internacionales debe ser gestionada en el mercado diario, mediante
el procedimiento Decentralised Market Coupling.
Así, los Operadores de Mercado reciben las ofertas de compra y venta de los
participantes y realizan el proceso de casación horario en el escenario D-1,
permitiendo transacciones tanto dentro de sus mercados, como transacciones
internacionales que utilizan la capacidad disponible de transmisión en la
interconexión, determinada por los Operadores del Sistema.
Como resultado de la casación, una cantidad igual de energía es comprada y
vendida por los participantes sin importar el área donde subastan, con el
mercado como contraparte de cada vendedor o comprador. En cada mercado
una oferta de compra es aceptada si el precio de oferta es mayor que el del
precio del mercado y las ofertas de ventas son aceptadas si el precio es menor
al del mercado. Asegurando de esta forma que el flujo por la interconexión es
siempre menor que la capacidad disponible de transmisión entre los dos
mercados. El uso de la capacidad de transmisión no es asignada a una
transacción especifica, es usada implícitamente y su efecto se refleja en el
precio de mercado, garantizando así el uso por los agentes que la valoren más.
Mientras haya una diferencia de precio entre los dos mercados, existen
potenciales transacciones ventajosas que pueden realizarse, de los
vendedores que desean ofrecer en el mercado de precio alto y de los
compradores que desean adquirir en el mercado de precio bajo, esto puede
representarse como un desplazamiento de las curvas de ofertas de demanda y
suministro, horizontal y hacia la derecha la curva de suministro en el mercado
de precio alto y horizontalmente hacia la izquierda la curva de demanda en el
mercado de precio bajo, dando como resultado la reducción de precios en un
88
mercado y la elevación en otro, hasta encontrar el punto de equilibrio, siempre
que la capacidad de transmisión disponible en la interconexión permita el
suficiente intercambio. Es importante destacar que el método asegura que la
capacidad de interconexión siempre estará llena, ya que existirán ofertas no
casadas a precios competitivos para que se realice la transacción entre
mercados, lo que evita el riesgo de un método de subasta explícita pura en el
que el valor de tener la interconexión vacía sea mayor que el coste de
adquisición de la capacidad mediante la subasta explícita. Es decir en algunos
sistemas, especialmente si la interconexión es pequeña pueda ser más
rentable para un agente productor con poder de mercado adquirir la capacidad
de interconexión en importación para luego no usarla y que los precios del
mercado suban compensando con la retribución a su producción el coste de la
subasta. Si la capacidad se llena en cualquier caso al aplicar el método de “use
it or lose it’ junto con el Decentrasiled Market Coupling, no existirá esa
posibilidad de dejar la capacidad vacía.
Las gráficas serán las siguientes:
Con congestión
89
Sin congestión
Siguiendo los principios de no discriminación entre tipos de transacciones
establecido en el Art. 6 del Reglamento 1228/2003, los agentes que deseen
ejecutar contratos bilaterales a través de la interconexión en el mercado diario
podrán remitir a los operadores de mercado, OMEL o Powernext, ofertas por
diferencia de precios para participar en el DMC y utilizar la capacidad
disponible de transmisión (ATC). Los agentes podrían presentar ofertas a
precio para limitar el precio a pagar, o precio aceptantes si desean ejecutar el
contrato independientemente del precio de mercado, o bien presentar ofertas
para transacciones en contraflujo a la congestión, aumentando la capacidad de
los enlaces, en cuyo caso presentarían ofertas de cuanto desean cobrar por la
ejecución del contrato.
4.4.1.3 Mercado Intradiario
Los operadores del mercado tanto español como francés, concuerdan en la
necesidad de implementar un mecanismo intradiario que permita maximizar el
uso de la capacidad disponible de transmisión, el mercado intradiario debería
seguir una estructuración conjunta similar a la implementación del DMC. Sin
embargo en el Mercado francés actualmente no existe en funcionamiento un
mercado intradiario, sino un mercado de balances.
90
Este mercado intradiario permitiría a los agentes modificar sus posiciones
iniciales del mercado diario en caso de necesidad, de forma que se pueda
optimizar el uso de la capacidad de transmisión disponible y negociar la
capacidad que pueda ser liberada por algún participante, sin embargo mientras
se implementa un mercado intradiario en el lado francés que permita un
funcionamiento conjunto y coordinado se podría utilizar el mercado intradiario
gestionado por OMEL, que aceptaría ofertas de ambos lados de la frontera.
4.4.1.4 Operación en tiempo real
La transacciones que son casadas en el mercado diario y las posteriormente
corregidas a través del mercado intradiario, así como los contratos bilaterales a
través de la interconexión son compromisos firmes, por lo que cualquier desvío
en los programas de intercambio que se produzcan en tiempo real, después de
que hayan tenido lugar los mercados diario e intradiario deben ser resueltos
directamente por los Operadores de Sistema, REE y RTE.
Cualquier desviación producida por problemas internos en alguno de los dos
sistemas debe ser corregido por los operadores de sistema dentro de las
fronteras de cada país, esto es, en caso de congestión se pondrán en
funcionamiento los mecanismos de regulación secundaria y terciaria en el lado
español y los mecanismos de balance establecidos en el mercado francés, de
forma que el lado exportador tendrá que disminuir su generación interna y el
lado importador tendrá que elevar la suya, de forma conjunta con el proceso
normal de manejo de las congestiones en las redes internas, evitando en lo
posible afectar los flujos a través de la interconexión y cualquier sobrecosto que
se produzca como resultado de la solución del desvío, debe ser cubierto por el
país en el cual fue provocado.
OMEL considera innecesario para la resolución de restricciones que puedan
presentarse en este escenario, la implementación de mecanismos de balance
adicionales a los ya establecidos en cada uno de los mercados y no apoya la
91
introducción del counter-trading, ya que los mercados español y francés tienen
sus propios mecanismos de balance que permiten, sin introducir distorsiones
adicionales al mercado, resolver las congestiones que se presenten por la
limitación de la capacidad física de intercambio después de que los mercados
diario e intradiarios hayan tenido lugar.
Los mecanismos aplicados deben ser transparentes y no discriminatorios en
los dos sistemas y estarán bajo la responsabilidad de los operadores del
sistema y en caso de requerir posibles compensaciones económicas, así como
convenios por incurrir en desbalances las decisiones deben adoptarse
cumpliendo la reglamentación aplicable en cada sistema.
4.4.2 INTRODUCCIÓN EN LA PROPUESTA DE OMEL DE DERECHOS FÍSICOS DE TRANSMISIÓN PTR’s
La propuesta respaldada por REE, Powernext y RTE se basa en la
coordinación de los sistemas mediante subastas explícitas en diferentes
horizontes temporales, donde los usuarios puedan adquirir derechos físicos de
transmisión (PTRs), accediendo a un mercado secundario en el que pueden
negociarlos, pero informando siempre del cambio de poseedor a los dos
Operadores del Sistema.
Los operadores de sistema y mercado concuerdan en la aplicación del modelo
Decentralised Market Coupling, operado por Powernext y OMEL en el mercado
diario, para optimizar el uso de la capacidad de transmisión de interconexión
que no ha sido asignada a través de subastas explícitas, o que ha sido liberada
por la inclusión de transacciones en sentido contrario a la congestión y aplicar
la regla ‘use it or lose it’, en caso de capacidad comprometida en PTRs que no
ha sido utilizada.
92
Por esta razón y considerando que al menos en una primera fase tanto los
operadores de sistema, REE y RTE, así como POWERNEXT, apoyan el uso de
derechos físicos de transmisión para garantizar la negociación de la capacidad
de interconexión a largo plazo, OMEL presenta opciones que permiten
introducir el uso de PTR’s en su propuesta de manejo de congestiones en las
interconexiones entre España y Francia.
Los derechos físicos de transmisión (PTRs) proveen a los agentes del mismo
resultado en el mercado que los derechos financieros, ya que tanto unos como
otros permiten a los poseedores evitar los riesgos de precio siendo
remunerados por la diferencia en el precio marginal que se presente entre los
dos mercados.
Por esta razón los derechos financieros de transmisión (FTRs) que propone
OMEL como medio para gestionar el riesgo de largo plazo pueden en una
primera fase ser reemplazados por subastas explícitas de derechos físicos de
transmisión. Sin embargo considerando que los PTRs únicamente negocian
capacidad y no energía, cuando estos derechos sean ejercidos a través de una
transacción en el mercado diario, los compromisos adquiridos se considerarán
firmes y se aplicará la regla use it or lose it.
Adicionalmente se considera que es importante la existencia de mercados
secundarios, que si son de derechos financieros de transmisión no requeriría
que las negociaciones realizadas con estos fueran informados a los operadores
del sistema ya que los contratos financieros no afectan el funcionamiento
técnico del sistema, lo que no ocurre con los derechos físicos, que pueden
también ser negociados en mercados secundarios previos a la llegada del
escenario D-1 pero que su traspaso a otro poseedor debe ser informado a los
operadores del sistema que gestionan la operación física de las redes.
Como se ha manifestado ya y considerando que el Reglamento 1228/2003 que
establece la no discriminación entre transacciones, y atendiendo las
preferencias de los agentes, tanto una opción como la otra pueden estar
93
disponibles a los participantes del mercado. Sin embargo se considera que el
mercado evolucionará hacia la utilización de derechos financieros y la creación
de mercados organizados de futuros lo que incrementará la liquidez y
dinamizará el sector, adecuándose a las necesidades de los clientes.
4.4.3 GARANTÍAS DE PAGO Y RENTAS DE CONGESTIÓN
Al introducir la aplicación de subastas explícitas se hace necesario establecer
un sistema de garantías que avale la negociación de capacidad y la firmeza de
las transacciones que se van a incluir en el mercado diario. Esta garantía
permite cubrir los costos en que incurren los dos Operadores del Sistema
debido a la aplicación de mecanismos de balance y compensación, en cada
uno de sus mercados.
Adicionalmente se debe establecer el tratamiento que se dará a los ingresos
que se obtengan de la aplicación de los métodos de resolución de
congestiones, conocidos como rentas de congestión y que en cumplimiento a lo
establecido en el Art. 6 del Reglamento 1228/2003 deben ser destinados a los
fines siguientes:
� Garantizar la disponibilidad real de la capacidad asignada;
� Inversiones en la red para mantener o aumentar la capacidad de
interconexión;
� Como ingresos que habrán de tener en cuenta las autoridades
reguladoras a la hora de aprobar las metodologías de cálculo de las
tarifas de las redes y/o de evaluar si han de modificarse las tarifas.
94
4.5 EVALUACIÓN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MODELO PLANTEADO POR OMEL
� La propuesta realizada por el Operador del Mercado Español se basa en
la aplicación de un método que permite realizar el manejo de
congestiones, tanto en largo como en corto plazo, sin exigir una mayor
armonización de los dos mercados a ser acoplados. Como se ha
explicado el Decentralised Market Coupling permite un manejo
independiente de cada uno de los operadores de mercado con sus
propias reglas en las diferentes fronteras para realizar la asignación de
capacidad y energía a través de los enlaces internacionales en el
mercado diario, y en el largo plazo la adquisición de derechos
financieros o físicos para evitar los riesgos que se puedan presentar por
las diferencias de precio entre ambos mercados.
� El modelo propuesto para la aplicación presenta muchas ventajas,
principalmente la negociación simultánea de capacidad y energía, que
optimiza el uso de la limitada capacidad de interconexión disponible
actualmente, y permite además el neteo de transacciones habilitando la
posibilidad de considerar contratos que se ejerzan en sentido contrario al
flujo de congestión, lo que aumenta la capacidad de los enlaces e
incrementa la liquidez del mercado al aumentar el número de
transacciones.
� Sin embargo a pesar de que el modelo teórico tal como se ha plateado
presenta muchas ventajas, la principal desventaja es que es un modelo
nuevo que no ha sido puesto en práctica aún en ningún país, por lo que
no se pueden analizar resultados, o en caso de aplicación comparar las
conclusiones obtenidas con otras experiencias similares.
95
� Adicionalmente las asimetrías que existen en los mercados español y
francés requieren un desarrollo y acuerdo adicional que puede retrasar
la implantación del método propuesto, ya que previo a un acoplamiento
se deben armonizar por ejemplo horarios de funcionamiento del
mercado diario, creación de un mercado intradiario en Powernext para
ajustar desviaciones del mercado diario, remuneración de los
operadores de mercado debido a que Powernext es una empresa
privada financiada por el volumen de transacciones que maneja,
mientras OMEL se financia a través de la tarifa eléctrica, ya que esta
diferencia puede afectar al valor de las ofertas y restar competitividad a
aquellos que realicen sus transacciones a través del operador francés.
Respecto al problema de la falta de mercado intradiario en Powernext,
OMEL ha propuesto la utilización de su mercado para el manejo de la
interconexión hasta que Powernext ponga el suyo en operación.
� Como se ha manifestado anteriormente los mercados eléctricos están
evolucionando hacia un mercado parecido al mercado de valores, donde
prima la negociación financiera, separada de la operación física de los
sistemas eléctricos dentro de los niveles de calidad y fiabilidad
establecidos en la normativa, bajo la responsabilidad de los operadores
del sistema, lo que puede comprobarse en mercados más desarrollados
como Nord Pool donde el mercado financiero representa casi un 80%
del total de las transacciones de energía negociadas. Esta clara
evolución, que debería ser responsabilidad de los operadores de
mercado debido a su función, pone en manifiesto la importancia de
desarrollar elementos financieros, sobre todo de largo plazo que
permitan ofrecer a los agentes opciones para evitar riesgos de precio sin
afectar la operación física de los sistemas.
� La creación de un mercado integrado de electricidad en Europa es un
objetivo de cumplimiento a largo plazo debido a las diferentes
características de los mercados en cada uno de los países que deben
armonizar sus mecanismos de manejo de congestiones. Sin embargo
96
tanto en el Directiva 2003/54/CE como en el Reglamento 1228/2003 se
establecen reglas claras y parámetros mínimos que deben cumplirse en
la adaptación de un modelo de manejo de congestiones internacionales,
los cuales se cumplen en la propuesta presentada por OMEL y además
en un futuro podría ser aplicado en el resto de fronteras europeas.
97
CAPÍTULO 5
APLICACIÓN PRÁCTICA DEL MODELO DMC
Como se ha expresado anteriormente el modelo escogido por OMEL para
realizar el manejo de congestiones en la interconexión España-Francia es el
Decentralised Market Coupling aplicado al mercado diario, donde se negociará
el total de la capacidad de interconexión, dando la opción de realizar
negociaciones a largo plazo mediante derechos financieros de transmisión
(FTRs). Dado que las transacciones de interconexión se realizarán en el
mercado diario, a continuación se detallan en términos generales las
características de funcionamiento de los mercados diarios y de los productos
negociados tanto en España como en Francia.
Se presenta una visión general del funcionamiento del algoritmo de simulación
desarrollado por OMEL, respecto a la formación de las curvas import/export, la
definición de contratos bilaterales y la obtención de las curvas resultantes de
intercambio de energía en función de la diferencia de precio en los dos
mercado, limitadas por la capacidad de transmisión disponible en los enlaces
internacionales y se definen y analizan algunos casos que permitan demostrar
la viabilidad del modelo.
5.1 EL MERCADO DIARIO FRANCÉS
La creación del Operador del Mercado francés se da en respuesta a la apertura
de los mercados eléctricos en Europa a partir de la Directiva Europea 92/96/CE
aplicada a la Ley francesa en febrero de 2000. Powernext S.A. inicia su
98
funcionamiento en noviembre de 2001 como un facilitador multilateral de las
negociaciones a realizarse en el mercado organizado ofreciendo la gestión de
transacciones en dos escenarios:
� Contratos diarios para el manejo del riesgo de volumen en el Mercado
Diario – Powernext Day-Ahead.
� Contratos de medio plazo para la gestión de riesgo de precio en el
Mercado de Futuros – Powernext Futures.
En el mercado diario participan tres compañías que realizan las siguientes
funciones:
� Powernext SA, es la firma responsable de la organización del mercado
centralizado, encargado de la publicación de las reglas de la subasta
con el objeto de establecer el marco técnico y legal para las
operaciones del mercado. Debe también mantener el adecuado sistema
de conexiones para ejecutar la casación y realizar la distribución de la
información del mercado.
� LCH. Clearnet SA, es una institución de crédito formada bajo la ley
francesa, responsable de garantizar la seguridad de las transacciones
actuando como contraparte central de los acuerdos de pago, LCH.
Clearnet S.A garantiza la ejecución financiera de las transacciones a
través de un sistema que actúa como intermediario entre los
compradores y los vendedores.
� Réseau de Transport d'Electricité - RTE, Operador del Sistema y
propietario de la red de transmisión francesa, es el encargado de
gestionar el cumplimiento físico de todas las negociaciones realizadas
en el mercado diario de Powernext, a través de los Contratos de
Responsabilidad de Balance que deben suscribir todos los agentes que
deseen participar en el mercado organizado. RTE administra también los
99
flujos financieros resultantes de las discrepancias que puedan
presentarse en las cantidades contratadas.
En el Mercado Diario los participantes pueden negociar el día anterior a la
entrega de energía con contratos horarios estándar, que les comprometen a
inyectar o retirar de la red francesa en un volumen de electricidad, en una hora
dada, a un precio de mercado. La electricidad contratada puede ser entregada
en cualquier punto de la red de transmisión francesa.
La negociación con productos horarios provee de flexibilidad al mercado
permitiendo a los operadores ajustar los programas para cumplir sus
compromisos de responsabilidad de balance con RTE e implementar
estrategias de arbitraje con el resto de mercados europeos de manera
transparente.
Powernext Day-Ahead, encargado de la administración del mercado diario es
accesible directamente y sin ningún intermediario a todos los agentes del
mercado, nacionales o extranjeros, suministradores, consumidores,
instituciones financieras y traders. Esta diversidad de participantes permite
reunir intereses variados en las subastas reforzando el significado del precio de
mercado.
El mercado eléctrico francés es un mercado de precio único, donde la energía
es negociada a través de una plataforma informática que permite un acceso
seguro a través de internet, en el que la casación determina el precio de
mercado obtenido y la cantidad de energía negociada.
Los 24 períodos horarios son negociados separadamente usando un
procedimiento de subasta de interpolación lineal. Este método considerado
fiable y transparente asegura la liquidez del mercado por la concentración de
ofertas para cada periodo horario y permite la definición de un precio único
para cada hora del día siguiente.
100
La subasta cierra a la 11h00 los siete días de la semana y las ofertas de
compra y venta son consolidadas para cada periodo horario. El sistema calcula
el precio del mercado MCP, de forma que en la casación de las ofertas de
compra y venta se consiga el mayor número de bloques de energía aceptados,
obteniendo el correspondiente volumen negociado MCV, por lo que el MCV y el
MCP corresponden a la intersección de las curvas de compra y venta.
Figura No. 4.1 – Curvas de oferta de compra y venta en el mercado diario francés. Fuente: Powernext SA
Powernext SA cierra la recepción de ofertas a las 11h00 y valida los resultados
de la subasta a las 11h15 y después de verificar la consistencia del precio,
publica los resultados del mercado. Las curvas agregadas de compra y venta
se comunican a todos los participantes para garantizar la transparencia del
mercado diario.
Powernext S.A. conjuntamente con LCH. Clearnet S.A., que actúa como
contraparte en los acuerdos financieros de los agentes y provee de una
solución al riesgo de crédito mejorando la tasa de participación en el mercado,
aseguran la eficiencia y facilitan las transacciones en el mercado diario.
101
Así, una vez que las transacciones han sido validadas por Powernext, LCH.
Clearnet SA., actúa como intermediario entre compradores y vendedores
calculando la posición financiera neta para cada miembro, la cual es utilizada
como base de los acuerdos financieros diarios.
Para garantizar la seguridad financiera LCH. Clearnet S.A. solicita a los
agentes que participan en el mercado diario de Powernext un depósito de
garantía antes de abrir una posición en el mercado. La garantía recibe los
correspondientes intereses y se ajusta diariamente de acuerdo al promedio de
compra de los cinco días anteriores para minimizar el requerimiento financiero
inmovilizado.
LCH. Clearnet S.A. asegura los aspectos financieros de las transacciones, pero
el responsable del cumplimiento físico de las mismas es el Operador del
Sistema RTE, que confirma que las entregas y retiradas de energía
correspondan a los acuerdos alcanzados en el mercado diario.
El balance del sistema que garantiza las entregas y las retiradas de energía de
la red es gestionado por RTE mediante los Contratos de Responsabilidad de
Balance. Todos los agentes que deseen participar en el mercado diario deben
suscribir con RTE estos contratos convirtiéndose en Entidades Responsables
del Balance encargadas de mantener el balance entre generación y consumo
dentro de un perímetro admitido. No es necesario estar físicamente conectado
a la red para convertirse en agente responsable del balance.
Este servicio funciona de la siguiente forma; una vez que los resultados de la
subasta son validados por Powernext se informa a RTE de los volúmenes
netos negociados por cada miembro. Las nominaciones se realizan de la
misma forma que lo hacen los agentes en el mercado, ingresando en la
ecuación de balance como compras o ventas de energía. El volumen declarado
por Powernext para el mercado diario es el único dato que es publicado por
RTE.
102
Por tanto RTE gestiona y factura los desbalances que se presenten en las
transacciones del mercado diario en el marco de los acuerdos de desbalances.
Las transacciones en el mercado diario de Powernext son consideradas como
entregas en la red de transmisión por lo que los agentes deben gestionar
directamente con el Operador del Sistema cualquier problema de acceso.
5.1.5 CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO ENERGÍA
El objetivo principal de Powernext es establecer un precio de referencia del
mercado a través de una subasta, por lo que ha escogido concentrar la liquidez
del mercado con productos horarios. El precio resultante de la subasta es firme
y sirve de referencia para todos los agentes que participan en el mercado, así
como de referencia para la estimación de precios en el mercado de futuros.
Los agentes negocian contratos horarios estándar en el mercado diario, estos
contratos son considerados compromisos de entrega o retirada de un volumen
de energía al precio único del mercado. La mayoría de los participantes del
mercado están familiarizados con los productos horarios que se consideran
como un sólido estándar del mercado. Los contratos ofrecen considerable
flexibilidad dando a los participantes la posibilidad de ajustar los programas a
sus necesidades diarias comprando energía adicional o vendiendo los
excedentes.
� Producto - La electricidad es negociada en el mercado diario en el
escenario D-1 para ser entregada al día siguiente en 24 intervalos
horarios.
� Ofertas - Los participantes del mercado pueden modificar o cancelar una
orden en el sistema durante el periodo previo a la subasta, el cual
empieza el miércoles de la semana anterior a las 17h00 y termina a las
103
11h00 del día D-1, procedimiento que se repite las 24 horas del día y los
7 días de la semana.
� Límites - Los precios límite que se aceptan en las ofertas son, mínimo 0
€ por MWh y máximo 3.000 € por MWh, considerados como precios
instrumentales y el precio incremental mínimo es 0,01 por €/MWh. El
volumen mínimo a ser negociado, al igual que el volumen incremental
mínimo es 1 MWh. Se definen estos límites para permitir la interpolación
lineal necesaria en el proceso de subastas
� Estructura Oferta – Las ofertas de compra o venta de los participantes
en el mercado diario de Powernext pueden contener hora a hora hasta
64 combinaciones cantidad-precio para los 24 periodos horarios del día
siguiente. Los agentes pueden utilizar los siguientes bloques de oferta
estandarizados:
- Oferta en Bloque 1-4 cubriendo horas 1 a 4
- Oferta en Bloque 5-8 cubriendo horas 5 a 8
- Oferta en Bloque 9-12 cubriendo horas 9 a 12
- Oferta en Bloque 13-16 cubriendo horas 13 a 16
- Oferta en Bloque 17-20 cubriendo horas 17 a 20
- Oferta en Bloque 21-24 cubriendo horas 21 a 24
- Bloque de oferta de base, cubre horas de 1 a 24
- Bloque de oferta en pico, cubre horas de 9 a 20
- Oferta en Bloque 1-6 cubriendo horas 1 a 6
- Oferta en Bloque 1-8 cubriendo horas 1 a 8
- Oferta en Bloque 9-16 cubriendo horas 9 a 16
� Cada día de negociación los participantes tienen permitido enviar ofertas
en bloques de cuatro horas por periodo, por portfolio y por tipo. La
cantidad máxima permitida se fija en 50 MW por bloque.
104
� En el día de negociación a las 11h00, todas las órdenes de compra y
venta son agregadas por periodos horarios y el algoritmo de subasta se
utiliza para determinar del MCP y el MCV mediante interpolación lineal.
� El valor de cada transacción es igual al MPC multiplicado por el volumen
negociado. LCH Clearnet SA, como contraparte de los acuerdos
financieros garantiza la seguridad financiera de las transacciones y es
responsable de recolectar el pago de los compradores y distribuirlo entre
los vendedores.
� Powernext SA designa todos los convenios físicos de los miembros
responsables del balance. Las entregas son hechas en la red francesa
considerada como punto central.
� La negociación y asignación de los productos horarios son accesibles a
través de la interfase segura de internet, ElWeb Client.
Figura No. 4.2 – Variación de precios de los productos negociados en el mercado diario. Fuente: Powernext SA
105
5.2 EL MERCADO DIARIO ESPAÑOL
La normativa española en cumplimiento a lo establecido en la Directiva
Europea 92/96/CE, establece en 1997 el mercado de producción de energía
eléctrica que esta integrado por el conjunto de transacciones comerciales de
compra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro
de energía eléctrica. El mercado español se estructura considerando un único
escenario para la participación de los agentes en el mercado organizado,
considerando la negociación en el escenario diario. Permite también la libre
contratación entre agentes a través del mercado OTC mediante contratos
bilaterales. Este mercado de producción de energía eléctrica se estructura de la
siguiente manera:
� Mercado diario, gestionado por OMEL es aquel en el que se llevan a
cabo las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para el
día siguiente, los agentes pueden enviar sus ofertas de compra o venta
de energía hasta el día D-1. El programa para el día siguiente se forma
con las ofertas enviadas por los agentes y se remite al operador del
sistema quien asegura que se cumplan los requerimientos de calidad del
sistema.
� Mercado intradiario de ajustes de programación, gestionado por OMEL
tiene por objeto permitir a los agentes realizar ajustes a la oferta y
demanda de los programas inicialmente enviados con posterioridad a
haberse fijado el programa diario viable, así conforme se acerca el
suministro al tiempo real los agentes pueden afinar sus programas a
través de seis sesiones intradiarias de ajuste.
� Mercado de servicios complementarios y gestión de restricciones,
gestionado por REE, tienen por objeto que la producción se adapte a la
demanda mediante mecanismos de subasta entre unidades de
producción. En este participan aquellos agentes que el operador del
sistema considere necesarios para asegurar el funcionamiento del
106
sistema dentro de índices de calidad y seguridad en cada sesión del
mercado de producción.
� Contratos bilaterales físicos, los consumidores cualificados o los agentes
externos podrán formalizar con productores o agentes externos
contratos bilaterales físicos de suministro de energía eléctrica. Las
unidades de producción que suscriban estos contratos quedarán
exceptuadas de la obligación de presentar ofertas en el mercado de
producción, por la parte de su energía generada vinculada al
cumplimiento del contrato.
El Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español S.A. (OMEL),
empezó su funcionamiento efectivo en enero de 1998 y es el responsable de la
gestión económica del sistema y la realización de todas aquellas funciones que
se derivan del funcionamiento del mercado diario y del mercado intradiario de
producción de energía eléctrica.
El mercado diario se rige por los principios de transparencia, objetividad e
independencia, y el Real Decreto 2019/1997 establece las características para
participar en éste, que son las siguientes:
� Los titulares de las unidades de producción en régimen ordinario deben
presentar ofertas de venta, siempre que sus unidades de producción
estén disponibles y su energía no esté vinculada a un contrato bilateral.
� Los agentes externos, los comercializadores y los titulares de las
unidades de producción en régimen especial, también pueden presentar
ofertas de venta.
� Las ofertas de compra las presentan los titulares de unidades de
adquisición, bien sean comercializadores, distribuidores, consumidores,
agentes externos o titulares de centrales de bombeo.
� Las ofertas de venta y compra pueden realizarse considerando de 1 a 25
tramos en cada hora, en cada uno de los cuales se oferta energía y
107
precio para dicha hora, siendo creciente el precio en cada tramo en el
caso de las ventas, y decreciente en el caso de las compras.
� Las ofertas de venta pueden ser simples o incorporar opcionalmente
condiciones complejas.
� Las ofertas simples se presentan para cada periodo horario y unidad de
producción con expresión de un precio y de una cantidad de energía.
� Las ofertas complejas son aquellas que, cumpliendo con los requisitos
exigidos para las ofertas simples, incorporan, además, todas o algunas
de las condiciones técnicas o económicas indicadas en el cuadro de la
siguiente página.
� El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir
como demandantes y oferentes las unidades de producción, los
distribuidores, comercializadores y clientes cualificados que tengan la
condición de agentes del mercado.
En el mercado diario deben participar como oferentes todas las unidades de
producción, disponibles y no vinculadas a contratos físicos y como
compradores los distribuidores, comercializadores y clientes cualificados. En el
mercado intradiario pueden participar indistintamente como oferentes o
compradores todos los agentes del mercado que hayan participado enviando
ofertas al mercado diario, así un comercializador puede vender energía y un
generador comprarla, para ajustar sus programas y solucionar desvíos que
inicialmente no se habían previsto.
Las sesiones de contratación del mercado diario se estructuran en períodos de
programación equivalentes a una hora natural, considerando como horizonte
de programación los 24 períodos de programación consecutivos. El mercado
intradiario se organiza en seis sesiones posteriores al mercado diario.
El mercado español es un mercado de precio único, determinado de forma
horaria por la intersección de las curvas de oferta y demanda que se forman
por agregación de las ofertas de compra y venta remitidas por los agentes para
108
cada hora, así el punto de corte de estas curva se convierte en el punto de
equilibrio del mercado y el resultado de la casación.
Figura No. 4.3 – Curvas de oferta de compra y venta en el mercado diario español. Fuente: OMEL S.A.
Debido al método aplicado para construir las curvas, las curvas del mercado
español son curvas discretas obtenidas para cada hora., Los agentes que
deseen asegurarse que serán casados tanto para la venta como para la
compra pueden realizar ofertas al mercado a precio instrumental conforme a lo
permitido por la normativa, es decir al precio más alto para la compra o más
bajo para la venta, estos precios son 18,03 c€/kWh o 0,00 c€/kWh
respectivamente, lo que da lugar a curvas de oferta como las que se observa
en la siguiente gráfica:
109
Figura No. 4.4 – Curvas reales de compra y venta en el mercado diario. Fuente: OMEL S.A.
5.3 DESCRIPCIÓN DEL ALGORITMO DMC APLICADO
Como se ha expuesto con anterioridad, el método propuesto por OMEL para el
manejo de congestiones en las interconexiones entre Francia y España es el
desarrollado por EuroPEX, Decentralised Market Coupling. Para aplicar este
procedimiento en la interconexión entre Francia y España, OMEL ha
desarrollado un programa que permite introducir como datos de entrada las
curvas de suministro y demanda de los dos países y los precios marginales en
cada mercado determinados sin considerar transacciones internacionales y los
contratos que se hayan realizado entre agentes de uno y otro mercado para ser
ejecutados a través de la interconexión. Con estos datos de entrada, se
determinan las curvas import/export para cada país, expresadas en función del
precio y el volumen de energía negociado en cada mercado. Estas curvas por
tanto reflejan la variación de precios en ese mercado ante un incremento de la
demanda del sistema como consecuencia de exportaciones, y un incremento
de la producción del sistema como consecuencia de importaciones.
110
En concreto para determinar las curvas import/export se calcula en primer lugar
la parte de exportación, desplazando la curva de compra a la derecha
simulando incrementos de demanda. Este desplazamiento se consigue
mediante la introducción de una demanda a precio instrumental, que sería la
demanda adquirida por un sistema eléctrico externo. Para simular el lado de
importación, se desplaza igualmente a la derecha la curva de venta, simulando
un aumento en la oferta de generación al sistema, mediante la introducción de
una oferta de venta a precio nulo, que sería la importación recibida del sistema
eléctrico externo. Para cada incremento de importación o exportación de la
unidad mínima de negociación, hipotéticamente se realiza una casación para
considerar todas las condiciones complejas de las ofertas. No es necesario sin
embargo realizar todas las casaciones ya que al ser la curva de ofertas discreta
los cambios de precio se producirán al ser afectado un volumen de energía tal
que modifique el precio del mercado. Por otro lado al ser la curva española
discreta, existen escalones en los que en la vertical parecería tener dos
precios, sin embargo los intervalos que dan lugar a los escalones tienen un
extremo abierto y el otro cerrado, razón por la que para cada valor de energía
únicamente se tiene un precio.
A partir de estas curvas se determina la curva intercambio/precio que indica la
variación de la diferencia de precios entre los dos mercados en función del
111
volumen de energía que se transfiera de un país al otro. Para obtener esta
curva se parte de las curvas import/export anteriormente calculadas para cada
uno de los sistemas, manteniendo la curva de uno de los países como base y
transponiendo la curva del otro país. En este caso para los ejemplos a ser
analizados se mantiene constante a curva import/export de España y se
transpone la curva import/export francesa, ya que se considera como positivo
en el eje de las abcisas (Y), que será la diferencia de precio entre España y
Francia, y como eje positivo de las ordenadas (X), que será la energía
transferida en sentido España – Francia.
Las graficas anteriores representan el funcionamiento del mercado organizado
ante flujos derivados exclusivamente del mercado en las interconexiones
internacionales. Para poder incluir en el análisis el efecto de los contratos
bilaterales que emplean la interconexión, se expresan estos en función de la
energía que están dispuestos a negociar a una determinada diferencia de
precio que se produzca entre los dos mercados. Este precio puede ser en
sentido positivo, es decir el precio máximo de congestión (diferencia de precios
entre mercados) que estarían dispuestos a pagar en caso de congestión, o en
sentido opuesto, es decir el precio que requieren recibir para ejecutar el
contrato bilateral en sentido opuesto a una congestión creando por tanto
capacidad en el sentido en el que no hay capacidad suficiente. Para poder
relacionar las curvas resultantes se deben considerar los ejes que se
establecieron para definir la curva intercambio/precio en el mercado spot. La
agregación de los intercambios a través de las interconexiones con los precios
ofertados da una curva que relaciona para cada uno de los mercados la
diferencia de precio resultante entre los mercados ante un intercambio de
energía, de importación o exportación, que es la agregación del intercambio
derivado del mercado y de los contratos bilaterales.
Finalmente definidas las curvas “intercambio/diferencia de precios” tanto para
el mercado spot como para los contratos, se incluyen los límites de la
capacidad de transmisión disponible, que son determinados previamente por
los operadores del sistema. Si el punto de corte de las curvas de
112
intercambio/diferencia de precios se produce en un valor inferior a la capacidad
máxima de importación o exportación dicho valor será el intercambio de
energía entre ambos sistemas, y los precios de ambos mercados serán iguales.
Si dicho corte entre las curvas de importación y exportación se produce en un
valor superior al de intercambio máximo, existirá congestión y el valor de corte
con dicho máximo determinará el intercambio de energía y la diferencia de
precios en los mercados. A partir de dicha diferencia de precios se determinará
mediante la curvas de import/export el precio de cada mercado.
Con los precios resultantes en cada uno de los mercados y el intercambio
derivado de las curvas de intercambio/diferencia de precios, cada uno de los
mercados comprobará si las ofertas presentadas al mercado, con las que ha
calculado la curva de import/export, cumplen las condiciones particulares de
dicho mercado, es decir las condiciones complejas en el caso del mercado
español y las condiciones de bloque en el caso del mercado francés. Si todas
las ofertas cumplen dichas condiciones le resultado obtenido a partir de las
curvas de intercambio/diferencia de precio, es correcto, y si no es así se deben
retirar las ofertas que no cumplan dicha condición (se establecerá un criterio de
retirada de ofertas), y repetir el proceso completo, hasta obtener un resultado
en el cual se cumplan las condiciones de cada uno de los mercados para todas
las ofertas que han participado en la creación de las curvas de import/export.
5.4 CASOS EJEMPLO PARA EL ANÁLISIS
La formación del precio único del mercado, con el que se liquidan las
transacciones de los agentes, se forma de manera similar en Francia y en
España, definiéndose en ambos países como el punto de intersección entre las
curvas de oferta y demanda de energía. Sin embargo la formación de las
curvas se realiza de forma distinta, ya que mientras Francia utiliza una
aproximación lineal para determinar las curvas después de recibir las ofertas de
los agentes, lo que les permite obtener curvas continuas, España forma las
113
curvas de suministro y demanda por agregación de las ofertas enviadas por los
agentes considerando el orden de precedencia económica, obteniendo curvas
discretas, lo que adicionalmente puede causar que al realizar la casación, la
intersección entre las dos curvas pueda darse en la vertical del escalón, lo que
ocasionaría una indeterminación en el precio marginal. Para evitar estos casos,
el precio marginal en España se ha establecido que lo fija el último tramo de la
oferta de venta de energía eléctrica realizada por la última unidad de
producción que haya sido necesaria para cubrir la demanda casada, pudiendo
ser esta la importación desde el sistema eléctrico francés. Es decir para evitar
la indeterminación que se produce cuando hay capacidad suficiente y se
igualan los precios, siendo el precio del mercado del sistema eléctrico francés
un valor intermedio entre dos ofertas de venta de energía en el mercado
eléctrico español siendo una de ellas la que marca marginal, es necesario que
la oferta de importación desde el sistema eléctrico francés marque precio en el
mercado español.
Por las diferentes características de las respectivas curvas obtenidas en el
proceso de casación, se pueden determinar varios casos que requieren análisis
respecto a la forma de tratar las ofertas y generar los precios entre los dos
Operadores de Mercado, OMEL y Powernext, aunque los conceptos aplicados
son los mismos. Por tanto ya que cada mercado tiene sus particularidades, al
aplicar el método de Decentralised Market Couplig propuesto para realizar la
gestión de congestiones en los enlaces internacionales, se debe realizar un
estudio más detallado de los casos que podrían presentar conflictos
provocados por estas peculiaridades.
Los casos a ser analizados consideran seis periodos horarios tanto para
España como para Francia y se simulan casos específicos en los que se
considera que el algoritmo a ser aplicado podría encontrar problemas o podría
dar resultados erróneos o difíciles de interpretar.
114
5.4.1 CASO BASE
Para este y para los casos siguientes se consideran constantes las curvas de
compra y venta de Francia, aproximando a la realidad la curva continua
francesa, tal como puede observarse en la gráfica siguiente, mediante un
elevado número de unidades que ofertan 10 MWh tanto para la compra como
para la venta. De esta manera se ha utilizado el algoritmo real del mercado
español, aplicado a ambos mercados, pero simulando la particularidad del
mercado eléctrico francés de hacer una interpolación entre las ofertas
presentadas al mercado. El precio de las ofertas en el mercado francés va
creciendo o decreciendo de forma lineal en escalones de 0.05 c€/MWh. Para
estas curvas el precio resultante inicial de la casación sin intercambios
internacionales será 2,50 c€/MWh, manteniéndose constante para todos los
casos que serán analizados.
Los contratos bilaterales que se utilizan en las simulaciones, al igual que las
curvas de Francia, serán constantes en los casos en los que se empleen. Los
contratos bilaterales se definen de la siguiente manera:
115
� El agente A está dispuesto a exportar 150 MWh de Francia a España
siempre que la diferencia de precio entre los dos mercados sea como
máximo de 2 c€/MWh.
� El Agente B exporta 100 MWh de Francia a España cuando la diferencia
de precio entre los dos mercados sea como máximo de 2 c€/MWh.
� El Agente C exporta 50 MWh de Francia a España cuando la diferencia
de precio entre los dos mercados sea como máximo de 4 c€/MWh.
� El Agente D exporta 100 MWh de España a Francia si la diferencia de
precio en los dos mercados es mayor o igual que 3 c€/MWh (cobra por
ejecutar el contrato bilateral).
� El Agente E exporta 50 MWh de España a Francia cuando la diferencia
de precio entre los dos mercados sea como máximo de 2 c€/MWh.
Para poder representar los contratos e incluirlos en la curva resultante que se
obtiene después de sumar las curvas import/export de los dos países, se
representa los contratos de la siguiente forma:
El caso de partida, o caso base, para España se determina por las siguientes
ofertas:
116
Ofertas de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 300 500
4 1 200 700
5 1 200 900
6 1 200 1100
8 2 200 1300
9 2 100 1400
11 3 400 1800
13 4 200 2000
15 5 100 2100
17 6 100 2200
Ofertas de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 200 200
51 7 200 400
52 6 300 700
53 6 200 900
54 5 300 1200
55 5 300 1500
57 4 300 1800
58 3 300 2100
61 1 100 2200
Con estas ofertas se forman las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 3 c€/MWh.
Sin embargo como puede observarse al realizar la casación si se aumenta en 1
MWh el requerimiento de energía el precio del mercado cambiaría a 4 c€/MWh
y se introduce también una oferta compleja de ingresos mínimos para la unidad
8 que no debe ocasionar la retirada de la unidad si el precio del mercado es
mayor a 2 c€/MWh.
Con estas condiciones se espera que los resultados de la aplicación del DMC
indiquen un intercambio en dirección Francia – España ya que el precio en
Francia es menor, pero no activen la condición de ingresos mínimos ya que el
intercambio requerido para bajar el precio de mercado a 2 c€/MWh, es mayor
a la capacidad de interconexión disponible (ATC).
117
5.4.1.1 Resultados
En primer lugar se ha realizado la ejecución del caso base con la consideración
de la ejecución de los cinco contratos bilaterales definidos en el punto anterior.
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
Gráficas Importación/Exportación
0
1
2
3
4
5
6
7
-22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
energía
precio
España Francia
La gráfica a continuación presenta los resultados de las curvas
intercambio/diferencia de precio del mercado spot obtenida de la suma de las
118
curvas import/export española y transpuesta francesa, y además la curva que
representa a los contratos bilaterales que desean ejecutarse a través de la
interconexión.
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de precio
intercambio/precio bilaterales
La siguiente gráfica es la resultante de la agregación de las curvas del mercado
y de los contratos bilaterales y se representan además los límites de la
capacidad de transmisión que han sido establecidos para la interconexión,
obteniéndose la solución en el corte entre el ATC y la curva
intercambio/diferencia de precio resultante.
Resultante Intercambio/Precio
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
-16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energía
diferencia de precio
119
5.4.1.2 Análisis
Para obtener la solución del DMC se determinan los puntos de la gráfica
agregada que cortan los límites máximos de ATC. En este caso los dos cortes
se dan a diferencia positiva de precios por lo que la solución estará en el lado
donde la diferencia es menor. En este caso en el lado de energía negativa que
en términos prácticos según el convenio de ejes que se consideraron
inicialmente, se traduce en una exportación de Francia a España debido a que
el precio de mercado en España es mayor que el precio del mercado en
Francia, y el volumen de energía intercambiado será igual a la capacidad de
interconexión en esta dirección, es decir 350 MWh, los cuales estarán
repartidos entre el mercado y los contratos bilaterales de la siguiente manera:
- Como se puede determinar de la grafica resultante, se ejecutarán los
siguientes contratos bilaterales: C, A, B y E. Por lo que la energía neta
asignada será de -250 MWh, 300 MWh en dirección Francia-España y
50 MWh en dirección contraria.
- El mercado spot utilizará el resto de la capacidad de interconexión, que
se deduce igualmente de la gráfica, y que será -100 MWh.
Como puede observarse, los resultados obtenidos son los que teóricamente se
habían previsto, demostrando que el DMC funciona de manera adecuada en
este caso.
5.4.2 CASO 1
Este caso es una particularización del caso anterior, ya que considera la misma
curva de demanda y una ligera variación en la curva de oferta de suministro, lo
que ocasiona que el corte físico de las curva se de en 4 c€/MWh en el escalón
de demanda, sin embargo debido a la normativa española para evitar la
indeterminación de precios en cortes de la curva verticales, el precio viene
dado por la última oferta de venta casada, por lo que el precio de mercado es
120
también en este caso 3 c€/MWh. Por tanto se esperarían resultados similares
al caso anterior aunque se desea comprobar si estas condiciones de casación
pueden afectar al resultado debido a que en el mercado francés las curvas son
continuas.
Oferta de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 200 400
4 1 200 600
5 1 200 800
6 1 200 1000
8 2 200 1200
9 2 100 1300
11 3 400 1700
13 5 200 1900
15 5,5 100 2000
17 6 200 2200
Oferta de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 200 200
51 7 200 400
52 6 300 700
53 6 200 900
54 5 300 1200
55 5 300 1500
57 4 300 1800
58 3 300 2100
61 1 100 2200
Con estas ofertas se forma las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 3 c€/MWh:
121
5.4.2.1 Resultados
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
Gráficas Importación/Exportación
0
1
2
3
4
5
6
7
-22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
energía
precio
España Francia
122
Esta gráfica presenta los resultados de las curvas intercambio/precio del
mercado spot obtenida de la suma de las curvas import/export española y
transpuesta francesa y además la curva que representa a los contratos
bilaterales que desean ejecutarse a través de la interconexión.
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de ºprecio
intercambio/precio bilaterales
La siguiente gráfica es la resultante de la agregación de las dos curvas, del
mercado y de contratos y se representa además los límites de la capacidad de
transmisión que han sido establecidos para la línea de interconexión,
obteniéndose la solución la intersección entre el ATC y la curva
intercambio/precio resultante.
Resultante Intercambio/Precio
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de precio
123
5.4.2.2 Análisis
Al igual que para el caso anterior, los cortes de la gráfica agregada con el ATC
se dan a diferencia positiva de precios por lo que la solución estará en el lado
donde la diferencia es menor, que corresponde al lado de energía negativa, lo
que significa que la energía circulará en sentido Francia a España, debido a
que inicialmente el precio de mercado en España es mayor al de Francia. El
volumen de energía intercambiado será igual a la capacidad de interconexión
en esta dirección, es decir 350 MWh a una diferencia de precio de 0.25
c€/MWh, los que se reparten entre el mercado y los contratos bilaterales de la
siguiente manera:
- Como se puede determinar de la grafica resultante, se ejecutarán los
siguientes contratos bilaterales: C, A, B y E. Por lo que la energía neta
asignada será de -250 MWh, 300 MWh en dirección Francia-España y
50 MWh en dirección contraria.
- El mercado spot utilizará el resto de la capacidad de interconexión, que
se deduce igualmente de la gráfica, y que será -100 MWh.
Como puede observarse se obtiene el mismo resultado anterior aunque se
varió la oferta de venta en el lado español, lo que demuestra que los resultados
no se ven afectados por las diferentes características de las curvas de oferta ni
por el tratamiento que se hecho de la curva del sistema eléctrico francés
simulando la interpolación lineal.
5.4.3 CASO 2
Este caso es similar a los dos anteriores, donde ahora se modifican tanto la
curva de demanda como la de suministro, siendo previsiblemente el precio
resultante de la casación es el mismo. En este caso se espera determinar si en
estas condiciones se obtienen los mismos resultados que en los dos casos
previamente analizados:
124
Oferta de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 200 400
4 1 200 600
5 1 200 800
6 1 200 1000
8 2 200 1200
9 2 100 1300
11 3 400 1700
13 5 200 1900
15 6 200 2100
17 7 100 2200
Oferta de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 200 200
51 7 200 400
52 6 300 700
53 6 200 900
54 5 300 1200
55 5 300 1500
57 3 300 1800
58 3 200 2000
61 1 200 2200
Con estas ofertas se forma las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 3 c€/MWh:
125
5.4.3.1 Resultados
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
Gráficas Importación/Exportación
0
1
2
3
4
5
6
7
8
-22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
energía
precio
España Francia
La gráfica a continuación presenta los resultados de las curvas
intercambio/precio del mercado spot obtenida de la suma de las curvas
import/export española y transpuesta francesa y además la curva que
representa a los contratos bilaterales que desean ejecutarse a través de la
interconexión.
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de precio
intercambio/precio bilaterales
126
Esta gráfica es la resultante de la agregación de las dos curvas, del mercado y
de contratos y se representa además los límites de la capacidad de transmisión
que han sido establecidos para la línea de interconexión, estando la solución
en el corte del ATC y la curva intercambio/precio resultante.
Resultante Intercambio/Precio
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
-16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energía
diferencia de precio
5.4.3.2 Análisis
La dirección del flujo estará en sentido Francia-España y el volumen de energía
intercambiado entre los dos mercados será de -350 MWh a una diferencia de
precio de 0.25 c€/MWh, repartido entre mercado y contratos de la siguiente
forma:
- Como se puede determinar de la grafica resultante, se ejecutarán los
siguientes contratos bilaterales: C, A, B y E. Por lo que la energía neta
asignada será de -250 MWh, 300 MWh en dirección Francia-España y
50 MWh en dirección contraria.
- El mercado spot utilizará el resto de la capacidad de interconexión, que
se deduce igualmente de la gráfica, y que será -100 MWh.
127
Como se había previsto, en este caso se vuelven a obtener los mismos
resultados que en los dos casos anteriores. Esto significa que mientras no se
afecte el precio de mercado y los valores de intercambio que provoquen un
cambio en el precio sean mayores a los determinados por el ATC los
resultados de la aplicación del DMC en el mercado serán similares.
5.4.4 CASO 3
El ejemplo que se plantea a continuación considera para España un precio de
mercado resultado de la casación de 2 c€/MWh, que es menor al precio de
mercado en Francia. Sin embargo el intercambio estaría limitado a 100 MWh ya
que al incrementarse 1 MWh más el precio en España sube a 5 c€/MWh,
cambiando la dirección del intercambio, por tanto el método debería determinar
si es económico o no realizar un intercambio de energía entre los dos países.
Las ofertas consideradas en esta simulación son las siguientes:
Ofertas de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 200 400
4 0 200 600
5 1 200 800
6 1 200 1000
8 2 200 1200
9 2 200 1400
11 2 300 1700
13 5 100 1800
15 5 100 1900
17 6 300 2200
128
Ofertas de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 300 300
51 7 400 700
52 6 300 1000
53 6 200 1200
54 5 200 1400
55 5 200 1600
57 4 300 1900
58 3 200 2100
61 1 100 2200
Con estas ofertas se forma las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 2 c€/MWh:
5.4.4.1 Resultados
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
129
Gráficas Importación/Exportación
0
1
2
3
4
5
6
7
8
-22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
energía
precio
España Francia
Esta gráfica presenta los resultados de las curvas intercambio/precio del
mercado spot obtenida de la suma de las curvas import/export española y
transpuesta francesa y la curva que representa a los contratos bilaterales a
ejecutarse a través de la interconexión:
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de precios
intercambio/precio bilaterales
Esta es la resultante de la agregación de las dos curvas intercambio/diferencia
de precio, del mercado y de contratos y, obteniéndose la solución en la
intersección del ATC y la curva intercambio/precio resultante.
130
Resultante Intercambio/Precio
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
-16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de precios
5.4.4.2 Análisis
De la gráfica agregada resultante se puede observar que uno de los cortes con
el ATC se da a diferencia de precios negativa y el otro a diferencia positiva.
Para este caso se considera que si no existe ningún escalón de energía a
precio cero la solución estará dada por el primer escalón a diferencia de precio
positiva lo que determinará la dirección de la energía, que para este ejemplo
sería en dirección Francia-España y la energía a intercambiar determinada por
el corte a diferencia de precio 0 c€/MWh, son -150 MWh repartidos entre el
mercado y los contratos bilaterales de la siguiente manera:
- Se ejecutarán los contratos que cumplen las inecuaciones establecidas
inicialmente para los bilaterales, que son C, A, B y E, entre los que se
repartirá la energía disponible -150 MWh de forma proporcional a la
energía contratada.
- El mercado spot tendrá una asignación de 0 MWh.
Conforme a los resultados obtenidos el intercambio económico neto para este
caso es 150 MWh en dirección Francia-España. Un análisis de los contratos
que se ejecutan a través de la interconexión muestra que 180 MWh van en
131
dirección España-Francia y 30 MWh en dirección contraria, lo que demuestra
que el intercambio se ve afectado por la gran diferencia de precio que se
produce en el mercado español y que cambia la dirección del intercambio con
volúmenes muy pequeños. Sin embargo se observa el efecto positivo de los
contratos ejecutados en sentido contrario a la interconexión que permiten
aumentar su capacidad.
Con respecto a la diferencia de precio, cuando el modelo da como respuesta
una diferencia de precio igual a cero, significa que para los dos mercados se ha
conseguido igualar el precio, y que este es el definido por el mercado que
marque el precio más económico (en el mercado español marca precio la
última oferta de venta del mercado francés casada).
5.4.5 CASO 4
Este ejemplo es similar al anterior pero considera el caso contrario, donde la
dirección del intercambio sería Francia-España. La casación de las curvas de
oferta y demanda española dan como resultado un precio de mercado de 3
c€/MWh. Sin embargo el margen de exportación energía a España es pequeño
antes de que el precio en el mercado español sea menor al francés y cambie
de sentido en que se ejecutan las transacciones internacionales.
Ofertas de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 200 400
4 0 200 600
5 1 200 800
6 1 200 1000
8 2 200 1200
9 2 200 1400
11 3 200 1600
13 5 100 1700
15 5 200 1900
17 6 300 2200
132
Ofertas de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 300 300
51 7 300 600
52 6 200 800
53 6 200 1000
54 5 300 1300
55 5 200 1500
57 3 300 1800
58 2 300 2100
61 1 100 2200
Con estas ofertas se forma las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 3 c€/MWh:
5.4.5.1 Resultados
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
133
Gráficas Importación/Exportación
0
1
2
3
4
5
6
7
8
-22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
energía
precio
España Francia
La gráfica presenta los resultados de las curvas intercambio/diferencia de
precio del mercado spot y la curva que representa a los contratos bilaterales
que desean ejecutarse a través de la interconexión.
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energía
diferencia de precios
intercambio/precio bilaterales
La resultante de la agregación de las dos curvas intercambio/diferencia
deprecio, del mercado y de contratos se compara con el ATC, encontrándose la
solución en la intersección de estas curvas, como se representa a continuación:
134
Resultante Intercambio/Precio
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energía
diferencia de precios
5.4.5.2 Análisis
En este ejemplo, en el que una parte de la curva coincide con el ATC, se
considera para definir las intersecciones entre las curvas en caso de que los
dos puntos que las cortan sean soluciones de precio reales, es decir alguno de
los puntos no sea parte de un intervalo abierto, se toma el punto con menor
diferencia de precio positiva.
En este caso donde existen dos diferencias de precio positivas y una negativa,
tomando en cuenta la consideración anterior, se puede establecer que la
solución se da en el punto de intersección con menor diferencia de precio
positiva, llegando a un caso similar al obtenido en los ejemplos 1 y 2. La
solución está en el lado de energía negativa, lo que determina una exportación
de Francia a España y el volumen de energía intercambiado será igual a la
capacidad de interconexión en esta dirección, es decir 350 MWh a una
135
diferencia de precio de 0.25 c€/MWh, los que se repartirán entre el mercado y
los contratos bilaterales de la siguiente manera:
- Se ejecutarán los contratos que cumplen las inecuaciones establecidas
inicialmente para los bilaterales, que son C, A, B y E, es decir la energía
neta asignada a contratos será -250 MWh.
- El mercado spot utilizará el resto de la capacidad de interconexión es
decir -100MWh.
5.4.6 CASO 5
Este es un caso similar al caso tres, donde el precio de mercado español es
menor al del mercado francés pero que con un bajo valor de intercambio de
energía, menor al ATC, que ocasiona el cambio el precio del mercado en
España, provocando un cambio en la dirección de las transacciones
internacionales. Se espera determinar si el intercambio es económico y se
obtienen resultados parecidos a los obtenidos para el caso 3.
Ofertas de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 200 400
4 0 200 600
5 1 200 800
6 1 200 1000
8 2 200 1200
9 2 200 1400
11 2 200 1600
13 5 100 1700
15 5 200 1900
17 6 300 2200
136
Ofertas de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 300 300
51 7 300 600
52 6 200 800
53 6 200 1000
54 5 300 1300
55 5 200 1500
57 2,5 300 1800
58 2 300 2100
61 1 100 2200
Con estas ofertas se forma las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 2 c€/MWh:
5.4.6.1 Resultados
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
137
Gráficas Importación/Exportación
0
1
2
3
4
5
6
7
8
-22 -20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
energía
precio
España Francia
La gráfica a continuación presenta los resultados de las curvas
intercambio/precio del mercado spot obtenida de la suma de las curvas
import/export española y transpuesta francesa y además la curva que
representa a los contratos bilaterales que desean ejecutarse a través de la
interconexión y la siguiente es la resultante de la agregación de las dos curvas
intercambio/precio, del mercado y de contratos y se representa también los
límites de la capacidad de transmisión que han sido establecidos para la línea
de interconexión, obteniéndose la solución en el corte entre el ATC y la curva
intercambio/precio resultante.
138
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
energía
diferencia de precio
intercambio/precio bilaterales
Resultante Intercambio/Precio
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energía
diferencia de precio
139
5.4.6.2 Análisis
Las intersecciones entre la curva intercambio/diferencia de precio y el ATC
están la una a diferencia de precios negativa y la otra a diferencia positiva.
Realizando la misma consideración que en casos anteriores, si no existe
ningún escalón de energía a precio cero la solución viene dada por el primer
escalón a diferencia de precio positiva lo que determina la dirección de la
energía, que va de Francia-España ya que se ubica en el eje de energía
negativo y la energía a intercambiar es fijada por el corte a diferencia de precio
0 c€/MWh que son -200 MWh repartidos entre el mercado y los contratos
bilaterales de la siguiente manera:
- Se ejecutarán los contratos que cumplen las inecuaciones establecidas
inicialmente para los bilaterales, que son C, A, B y E, entre los que se
repartirá la energía disponible -200 MWh de forma proporcional a la
energía contratada.
- El mercado spot tendrá una asignación de 0 MWh.
Como se puede observar los resultados aquí obtenidos son similares a los
encontrados para el caso 3, se tiene la participación de los contratos con 240
MWh transitando en dirección Francia-España y 40 MWh en dirección España-
Francia, y la solución se encuentra a diferencia de precio cero lo que determina
que el precio para los dos mercados lo marca el país cuya última casación
obtenga el menor precio.
5.4.7 CASO 6
En este caso el precio de mercado en el lado español es menor al precio en el
lado francés. Sin embargo cualquier exportación de España a Francia
incrementará el precio en el mercado español haciéndolo superior al del
140
mercado francés por lo que se desea determinar si es o no económico realizar
un intercambio de energía entre los dos países.
Ofertas de venta:
Oferta de Venta
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
1 0 200 200
2 0 200 400
4 0 200 600
5 1 200 800
6 1 200 1000
8 2 200 1200
9 2 200 1400
11 3 100 1500
13 5 200 1700
15 5 200 1900
17 6 300 2200
Ofertas de compra:
Oferta de Compra
Energía Acumulado
Energía Unidad
c€/MWh MWh MWh
50 7 300 300
51 7 300 600
52 6 200 800
53 6 200 1000
54 5 300 1300
55 5 200 1500
57 2,5 300 1800
58 2 300 2100
61 1 100 2200
Con estas ofertas se forma las curvas de compra y venta y se realiza la
casación obteniéndose como resultado un precio de mercado de 2 c€/MWh:
141
5.4.7.1 Resultados
En la siguiente gráfica se representa la curva import/export de España y la
transpuesta de la curva import/export de Francia:
142
A continuación se presentan, los resultados de las curvas
intercambio/diferencia de precio del mercado spot obtenida de la suma de las
curvas import/export española y transpuesta francesa y la curva de los
contratos bilaterales que desean ejecutarse a través de la interconexión y la
resultante de la agregación de las dos curvas intercambio/diferencia deprecio,
del mercado y de contratos y con los límites de la capacidad de transmisión
que han sido establecidos para la línea de interconexión, encontrándose la
solución en el corte entre el ATC y la curva intercambio/diferencia de precio
resultante.
Gráfica Intercambio/Precio y Bilaterales
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energíaintercambio/precio bilaterales
Resultante Intercambio/Precio
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
-16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14
energía
diferenica de precio
143
5.4.7.2 Análisis
Las intersecciones entre la curva intercambio/diferencia de precio y el ATC
están la una a diferencia de precios negativa y la otra a diferencia positiva.
Realizando la misma consideración anterior, si no existe ningún escalón de
energía a precio cero la solución viene dada por el primer escalón a diferencia
de precio positiva lo que determina la dirección de la energía, en dirección
Francia-España ya que se ubica en el eje de energía negativo y la energía a
intercambiar es fijada por el corte a diferencia de precio 0 c€/MWh, que son -
250 MWh repartidos entre el mercado y los contratos bilaterales de la siguiente
manera:
- Se ejecutarán los contratos que cumplen las inecuaciones establecidas
inicialmente para los bilaterales, que son C, A, B y E, entre los que se
repartirá la energía disponible -250 MWh de forma proporcional a la
energía contratada.
- El mercado spot tendrá una asignación de 0 MWh.
En este caso en que la solución se encuentra a diferencia de precio cero, lo
que significa que el precio de la interconexión en los dos mercados estará
marcado por el país que al final de la casación obtuvo el menor precio.
144
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES GENERALES
� El objetivo de la Comisión Europea a través de la publicación de la
Directiva 2003/54/CE y el Reglamento 1228/2003 ha cambiado el
enfoque de la normativa, que en un principio apoyaba la formación de
mercados sin establecer pautas comunes que en un futuro permitieran
una integración, para permitir a través de estas nuevas normas un
impulso importante al desarrollo integrado del mercado europeo,
resaltando la importancia de desarrollar infraestructuras en enlaces
internacionales y optimizar el uso de la capacidad de interconexión
existente para garantizar a los agentes participantes del mercado la libre
la negociación sin limitaciones a través de toda Europa.
� A través este estudio se ha podido establecer la importancia de definir
un adecuado método de manejo de congestiones en las interconexiones
internacionales que sea común en todos las fronteras europeas, y que
entregue las mismas señales a todos los agentes participantes en los
diferentes mercados, como una primera aproximación para conseguir la
integración de los mercados en el corto y medio plazo, optimizando el
uso de la capacidad de interconexión existente actualmente en las
diferentes fronteras y fomentando la inversión en aumentar la capacidad
de transmisión disponible de demostrarse que es económico y aumenta
los beneficios de los agentes.
145
� Existe un manifiesto interés de los organismos responsables de la
organización, manejo y administración del sector eléctrico en los
diferentes países, de cumplir el compromiso de garantizar la integración
de sus mercados, el mismo que se ha demostrado a través de los
estudios presentados en el Foro de Florencia y los posteriores mini-foros
regionales organizados en toda Europa, continental e insular. Sin
embargo cada uno establece las particularidades de sus mercados y por
éstas razones sus preferencias hacia un modelo u otro para el manejo
de congestiones, por lo que se ha considerado que, en un primer
escenario se debe establecer una integración regional de aquellos
países que posean mercados de características similares y cuya
integración requiera menos modificaciones a los procedimientos
actualmente establecidos y en el largo plazo considerar la integración de
estos mercados regionales en un único Mercado Interior de Electricidad.
� No se ha alcanzado un acuerdo entre los países para aplicar un método
común de manejo de congestiones basado en mecanismos de mercado,
conforme a lo establecido en el Reglamento 1228/2003, como se advirtió
de lo expuesto en los mini-foros regionales auspiciados por el Foro de
Florencia, ya que debido a las características propias de sus mercados
nacionales algunos prefieren realizar la negociación física de la
capacidad de interconexión en horizontes temporales de largo, medio y
corto plazo como Alemania, Austria, Polonia, mientras otros prefieren
directamente la aplicación de subastas implícitas, como Italia o métodos
híbridos que consideran la aplicación de subastas explícitas con
negociación de capacidad física en el largo y medio plazo y aplicación
de subasta implícitas que negocien conjuntamente energía y capacidad
en el corto plazo, como por ejemplo la propuesta realizada por los
reguladores español y francés para su aplicación en la interconexión
entre ambos países.
� Se ha considerado que de los diferentes métodos de manejo de
congestiones basados en subastas explícitas o implícitas propuestos por
146
diversos organismos, el que mejores opciones presenta para realizar
una adecuada gestión en la interconexión entre España y Francia es el
Decentralised Market Coupling, aplicado a la totalidad de la capacidad
disponible de transmisión en el mercado diario, con opción de
negociación de FTRs en mercados financieros de futuros, debido
principalmente a la versatilidad de este método que al estar basado en
subasta implícitas permite la adjudicación simultánea de capacidad y
energía, evitando la necesidad de hacer dobles subastas y aplicar reglas
como el ‘use it lose it’ que no pueden garantizar la adecuada utilización
de la capacidad disponible si esta no es liberada con suficiente tiempo
para realizar una nueva asignación. Sin embargo el método propuesto
puede también ajustarse a la propuesta realizada por los Reguladores
de ambos países introduciendo subastas explícitas para la adquisición
de capacidad en el largo plazo y aplicación del DMC en el mercado
diario. Adicionalmente debido a la composición de los mercados, francés
y español, donde un número muy reducido de agentes mantiene un
elevado porcentaje de propiedad, se deben aplicar métodos que no sean
susceptibles a ser manipulados por agentes que podrían ejercer poder
de mercado.
� De los ejemplos realizados se puede concluir que el método permite
gestionar una serie muy diversa de casos, proporcionando resultados
económicos que benefician a los participantes de los dos mercados y
garantizan una adecuada utilización de la capacidad de transmisión
disponible tanto por los agentes que participan en el mercado como por
aquellos que han suscrito contratos, abriendo también la opción de
ejecutar contratos en los que la energía fluya en sentido contrario a la
congestión, aumentando la capacidad de transmisión por la
interconexión y generando una nueva oportunidad de negociación que
posibilita la mayor participación de agentes y eleva la liquidez del
mercado.
147
� La aplicación del método Decentralised Market Coupling requiere
algunos ajustes al funcionamiento de los actuales mercados diarios,
intradiarios y de balance de los dos países, se necesita un ajuste de
tiempos en la apertura y cierre de las subastas, la creación de un
mercado intradiario en el lado francés que permita ir ajustando las
ofertas antes de llegar a la operación en tiempo real y armonizar los
mecanismos de manejo de congestiones en el tiempo real que son
realizados por los respectivos operadores de sistema, REE y RTE.
Adicionalmente en el lado español se debe implementar un mercado
financiero para dar a los agentes la oportunidad de negociar derechos
de capacidad adquiridos ya sean estos físicos o financieros.
� Tanto para los escenarios de aplicación de subastas explícitas, como
implícitas, en el manejo de congestiones en las interconexiones
internacionales, hay que poner énfasis en la necesaria creación de
mercados secundarios, mercados de futuros y de balance o intradiarios,
ya que los mercados financieros ofrecen a los agentes instrumentos que
incrementan la flexibilidad y liquidez de los mercados y permiten
negociar los derechos de capacidad físicos o financieros que posean los
participantes garantizado un mayor beneficio y permitiendo una mayor
participación de nuevos agentes. Los mercados de balance e intradiarios
van a garantizar el cumplimiento de programas factibles en los enlaces
internacionales dentro de los límites de calidad y seguridad, optimizando
la utilización de la capacidad de transmisión disponible en tiempo real.
� Se considera viable la aplicación del método Decentralised Market
Coupling en la gestión de congestiones en la interconexión entre España
y Francia ya que provee resultados adecuados y es lo suficientemente
versátil como para manejar las diferentes características de los dos
mercados involucrados, ampliando las opciones de negociación e
incrementando el beneficio de los participantes además de cumplir lo
establecido en la normativa europea. Por esta razón se considera que
este método puede ser aplicado tanto para el caso de estudio como en
148
otras fronteras, como por ejemplo las propuestas de aplicación
planteadas entre Bélgica, Holanda y Francia o entre Dinamarca y
Alemania.
� Como última parte de la Tesis se han ejecutado diversos casos con el
programa de DMC desarrollado en OMEL que simula el funcionamiento
del método planteado para el caso español y francés. Se han obtenido
resultados satisfactorios tanto para casos simples en los cuales se
produce la congestión de la interconexión por existir un exceso de
ofertas de venta con energía barata en uno de los mercados y ofertas de
compra con energía cara en otro de los mercados como en casos en los
que se obtiene un resultado final en el que se igualan precios en ambos
mercados al existir capacidad suficiente para el intercambio de energía a
los precios de las ofertas. Se han analizado igualmente casos más
complejos en los cuales simultáneamente con las ofertas a los mercados
se producían ofertas de contratos bilaterales por la diferencia de precios,
tanto aquellos que están dispuestos a pagar por ejecutar el contrato
bilateral, como aquellos que están dispuestos a ejecutar un contrato
bilateral en sentido opuesto a la congestión si reciben una retribución
mínima. En este último caso se ha observado como efectivamente
existen ofertas que crean capacidad en el sentido de la congestión si
esta alcanza un determinado precio. Se han visto igualmente casos
singulares en los cuales las ofertas por diferencias de precio en los
contratos bilaterales pueden provocar no solamente que no se iguales
los precios de ambos mercado sino que estos, los precios, se separen
debido a que el precio que están dispuestos a pagar los contratos
bilaterales son tales que cambian la dirección del flujo en la
interconexión. En todos estos casos se ha observado que el
comportamiento del algoritmo desarrollado por OMEL ha sido
satisfactorio.
� Dentro de los casos se ha analizado también la problemática de la
necesaria armonización de los mercados, y los cambios necesarios para
149
el correcto comportamiento del algoritmo, como puede ser la
modificación de la oferta que marca precio marginal en un sistema como
el español en el que la curva agregada de ofertas de compra y venta no
es lineal sino que es a tramos. En este caso se ha concluido que la
importación desde el sistema eléctrico francés debe poder marcar precio
en el sistema eléctrico español, cuando el corte de las curvas se
produce en la vertical que une dos precios de ofertas de venta del
mercado español siendo el menor de ambos el último casado. Se ha
comprobado igualmente el comportamiento del funcionamiento del DMC
entre dos mercados, uno con curvas de oferta a tramos como el
mercado español y otro con interpolación lineal, como es el caso del
mercado eléctrico francés, obteniéndose resultados correctos.
150
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