¿qué es un mercado a plazo?

FORMACIÓN DE PRECIOS EN LOS MERCADOS MAYORISTAS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
¿QUÉ ES UN MERCADO A PLAZO?
El mercado de electricidad en España, al igual que en otros países, se organiza en una secuencia de
sucesivos mercados en los que generación y demanda intercambian energía para distintos plazos (ver
Figura 1).
Figura 1. Secuencia de mercados en el mercado eléctrico ibérico
tiempo
Antes del
despacho
(hasta D-1)
Día anterior al
despacho (D-1)
Día del
despacho (D)
Mercado
Quién lo gestiona
Producto
Mercado de contratos
bilaterales
OTC, OMIP
Contratos a plazo físicos
y financieros
Subastas de
contratos a plazo
VPP: Endesa / IBD
CESUR: CNE
VPP: Opciones sobre MW
CESUR: Contratos financieros
Mercado del día anterior
OMEL
Energía horaria
Mercado de restricciones
REE
REE (el OS) compra
energía a subir/bajar
Mercados de SSCC:
Reserva secundaria
Reserva terciaria
REE
Reserva 2ª: MW
Reserva 3ª: MWh
El resto de SSCC
son obligatorios
Intradiarios
OMEL
Energía horaria
Gestión de desvíos
REE
Energía a subir y bajar
Gestión de restricciones
REE
Energía a subir y bajar
MERCADOS A PLAZO
MERCADO DIARIO
MERCADOS DE
CORTO PLAZO
Fuente: elaboración propia
 Los mercados a plazo de electricidad son un conjunto de mercados en los que con años, meses,
semanas o días de antelación a la entrega física de la energía, se intercambian contratos de compraventa de electricidad con plazos de entrega superiores a 24 horas (semanas, meses, trimestres, años,
etc.).
 Al llegar el día anterior al despacho de las centrales / entrega física de la energía (D-1), los agentes
intercambian energía para el día D (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de
electricidad).
 En el muy corto plazo (dentro de las 24 horas anteriores al momento de la entrega física de la
energía), existen otros mercados en los que los agentes (generadores, comercializadores, etc.)
pueden ajustar sus posiciones contractuales y en los que los generadores (y en algunos casos
también la demanda) ofrecen una serie de servicios de gestión técnica al sistema (ver Mecanismos
de ajuste de demanda y producción).
1
En el largo y medio plazo, los agentes intercambian diferentes tipos de contratos, con periodos de
entrega de distinta duración (año, trimestre, mes, etc.) y en diversos mercados a plazo:
 Contratos bilaterales adaptados a las necesidades de los agentes, compradores y vendedores, y con
entrega física de la energía o con liquidación financiera.1
 Contratación de productos estandarizados a través de mercados organizados, subastas organizadas o
el conocido como “over the counter” (OTC). Este último no está organizado ni estandarizado y en él
los agentes cierran transacciones a través de intermediarios / brokers, pudiendo estos ser físicos ó
virtuales (p.ej., plataformas de trading basadas en internet).
¿CUÁL ES EL PAPEL DE UN MERCADO A PLAZO?
Los mercados a plazo cumplen un papel crucial en un mercado liberalizado desarrollado. Efectivamente,
cuando son suficientemente profundos y líquidos,2 permiten a los agentes compradores y vendedores
gestionar sus riesgos, al tiempo que facilitan la competencia en los mercados mayorista y minorista.
 A modo de ejemplo, un comercializador deberá adquirir energía para abastecer a sus clientes. En
ausencia de mercados a plazo profundos, tendrá que adquirir esta energía en el mercado diario,
cuyo precio es desconocido en el momento de ofertar a sus clientes. Así, estará expuesto al riesgo
de que el precio en el mercado diario resulte más elevado que el que consideró a la hora de ofertar a
sus clientes, corriendo por tanto el riesgo de incurrir en pérdidas.
Sin embargo, si el comercializador contrata la energía que prevé necesitar por adelantado y a un
precio cerrado, podrá reflejar en sus ofertas no sus costes estimados, si no aquellos en los que
realmente incurrirá. De esta forma elimina el riesgo de incurrir en pérdidas debidas a errores en la
estimación del precio del mercado (lo que se conoce como riesgo de precio).
1
La liquidación financiera consiste en el pago/cobro de la diferencia entre el precio del mercado diario y un cierto precio pactado
en el contrato. No se produce entrega física de energía. En realidad, el efecto de un contrato con liquidación financiera es el
mismo que el de un contrato con entrega física. Esto resulta sencillo de entender con un ejemplo. Imaginemos un agente que
quiera comprar a plazo energía a recibir dentro de 1 mes:
 Si lo hace con un contrato con entrega física, obtendrá la energía física dentro de un mes al precio fijado en el contrato
(p.ej., 50 €/MWh).
 Si lo hace con un contrato financiero, lo que recibirá dentro de un mes es la diferencia entre el precio del contrato (50
€/MWh) y el precio del mercado diario en el momento de liquidar el contrato. Si, p.ej., el precio del mercado diario es de
55 €/Mh, entonces recibirá 5€/MWh. En cualquier caso, no recibe energía alguna, por lo que, de necesitarla, tendrá que
comprarla en el mercado diario. Lo que pagará por esta energía serán los 55 €/MWh, que restando los 5€/MWh recibidos
del contrato financiero, resulta en un coste total de 50 MWh – lo mismo que con el contrato con entrega física de la
energía.
2
A los efectos de esta nota:
 Un mercado se dice que es profundo cuando la oferta / demanda de producto es lo suficientemente amplia como para
que los agentes que acuden a él no se encuentren con limitaciones significativas respecto a la cantidad que pueden
comprar / vender.
 Un mercado se dice que es líquido cuando un agente puede comprar o vender cantidades significativas del producto sin
alterar indebidamente el precio del mismo.
2
Así, un mercado a plazo suficientemente profundo y líquido a) facilita la cobertura de riesgo, y b)
facilita la entrada de nuevos competidores al reducir la exposición al riesgo.
 Desde el punto de vista de los generadores, el mercado a plazo también es relevante y por las
mismas razones. Efectivamente, un mercado a plazo suficientemente profundo y líquido a) facilita la
cobertura de riesgos (para un generador, el riesgo asociado a la volatilidad de sus ingresos – fijar el
precio al que vende su producción), y b) facilita la entrada de nuevos competidores al reducir la
exposición al riesgo.
 Adicionalmente, los mercados a plazo también resultan interesantes para consumidores adquiriendo
la energía directamente en el mercado, ya que les permiten estabilizar los pagos por la misma.
Normalmente, la contratación a plazo se la ofrece un comercializador, quien, gracias a especializarse
en la gestión de riesgos energéticos, pueden ofrecer una cobertura de precios más interesante que
la que normalmente pueda obtener un consumidor por sí mismo. 3
Es importante tener en cuenta que contratar a plazo no tienen porqué significar precios más bajos que
los que resultarían de adquirir la energía en el mercado diario. Efectivamente, contratar a plazo
simplemente es una manera de fijar un precio con el que el comprador y el vendedor se encuentran
confortables de cara al futuro, de manera que se estabilizan los flujos de pagos / cobros. Así, podría
suceder que, llegado el momento de la entrega, el precio del mercado diario sea superior al pactado en
el contrato a plazo. En ese caso, el comprador habrá sacado más ventajas de la contratación que el
vendedor, aunque podría haber ocurrido exactamente lo contrario. Lo que es importante es que: a) en
el momento de la contratación a plazo el precio complacía las previsiones de ambas partes, y b) la
eliminación del riesgo de precios de las dos partes induce ventajas para ambos.
¿QUÉ MERCADOS A PLAZO HAY EN ESPAÑA?
Los mercados a plazo de electricidad en España son los siguientes:
 El mercado no organizado de contratos bilaterales (conocido como OTC), que incluye el mercado de
contratos bilaterales físicos y el mercado financiero.
 Las subastas para el Suministro de Último Recurso (ver Las subastas de energía para el Suministro
de Último Recurso (CESUR)).4
 El mercado organizado de futuros eléctricos del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), OMIP.5
3
Adicionalmente, el coste de la propia gestión de riesgos realizada por un comercializador será con toda probabilidad menor que
el coste que asumiría un consumidor de realizarla por sí mismo. Esto es debido a la existencia de economías de escala y alcance en
el caso del comercializador. Así, resulta más eficiente que la gestión de riesgos sea realizada por un comercializador (el margen
que cargará al consumidor por realizar la gestión será menor que el coste en que el consumidor incurriría de realizarla por sí
mismo).
4
Adicionalmente, las llamadas Emisiones Primarias de Energía (EPEs) se realizaron entre el 1 de julio de 2007 y el 1 de abril de
2009 (ver Subastas de capacidad virtual). En la actualidad no existe un programa de EPEs en vigor.
5
Ver OMIP
3
Cada uno de estos mercados está caracterizado por distintos grados de organización (estandarización de
contratos, gestión centralizada por una entidad independiente, cámara de compensación, etc.).
 El mercado de contratos bilaterales físicos es un mercado no organizado en el que los agentes
compradores (principalmente comercializadores y consumidores finales) y vendedores
(principalmente generadores) intercambian bilateralmente contratos diseñados en función de sus
necesidades. En este mercado se intercambia actualmente un porcentaje relativamente bajo de
contratos.
 El mercado financiero OTC es otro mercado no organizado en el que los agentes intercambian, a
través de intermediarios o brokers, contratos con liquidación financiera diseñados en función de sus
preferencias y sin someterse a reglas de participación / negociación distintas que las que ellos
mismos se impongan. El volumen del mercado OTC es actualmente muy elevado, sobrepasando el
40% de la generación neta peninsular en 2009.
 Los mercados de contratos de EPEs, de CESUR y el mercado OMIP son ejemplos de mercados
organizados. En ellos la liquidez es facilitada y garantizada por un conjunto de instituciones que
tienden a reducir los costes de transacción. Existen procedimientos de participación explícitos y
conocidos por todos los participantes, que deben firmar contratos de adhesión a las Reglas de
Mercado aprobadas por la entidad que gestiona del mismo.
- EPEs y CESUR. Se intercambian contratos estandarizados mediante subastas organizadas que
están sujetas a reglas de participación concretas bajo la supervisión de las autoridades
reguladoras. Las EPEs (Emisiones Primarias de Energía) consistieron en subastas de opciones de
capacidad y fueron impuestas regulatoriamente a dos empresas, Endesa e Iberdrola. Esta
obligación actualmente ha desaparecido, por lo que las subastas de EPEs han dejado de
realizarse.
Las CESUR son actualmente el mecanismo obligatorio por el que los
Comercializadores de Último Recurso (CUR) adquieren parte de la energía necesaria para el
abastecimiento de los consumidores acogidos a las Tarifas de Último Recurso (TUR).
- OMIP. Una entidad privada independiente (OMIP) gestiona un mercado –de forma similar a
como lo hace OMEL en el caso del mercado diario – en el que los contratos están estandarizados
y los participantes se adhieren a unas reglas determinadas de participación y negociación (ver
www.omip.pt). Este mercado se ha creado en virtud de los acuerdos entre los gobiernos español
y portugués para el desarrollo progresivo de un mercado único de electricidad en España y
Portugal. El volumen intercambiado en OMIP (contratación continua y subastas) en 2009 fue de
alrededor del 12% de la generación total en España en dicho año.
¿CÓMO SE DETERMINA EL PRECIO EN UN MERCADO A PLAZO?
De acuerdo a la teoría económica, el precio esperado del mercado diario es el coste de oportunidad de
los contratos a plazo, por lo que el precio del mercado a plazo refleja el precio del mercado diario
esperado a futuro. Para facilitar la comprensión de este concepto, a continuación se desarrolla paso a
paso:
 Un agente siempre tiene la opción de comprar/vender a) a plazo o b) en el mercado diario.
4
 Dado que el mercado a plazo precede al mercado diario, un agente que compra/vende a plazo está
renunciando a hacerlo en el mercado diario.
 Es por esto que los agentes valoran los contratos a plazo en función de los precios esperados en el
mercado diario. Así, en términos económicos, el precio esperado del mercado diario constituye el
coste de oportunidad del mercado a plazo (en cualquier mercado competitivo el precio refleja el
coste de oportunidad marginal de los agentes – ver Formación de precios en el mercado mayorista
diario de electricidad).
 Así, dado que el coste de oportunidad en el mercado a plazo es el precio esperado en el mercado
diario, el precio del mercado a plazo refleja el precio esperado del mercado diario.
Ya a nivel operativo, en los mercados a plazo, como en cualquier otro mercado, el precio se determina
por el cruce entre la curva de oferta (integrada por todas las ofertas que realizan los vendedores) y la
curva de demanda (integrada por todas las ofertas que realizan los compradores). Esto se articula de
acuerdo a las reglas particulares de cada tipo/diseño de mercado a plazo:
 En el mercado organizado del OMIP los vendedores y compradores hacen pública sus ofertas de
venta y compra, respectivamente, en la plataforma electrónica gestionada por el propio OMIP.
Cuando algún agente encuentra una oferta interesante puede cerrar la transacción a través de la
propia plataforma mediante un procedimiento estandarizado.
 En el caso de las EPEs y de las CESUR, el precio se determina mediante un procedimiento de subasta.
-
En el primer caso, la subasta era organizada por la oferta y los potenciales compradores (la
demanda) pujaban por hacerse con la capacidad de generación ofertada, que se vendía al mejor
postor (es decir, a quien pagara más por ella).
-
En el segundo caso, la demanda es quien organiza la subasta y los vendedores (la oferta) ofrecen
un precio por la energía que suministrarán a los CUR. Las mejores ofertas (las de menor precio)
obtienen los contratos de suministro.
 En el caso de los contratos bilaterales físicos, son las partes quienes, de forma privada y únicamente
sujetos a la negociación bilateral, fijan el precio de la energía en el contrato. El precio de los
contratos financieros OTC se fija de una forma similar, mediante contactos bilaterales entre las
partes a través de un intermediario o broker.
¿QUÉ FACTORES INFLUYEN EN EL PRECIO DEL MERCADO A PLAZO?
Como ya se ha expuesto, el precio del mercado a plazo depende, fundamentalmente, de las
expectativas de los agentes acerca de cuál será el precio en el mercado diario. Así, los factores que
influyen sobre el precio del mercado a plazo son aquellos que de hecho influyen sobre el precio del
mercado diario:
 A la hora de intercambiar energía a plazo, tanto los vendedores como los compradores realizan
previsiones sobre cuál será en el futuro el precio del mercado diario, el cual depende de factores de
oferta (precios de los combustibles y de los derechos de emisión de CO 2, reservas y portaciones
5
hidráulicas, previsión de producción renovable, disponibilidad de las instalaciones de generación,
entrada de nuevas instalaciones de generación, etc.) y de factores de demanda (crecimiento de la
demanda en términos de energía y potencia máxima, laboralidad, temperatura, etc.) (ver Formación
de precios en el mercado mayorista diario de la electricidad).
 Los agentes preparan sus ofertas de venta y de compra de energía a plazo en función de las
expectativas, que dependen de la evolución esperada de las anteriores variables. Además,
incorporan en sus ofertas una prima de riesgo que refleja la incertidumbre acerca de sus previsiones
y la potencial falta de profundidad y / o liquidez que en un momento dado pueda haber en el
mercado a plazo.
Para un momento dado, los precios a los que se está intercambiando electricidad a distintos plazos se
conoce como “curva forward” (o curva a plazo). La curva forward cambia constantemente, ya que los
agentes actualizan de forma continua sus expectativas sobre la evolución de los precios (al mismo ritmo
que cambian las expectativas sobre los factores que afectan al precio del mercado diario).
Gráfico 1. La curva forward de precios de la electricidad
Figura 2.1: Curva fo rw ard co n expectativas alcistas
Figura 2.2: Curva fo rw ard co n expectativas bajistas
€/M W h
€/M W h
P recio
del
m ercado
diario en
t0
P recio
del
m ercado
diario en
t0
tiem po
t0
t0 + 1
m es
t0 + 3
m eses
t 0 + 6 m eses
t 0 + 12
m eses
tiem po
t0
t0 + 1
m es
t0 + 3
m eses
t 0 + 6 m eses
t 0 + 12
m eses
Cuando los agentes esperan condiciones de mercado futuras que darán lugar a precios más altos en el
mercado diario que los que se observan en la actualidad (debido a una demanda mayor, precios de
combustibles o CO2 mayores, menor producción hidráulica y eólica, menor disponibilidad de las
instalaciones de generación, etc.), la curva forward de precios refleja precios a plazo por encima del
precio actual del mercado diario y suele tener pendiente positiva (ver la Figura 2.1).
Por el contrario, cuando los agentes esperan condiciones de mercado futuras que darán lugar a precios
más bajos en el mercado diario que los que se observan en la actualidad (debido a una demanda menor,
precios de combustibles o CO2 menores, mayor producción hidráulica y eólica, mayor disponibilidad de
las instalaciones de generación, etc.), la curva forward precios a plazo por debajo del precio actual del
mercado diario y suele tener pendiente negativa (ver Gráfico 1.2).
6