5. Mercados a plazo de electricidad

MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
5. MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Ángel Sáiz Chicharro
María Dolores García Rodríguez
Sergio Nogales Becerra
5.1. INTRODUCCIÓN
Establecer el precio de la electricidad es siempre un tema complejo. No en vano, estamos
hablando de un sector con unas particularidades que convierten al subyacente eléctrico
en un bien con un comportamiento muy diferente al de otros productos o “commodities”.
Concretamente, la obligatoriedad de ajustar la generación a la demanda eléctrica en
tiempo real, ante la imposibilidad general de poder almacenar la energía eléctrica en
magnitudes importantes, dota al precio eléctrico de una gran variabilidad. Dicha variabilidad introduce a su vez un componente de riesgo en los agentes, tanto en los generadores
que están interesados en asegurarse un precio mínimo de venta que cubra sus costes
como en los suministradores o comercializadoras que están interesados en asegurarse un
precio máximo de compra que les asegure un margen comercial.
La progresiva introducción de los mercados liberalizados de electricidad a nivel mundial
en sustitución de precios regulados determinados por los gobiernos, si bien ha traído una
mayor competencia en el sector y, al menos en teoría, una mayor e¿ciencia del comportamiento de éste, ha contribuido de forma clara a aumentar la citada variabilidad. Es
en este contexto donde aparecen los mercados a plazo, en los que es posible negociar
productos que permiten garantizar el precio de la electricidad durante un determinado
plazo temporal.
145
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
En estos mercados se produce de forma natural una transferencia del riesgo entre agentes: agentes con mayor aversión al riesgo y mayor necesidad de realizar coberturas de
su exposición al precio de mercado negocian con agentes cuya aversión al riesgo es
menor o poseen mayor capacidad de gestión. En general, esta transferencia del riesgo se
realizará a cambio de una determinada prima de riesgo.
La naturaleza ¿nanciera de muchas de las operaciones que se realizan en este tipo de
mercados ha posibilitado una mayor participación de agentes que en los mercados mayoristas o spot de electricidad, al no ser condición necesaria la entrega física ¿nal del
producto negociado, en este caso la electricidad. En este sentido, el volumen de las
transacciones efectuadas en estos mercados es, en aquellos países con su¿ciente madurez en su desarrollo, varias veces superior al de las efectuadas en el mercado spot, lo
que se traduce en una mayor e¿ciencia en su comportamiento y en el establecimiento de
las señales de precios.
España, a raíz de la liberalización del sector el 1 de enero de 1998, no ha sido ajena a
este fenómeno y en el presente capítulo se realiza una breve descripción de su desarrollo,
además de introducir algunos conceptos necesarios para su adecuada comprensión. También se da una pincelada a la situación actual de los mercados de derivados en el resto del
continente europeo y se detalla el estado actual de la regulación asociada.
El carácter eminentemente divulgativo de este capítulo hace inviable en su extensión
entrar en el detalle de muchos de los conceptos e ideas que aquí se manejan. No obstante,
el lector podrá encontrar en las diversas fuentes de información recomendadas amplia
información sobre los distintos temas que se comentan.
5.2. LA CONTRATACIÓN DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO
SPOT: LOS RIESGOS
En el mercado eléctrico español la contratación física mayorista de energía eléctrica debe
realizarse de forma diaria y en base horaria.
Para ello debe acudirse diariamente al mercado organizado por el Operador del Mercado Español de Electricidad (OMEL) y presentar para el día siguiente ofertas horarias
de compra o venta. OMEL organiza una subasta de energía para cada una de las 24
horas del día siguiente. El cruce de oferta y demanda que se realiza en estas subastas
es lo que suele conocerse como “casación”. Las ofertas resultan casadas si el precio
146
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
marginal horario resultante es mayor (en caso de venta) o menor (en caso de compra)
que el precio ofertado
Resultado de estas subastas son 24 precios horarios (denominado precio marginal), que
son los que cobran todos los generadores que producen en cada una de esas horas.
Por tanto, el mercado permite la existencia de una competencia entre los diferentes agentes, que conduce a la minimización del precio horario, pero en contrapartida incorpora
una incertidumbre y variabilidad (volatilidad) en el precio del mercado que signi¿ca la
existencia de un riesgo de mercado para los agentes.
La ¿gura 5.1 muestra la evolución del precio medio diario en los últimos tres años, donde se aprecian variaciones signi¿cativas de los mismos. Estas variaciones se justi¿can
por la volatilidad de los precios de los combustibles, el nivel de demanda del sistema y el
nivel de producción hidráulica y/o eólica entre otros factores. Asimismo, puede comprobarse que aunque el patrón de demanda tiene un marcado carácter estacional, los precios
de mercado entre años dejan de tener pautas de comportamiento estacional repetitivas.
GRÁFICO 1. PRECIOS MEDIOS DIARIOS DE LOS AÑOS 2008 - 2010
90
80
60
50
40
30
20
10
147
1-dic-10
1-oct-10
1-nov-10
1-sep-10
1-jul-10
1-ago-10
1-jun-10
1-abr-10
1-may-10
1-feb-10
1-mar-10
1-dic-09
1-ene-10
1-oct-09
1-nov-09
1-sep-09
1-jul-09
1-ago-09
1-jun-09
1-abr-09
1-may-09
1-feb-09
1-mar-09
1-dic-08
1-ene-09
1-oct-08
1-nov-08
1-sep-08
1-jul-08
1-ago-08
1-jun-08
1-abr-08
1-may-08
1-feb-08
1-mar-08
0
1-ene-08
Precio medio diario (€/MWh)
70
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Como se ha citado, la variación de los precios del mercado supone para los agentes tener
que asumir riesgos derivados de unos ingresos (o costes) variables. Por ejemplo, para un
agente generador que debe vender una producción en el futuro (o un agente comercializador que debe comprar), los ingresos (costes) derivados de los precios del mercado no
están determinados.
La ¿gura 5.2 muestra, para un volumen dado de energía, la evolución de los ingresos
(costes) en función del precio del mercado, que es lineal y representada mediante una
recta. En la ¿gura se representa asimismo la función de densidad de probabilidad del
precio esperado del mercado (supuesta como una Normal). La incertidumbre del precio
del mercado, recogida en su función de densidad de probabilidad, origina asimismo una
función de densidad de probabilidad del ingreso (coste) originado por la venta (compra)
de la energía en el mercado. Por tanto, el ingreso (coste) futuro variará entre las cotas que
pueden de¿nirse adoptando un índice de con¿anza (por ejemplo un índice de con¿anza
(IC) del 90%).
Dicha variabilidad introduce unos importantes riesgos en los agentes dado que los mismos deben asumir con anticipación compromisos con terceros (los generadores en compra de combustibles e inversiones de O&M y los comercializadores en ventas a cliente
¿nal a precio ¿jo) que causa que los resultados económicos ¿nales no puedan estar garantizados, pudiendo pasar de bene¿cios a pérdidas en función de los resultados del
mercado.
Ingresos/costes (€)
GRÁFICO 2. INGRESOS (COSTES) POR VENTA (COMPRA) EN EL MERCADO
Ingresos/costes esperados
IC 90%
Ingresos =
Producció
Producción · Precio
Precio de mercado
esperado P50%
Funció
Función de
densidad de
probabilidad del
precio del mercado
P95
P5
Precio del mercado
PMD (€/MWh)
148
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
5.3. LA UTILIDAD DE LA CONTRATACIÓN A PLAZO
Las ventajas de la contratación a plazo resultan básicas para la eliminación de los riesgos de
mercado que son inherentes a todos los sistemas eléctricos gestionados de acuerdo a reglas
de mercado. Por ello, en todos los mercados eléctricos maduros, junto al mercado físico spot
existen mercados a plazo (físicos y/o ¿nancieros), cuyo volumen o relevancia, como se indica en el apartado 5.6, es muy importante.
Tal y como se describe a continuación, desde un punto de vista estrictamente económico, la
naturaleza física o ¿nanciera de los contratos a plazo no altera el resultado que se pretende
obtener, esto es, estabilizar o aislar los ingresos de la variabilidad del precio de mercado.
5.3.1. El Contrato Bilateral Físico (CBF)
Para eludir los riesgos que introduce la volatilidad de los precios del mercado spot, la
tendencia natural es buscar acuerdos de compra-venta bilaterales entre generadores y
consumidores.
En estos contratos, un agente productor acuerda con un agente consumidor la venta de
la energía a un precio ¿jo dentro de un periodo de tiempo determinado, es decir, se acuerda el precio de venta de la energía en un plazo temporal y forma anticipada. Bajo este
esquema, factible dentro del marco Regulativo del mercado español, esta transacción
queda excluida del sistema de ¿jación de precio del mercado gestionado por OMEL y
ambos agentes tienen garantizados sus ingresos y sus costes. Estabilidad económica que
les permite conocer con anticipación sus resultados, de forma independiente a las vicisitudes del mercado eléctrico, posibilitando una plani¿cación económica y una política de
inversiones que elimina o reduce fuentes de incertidumbre.
El inconveniente del modelo anterior es la di¿cultad de encontrar acuerdos bilaterales
físicos entre los agentes y que sean los propios agentes quienes deban asumir los riesgos
de crédito de cada una de sus contrapartes. Como más adelante se justi¿cará, la existencia de mercados a plazo elimina dicho inconveniente. Por otra parte, en el mercado español los contratos bilaterales físicos exigen que ambos agentes sean sujetos del mercado y
declarar a los Operadores la existencia de la transacción de energía física.
149
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
5.3.2. El Contrato por Diferencias
Otra forma de estabilizar o garantizar los ingresos (costes) de un agente es suscribir un
contrato por diferencias (CFD de sus siglas en inglés). En este caso, centrándonos en un
agente generador, si este vende su producción en el mercado spot su ingreso queda sujeto
a la variabilidad del precio. Para cubrirse ese riesgo de precio suscribe con un tercero un
contrato donde se intercambia ese precio variable que ha recibido por mercado por uno
¿jo, no existiendo en ningún caso un intercambio físico de energía entre ellos, esto es, se
trata de una operación puramente ¿nanciera.
La operativa de dicho contrato es como sigue:
• El generador paga al tercero el precio variable del mercado diario (PMD) que ha
obtenido al vender su energía en el mercado diario.
• El generador recibe del tercero el precio ¿jo acordado en el contrato (PCONT).
El resultado efectivo del CFD para el generador es: si el precio del mercado supera al de
contrato, paga la diferencia, y si el precio del mercado es inferior al del contrato, cobra
la diferencia.
El resultado ¿nal para el generador, considerando la venta de energía en el mercado y el
CFD, es equivalente a vender toda su producción al precio del contrato. A continuación
se exponen los Àujos económicos del generador:
Ingreso de OMEL:
Producción · PMD
Ingreso CFD:
Producción · (PCONT – PMD)
_________________________________________
Ingreso total:
Producción · PCONT
La ¿gura 5.3 muestra grá¿camente la función de ingresos del generador en función del
precio del mercado. La recta de ingresos de mercado con pendiente positiva (igual al
volumen de energía) y la recta de ingresos del CFD con igual pendiente pero negativa,
pasando por cero en el valor del precio de mercado que coincide con el precio del contrato. En la ¿gura, se ha supuesto que el CFD se ha ¿rmado al precio de mercado previsto
con probabilidad 50%.
150
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
La composición de ambos ingresos da como resultado una recta horizontal, que signi¿ca que los resultados ¿nales, suma de ambas rectas, son independientes del precio
del mercado.
Ingresos/costes (€)
GRÁFICO 3. INGRESOS DE UN GENERADOR CON UN CFD
Ingresos totales =
Producció
Producción · PCONT
Ingresos de mercado =
Producció
Producción · PMD
Ingresos CpD =
Producció
Producción · ( PCONT – PMD)
Funció
Función de
densidad de
probabilidad del
precio del mercado
Precio del mercado
PMD (€/MWh)
Por tanto, visto lo anterior, un agente generador puede garantizar unos ingresos constantes
e independientes de los resultados del mercado mediante dos caminos alternativos:
• Contratación física bilateral
• Acudir al mercado y realizar una contratación ¿nanciera mediante CFD.
Los resultados ¿nales son totalmente equivalentes y en ambos casos permiten eliminar
completamente el riesgo de mercado. La ¿gura 5.4 compara las dos formas de garantizar
el precio.
151
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 4. PROCEDIMIENTOS PARA GARANTIZAR A PLAZO UN PRECIO FIJO
Venta a plazo física:
Contrato bilateral físico (CBF)
Venta a plazo financiera:
Venta en mercado (OMEL) + CpD
PCONTRATO - PMD
PCONTRATO
G
G
C
REE
C
PMD
MWh
MWh
PMD
MWh
OMEL
REE
Sin pasar por el
mercado diario (OMEL)
Lo anterior se ha explicado suponiendo un agente generador, evidentemente el mismo
proceso y resultado se puede plantear para un agente consumidor, por ejemplo una
comercializadora. En este caso se garantiza que el precio pagado ¿nalmente por la
compra de la energía en el mercado es constante e igual al precio estipulado en el contrato, independientemente de las vicisitudes del mercado diario.
Por tanto, la posibilidad de contratar a plazo presenta grandes ventajas, tanto para los
agentes generadores como para los agentes consumidores. En ambos casos se permite
garantizar los ingresos/costes independientemente del mercado y considerando el resto
de compromisos del agente (combustibles y costes de O&M en generadores y precio de
venta a cliente ¿nal en caso de comercializadores), lo que supone estabilizar y garantizar
el margen o bene¿cio en un plazo temporal de¿nido por el alcance de los contratos.
Como anteriormente se ha indicado, la contratación bilateral física exige que ambos
agentes sean sujetos del mercado, mientras que en la segunda alternativa el generador
puede suscribir el contrato por diferencias con cualquier agente ¿nanciero sin necesidad
de que sea sujeto del mercado, ya que no existe intercambio físico de energía, lo que
permite ampliar el numero de contrapartes posibles.
Los ejemplos citados anteriormente se han sustentado en el deseo de los agentes de
garantizar y estabilizar sus ingresos (costes). Típicamente este tipo de operaciones se
denominan de cobertura y el objetivo ¿nal es la eliminación de los riesgos de precios de
mercado sobre la cuenta de resultados de las empresas.
152
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
No obstante, la característica puramente económica de los CFD permite que puedan
cerrarse entre, por ejemplo, un generador que busca una cobertura de su posición y asegurar unos ingresos, y cualquier otra contraparte (por ejemplo una entidad ¿nanciera) que no
tiene porqué disponer de activos eléctricos ni tiene por qué participar en el mercado físico
eléctrico. En este caso, la contratación a plazo del generador signi¿ca una transferencia
de los riesgos del mercado al agente ¿nanciero que puede soportarlos o gestionarlos de
forma más e¿ciente.
En este último caso, la operación realizada por la entidad ¿nanciera podría tener un
carácter puramente especulativo, ya que en la medida que espere un precio de mercado
superior al precio de contrato, sus expectativas serán de hacer bene¿cio. Por tanto, estas
operaciones pueden signi¿car bene¿cios para ambas partes, un agente (el generador)
cubre su posición y se garantiza unos bene¿cios que para él resultan adecuados y la entidad ¿nanciera se queda con el riesgo pero con expectativas de obtener un bene¿cio. No
obstante, la entidad ¿nanciera puede tener otras ¿nalidades, como la cobertura de riesgo
de precios de sus propios clientes, que pueden no tener ni los medios ni la experiencia
para acudir a este tipo de mercados ¿nancieros.
5.4. TIPOS DE MERCADOS Y PRODUCTOS PARA CONTRATAR A
PLAZO
En este apartado se presentan de forma resumida las principales características de los
mercados en los que es posible contratar a plazo y los productos que típicamente son
utilizados.
5.4.1. Mercado “over the counter (otc)”
Son mercados en los que los agentes se ponen de acuerdo directamente entre ellos. Es
práctica habitual, para facilitar las transacciones, la existencia de brokers o intermediarios que permiten el contacto entre diferentes contrapartes, tanto mediante conversaciones
en línea como a través de pantallas de negociación electrónica. En estas pantallas están
ordenadas las mejores cotizaciones de compra (bid) y venta (offer) de los diferentes productos, y las operaciones se pueden cerrar operando directamente sobre la propia pantalla. En caso de operaciones especiales, el broker puede poner en contacto a los agentes
interesados en cerrar la operación. Las operaciones cerradas por pantalla se reportan a
todo el mercado, pero sin identi¿car quienes han sido las contrapartes que las han cerrado, salvo a las dos interesadas.
153
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Por los servicios aportados, el broker cobra una comisión por cada operación cerrada.
Cada uno de los agentes debe asumir el riesgo de contraparte o de crédito sin que el
broker tenga ninguna responsabilidad al respecto. Es práctica habitual indicar al broker
la lista de “buenas contrapartes” para cada empresa, es decir, aquellas empresas con las
que hay línea de crédito su¿ciente. En la pantalla, un código de colores identi¿ca aquellas contrapartes con las que se puede operar y cuales no. En caso de querer operar con
una empresa con la que no se tiene línea de crédito su¿ciente, el broker busca una tercera
parte que se ponga entre medias de la operación (manga o “sleeve”) actuando este tercero como intermediario entre los dos anteriores.
Siempre se deben tener ¿rmados Acuerdos Marco entre los diferentes agentes que participan o quieren participar en esta forma de contratación (normalmente EFET o ISDAS), y
posteriormente, tras cada operación cerrada se cruza una con¿rmación especí¿ca, ticket
o boleta, que da valor jurídico a la operación, aunque siempre amparada por el Acuerdo
Marco. En caso de discrepancia entre las con¿rmaciones, se acude a la grabación de
las cintas que recogen las conversaciones telefónicas o a la información recogida por el
broker.
Las operaciones a través de broker permiten que los agentes respondan a las ofertas del
mercado sin conocer inicialmente las contrapartes que ofrecen los productos. De esta
forma, el comportamiento del mercado es más perfecto evitándose reacciones en función
del agente que ofrece los productos.
Dentro de este punto se pueden incluir operaciones bilaterales cerradas sin ayuda de
“brokers”. En estas circunstancias, los agentes o contrapartes se pondrán de mutuo acuerdo en transacciones cuyo formato puede ser a medida de las necesidades de una de las
partes y cuyo carácter puede ser físico o ¿nanciero.
5.4.2. Mercados organizados
Son mercados en los que se negocian productos normalizados y donde los procedimientos de participación están ¿jados. Para participar se deben suscribir contratos de adhesión a las Reglas de Mercado (que no permiten modi¿caciones), determinadas por el
gestor del mercado y con el respaldo de las entidades Reguladoras. Asimismo se deben
aportar unas garantías mínimas, que pueden tener que ampliarse en función del grado de
exposición que el agente tenga en cada momento en el mercado.
154
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Estos mercados disponen siempre de una Cámara de Compensación que garantiza el
riesgo de contraparte, asegurando el cobro y/o pago de las obligaciones adquiridas por
los participantes, evitándose el tener que analizar el riesgo de crédito de las diferentes
contrapartes.
El valor de los contratos en el momento de compra/venta es nulo, se compra al precio de
cotización, pero a lo largo del tiempo dicha cotización va cambiando lo que signi¿ca que
el valor del contrato cerrado va cambiando.
En general, al cierre de cada día de cotización se realiza un ajuste del valor del contrato
y se asigna, en la cuenta de Pérdidas y Ganancias (P&G) de cada agente, los incrementos
de valor del contrato.
Una ventaja de participar en estos mercados es que en cada momento es posible “cerrar”
la posición, lo que signi¿ca contratar el producto contrario1. En ese momento, el resultado del cierre es el valor de la cuenta de P&G.
Por ejemplo, un agente vende el día 1 de julio un producto que representa 10 MW base
de agosto (mes m+1) al precio de cotización de 45 €/MWh.
En el momento de la venta del contrato no se produce ninguna transacción económica,
se vende a valor de mercado. Pero si al día siguiente el precio del mercado baja a 42 €/
MWh, en la cuenta de P&G del agente aparece un apunte de:
10 MW · 24 h/día · 31 días · (45 – 42) €/MWh = + 22.320 €
Si al día siguiente el precio de cotización de agosto vuelve a subir a 44 €/MWh, sobre la
cuenta de P&G aparecerán:
+ 22.320 + 10 MW · 24 h/día · 31 días · (42 – 44) €/MWh = + 7.440 €
Si en este día se cierra la posición, el agente habría obtenido un bene¿cio de 7.440 €.
Si la operación de mantiene abierta hasta el último día de cotización, el resultado ¿nal
depende del valor de la última cotización.
Puede apreciarse que la cuenta de (P&G) de cada agente puede variar de forma importante a lo largo del tiempo, lo que en ocasiones origina que la cámara de compensación
pueda solicitar ampliaciones de las garantías (“margin calls”).
1
Salvo en mercado muy poco líquido donde no exista cotización del producto.
155
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Dentro de los mercados organizados pueden citarse las ventas articuladas a través de
subastas de determinados productos.
Dentro del sistema español, cada tres meses se organiza una subasta, denominada CESUR, donde las comercializadoras de último recurso compran una cantidad ¿ja de energía
y agentes vendedores ofrecen su suministro a través de un mecanismo competitivo.
Otras subastas organizadas típicas son las denominadas VPP (Virtual Power Plant), que
en España recibieron el nombre de Emisiones Primarias de Energía, y que en el pasado
fueron obligadas para ENDESA e IBERDROLA.
En apartados posteriores se realiza una explicación más detallada de cada una de estas
subastas y de los resultados más signi¿cativos de las mismas.
5.4.3. Productos típicos en la contratación a plazo
A continuación se exponen los principales productos a plazo que los agentes pueden utilizar para la cobertura de sus riesgos. El objetivo no es presentar de forma exhaustiva los
múltiples productos y combinaciones de los mismos que se pueden presentar, solamente
nos referiremos a los más comunes y utilizados tanto en los mercados organizados como
en mercados OTC.
a) Futuros – Forwards
Contratos de compra-venta de energía ¿rme durante un periodo de tiempo especi¿cado
y a un precio ¿jo.
Por ejemplo, la compra de 10 MW durante todas las horas de un mes determinado. Producto denominado base mensual: base por negociarse la misma potencia durante todas
las horas del día y mensual por estar extendido a un mes. La venta se cierra a un precio
¿jo de X €/MWh.
En la práctica se suelen distinguir entre distintos tipos de productos:
a) Según su carácter:
• Base: Todas las horas del periodo
• Punta: Horas de punta de los días laborables del periodo (la punta europea está
de¿nida de 8:00 a 20:00 horas).
156
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
b) Según su periodo:
• Diario
• Semanal (W+1 y W+2)
• Mensual (M+1; M+2; M+3 ..)
• Trimestral (Q+1; Q+2; Q+3…)
• Anual (Cal+1 y Cal+2)
• Resto de año, resto de mes, …
En la ¿gura 5.5 puede observarse la evolución de la cotización del producto Cal 2010
(esto es, precio asociado a la compra-venta de 1 MW en base para todas las horas del
año 2010) a lo largo del año 2009 frente a la evolución del precio diario spot en el citado
año 2010. El precio del futuro se cerró a 38,85 €/MWh mientras que el precio medio
aritmético del 2010 fue de 37,01 €/MWh. Un generador que hubiese vendido en base al
precio de cierre, además de haber eliminado el riesgo de mercado por vender a precio
¿jo, habría obtenido un bene¿cio adicional por haber sido el precio del mercado inferior.
Asimismo, como se aprecia claramente en la ¿gura, la variabilidad del precio futuro es
mucho más reducida que la del spot (o, en términos más técnicos, la volatilidad diaria
del futuro es mucho menor). Esta característica se justi¿ca en general por que el precio
del forward suele estar más vinculado al movimiento de los fundamentales mientras que
el precio spot está sujeto a perturbaciones coyunturales del spot (indisponibilidades de
centrales, producciones hidráulicas o eólicas extraordinarias, etc.).
GRÁFICO 5. EVOLUCIÓN DEL FUTURO VS. EVOLUCIÓN DEL SPOT
Evolución del producto año y del spot en dicho año
60
54.91
50
38.85
40
37.01
30
20
cal10 (€/MWh)
omel 10 (€/MWh)
dic-10
nov-10
oct-10
sep-10
jul-10
ago-10
abr-10
feb-10
mar-10
ene-10
nov-09
oct-09
sep-09
ago-09
jul-09
jun-09
abr-09
may-09
feb-09
mar-09
ene-09
dic-09
157
jun-10
2.47
0
may-10
10
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Los productos pueden tener liquidación física o ¿nanciera. En caso de producto físico,
es decir con entrega y liquidación física de la energía, equivale a un contrato bilateral
físico; la única diferencia se encuentra en que vía mercado la contratación se sustenta en
productos estandarizados, mientras que en la contratación bilateral los productos son determinados por acuerdo entre las partes. En caso de producto ¿nanciero, la liquidación es
por diferencias con respecto el precio del mercado diario y si el agente desea la energía
debe acudir al mercado spot.
En caso de transacciones en el mercado OTC, este tipo de productos suele denominarse
“forwards”. En estas circunstancias los agentes deben asumir el riesgo de contraparte
que supone cerrar un contrato con otro agente y para deshacer el mismo, es obligado
contar con el acuerdo de la contraparte.
Por su parte, en caso de cerrar este tipo de contratos en mercados organizados estos productos reciben el nombre de “futuros”. En general, en este caso la participación en el
mercado organizado elimina el riesgo de contraparte, existiendo valoración y liquidación
diaria del contrato, siendo posible la cancelación del contrato (cierre de la posición) en
cualquier momento. Como contrapartida, los productos negociados como “futuros” son
todos normalizados mientras que en el mercado OTC, “forwards”, además de productos
normalizados es posible de¿nir y acordar productos a medida.
Fuera de las anteriores diferencias, vinculadas a la normalización de los productos y a
los riesgos de contraparte, ambos productos son a efectos prácticos de cobertura de posiciones exactamente iguales y equivalentes.
b) Opciones
Las opciones son productos que dan al comprador de las mismas el derecho, pero no la
obligación, de adquirir o vender energía en un periodo de tiempo previamente determinado y a un precio de ejercicio o “strike” previamente acordado. Por tener este derecho,
el comprador de la opción paga una “prima” en el momento en que se cierre el contrato.
El pago de la energía se produce, en caso de ejercicio de la opción, en el momento de su
consumo (de acuerdo a las condiciones establecidas en el contrato).
Se distinguen dos tipos de opciones, según el derecho al que dan lugar:
• Opciones tipo Call
158
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Dan al comprador de la opción el derecho de adquirir la energía a un precio ¿jo
(strike). A cambio, debe pagar al vendedor la prima de la opción y el precio ¿jo
acordado por la energía tomada si decide ejercer la opción.
Obligan al vendedor de la opción a entregar al comprador, si éste ejerce la opción, la
energía contratada al precio estipulado. A cambio, cobra del comprador la prima y el
precio acordado por la energía cedida si dicho comprador ejerce la opción.
Estas opciones se ejercerán por el comprador cuando el precio del mercado supere
el “strike”. La ¿gura 5.6 muestra la evolución de los ingresos que origina una opción CALL, tanto para el comprador como para el vendedor de la misma, en función
del precio ¿nal del mercado.
GRÁFICO 6. INGRESO DE LAS OPCIONES CALL
• Opciones tipo Put
Dan al comprador de la opción el derecho a vender la energía a un precio ¿jo
(strike). A cambio, debe pagar al vendedor de la opción la prima y cobrará el precio
acordado por la energía vendida si decide ejercer la opción.
Obligan al vendedor de la opción a adquirir al comprador de la opción, si éste ejerce
la opción, la energía contratada al precio estipulado. A cambio, cobra del comprador
159
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
la prima y pagará el precio acordado por la energía comprada si dicho comprador
ejerce la opción.
Estas opciones se ejercerán por el comprador cuando el precio del mercado sea
inferior al “strike”. La ¿gura 5.7 muestra la evolución de los ingresos que origina
una opción PUT, tanto para el comprador como para el vendedor de la misma, en
función del precio ¿nal del mercado.
GRÁFICO 7. INGRESOS DE LAS OPCIONES PUT
A diferencia de los futuros-forwards, que suponen una compra ¿rme de energía, las
opciones actúan fundamentalmente como seguro de precios para el comprador de las
mismas.
Así un comercializador se puede proteger frente a subidas de precios del mercado por
encima de un umbral dado (PLIMITE), comprando una opción CALL con strike igual al
PLIMITE. Siempre que el precio del mercado spot esté por debajo del “strike” de la opción,
no se ejercerá y se comprará la energía en el mercado diario. En caso de que el precio del
mercado spot sea superior al “strike”, se ejercerá la opción pagando el citado strike, es
decir el PLIMITE. El coste de este seguro es la prima que debe pagarse al comprar la opción.
De forma dual, un generador se puede proteger frente a hundimientos de precios del
mercado spot por debajo de un umbral dado (PLIMITE), comprando una opción PUT con
strike igual al PLIMITE. Siempre que el precio del mercado spot está por encima del strike,
160
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
no se ejercerá y se venderá la energía en el mercado diario. En caso de que el precio del
mercado spot sea inferior al strike, se ejercerá la opción recibiendo el precio del strike, es
decir el PLIMITE. El coste de este seguro es la prima que debe pagarse al comprar la opción.
Las opciones pueden tener asimismo un carácter físico o ¿nanciero. En general, las opciones físicas son realmente opciones sobre compra de contratos forwards: una vez ejercidas, el comprador de la opción se queda con un contrato forward (por ejemplo: compra
en base para la semana siguiente).
Las opciones ¿nancieras suelen ser de ejercicio automático, sin necesidad de que el
comprador declare expresamente el ejercicio de la misma. Bajo estas circunstancias,
un comercializador que compra una opción CALL con un strike PSTK será liquidado en
función del precio del mercado (PMD) del modo siguiente:
• Si PMD < PSTK à
No se produce intercambio económico
• Si PMD > PSTK à
El comercializador recibe: Energía contrato · (PMD – PSTK)
Bajo dichas condiciones de liquidación ¿nanciera, un generador que compra una opción
PUT con un strike PSTK será liquidado en función del precio del mercado (PMD) del modo
siguiente:
• Si PMD > PSTK à
No se produce intercambio económico
• Si PMD < PSTK à
El generador recibe: Energía contrato · (PSTK – PMD)
De igual forma que en la caso de futuros – forwards, las opciones que en caso de ejercicio
se transforman en operación físicas requieren que ambos agentes sean sujetos de mercado para poder programar los contratos bilaterales en que concluyen. Por el contrario,
las opciones ¿nancieras no requieren que sean sujetos de mercado, el comercializador
que quiere un seguro de precio puede cerrar la opción con cualquier agente ¿nanciero.
5.5. PRINCIPALES MERCADOS EUROPEOS
5.5.1. Mercados a plazo en el sistema español
El sistema español no ha resultado ajeno al proceso de desarrollo de los mercados a plazo
a la vez que el desarrollo del mercados spot. El mercado spot español comenzó a funcionar el 1 de enero de 1998 y en los primeros meses del 2001 se cerraron operaciones en
161
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
un marco de mercado no organizado, denominado comúnmente como mercado OTC. En
junio de 2003 se constituyó el mercado organizado OMIP, donde hoy en día es posible
contratar productos con entrega física o ¿nanciera.
Finalmente, otra fuente de contratación a plazo pueden ser subastas a plazo de determinados productos. Considerando el mercado español en la actualidad, los generadores
pueden cubrir parte de su posición acudiendo a las subastas CESUR, organizadas por
OMEL para el suministro de parte de la energía sujeta a la tarifa de último recurso.
Por tanto, en la actualidad es posible contratar energía a plazo mediante los siguientes
mecanismos o mercados:
• Mercado OMIP
• Mercado OTC
• Subastas CESUR
Tanto el mercado OMIP como las subastas CESUR, como anteriormente se ha indicado, representan mecanismos o mercados organizados. En el pasado, asimismo fueron
organizadas otras subastas denominadas Emisiones Primarias de Energía, que representaban la venta de productos que suelen entenderse como Plantas Virtuales de Generación (VPP, acrónimo de Virtual Power Plants). Dichas subastas obligaban a ENDESA e
IBERDROLA a poner a disposición del mercado opciones “CALL”.
A continuación se exponen las diferentes características de cada una de estas posibilidades de adquirir/vender energía eléctrica en el sistema español. Dado el carácter divulgativo del presente informe, se obvian aspectos de detalle en cada uno de los mecanismos
que pueden encontrarse ampliamente en las referencias indicadas.
5.5.1.1. Mercado organizado OMIP
Este mercado es el resultado de los acuerdos de colaboración entre los gobiernos de
Portugal y de España, que cristalizaron con la creación del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) compuestos por dos Polos, el polo español (OMEL) responsabilizado del
mercado spot y el Polo portugués (OMIP) responsabilizado del mercado a plazo, físico
y ¿nanciero.
162
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
El mercado MIBEL a plazo, gestionado por OMIP, comenzó a operar en julio del 2006
y el mercado MIBEL spot, gestionado por OMEL, comenzó a operar en julio de 2007.
Desde enero de 1998, OMEL venía gestionando el mercado spot del sistema español.
La gestión del mercado a plazo es realizada por OMIP conjuntamente con OMIClear (Sociedad de Compensación de Mercados de Energía S.A.). Esta última sociedad, propiedad
100% de OMIP, hace las funciones de cámara de compensación y contraparte central
para las operaciones negociadas en OMIP y asimismo puede actuar como contraparte
central para las operaciones cerradas en el mercado OTC.
Los productos negociados son contratos de futuros con diversos alcances temporales y
discriminación horaria. Considerando el alcance temporal, en la actualidad es posible
negociar:
• Días siguientes al actual
• Semanas siguientes a la actual
• Meses siguientes a la actual
• Trimestre siguientes al actual
• Años siguientes al actual
Considerando la discriminación horaria:
• Producto Base (24 h) en España
• Producto Punta (12 h) en España
• Producto Base (24 h) en Portugal.
El producto punta considera el periodo desde las 8:00 a las 20:00 de lunes a viernes.
Como ejemplo, la ¿gura 5.8 muestra la evolución del precio base y del precio punta del
primer trimestre de 2011 (Q1-2011) durante el periodo de enero – mayo del 2010.
163
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 8. EVOLUCIÓN DE COTIZACIONES Q1-2011
Q
y
60
1.2
1.18
50
1.16
1.14
40
1.12
30
1.1
1.08
20
10
BASE (€/MWh)
PEAK (€/MWh)
Cociente PEAK/BASE
0
1.06
1.04
1.02
1
Todo el proceso de negociación llevado a cabo en OMIP como el proceso de compensación en OMIClear es anónimo, siendo desconocido para los participantes los agentes
vendedores y compradores que hay detrás de las operaciones. Por otra parte, todas las
órdenes de compra y venta son públicas para los participantes.
Lo anterior permite que las estrategias seguidas por un determinado agente no resulten
conocidas para el resto de agentes, favoreciendo una correcta formación del precio.
Con el ¿n de garantizar la liquidez del mercado se promueve la existencia de Creadores
de Mercado (“Market Makers”). Estos agentes garantizan la existencia de un volumen
mínimo de ofertas de compra y venta, a cambio bene¿cios acordados con la entidad
gestora.
OMIClear realiza una liquidación diaria de las pérdidas y ganancias diarias (“Mark
to Market”) durante el periodo de negociación. De esta forma, en caso de cerrarse la
posición (compra de la posición contraria) se conoce en todo momento el resultado.
En caso de mantenerse la posición abierta hasta el día de entrega, la liquidación se realiza
considerando los dos precios siguientes:
• Precio de cierre del contrato de futuros del último día de negociación.
• Precio de referencia del mismo producto en el mercado spot.
164
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Si el producto es ¿nanciero, se realiza una liquidación de la diferencia entre ambos
precios. Por ejemplo, un agente compró a plazo 1 MWh dejando su posición abierta a
vencimiento, y su cotización cerró a un precio de 40 €/MWh y el precio spot es de 45 €/
MWh, OMIClear liquidará a su favor 5 €.
Si el producto es físico, las posiciones abiertas se registran en una cuenta de negociación física y se envían al mercado diario de OMEL como ofertas precios aceptantes.
Suponiendo los mismos valores del anterior ejemplo, el agente compra ahora 1 MWh en
OMEL y paga por ello 45 €/MWh, pero OMIClear realiza la liquidación citada anteriormente y le paga 5 €. Por tanto, el coste de la energía comprada por el agente es de 40 €/
MWh, que corresponde al precio de cierre del producto en su ultimo día de negociación.
En ambos casos, el resultado entre el día de compra del producto y el último día de negociación, se va liquidando diariamente como resultado del “Mark to Market”. Considerando los resultados diarios, el contrato ¿nanciero dará como resultado total un ingreso de
la diferencia entre el precio spot y el precio de compra del futuro. El contrato físico dará
como resultado un coste para la compra de energía igual al precio de compra del futuro.
5.5.1.2. El mercado OTC
El mercado OTC comenzó a funcionar en España con una cierta regularidad y organización a partir de los primeros años de la década del 2000, previamente solamente se
realizaron operaciones a plazo que podrían entenderse como operaciones bilaterales de
carácter singular.
En el mercado OTC la negociación se realiza a través de intermediarios o “brokers”, que
garantizan la con¿dencialidad y el anonimato de las contrapartes durante el periodo de
negociación. Una vez cerrada una operación, el “broker” pone en contacto a las partes
para que perfeccionen los contratos y se puedan adoptar medidas vinculadas al riesgo de
contraparte.
Las operaciones cerradas más frecuentemente en el mercado OTC corresponden a productos ¿nancieros, en general un producto base con duraciones de meses, trimestres,
resto de año y años. No obstante, por la propia esencia del mercado OTC, puede ser
posible cerrar operaciones especí¿cas, físicas o ¿nancieras, a medida de las necesidades
de los agentes.
165
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Como en otros mercados, desde el inicio del mercado OTC su volumen ha sido creciente
con el tiempo, con la excepción del año 2006. Los cambios regulativos registrados en
dicho año afectaron de forma importante al proceso de formación de precio del mercado
spot, referencia para los mercados a plazo, dando lugar a una importante reducción de la
actividad en el mercado a plazo.
La ¿gura 5.9 muestra la evolución de la actividad de este mercado junto con la del
mercado OMIP y la demanda total del sistema español peninsular. Puede apreciarse el
elevado crecimiento registrado en los últimos años, lo que signi¿ca una aproximación al
comportamiento de los mercados a plazo en los mercados maduros. En dichos mercados,
el volumen de energía negociada a plazo supera en varias veces el volumen del mercado
spot. En el mercado ibérico aún estamos lejos de dicha situación, pero la evolución del
mercado claramente conduce a ello.
El volumen indicado en la ¿gura 5.9 para el mercado OMIP estuvo inÀuenciado, hasta
junio de 2008, por la obligación de compra de las distribuidoras de parte de la energía
destinada a la venta a tarifa. En la actualidad, dicha obligación de compra ha desaparecido y en OMIP exclusivamente se negocia el volumen requerido por los agentes.
GRÁFICO 9. EVOLUCIÓN DE LOS MERCADOS OTC Y OMIP
300
250
265
263
255
247
253
260.4
200
153.9
Demanda bc (TWh)
150
OTC (TWh)
OMIP (TWh) (*)
100
83.0
50
18.2
5
41.6
23.2
51.4
31.4
28
0
2006
2007
2008
2009
2010
(*) Incluye la parte negociada en OTC pero llevada a la camara de compensación de OMIP.
166
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
5.5.1.3. Subastas CESUR
En la actualidad, las subastas CESUR (Contratos de Energía para el Suministros de Último Recurso) representan un mecanismo mediante el cual las Comercializadoras de
Último Recurso (CURs) pueden adquirir parte de la energía destinada a los clientes que
suministran que están acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR). Asimismo, los resultados de las subastas CESUR son utilizados para determinar trimestralmente la citada
tarifa TUR.
Estas subastas comenzaron en junio del 2007 y desde entonces se están realizando con
frecuencia trimestral. En una primera etapa, hasta la entrada en vigor de las tarifas de
último recurso en julio de 2009, se subastaba parte de la energía que los distribuidores
adquirían para suministrar a los clientes a tarifa regulada. Posteriormente, una vez en
vigor las tarifas de último recurso (desde el 1 de julio de 2009), solamente se subasta
energía destinada a las CURs.
En estas subastas las CURs acuden a comprar un volumen de energía trimestral, segmentado en dos productos: base y punta. La punta corresponde al periodo de las 8:00 a las
20:00 de lunes a viernes.
El volumen de energía es ¿jado por el Ministerio mediante Resolución, previa indicación de las CURs de su previsión de demanda a suministrar. De acuerdo a las últimas
subastas, el Ministerio determina para la subasta un volumen del orden del 46 % de las
necesidades.
El proceso de la subasta es mediante múltiples rondas con precios descendentes (“descending clock”). En una primera ronda, el precio de salida es elevado y los agentes
ofrecen un volumen de energía elevado que supera ampliamente el volumen máximo de
compra. En sucesivas rondas, los precios se van reduciendo y el volumen ofrecido por
los agentes se reduce. El proceso se detiene, lo que supone el cierre de la subasta, cuando
el volumen ofrecido por los agentes es igual o inferior al volumen de compra ¿jado para
las CURs.
El resultado de la subasta es equivalente a contratos “forward” de suministro entre los
adjudicatarios de la subasta y los CURs.
167
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 10. EVOLUCIÓN DE SUBASTA CESUR
Producto Trimestral Base
24.000
CIERRE
22.000
60
54,00
50,80
Oferta Total(MW)
18.000
16.000
52,34
48,33
49,56
14.000
12.000
50
45,80
47,12
43,60
44,63
41,90
42,74
40,57
41,22
39,71
40,05
10.680
39,43
40
39,44
9.345
10.000
30
8.000
6.675
6.000
20
5.073
3.471
4.000
Precio de la Ronda (€/MWh)
20.000
70
10
2.000
0
0
Exceso Oferta Total
Ronda 16
Ronda 17 CIERRE
Ronda 15
Ronda 14
Ronda 13
Ronda 12
Ronda 11
Ronda 10
Ronda 9
Ronda 8
Ronda 7
Ronda 6
Ronda 5
Ronda 4
Ronda 3
Ronda 2
Ronda 1
0
Precio de la Ronda Prod.Trimestral Base
La ¿gura 5.10 muestra la evolución de una sesión de subasta, en concreto la correspondiente al trimestre Q1 2010 de la décima subasta CESUR. En la primera ronda el precio
es de 54 €/MWh, originando un exceso de oferta de 10.680 MW. Según va avanzando
el número de rondas, el precio y el exceso se reduce. Los agentes reciben información
incompleta del exceso, por ejemplo, cuando el exceso es reducido, solamente se informa
de que el mismo está por debajo de una cierta cantidad (3.471 MW en este caso). El
cierre de la subasta se produce en la ronda 17, con un precio de 39,43 €/MWh.
La tabla 5.1 indica la evolución de las principales magnitudes de estas subastas desde su
comienzo hasta la última celebrada en diciembre de 2010.
TABLA 1
Subasta
CESUR
Horizonte
1
2
Potencia subastada
(MW)
Base
Punta
Q3 2007
6500
-
Q4 2007
6500
-
168
Nº rondas
Precio (€/MWh)
Base
Punta
25
46.27
-
15
38.45
-
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
3
Q1 2008
6500
-
14
64.65
-
4Q
Q2 2008
3500
-
16
63.36
-
4H
Q208 + Q308
3500
-
16
63.73
-
5Q
Q3 2008
1800
-
12
65.15
-
5H
Q308 + Q408
900
-
12
65.79
-
6Q
Q4 2008
2000
-
17
72.49
-
6H
Q408 + Q109
1000
-
17
72.45
-
7
Q1 2009
3400
200
16
58.86
66.84
8
Q2 2009
2400
450
17
36.58
38.22
9Q
Q3 2009
4800
670
13
42.00
47.60
9Q
Q4 2009
5000
670
13
45.67
51.31
10Q
Q1 2010
4800
540
17
39.43
43.70
10Q
Q2 2010
4800
600
17
40.49
44.52
11
Q3 2010
4000
536
14
44.50
50.48
12
Q4 2010
4000
392
14
46.94
53.00
13
Q1 2011
4000
306
12
49.07
53.99
5.5.1.4. Las subastas de Emisiones Primarias de Energía
Aunque estas subastas han dejado de producirse y por tanto en la actualidad no es un
mecanismo organizado de compra de energía a plazo, por su interés y por ser mecanismos existentes en otros países merece la pena dedicar a ellas unas líneas.
Este mecanismo consiste en subastar opciones “CALL” horarias con un precio de ejercicio predeterminado, siendo objeto de subasta la prima pagada por la compra de la opción.
Una opción “CALL” da el derecho al comprador de la misma, pero no la obligación, de
recibir la energía del vendedor al precio de ejercicio acordado durante un periodo de
tiempo, el volumen de energía y el periodo de entrega están asimismo predeterminados.
Por disponer del citado derecho, el comprador paga al vendedor de la opción una cantidad de dinero denominada “prima”.
Dado el mecanismo de la opción, este tipo de operaciones se denomina en ocasiones
como “Virtual Power Plant (VPP)”. Es decir, el mecanismo equivale a que el comprador
169
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
de la opción disponga de una planta de generación a su disposición. El pago de la prima
puede asemejarse al coste ¿jo de la planta y el precio de ejercicio a su coste variable. Las
opciones pueden ser físicas o ¿nancieras.
En general los mecanismos de subastas de VPPs han sido utilizados por los Reguladores
con el objeto de intensi¿car la competencia en mercados donde el número de agentes es
reducido o hay una importante concentración de los recursos de generación en un solo
agente. En España, el regulador estableció en el pasado un total de siete subastas.
Las cinco primeras, reguladas por el Real Decreto 1634/2006, correspondieron a opciones de carácter físico y se subastaron productos base y punta, con plazos de entrega
de trimestre, semestre y año. Estas subastas se celebraron trimestralmente desde junio
del 2007 a junio de 2008.
Las dos últimas subastas, reguladas por el Real Decreto 324/2008, correspondieron a
opciones ¿nancieras y se subastaron productos base y punta, con plazos de entrega de
semestre y año. Estas subastas se celebraron en septiembre de 2008 y marzo de 2009.
En todas las subastas, el volumen de energía a subastar por producto era determinado por
el ministerio mediante Resolución.
El proceso de la subasta era de múltiples rondas con precios ascendentes (“ascending
clock”). En la primera ronda el precio de la prima de las opciones era reducido, lo que
causaba una demanda muy superior a la oferta. En rondas sucesivas, el precio de la
prima iba aumentando y la demanda se reducía. El proceso de la subasta se detenía,
signi¿cando el cierre de la subasta, cuando la demanda del producto era igual o inferior
a la oferta del mismo.
La ¿gura 5.11 indica la evolución de la cuarta subasta para el producto base. El precio de
salida de las primas es reducido (10.900 €/MW-mes para el producto trimestral, 11.599
€/MW-mes para el semestral y 11.861 €/MW-mes para el anual) y origina un exceso de
demanda total (6.038 MWq equivalente2) con respecto la oferta (2.570 MWq). En la
medida que se van celebrando rondas, los precios de la prima son crecientes y el exceso
de demanda del producto decreciente, hasta que en la ronda décima se produce el cierre
con una asignación total de 2.536 MWq.
2
En las EPEs como unidad de energía se de¿nía el MWq, representa la energía asociada a un 1 MW durante
un trimestre. Por tanto, un producto base anual de 1 MW equivale a un producto base de 4 MWq
170
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
GRÁFICO 11. EVOLUCIÓN DE SUBASTA EPE
7000
17.961 6000
17.699
5000
17.000
18000
4000
14000
3000
2000
1000
PrimaQ208
PrimaQ208-Q308
PrimaQ408-Q109
Ronda 10CIERRE
Ronda 9
Ronda 8
Ronda 7
Ronda 6
Ronda 5
Ronda 4
Ronda 1
Ronda 3
0
Salida
10000
2.536
2.570
11.861
11.599
10.900
Ronda 2
Prima (€/MW mes)
6.038
Pot. a Subastar (MW trim. eq.)
Producto Base
PotenciaSubastada
Cierre
La tabla 5.2 resume las principales características de las siete subastas EPE celebradas,
indicando el precio de ejercicio y la prima resultado del proceso de subasta. Las primeras cinco subastas se celebraron cada tres meses, mientras que las dos últimas tuvieron
una separación de seis meses. Aunque las subastas 6 y 7 solamente tuvieron producto
semestre y año, en la tabla el volumen se muestra el volumen en MWq con el ¿n de poder
comparar con el resto de subastas.
TABLA 2
PRODUCTO BASE
Subasta
Subastado
Ronda
Asignado (MW)
hasta
Asignado
Precio
total
ejercicio
Prima (€/MW/mes)
MWq(1)
cierre
Trimestre
Semestre
Año
(MWq) (2)
(€/MWh)
Trimestre
Semestre
Año
1
600
7
274
6
66
550
17
20,000
20,115
21,883
2
1,104
6
674
102
44
1,054
22
11,840
16,022
17,627
3
2,570
4
566
154
354
2,290
38
12,832
10,023
9,485
4
2,570
10
268
546
294
2,536
36
17,000
17,699
17,961
5
2,000
14
446
390
192
1,994
39
19,000
19,540
20,178
6
3,400
11
-
500
580
3,320
42
-
21,850
18,951
7
3,400
9
-
220
270
1,520
22
-
10,217
12,062
171
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
PRODUCTO PUNTA
Subasta
Subastado
Ronda
Asignado (MW)
hasta
Asignado
Precio
total
ejercicio
Prima (€/MW/mes)
MWq(1)
cierre
Trimestre
Semestre
Año
(MWq) (2)
(€/MWh)
Trimestre
Semestre
Año
1
250
2
2
42
40
246
52
2,310
2,087
2,867
2
200
5
100
0
20
180
51
1,001
2,731
3,642
3
200
4
20
10
30
160
65
2,151
1,745
1,665
4
200
6
0
40
20
160
63
3,400
3,666
4,004
5
224
7
40
10
40
220
55
6,100
6,438
6,853
6
1,060
7
-
30
110
500
60
-
5,274
4,435
7
1,060
4
-
240
130
1,000
29
-
2,740
3,455
(1) MWq: Megavatio trimestre
(2) Asignación total en MWq = trimestre + semestre · 2 + año · 4
5.5.2. Mercados a plazo en el resto de Europa
De forma semejante a la situación del mercado español de electricidad, en el resto de
países europeos donde el precio de la energía se ¿ja mediante mecanismos de mercados,
en paralelo al mercado spot se ha desarrollado un importante mercado a plazo que permite a los agentes gestionar el riesgo, siendo en algunos casos el mismo operador el que
gestiona el mercado spot y el mercado a plazo.
Considerando los principales mercados en cuanto su volumen, hasta el año 2009 se
podían distinguir los siguientes mercados a plazo por países:
• Francia: Powernext
• Alemania - Austria: The European Energy Exchange AG (EEX)
• Países nórdicos: Nord Pool ASA
• Países Bajos: APX-ENDEX
• Bélgica: Belpex
En todos estos mercados existe la vertiente de mercado spot y la vertiente de mercado a
plazo. Durante el año 2010 se han producido importantes cambios en la organización de
los mercados, orientados a una integración efectiva de los mercados europeos.
172
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Desde noviembre del 2010, la nueva organización EPEX SPOT (European Power Exchange) gestiona mediante mecanismos de “Market Coupling” los mercados spot de
Francia, Alemania/Austria, Holanda, Bélgica y Luxemburgo. Países que conforman el
bloque Central Western Europe (CWE). Asimismo, EPEX SPOT actúa como operador
único del mercado spot para Francia, Alemania-Austria y Suiza.
Por otra parte, la región nórdica es gestionada por Nord Pool Spot con criterios “Market
Splitting”3 e incluye actualmente a Noruega, Dinamarca, Finlandia y Suecia.
A su vez, el mercado CWE se encuentra acoplado al mercado de la región nórdica
mediante un mecanismo denominado Tight Volume Coupling, gestionado por EMCC
(European Market Coupling Company, que determina el intercambio a través de la interconexiones existentes entre Alemania y Dinamarca y Suecia.
La ¿gura 5.12 muestra las organizaciones involucradas en la gestión de los mercados
spot en Europa occidental y países nórdicos desde el pasado mes de noviembre de 2010.
Esta organización y forma de gestionar los diferentes mercados conduciría a un precio
único en toda la región si las interconexiones entre sistemas no se llegasen a saturar.
En caso de saturación de las interconexiones, aparecerán precios locales. Por otra parte,
esta forma de funcionar permite obtener el máximo bene¿cio económico de las interconexiones existentes entre todos los sistemas y signi¿cando un decidido paso para
alcanzar un mercado de electricidad único en toda Europa.
3
“Market splitting” supone que un único operador de mercado determina, con las ofertas de compra-venta
de todos los agentes, el precio resultante del mercado. En caso de no existir limitaciones en la red de interconexión entre áreas, el precio será único. En caso de existir limitaciones, el mercado único se “rompe” y se
producen diferentes precios en cada una de las área con limitaciones en sus interconexiones.
“
Market coupling” es otro mecanismo para llegar a resultados muy similares o equivalentes al anterior. En
este caso, cada operador de mercado responsable de un área envía la información a un operador común, quien
determina las limitaciones activas de las interconexiones y las separaciones de mercado dentro del sistema
interconectado, con dicha información, cada operador del mercado determina la casación de mercado dentro
de su área. Dentro de la denominación “Market Coupling” pueden considerarse diversas variantes en la realización práctica que determinan diferentes nombres.
173
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 12
Fuente: EPEX Spot
Los importantes cambios registrados durante el año 2010 han afectado asimismo a los
mercados a plazo, cambiando las denominaciones y los ámbitos de aplicación en algunos
casos.
NASDAQ OMX Commodities Europe es el mercado ¿nanciero de energía a plazo para
Noruega, Dinamarca, Suecia y Finlandia. Conocido anteriormente como Nord Pool.
Por otra parte, EEX Power Derivatives GmbH concentra el mercado a plazo de Francia y
Alemania, anteriormente gestionados por Powernext y EEX respectivamente. Adicionalmente, la cámara de compensación asociada a este mercado organizado, European Commodity Clearing AG (ECC), permite registrar las transacciones realizadas en mercado
OTC.
Estos mercado a plazo gozan de un volumen de las transacciones muy superiores al
registrado para el mercado ibérico por OMIP, debido principalmente al mayor grado de
madurez con respecto dicho mercado.
174
!
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
A continuación se indican alguna de las características más significativas de cada uno de
estos mercados y de su evolución en los últimos años. La figura 5.13 muestra el número
de participantes en los mercados EPEX SPOT y EEX Power Derivaties, y la figura 5.14
indica la evolución de ambos mercados en los últimos años, destacando el volumen de
los mercados a plazo en comparación con el volumen negociado en el mercados spot.
GRÁFICO 13
Fuente: EEX Power Derivatives
175
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 14
1400
Volume in TWh
1200
1000
800
600
400
200
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Trading volume on the Power Derivatives Market: Exchange trading + OTC clearing
Trading volume on the Power Spot Market
Fuente: EEX Power Derivatives
Otra característica importante de los mercados es la relación entre el volumen de energía negociado ¿nancieramente y el volumen negociado de energía física. Lo anterior
representa un indicador de la liquidez de los mercados ¿nancieros y de su importancia y
utilización para la gestión de riesgos de los agentes.
La ¿gura 5.15 muestra la relación entre el volumen de energía negociada y el volumen
de generación en los principales mercados europeos4.
GRÁFICO 15. RELACIÓN ENTRE VOLUMEN NEGOCIADO Y GENERACIÓN
4
Year
GB
France
Germany
Netherlands
Nordpool
2001
3.8
0.4
5.0
1.1
7.9
2002
6.8
0.6
3.5
1.7
9.1
2003
4.7
0.7
4.3
2.3
5.5
OFGEM. “GB wholesale electricity market liquidity: summer 2010 assessment” (www.ofgem.gov.uk).
176
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
2004
2.6
0.8
5.1
3.0
5.5
2005
2.0
0.9
6.0
3.6
6.4
2006
1.9
1.1
8.0
4.6
6.7
2007
2.7
1.4
8.5
5.0
7.5
2008
3.0
1.5
8.5
4.6
8.0
2009
3.9
1.8
9.6
3.4
7.6
Las relaciones mostradas en las ¿guras 5.14 y 5.15 contrastan con las equivalentes para
el sistema español, mostradas en la ¿gura 5.9, lo que muestra que aún existe un amplio
margen de crecimiento en el citado mercado español y que aún el grado de desarrollo de
la gestión del riesgo por los consumidores no es elevado.
5.6. REGULACIÓN DE LOS MERCADOS A PLAZO. ESTADO ACTUAL Y PRINCIPALES INCERTIDUMBRES
Este apartado presenta una revisión de la situación actual de los aspectos regulativos
de los mercados de energía a plazo, haciendo una especial referencia a la normativa o
directrices en el ámbito europeo.
5.6.1. Situación actual
Como se ha ido detallando a lo largo de los puntos anteriores, la necesidad de gestionar
los riesgos que aparecen tras la liberalización de los mercados eléctricos y la obligación
de las empresas de optimizar su cuenta de resultados en cualquier entorno, han propiciado la aparición de instrumentos de cobertura, similares en cuanto a su funcionalidad
y funcionamiento, a los que se negocian en el ámbito ¿nanciero.
Dichos instrumentos de cobertura se han negociado inicialmente en mercados no organizados u OTC, y carecían de un marco regulativo5 adecuado. En paralelo han aparecido mercados organizados en diferentes países. En el desarrollo de ambos mercados las
Aunque existe una completa regulación ¿nanciera que abarca todos los derivados ¿nancieros OTC, esta
regulación, tal y como se expone en los apartados siguientes, apenas cubre los instrumentos derivados sobre
materias primas (commodities).
5
177
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
instituciones ¿nancieras han jugado un papel fundamental contribuyendo a incrementar
la liquidez de los mismos.
La participación tanto de empresas que desean cubrir sus riesgos como de instituciones
¿nancieras con ¿nes especulativos ha conformado un mix de participantes en el mercado de derivados de energía muy diferente del que normalmente hay en los mercados
¿nancieros, puesto que a los participantes típicamente ¿nancieros (bancos e instituciones
¿nancieras), hay que añadir los productores de electricidad, grandes compañías integradas verticalmente, comercializadores, municipalidades, empresas que se dedican exclusivamente a negociar derivados de energía etc.
Otro aspecto destacable es el hecho de que el desarrollo de los mercados de derivados
de energía no ha ido acompasado de un desarrollo regulatorio “ad hoc”, encontrándonos
ahora en una situación bastante peculiar, puesto que dependiendo del tipo de entidad que
cierre la operación, del mercado en el que se encuentre, de la forma de liquidación, y
otras variables, se tiene unas obligaciones legales u otras o ninguna (aún tratándose del
mismo producto).
En algunos países como Reino Unido este tema se abordó directamente hace más de una
década, cuando se decidió desarrollar una regulación especí¿ca, un régimen hecho a medida para las denominadas “specialist commodities derivatives ¿rms”. En otros países,
como es el caso de Alemania se han ido dando pasos para la regulación de ciertos aspectos aunque no se ha abordado de una forma “integral” y hay un tercer grupo de países,
que es el más numeroso y en el que se encuentra España, en los que todavía el debate no
se ha planteado o empieza ahora a plantearse. No obstante, en la actualidad hay una serie
de iniciativas en marcha a nivel europeo, que tienen el objetivo de regular los mercados
de derivados de energía.
5.6.2. Antecedentes
En primer lugar hay que tener en cuenta que la regulación que emana de las instituciones
Europeas (Directivas y Reglamentos) es una regulación “de mínimos”, es decir que los
gobiernos pueden en sus respectivos países imponer mayores exigencias que las establecidas en la regulación europea pero, teóricamente, nunca menores. No obstante, esto
no siempre es así, y es uno de los factores que ha contribuido a tener unos desarrollos
regulativos tan poco armonizados.
178
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Desde el punto de vista de la regulación energética, tradicionalmente las Directivas y
Reglamentos de Gas y de Electricidad se han centrado en aspectos tales como la seguridad de suministro, la liberalización de los mercados, la separación de actividades o la
integración europea.
Ha sido en la Directiva de Electricidad6 contenida en el Tercer Paquete Legislativo
(aprobado en 2009) donde se han introducido por primera vez obligaciones de registro de
los datos de las operaciones cerradas en los mercados mayoristas incluidos los derivados.
También, por primera vez se hace una referencia explícita a las directivas ¿nancieras
(en concreto la Directiva relativa a los mercados de instrumentos ¿nancieros7, más conocida como MiFID8 en sus siglas en inglés), en el sentido de que aquellas operaciones ya
cubiertas por dicha regulación quedaban excluidas de las obligaciones establecidas en la
nueva Directiva de electricidad (y gas).
En cuanto a la legislación ¿nanciera a nivel europeo, se ha centrado en conseguir un
e¿caz funcionamiento del mercado interior bancario, garantizar la solidez ¿nanciera de
bancos e instituciones ¿nancieras, y asegurar altos niveles de protección al inversor. En
este sentido, si que ha considerado y regulado los mercados de derivados de “commodities” aunque en muchas ocasiones el resultado haya sido confuso, al abarcar en principio
todos los instrumentos derivados y luego hacer varias excepciones en función del tipo de
liquidación, negociación y estandarización de los contratos.
Adicionalmente se establecieron una serie de excepciones ya que el ámbito de aplicación
de la regulación era exclusivamente las compañías/instituciones cuya actividad principal fuera prestar servicios o realizar actividades de inversión con carácter profesional.
Dichas excepciones se de¿nen en función de parámetros como el tipo de institución que
cerraba la operación; la ¿nalidad de la operación (cobertura de su actividad comercial
o especulación); si era en nombre y por cuenta propia o por cuenta ajena, etc. De esta
forma las excepciones determinan, que agentes están sujetos a los requisitos impuestos
por la regulación ¿nanciera.
Es decir se establece una doble tipología de excepciones (según las características del
producto negociado y según las características de la actividad que se desarrolla) que es
6
EC Directive 72/2009.
Directiva 2004/39/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 21 de abril de 2004 relativa a los mercados
de instrumentos ¿nancieros.
8
Market in Financial Instruments Directive.
7
179
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
necesario combinar para saber ¿nalmente que empresas y productos están exentas de la
regulación ¿nanciera.
De las exigencias contenidas de ambos tipos de regulaciones (energética y ¿nanciera)
se tenía como resultado que una parte de la actividad de trading de derivados sobre
commodities no estaba sujeta a ningún tipo de control y/o supervisión, bien porque la
legislación de carácter energético era inexistente o todavía no se había desarrollado,
bien porque los supuestos bajo los cuales recaía en el ámbito de la MiFID hacia que
estuvieran exentos.
Por otra parte, no ha habido un liderazgo claro. El regulador energético ha sido ajeno a
este tema hasta la promulgación de las últimas Directivas de Electricidad y Gas, lo que
ha conducido a una cierta falta de experiencia y comprensión hacia estos mercados.
En cuanto el regulador ¿nanciero, cuyo principal objetivo es la protección de los inversores privados, siempre ha entendido que las empresas que desarrollaban actividades de
trading de derivados sobre commodities no implicaban riesgos para aquellos (ya que no
toman prestado dinero de los particulares, como si lo hacen las instituciones ¿nancieras)
Por último cabe mencionar que el regulador ¿nanciero siempre ha considerado que el
riesgo sistémico de las empresas de trading de energía era muy limitado. Es decir, de
acuerdo con el propio Comité Europeo de Supervisores Bancarios9 “es improbable que
un participante del mercado de trading de energía pueda causar el colapso de la industria
energética, producción y distribución de electricidad, a pesar de la dependencia de esta
industria de sus mercados de commodities, por su posición natural. Ha habido diversos
ejemplos de colapso de importantes participantes de los mercados energéticos, pero con
un impacto muy limitado en la industria energética (Enron, Transworld, Gatt Oil)”10
5.6.3. Objetivos de la nueva regulación
Reguladores energéticos y ¿nancieros consideran que es necesaria una regulación más amplia y e¿ciente de los mercados mayoristas de electricidad y gas y de los mercados de deri9
Este Comité es un grupo consultivo independiente de supervisión bancaria en la Comunidad Europea. Su
misión es asesorar a la Comisión sobre cuestiones de política y sobre la preparación de en el ámbito de las actividades bancarias. Además debe reforzará la cooperación en materia de supervisión, incluido el intercambio
de información sobre entidades supervisadas.
10
Advice of the Committee of European Banking Supervisors (“CEBS”) of 10th October 2007 to the EU
Commission (“CEBS-Advice”), page 26, ref. 95 – 99.
180
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
vados. Para justi¿carlo han dado una serie de argumentos que han sido recurrentes en todas
las comparecencias de los reguladores (también de algunos políticos) ante el Parlamento Europeo, las consultas públicas realizadas, o las propuestas de nueva regulación o modi¿cación
de regulación existente11.
En primer lugar es necesario mencionar la transparencia e integridad de los mercados
como una de las preocupaciones prioritarias del regulador. Puesto que los precios del mercado mayorista de electricidad y gas son pagados por los consumidores y además deben dar
las señales adecuadas para atraer las inversiones, hay que asegurar una formación del precio
e¿ciente y transparente. Para conseguir este objetivo es necesario que todos los agentes dispongan al mismo tiempo de toda la información relevante para la formación del precio.
Asimismo, para una formación del precio e¿ciente es necesario incrementar la competencia
en el mercado , y por esta razón otro de los temas preocupantes son las posibles situaciones de manipulación del mercado que puedan surgir como consecuencia de la falta de
transparencia y de una regulación incompleta, que en última instancia pueden derivar en
mercados menos líquidos y competitivos. Íntimamente relacionado con esto es necesario
establecer una relación de requisitos de actuación /no actuación en caso de poseer información privilegiada.
En este sentido, es importante que los requisitos de transparencias que se establezcan estén
armonizados a nivel europeo.
También es imprescindible reforzar la labor de supervisión del regulador: el regulador
debe tener acceso a toda la información que considere oportuno para cumplir e¿cazmente
su función de garantizar la formación e¿ciente de precios, aunque se debe distinguir entre
la información para el regulador y la información que debe ser pública (de libre acceso para
todos los participantes). Obviamente aquella información que es comercialmente sensible
para las empresas debe ser considerada como con¿dencial, y como tal debe garantizarse que
no se hará pública bajo ningún concepto. Asimismo se pretende reforzar la cooperación entre
los distintos reguladores.
Por otra parte, la crisis ¿nanciera a nivel mundial desatada en 2008, puso de mani¿esto algunas debilidades en la regulación del trading de derivados, especialmente de los OTC, como la
falta de transparencia y control. Se con¿rma así la necesidad de tomar medidas concretas
con el objetivo de disminuir o mitigar los riesgos que este tipo de contratos generan en los
11
Tanto el regulador ¿nanciero como el energético han utilizado argumentos similares.
181
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
mercados, impulsándose la estandarización de contratos y la liquidación obligatoria en
cámaras de compensación. Es decir se intenta que la contratación OTC sea casi-residual y
que toda la negociación se desarrolle a través de mercados organizados, que tienen una mayor
supervisión.
5.6.4. Propuesta de Reglamento sobre la Integridad y Transparencia del
Mercado Energético
El Tercer Paquete Legislativo establece un nuevo marco regulatorio para los sectores de
gas y electricidad incluyendo requisitos de registro de las operaciones que se cierren en
los mercados mayoristas para que estén a disposición del regulador, añadiendo que a ¿n
de asegurar la aplicación uniforme de dichos requisitos, “la Comisión podrá adoptar directrices (….), así como la forma y el contenido de los datos que deben registrarse (…)”
La Comisión Europea ha desarrollado una intensa actividad regulatoria en forma de consultas, propuestas y seminarios con el ¿n de profundizar en el control y la supervisión de
los mercados mayoristas de gas y electricidad (organizados y OTC, spot y derivados), y eliminar los gaps regulatorios12 existentes así como las posibles inconsistencias.
Adicionalmente, el riesgo de que la regulación ¿nanciera (actualmente también en revisión como se detalla en el siguiente apartado), se extienda sobre los mercados de energía, también ha impulsado la aparición de una regulación especí¿ca para el sector
energético.
El resultado ha sido la publicación por parte de la Dirección General de Energía de la
Comisión Europea de una propuesta de Reglamento sobre la Integridad y Transparencia
del Mercado Energético (“REMIT“en sus siglas en inglés) adoptada el día 14 de septiembre por el Pleno de Parlamento .
De acuerdo con la propia Comisión Europea esta regulación traerá bene¿cios tales
como13:
• Incrementar la probabilidad de detectar un mal comportamiento de los mercados
• Reducir la incidencia de mala conducta como resultado de una efectiva supervisión
12
Public Consultation by the Directorate General for Energy on measures to ensure transparency and integrity
of wholesale markets in electricity and gas 31 May 2010.
13
Public Consultation by the Directorate General for Energy on measures to ensure transparency and integrity
of wholesale markets in electricity and gas 31 May 2010.
182
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
• Reducir las primas de riesgo
• Mayores niveles de liquidez como resultado de una mayor con¿anza en los mercados
• Reducir los spreads de los bid-offer como resultado de una mayor con¿anza en el
mercado
La propuesta de regulación se centra en tres aspectos fundamentales, información privilegiada, manipulación del mercado y supervisión del mercado. Además otorga nuevas
funciones a la recién creada Agencia de Reguladores de Energía, ACER.
Información privilegiada
Información privilegiada es aquella información que tiene que ser publicada de acuerdo a
requisitos legales (guidelines de transparencia) o con las prácticas habituales del mercado,
al ser considerada información relevante para la formación del precio. La regulación propuesta prohíbe la actividad de trading cuando se está en posesión de información privilegiada.
Se contemplan algunos casos de excepciones a la publicación de la información considerada relacionados con la indisponibilidad sobrevenida de las centrales.
Los participantes del mercado deben publicar la información privilegiada en relación
con sus propias instalaciones o negocios bien porque se tenga la propiedad, el control o
la responsabilidad sobre los mismos. En concreto debe publicarse toda la información
relativa a la capacidad de producción, almacenamiento, consumo y transporte de electricidad y gas.
Manipulación del mercado
Se prohíbe la manipulación del mercado y cualquier intento de manipular el mercado.
Para ello los Estados Miembro deben asegurar que los reguladores nacionales tienen
los poderes de investigación necesarios para el desarrollo de esta función, entre ellos
llevar inspecciones in situ o pedir la prohibición temporal del desarrollo de la actividad
profesional.
Supervisión y transparencia
La propuesta considera que para una supervisión e¿ciente es vital detectar y disuadir del
abuso de poder de mercado en los mercados mayoristas, y que la Agencia (ACER) es
la institución mejor situada para llevar a cabo dicha labor de supervisión, ya que tiene
183
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
una visión amplia de los mercados de gas y electricidad y la experiencia necesaria en la
operación de los mismos.
• ACER supervisará la actividad de trading en los mercados mayoristas para detectar y prevenir el trading basado en información privilegiada y la manipulación del
mercado.
• Para ello, la Agencia dispondrá de un registro con las operaciones del mercado
mayorista de electricidad
• Los participantes del mercado deberán proporcionar a la Agencia a y a los reguladores nacionales información relacionada con la capacidad de las instalaciones de
producción, almacenamiento, consumo, o transporte de electricidad o gas.
• La Agencia deberá asegurar la con¿dencialidad, integridad y protección de la información recibida y deberá tomar las cautelas adecuadas para evitar cualquier mal
uso de la información.
• La Agencia puede decidir hacer pública parte de la información que tiene siempre y
cuando la información comercialmente sensible no sea publicada.
Valoración
Dada la falta de regulación especi¿ca sobre determinados aspectos del trading de derivados de commodities en general y de energía en particular, la heterogeneidad de la regulación existente, y el riesgo de una ampliación del ámbito de aplicación de la regulación
¿nanciera sobre las empresas energéticas, una regulación especi¿ca que abarque los aspectos de transparencia de mercados, de información privilegiada y de manipulación del
mercado es necesaria y bienvenida.
También es importante que los requisitos se establezcan a nivel europeo y no nacional,
que sean armonizados en todos los mercados y que se evite que los reguladores impongan requisitos adicionales en sus propios países. Para que se pueda llevar a cabo esta
labor con e¿cacia y éxito es imprescindible que se incrementen tanto los poderes y la
autonomía de los reguladores como el grado de cooperación entre ellos (energético, ¿nanciero y autoridades de competencia).
5.6.5. Revisión de la legislación ¿nanciera actual y nuevas propuestas
La crisis ¿nanciera a nivel mundial, ha originado muchas presiones de tipo político
(fundamentalmente procedentes de EE.UU.) para que las medidas regulativas fueran
184
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
similares a ambos lados del Atlántico y tener así una regulación de carácter global y no
nacional-continental.
Además la existencia de gaps regulatorios, sobre todo en relación con la regulación de
los mercados OTC, ha determinado la revisión de la actual regulación ¿nanciera. Dichos
gaps ya habían sido detectados por el regulador, puesto que se carecía de la información
adecuada sobre determinados mercados y productos, y no existía respaldo regulatorio en
el que basar su labor de supervisión.
Así en un documento publicado por la Comisión14 se reconoce el importante papel que
desempeñan los derivados, al ser instrumentos que trans¿eren el riesgo inherente de la
actividad económica desde los agentes que no quieren asumirlo hacia otros que si lo
desean. Sin embargo concluye que estos productos también han contribuido al “desorden” ¿nanciero, al permitir incrementar los apalancamientos, y al “interconectar” a los
participantes del mercado, hecho del que no se tenía constancia precisamente por la falta
de transparencia del mercado, ya que la mayor parte de las operaciones eran OTC.
Por ello, la Comisión Europea propone varias herramientas complementarias que reducirían el impacto negativo de los mercados de derivados OTC en la estabilidad ¿nanciera: incrementar la normalización o estandarización, usar los denominados registros de
operaciones, potenciar el uso de la liquidación a través de Cámaras de Compensación
(CCP en sus siglas en inglés) e incrementar la utilización de los mercados organizados.
Adicionalmente las propias directivas15 actualmente en vigor, contienen cláusulas de revisión de la regulación actual de los mercados OTC, revisión que deberá estar ¿nalizada
en diciembre de 2012.
5.6.5.1. Revisión de la Directiva relativa a los Mercados de Instrumentos
Financieros
La Directiva MiFID aprobada en abril de 2004 (aunque la fecha para su aplicación en los
Estados Miembro fue noviembre de 2007), es una directiva que otorga un marco regu14
Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the european economic and
social Committee, the Committee of the regions and the European Central Bank “Ensuring ef¿cient, safe and
sound derivatives markets: Future policy actions”, 20 October 2009
15
Directiva 2004/39/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 21 de abril de 2004 relativa a los mercados
de instrumentos ¿nancieros (“MiFID”) y Directiva 2006/49/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 14 de
junio de 2006 sobre la adecuación del capital de las empresas de inversión y las entidades de crédito (“CAD”)
185
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
latorio para las ¿rmas de inversión que ofrecen servicios en relación con instrumentos
¿nancieros así como reglas para proteger a los inversores. Además permite a las ¿rmas
de inversión y a los centros de negociación operar libremente por toda Europa.
Instrumentos Financieros exentos
La directiva cubre todos los instrumentos ¿nancieros (detallados en un anexo de la misma16) y como tales están incluidos los derivados sobre commodities:
• Todos los productos relacionados con materias primas (opciones, futuros, permutas
(«swaps»), acuerdos de tipos de interés a plazo y otros contratos de derivados) que
deban liquidarse en efectivo (liquidación ¿nanciera, como contraposición a entrega
física) o que puedan liquidarse en efectivo a petición de una de las partes;
• Todos los contratos de opciones, futuros, permutas («swaps») y otros contratos de
derivados relacionados con materias primas que puedan liquidarse en especie, siempre que se negocien en un mercado regulado;
• También los contratos de opciones, futuros, permutas («swaps»), acuerdos de tipos
de interés a plazo y otros contratos de derivados relacionados con materias primas
que puedan ser liquidados mediante entrega física no mencionados en el punto anterior y no destinados a ¿nes comerciales, que presenten las características de
otros instrumentos ¿nancieros derivados, teniendo en cuenta, entre otras cosas,
si se liquidan a través de cámaras de compensación reconocidas o son objeto de
ajustes regulares de los márgenes de garantía17.
Es decir, aunque la Directiva cubre todos los productos derivados, incluidos los derivados sobre commodities (y por tanto los derivados sobre gas y electricidad), pero quedan
excluidos de su ámbito de aplicación aquellos derivados sobre materias primas que se
liquiden o puedan ser liquidados mediante la entrega física de la commodity siempre se
negocien fuera de un mercado organizado, es decir la negociación OTC.
16
Anexo I, Sección C.
El Reglamento de desarrollo (COMMISSION REGULATION (EC) No 1287/2006 of 10 August 2006)
precisa en este último caso que cualquier contrato que no sea spot y que no se un contrato comercial se considerará que tiene las características de cualquier instrumentos ¿nanciero derivado si cumple con tres criterios,
se negocia en un mercado organizado o similar, es liquidado a traves de una camara de compensación y tiene
condiciones estándar.
17
186
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
Entidades o empresas exentas
Respecto a las excepciones al ámbito de aplicación de la MiFID caben resaltar dos que
afectan directamente a las empresas de trading de derivados de commodities: cuando
la actividad desarrollada es una actividad “auxiliar” del negocio principal (art. 2 (i)) y
cuando la empresa que desarrolla la actividad es una empresa cuya actividad es la negociación en commodities y sus derivados (art. 2 (k):
• (i) a las personas que negocian por cuenta propia en instrumentos ¿nancieros o
prestan servicios de inversión en derivados sobre materias primas o contratos de
derivados a que hace referencia el punto 10 de la sección C del anexo I a los clientes
de su actividad principal, siempre que lo hagan como actividad auxiliar con respecto
a la principal, cuando se considere como parte de un grupo, y dicha actividad principal no sea la prestación de servicios de inversión
• k) a las personas cuya actividad principal consiste en negociar por cuenta propia
en materias primas o derivados sobre materias primas. Esta excepción no será aplicable cuando las personas que negocien por cuenta propia en materias primas o
derivados sobre materias primas formen parte de un grupo cuya actividad principal
sea la prestación de otros servicios de inversión
De la combinación de ambas excepciones resulta que las empresas energéticas no están
sujetas a la regulación ¿nanciera por las actividades de trading de derivados de commodities que desarrollan. Este hecho automáticamente conduce a estar exentos de los
requisitos de capital exigidos en la Directiva de adecuación del capital (CAD)18.
Proceso de revisión
El proceso de revisión empezó con una consulta en otoño de 2010, En septiembre de
2011 la Dirección General de Mercado Interior (DG Market ) ha enviado una propuesta
de Directiva (y otra de Regulación) para consulta al resto de Direcciones Generales que
es el último paso antes de la aprobación de una propuesta por parte de la CE.
En dicho borrador se propone la eliminación de la excepción (k), que es la excepción
principal a la cual se acogían las empresas de trading de energía.
18
En la Directiva 2006/49/CE sobre la adecuación del capital de las empresas de inversión y las entidades
de crédito, se ¿jan los requisitos mínimos de capital que las instituciones ¿nancieras y ¿rmas de inversión
deben mantener para poder desarrollar sus actividades ¿nancieras. Dichos requisitos se establecen con el ¿n
de cubrir todos los potenciales riesgos en los que dichas instituciones podrían incurrir debido a su actividad.
187
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
5.6.5.2 Propuesta de Reglamento sobre los derivados OTC, las cámaras
de compensación y los registros de operaciones19
El objetivo de la propuesta es regular los contratos de derivados OTC que están recogidos en la Directiva MiFID, y establecer unos requisitos de actuación similares para las
actividades de las cámaras de compensación así como de los registros de operaciones.
Los elementos centrales de la propuesta, tal y como los explicita la propia Comisión
Europea20 son los siguientes:
Transparencia
Las transacciones con derivados OTC deberán comunicarse a registros centrales de datos, denominados registros de operaciones. Las autoridades reguladoras europeas tendrán acceso a dichos registros, lo que les permitirá saber mejor quién debe qué y a quién,
y detectar cualquier problema potencial, como una posible acumulación de riesgos, en
una fase temprana.
Al mismo tiempo, la nueva Autoridad Europea de Valores y Mercados (AEVM)21 será
responsable de la supervisión de los registros de operaciones y del alta y la baja registral.
Además, los registros de operaciones deberán publicar posiciones agregadas por cada
clase de derivados, a ¿n de ofrecer a todos los participantes una visión más clara del
mercado de derivados OTC.
Reducción de los riesgos de contraparte
De acuerdo con la propuesta de la Comisión, los derivados OTC normalizados22 tendrán
que compensarse a través de contrapartes centrales23. De esta forma se evita que el
colapso de un participante en el mercado provoque el colapso de otros, poniendo así
en peligro el sistema ¿nanciero en su conjunto. No obstante, cuando las empresas no
¿nancieras (por ejemplo, del sector industrial) utilizan los derivados OTC para atenuar
el riesgo al que da lugar su actividad principal («cobertura comercial»), están exentas
19
Inicialmente esta propuesta se denominó Reglamento de la Infraestructura del Mercado Europeo, EMIR.
Aunque posteriormente se ha cambiado el nombre, se la sigue conociendo como la propuesta EMIR..
20
Nota de prensa publicada el 15 de septiembre de 2010: “Por unos mercados de derivados más seguros y
transparentes en Europa”.
21
ESMA en sus siglas en inglés.
22
Son los contratos OTC que cumplen unos criterios de admisibilidad prede¿nidos, como puede ser un elevado nivel de liquidez.
23
Estas contrapartes centrales son entidades interpuestas entre las dos partes de una transacción y que actúan, pues, como comprador frente a cada uno de los vendedores y como vendedor frente a cada uno de los
compradores.
188
MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
de la obligación de compensación a través de una contraparte central, siempre y cuando
no sobrepasen un determinado umbral. El umbral se calculará sin tener en cuenta las
posiciones de cobertura comercial de riesgos, pero una vez traspasado obligara a que
todas las operaciones, sean o no de cobertura de riesgos, se liquiden a través de la cámara
de compensación.
Como las contrapartes centrales asumirán riesgos adicionales, estarán sujetas a estrictas
normas de conducta y requisitos organizativos y prudenciales armonizados a ¿n de
garantizar su seguridad, por ejemplo, normas de gobernanza interna, controles de auditoria, mayores exigencias de capital, etc.
Reducción del riesgo operativo24
La propuesta de la Comisión exige a los participantes en el mercado que valoren, controlen y mitiguen ese riesgo, por ejemplo empleando medios electrónicos para con¿rmar
los términos de los contratos de derivados OTC.
Ámbito de aplicación
La propuesta abarca todos los tipos de derivados OTC. Se aplica tanto a las empresas
¿nancieras que utilizan derivados OTC como a las no ¿nancieras que mantienen posiciones signi¿cativas en derivados OTC. Se aplica, asimismo, a las contrapartes centrales y los registros de operaciones.
5.6.5.3. Consecuencias de la nueva regulación sobre las empresas de trading de energía
La nueva regulación, tanto la propuesta de regulación EMIR, como las modi¿caciones
a la MiFID, tal y como están actualmente planteadas tendrían unas consecuencias muy
negativas para los mercados de derivados de energía y por ende para sus mercados
subyacentes.
• Las exigencias de liquidar los contratos a través de cámaras de compensación y los
posibles requerimientos de capital implicará que las empresas dispondrán de menos
recursos para acometer las inversiones en bienes de equipo.
• Los pequeños participantes serán expulsados del mercado de forma natural al no
poder hacer frente a las exigencias
24
El riesgo de pérdida debido, por ejemplo, a un error humano.
189
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
• Empeoramiento de la competencia como consecuencia de lo anterior
• Se reducirá la oferta y la liquidez de los productos OTC hechos a medida.
• Mayores precios para los consumidores de gas y electricidad
5.7. CONCLUSIONES
Este capítulo ha mostrado que la existencia de los mercados a plazo de energía eléctrica
es una herramienta fundamental para que los agentes neutralicen y gestionen el riesgo
de mercado que introducen los sistemas eléctricos gestionados de acuerdo a reglas de
mercado.
En todos los sistemas eléctricos donde se ha decidido una gestión mediante mercados
spot de la energía diaria, han aparecido casi de forma simultánea mercados a plazo, ya
sea dentro de un marco organizado o bien por mutuo acuerdo de los agentes (mercados
OTC). En ambos casos, los objetivos alcanzados son los mismos y solamente se diferencian en detalles, importantes por otra parte, vinculados a la forma de liquidación y gestión
de los riesgos de contraparte.
Se ha realizado una descripción, no exhaustiva, de los principales productos que normalmente se comercian en estos mercados y que puede considerarse como estándares
en todos los mercados.
Dentro del sistema español, se ha producido una gran actividad dentro de este tipo de
mercados, aunque el grado de desarrollo permite presuponer que aún hay margen de
crecimiento. Especialmente comparando con los mercados del resto de países europeos.
Finalmente, durante el año 2010 se han producido importantes pasos para la creación
de un mercado eléctrico único en Europa, manteniendo aún precios zonales, en los que
España debería integrarse en un futuro próximo. Estos movimientos han consolidado el
modelo de un mercado spot junto un mercado a plazo con elevada liquidez y profundidad que garantiza una adecuada formación del precio de un producto básico para la
competitividad de Europa.
No obstante, aún quedan “gaps” regulatorios en los mercados del trading de commodities y sus derivados que han hecho recomendable estudiar y analizar propuestas para
mejorar el marco legislativo, con el objetivo de garantizar la integridad de los mercados
para una e¿ciente formación del precio y proteger a los consumidores.
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MERCADOS A PLAZO DE ELECTRICIDAD
El Reglamento propuesto por la DG Energía y adoptado por el Parlamento, REMIT, si
recoge las características de la actividad y de los agentes que regula, ya que está enfocada a los mercados de gas y electricidad y tiene en cuenta, en mayor o menor medida,
sus peculiaridades. Sin embargo la consulta publicada por la DG MARKET (y las ulteriores que vengan del ámbito ¿nanciero), no pueden ignorar el hecho de que instituciones
¿nancieras y no ¿nancieras son distintas en sus negocios principales, objetivos, formas
de actuar, balances y la forma en la que se ¿nancian.
Por tanto no se puede simplemente cambiar una de¿nición o una excepción para que todas las empresas, por el mero hecho de participar en un negocio o actividad, automáticamente reciban el mismo tratamiento. Es necesario diseñar una legislación a medida,
complementaria y coherente con la propuesta en REMIT, para terminar de cerrar los
huecos regulatorios todavía pendientes sin perjudicar el desarrollo de los mercados y la
actuación de los agentes, y en última instancia al consumidor.
Finalmente, se anima al lector a entrar en las diferentes páginas Web referenciadas de
ámbito europeo, donde encontrará una importante fuente de información de detalles que
no han podido abordarse en esta introducción a la problemática de los mercados a plazo
de electricidad. Evidentemente existe una amplia bibliografía acerca de los diversos temas vinculados con los mercados a plazo y sus productos cuyo acceso en estos días
resulta fácil y asequible en función de los diversos intereses de cada lector.
REFERENCIAS
• Operador del Mercado Ibérico:
o Polo español (OMEL) - www.omel.es
o Polo portugués (OMIP) - www.omip.pt
• Operador del sistema Español - www.ree.es
• EPEXSPOT European Power Exchange – www.epexspot.com
• EEX Power Derivatives GmbH – www.eex.com
• Mercado Nórdico Spot - www.nordpoolspot.com
• NASDAQ OMX Commodities Europe – www.nasdaqomxcommodities.com
• BelPEX Belgian Power Exchange – www.belpex.be
• APX ENDEX – www.apxendex.com
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