6. Un análisis de la evolución de los precios a plazo de energía eléctrica en España

UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
6. UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO
DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA1.
Pablo Villaplana
Director de Mercados Derivados de Energía, Comisión Nacional de Energía.
Álvaro Cartea
Profesor Titular, Departamento de Economía de la Empresa, Universidad Carlos III de
Madrid
6.1. INTRODUCCIÓN
El sector eléctrico es un sector en red en el que se pueden diferenciar cuatro actividades
principales, generación de energía eléctrica, transporte, distribución y comercialización.
Mientras las actividades de transporte y distribución (y el propio funcionamiento de la
operación del sistema) tienen características de monopolio natural, y por tanto deben
desarrollarse en un marco completamente regulado, las actividades de generación y comercialización pueden desarrollarse bajo un esquema de mercado.
En este sentido y de manera muy general, el proceso estándar de liberalización del sector
eléctrico, iniciado en algunos países a principios de la década de los 90', ha supuesto
1
Los autores agradecen los comentarios de Carlos González-Pedraz, Ana Belén Lemus y Álvaro Capitán,
así como los de Jorge Fernández a una versión previa del artículo. Los autores agradecen especialmente los
comentarios de Miguel Ángel Lasheras, que han permitido exponer de manera más clara y concisa algunos
aspectos del artículo. Asimismo, los autores agradecen la colaboración de Wendy Elizabeth Castillo en la
preparación y análisis de los datos. Finalmente, los autores agradecen a InterMoney Energía haber facilitado
el acceso a datos del volumen de negociación agregado en el mercado OTC. Pablo Villaplana agradece
el apoyo recibido del Proyecto de Investigación “Valoración de activos derivados y gestión de riesgos en
mercados ¿nancieros y energéticos”(Ref. PPII11-0290-0305, Consejería de Educación y Ciencia, Junta de
Comunidades de Castilla-La Mancha). Las opiniones de este artículo deben considerarse opiniones personales
de los autores y en ningún caso suponen la opinión de la Comisión Nacional de Energía. El contenido de este
artículo es responsabilidad única de los autores.
193
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
organizar las actividades de generación y comercialización, que no tienen características
de monopolio natural, bajo un esquema de mercado (libre competencia) en el que el
precio se determina por la interacción de la demanda y la oferta. El resto de actividades,
transporte y distribución, así como la operación del sistema, continúan siendo consideradas actividades reguladas (Littlechild, 2001; Joskow, 2008).
Bajo este esquema se diferencia entre mercado mayorista en el que los generadores compiten por vender su producción, que es adquirida por comercializadores o directamente
por grandes consumidores industriales, y un mercado minorista en el que los comercializadores compiten por comercializar la energía a los consumidores ¿nales que no participan directamente en el mercado mayorista (por ejemplo: consumidores domésticos,
pequeñas y medianas empresas, administraciones públicas).
El mercado mayorista puede entenderse como un conjunto de mercados2 secuenciales en
el tiempo. Esta secuencia de mercados se inicia con los mercados a plazo, donde puede
negociarse la contratación de energía antes de su producción/consumo, por ejemplo con
dos o tres años de antelación, pasando por el mercado spot o mercado diario,3 hasta los
mercados posteriores al mercado diario (mercado o contratación intradiaria) que permiten ajustar las decisiones de producción y consumo hasta unas horas antes del inicio del
tiempo real (momento en el que la energía eléctrica es producida/consumida), e incluso
incluyendo los mercados asociados a la operación del sistema (mercados de servicios de
ajuste o servicios complementarios4).
Por tanto, como consecuencia del proceso de liberalización, aquellas empresas que realizan actividades de generación y/o comercialización se pueden encontrar expuestas a
precios de mercado que vienen determinados y Àuctuarán en función de cambios en los
niveles de demanda y de oferta.
2
De hecho, la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, señala que el mercado mayorista, denominado en la normativa
española “mercado de producción de energía eléctrica”, se estructura en mercados a plazo, mercado diario,
mercado intradiario, resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios, la
gestión de desvíos y los mercados no organizados.
3
El mercado diario, al que nos referiremos a lo largo del artículo como mercado de contado o mercado spot,
se estructura como un mercado del día siguiente (“day-ahead market” en terminología anglosajona), en el que
la mañana del día previo a la entrega se determinan los precios horarios para la entrega de energía eléctrica en
cada una de las 24 horas del día siguiente (en algunos mercados, se determinan 48 precios semi-horarios).
4
En estos mercados se ofrece/demanda tanto energía como capacidad de generación. En ellos juega un papel
central la entidad encargada de la operación del sistema, que actúa como demandante de estos productos (por
ejemplo, reserva secundaria y terciaria) necesarios para el buen funcionamiento del sistema..
194
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Por un lado, a pesar de que la demanda muestra patrones estacionales muy marcados tanto
en el muy corto plazo (cada hora del día) como en los diferentes meses del año, donde el
consumo puede ser (en promedio) mayor o menor, la demanda también exhibe cambios
imprevistos (por ejemplo, debido a variaciones en las condiciones meteorológicas previstas) que afectan los precios de electricidad mayoristas.
Por otro lado, la oferta de energía eléctrica también muestra patrones predecibles pero
a su vez depende de factores impredecibles que la hacen variar tanto en el medio
como en el muy corto plazo. Por ejemplo, en cada momento del día la oferta de
energía eléctrica dependerá de la capacidad efectiva de generación del mercado en
ese momento determinado, de las tecnologías disponibles en cada momento (que en
el caso de la capacidad de producción eólica, hidráulica fluyente o fotovoltaica dependerá de las condiciones meteorológicas) y de las fluctuaciones de los precios de
las mercancías energéticas empleadas como inputs en el proceso de generación de
energía eléctrica (gas natural, carbón, petróleo y sus derivados, así como en algunos
mercados, como el europeo, derechos de emisión de CO2).
Asimismo, cabe recordar que la energía eléctrica no es almacenable5, y por ello los
agentes que participan en el mercado no disponen de inventarios (“stocks”) que permiten suavizar las variaciones imprevistas en los factores que afectan a la demanda
y capacidad de producción, y por tanto a los precios de mercado.
Por lo tanto, en un entorno en el que los precios de mercado en general, y los precios de contado (o precios spot) en particular, se determinan por la intersección de
demanda y oferta, surge el “riesgo de precio”. Un agente económico estará expuesto
al riesgo de precio, por la imposibilidad de trasladar las fluctuaciones de los precios
de los inputs a los precios de los outputs. Así, por ejemplo, un generador que pudiera trasladar de forma inmediata las fluctuaciones de los precios de combustibles a
los precios finales tendrá una menor exposición al riesgo que un productor que no
pueda trasladar “aguas abajo” las fluctuaciones de los precios de sus inputs6. Dado
los elevados niveles de volatilidad en los precios de energía eléctrica, los agentes
5
La energía eléctrica es no almacenable directamente, requiriéndose por tanto que exista un equilibrio entre
generación y consumo en cada instante del tiempo y en cada punto de la red. La energía eléctrica puede
considerarse que es almacenable de manera indirecta, a través de centrales de bombeo y/o en centrales
hidroeléctricas, en el que los embalses pueden ser considerados como una forma indirecta de almacenamiento
de energía eléctrica.
6
La exposición al riesgo aparece por tanto, por la falta (o imperfecta) correlación entre precios (y volatilidades)
de inputs y outputs.
195
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
económicos que participan en el mercado de energía eléctrica, tienen la necesidad
de gestionar y cubrir el riesgo de mercado (riesgo de precio e incluso de volumen)
mediante los instrumentos de contratación a plazo disponibles.
Al objeto de poder gestionar el riesgo de mercado, las empresas energéticas podrán,
de manera genérica, participar en los mercados a plazo (operando en contratos de futuros, contratos a plazo, también conocidos como “forwards” o contratos derivados más
complejos como las opciones) y/o tomar decisiones operativas que les permitan establecer el nivel de exposición al riesgo de precio deseado.
Así, una empresa de generación eléctrica puede cubrir su exposición al riesgo de precio
spot (riesgo de caídas en el precio en el mercado spot o mercado al contado), mediante la
venta a plazo de su producción esperada (venta de futuros o forwards) o podrá considerar
la posibilidad de integrarse verticalmente, desarrollando directamente la comercialización a cliente ¿nal de (o de parte de) su generación esperada.
Las empresas energéticas, como otras empresas que se ven expuestas a riesgos de precios
de mercancías, pueden gestionar el riesgo mediante una estrategia combinada (gestión
integral de riesgo) de participación en mercados a plazo y de estructura corporativa que
les permitan obtener el tipo y grado de exposición al riesgo que desean tomar, ver Meulbroek (2002). En este sentido, las empresas eléctricas integradas emplean su estructura
corporativa como herramienta de gestión de riesgos. El grado de integración de actividades de generación y comercialización (exposición neta) determina el tipo y tamaño de su
exposición a la volatilidad de precios y por tanto, puede afectar al grado de participación
de estos agentes en los mercados a plazo. De hecho, ésta es la situación de la mayoría de
los grupos energéticos incumbentes en casi todos los mercados europeos. Para aquellas
empresas que únicamente operan en la actividad de generación o comercialización el
papel de los mercados a plazo puede tener una relevancia mayor.
Los mercados a plazo juegan un papel relevante, tanto como mecanismo para la transferencia de riesgo entre agentes, como en el proceso de agregación de información que
permite “descubrir precios” (“price discovery” en terminología anglosajona), es decir,
formar el precio al que se puede adquirir o vender energía eléctrica en un periodo futuro
(más allá del día siguiente). Asimismo, las referencias de precios a plazo mayoristas tienen una inÀuencia importante sobre los precios que los consumidores ¿nales soportan.
De hecho, para aquellos consumidores de mayor tamaño, la participación directa en los
mercados mayoristas a plazo puede ser una alternativa a la contratación con un comercializador.
196
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Dado que los mercados a plazo juegan un papel importante como herramienta de cobertura, una condición necesaria para que estos mercados se desarrollen es que los agentes
estén expuestos a la volatilidad del precio spot (exposición al riesgo de precio). Por ello,
el avance del proceso de liberalización y la desaparición paulatina de tarifas reguladas,
son dos elementos que afectan al grado de desarrollo de los mercados a plazo.
En los últimos años el volumen de negociación en el mercado a plazo de energía eléctrica
en España ha registrado un notable incremento. Este desarrollo ha venido acompañado
e incluso impulsado, entre otros factores, por el desarrollo de nuevos mecanismos de
contratación a plazo (basados principalmente en mecanismos de subastas), el inicio de
las actividades del mercado organizado de futuros del MIBEL, la participación en el
mercado a plazo de un mayor número de agentes, además de la progresiva eliminación
de tarifas reguladas para ciertos colectivos de consumidores de mayor tamaño, así como
el inicio en julio de 2009 de las Tarifas de Último Recurso, que de hecho, se determinan
principalmente en base a un mecanismo de contratación a plazo.
El objetivo del artículo es realizar un primer análisis de la evolución del volumen de
negociación en el mercado a plazo de electricidad en España, así como de los principales
determinantes de los precios a plazo y de la prima de riesgo. Para ello, en la sección 2 del
artículo se realiza un breve repaso sobre las funciones, operativa y tipología de agentes
que participan en los mercados a plazo. En el apartado 3 del artículo se realiza una revisión de la literatura académica sobre los determinantes de los precios a plazo y la prima
de riesgo. Al objeto de contextualizar la situación del mercado a plazo de energía eléctrica en España, en el apartado 4 se describe la evolución observada durante los últimos
años de los volúmenes de negociación a plazo de energía eléctrica en España, tanto en el
mercado de futuros como en el mercado no organizado. Los datos muestran el fuerte incremento registrado en los volúmenes de negociación en estos mercados, y especialmente
en el mercado no organizado. El apartado 5 analiza los principales determinantes de los
precios a plazo de energía eléctrica en España. En particular, en este apartado se analiza
la relación entre los precios a plazo en España, Alemania y Francia. Asimismo, se analiza
la relación entre los precios a plazo en España y los precios a plazo de gas natural en los
mercados de referencia europeos, así como con los derechos de emisión de CO2. En la
parte ¿nal del apartado se integra el análisis de los diferentes determinantes mediante un
sencillo análisis de regresión. El apartado 6 analiza la evolución de la prima de riesgo ex
post7 de los contratos a plazo de energía eléctrica en España. Para ello se analiza breve7
La prima de riesgo ex post, se de¿ne como la diferencia entre precios a plazo y el precio medio spot existente
durante el periodo de liquidación del contrato a plazo. Ver recuadro al ¿nal de la sección 3.2 donde se de¿nen
las primas de riesgo ex post y ex ante.
197
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
mente la evolución de la prima de riesgo calculada a partir de los precios de equilibrio de
las subastas CESUR y de las cotizaciones en OMIP. En este apartado también se analiza,
a la vista de los resultados obtenidos en el apartado anterior, la relación entre las primas
de riesgo de los contratos a plazo de energía eléctrica en Alemania, Francia y España así
como la relación entre estas primas de riesgo y las primas de riesgo de gas natural en los
mercados de referencia europeos. Finalmente, en el apartado 7 se resumen los principales resultados.
6.2. MERCADOS A PLAZO: BREVE RESUMEN DE SUS FUNCIONES,
OPERATIVA Y TIPOLOGÍA DE AGENTES QUE PARTICIPAN EN
EL MISMO
Los mercados a plazo (organizados y no organizados) tienen dos funciones económicas
básicas: formación de precios y transferencia de riesgo entre agentes.
Los mercados a plazo permiten, mediante la agregación de información y de expectativas
de los diferentes agentes, que se conformen precios de mercado asociados a periodos futuros, es decir, precios para la entrega-recepción de un activo subyacente, por ejemplo una
mercancía energética, en un periodo de tiempo futuro. Claramente, la existencia de precios
asociados a la entrega futura de una mercancía afecta a las decisiones de inversión que hoy
deben realizar los agentes económicos. Por ejemplo, si un agricultor observa el precio al
que hoy puede asegurarse la venta de su cosecha en un periodo futuro (posterior a la recolección), podrá tomar en cuenta esta información en el proceso de decisión de plantar (invertir) hoy o no. Los mercados a plazo, o los mercados de derivados en general, tienen por
tanto una función de “descubrir precios” (“price discovery” en terminología anglosajona).
En segundo lugar, los mercados a plazo permiten a los agentes gestionar el riesgo, es decir
permiten que los agentes alcancen los niveles de riesgo deseados, de forma que aquellos
que quieran disminuir su exposición inicial a las Àuctuaciones del precio spot puedan hacerlo, trans¿riendo dicho riesgo a aquellos agentes que por diversas razones puedan estar
dispuestos a aceptarlos. Para que dicha transferencia de riesgo pueda realizarse, es necesario que los agentes que participen en el mercado tengan expectativas, tipo y nivel de exposición al riesgo, y/o preferencias por el riesgo heterogéneas. Por ejemplo, en el caso de dos
agentes que se encuentren expuestos al mismo riesgo, pero con signo contrario (por ejemplo el productor de una mercancía y un consumidor de la misma mercancía), y que quieran
disminuir el riesgo de su posición, es decir el nivel de exposición a las futuras Àuctuaciones
del precio spot, pueden estar interesados en realizar una transacción a plazo mediante la
que ambos agentes acuerden hoy un precio para la entrega-recepción de la mercancía en
198
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
una fecha futura, de forma que su grado de exposición a la volatilidad del precio spot en la
fecha futura acordada haya desaparecido. En otros casos, puede ocurrir que existan agentes
que son más tolerantes al riesgo que otros y por lo tanto, estarían dispuestos a comprar el
riesgo de los agentes menos tolerantes, siempre y cuando el precio sea atractivo (prima de
riesgo). En este caso, los agentes menos tolerantes al riesgo (con mayor grado de aversión
al riesgo) estarán dispuestos a pagar una cierta prima por reducir su exposición al riesgo,
mientras que los agentes más tolerantes estarán dispuestos a aceptar un aumento de su
exposición al riesgo a cambio de una compensación (prima de riesgo). La prima de riesgo
puede entenderse, al menos conceptualmente, como el “precio del riesgo”.
Naturalmente, al objeto que los mercados a plazo sean líquidos, y puedan realizar su función de cobertura de riesgo, es necesario que la tipología de los agentes que participan en
el mercado sea heterogénea. En otras palabras, si un mercado está únicamente compuesto
por productores y consumidores de un mismo bien, los costes de búsqueda de contraparte
pueden ser muy elevados.
6.2.1. Tipos de mercados: mercados organizados y no organizados
La negociación de productos a plazo con subyacente energético, de manera similar a lo que
sucede en los mercados ¿nancieros, puede realizarse en mercados organizados (mercados
de futuros) o en mercados no organizados, también denominados mercados OTC (“overthe-counter”). La principal diferencia entre mercados organizados y mercados OTC es que
los primeros son mercados regulados, que requieren de una autorización administrativa
previa así como una aprobación de las reglas por el organismo competente.
Tal y como se ha señalado, una de las funciones principales de los mercados a plazo, es la
de permitir la reducción del riesgo a aquellos agentes que así lo deseen, bien trans¿riéndolo
a un agente que está dispuesto a aceptarlo (probablemente a cambio de algún tipo de compensación implícita en el propio precio de la transacción) o negociando con agentes que
tienen una exposición al riesgo de sentido contrario (por ejemplo, transacciones a plazo
entre un productor y un consumidor del mismo bien). Dado que el origen de las transacciones a plazo con subyacente energético (o con cualquier otro tipo de mercancía como subyacente) es espontáneo, en el sentido que se produce en virtud de las diferentes expectativas
de precios futuros que tienen los agentes o en función de los diferentes niveles de grado de
aversión, la forma inicial más habitual de la negociación de este tipo de contratos es en
los mercados no organizados.
199
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
El mercado OTC es por tanto, un mercado bilateral, “auto organizado”, en el sentido que
los agentes acuerdan los términos en los que la transacción se produce: características
de los productos a intercambiar, cláusulas genéricas de los contratos (condiciones de
ejercicio y pago de contratos, requisitos y garantías crediticias exigidas entre las partes,
eventos que potencialmente puedan ocasionar el cese de las obligaciones entre las partes,
cantidades y calidades del subyacente). Dado el carácter bilateral del mercado OTC, uno
de los primeros pasos necesarios para que los agentes puedan participar en este mercado es
la apertura de líneas de crédito entre los distintos agentes negociadores. Por tanto, cuanto
mayor sea el número de empresas con las que un agente tiene la operativa aprobada, mejor
precio podrá obtener en el mercado OTC (ya que tendrá un mayor número de potenciales
contrapartes). En cualquier caso, si bien la gestión del riesgo de crédito (o contrapartida) en
los mercados OTC puede ser bilateral, las transacciones OTC también pueden ser registradas para su liquidación y compensación en Cámaras de Contrapartida Central8.
Al objeto de reducir los costes de búsqueda de contraparte y aumentar su liquidez, los mercados OTC puede organizarse alrededor de agencias de intermediación (“brokers”), que facilitan la agregación de la información, y por tanto juegan un papel relevante en el proceso
de “price discovery”, además de reducir el propio coste de búsqueda (reducción del coste
de transacciones), facilitando la búsqueda de contraparte y la realización de operaciones
(transacciones). Los “brokers” no toman posiciones propias, ni mantienen inventarios de
contratos a plazo, y pueden participar (ser miembros) de los mercados de futuros, al objeto
de facilitar la participación de algunos agentes, especialmente de menor tamaño.
Los mercados a plazo organizados, mercados de futuros, tal y como se ha señalado previamente, son mercados regulados que requieren para iniciar sus actividades de una autorización administrativa previa por parte del regulador ¿nanciero del país correspondiente. El
reglamento del mercado, así como las reglas de negociación, así como de compensación
y liquidación también, en términos generales, deberá ser aprobado por el regulador ¿nanciero. Para participar en un mercado de futuros los agentes deben ser admitidos como
miembros del mismo.
La plataforma de negociación del mercado de futuros permite que los agentes que sean
miembros del mercado puedan introducir ofertas de compra y venta. La contratación en
el mercado organizado, es decir la casación de ofertas de compra y venta, es anónima. La
razón de ello es que la Cámara de Contrapartida se interpone en toda transacción que se
8
Actualmente en el marco del mercado ibérico, existen dos cámaras de contrapartida. La Cámara de
Contrapartida Central del mercado de futuros de OMIP, denominada “OMIClear” y la Cámara de Contrapartida
Central “MEFF Power” (en este caso sin mercado de futuros).
200
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
realiza en el mercado de futuros entre comprador y vendedor. La Cámara de Contrapartida
se convierte en vendedor de cada uno de los compradores, y en comprador de todos los
vendedores, asumiendo de esta forma el riesgo de incumplimiento (riesgo de crédito) de
cada uno de los agentes. La estandarización de los contratos y la interposición de la Cámara de Contrapartida en las transacciones, permite que los agentes puedan deshacer sus
posiciones, realizando la operación contraria en el mercado, por lo que la posición neta se
cancelaría. Cabe señalar, en cualquier caso, que las transacciones OTC también pueden ser
registradas en una Cámara de Contrapartida para su liquidación y compensación.
Al objeto de disponer de su¿cientes recursos para asumir el riesgo de crédito de los participantes en el mercado, la Cámara de Contrapartida exige unos requisitos crediticios
mínimos para que un agente sea miembro del mercado, y por tanto para que pueda operar en él. Asimismo, una vez realizada una transacción la Cámara exige a comprador y
vendedor una garantía inicial. Posteriormente y de forma diaria, la Cámara calcula el
valor de mercado en ése día de la posición del agente (“mark to market”) y en el caso que
dicha posición genere un nivel de pérdidas superior a la garantía depositada, la Cámara
puede exigir el depósito de garantías adicionales (“margin call”). El incumplimiento del
incremento de garantías solicitado por la Cámara de Contrapartida puede suponer que ésta
deshaga la posición del agente. Finalmente, en caso de incumplimiento o fallido de uno
de los miembros del mercado, la Cámara de Contrapartida aplicará procedimientos excepcionales, tales como el uso de garantías extraordinarias depositadas por los miembros del
mercado al objeto de garantizar el capital de la propia Cámara.
Desde un punto de vista institucional, mercados de futuros y mercados no organizados
di¿eren en que, mientras los primeros están sometidos a un esquema de regulación de su
funcionamiento, los segundos tienen un componente muy importante de autoregulación.
En este sentido, la capacidad de supervisión del proceso de formación de precios en ambos tipos de mercados debería ser simétrica, dadas las interrelaciones de la negociación
entre ambos tipos de mercados.
6.2.2 Tipología de agentes
En líneas generales se pueden identi¿car tres grandes tipos de agentes que participan en
los mercados a plazo (tanto organizados como no organizados): coberturistas, especuladores y arbitrajistas.
Los coberturistas son aquellos agentes que participan esencialmente en los mercados a
plazo con el objetivo de disminuir su exposición natural al riesgo de precio de una de-
201
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
terminada mercancía, por ejemplo un productor que quiere disminuir su exposición a
la volatilidad del precio futuro de la mercancía producida. En este caso, el agente está
expuesto a las Àuctuaciones del precio de contado donde vende el activo físico (producción) y participa en el mercado a plazo para eliminar o reducir (por ejemplo, vender a
plazo un porcentaje de su producción esperada) su exposición al riesgo.
Los especuladores son aquellos agentes que toman posiciones basadas fundamentalmente en sus expectativas sobre el precio futuro del activo subyacente. En este sentido, los
especuladores participan en el mercado asumiendo un riesgo, con la expectativa de obtener una compensación a través de sus diferentes preferencias por el riesgo o expectativas
sobre la evolución futura del precio del activo subyacente. Asimismo, los especuladores
pueden estar dispuestos a participar en el mercado a plazo en cuestión al objeto de diversi¿car su cartera. Por ejemplo, un banco de inversión que tenga una cartera de inversión en ciertos activos ¿nancieros puede estar interesado en participar en el mercado a
plazo energético al objeto de aprovechar la menor correlación entre los movimientos de
mercado a plazo energético con el resto de activos de su cartera. La participación en el
mercado a plazo energético permite reducir la volatilidad agregada de la cartera (efecto
diversi¿cación). En este sentido, un argumento que permite explicar el mayor interés que
para algunas entidades ¿nancieras tienen los mercados a plazo energéticos (por ejemplo,
petróleo) es que la participación en estos mercados permite cubrir el riesgo de inÀación
(que afecta negativamente la rentabilidad real de una cartera puramente ¿nanciera). Por
tanto, los especuladores pueden estar interesados en participar en los mercados a plazo
de mercancías energéticas al objeto de diversi¿car sus carteras, reduciendo el riesgo
global de la cartera, y esperando obtener una rentabilidad acorde a la prima de riesgo que
esperan capturar en el mercado en el que ofrecen cobertura.
Los arbitrajistas son aquellos agentes que analizan las relaciones de precios entre dos
activos y aprovechan posibles disfunciones en la formación de precios de las dos mercancías en cuestión o de productos ¿nancieros ligados a estas mercancías. Un ejemplo
clásico sería la operación en dos mercados diferentes en el que el subyacente sea muy
similar (o en el que los subyacentes tengan una correlación muy elevada).
Para que un mercado a plazo funcione (sea líquido) es necesario que coexistan los tres
tipos de agentes anteriores. En este sentido, si en un mercado únicamente operan coberturistas, la liquidez sería menor, ya que las posibilidades de negociación serían menores,
en tanto que únicamente se producirían transacciones entre dos coberturistas con exposición al riesgo de signo contrario (por ejemplo, un productor y un consumidor). Con
la aparición en el mercado de agentes que operan por motivos adicionales a los de la
202
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
cobertura, el número de contrapartes, y por tanto el número de transacciones aumentan,
por lo que las posibilidades de cobertura son mayores. Los coberturistas por tanto, se
bene¿ciarían en principio de la participación de un número elevado de agentes heterogéneos, entre los que también se encuentren especuladores, que permitirían una mayor
liquidez y posibilidades de cobertura (aumento del número de potenciales contrapartes
para los coberturistas).
Finalmente, cabe señalar la existencia de dos tipos adicionales de agentes que juegan un
papel importante en el desarrollo de la liquidez de un mercado: las agencias de intermediación (“brokers“) mencionados anteriormente y los “creadores de mercado“. Ambos
tipos de agentes permiten reducir los costes de búsqueda de contraparte, y por tanto
reducen los costes de transacción.
Las agencias de intermediación tienen, como función básica, facilitar que dos agentes
con intereses contrapuestos se encuentren y realicen la transacción. Asimismo, estos
agentes dan acceso al mercado a clientes que realizan operaciones ocasionales o que
no tienen tamaño o estructura para acudir directamente al mercado. La operación en el
mercado no organizado se realiza generalmente a través de una agencia de intermediación, ya que permite centralizar la búsqueda de contrapartes que de otra forma debería
ser puramente bilateral, con unos costes de búsqueda mayores. Las agencias de intermediación permiten canalizar y centralizar la información sobre aquellos agentes que
desean realizar transacciones (sobre qué contratos, volúmenes y precios deseados). En
este tipo de operaciones, la agencia (o agencias9) de intermediación que estén operando
en el mercado, busca contrapartes para aquel agente que les ha manifestado su interés en
realizar una transacción. En esta fase previa a la compra-venta la negociación es anónima, y únicamente cuando la transacción es ¿rme, el “broker” pone en conocimiento de
las partes la identidad de las contrapartes. Nótese que las transacciones en el mercado
de futuros (mercado organizado) son anónimas, mientras que en el mercado OTC, al
tener carácter bilateral, cada parte acaba conociendo la contraparte con la que ha realizado la transacción10. Por ello, una de las funciones del bróker es conocer qué agentes
tienen líneas de crédito disponibles, dado que el mercado OTC es un mercado bilateral.
Para facilitar las transacciones y disminuir los costes de búsqueda, los “brokers” tienen
9
En estos momentos en el mercado OTC de energía eléctrica en España existen tres agencias de intermediación
activas.
10
Con independencia de que posteriormente comprador y vendedor acuerdan registrar la operación en una
Cámara de Contrapartida Central.
203
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
información genérica facilitada por las propias empresas respecto las líneas de crédito
existentes entre las partes11.
La principal diferencia entre una agencia de intermediación y un “creador de mercado”es
que la primera no toma posiciones propias en los mercados a plazo (ni en el mercado de
contado del activo subyacente) y únicamente facilita que otros agentes puedan realizar las
transacciones. Los “creadores de mercado”, por el contrario, toman posiciones por cuenta
propia. El “creador de mercado”, que aparece principalmente en mercados organizados,
es un miembro de mercado que, mediante un acuerdo con el propio mercado organizado,
está dispuesto a ofrecer precios de compra y venta sobre determinados contratos de manera
continua (posiblemente a cambio de una reducción de las comisiones que debe pagar). De
esta forma, el “creador de mercado” fomenta la liquidez de mercado, ya que está dispuestos a realizar ofertas de compra y venta sobre determinados contratos en caso que
no existen ofertas por parte del resto de agentes. La ¿gura del “creador de mercado”
existe por ejemplo en el mercado de futuros de OMIP12.
6.3. LA RELACIÓN ENTRE PRECIOS A PLAZO Y PRECIOS DE
CONTADO: UNA PRIMERA APROXIMACIÓN CONCEPTUAL
A continuación se realiza un breve repaso a las teorías de formación de precios a plazo sobre mercancías. Concretamente, se revisa la fórmula de valoración del “cost of
carry” y la teoría de la “presión de cobertura”. La teoría de la presión de cobertura,
cuyos orígenes se remontan a los trabajos de Keynes, es la empleada habitualmente
en el análisis de los precios a plazo de energía eléctrica al ser esta una mercancía no
almacenable. Posteriormente se realiza una breve revisión de los principales resultados
empíricos sobre los determinantes de los precios a plazo y de la prima de riesgo.
11
En el caso que haya dos agentes que estén interesados en realizar la transacción, y que las partes tengan,
en ese momento, agotadas las líneas de crédito mutuas, puede realizarse lo que se denomina en el argot un
“pase” o “manga”. En este caso un tercero (otro agente que no es ni el comprador ni el vendedor) asume el
riesgo marginal de crédito como consecuencia de esta transacción, a cambio de una contraprestación que paga
el agente que es sustituido en el riesgo de crédito.
12
Para una breve descripción de la evolución y operativa de los mercados a plazo de energía eléctrica en
España puede consultarse, Martín (2008), Martín y Villaplana (2009) o Alba y Moreda (2010).
204
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
6.3.1 La valoración de contratos de futuros sobre mercancías almacenables: la fórmula del “cost of carry”
Las fórmulas de valoración de derivados ¿nancieros se basan en el hecho de que en
equilibrio no pueden existir oportunidades de arbitraje. En los mercados ¿nancieros
se considera que existe una oportunidad de arbitraje cuando mediante operaciones de
compra-venta de varios activos (subyacentes o derivados) puede obtenerse un bene¿cio (positivo) seguro sin riesgo alguno. Por tanto, a partir de la de¿nición anterior,
en equilibrio no pueden existir oportunidades de arbitraje, ya que si existieran, esos
precios no podrían ser de equilibrio, dado que alguien aprovecharía dicha oportunidad,
modi¿cando (a través de la propia compra-venta que permite explotar la oportunidad
de arbitraje) los precios que generaban la oportunidad. Por ejemplo, las fórmulas de
valoración ampliamente utilizadas en los mercados ¿nancieros, como la fórmula de
Black-Scholes para la valoración de opciones de venta (“puts”) y opciones de compra
(“calls”) europeas se basan en argumentos de no arbitraje.
Uno de los instrumentos ¿nancieros más utilizados y más líquidos en los mercados
de mercancías son los contratos de futuros (y los contratos a plazo o “forwards”). Un
futuro13 es un contrato entre dos partes donde, en el momento de la transacción, tiempo
t = 0, una parte se compromete a pagar una cantidad ¿ja de dinero a cambio de que la
otra parte le entregue un activo o mercancía (denominado el subyacente) en una fecha
futura (y acordada) T. Al inicio del contrato las partes no intercambian dinero, pero
después, digamos al momento t > 0, una de las partes puede vender su lado del contrato
en el mercado. Por ejemplo, si la persona o empresa que debe hacer el pago en la fecha
T, a cambio de la mercancía, decide vender el contrato en el mercado secundario, el
precio de mercado de este contrato estará dado por F(t,T).
En su caso más sencillo, donde suponemos que
· los costes derivados del almacenamiento del subyacente son cero,
· y que el subyacente no paga dividendos o que el propietario del subyacente no
percibe ninguna utilidad adicional por tener el subyacente almacenado,
13
A lo largo del artículo empleamos de forma indiferente los términos futuro o “forward”, dado que la principal
diferencia entre ambos es el mercado donde se negocian: los contratos de futuros se negocian en mercados
organizados, y por tanto son contratos estandarizados que se liquidan en la Cámara de Compensación Central
del propio mercado; los contratos a plazo, o forwards, se negocian en mercados no organizados (contratación
bilateral, posiblemente a través de una agencia de intermediación), y aunque pueden ser relativamente
estandarizados, admiten cierta Àexibilidad en sus características.
205
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
el precio de mercado de un futuro en el tiempo t solamente dependerá de tres variables:
el valor del subyacente S(t), la tasa libre de riesgo r, y el vencimiento del contrato T.
En este caso, se puede demostrar mediante argumentos de arbitraje, que el precio del
contrato de futuro en la fecha t (t ” T) viene dado por la expresión matemática:
F(t,T) = S(t) er(T-t) .
(1)
A partir de la fórmula (1) queda claro que el valor de un futuro al vencimiento, t = T,
es el valor de mercado del subyacente, F(T,T) = S(T).
Para comprobar que el precio dado por la fórmula (1) está exento de oportunidades de
arbitraje supongamos que un agente del mercado observa que F(t,T) > S(t) er(T-t). La siguiente estrategia proporcionaría un bene¿cio positivo sin ningún tipo de riesgo, es decir
un arbitraje. Primero, el agente vende hoy, fecha t, un futuro con vencimiento en la fecha
futura T sobre un determinado subyacente cuyo precio actual es S(t). Esto supone que en la
fecha futura T el vendedor del futuro recibirá el precio del contrato de futuro acordado en
t, F(t,T), a cambio del activo que en esa fecha T tendrá un precio (el cual no se sabe en el
momento t) de S(T). Segundo, al mismo tiempo que el agente vende el futuro, consigue un
préstamo del banco por una cantidad igual a S(t) para comprar una unidad del subyacente,
el cual debe entregar (por haber vendido el futuro) en la fecha T. Este préstamo por valor
S(t) deberá repagarse a un tipo de interés r en el momento T; lo cual asciende, préstamo
del principal más los intereses, al monto S(t)er(T-t). Por lo tanto, bajo esta estrategia, en el
periodo t el banco le ingresa en su cuenta el monto S(t), el cual el agente usa para inmediatamente comprar una unidad del subyacente y de esta manera en la fecha futura T podrá
entregarlo a la parte que compró el contrato de futuro. Al momento de la entrega, el agente
recibiendo F(t,T), paga al banco S(t)·er(T-t) y se queda con un bene¿cio de F(t,T) - S(t) er(T-t)
> 0 sin haber incurrido en ningún riesgo, es decir, ha logrado explotar una oportunidad de
arbitraje (obteniendo una ganancia segura sin riesgo).
Por otra parte, si en el mercado se observa que F(t,T) < S(t) er(T-t) , también es posible diseñar una estrategia similar a la anterior, donde se obtendría un bene¿cio de S(t) er(T-t) - F(t,T)
> 0 libre de riesgo. Por lo tanto, el único precio que no da cabida a arbitrajes es el dado por
la ecuación (1), y por ello, la expresión (1) determina el precio de equilibrio de un contrato
de futuro.
Esta misma metodología de valoración puede emplearse para valorar contratos a plazo
cuyo subyacente sea una mercancía almacenable. En el ejemplo anterior, cuando el agente
en una fecha t, compraba el subyacente S(t) y lo mantenía hasta la fecha futura T para
entregarlo, habíamos supuesto que no se incurrían en costes de almacenamiento. En el
caso de mercancías almacenables el almacenamiento es un componente importante de los
206
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
costos de mantener inventarios. Supongamos que almacenar la mercancía tiene unos costes
de q por unidad de tiempo que pasa en el almacenamiento. En este caso, la valoración del
contrato de futuro vendría dado por la expresión
F(t,T) = S(t) e(r+q)(T-t) .
(2)
Pero no solamente se deberían incluir los costes de almacenamiento, sino también puede
ocurrir que el propietario del activo subyacente (mercancía) obtenga o devengue cierto
valor por poseer la mercancía en su poder. Por ejemplo, desde un punto de vista estratégico
el dueño de gas natural almacenado le adjudica cierto valor al poder disponer de ese gas
natural cuando sea necesario y conveniente para él. Este valor que se obtiene por disponer
del activo subyacente o de percibir un Àujo por ser el dueño del activo o mercancía almacenable se denomina rendimiento de conveniencia (“convenience yield”)14. Si se supone
que por unidad de tiempo el propietario del subyacente obtiene este rendimiento de conveniencia y lo denominamos c, se puede demostrar, utilizando argumentos de no arbitraje,
que el valor del futuro viene dado por
F(t,T) = S(t) e(r+q-c)(T-t) .
(3)
Si bien se ha expuesto en esta sección la línea de análisis de los determinantes de los
precios a plazo basada en la teoría del almacenamiento iniciada por Kaldor (1939), en la
siguiente sección se analiza una segunda línea de análisis iniciada por Keynes (1930) en la
que se enfatiza el papel de los futuros como elemento de cobertura de riesgo. Aunque en
el pasado se podían considerar ambas teorías de formación de precios a plazo como alternativas, la visión más moderna de las mismas las considera complementarias, Till (2006).
6.3.2. La valoración de contratos de futuros a partir de la teoría de la
presión de cobertura (“hedging pressure”)
La teoría de la “presión de cobertura“ (“hedging pressure”) es una línea de análisis de
la formación de precios a plazo complementaria a la teoría basada en el nivel de inventarios. La teoría de la presión de cobertura se aplica tanto a mercancías almacenables
como a las que no se pueden almacenar. De hecho, y dado que la energía eléctrica no
es almacenable, la teoría que se presenta a continuación es la línea principal de análisis
en la literatura académica sobre los determinantes de los precios a plazo en el mercado
eléctrico.
14
El rendimiento de conveniencia es similar al pago de dividendo de acciones. En la valoración de un futuro
sobre una acción, el dividendo que percibe el dueño de la acción (si se supone que se paga continuamente) se
reÀeja en el precio del futuro de la misma manera que en la ecuación (2) donde q representaría el dividendo
percibido por el dueño de la acción en cada instante.
207
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Bajo la teoría de presión de cobertura, planteada inicialmente por Keynes (1930), el contrato de futuro provee un servicio de cobertura del riesgo, permitiendo asegurar el precio
al que se puede comprar o vender un activo (subyacente) en una fecha futura. Desde ese
punto de vista, el contrato de futuro cumple una función similar al de un seguro, que permite eliminar el riesgo de precio spot. Como consecuencia de ello, el precio del contrato de
futuro es la suma del precio spot esperado en una fecha futura y la prima de riesgo esperada
(“precio del seguro”). La prima de riesgo es, por tanto, el precio que está dispuesto a pagar
el coberturista por eliminar su exposición al precio spot; de forma paralela la prima de riesgo es la compensación exigida por el agente que está dispuesto a asumir el riesgo de precio.
La prima de riesgo esperada es por ello, el precio asociado a la transferencia de riesgo entre
agentes que conlleva la compra-venta de un contrato de futuros.
Así, en términos generales, los precios de los contratos de futuros di¿eren del valor del
precio spot esperado en la fecha futura de vencimiento del contrato, debido a la existencia
de una prima de riesgo, que ciertos agentes están dispuestos a pagar por eliminar el riesgo,
o de forma equivalente, es la cantidad que los agentes esperan obtener por aceptar el riesgo.
El signo de la prima de riesgo, dependerá de si los coberturistas son eminentemente productores o consumidores, así como del número y características del conjunto de agentes
que están dispuestos a asumir el riesgo (coberturistas y especuladores). Keynes, en su
trabajo original, suponía que los coberturistas eran eminentemente productores, por lo
que consideraba que la prima de riesgo era negativa, es decir, los productores estarían
dispuestos a vender su producción esperada a plazo a un precio ¿jo (eliminando por
tanto el riesgo de precio spot) inferior al precio spot esperado (la prima de riesgo es
por tanto un descuento sobre el precio spot esperado). Ese menor precio, asociado a la
prima de riesgo, equivale por tanto, a la menor ganancia que están dispuestos a obtener
por eliminar el riesgo. Trabajos posteriores como el de Hirshleifer (1989) y Hirshleifer
(1990), generalizan la hipótesis de la teoría de cobertura, relacionando prima de riesgo y
posición neta de coberturistas (que puede variar en el tiempo).
De hecho, el signo de la prima de riesgo, para una misma mercancía puede variar en el
tiempo, ya que los riesgos a los que se enfrentan productores y consumidores, pueden
ser estacionales.
Así, en aquellos periodos de alta demanda, en los que por ejemplo, debido a la convexidad de la curva de oferta, los precios spot puedan alcanzar niveles elevados y sean muy
volátiles, unido a la posibilidad de saltos positivos (asimetría positiva en la distribución
de precios), los consumidores querrán estar menos expuestos a las variaciones de los
precios spot por lo que pueden estar dispuestos a pagar una prima de riesgo positiva, es
decir, pueden estar dispuestos a aceptar un precio a plazo superior al precio spot espe-
208
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
rado. En esos mismos periodos, los productores pueden preferir quedarse expuestos a
(potenciales) shocks positivos de precios (asimetría positiva en la distribución de precios), estando menos inclinados a ofrecer coberturas, por lo que la prima de riesgo que
quieren recibir por asegurar un precio en esos periodos puede ser elevada15 y eliminar
las posibles ganancias derivadas de la exposición al precio spot (con una distribución de
precios asimétrica positiva) puede ser elevada.
En este contexto, cabe esperar que la entrada de especuladores, entendidos como agentes que están dispuestos a ofrecer cobertura (compra o venta de futuros a productores
o consumidores), podría suponer una disminución de la prima de riesgo, por la mayor
competencia que ofrecen estos agentes.
La prima de riesgo es por tanto el precio asociado a la transferencia de riesgo entre especuladores y coberturistas. Como todo precio, una prima de riesgo elevada, desincentiva
la cobertura a ciertos agentes, que para un determinado nivel de prima de riesgo, pueden
preferir quedar expuestos en mayor medida al precio spot. Por tanto, a mayor nivel de
la prima de riesgo (esperada), la demanda de cobertura será menor. De forma simétrica,
una elevada prima de riesgo, servirá de incentivo (si no existen costes o barreras a la
entrada importantes, por ejemplo debido a información asimétrica entre los agentes que
participan en el mercado y el resto) a la participación de especuladores que para ese nivel
de prima de riesgo esperada, estarán dispuestos a ofrecer cobertura, es decir a soportar
el riesgo de precio.
En resumen, como en cualquier otro mercado, los especuladores participarán en el mercado a la espera de obtener alguna ganancia. En el caso de los especuladores, los incentivos a participar en el mercado vienen por la expectativa de obtener una retribución por
soportar el riesgo de precio que le trans¿eren los coberturistas y el efecto diversi¿cación
que tiene para los especuladores integrar un nuevo activo (por ejemplo, futuros sobre
energía eléctrica) en su cartera.
La prima de riesgo es un concepto importante que afecta a los costes y bene¿cios que
se obtienen de la cobertura. Asimismo, dado que los agentes toman sus decisiones de
producción, almacenamiento y consumo teniendo en cuenta el papel que los precios de
los contratos de futuros tienen como indicadores de los precios spot futuros, es relevante
15
En periodos de alta demanda en los que pueden existir saltos positivos (“spikes”), o en otras palabras en los
que la distribución esperada de precios para ese periodo tiene una elevada asimetría positiva, los generadores
pueden estar inclinados a tener una mayor exposición al precio spot, por lo que únicamente estarán dispuestos
a ofrecer coberturas (y por tanto, a disminuir su exposición al precio spot) a cambio de una compensación
(prima de riesgo) elevada.
209
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
entender el sesgo o diferencia entre precios de los contratos de futuros y los precios spot
futuros (prima de riesgo).
La prima de riesgo a plazo: ex ante vs. ex post
Bajo el enfoque de la teoría de la presión de cobertura, el precio de un contrato a plazo
puede descomponerse como la suma de dos términos: el precio spot esperado y la prima
de riesgo. Esta prima de riesgo puede ser positiva o negativa. Así, si el precio a plazo
se encuentra por encima del precio spot esperado, es decir si la prima de riesgo es positiva, los consumidores (compradores del contrato de futuro) están dispuestos a pagar
un precio superior al precio spot esperado al objeto de eliminar el riesgo asociado a las
Àuctuaciones del precio del subyacente. De igual forma, si el contrato de futuros se encuentra por debajo del precio spot esperado, es decir existe una prima de riesgo negativa,
es indicativo de que los productores están dispuestos a conceder un descuento sobre el
precio spot esperado por eliminar el riesgo.
La literatura académica considera por tanto, la prima de riesgo como una compensación
por soportar el riesgo de precio spot del activo subyacente hasta la fecha de vencimiento.
Señalar que en el caso de los contratos a plazo de electricidad el vencimiento suele ser
un periodo en vez de una fecha concreta, por lo que el subyacente del contrato a plazo es
el precio medio durante dicho periodo).
La literatura académica de¿ne la prima de riesgo desde dos perspectivas: ex ante y ex
post. La prima de riesgo ex ante se de¿ne como la diferencia entre el precio a plazo y
el precio spot esperado. La prima de riesgo ex ante no es directamente observable, por
lo tanto ésta debe ser medida asumiendo un modelo para el precio spot lo cual permite
calcular el valor esperado del precio spot en el futuro y así poder calcular la prima de
riesgo ex ante. Una de las desventajas de este enfoque es que diferentes modelos del
precio spot arrojarán diferentes estimados del valor esperado del precio spot y por tanto
también arrojarán diferentes medidas de la prima ex-ante.
La prima de riesgo ex post (o prima de riesgo realizada u observada) se de¿ne como la
diferencia entre el precio a plazo y el precio spot observado (en la fecha de vencimiento
durante el periodo de ejercicio del contrato a plazo).
Así tenemos:
Prima de riesgo ex ante: PRFex ante (t,T) = F(t,T) - Et[S(T)].
Prima de riesgo ex post: PRFex post (t,T) = F(t,T) - S(T).
210
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Donde F(t,T) se re¿ere al precio observado en la fecha t del contrato a plazo con vencimiento en el periodo T (periodo de liquidación), y S(T) denota el precio spot medio
durante el periodo de liquidación del contrato, T.
Por ejemplo, el periodo T puede ser desde el 1 de enero hasta el 31 de enero del mismo
año, y en este caso S(T) es el promedio del precio de electricidad de todos los días del
mes de enero. Finalmente el término Et se re¿ere al valor esperado de los precios del
subyacente durante el periodo de entrega T que se calcula en la fecha t (técnicamente
valor esperado condicionado al conjunto de información disponible en t).
En relación a la prima de riesgo ex post, ésta puede descomponerse de la siguiente
manera:
Prima de riesgo ex post: PRFex post (t,T) = F(t,T) - S(T) = {F(t,T) - Et[S(T)]} +
{Et[S(T)] – S(T)}.
En palabras, la prima de riesgo ex post puede entenderse como la suma de (a) la prima
de riesgo ex ante, es decir la compensación exigida sobre el precio esperado (diferencia
entre precio del contrato de futuro, F(t,T) y el valor esperado del subyacente durante el
periodo de liquidación del contrato, S(T)), y (b) la diferencia entre el precio esperado y
el precio ¿nal del subyacente durante el periodo de liquidación (Et[S(T)] – S(T)). Este
segundo término no es predecible, y por tanto está asociado a los shocks que puedan
ocurrir durante el periodo de liquidación del contrato y que determinan el valor ¿nal del
subyacente S(T).
6.3.3. Estudios empíricos sobre la prima de riesgo
Diversos estudios empíricos han cuanti¿cado la prima de riesgo en los mercados más
importantes en EE.UU. y Europa, como por ejemplo, Bessembinder y Lemmon (2002),
Cartea y Figueroa (2005), Benth, Cartea y Kiesel (2008), Cartea y Villaplana (2008), Pirrong y Jermahyan (2008), Capitán-Herraiz y Rodríguez-Monroy (2009), Furió y Meneu
(2010), Lucía y Torró (2011), Huisman y Kilic (2010) y Redl y Bunn (2011).
Cartea y Villaplana (2008) estudian el comportamiento ex-ante de la prima de riesgo en
los mercados eléctricos de Inglaterra y Gales durante el periodo 1999-2006, NordPool (Escandinavia) durante el periodo 2000-2006, y PJM (EEUU) durante el periodo 1999-2006.
El estudio de Cartea y Villaplana (2008) encuentra que las primas (ex ante) en todos los
mercados, basado en futuros mensuales, es más alta durante los meses donde la volatili-
211
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
dad de la demanda de electricidad es mayor. Por ejemplo, en el mercado de PJM la prima
se encuentra entre 30 $/MWh y 75 $/MWh en los meses de mayo, junio y julio entre
los años 1999 y 2000. Estos resultados son similares a los de Bessembinder y Lemmon
(2002) para el mismo periodo.
Cartea y Villaplana (2008) también encuentran que en todos los mercados la prima de
riesgo es estacional y hay meses donde la prima es positiva y otros donde es negativa. Por
ejemplo, en el mercado PJM durante el periodo 1999 a 2000 la prima de riesgo es negativa
para algunos meses del año. El mismo caso se da en Inglaterra y Gales donde para los meses de febrero a julio entre 2002 y 2005 la prima de riesgo es negativa; y en el NordPool
también se observan primas de riesgo negativas durante los meses de febrero, abril, mayo,
junio y julio durante el periodo de 2003 a 2006. La intuición detrás de estos resultados es
que durante los periodos donde la prima de riesgo es negativa, la presión de los vendedores
de energía a plazo mediante los futuros hace que estos contratos se vendan por debajo del
valor esperado de los precios de electricidad, F(t,T) < Et[S(T)]. Esta situación se revierte
en otros meses donde la presión es más fuerte por parte de los compradores de futuros lo
cual incrementa el precio de los futuros por encima del valor esperado de los precios de
electricidad dando lugar a una prima de riesgo positiva, F(t,T) > Et[S(T)]; como es el caso
de Inglaterra y Gales durante todos los meses de agosto y enero (meses de elevada demanda de energía eléctrica y elevada volatilidad de precios, con posibilidad de saltos en los
precios (asimetría positiva en la distribución condicional de precios spot).
De manera similar, Pirrong y Jermakyan (2008), en base a un análisis de los precios
forward en el mercado norteamericano de PJM entre los años 1999 al 2005 encuentran
que la prima de riesgo en algunos días de los meses de julio de 1999 al 2001 alcanzó
valores de 50 $/MWh. Esta prima de riesgo se va reduciendo a lo largo del tiempo y, por
ejemplo, el nivel máximo que alcanza la prima en 2005 es de $19 $/MWh. Su análisis
indica que los periodos donde la prima de riesgo es más alta, son también los periodos
con mayor probabilidad de saltos en los precios de la electricidad spot (periodos de elevada demanda y bajo exceso de capacidad), que en el caso del mercado PJM coinciden
con los meses de verano.
Furió y Meneu (2010) estudian la prima de riesgo en el mercado eléctrico español, en
el periodo marzo 2003 - septiembre 2008. En dicho periodo encuentran que la prima ex
post a 1 mes no es signi¿cativamente diferente de cero aunque se observa mes a mes una
elevada variación. Asimismo, analizan el comportamiento de la prima de riesgo ex post y
diferencian el análisis en dos periodos, noviembre 2004 – febrero 2006 en el que la prima
de riesgo ex post es negativa, mientras que en el segundo periodo analizado (compuesto
por los sub-periodos marzo 2003 – octubre 2004 y marzo 2006 – septiembre 2008), la
prima de riesgo es positiva. Finalmente, Lucía y Torró (2011) analizan la prima de riesgo
212
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
en el NordPool durante el periodo 1997-2007 donde encuentran que, en promedio, la
prima de riesgo es positiva y estacional: durante los meses de invierno es alta y durante
los meses de verano es cero. Cartea y Figueroa (2005) y Benth, Cartea y Kiesel (2008)
analizan la evolución de la prima de riesgo en los mercados eléctricos de Inglaterra y
Gales y en Alemania, respectivamente.
Finalmente, cabe señalar el reciente trabajo de Redl y Bunn (2011) que pone de mani¿esto la existencia de varios factores explicativos de la evolución de la prima de riesgo en
los contratos a plazo de electricidad. Así, estos autores analizan la evolución de la prima
de riesgo (ex post) en los contratos de futuros a 1 mes negociados en el European Energy
Exchange (EEX), 16 obteniendo que la prima de riesgo de los contratos a plazo de gas
natural tienen cierta inÀuencia sobre la prima de riesgo de los contratos de futuros sobre
energía eléctrica, especialmente en el caso de los futuros carga pico 17.
Cabe señalar que los resultados preliminares obtenidos en el presente artículo (ver sección 6), muestran como en el caso español, la prima de riesgo (ex post) trimestral de los
contratos de futuros de energía eléctrica, se encuentra relacionada tanto con la prima de
riesgo registrada en los contratos de futuros de electricidad equivalentes en los países de
nuestro entorno (Francia y Alemania), así como la evolución de la prima de riesgo ex
post de los contratos de futuros de gas natural. Por tanto, los resultados obtenidos en el
análisis inicial realizado en el presente artículo parecen apoyar, al menos parcialmente,
los resultados de Redl y Bunn (2011).
En la próxima sección, se analiza la evolución de la contratación a plazo en el mercado
OTC en los últimos años, para posteriormente analizar en la sección 5 la evolución de
los precios a plazo de energía eléctrica en España y sus principales determinantes y en la
sección 6 se analiza la evolución de la prima de riesgo.
6.4. LA EVOLUCIÓN DE LA CONTRATACIÓN A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
En esta sección se analiza la evolución del volumen de negociación a plazo de energía
eléctrica en España en los últimos años. Desde el año 2007, el volumen de negociación
a plazo en España ha registrado incrementos sustanciales, motivado por varios factores,
16
http://www.eex.com
17
Contratos carga pico, son aquellos contratos que tienen como periodo de vencimiento las horas de mayor
demanda (horas pico), que suelen ser entre las 8:00 y las 20:00 de los días laborables.
213
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
entre los que destacan, la aparición de nuevos mecanismos de contratación a plazo impulsados por la regulación, tales como, (a) la celebración de subastas para la Contratación de Energía para el Suministro de Último Recurso (subastas CESUR) desde junio de
2007; (b) las subastas de Emisiones Primarias de Energía (también conocidas como subastas de capacidad virtual o VPP, “Virtual Power Plants”) que se celebraron entre 2007
y 2009; y (c) la creación del mercado de futuros del MIBEL, en julio de 2006, gestionado
por el Operador del Mercado Ibérico (OMIP).
Otros elementos relevantes que han incidido en el desarrollo de la contratación a plazo
en España, ha sido la eliminación progresiva de tarifas reguladas para grandes consumidores de energía eléctrica. En concreto, el umbral de potencia para el que se determinaban tarifas integrales se ha reducido, lo que ha supuesto que desde julio de 2009
hayan desaparecido las tarifas integrales, y se haya establecido el Suministro de Último
Recurso, para consumidores con potencia contratada igual o inferior a 10 kW. También
se ha establecido un esquema de Tarifas de Último Recurso (TUR), en el que el término
del coste de la energía en las TUR, se obtiene en esencia a partir el precio obtenido en
la subastas CESUR. Es decir, desde julio de 2009, el término del coste de la energía en
las TUR se determina mediante un esquema de “pass-trough” de un precio de mercado a
plazo (precio de equilibrio de las subastas CESUR).
6.4.1. Evolución del volumen de negociación en el mercado no organizado (mercado OTC)
Tal y como se observa en el grá¿co 1, el volumen anual (estimado) de negociación en el
mercado OTC se situó en el año 2006, en el entorno de los 16 TWh, después de registrar
una importante disminución 18 respecto el año anterior (32,7 TWh en 2005). A partir de
2006, se observa un crecimiento continuado de la negociación en el mercado OTC que
supuso que en 2007 el volumen negociado ascendiera a 41,6 TWh, mientras que en 2008
y 2009 se alcanzaron niveles en torno a 83 TWh y 154 TWh, respectivamente. En el año
2010, se estima que el volumen de negociación se ha situado en torno 19 a 279 TWh,
18
Un elemento que contribuyó a que en el año 2006 la contratación a plazo fuera inferior a la registrada en
2005, fue la publicación del Real Decreto Ley 3/2006, que supuso una clara intervención en el mercado
diario, que dio lugar posteriormente a la reacción de una de las empresas integradas, con el objeto de eludir el
espíritu de la norma y que supuso a partir de principios de junio de 2006 una caída del precio en el mercado
diario, ver Sanz (2009).
19
La estimación de la CNE respecto al volumen negociado en el mercado OTC que se ha realizado en base
a las operaciones intermediadas el mercado OTC en 2010 se sitúa en torno a los 275,5 TWh, ver boletines
semanales de mercados a plazo de energía eléctrica elaborados por la CNE.
214
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
por lo que por primera vez el volumen negociado en el mercado OTC ha superado la
demanda de energía eléctrica en España. Cabe señalar que en países como Alemania, o
los países escandinavos, la razón (ratio) entre el volumen negociado en el mercado OTC
y la demanda de energía eléctrica alcanza valores elevados, que puede alcanzar niveles
cercanos a 8 en los mercados escandinavos y algo inferiores en Alemania.
GRÁFICO 1. EVOLUCIÓN DEL VOLUMEN DE NEGOCIACIÓN ANUAL (EN TWh) EN EL
MERCADO OTC EN EL PERIODO 2001 - 2010
Fuente: InterMoney Energía, en base a agencias de intermediación y agentes negociadores.
El grá¿co 2 muestra el volumen (estimado) mensual de negociación en el mercado
OTC, en el periodo enero 2001 a diciembre 2010. En el año 2010, el volumen ha oscilado entre los 12 TWh negociados en agosto y los casi 35 TWh negociados en abril,
situándose el volumen mensual medio por encima de los 23 TWh. De manera similar,
en el año 2009 el volumen medio de negociación se situó en 12,8 TWh, oscilando entre
los 9,2 TWh negociados en mayo y los 16,7 TWh negociados en diciembre de 2009.
Recordar que el volumen OTC negociado en todo el año 2006 se situó en 16,1 TWh, lo
que pone de mani¿esto de nuevo el incremento registrado en los últimos años.
215
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 2. VOLUMEN MENSUAL DE NEGOCIACIÓN EN EL MERCADO OTC (EN
GWh). PERIODO ENERO 2001 - DICIEMBRE 2010
Fuente: InterMoney Energía, en base a agencias de intermediación y agentes negociadores.
Respecto a la tipología de productos negociados, la casi totalidad de este volumen de
negociación se ha producido en contratos carga base 20 con subyacente precio del mercado diario español. En otras palabras, la negociación de productos punta (con subyacente precio español) y especialmente de contratos (carga base) con subyacente precio
portugués ha sido prácticamente inexistente. En relación a la negociación de los productos (carga base) con subyacente portugués, el hecho que en los últimos años se haya
producido una convergencia entre los precios horarios en el mercado diario en España
y Portugal, incide en parte en que no se esté desarrollado la negociación a plazo con
subyacente portugués.
Respecto a los horizontes de negociación, el mayor volumen de negociación se produce
en productos con horizontes de vencimiento inferior (o igual) a 1 año. Para el año 2009
se estima que algo más del 55% del volumen negociado (en términos de energía) se
20
Productos planos, con entrega (o liquidación) de la misma cantidad (1 MW) durante las 24 horas del
día.
216
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
negoció en contratos con horizonte inferior a un año, algo menos del 40% se negoció
en contratos con horizonte a 1 año (principalmente contratos anuales con vencimiento
en el año siguiente) y el restante 5% en contratos con un horizonte superior a 1 año
(principalmente contratos anuales con vencimiento a 2 años vista), ver también Alba y
Moreda (2010). Finalmente, cabe señalar que los productos negociados en el mercado
OTC español, se liquidan por diferencias frente al precio del mercado diario (liquidación
¿nanciera).
6.4.2. Negociación en el mercado de futuros del MIBEL
La actividad en el mercado de futuros en el ámbito ibérico, 21 gestionado por el Operador del Mercado Ibérico – Polo portugués (OMIP), y en la Cámara de Contrapartida
Central, OMIClear, se inició en julio de 2006, en aplicación del Convenio Internacional
de Santiago de Compostela de octubre de 2004, ¿rmado por los Gobiernos de España y
Portugal.
Como mecanismo de fomento de la liquidez inicial del nuevo mercado, en virtud de lo
establecido en el artículo 7.4 del Convenio internacional relativo a la constitución del
MIBEL, durante el periodo de julio de 2006 a junio de 2009 los distribuidores españoles
y el Comercializador de Último Recurso Portugués 22 participaron de manera obligatoria
como compradores en las subastas de OMIP. En este sentido, el grá¿co 3, muestra la
importancia de la negociación en el esquema de subastas semanales obligatorio para
los distribuidores españoles y el CUR portugués durante los primeros años de funcionamiento del mercado de futuros del MIBEL.
Actualmente, en el mercado de futuros del MIBEL se cotizan futuros en carga base y
punta con subyacente los precios de contado español y futuros en carga base con subyacente el precio de contado portugués. Sin embargo, en línea con lo que ocurre en el
mercado OTC la práctica totalidad de las transacciones se realizan en productos carga
base con subyacente español. 23 En el mercado de OMIP se pueden negociar (en el mismo libro de órdenes) contratos con liquidación física (entrega física de energía) o con
21
Puede obtenerse información sobre el número de agentes, productos negociados, volúmenes y precios en la
web del mercado: www.omip.pt
22
El CUR portugués siguió realizando adquisiciones obligatorias en OMIP hasta el mes de julio de 2010.
23
En el mercado de OMIP actualmente tres agentes negociadores realizan labores de creador de mercado.
Los tres agentes realizan actividades de creador de mercado sobre los contratos de futuros carga base con
subyacente español con vencimientos a 1 y 2 meses vista (M+1 y M+2), a 1 y 2 trimestres vista (Q+1 y Q+2)
y del contrato anual a 1 año vista (YR+1 o “año siguiente”).
217
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
liquidación ¿nanciera, si bien la totalidad de las transacciones en continuo se producen
con liquidación ¿nanciera 24.
El volumen de negociación en el mercado continuo de OMIP durante el año 2009 fue
similar al volumen negociado en las subastas de OMIP (15,7 TWh en cada una de las dos
modalidades de contratación), mientras que el volumen OTC registrado en OMIClear
ascendió a 20,1 TWh.
Durante el año 2010, el volumen negociado en el mercado continuo de OMIP ha ascendido a 25,2 TWh, mientras el volumen OTC registrado en OMIClear durante ese periodo
ha ascendido a 29,5 TWh. Una vez ¿nalizaron las adquisiciones obligatorias de los distribuidores en las subastas semanales la casi totalidad de la negociación se ha producido
en el mercado continuo.
El grá¿co 3, muestra la negociación mensual en OMIP y el volumen negociado en el
mercado OTC y registrado en OMIClear, desde el inicio de la actividad del mercado
hasta diciembre de 2010.
GRÁFICO 3. EVOLUCIÓN DE LA NEGOCIACIÓN EN OMIP (CONTINUO Y SUBASTA) Y
DEL VOLUMEN OTC REGISTRADO EN OMICLEAR (JULIO 2006 - ENERO 2011)
Fuente: OMIP-OMIClear
24
Liquidación física, supone que la posición se “traslada” al mercado diario mediante una oferta instrumental
(precio mínimo en el caso de posiciones de venta y precio máximo en el caso de posiciones de compra).
Señalar por ejemplo, que en las adquisiciones obligatorias de los distribuidores en OMIP, estos debían
adquirir contratos con liquidación física, si bien los vendedores podían elegir liquidar las posiciones por
entrega física o por diferencias. En este sentido, la liquidación física o ¿nanciera de contratos a plazo o
futuros es completamente equivalente, siempre y cuando exista un mercado diario (mercado spot) líquido.
218
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
6.4.3. Mecanismos de contratación a plazo basados en subastas: subastas CESUR y Emisiones Primarias de Energía
Las subastas de contratos de energía para el suministro de último recurso (CESUR) se
celebraron por primera vez en junio de 2007. En una primera fase sirvieron como mecanismo para la contratación a plazo de los distribuidores españoles, complementario a las
subastas OMIP (y las adquisiciones en el mercado spot), su objetivo, tal y como señalaba la propia Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, era el de servir como mecanismo
para determinar las Tarifas de Último Recurso (TUR), mediante un precio de mercado
a plazo, determinado antes del suministro efectivo de la energía. Debe señalarse, que el
esquema de celebración de subastas a plazo para la determinación de la tarifa de energía eléctrica para ciertos consumidores, mediante un mecanismo de “pass-through” del
resultado de la subasta a la tarifa, ha sido y es empleado en algunos estados de EE.UU.,
como Maryland, New Jersey o Illinois por citar algunos ejemplos. 25
Cabe mencionar en este punto, que en el año 2007 también se desarrollaron por primera
vez las subastas de Emisiones Primarias de Energía 26 (subastas EPE, también conocidas
como subastas de capacidad virtual 27), y que consistieron en subastas de opciones de
compra de energía, en la que Endesa e Iberdrola participaban como vendedores de forma
obligatoria, en virtud del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, en el caso de las
cinco primeras subastas, y en virtud del Real Decreto 324/2008, de 29 de febrero, en el
caso de la sexta y séptima subastas.
Uno de los objetivos regulatorios 28 de las subastas fue el desarrollo de la contratación
a plazo, así como fomentar la competencia en el mercado eléctrico. En relación al
objetivo del desarrollo de la contratación a plazo, la celebración de las subastas EPE,
probablemente permitieron reducir la barrera a la entrada en el mercado a plazo a al25
Sobre el uso de mecanismos de subastas de contratos a plazo para la formación de tarifas de energía
eléctrica puede consultarse Loxley y Salant (2004) y Lacasse y Wininger (2007) para los casos de Maryland
y Nueva Jersey; de Castro et al. (2008) y Cavicchi y Lemon (2009) para el caso de Illinois, y Fraser y Lanza
(2005) para el caso del Acquirente Unico en Italia, entre otros.
26
Conforme a lo establecido en la disposición adicional décimo sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre,
del Sector Eléctrico.
27
En terminología anglosajona, “Virtual Power Plants” (VPP).
28
Las subastas de capacidad virtual o VPP, han sido empleadas en el marco de operaciones de concentración
con el objetivo de mitigar los efectos que pudieran tener estas operaciones sobre la competencia, o de
decisiones de abusos de mercados. Los ejemplos más conocidos son las subastas impuestas a EdF por la
Comisión Europea en el proceso de autorización de adquisición de EnBW, o las impuestas por las autoridades
de competencia a RWE, Electrabel, Nuon, Elsam, etc.
219
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
gunos agentes, dado de hecho el bajo volumen de negociación a plazo registrado en el
mercado español, en el momento de realizarse las primeras 29 subastas CESUR y EPE.
En este sentido, el regulador decidió que las fechas de celebración de las primeras
subastas EPE y CESUR fueran cercanas en el tiempo, y que las subastas EPE se celebraran con anterioridad a las subastas CESUR. Este esquema temporal posiblemente
facilitó que algunos agentes participaran como compradores en las subastas EPE y
como vendedores en las subastas CESUR, por lo que las subastas EPE quizás permitieran reducir la barrera a la entrada a la participación en las subastas CESUR, al menos
por parte de algunos agentes, en un contexto en el que el volumen de negociación en
el mercado OTC era muy inferior al actual.
Para una descripción y valoración de las subastas de emisiones primarias de energía
puede consultarse, Martín (2008), Martín y Villaplana (2009) y Alba y Moreda (2010).
En relación al inicio efectivo del Suministro de último Recurso en España, el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro
de último recurso en el sector de la energía eléctrica, estableció que a partir del 1 de
julio de 2009 quedaban extinguidas las tarifas integrales y se iniciaba el Suministro de
Último Recurso, al que pueden acogerse los consumidores conectados en baja tensión
cuya potencia contratada sea igual o inferior a 10 kW. La determinación del componente de coste de la energía en la TUR se establece en la Orden ITC/1659/2009, de 22
de junio 30, que en su artículo 10 establece que dicho término se estimará a partir del
coste de contratos a plazo con entrega en la zona española del MIBEL.
Por tanto, incluso en el caso de los consumidores bajo el SUR y que por tanto, disponen de un precio regulado, el hecho que el mecanismo establecido para la determinación de la TUR, sea un mecanismo de traspaso automático (“pass-through”) de
los precios de las subastas CESUR supone que la volatilidad de los precios a plazo
se traslade al consumidor ¿nal. En cualquier caso, el esquema de subastas empleado, determina también en parte la forma en que la volatilidad de los precios a plazo
de los mercados mayoristas se traslada al consumidor ¿nal. Actualmente las subastas
CESUR tienen un esquema de subastas trimestrales de productos (carga base y punta)
con vencimiento en el trimestre inmediatamente siguiente. Otro esquema de subastas,
por ejemplo subastas trimestrales de productos “solapados” (subastas trimestrales, de
29
De hecho, el regulador decidió que la fecha de celebración de las primeras subastas EPE y CESUR fueran
cercanas en el tiempo, lo que facilitó al menos parcialmente que se desarrollara el interés en ambas subastas
por parte de algunos agentes.
30
Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del
mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura
de las tarifas de último recurso, en la redacción dada por la Orden ITC/1601/2010 de 11 de junio.
220
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
productos trimestrales, semestrales o incluso anuales), permitiría que para un determinado trimestre existieran varios precios de referencia (precios de subastas anteriores)
por lo que podría suavizarse la evolución del término del coste de la energía en la TUR.
6.5. ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES DETERMINANTES DE LOS
PRECIOS A PLAZO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
A continuación se analiza algunos de los principales determinantes de los precios a
plazo de energía eléctrica en España. Para ello se revisa el mix energético en España,
analizando posteriormente la relación entre precios a plazo de energía eléctrica y de
los precios a plazo del gas natural en los mercados europeos de referencia, así como
los derechos de emisión de CO2. Asimismo, se analiza la correlación entre los precios
a plazo de España, Francia y Alemania. Si bien es conocida la limitada capacidad de
interconexión eléctrica existente en España, se observa que aunque la correlación entre
los precios a plazo en Francia y Alemania es mayor que la existente con los precios
a plazo de España, existe una correlación no nula entre los precios a plazo españoles
y los de los países de nuestro entorno. Finalmente, se presentan los resultados de un
análisis econométrico preliminar donde se pone de mani¿esto que entre los determinantes de los precios a plazo a 1 año vista en España, se encuentran tanto factores coyunturales especí¿cos del mercado al contado español, como precios internacionales
de combustible, principalmente gas natural, y derechos de emisión de CO2 así como
los precios de los contratos de futuros de los países de nuestro entorno.
6.5.1. Balance energético y potencia instalada en España por tecnologías
A 31 de diciembre de 2010, la potencia instalada en España, ascendía 97.447 MW, de
los cuales 63.833 MW corresponden al Régimen Ordinario (RO) y 33.614 al Régimen
Especial. La potencia instalada de ciclos combinados asciende a 25.220 MW, siendo por
tanto la tecnología con mayor potencia instalada seguido de la energía eólica (19.813
MW), la hidráulica de RO (16.657 MW) y las centrales térmicas de carbón (11.380
MW). En términos de energía producida, los ciclos combinados produjeron en 2010,
algo menos de 65 TWh (lo que supone cerca del 25% de la demanda peninsular), con
una disminución del 17% respecto al año anterior, como resultado del efecto combinado de caída de la demanda de energía eléctrica, y una elevada producción de energías
renovables. En 2010, la energía hidráulica produjo 38 TWh (+59% respecto a 2009),
mientras que la tecnología eólica generó 42,6 TWh (+18,5% respecto al año anterior).
221
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
CUADRO 1. POTENCIA INSTALADA (MW) Y BALANCE ELÉCTRICO (GWH) EN EL
SISTEMA PENINSULAR EN EL AÑO 2010
Fuente: REE, Avance del sistema eléctrico español en 2010
Con independencia de las variaciones anuales entre tecnologías que puedan producirse
en el balance eléctrico, los ciclos combinados juegan un papel muy relevante en el mix
de generación eléctrico español (tecnología marginal). Por ello, no es de extrañar que
los precios del gas natural, y el precio de los derechos de emisión de CO2, tengan un papel relevante en la evolución de los precios mayoristas de energía eléctrica en España.
6.5.2. Precios a plazo de energía eléctrica en España, cotizaciones a plazo
de gas natural y derechos de emisión de CO2
De hecho, parece razonable considerar que la inÀuencia de los precios del gas natural y
los derechos de emisión de CO2 tengan incluso un papel más relevante en la formación
de precios a plazo (frente a la formación de expectativas de precios a varios días vista).
En este sentido, si bien, las energías renovables tienen un peso importante en el mix de
generación, extrapolar la producción de estas tecnologías (especialmente en el caso de la
producción eólica) a varios meses vista es difícil, dadas las características propias de esta
tecnología. Por ello, es razonable considerar que las variaciones en los precios a plazo de
gas natural, tienen mayor importancia sobre los precios a plazo de energía eléctrica, que
variaciones diarias o semanales de producción eólica. En otras palabras, que en un mes
222
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
dado se haya producido un incremento en el factor de utilización de la producción eólica,
genera poca información respecto a la producción eólica a varios meses vista 31, y por tanto
la producción eólica en un determinado mes, tendrá relativamente poca inÀuencia sobre los
precios de los contratos de futuros a, por ejemplo, 6 meses vista.
En este sentido, el grá¿co 4 muestra la evolución del contrato anual de futuros con liquidación en el año 2011 (contrato FTB Cal-11 en OMIP), y un indicador del coste variable
a plazo 32 calculado a partir de la cotización del contrato de futuros de gas natural con
vencimiento en 2011 y el precio de los derechos de emisión de CO2 (EUA-11). El grá¿co
muestra la elevada correlación entre la cotización del contrato anual de electricidad y el
contrato anual de gas natural (y el precio del contrato EUA-11). De hecho, a excepción del
periodo febrero – abril de 2010, en el que el indicador se situó por debajo de 40 €/MWh,
la cotización del contrato anual de energía eléctrica se situó dentro del rango dado por el
indicador de coste variable a plazo (+/-) 10%.
GRÁFICO 4. EVOLUCIÓN DE LA COTIZACIÓN DEL FUTURO ANUAL CON VENCIMIENTO EN 2011 (FTB CAL-11) Y DEL INDICADOR DEL COSTE VARIABLE A PLAZO DE
UN CICLO COMBINADO (CTCC)
Fuente: OMIP, EEX y elaboración propia
31
Técnicamente la previsión condicional de la producción eólica a varios meses vista converge rápidamente
a la media incondicional, que en cualquier caso será estacional. En España, la producción media de energía
eólica en el primer trimestre del año es superior, por ejemplo a la producción eólica media en el tercer
trimestre del año.
32
Para la construcción del indicador se ha utilizado una tasa de e¿ciencia del 53% y una tasa de emisión de
350 gr CO2/kWh. El indicador por tanto se obtiene a partir de la expresión: Cotización a plazo gas natural
Cal-11 * 1/tasa de e¿ciencia + Cotización EUA-11 * tasa de emisión. La tasa de e¿ciencia y de emisión
empleada tiene únicamente carácter ilustrativo.
223
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Los grá¿cos 5 y 6 muestran, respectivamente, la evolución de la cotización de los futuros trimestrales con vencimiento en el cuarto trimestre de 2010 (FTB Q4-10) y primer
trimestre de 2011 (FTB Q1-11) y del indicador 33 del coste variable a plazo.
GRÁFICO 5. EVOLUCIÓN DE LA COTIZACIÓN DEL FUTURO TRIMESTRAL CON VENCIMIENTO EN EL CUARTO TRIMESTRE DE 2010 (FTB Q4-10) E INDICADOR DEL COSTE VARIABLE A PLAZO DE UN CICLO COMBINADO (CTCC). 1 MARZO 2010 - 27 SEPTIEMBRE 2010
Fuente: OMIP, EEX y elaboración propia.
33
Obtenido al igual que en el caso anterior, a partir de la cotización de gas natural con vencimiento en el
mismo periodo y la cotización del correspondiente contrato de derechos de emisión de CO2 (EUA-10 y
EUA-11).
224
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
GRÁFICO 6. EVOLUCIÓN DE LA COTIZACIÓN A PLAZO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL
CONTRATO TRIMESTRAL CON VENCIMIENTO EN EL PRIMER TRIMESTRE DE 2011
E INDICADOR DEL COSTE VARIABLE A PLAZO DE UN CICLO COMBINADO (CTCC).
1 MARZO 2010 - 27 SEPTIEMBRE 2010
Fuente: OMIP, EEX y elaboración propia.
A partir de los grá¿cos 4, 5 y 6 se puede concluir que la tendencia que siguen los precios
de los contratos de futuros de energía eléctrica en España, vienen explicadas al menos en
parte, por la evolución de la cotización a precio de gas natural en los mercados europeos
y de los derechos de emisión de CO2.
6.5.3. Precios a plazo de energía eléctrica en España, Francia y Alemania
Es conocido que la capacidad de interconexión eléctrica de España con Francia y por
tanto, con el resto de Europa, es muy limitada. De hecho, se considera que España es
una “isla energética”. Sin embargo, tal y como puede apreciarse en los grá¿cos 7 y 8,
existe una cierta correlación entre las cotizaciones de los contratos a plazo de energía
eléctrica de España y las de Francia y Alemania, si bien la correlación es mucho mayor
(y los diferenciales son menores y más estables) entre las cotizaciones a plazo de Francia
y Alemania.
225
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
El hecho que los mercados a plazo de los combustibles como el gas natural y el carbón,
sean mercados de ámbito europeo, así como los contratos de derechos de emisión de
CO2, explica, al menos en parte, la correlación observada entre las cotizaciones de energía eléctrica de los tres países analizados.
Concretamente, el grá¿co 7 muestra la evolución diaria de la cotización del futuro (carga
base) trimestral con vencimiento en el cuarto trimestre de 2010 en Francia, Alemania
y España, durante el periodo de enero a septiembre de 2010. Por su parte, el grá¿co 8
muestra la evolución diaria de la cotización del contrato anual (carga base) con vencimiento en 2010, entre enero de 2008 y diciembre de 2009. En ambos grá¿cos puede
observarse como la senda que siguen los precios a plazo españoles es similar a la seguida
por los contratos a plazo en Alemania y Francia, si bien los diferenciales entre los contratos franceses y alemanes son inferiores a los que registran estos contratos con el contrato
español. Asimismo, los diferenciales entre los precios de Francia y Alemania tienen un
comportamiento menos volátil que el de los diferenciales de cualquiera de estos dos
países con el contrato español.
GRÁFICO 7. EVOLUCIÓN DIARIA DE LA COTIZACIÓN DEL FUTURO TRIMESTRAL
CON VENCIMIENTO EN EL CUARTO TRIMESTRE DE 2010 EN FRANCIA, ALEMANIA Y
ESPAÑA. PERIODO: ENERO 2010 - SEPTIEMBRE 2010
Fuente: EEX y OMIP. Elaboración propia.
226
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
GRÁFICO 8. EVOLUCIÓN DIARIA DE LA COTIZACIÓN DEL FUTURO ANUAL CON
VENCIMIENTO EN EL AÑO 2010 EN FRANCIA, ALEMANIA Y ESPAÑA. PERIODO:
ENERO 2008 - DICIEMBRE 2009
Fuente: EEX y OMIP. Elaboración propia.
Finalmente, el grá¿co 9 muestra la cotización media de los contratos trimestrales en
Alemania, Francia y España, en este caso la cotización media de los contratos analizados en el mercado de futuros de OMIP y se incluye asimismo el precio de equilibrio
en las subastas CESUR del contrato equivalente. En dicho grá¿co 9, se observa como
en términos generales se registra una cierta correlación positiva entre las cotizaciones
medias de los contratos analizados.
227
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
GRÁFICO 9. COTIZACIÓN MEDIA DURANTE LOS ÚLTIMOS DÍAS DE NEGOCIACIÓN
DE LOS CONTRATOS DE FUTUROS TRIMESTRALES EN FRANCIA, ESPAÑA Y ALEMANIA, Y PRECIO DE EQUILIBRIO EN SUBASTAS CESUR PARA EL CONTRATO EQUIVALENTE (TRIMESTRAL CARGA BASE)
Fuente: EEX/Powernext, OMIP, Administrador de la subasta CESUR. Elaboración propia.
6.5.4. Modelo de regresión: resumen de los principales determinantes de
los precios de futuros
Tal y como se ha señalado, entre los potenciales factores explicativos de la evolución de
los precios a plazo de energía eléctrica en España se encuentran las cotizaciones a plazo
(con el mismo periodo de vencimiento) de combustibles como el gas natural y el carbón,
y las cotizaciones de los derechos de emisión de CO2. Entre otros factores explicativos se pueden encontrar las cotizaciones a plazo de energía eléctrica de los contratos
equivalentes (contratos carga base con el mismo periodo de vencimiento) en los países
de nuestro entorno (Francia y Alemania), así como factores idiosincráticos del mercado
eléctrico español (por ejemplo, situación de las reservas hidráulicas).
228
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Cabe considerar, que la inÀuencia y la relevancia de cada uno de estas posibles variables
explicativas pueda variar según el contrato a plazo analizado. Así, intuitivamente parece
razonable considerar que la evolución de los precios diarios en el mercado spot, o el nivel
de reservas hidráulicas, tengan más inÀuencia en la evolución de aquellos contratos a plazo
con un vencimiento más cercano (por ejemplo, contratos mensuales con liquidación a 1
mes vista), mientras que comparativamente las cotizaciones a plazo de los combustibles
o de las cotizaciones a plazo de energía eléctrica en Francia y Alemania, tengan mayor
inÀuencia sobre los contratos cuyo horizonte de liquidación es más lejano (período hasta
vencimiento más largo). Si bien, este tipo de análisis, en el que se permita diferenciar la
sensibilidad de los precios a plazo de energía eléctrica en España a los posibles factores explicativos en función del tiempo hasta vencimiento 34 no es el objetivo del presente artículo,
sí que se presenta a continuación un modelo preliminar para la evolución de la cotización
del futuro anual con vencimiento en 2011.
El Cuadro 2 muestra los resultados de un modelo de regresión para el futuro anual con vencimiento en 2011, en el que los factores explicativos son: el futuro anual de energía eléctrica francés (“Cal-11 elec. FR”), el contrato de gas natural con vencimiento en 2011 cotizado
en European Energy Exchange (“Cal-11 gas nat. EEX”), el contrato anual con vencimiento
en 2011 de referencia en Europa (contrato ARA) (“Cal-11 carbón”), los derechos de emisión en 2011 (“EUA-11”). Asimismo, como factores idiosincráticos del mercado eléctrico
español se ha incluido el nivel de las reservas hidráulicas (frente a la media en la misma
semana de los últimos 5 años (“Dif.Reserv.Hidra”) y la media móvil (últimos 30 días) del
precio en el mercado diario (“OMEL_mm30”).
Los resultados de la regresión muestran que el modelo en términos generales obtiene un
buen resultado con un coe¿ciente de determinación (R2) del 0,83.35 Los signos de los parámetros estimados son los esperados, en el sentido que una cotización mayor (menor) del
precio del gas natural, carbón, derechos de emisión y media móvil del precio spot mayor
(menor) debe ser la cotización del futuro anual de energía eléctrica. Asimismo, mayores
niveles de reserva (en relación a la media histórica) debería ejercer una presión a la baja
sobre el contrato analizado, tal y como muestra el resultado de la regresión. Finalmente,
se observa que la cotización del contrato equivalente (contrato anual con vencimiento en
2011) en Francia, así como la cotización del gas natural y del EUA-11 tienen una inÀuencia
signi¿cativa (los coe¿cientes son estadísticamente signi¿cativos), mientras que el coe¿ciente asociado al contrato a plazo del carbón aún siendo estadísticamente signi¿cativo
34
Para desarrollar este análisis podría desarrollarse un análisis basado en modelos de Vectores Autoregresivos
(VAR) y/o estimar un modelo de parámetros cambiantes en el tiempo.
35
El coe¿ciente de determinación puede tomar valores entre 0 y 1. Valores cercanos a 1 implica que el modelo
captura bien la evolución de la variable analizada (variable dependiente).
229
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
tiene una inÀuencia menor (menor coe¿ciente). Las reservas hidráulicas tienen un papel
relevante (coe¿ciente asociado es signi¿cativo), mientras que la media móvil del precio
spot aún siendo estadísticamente signi¿cativo tiene asociado un coe¿ciente muy pequeño,
por lo que su inÀuencia sobre la cotización a plazo con vencimiento en 2011 es pequeña.
CUADRO 2. RESULTADOS DEL MODELO DE REGRESIÓN PARA EL CONTRATO A PLAZO
ANUAL CON VENCIMIENTO EN 2011. DATOS DIARIOS. PERIODO: 2/1/2009 A 27/12/2010
Fuente: EEX, OMEL, MMA. Elaboración propia.
Por tanto, al menos en el ejercicio realizado para el contrato anual de energía eléctrica analizado, la evolución de las cotizaciones a plazo de gas natural de referencia en Europa, de
los derechos de emisión de CO2 y de las cotizaciones a plazo de energía eléctrica en Francia, son algunos de los factores que permiten explicar, al menos parcialmente, la evolución
de las cotizaciones de los futuros de energía eléctrica en España.
A continuación analizamos la evolución de la prima de riesgo ex post de los contratos a
plazo en España, así como la correlación que potencialmente puede existir entre las primas
de riesgo de los contratos de futuros europeos y la prima de riesgo de los contratos de futuros del gas natural.
6.6. ANÁLISIS DE LA PRIMA DE RIESGO EX POST
En este apartado se realiza un análisis preliminar de la evolución de la prima de riesgo ex
post en el mercado a plazo de energía eléctrica en España. Para ello se analiza la prima de
riesgo calculada tanto a partir de las cotizaciones de los contratos de futuros del mercado
230
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
OMIP como de los precios de equilibrio de las subastas CESUR36 . Posteriormente,
se compara la evolución de la prima de riesgo en España, Francia y Alemania. Los
resultados muestran una elevada correlación entres las primas de riesgo en estos tres
mercados. Este resultado, junto con la relación observada en la sección anterior, entre
la evolución de los precios a plazo de energía eléctrica en España y los precios a plazo
de gas natural en los mercados europeos, así como los derechos de emisión de CO2,
implica que puede existir cierta relación en la evolución de las primas de riesgo a plazo
de energía eléctrica, tanto en España, como en Francia y Alemania, y la prima de riesgo
a plazo en el mercado del gas natural. De hecho, el análisis muestra, como en efecto, en
el periodo de análisis, existe relación entre las primas de riesgo ex post en el mercado a
plazo de energía eléctrica y en el mercado del gas natural.
6.6.1. Análisis de las primas de riesgo a plazo en España
En primer lugar se analiza la evolución de las primas de riesgo asociados a los precios
de equilibrio (contratos trimestrales en carga base) de las subastas CESUR.
Los grá¿cos 10 y 11 muestran la evolución de la prima de riesgo ex post asociados a las
subastas CESUR. Concretamente, en dichos grá¿cos se muestra la evolución del precio
medio diario en el mercado de OMEL y el precio de equilibrio en las subastas CESUR
(productos trimestrales carga base) durante el horizonte de ejercicio (trimestre siguiente
a la fecha de celebración de la subasta).
En el grá¿co 10, se muestra el periodo correspondiente a las ocho primeras subastas
CESUR, periodo en el que aún no ha entrado en vigor el Suministro de Último Recurso
(SUR), es decir, en el que los precios de las subastas CESUR no determinan (al menos
directamente) la formación de la tarifa. Durante dicho periodo se observa como los
precios spot en ciertos trimestres se han situado por encima del precio de la subasta
36
La prima de riesgo ex post, se obtiene, por de¿nición, como la diferencia del precio a plazo empleado y el
precio medio del mercado spot durante el periodo de ejercicio (o periodo de liquidación) del contrato a plazo.
Para calcular la prima de riesgo a partir de contratos de futuros de OMIP, el precio del contrato de futuro
en OMIP se obtiene como la media aritmética de las cotizaciones en los últimos 30 días de negociación del
contrato en cuestión. La “prima de riesgo” OMIP se obtiene por tanto, como la diferencia entre la cotización
media de los últimos 30 días de negociación del contrato analizado y el precio medio (media aritmética al
tratarse de contratos carga base) del mercado diario durante el periodo de ejercicio del contrato. De manera
similar, la “prima de riesgo CESUR” se obtiene como la diferencia entre el precio de equilibrio en la subasta
CESUR (productos trimestrales carga base) y el precio medio en el mercado diario durante el trimestre en
cuestión.
231
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
CESUR, por lo que se alternan trimestres con primas de riesgo ex post, positivas y
negativas (ver asimismo, grá¿co 12). Por el contrario, en el grá¿co 11 se observa como
durante el segundo semestre de 2009 y el primer semestre de 2010, el diferencial entre
el precio de las subastas CESUR y la evolución de los precios diarios es claramente
positivo, con diferenciales muy elevados, especialmente durante el primer semestre de
2010 (periodo en el que también se observan precios en el mercado diario en niveles
bajos).
GRÁFICO 10. EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DIARIO EN OMEL Y PRECIO DE EQUILIBRIO EN LAS SUBASTAS CESUR (PRODUCTOS TRIMESTRALES CARGA BASE).
PERIODO: JULIO 2007 - JUNIO 2009. (SUBASTAS: CESUR-1 A CESUR-8)
Fuente: Administrador de la subasta y OMEL. Elaboración propia.
232
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
GRÁFICO 11. EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DIARIO EN OMEL Y PRECIO DE DE
EQUILIBRIO EN LAS SUBASTAS CESUR (PRODUCTOS TRIMESTRALES CARGA BASE).
PERIODO: JULIO 2009 - DICIEMBRE 2010 (SUBASTAS: CESUR-9 A CESUR-12)
Fuente: Administrador de la subasta y OMEL. Elaboración propia.
El grá¿co 12 muestra la evolución de la prima de riesgo ex post de los contratos trimestrales carga base, calculada a partir de los precios registrados en OMIP y calculado a
partir de las subastas CESUR.
En dicho grá¿co se observa como efectivamente durante los ocho primeros trimestres
analizados (del tercer trimestre de 2007, Q3-07, al segundo trimestre de 2009, Q2-09) la
prima de riesgo calculada a partir de los precios en OMIP o de los precios CESUR registra alternancia de signo. Sin embargo, desde el tercer trimestre de 2009 (Q3-09) hasta el
último trimestre analizado, Q1-11, el diferencial ha sido en términos generales positivo.
Cabe señalar que el único trimestre en el que la prima de riesgo calculada con los precios de los futuros OMIP y la calculada con los precios de la subasta CESUR di¿eren
en signo es el segundo trimestre de 2010. La principal razón de esta diferencia, es que la
subasta CESUR en el que se determinó el precio para ese trimestre se celebró en diciem-
233
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
bre de 2009 37, y en dichas fechas el contrato trimestral con vencimiento en el segundo
trimestre de 2010, se encontraba en niveles superiores a los que posteriormente, durante
el mes de marzo de 2010 estuvo cotizando 38.
Por tanto, un factor que también afecta a la prima de riesgo que se obtiene a partir de los
precios de las subastas CESUR es el propio esquema temporal de las subastas.
GRÁFICO 12. EVOLUCIÓN DE LA PRIMA DE RIESGO EX POST TRIMESTRAL EN OMIP
Y EN SUBASTAS CESUR
Fuente: OMIL, Administrador de la subasta. Elaboración propia.
37
Concretamente en la décima subasta CESUR, celebrada en diciembre de 2009, se subastaron dos productos
trimestrales en carga base con vencimiento en el trimestre siguiente (Q+1, con periodo de vencimiento en
el primer trimestre de 2010) y a dos trimestres vista (contrato Q+2, con periodo de vencimiento el segundo
trimestre de 2010).
38
La prima de riesgo OMIP se obtiene como la diferencia entre la cotización media durante los últimos 30
días de negociación de dicho contrato y la media aritmética del precio medio en el mercado de OMEL durante
el trimestre de ejercicio o liquidación del contrato.
234
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
6.6.2. Comparativa de la prima de riesgo a plazo en España, Francia y
Alemania
En la sección 5 se observó la existencia de una cierta correlación positiva entre los futuros de energía eléctrica de Alemania, Francia y España. A continuación, se analizan las
primas de riesgo trimestrales en Alemania, Francia y España. En el caso del mercado
español, se calculan las primas de riesgo tanto a partir de los precios de los futuros en
OMIP como a partir de los precios de las subastas CESUR.
GRÁFICO 13. COTIZACIÓN MEDIA DURANTE LOS ÚLTIMOS DÍAS DE NEGOCIACIÓN DE LOS CONTRATOS DE FUTUROS TRIMESTRALES EN FRANCIA, ESPAÑA Y
ALEMANIA, Y PRECIO DE EQUILIBRIO EN SUBASTAS CESUR PARA EL CONTRATO
EQUIVALENTE
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP, OMEL y Administrador de las subastas CESUR.
En términos generales, se observa en el grá¿co 13 que el comportamiento de las primas
de riesgo en los diferentes mercados mantienen una cierta correlación, y en aquellos
trimestres en los que la prima de riesgo es positiva (negativa) en Alemania y Francia, la
prima de riesgo también es positiva (negativa) en el mercado español.
235
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Cabe destacar el comportamiento de la prima de riesgo ex post CESUR durante el segundo semestre de 2009 y primer semestre de 2010. Así, en el cuarto trimestre de 2009
(Q4-09) y primer trimestre de 2010 (Q1-10) la prima de riesgo ex post en España (subastas CESUR) es muy superior a la registrada en Alemania y Francia (así como la que se
obtiene a partir de las cotizaciones de los últimos días en OMIP). Asimismo, en el caso
del segundo trimestre de 2010 (Q2-10) la prima de riesgo CESUR fue positiva, mientras
la prima de riesgo en OMIP, así como en Alemania y Francia es negativa.
Los bajos precios registrados en el mercado spot, con un número elevado de horas en
las que el precio spot llegó a ser cero, así como posiblemente el esquema temporal de
subastas empleado, el volumen relativamente elevado que se adquirió en la novena y
décima subastas CESUR, e incluso la mayor relevancia de las subastas CESUR sobre la
formación de la Tarifa de Último Recurso, son todos ellos posibles factores que inÀuyeron con mayor o menor intensidad en la prima de riesgo ¿nalmente observada en esos
trimestres 39.
6.6.3. Comparativa de la prima de riesgo a plazo en el mercado de energía eléctrica y en el mercado de gas natural
En la sección 5 del artículo se mostró que los contratos a plazo del gas natural de referencia en Europa son uno de los determinantes de la evolución de los precios a plazo de
energía eléctrica. Dada la correlación observada entre los precios a plazo de energía eléctrica en España, Francia y Alemania, cabe plantearse el comportamiento de las primas
de riesgo de los contratos a plazo de energía eléctrica y de gas natural. De hecho, se ha
mostrado como la evolución de la prima de riesgo a plazo de energía eléctrica en Francia,
España y Alemania siguen una cierta tendencia similar, lo que pone de mani¿esto por
tanto, que existe algún “factor común” que afecta a las cotizaciones a plazo, y por tanto
a las primas de riesgo de los tres mercados (si bien, posiblemente con diferente grado de
intensidad).
El grá¿co 14 muestra de hecho, la evolución de las primas de riesgo de energía eléctrica
en Alemania, Francia y España (ver grá¿co 13 anterior) y la prima de riesgo en los con39
En este sentido, cabe recordar, tal y como se señaló en la sección 3.2, que en el cálculo de la prima de riesgo
ex post, además de incorporarse el precio del riesgo (que vendrá determinado en parte por quién lo soporta y
quién lo paga), se incluyen las diferencias entre precios spot esperados y precios spot reales. En este sentido,
cuando aparecen situaciones (cambios de nivel o tendencias) imprevistas, tales cambios inÀuyen sobre la prima
ex post, a través de la diferencia entre precios spot esperados y precios spot reales. Por ello, el comportamiento
de la prima de riesgo ex post también puede incorporar una caída no esperada de los precios spot.
236
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
tratos a plazo de gas natural (con liquidación en NBP y TTF ). Todas las primas de riesgo
están calculadas a partir de los contratos trimestrales con vencimiento en el trimestre
siguiente.
GRÁFICO 14. EVOLUCIÓN DE LAS PRIMAS DE RIESGO EX POST EN LOS CONTRATOS A PLAZO TRIMESTRALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALEMANIA, FRANCIA Y
ESPAÑA Y DE LAS PRIMAS DE RIESGO EX POST EN CONTRATOS TRIMESTRALES DE
GAS NATURAL (REFERENCIAS NBP Y TTF)
Fuente: Platt´s, EEM OMIP, OMEL. Elaboración propia.
Tal y como puede apreciarse en el grá¿co 14, las primas de riesgo (ex post de los contratos trimestrales) calculadas a partir de los contratos de gas natural y las primas de riesgo
(ex post de los contratos trimestrales) calculadas a partir de los contratos de energía eléctrica siguen una tendencia similar. Si bien la magnitud de las primas de riesgo di¿ere, se
observa que existe una elevada correlación entre primas de riesgo de gas natural y primas
de riesgo a plazo de energía eléctrica. Concretamente, la prima de riesgo media en los
contratos de gas natural (1,26 €/MWh en NBP y 1,02 €/MWh en TTF) es inferior a la
prima de riesgo media obtenida de los contratos trimestrales de energía eléctrica (4,56 €/
MWh en Alemania, 4,75 €/MWh en Francia y 3,53 €/MWh en España), al menos para
los contratos y el periodo analizado.
237
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Las correlaciones entre las primas de riesgo de gas natural y de energía eléctrica son en
todos los casos positivas, tal y como se desprende del análisis visual del grá¿co 14. El cálculo de la matriz de correlaciones muestra que la correlación de los contratos a plazo de
energía eléctrica es en los tres casos algo superior con el contrato TTF que con la referencia NBP. Por otro lado, la correlación de las primas de riesgo de los contratos de energía
eléctrica de Francia y Alemania con las primas de riesgo de los contratos de gas natural
son superiores a la correlación de la prima de energía eléctrica española con la prima
de riesgo de gas natural (tanto si en el análisis se emplea la referencia NBP como TTF).
Concretamente, mientras la correlación de las primas de riesgo de los contratos alemán y
francés con las primas de gas natural (referencias NBP y TTF) oscilan entre 0,69 y 0,76,
la prima de riesgo del contrato español tiene una correlación de 0,35 y 0,41 con la prima
de riesgo del contrato de gas NBP y TTF, respectivamente.
Si bien el análisis realizado se circunscribe a un periodo y unos contratos determinados,
los resultados muestran una elevada correlación positiva entre primas de riesgo ex post
en contratos de gas natural y energía eléctrica. Claramente un análisis interesante, fuera
del alcance del presente artículo, es extender el periodo temporal de análisis, ver si la
correlación entre primas de riesgo varía en el tiempo, y si en función del tipo de contrato
(contratos semanales, mensuales o incluso anuales) la correlación entre primas de riesgo
es diferente.
6.7. CONCLUSIONES
La liberalización de los mercados energéticos, lleva aparejado en gran medida, la aparición de riesgos de mercado que deben soportar los agentes que participan en los segmentos liberalizados (productores, comercializadores y consumidores ¿nales). La gestión de
riesgos puede realizarse a través de la participación en los mercados a plazo. En estos
mercados, además de formarse hoy el precio al que los agentes están dispuestos a comprar
y vender en fechas futuras, los agentes pueden obtener (en base a la liquidez del mercado),
los niveles de exposición al riesgo deseados. Alcanzar el nivel de riesgo deseados supone
transferir parte del riesgo a otro agente. Esta transferencia de riesgo se hará a un determinado precio, precio del riesgo, que irá implícito en el precio de la transacción a plazo. El
precio a plazo por tanto, está compuesto por dos componentes, precio spot esperado en la
fecha futura y prima de riesgo.
El análisis de los volúmenes de negociación a plazo de energía eléctrica en España, muestra que durante los últimos años, especialmente desde el año 2007, los volúmenes de
negociación han aumentado considerablemente, especialmente en el mercado no organi-
238
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
zado (mercado OTC) aunque aún se encuentran en niveles inferiores a los de los países
de nuestro entorno.
El análisis realizado en el presente artículo muestra la existencia de varios factores que inciden en la evolución de los precios a plazo de energía eléctrica en España. En este sentido, los precios a plazo de gas natural y derechos de emisión de CO2, así como los precios
a plazo en Alemania y Francia son factores que tienen cierta inÀuencia sobre los precios a
plazo de energía eléctrica en España. En este sentido, una línea de análisis interesante es
profundizar en las variables que inÀuyen sobre la curva a plazo, y si su efecto es mayor o
menor en función del vencimiento del contrato. Asimismo, el análisis de la prima de riesgo ex post ha puesto de mani¿esto la existencia de un per¿l común (correlación positiva)
entre las primas de riesgo ex post de energía eléctrica en Alemania, Francia y España, así
como entre las primas de riesgo de los contratos eléctricos y la prima de riesgo registrada
en los precios de los futuros sobre gas natural. Un mayor análisis de este resultado también podría ser interesante, al objeto de analizar los factores que inciden en la correlación
entre primas de riesgo de gas natural y primas de riesgo de contratos de electricidad, y si
ése factor es el que incide en mayor medida en la correlación observada entre las primas
de riesgo de los contratos de electricidad en diferentes países europeos.
Finalmente, desde una óptica de supervisión de mercados, y dada la evolución que
ha registrado la contratación a plazo en España en los últimos años, y la importancia
de los precios a plazo sobre los precios soportados por los consumidores ¿nales (por
ejemplo consumidores acogidos a la TUR), se considera que la evolución del volumen
de negociación en los mercados a plazo, tanto en términos agregados, como por tipos
de contratos, así como los niveles de concentración registrados en los mercados a plazo
(de nuevo diferenciando por contrato) es un elemento relevante desde la óptica de un
organismo supervisor, que debe analizar si existen barreras a la entrada o elementos que
limiten, o no permitan el desarrollo de la liquidez de estos mercados. En este sentido, tal
y como se ha señalado en el artículo las diferencias entre mercado organizado y mercado OTC son en esencia de carácter institucional, y de hecho, el proceso de formación de
precios a plazo viene determinado de forma simultánea por la negociación en mercados
organizados y en mercados no organizados. Por ello, desde la óptica del supervisor, no
pueden existir asimetrías en la capacidad de supervisión de ambos tipos de mercados.
Asimismo, la supervisión del proceso de formación de los precios a plazo, tanto de
los contratos a corto y medio plazo, como posiblemente en el caso de los contratos
a mayores plazos (contratos anuales con vencimiento a más de un año vista), es un
elemento en el que el supervisor debe prestar especial interés, tanto desde una óptica
239
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
de fundamentales como a nivel de microestructura. En este sentido, el desarrollo de la
liquidez de los mercados a plazo, y del propio proceso de formación de precios puede
incidir en los precios de la energía implícita en las ofertas de los comercializadores, o
en la propia capacidad de desarrollar su actividad por parte de comercializadores que no
dispongan de generación. Por ello, el desarrollo de los mercados a plazo, especialmente
en el segmento de contratos con vencimientos más lejanos, es un elemento que puede
inÀuir en el desarrollo de los mercados minoristas, y en la competencia en el segmento
de comercialización.
6.8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Alba, J. y E. Moreda, 2009. “Competencia en el mercado mayorista de electricidad”,
Anuario de Competencia, Fundación ICO.
Bessembinder, H. y M. Lemmon, 2002. “Equilibrium pricing and optimal hedging in
electricity forward markets”, Journal of Finance, vol. 57(3).
Benth, F.E., Á. Cartea y R. Kiesel, 2008. “Pricing Forward Contracts in Power Markets
by the Certainty Equivalence Principle: explaining the sign of the market risk premium”,
Journal of Banking and Finance, vol. 32(10).
Cartea, Á. y M. Figueroa, 2005. “Pricing in Electricity Markets: a Mean Reverting Jump
Diffusion Model with Seasonality", Applied Mathematical Finance, vol. 12(4).
Cartea Á., y P. Villaplana, 2008. “Spot Price modelling and the valuation of electricity
forward contracts: the role of demand and capacity”, Journal of Banking and Finance,
vol. 32.
Capitán-Herraiz, A. y C. Rodriguez-Monroy, 2009. “Analysis of the ef¿ciency of the
iberian power futures markets”, Energy Policy, vol. 37(9).
Cavicchi J. y A. Lemon, 2009. “Properly evaluating Load-following Products”, The Electricity Journal, vol. 22(1).
de Castro, L., M. Negrete-Picnetic y G. Gross, 2008. “Product de¿nition for future electricity supply auctions: the 2006 Illinois experience”, The Electricity Journal, vol. 21(7).
Fraser, H. y S. Lanza, 2005. “It matters which way you slice it: risk management for the
Acquirente Unico’s 2005 procurement auction”, The Electricity Journal, vol. 19(1).
Furió, D. y V. Meneu, 2010. “Expectations and forward risk premium in the Spanish deregulated power market”, Energy Policy, vol. 38.
240
UN ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS A PLAZO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Hirshleifer, D., 1989. “Determinants of Hedging and Risk Premia in Commodity Futures
Markets”, Journal of Financial and Quantitative Analysis, vol. 24.
Hirshleifer, D., 1990. “Hedging Pressure and Future Price Movements in a General Equilibrium Model”, Econometrica, vol. 58.
Huisman, R. y M. Kilic, 2010. “Is power production Àexibility a substitute for storability?
Evidence form electricity future prices”, Tinbergen Institute Discussion Paper No. 10070/2.
Joskow, P.L., 2008. “Lessons learned from electricity market liberalization”, Energy
Journal,
Kaldor, N., 1939. “Speculation and Economic Stability”, Review of Economic Studies,
Vol.7 (1).
Keynes, J., 1930. “A treatise on Money”, (London:MacMillan)
Lacasse, Ch. y T. Wininger, 2007. “Maryland vs. New Jersey: Is there a “best” competitive
bid process?”, The Electricity Journal, vol. 20(3).
Littlechild, S., 2001, “Electricity: regulatory developments around the world”, Beesley
Lectures on Regulation.
Loxley, C. y D. Salant, 2004. “Default service auctions”, Journal of Regulatory Economics, vol. 26(2).
Lucia, J. J. y H. Torró, 2011. “Short-term electricity futures prices: Evidence on the timevarying risk Premium”, de próxima aparición en International Review of Economics and
Finance.
Martín, Mª J., 2008. “Mecanismos de contratación a plazo de energía eléctrica”, en Energía: desarrollos regulatorios en Iberoamérica (XII Reunión Iberoamericana de reguladores
de la energía), Thomson-Reuters.
Martín, Mª J., y P. Villaplana, 2009. “Los mercados a plazo en el sector eléctrico”, en
Tratado de Regulación del Sector Eléctrico (tomo II: aspectos económicos), ThomsonAranzadi.
Meulbroek, L., 2002. “Integrated Risk Management for the Firm: A Senior Manager’s
Guide”, Harvard Business School, working paper.
Pirrong, C. y M. Jermakyan, 2008. “The price of power: the valuation of power and weather
derivatives”, Journal of Banking and Finance, vol. 32.
241
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Redl, C. y D. W. Bunn, 2011. “Determinants of the Premium in forward contracts”, documento de trabajo, Tecnische Universität Wien.
Sanz, J., 2009. “La evolución de la regulación en España”, en Tratado de Regulación del
Sector Eléctrico, volumen II (Aspectos Económicos).
Till, H., 2006. “A long-term perspective on commodity futures returns”, EDHEC Risk
and Asset Management Research Center.
242