El PPA como contrato de energía y como contrato financiero

La energía eléctrica es uno de los grandes pilares de nuestra sociedad, no sería posible el mundo tal y como lo conocemos ahora mismo sin electricidad. Todo lo que nos rodea, todas las empresas en todos los sectores, todo nuestro tiempo de ocio, necesitan de aparatos y elementos que se alimentan con corriente eléctrica.

El contrato de suministro eléctrico.

Para tener suministro eléctrico, las empresas y hogares realizan un contrato de suministro con una comercializadora eléctrica. Para atender estos contratos, las comercializadoras compran cada día en el mercado mayorista la electricidad a los generadores. Esta energía llega al consumidor final a través de las redes de transporte y distribución, se contabiliza en los contadores de cada instalación, y los consumos contabilizados se envían por el distribuidor al comercializador, que agregará mensualmente dichos consumos para su facturación al consumidor final (empresas y hogares).

Como vemos por tanto, el contrato de suministro entre la compañía comercializadora y el cliente final es el que da acceso a la industria de suministro eléctrico. La relación entre el generador de la electricidad y el consumidor es indirecta.

El contrato de PPA como alternativa al contrato tradicional.

Pero en este marco general se está abriendo camino en los últimos años una nueva forma de contratación, que podemos denominar contratación directa, donde un generador realiza un contrato directamente con un consumidor. Esta modalidad contractual se conoce como PPA, siglas en inglés de Power Purchase Agreement.

El PPA es como decimos un contrato entre un consumidor y un generador de electricidad, donde el primero se compromete a consumir la energía generada por el segundo durante el plazo de duración del contrato, a cambio de pagar un precio fijo y determinado en el contrato para dicha energía.

A través de un PPA los firmantes obtienen diversas ventajas:

  • El productor de energía asegura un flujo constante de caja, dado que tiene cerrada de antemano la venta de toda la energía producida a un precio determinado.
  • El consumidor se asegura un precio fijo para sus consumos de electricidad.

El largo plazo como esencia del PPA.

El plazo es un elemento determinante del PPA. Todo productor puede obtener un precio de mercado en el corto plazo, si bien dicho precio estará sujeto a la volatilidad del mercado. Lo mismo le pasa al consumidor, el precio que pague por sus consumos estará marcado por dicha volatilidad. Por lo tanto, el objetivo principal del PPA es pactar un precio a largo plazo, que cubra a ambas partes de los riesgos alcistas o bajistas del precio de mercado.

Por ello, los PPA suelen tener un plazo de duración largo, en principio equivalente a la vida útil de la planta de generación. Aunque también pueden pactarse a plazos de 20, 15 o 10 años, por ejemplo.

Con un PPA que asegure flujos de caja constantes al generador, e impliquen una rentabilidad positiva además de asegurar la amortización de la inversión, los promotores de una planta de generación pueden tener un mejor acceso a la financiación para su construcción.

El PPA como garantía de financiación. 

Es decir, cuando una empresa que desea instalar por ejemplo una planta de generación termosolar se dirige al Banco para pedir financiación, y presenta un PPA que asegura la venta de la energía producida durante la vida útil, o al menos durante un plazo de tiempo suficiente para amortizar el préstamo, obtendrá esta financiación para su proyecto con mucha más seguridad y a un tipo de interés mucho más reducido que si sus ingresos dependen de la volatilidad del mercado.

Por su parte como dijimos el consumidor, que suele ser otra empresa con un consumo intensivo de electricidad, asegura sus costes energéticos a largo plazo. Y fija un presupuesto para su energía, con el cuál poder mantener los costes estructurados de cara a determinar sus márgenes a largo plazo.

Este aspecto financiero resulta crucial y es el que ha potenciado los contratos PPA en el sector energético.

Funcionamiento del PPA: liquidación por diferencias.

En función del modo de entrega de la energía este contrato puede ser:

  • PPA Directo: El consumidor tiene una red directa de conexión al generador, a través de la cual recibe la energía en su instalación.
  • PPA Indirecto: el consumidor tiene su instalación conectada a la red general de transporte y distribución de electricidad, por lo que no recibe de forma directa la energía del generador. Éste último a su vez vierte la energía a la red general.

El PPA Directo requiere físicamente que la planta de generación esté a una distancia corta del consumidor, o bien desarrollar toda una infraestructura de trasporte de la energía desde el punto de generación hasta el consumo, lo cual no suele ser optimo desde un punto de vista económico y técnico.

Por lo tanto, el PPA Indirecto es el más habitual, y más aún en países donde la red de transporte y distribución de energía eléctrica está muy desarrollada.

En este caso, el vendedor vende su energía en el mercado, y el comprador realiza un contrato de suministro con una comercializadora ordinaria, pero al margen de sus respecitovs contratos cierran el PPA, y en base a dicho contrato  se produce entre ellos una liquidación por diferencias:

  • Si el consumidor en un mes determinado ha tenido un coste superior por el término de energía de su factura respecto del precio que pactó con el generador, este último deberá abonar la diferencia. Por ejemplo, si el precio del PPA es de 40 €/MWh y el coste del consumidor ha sido de 50 €/MWh, existirá un abono del generador al consumidor de 10 €/MWh. El generador por su parte habrá obtenido un ingreso en la venta a mercado de 50 €/MWh, por lo que ganará los 40 €/MWh netos, y el coste del consumidor, que recibe los 10 €/MWh, será los 40 €/MWh pactados en el PPA al haber recibido el abono de la diferencia.
  • Si el consumidor en un mes determinado ha tenido un coste inferior por el término de energía de su factura respecto del precio que pactó con el generador, deberá abonar la diferencia al generador. Por ejemplo, si el precio del PPA es de 40 €/MWh y el coste del consumidor ha sido de 30 €/MWh, existirá un abono del consumidor al generador de 10 €/MWh. El coste por tanto del cliente será de 40 €/MWh por la suma de lo que ha pagado en factura más lo que debe abonar al generador. Mientras que el generador habrá ganado al verter su energía a la red 30 €/MWh por el precio de mercado más los 10 €/MWh que le abona el consumidor en base al PPA.

Como podemos ver, el PPA tendría un funcionamiento de cobertura para ambas partes y asegura los flujos de cobros y pagos (ingresos y costes) del negocio de cada uno de los contratantes.

* Más información| El Períodico de la Energía DLA Piper World Bank
* Imagen| Pixabay

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VIX: invertir en el índice del miedo.

El riesgo financiero.

Todas las inversiones financieras presentan distintos riesgos, como el riesgo por tipo de interés, o por tipo de cambio de divisas, o el riesgo de crédito, o los riesgos geo-políticos y normativos, entre otros.

Pero cuando hablamos de riesgo financiero tendemos a pensar solamente en el riesgo de que el valor de los activos en que hemos invertido baje en el mercado. Y no vamos mal encaminados, ya que la cotización de un activo tiende a reflejar la realidad del mismo, y por tanto las noticias buenas le harán tender al alza, mientras que los posibles riesgos que aparezcan le harán tender a la baja.

Así por tanto la cotización reflejaría el resto de riesgos y podríamos utilizarla como baremo del riesgo total de la inversión.

Volatilidad como definición del riesgo.

Pero ¿Cómo podemos definir este riesgo de cotización de los activos financieros?. Podemos definir el riesgo de cotización de un activo como la variabilidad que tiene al alza y a la baja su cotización. Cuánto más tienda a variar en uno u otro sentido su valor en el mercado, más volátil podremos considerar el activo.

Así por tanto, el riesgo financiero es la volatilidad estadística de su cotización, es decir, la intensidad y frecuencia con la que cambia de valor un activo respecto de su media.

Si vemos una serie estadística de la cotización histórica de dicho activo en el mercado, y observamos que las desviaciones respecto de su media son muy frecuentes, estaremos ante un valor de gran riesgo, mientras que si los valores de la serie se mantienen en torno a una media el valor por el contrario será muy estable  en su cotización y menos riesgoso.

Técnicamente, la medida de las desviaciones cuadráticas respecto de la media de la cotización del valor se corresponde con la Varianza; dado que dichas desviaciones pueden ser al alza o a la baja (positivas o negativas) se elevan al cuadrado sus valores a fin de convertirlos en positivos para el cálculo, por lo que finalmente se realiza la raíz cuadrada del valor de la desviación típica para presentar el dato de volatilidad, que matemáticamente se conoce como Desviación Típica.

El dato se suele presentar anualizado y precedido de un signo positivo y otro negativo, para indicar que la desviación puede ser al alza o a la baja (por ejemplo ± 12%).

VIX: el Índice de la volatilidad

Un índice financiero representa el movimiento en conjunto de varios activos financieros que lo componen (divisas, bonos, acciones, etc…) y permite por tanto tener en un solo número abstracto (número índice) la referencia del movimiento del total de la cartera de activos (media ponderada según el distinto peso de cada activo en el índice).

En 1993 el mayor mercado de opciones financieras del mundo, el CBOE (Chicabo Board Options Exchange) desarrollo el VIX (Volatility Index) como un índice de la volatilidad del mercado. Popularmente se conoce como el índice del miedo.

El valor del índice VIX se calcula tomando el promedio ponderado de la volatilidad implícita de ocho opciones call y put sobre el índice S&P 500 con vencimiento en torno a 30 días.

Una opción financiera es un contrato por el cuál tendremos la opción a comprar (call) o a vender (put) un activo determinado (subyacente) en un momento futuro del tiempo. El mercado CBOE como decíamos es el mayor mercado de opciones del mundo, y el VIX mide la volatilidad de una cesta representativa de opciones sobre el S&P 500 (Standard & Poor’s 500 Index) un índice que representa el movimiento de las 500 mayores empresas por capitalización bursátil de Estados Unidos.

Por ello, lo que nos dice el VIX es la volatilidad que el mercado descuenta para el próximo mes, y tenderá a subir si existe gran incertidumbre en el mercado, o a bajar si existe una situación de volatilidad.

Estrategias de inversión con el VIX.

Al fijarnos en su funcionamiento podemos observar que si el VIX sube, tenderá a bajar el S&P 500, y por el contrario cuando el valor del VIX baja tenderá a subir el valor del S&P 500.

Si asumimos la premisa de que el S&P 500 representa la situación económica del mundo occidental, por el gran peso de las empresas que componen este índice en la economía mundial, podemos determinar que cuando el VIX sube se avecinan riesgos y es momento de vender o mantener nuestras posiciones.

Pero la estrategia realmente interesante para especular con el VIX la constituye precisamente la de aprovechar esa incertidumbre que hará subir el índice VIX. Así por tanto, si nuestro análisis financiero del mercado prevé una bajada de las cotizaciones (por ejemplo por la  publicación de una alta tasa de inflación combinada con una cifra alta de paro, e incertidumbres políticas) podemos comprar el índice para venderlo cuándo suba. La forma más habitual de compra el índice es a través de la compra de participaciones en los ETFs (Exchange Trade Funds) que replican el índice VIX.


* Más información|Blog El Confidencial  Inbestia  Expansión
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Mercado eléctrico en España

  1. ELECTRICIDAD Y MERCADO.

El mundo se mueve con energía eléctrica. Cada día millones de empresas y hogares utilizan la electricidad para mover sus máquinas, iluminar sus habitaciones, ver sus televisiones, utilizar sus computadoras o usar sus frigoríficos. Por ello resulta crucial conocer el mercado de electricidad, que permite poner en común la oferta y la demanda de esta energía, asignando un precio en cada momento para los intercambios de electricidad entre generadores, intermediarios y consumidores.

El mercado por tanto coordina los intereses de los distintos agentes de manera eficiente.

La electricidad como materia prima objeto de comercio presenta las siguientes características:

1.-  Es una commodity, susceptible de compraventa en los mercados con un alto grado de estandarización.

2.- Su entrega física se realiza en las redes de Alta Tensión.

3.- No es almacenable, por lo que: a) su demanda solo puede ser satisfecha con una generación instantánea, en el mismo momento; b) el precio de mercado no se puede alterar por la oferta o demanda de stocks.

Atendiendo al tiempo que media entre la compraventa de la energía, y el momento de la entrega de la misma o ejecución del contrato, los mercados eléctricos pueden ser:

  • Mercado Spot o al contado. Se negocia energía que se entregará antes de 48 horas a contar desde el momento del contrato.
  • Mercado Forward o a plazo. Se negocian contratos con un plazo de entrega de la energía hasta tres año.
  • Mercado Intradiario y de Ajustes: Se negocia energía que se entregará en el mismo día, en las horas siguientes a la celebración del mercado.

Igualmente cabe distinguir entre:

  • Mercado regulado: se negocian contratos entre compradores y vendedores de manera pública, con unos parámetros estandarizados.
  • Mercado OTC: se negocian contratos de manera privada entre dos o más partes intervinientes.

También debemos diferenciar entre:

  • Mercado Mayorista: se negocian contratos de gran volumen entre Generadores de electricidad, y compañías comercializadoras.
  • Mercado Minorista: se negocian contratos de pequeño volumen, unitarios, para dar suministro eléctrico en un punto determinado, entre las compañías comercializadoras (que previamente han adquirido la energía en el mercado mayorista) y los clientes finales o usuarios de la energía. Este mercado minorista se puede dividir a su vez en tres grandes segmentos: a) mercado residencial o de suministros particulares, esto es, hogares y negocios; b) mercado para empresas e instituciones de tamaño mediano; y c) mercado para grandes empresas, corporaciones, industrias e instituciones de mayor dimensión.

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  1. AGENTES DEL MERCADO.

1. Generadores. Son las empresas que generan la energía eléctrica, mediante instalaciones dedicadas a tal efecto. Son los oferentes del mercado.Existen diversos tipos de técnicas de generación, que por supuesto se diferencian de manera enorme en su impacto ambiental y estructura de costes. En España tenemos generación por ciclo combinado, eólica, hidráulica, carbón, nuclear, cogeneración, solar fotovoltaica, solar termoeléctrica y térmica renovable. La generación es un negocio liberalizado, por lo que cualquier empresario podría invertir en una central y ofertar energía eléctrica al mercado.

2. Operador del sistema. La energía debe ser transportada desde la central generadora hasta los centros urbanos o polígonos industriales. Como ya indicamos al principio, una de las características de la energía eléctrica es que debe producirse en el mismo momento en el que se va a consumir, no se puede almacenar. Por lo que el transporte debe organizarse de tal manera que, cuando el usuario enciende la luz en su casa, el generador esté subiendo energía a la red. Esta sincronización entre oferta y demanda, para que la energía llegue en el momento en que se necesita, la realiza el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE). Se trata de una compañía que por Ley ostenta el monopolio en España de la actividad de transporte, y tiene encomendada así mismo la responsabilidad de organizar el sistema eléctrico. El transporte se realiza a alta tensión y muy alta tensión, dado que ello resulta más eficiente para llevar la energía a grandes distancias (cuanto más alta es la tensión a la que viaja la corriente eléctrica, menores son las pérdidas por el efecto Joule, y menor es la sección de cable necesaria en el transporte).

3. Distribuidores. Una vez ha sido transportada por REE desde las centrales generadoras hasta las cercanías de los núcleos urbanos e industriales, la energía debe ser distribuida en redes de menor tensión hasta empresas y hogares. Esta distribución se realiza por las compañías distribuidoras, que tienen asignadas zonas territoriales en las que realizan dicha distribución eléctrica. Este negocio está regulado por ley, mediante concesiones territoriales que conceden a una determinada compañía ostentar un monopolio local. Se realiza en España por Endesa Distribución (Andalucía, Aragón, Baleares, Canarias, Cataluña, y una parte de Extremadura), Iberdrola (una parte de Madrid, Valencia, Murcia, Castilla León, País Vasco y una parte de Extremadura), Unión Fenosa (absorbida por Gas Natural) (una parte de Castilla León y Castilla la Mancha), Eléctrica de Viesgo (Asturias), Compañía Hidroeléctrica del Cantábrico (absorbida por EDP) (Cantabria), y pequeñas distribuidoras locales que no han sido absorbidas por ninguna de las grandes compañías y siguen teniendo el monopolio en un pueblo o ciudad determinado.

4. Comercializadores. Las compañías comercializadoras eléctricas son empresas dedicadas a comprar electricidad al por mayor a los generadores, para venderlo después en contratos unitarios a los consumidores y usuarios finales de la energía. La comercialización es un sector liberalizado, por lo que cualquier empresario, cumpliendo con lo dispuesto por la legislación administrativa, puede establecerse como comercializador y concurrir al mercado. Las principales compañías comercializadoras en España son Endesa Energía, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, Viesgo, Energya V&M, Fennie, Nexus, Factor Energía; y otras muchas pequeñas compañías de ambito más local o especializado.

5. Operador del Mercado. Al igual que existe una figura que se encarga de controlar y gestionar el sistema eléctrico, a nivel de operación física, existe otra compañía que se encarga de gestionar el mercado de compraventa de electricidad. Se trata de la sociedad denominada Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (OMIE), que gestiona y organiza el mercado eléctrico en España y Portugal. Consta de un mercado “spot” o al contado, conocido como “Pool”, dónde compradores (Comercializadoras) y vendedores (Generadores) lanzan cada día sus ofertas de compra y venta para el día siguiente. Y un mercado “forward” o a plazo, denominado OMIP (Mercado Ibérico a Plazo, también para España y Portugal) donde se compran y venden contratos con plazos de entrega de la electricidad a varios días, una semana, a varias semanas, a un trimestre, a varios trimestres, un mes, a varios meses, a un año, dos años y tres años.

3. CADENA DE VALOR DEL MERCADO ELÉCTRICO.

La cadena de valor comienza con los generadores, que producen la energía que se consume por parte de los hogares y las empresas. Dicha energía es transportada a través de las redes de transporte y distribución hasta los puntos de suministro, por parte de Red Eléctrica de España y de las compañías distribuidoras.

Si bien es cierto que, a nivel físico, este es el recorrido de la energía, el mercado eléctrico es una auténtica dictadura del consumidor: la energía apenas se puede almacenar, por lo que debe producirse en el mismo momento en el que se consume, así que cuándo las empresas y hogares encienden la luz es cuándo los generadores deben producir la electricidad.

Esta coordinación inmediata entre oferta y demanda es posible gracias al Operador del Mercado, que permite la compraventa de energía a distintos plazos entre generadores y comercializadores. Y gracias al Operador del Sistema, que ajusta continuamente y de manera ininterrumpida, las 24 horas del días, los 365 días del año, la oferta de generación a la demanda existente en cada momento.

  1. TIEMPO Y MERCADO ELÉCTRICO.

Como ya dijimos, la energía necesita ser generada en el mismo momento en el que se consume, pero se compra y se vende hasta con varios años de antelación ha dicho momento. Así, el mercado eléctrico que determina el precio de la energía en el momento de su consumo se desagrega realmente en distintos mercados a distintos plazos temporales. Primero encontramos el mercado de futuros, después del mercado diario, luego el mercado intradiario, y finalmente los mercados de ajuste.

  1. MERCADO FORWARD.

Las compañías comercializadoras tienen millones de clientes, cada uno de los cuales demandará en un momento indeterminado energía, para utilizar los motores en su fábrica, o al encender la luz o la televisión en su hogar. Desde luego resulta imposible para los comercializadores saber a qué hora cada uno de los clientes deseará consumir electricidad, por lo que elaboran modelos estadísticos, y se realiza una previsión de la electricidad que va a necesitar la compañía tener comprada para cada día y hora del año.

Con dicha previsión pueden acudir a los mercados forward o “a plazo” y realizar una compra de energía, para poder asegurar a sus clientes el suministro eléctrico.

Esta compra se puede realizar mediante contratos OTC, que se negocian de manera privada entre un comercializador y un generador. Por ejemplo, una compañía comercializadora eléctrica puede pactar un contrato con una planta eléctrica para comprar toda la energía que produzca durante un año entero. Un contrato OTC es un contrato personalizado entre comprador y vendedor, donde las partes negocian cada uno de sus términos. Suelen estar intermediados por un Broker, que recibe una comisión por ello. En muchas ocasiones, el Broker pone a disposición de compradores y vendedores una plataforma electrónica para la negociación.

También pueden acudir al mercado organizado, esto es, OMIP. Dónde los contratos que se compran y venden son estandarizados, siendo el intermediario la Cámara de Compensación, que recaba garantías según la posición de cada contraparte, asegurando con dichas garantías el cumplimiento de los contratos. Con ello, las distintas partes evitan el riesgo de contrapartida.

En OMIP se negocian los contratos mediante Trading Continuo, lo cual significa que oferentes y demandantes muestran sus ofertas en firme durante un plazo determinado, para que quién desee contratar con ellos puede acceder a sus ofertas.

Los plazos de los contratos que se negocian en OMIP son:

  • (D) Días: con entrega en 3 días, 4 días y 5 días.
  • (W) Semanas: con entrega en 1 semana, 2 semanas y 3 semanas.
  • (M) Meses: con entrega en 1 mes, 2 meses, 3 meses, 4 meses, 5 meses y 6 meses.
  • (Q) Trimestres: con entrega en hasta 8 trimestres a partir del siguiente trimestre.
  • (Y) Años: con entrega en hasta 4 años.

Por ejemplo, un contrato D+5 supone la entrega de electricidad durante un día, dentro de cinco días. Un contrato W+3 implica la entrega de electricidad durante toda la semana, de lunes a domingo, dentro de 3 semanas. Un contrato Y+2 en 2016 implica la entrega de electricidad durante todo el año 2018.

En los mercados a plazo se suelen negociar  tres tipos de bloques estandar:

  • Carga Base: de 0 a 24 h.
  • Peak: de 8 h. a 20 h. de lunes a viernes.
  • Offpeak: de 0 h. a 8 h. y de 20 h. a 0 h. de lunes a viernes, y de 0 a 24 h. sábados y domingos.

Los precios en Base, Peak y Offpeak son distintos, tendiendo a ser más caros los precios en Peak, y más baratos los precios Offpeak. Ello responde a que la demanda suele ser mayor en las horas Peak, lo cual hace que el precio sea superior que en las horas Offpeak, donde la demanda tiende a ser menor.

En OMIP se negocian contratos en Base y en Peak. Los contratos siempre son de 1 MWh con tick de 0,01 €/MWh. Ello significa que comprar 10 contratos D+5 en carga Base a un precio de 50 €/MWh implica la entrega de 10 MWh durante todas las horas del día (10*24=240 MWh) dentro de 5 días, por un importe de 12.000 € y la variación mínima de su cotización siempre será de más o menos 0,01 €/MWh, por lo que si sube, siempre subirá como poco a 50,01 €/MWh.

A OMIP se pueden llevar también a liquidar contratos de derivados y OTC. Es decir, aunque se realizan fuera del mercado, se puede acordar entre las partes su liquidación en OMIP.

El mercado a plazo permite a los comercializadores, como ya dijimos, asegurar la compra de energía para atender en el futuro a su cartera de clientes a un precio cierto. Y en contrapartida permite al productor asegurar su generación en el futuro a un precio cierto y determinado. Con el beneficio además de que, gracias a la liquidez que otorga el mercado organizado, en cualquier momento se puede volver a comprar o vender el contrato, antes de su liquidación. Y con el importante beneficio, como ya señalamos también, de evitar el riesgo de crédito gracias a los depósitos de garantías de la Cámara de Compensación.

En los mercados a plazo OTC y OMIP la contraparte, en muchas ocasiones, no es una compañía generadora eléctrica, o una compañía comercializadora eléctrica, como podría pensarse de antemano. Sino que en estos mercados suelen operar compañías financieras (Bancos e instituciones financieras), que se dedican a comprar y vender futuros, opciones, swaps u otros derivados. Ello aporta liquidez al mercado a plazo, y convierte a las instituciones financieras en aseguradores de las operaciones de los comercializadores, ya que normalmente los contratos no llegan a liquidarse con entrega física, sino por diferencias.

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  1. MERCADO SPOT.

Nadie puede prever cuándo decidirá el cliente final consumir la energía, pues ello dependerá de múltiples variables (temperatura, laboralidad, producción, festividades, sector, etc…) además de su libre voluntad. Pero los modelos estadísticos se van dotando de mayor probabilidad según se acerca la fecha de liquidación (a mayor tiempo hasta la fecha de liquidación de un contrato, mayor nivel de incertidumbre). Así por tanto, es más fácil prever la demanda para mañana, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y la laboralidad, en relación con lo que se suele consumir este día del año concretamente, que prever dicho dato seis meses antes, donde la incertidumbre es mucho mayor.

El mercado Spot o “al contado” es aquel en el que se negocia la energía con entrega al día siguiente.  En España el mercado spot es un mercado regulado y administrado por OMIE, conocido como “Pool”.

Cada día se subastan las 24 horas del día inmediatamente posterior. Oferentes y demandantes “lanzan” ofertas al mercado (de ahí el nombre de Pool, que significa piscina en inglés). Los productores y compradores pueden hacer estas ofertas divididas en 25 tramos en cada hora y el resto de producción en tramos crecientes.

Respecto de la Oferta debe seguir, conforme a la normativa del mercado, el siguiente orden:

1.- Primero entran los Megawatios (MWh) ofertados por las centrales nucleares. A causa de la inercia térmica, y a su tecnología de funcionamiento, una parada y arranque sale más caro que mantener continuamente el servicio. Estos MWh se ofertan a precio cero, por lo que recibirán el precio al que después cierre el mercado.

2.- En segundo lugar entran las energías renovables determinadas por ley, como las eólicas o las solares. Sus costes variables son casi nulos (no se alimentan con combustible, sino con aire o con luz) por lo que siempre les será rentable vender energía (aunque la amortización de sus costes fijos es muy superior, incluso más que la vida útil de los propios activos; de ahí parte de su ineficiencia, y del sistema de subvenciones para su promoción). Estos MWh se ofertan también a precio cero, por cuánto al igual que las nucleares recibirán el precio de mercado.

3.- En tercer lugar entran los MWh ofertados por las centrales de ciclo combinado, como las de Gas o de Carbón. Estas serán las que cubran la demanda total, y marquen el precio del mercado.

Se trata de una subasta marginalista, lo cual significa que el precio para todo el mercado vendrá determinado el precio más alto de los ofertados necesario para cubrir toda la demanda. El mercado está organizado de esta manera a fin de que los precios sirvan como señal informativa a los generadores, a la hora de tomar sus decisiones de inversión: si hay demanda suficiente para precios altos, se podrán compensar las estructuras de costes de centrales y tecnologías más caras.

Y el efecto que pretende la regulación antes explicada (primero nuclear, luego renovables y finalmente otras tecnologías más caras) es que, si para un día determinado se demandan 100 MWh y se ofertan 80 MWh a precio cero, entre nuclear y renovables, el precio final tenderá a ser más bajo, puesto que solo 20 MWh generados con gas o carbón, los combustibles más caros de producción (y por tanto los que mayor precio de venta requieren para cubrir costes) determinan el precio final o de mercado, llamado <<precio marginal>>.

Esta es la finalidad teórica de la normativa que regula el mercado, esto es, reducir el precio marginal para los compradores y primar la oferta de energías renovables (aunque debemos señalar que, como la teoría económica demuestra, sería más eficiente la asignación realizada por un libre mercado, donde solo los generadores eficientes y por tanto más baratos podrían competir).

Todos los MWh demandados se casan por tanto con los MWh ofertados, hasta que la casación de la oferta y la demanda se encuentran en un punto que marca el precio marginal. Este precio será el que recibirán todos los generadores que hayan lanzado (ofertado) MWh al Pool.

HIDROELECTRICA

  1. CONTRATOS BILATERALES

Una vez determinado el precio Pool, se añaden a la negociación los contratos bilaterales o de largo plazo. Estos son contratos, como ya vimos más arriba, suscritos directamente por un productor y un comercializador.

Los grandes comercializadores no pueden permitirse asumir el riesgo de mercado, y minimizan el mismo cerrando para buena parte de su estimación de ventas contratos a varios años, que por tanto de antemano fijan un precio. Ello les da un stock determinado de energía para vender, con un precio determinado también de antemano, sobre el que pueden fijar a su vez el precio de venta a sus clientes, a quienes podrán por tanto ofrecer precios fijos anuales (o incluso a más largo plazo). Estos contratos son los que fijan los precios en el mercado forward o de futuros (junto con contratos y opciones financieras).

La diferencia entre los precios pactados de antemano entre generadores y comercializadores en contratos bilaterales puede suponer beneficios o pérdidas para ambas partes, en función de la diferencia entre el precio que pactaron y el precio final del mercado. Las posiciones se suelen cubrir con contratos de futuros, opciones, derivados y swaps. Esta gestión de compras permite a los grandes comercializadores mantener un stock determinado, una seguridad en sus beneficios y costes, y un precio fijo a sus millones de clientes.

Para los generadores también resulta beneficioso cerrar de antemano contratos bilaterales, de antemano, que aseguren la venta de energía a un precio conocido de antemano, y de manera estable para un plazo medio de tiempo (por ejemplo un año, o tres años). Así pueden asegurar sus costes fijos en el medio plazo, sin estar expuestos a la volatilidad del mercado.

  1. PROGRAMA DIARIO VIABLE DEFINITIVO

Así, una vez negociada toda la energía y determinado el precio de mercado, y después de haberse añadido igualmente la energía negociada en contratos bilaterales para el día siguiente, se elabora el Programa completo de generación, transporte, distribución y consumo del día siguiente.

El operador de la red (REE) es el encargado de coordinar que los MW generados se correspondan con los MW demandados, pues como decíamos solo se puede consumir en un momento determinado la energía que se produce en ese mismo momento, y es necesario que un operador coordine la oferta y demanda negociadas.

Se evalúa la viabilidad del programa, tomando en cuenta las capacidades de las líneas de transporte, las conexiones internacionales, y demás condicionantes. Después de un proceso de iteraciones se obtiene el “Programa Diario Viable Definitivo”, que se ejecuta al día siguiente por parte de REE.

 

  1. MERCADO INTRADIARIO.

Dado que la energía demandada en el Pool es, como no puede ser de otra manera, una previsión, una vez que se ejecuta el Programa Diario pueden aparecer desvíos entre la oferta y la demanda. Pensemos que un comercializador solicita 10 MW para el día siguiente en base a las previsiones de consumo que tiene para sus clientes, y sin embargo según van pasando las horas del día, y llega la ejecución, éstos solo demandan 9 MW o por el contrario demandan 11 MW.

Recordemos que, como dijimos al principio de este ensayo, el mercado eléctrico es una auténtica “dictadura del consumidor” dónde es el cliente final, en cada momento del día, quién decide cuánta energía utiliza, debiendo los productores y agentes del mercado supeditarse a dicha decisión de manera instantánea: la electricidad no puede almacenarse “al por mayor”, debe producirse en el mismo momento en el que se demanda.

Por todo ello, y para salvar estos desvíos de manera casi instantánea entre oferta y demanda,  existe un mercado intradiario, que se en la práctica se divide en seis mercados intradiarios: Se separa el día en seis sesiones de cuatro horas, donde los participantes lanzan ofertas de compra y venta, produciéndose por tanto en cada franja una nueva casación.

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  1. MERCADOS DE AJUSTE

Hasta ahora hemos visto los distintos mercados donde se negocia la electricidad desde 3 años antes y hasta el mismo día de la operación o intercambio efectivo de la energía.

Pero dado que lo negociado son previsiones hasta el mismo momento de la operación, por lo ya explicado, esto es, que la energía realmente demandada lo es en cada momento según la voluntad del consumidor, de cara a asegurar de manera instantánea el suministro en todo momento, e independientemente de cuándo el cliente final ejerza dicha voluntad y demande la energía, surge la necesidad de nuevos mercados, donde se negocie la energía hasta el momento exacto de la operación.

Así existen mercados en el muy corto plazo, denominados mercados de ajuste, que son gestionados por el Operador del Sistema (REE).

La gestión de estos mercados de ajuste se realiza de forma ordenada, desde varias horas antes y hasta el mismo momento de la operación, según las necesidades para la Operación del Sistema:

  1. Gestión de restricciones técnicas. Para resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones técnicas de la red de transporte sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan en tiempo real.
  2. Gestión de los servicios complementarios. Para el control de la frecuencia, la potencia y la tensión, a fin de para asegurar la calidad y seguridad del suministro.
  3. Gestión de desvíos. Para resolver en tiempo real los desajustes entre la oferta y la demanda.

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Fuente: Red Eléctrica

 

  1. MERCADOS DE AJUSTES (I). MERCADO DE RESTRICCIONES TÉCNICAS.

Después de cada casación por sesión de cuatro horas, se estudian nuevamente las restricciones técnicas del sistema, hasta alcanzar un nuevo programa de ejecución, llamado programa horario final.

El OS realiza un análisis de restricciones técnicas de la red de transporte en el que se verifica la viabilidad del programa de generación y consumo resultante utilizando modelos de flujo y algoritmos que  simulan como quedaría la red ante  fallos en ciertos elementos, como son disparos de grupos generadores, de líneas o de transformadores.

Si a la vista de esto el programa no resulta técnicamente factible, el OS arbitra un mercado de ofertas de los generadores a subir y bajar energía, con un precio determinado para cada bloque aquí negociado.

 

  1. MERCADOS DE AJUSTES (II). MERCADO DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS.

Pero aun así, las previsiones fijadas por tramos de cuatro horas pueden volver a demostrarse incorrectas. Pensemos en una tarde de mucho calor en verano. Incluso las previsiones de mayor demanda pueden ser insuficientes si todos los hogares y comercios encienden el aire acondicionado en su mayor potencia. Si no existiese capacidad de respuesta, ello derivaría en apagones y falta de suministro.

Así, el mercado de servicios complementarios tiene como finalidad resolver los desequilibrios entre generación y demanda, en tiempo real. Dando lugar a un Programa Horario Operativo. En este mercado, gestionado por el OS, se negocian ofertas de los generadores, y se estructura en tres niveles.

  1. Regulación Primaria. Para conseguir la corrección automática (en 30 segundos) de los desequilibrios instantáneos de frecuencia mediante reguladores de velocidad, según la propia inercia de las máquinas e instalaciones de generación. Se trata de un servicio obligatorio para los generadores, que deben poner a disposición del OS sin una remuneración explicita.
  2. Regulación Secundaria o Banda de Regulación. Para resolver desequilibrios entre oferta y demanda, en un tiempo de 30 segundos, mediante una reserva de capacidad disponible de gran flexibilidad.

Cada día, el OS estima la ‘reserva de banda de regulación’, en términos de potencia (MW), necesaria y convoca el mercado correspondiente después de la celebración del mercado diario y del de restricciones.  Los generadores presentan ofertas de capacidad disponible, asignándose la banda requerida por el OS entre éstas utilizando un criterio de mínimo coste.  El coste marginal de la banda de potencia para cada hora marca el precio a todos los generadores que acuden a dicho mercado.

En este mercado, la potencia disponible en MW se oferta por ‘zonas de regulación’: grupos de generadores con capacidad de prestar el servicio por requerimiento automático del programa de control y con respuesta con constante de tiempo de 100 segundos. En España existen diez zonas de regulación.

En este mercado se fija precio y remunera tanto la disponibilidad de potencia, como la energía eventualmente utilizada, valorada al precio de sustitución de la energía terciaria-

  1. Regulación Terciaria. Para conseguir que, si se usa la banda secundaria por causa de una contingencia, pueda restituirse la reserva de banda.

Es obligatorio para las unidades de producción que pueden ofrecerlo.  Así, todas las unidades de generación del sistema que pueden variar su producción en un tiempo no superior a 15 minutos y mantener la variación durante 2 horas deben ofrecer toda su capacidad excedentaria (no contratada en otros mercados o servicios) al OS.

Se celebra a última hora del día anterior al despacho de la energía. Los generadores envían ofertas por la variación máxima de su potencia a subir y a bajar.  El precio de la energía terciaria utilizada a subir o a bajar es el precio marginal resultante de las ofertas realizadas por los generadores frente a una demanda (establecida mediante modelos estadísticos por el OS) a subir o bajar respectivamente. A diferencia de la reserva secundaria, los generadores sólo cobran si se ejecuta el servicio.

La reserva terciaria se activa de forma manual, subiendo o bajando potencia de generación (o consumo de bombeo) en las centrales generadoras que hayan  ofertado el menor precio (cuándo se trata de energía a subir) o bien el mayor precio de recompra (en el caso de energía a bajar).

 

  1. MERCADOS DE AJUSTES (III). EL MERCADO DE GESTIÓN DESVIOS

Se trata de un mercado dirigido por el OS a fin de corregir los desvíos entre oferta y demanda identificados unas horas antes del despacho de la energía, tras la celebración de cada mercado intradiario.

Los generadores dan sus previsiones de desvíos, en caso de existir (Por ejemplo, cuándo una unidad de producción eólica detecta que cambian las corrientes o intensidad de viento, y cree que va a producir menos de lo ofertado). Y cuándo entre dos mercados intradiarios se acumulan desvíos por más de 300 MW en media hora, se convoca el mercado de desvíos. Los generadores emiten ofertas en sentido opuesto a la previsión de desvíos: si el OS identifica que sobra energía, solicita ofertas a los generadores por reducir su generación, y al bombeo para aumentar su consumo; si por el contrario el OS identifica que falta energía, solicita ofertas a los generadores para aumentar su generación, y al bombeo para disminuir su consumo de energía.

En última instancia, aunque todos los mercados expuestos son de participación voluntaria (salvando la parte de la banda primaria para ciertas unidades de producción) y se regulan por criterios económicos en la fijación de precios (además de los criterios técnicos necesarios) el OS cuenta con mecanismos de emergencia para, en casos de extrema necesidad, obligar a unidades de generación a modificar su nivel de producción. Estos mecanismos se ejecutarían en tiempo real (con previsión 15 minutos antes del despacho de energía).

 

  1. LIQUIDACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS SECUNDARIOS, TERCIARIOS Y DE LOS DEVIOS.

El coste de los servicios complementarios secundarios, terciarios y de los desvíos se imputa directamente a los agentes que han errado en sus previsiones. Si el desvío del sistema es a subir, el sobrecoste se imputa a los generadores que han producido en esa hora menos de lo previsto y a los compradores (comercializadoras y consumidores que acudan directamente al mercado) que han consumido menos energía de la que habían solicitado para esa hora en el mercado.  Por el contrario, si los desvíos son a bajar, el sobrecoste se imputará a los generadores que han producido más energía que la que habían llevado al mercado para dicha franja horaria, o a los compradores (comercializadoras y consumidores que acudan directamente al mercado) que han consumido más energía de la que habían comprado en el mercado para esa franja horaria.

En el caso de los consumidores finales que tienen contratos de precio fijo con sus comercializadoras, no se verán afectados por el sobrecoste de los desvíos. Pero los clientes con fórmulas indexadas al mercado sí verán incrementada cada mes su factura por los desvíos respecto de las previsiones de consumo que lleva al mercado su comercializadora.

 

  1. PRECIO DE LA ENERGÍA.

Finalmente, la suma del precio cotizado en el mercado diario, en el intradiario, y en los mercados de ajuste nos llevará al precio total de la energía. Que varía en cada hora del día.

En la imagen de más abajo podemos ver un ejemplo de la repercusión de los distintos mercados en el precio final. Y del precio horario de la energía para un mes. Fuente: informe mensual Red Eléctrica Abril 2016.

precio electricidad

 

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  1. MERCADO INTERNACIONAL.

Gracias a las interconexiones entre redes de alta tensión que conectan la red de transporte eléctrico de España con la de otros países, podemos hablar hoy de un mercado internacional de energía. La creación de un mercado europeo de electricidad es uno de los grandes objetivos de la política de la Unión Europea en materia de energía.

Las interconexiones internacionales permiten una mayor eficiencia del mercado. Si en España el precio de mercado es superior al precio existente en los países a los que estamos conectados, los generadores de los otros países tenderán a ofertar su energía en el mercado español, y a mayor oferta en España tenderá a bajar el precio del mercado. De esta manera las interconexiones contribuyen a la integración de los mercados, tendiendo a igualar los precios marginales de los países interconectados.

Actualmente España tiene interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos.  Cada día se establecen en el mercado intercambios comerciales de electricidad entre nuestro país y los países vecinos, siendo la lógica de mercado como ya señalamos la de que los generadores más eficientes puedan ofertar MWh en aquellos países donde se dan en dicho día los precios más altos, lo cual sería señal de que con tecnologías menos eficientes las que dicho día están cubriendo la demanda en este último país. Por supuesto, habrá días en los que España exporte electricidad, mientras que en otras ocasiones será importadora.

Actualmente la capacidad de las líneas de interconexión es la que se señala en el gráfico extraído de la página de Red Eléctrica y que exponemos en la imagen de más abajo.

conexion internacional

 

A continuación exponemos en la imagen extraída del Boletín Mensual de Red Eléctrica de Abril de 2016 el saldo de las exportaciones e importaciones de energía en dicho mes.

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  1. MERCADO MINORISTA.

Todos los mercados expuestos más arriba son mercados al por mayor, donde compradores y vendedores intercambian grandes cantidades de mercancía (MWh) y con el consiguiente grado de complejidad para los distintos operadores: deben depositar garantías para acceder al mercado, y deben contar con infraestructura y personal suficiente para la operación (liquidación, envío de ofertas, etc…). Por ello no es habitual que los clientes finales accedan directamente al mercado mayorista a comprar la energía que consumen, sino que les resulta más óptimo realizar su compra a las comercializadoras. Así, recurriendo a un intermediario que sí que opera con efectividad en el mercado mayorista, evitan incurrir en riesgos y costes derivados del acceso directo al mercado.

Aquí se constituye por tanto el mercado minorista. Mientras que en el mercado mayorista se negocian grandes cantidades de producto entre unos centenares de agentes, en el mercado minorista se compran y veden pequeñas cantidades entre unos centenares de vendedores, las comercializadoras que previamente han comprado en el mercado mayorista, y millones de clientes finales.

Los contratos en el mercado minorista suelen tener una duración de doce meses y así mismo suelen negociarse a precio fijo. Esto significa que el cliente obtiene un precio fijo, cierto y determinado de antemano para todo el año, que se aplicará a todos los kWh que consuma durante dicho período de tiempo. Independientemente del resultado del mercado en cada hora y día del año, que como sabemos variará con mayor o menor volatilidad en función de muy distintas variables (clima, actividad económica, tecnologías de generación, factores internacionales, etc…) el cliente pagará a todas las horas del año el mismo precio para los kWh, y demande la cantidad que demande (se multiplicará el precio pactado por los kWh). Con ello como vemos el cliente evita el riesgo de mercado. Los comercializadores cuentan con departamentos dedicados a realizar compras en los mercados spot y forward que aseguren una cobertura de la demanda de sus clientes, a los precios fijos pactados con estos.

Aunque en los últimos años también hemos visto la proliferación de contratos indexados al mercado, normalmente al Pool. En estos contratos el Comercializador oferta al cliente el precio que resulte en cada momento en el mercado al que se haya referenciado dicho contrato, con un margen sobre dicho precio. En estos modelos de contratación se traslada el riesgo de mercado al cliente: si el mercado está más bajo en un momento determinado respecto del precio fijo que el cliente hubiese obtenido en el momento de la contratación, obtendrá una ganancia (hubiese pagado más a precio fijo); pero si por el contrario el precio en el mercado está en un momento determinado por encima del precio fijo que el cliente hubiese obtenido en el momento de la contratación, obtendrá una perdida (hubiese pagado menos a precio fijo. A la finalización del contrato (normalmente también de doce meses) podrá haberle resultado más o menos caro que si lo hubiese contratado a precio fijo.

Imágenes | Pixabay  REE

 

El contrato de futuros

Los Futuros son un instrumento financiero muy utilizado por todos los operadores de los mercados de valores internacionales,  y que han derivado en distintos y complejos tipos de contratos como FRA’s, Call, Puts, Forwards… etc… que permiten a los Fondos, empresas energéticas, empresas de materias primas, Hedge Funds, Bancos de inversión o mesas de tesorería, diversificar riesgos y realizar operaciones a plazo.

Pero esta aparente sofisticación no debe hacernos perder de vista que este tipo de contratos mantienen gran arraigo en la práctica mercantil desde hace siglos, y tienen su base sobre los principios generales del Derecho desde época romana.

BOLSA MADRIDLos elementos del contrato, como sabemos, son Consentimiento, Objeto y Causa. Y el objeto del contrato puede ser un bien presente, o futuro. Amén de que la fecha de ejecución del contrato puede ser cualquier momento del futuro, siempre que su objeto sea posible, lícito y determinable. Por ello, un agricultor que cultiva maíz y un molinero que se dedica a moler el maíz para luego vender harina pueden pactar un contrato de compraventa de una tonelada de maíz para la semana próxima, o para dentro de 6 meses.

Y esto último es lo que da su utilidad a los contratos a futuro para gestionar riesgos a las empresas que necesitan abastecerse durante determinados períodos de tiempo. Si el molinero puede comprar a futuro todo o parte del maíz que necesita, con un precio preestablecido, podrá gestionar mejor su nivel de existencias y ventas, asegurando a sus clientes mayor estabilidad de precios. Por supuesto, también podrá cubrirse así del posible riesgo de que, dentro de 6 meses distintos problemas como una cosecha escasa hagan subir de manera desmedida el precio del maíz. Y es que el efecto económico de este pacto jurídico es mermar el riesgo de mercado, pues asegura a ambas partes contratantes un precio cierto de compraventa en un momento futuro.  futu2

Si el bien mueble objeto de compraventa a futuro es un activo financiero, como por ejemplo una acción de Apple, el contrato puede liquidarse en el futuro por el sistema conocido como “liquidación de diferencias”. Por ejemplo, si dos partes acuerdan que una comprará a la otra una acción de Apple dentro de 3 meses a 90 $ y llegado el momento de ejecución la acción vale en bolsa 92 $ el vendedor podrá cumplir acudiendo al mercado para comprar una acción a 92 $ y entregarla, o bien entregando directamente la diferencia de 2 $ entre el precio del contrato y el precio de mercado.

Esta finalidad de cubrir riesgos, unido a la posibilidad de la liquidación por diferencias, conllevó la popularidad de los contratos de futuros en los mercados financieros desde los años 70, convirtiéndose estos contratos en una herramienta fundamental de la gestión de capitales, como decíamos al principio. Y aunque como dijimos se han desarrollado y sofisticado, su naturaleza jurídica no deja de ser la aquí expuesta.

Publicado en http://queaprendemoshoy.com/el-contrato-de-futuros/

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