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Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno:

Diego Beamonte Aisa

EL DIRECTOR

Javier Alonso Pérez

Fdo.: …………………………… Fecha: ……./………/………

EL TUTOR

Javier García González

Fdo.: …………………………… Fecha: ……./………/………

Vº Bº del Coordinador de Tesis

Tomas Gómez San Román

Fdo.: …………………………… Fecha: ……./………/………

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

(MSE)

TESIS DE MÁSTER

LOS CONTRATOS DE ENERGÍA Y LA PROGRAMACIÓN SEMANAL DE LA PRODUCCIÓN

AUTOR: DIEGO BEAMONTE

MADRID, Octubre de 2003

RESUMEN Los agentes productores del régimen ordinario en el mercado gestionado por el Operador del Mercado de Electricidad (OMEL) negocian la venta de energía de dos formas básicas: bien ofertando la energía en el Mercado de Producción o bien celebrando contratos bilaterales con consumidores y comercializadores. Actualmente el volumen de contratación bilateral es muy pequeño frente al volumen negociado en el Mercado Diario. Esta gran diferencia puede explicarse principalmente por el diferente tratamiento que reciben los pagos por garantía de potencia en el actual marco regulatorio.

Una modificación de la legislación que regula los pagos por garantía de potencia podría suponer un cambio sustancial en la proporción de la cantidad de energía negociada en el Mercado Diario y la negociada por contratación bilateral. La cuestión que se plantea en esta tesis de Master es precisamente estudiar el efecto que tendría esa hipotética situación en la explotación de los recursos de generación en el corto plazo. En particular, el estudio se centrará en el problema de la programación semanal de la generación, es decir, las decisiones de arranques y paradas de los grupos térmicos así como la programación horaria esperada para cada una de los 168 períodos horarios.

Esta tesis está organizada como se indica a continuación. En el Capítulo 1 se plantea la cuestión, los objetivos de la tesis y el método de trabajo de cada uno de ellos.

En el Capítulo 2 se exponen las formas de contratación de energía. Se han estudiado las formas de contratación de energía en el esquema de mercado español gestionado por OMEL y los mercados Inglés, Alemán y Escandinavo. En estos mercados organizados coexiste la contratación bilateral. Este capítulo sirve de base para el modelo de cartera de contratos utilizado en el modelo de optimización. Además, en el Anexo A se describen en profundidad los mercados español y europeos citados.

En el Capítulo 3 se análizan los costes CTC como un contrato financiero. Este análisis persigue completar la visión que los agentes productores del régimen ordinario con derecho a cobro de CTC tienen de la programación de la explotación.

En el Capítulo 4 se encuentra el núcleo de la tesis: el desarrollo de un modelo de optimización de la programación semanal de los recursos de producción y de la ejecución de los contratos de opción de compra en el esquema de mercado. Se expondrá el diseño del modelo, los casos de estudio, los resultados del modelo y el análisis de los mismos. Asimismo, se presentará el proceso de programación de la explotación de un agente en el esquema de mercado y las herramientas de optimización de ayuda a la explotación.

Finalmente, en el Capítulo 5 se exponen las conclusiones de la tesis y la respuesta a la cuestión planteada.

INDICE

1 Introducción............................................................................................ 1

1.1 Planteamiento................................................................................................................ 1 1.2 Objetivos de la tesis ...................................................................................................... 2 1.3 Método de trabajo......................................................................................................... 2

2 Formas de contratación de energía en el esquema de mercado......... 5

2.1 Introducción .................................................................................................................. 5 2.1.1 Definición de contrato ............................................................................................. 7 2.1.2 Posición ................................................................................................................... 7

2.2 Contratos de suministro ............................................................................................... 7 2.2.1 Mercado mayorista .................................................................................................. 8 2.2.2 Mercado minorista................................................................................................... 9

2.3 Contratos financieros ................................................................................................. 11 2.3.1 Contratos de derivados .......................................................................................... 12

3 Estudio de los costes CTC como un contrato financiero ..................17

3.1 Descripción de los costes ............................................................................................ 17 3.1.1 Importe .................................................................................................................. 18 3.1.2 Liquidación............................................................................................................ 19

3.2 Los costes CTC como un contrato financiero .......................................................... 22 3.2.1 Flujo de ingresos y costes...................................................................................... 23 3.2.2 Contrato financiero equivalente ............................................................................ 29 3.2.3 Conclusiones ......................................................................................................... 30

4 Influencia de los contratos en la explotación semanal ......................31

4.1 Descripción de la programación semanal ................................................................. 31 4.1.1 Esquema explotación unificada............................................................................. 31 4.1.2 Esquema de mercado............................................................................................. 32 4.1.3 Proceso de programación semanal ........................................................................ 39

4.2 Modelo de explotación semanal ................................................................................. 40 4.2.1 Introducción a los modelos de optimización ......................................................... 40 4.2.2 Descripción del modelo......................................................................................... 40 4.2.3 Resultados ............................................................................................................. 56 4.2.4 Conclusiones ......................................................................................................... 68

5 Conclusiones..........................................................................................69

5.1 Futuros desarrollos..................................................................................................... 69

6 Bibliografía............................................................................................71

7 Anexo A: Experiencias de mercado....................................................73

7.1 OMEL .......................................................................................................................... 73 7.1.1 Organización ......................................................................................................... 73 7.1.2 Funcionamiento ..................................................................................................... 84 7.1.3 Liquidación.......................................................................................................... 104 7.1.4 Resultados del Mercado diario ............................................................................ 110

7.2 Nordpool .................................................................................................................... 114 7.2.1 Estructura............................................................................................................. 114 7.2.2 Descripción del mercado ..................................................................................... 115

7.3 New electricity trading arrangements (NETA)...................................................... 118 7.3.1 Estructura............................................................................................................. 118 7.3.2 Descripción del mercado ..................................................................................... 119

7.4 European energy exchange (EEX) .......................................................................... 121 7.4.1 Estructura............................................................................................................. 122 7.4.2 Descripción de mercado ...................................................................................... 122

8 Anexo B: Listados de código .............................................................129

8.1 Listado código GAMS .............................................................................................. 129 8.1.1 Modelo................................................................................................................. 129 8.1.2 Salida ................................................................................................................... 137 8.1.3 Datos Escenario Base .......................................................................................... 143 8.1.4 Resultados Escenario Base .................................................................................. 153

8.2 Listado código VB..................................................................................................... 153

Tesis de Máster: Los contratos de energía y la programación semanal MSE 2002-03

1 Introducción

1.1 Planteamiento

Los resultados en el Mercado Diario del mes de Febrero de 2003 muestran el desequilibrio entre la contratación bilateral y la contratación por mercado:

1) El volumen mensual de energía negociada por medio de contratos físicos fue de 86,6 GWh mientras que en el mercado diario fue de 16.034 GWh. Esto supone, en términos relativos porcentuales, un volumen de un 0,5 % del volumen negociado en el mercado

2) El precio horario final medio ponderado de la energía fue de 3,396 Cent. €/kWh. La componente del precio por la garantía de potencia remunerada al conjunto de agentes fue de 0,456 Cent. €/kWh. Esto supone un 13,4 % del precio horario final medio en este mes

¿ Cómo se explica este reparto del volumen de contratación? En la regulación actual del sector, dos elementos ayudan a explicarlo:

1) La regulación de la garantía de suministro establece una retribución a la garantía de potencia. Esta señal económica resulta discriminatoria: remunera a los agentes la potencia asociada a la energía vendida en el mercado Diario mientras que no remunera la potencia vinculada a los contratos bilaterales de energía

2) La regulación del objetivo de mínimo coste del suministro establece la competencia en las actividades liberalizadas. La regulación, en particular el RD-Ley 6/2000 de medidas de intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios, permite a las comercializadoras la contratación bilateral de energía con los agentes externos y agentes del régimen especial y, desde el año 2003, con los agentes del régimen ordinario. Esta regulación impide a las distribuidoras contratar bilateralmente la energía que suministran a sus clientes a tarifa.

Se puede concluir por todo esto que el cambio de la regulación de la retribución de la garantía de potencia a una señal económica no discriminatoria puede influir en el comportamiento razonable de los agentes productores. De manera que estos agentes consideren la contratación bilateral como una forma de contratación alternativa económica y estratégicamente interesante.

Adicionalmente, el cambio de la regulación del mercado a una que permita a las distribuidoras contratar bilateralmente la energía influirá en el comportamiento de los agentes de consumo. De este modo, como los agentes generadores, podrían plantearse la contratación bilateral.

Ante la eventualidad de estos cambios, esta tesis de Master va a buscar respuesta a la cuestión de si un mayor número de contrataciones bilaterales tiene efectos en la explotación, y en particular, en la programación semanal de la producción.

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Capítulo 1: Introducción

1.2 Objetivos de la tesis

Este documento se ha estructurado de acuerdo a los objetivos de la tesis de Master. Los objetivos y el capítulo del documento correspondiente son:

El capítulo 1, Introducción, plantea el problema, los objetivos y la metodología de este trabajo.

El capítulo 2, Formas de contratación de energía en el esquema de mercado, expone las formas de contratación de tipo físico y financiero que se dan en los mercados eléctricos y energéticos.

El capítulo 3, Estudio de los costes CTC en España como un contrato financiero, expone estos costes y los analiza como un contrato financiero en las carteras de los agentes de generación con derecho a cobro de los costes CTC.

El capítulo 4, Influencia de los contratos en la explotación semanal, expone el proceso de explotación en los esquemas de explotación unificada y de mercado, la programación semanal, el modelo de optimización, los resultados de los escenarios base y sin potencia no suministrada y el análisis de los resultados.

El capítulo 5, Conclusiones, contiene las conclusiones de la tesis y la respuesta a la cuestión planteada

El anexo A, Experiencias de mercado, muestra resumidamente experiencias de mercado europeas relevantes y expone con detalle el modelo de mercado español

1.3 Método de trabajo

El método de trabajo de los objetivos descriptivos (capítulos 1,2,3 y anexo A) se basa en la redacción de un documento de texto y gráficos dirigido por Javier Alonso, Director de este trabajo y Subdirector de Operación y Mercado de Endesa. Las fuentes de información que se han consultado son:

Los contenidos de los módulos de Mercados mayoristas y minoristas, Regulación de actividades eléctricas, Normativa del sector eléctrico español y Microeconomía aplicada al sector eléctrico que se cursan en el Máster de Gestión en el Sector Eléctrico del Instituto de Postgrado de la Universidad de Comillas

La tesis de Master “Análisis y Evaluación de Mercados eléctricos liberalizados a escala internacional” de José Carlos Fernández Pérez

Las páginas Web de los operadores de mercado OMEL, Nordpool, NETA y EEX

Las notas tomadas durante las explicaciones de la elaboración de ofertas al mercado diario y el proceso de explotación semanal en la subdirección de operación y mercado del Grupo Endesa

La experiencia de nueve meses inmerso en la dirección de mercado eléctrico de este Grupo

El método de trabajo del objetivo “estudio de la influencia de los contratos de energía en la explotación semanal” se basa en:

Las líneas de trabajo de la tesis doctoral “Optimización de la explotación en el corto plazo y elaboración de ofertas en un sistema eléctrico liberalizado. Naturaleza del

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problema y métodos de solución” de Javier García González así como de sus indicaciones técnicas y metodológicas.

La descripción de la explotación se apoya en el artículo titulado “Riesgo en la generación eléctrica. Explotación del parque” publicado en la revista Anales de Julio 2003.

Finalmente, se concreta en las tareas de:

1) Descripción de la explotación del parque en el esquema de mercado

2) Desarrollo de un modelo de explotación semanal y ejercicio de contratos opción con la aplicación informática de modelado en lenguaje algebraico GAMS

3) Análisis de los resultados del modelo con la aplicación informática Excel

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Capítulo 1: Introducción

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2 Formas de contratación de energía en el esquema de

mercado

La regulación de las actividades de generación y comercialización determina en gran medida las alternativas de contratación. En primer lugar se introduce el modelo de mercado de referencia y los conceptos básicos de contratos. En segundo lugar se describen los contratos de suministro. Finalmente, se exponen los contratos financieros.

2.1 Introducción

El sector eléctrico en los países donde se ha liberalizado ha evolucionado atravesando por distintos grados de liberalización. Este capítulo se basa en el modelo de mercado de referencia ilustrado en el diagrama de la Figura 1.

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Capítulo2: Formas de contratación de energía en el esquema de mercado

MERCADO MAYORISTA

MERCADO MINORISTA

MERCADO ORGANIZADO

PROD. 1

PROD. N

EXT. N

COM. 1

COM. N

DIS. N

CON. N

CONSUMIDORESZONA

DISTRIBUCION 1

CONSUMIDORESZONA

DISTRIBUCION N

PROD. 1 Productor 1PROD. N Productor N

N Numero productores mercadoEXT. M Agente externo M

M Numero agentes externos mercadoCOM. 1 Comercializador 1COM. P Comercializador P

P Numero comercializa

≡≡≡≡≡≡≡≡ dores mercado

CON. Q Consumidor cualificado QQ Numero consumidores cualificados mercado

DIS. R Distribuidor RR Numero distribuidores mercado

≡≡≡≡

Figura 1 Esquema genérico de los mercados mayorista y minorista

Este modelo establece que las actividades de generación y comercialización se ejercen en régimen de competencia. Además, se crea un mercado organizado mayorista para la compraventa de energía donde:

Los productores y agentes externos pueden ofertar energía a la venta.

Los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos pueden ofertar energía a la compra.

Los distribuidores ofertan energía a la compra para sus consumidores a tarifa.

Los productores, o agentes externos, y comercializadores pueden celebrar contratos de suministro mayorista.

Los productores, o agentes externos, y consumidores cualificados pueden celebrar contratos de suministro mayorista.

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Los consumidores tienen libertad de elección de comercializador para contratar el

suministro en el mercado minorista.

Finalmente los consumidores tienen derecho de contratar el suministro a tarifa regulada y el distribuidor la obligación de proporcionar la contratación.

2.1.1 Definición de contrato

En términos generales, es un acuerdo vinculante entre un comprador y un vendedor en una transacción. Los contratos que aquí se exponen son contratos de suministro de energía eléctrica así como contratos financieros cuyo activo subyacente es la energía eléctrica

2.1.2 Posición

Una consecuencia de celebrar un contrato es que las contrapartes toman una posición. La posición se define como la cantidad de energía de la que se es propietario como resultado de una contratación.

Se puede clasificar de acuerdo a los siguientes tipos:

Larga vs. Corta: La posición larga es resultado de una compra y la posición corta es resultado de una venta

Física vs. Financiera: La posición física es resultado de un contrato físico o de suministro. La posición financiera es resultado de un contrato de tipo financiero

Para computar la posición a partir de los contratos suscritos por una de las partes, se puede utilizar lo siguiente: se expresa mediante el tipo (larga o corta) y la cantidad de energía. Por ejemplo, la posición de las contrapartes resultado de un contrato de compraventa de 24 MWh es:

Para la parte compradora una posición larga de 24 MWh

Para la parte vendedora una posición corta de 24 MWh

La posición resultado de una cartera de contratos de compra y venta se calcula como la diferencia entre la energía comprada menos la vendida. Se puede expresar en número de contratos cuando éstos se forman con una cantidad de energía standard

Respecto al valor económico de la posición, se pueden distinguir dos valores principales en el esquema de mercado:

1) Valor de compra y venta: Este corresponde con la cantidad de dinero pagada (cobrada) en su compra (venta)

2) Valor en el mercado: Este corresponde con el valor de esa energía al precio actual en el mercado

2.2 Contratos de suministro

Se han clasificado según el contrato tenga lugar en el ámbito del mercado mayorista o minorista. A continuación se exponen brevemente los contratos mayoristas y minoristas

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2.2.1 Mercado mayorista

En el modelo de mercado de referencia los contratos mayoristas se celebran entre un productor o un agente externo y un consumidor cualificado o comercializador. Se caracterizan básicamente porque el vendedor se compromete a suministrar una determinada cantidad de energía en un punto de suministro a cambio de un precio por unidad de energía pactado entre ambos.

Un ejemplo es un contrato acordado de la siguiente forma: Un productor se compromete a generar 24 MWh para un consumidor cualificado en el punto de la red de transporte (RdT) donde está conectado el consumidor el primer día del mes siguiente a la firma del contrato. Las partes acuerdan un precio de compraventa de 60 Euros por MWh. La parte compradora paga a la vendedora un importe de 1440 Euros

Se dice que un contrato es firme cuando el vendedor se compromete a suministrar la energía en el punto de suministro salvo por causa de fuerza mayor como pueda ser una caída de la RdT. Una condición acordada frecuentemente es no limitar la cantidad de energía suministrada.

A continuación se describen brevemente los contratos de suministro en el ámbito del mercado mayorista siguientes:

1) Contratos a plazo

2) Contratos de opciones

3) Contratos por diferencias.

De cada uno de ellos, se presenta una definición, una breve descripción así como los términos con que se manejan y sus distintas tipologías.

En primer lugar, se exponen los contratos a plazo. Se pueden clasificar en contratos al contado o a plazo según la fecha de suministro. Los contratos a plazo, denominados Forward en la terminología inglesa, se acuerdan con una fecha de suministro en el futuro: desde el medio al largo plazo. Por ejemplo, un suministro en todos los días del mes siguiente al de firma del contrato. En cambio, los contratos al contado se celebran el mismo día que se suministra la energía. Tanto en unos como en otros, el suministro se produce durante el plazo de tiempo que se requiera.

En segundo lugar, se exponen los contratos de opciones. En estos contratos se compra y vende un derecho. Este derecho puede ser bien de compra o bien de venta de una cantidad de energía a un precio acordado. Estos contratos u opciones se firman tanto en la modalidad física o de suministro como en la financiera. En el punto de contratos financieros, 2.3 Contratos financieros, se exponen los términos y clases de opciones. Unos y otros son comunes a las modalidades física y financiera.

Un comprador de una opción llegado el día de ejercicio: si se trata de una opción de compra, decide si compra la cantidad de energía acordada al precio acordado en el contrato o si no ejerce la opción. De igual forma, si se trata de una opción de venta, decide si vende o si no ejerce la opción.

Finalmente, se exponen los contratos por diferencias. Se ha consultado para ello a [PERE03]. Estos contratos son, como los anteriores, contratos de suministro de energía

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a un precio acordado. Sin embargo, presentan características distintas en cuanto a la liquidación. Se puede definir un contrato por diferencias con los elementos siguientes:

a) Una cantidad de energía q que se acuerda comprar y vender

b) Un precio por unidad de energía Pd acordado entre las partes

c) Una compraventa de energía de la cantidad anterior q en el mercado para el día siguiente a un precio Pm

Los flujos de dinero que se producen se muestran en la tabla siguiente. En este ejemplo, el vendedor es un generador mientras que el comprador es el consumidor cualificado. En un caso general, existen un vendedor y un comprador. El criterio de signos utilizado es un signo positivo significa un ingreso y un signo negativo implica un gasto. En un contrato por diferencias se generan dos flujos para el generador y el consumidor.

Flujo Consumidor Generador

Compra y venta mercado al contado -q x Pm +q x Pm

Contrato por diferencias -q x (Pd-Pm) +q x (Pd-Pm)

IMPORTE NETO -q x Pd +q x Pd

El flujo denominado contrato por diferencias se utiliza para liquidar el contrato entre las dos partes. El flujo final para el consumidor y el generador, denominado importe neto en la tabla, es equivalente al de una compraventa de una energía q a un precio Pd.

La función natural de estos contratos es cubrir los riesgos de la volatilidad del precio de mercado. Es de destacar que los desvíos, en producción o en consumo, de la cantidad q en que puedan incurrir el generador o el consumidor no están cubiertos de dicha volatilidad.

2.2.2 Mercado minorista

De acuerdo al modelo de mercado de referencia, los contratos de suministro minorista se celebran entre un comercializador o distribuidor y un consumidor. Se ha consultado para la descripción a [SALL03]. Se distinguen dos formas básicas de comercializar:

a) Comercialización libre El contrato de suministro se negocia libremente entre comercializador y consumidor

b) Comercialización a tarifa El comercializador, normalmente el distribuidor está obligado por la regulación a ejercer esta actividad, proporciona el suministro en unas condiciones reguladas y percibe una remuneración regulada. El consumidor a tarifa paga una cantidad regulada denominada tarifa.

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A continuación se enumeran algunos tipos de contratos que los comercializadores ofertan a los consumidores dentro de sus productos. Se han ordenado empezando por los más comunes y terminando por los más sofisticados:

1) Contratos a precio fijo. Destinados a consumidores poco sofisticados

2) Contratos indexados al pool. Dirigidos a consumidores con alta capacidad de modulación

3) Contratos de consumos adicionales. Destinados a consumidores a los que no les compensa consumir en un tramo de tarifa y sí en mercado

4) Contratos combinación de tarifa y precio de mercado. Destinado a consumidores que aprovechan las ventajas del suministro a tarifa y de la comercialización libre

5) Contratos take or pay. Destinado a consumidores con una curva de carga plana

6) Contratos indexados al precio del producto del cliente. Destinado a consumidores como productores de aluminio y acero

7) Contratos por diferencias, contratos indexados al pool con caps y contratos de cobertura financiera. Todos ellos se ofertan a consumidores que quieren cubrir total o parcialmente el riesgo de precio

Finalmente se exponen en detalle los contratos más normalizados: Contratos a precio fijo, contratos indexados al precio del pool y contratos de consumo adicional.

Los contratos a precio fijo se caracterizan por que se acuerda unos volúmenes y precios fijos. Se componen de distintos tipos. En primer lugar, los contratos a precio único. En éstos, el precio del kWh es único. Normalmente se dirigen a clientes de gran consumo que necesitan un “traje a medida”. No se aplican a clientes con un consumo poco definido ya sea en volumen o perfil.

Los contratos de descuento sobre tarifa se caracterizan porque se acuerda un precio al que se le descuenta un porcentaje de la tarifa a aplicar a ese consumidor. Se adecuan a los clientes con un consumo medio y un perfil del que no se espera grandes cambios.

Los últimos contratos a precio fijo son los denominados contratos binómicos por períodos. En estos contratos se acuerda un binomio de precios: un precio para la energía y uno para la potencia. Los importes de los precios en cada periodo del día son diferentes. Se dirigen a clientes con alto riesgo de variación tanto en perfil de consumo como en volumen total. Asimismo, a clientes de riesgos o de plantas de nueva construcción. Normalmente se permite a estos clientes optimizar en todo momento el coste de la energía.

El siguiente tipo de contrato normalizado es el de los contratos indexados al precio del pool. Se acuerdan con un precio formado como la suma del precio mayorista de la energía más un porcentaje pactado de este precio más el coste de la tarifa de acceso a red así como de las tasas e impuestos. A diferencia de los contratos anteriores, el cliente asume el riesgo por la volatilidad en el precio de la energía en el mercado mayorista.

Los últimos de los contratos normalizados son los contratos de consumo adicional. Los clientes contratan un consumo adicional en alguna zona horaria al consumo normal que utilizaban en el suministro a tarifa. La práctica más usual es contratar consumos

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adicionales en horas punta. De esta forma, los clientes evitan el alto precio de la energía en estas horas.

2.3 Contratos financieros

En el sector eléctrico estos contratos, a diferencia de los contratos físicos o de suministro, se caracterizan fundamentalmente porque no se suministra energía. Las partes del contrato se comprometen a satisfacer unos flujos de dinero de importe dependiente del precio de la energía así como de otros conceptos.

Un ejemplo de estos contratos es un contrato bilateral financiero:

a) La parte vendedora paga a la parte compradora un importe igual a la diferencia entre el precio del mercado y 6 Euros por cada kWh que la parte compradora haya casado en el mercado

b) La parte compradora paga a la parte vendedora el importe anterior cuando el precio del mercado es inferior a 6 Euros

A continuación se exponen de forma resumida los contratos por diferencias y los contratos derivados de la energía.

Los contratos por diferencias financieros presentan características distintas que estos mismos contratos en su modalidad física o de suministro. Un contrato por diferencias financiero se define con los mismos elementos que uno de suministro. Estos son:

a) Una cantidad de energía Q que se compra y vende

b) Un precio de energía Pc que se acuerda entre las partes

c) Un mercado al contado de referencia con un precio por unidad de energía Pm

Los flujos que se generan en la modalidad financiera se muestran en la tabla siguiente. A diferencia de la modalidad física se genera un flujo para comprador y vendedor. La operación de compra y venta en el mercado para el día siguiente no forma parte de este contrato. Las partes, sin embargo, pueden efectuar esta operación o decidir no hacerlo.

Flujo Condición Importe

Paga vendedor Si Pm>Pc Q x (Pm-Pc)

Paga comprador Si Pc>Pm Q x (Pc-Pm)

Como la modalidad física, la modalidad financiera se liquida con este flujo por diferencias entre el precio del mercado y el precio del contrato. Su función natural es cubrir los riesgos de la volatilidad del precio de mercado que sufren los agentes.

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2.3.1 Contratos de derivados

El otro tipo de contratos que se exponen son los contratos de derivados. Se ha consultado para la exposición [BARQ03] y a [VAZQ03]. Los derivados se definen como unos contratos financieros con un flujo de pago futuro que depende del precio de un bien, denominado activo subyacente. El activo subyacente en los mercados eléctricos es normalmente la energía eléctrica. El activo subyacente o de referencia en los mercados energéticos es normalmente una materia prima: carbón, gas natural y petróleo.

Las aplicaciones fundamentales de los derivados son dos: la cobertura del riesgo por la volatilidad del precio de mercado y la optimización del valor de la cartera. Asimismo, se utilizan para arbitraje y especulación.

A continuación se exponen uno por uno los derivados más comunes: Forward, Opciones y Swaps.

a) Contratos Forward Los contratos denominados Forward en terminología inglesa se definen como contratos de compraventa de energía en una fecha o período futuro a un precio acordado en la fecha de la firma. Los contratos de futuros son contratos Forward en los que las cantidades, las fechas y otras características del contrato que se negocia se han normalizado. Estos contratos se negocian en mercados organizados. La liquidación se caracteriza por realizarse diariamente hasta la liquidación definitiva. En la liquidación diaria se calculan las pérdidas y ganancias como la diferencia entre el precio actual del futuro en el mercado y el precio de compraventa.

Para la exposición se supone un forward compuesto por:

energía de Cantidad qforward ejercicio de Precio Pesubyacente mercado de Precio Ps

≡≡≡

El valor en el mercado de una posición larga por la compra de un Forward se muestra en la ilustración 1.

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COMPRA DE FORWARD

VALOR (Euros)

qx(Ps-Pe)

0 Pe Ps (Euros/MWh)

Ilustración 1: Valor en mercado de posición larga de Forward

El valor de mercado se hace positivo para precios del activo subyacente mayores que el precio de ejercicio. Además, crece linealmente al aumentar el precio del activo subyacente. Para precios de dicho activo menores que el precio de ejercicio el valor de mercado se hace negativo y, de forma similar, decrece linealmente al disminuir el precio del activo subyacente.

El valor en el mercado de una posición corta por la venta de un Forward se muestra en la ilustración 2.

VENTA DE FORWARD

VALOR (Euros)

0 Pe Ps (Euros/MWh)

qx(Pe-Ps)

Ilustración 2: Valor de mercado de una posición corta por venta de Forward

El valor de mercado se hace positivo para precios del activo subyacente menores que el precio de ejercicio. Además, crece linealmente al disminuir el precio del activo subyacente. Para precios de dicho activo mayores que el precio de ejercicio el valor de mercado se hace negativo y, de forma similar, decrece linealmente al aumentar el precio del activo subyacente.

La aplicación principal de los derivados es la cobertura de los riesgos por la volatilidad del precio de mercado del activo subyacente. El valor en el mercado de una posición de Forward o futuros puede compensar el riesgo de una posición en el activo subyacente. Un ejemplo es el siguiente: Se gestiona una cartera que arroja una posición neta corta de

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q unidades de energía a un precio Pe en todo el mes siguiente. El riesgo por volatilidad del precio del subyacente Ps asociado a esta posición se muestra en la Ilustración 3.

RIESGO POSICIÓN

VALOR (Euros)

0 Pe Ps (Euros/MWh)

qx(Pe-Ps)

Ilustración 3: Riesgo por volatilidad precio de mercado de la posición

Se cubre esta posición con una compra de un contrato Forward de una cantidad q a un precio Pe para el mes siguiente. Se ilustra en la figura la cobertura del riesgo.

COBERTURA DE RIESGO

VALOR (Euros)

qx(Pe-Ps)

0 Pe Ps (Euros/MWh)

qx(Pe-Ps)

Valor Riesgo

Valor posicion cubierta

Valor Forward

Ilustración 4: Cobertura riesgo de posición larga con contrato Forward de venta

b) Contratos de opciones

Las opciones financieras se definen como un contrato financiero de compraventa de un derecho. El derecho que se compra puede ser tanto de compra de un bien como de venta

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de ese bien. Las opciones en los mercados eléctricos negocian derechos de compra o de venta de una cantidad de energía eléctrica a un determinado precio.

El comprador de la opción paga al vendedor una prima o premium por el derecho. Como con las opciones físicas, el comprador de la opción financiera llegado el día de ejercicio: si posee el derecho de compra, decide si compra la energía al precio acordado en la compra de la opción o si no ejerce el derecho. De forma similar, si posee el derecho de venta, decide si vende la energía al precio acordado en la compra de la opción o si no ejerce el derecho. A diferencia de las opciones físicas, las opciones financieras no implican el suministro de energía que se ha negociado.

Los términos utilizados en relación con las opciones son:

Día de ejercicio. El día o periodo en que el comprador del derecho puede ejercerlo

Precio de ejercicio. El precio acordado de compra y venta de la energía. Se denomina en inglés strike price

Valor intrínseco (V.I). La diferencia en un instante de tiempo entre el precio de mercado y el precio de ejercicio de la opción. Se muestra en la Ilustración X el valor intrínseco de una compra de una opción de compra definida por:

energía de Cantidad qopcion de Prima Pr

opcion ejercicio de Precio Pesubyacente mercado de Precio Ps

≡≡≡≡

VALOR INTRÍNSECO (Euros) qx(Ps-Pe)-Pr

Ps (Eur./MWh)

Pr Pe

Ilustración 5: Valor intrínseco de una opción

Los segmentos del valor intrínseco se denominan en inglés:

V.I > 0 ⇒ In the money

V.I < 0 ⇒ Out of the money

V.I = 0 ⇒ At the money

Existen distintos tipos de opciones. Una de las clases principales atiende al tipo de derecho que se negocia. Si el derecho es de compra, las opciones se denominan

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opciones de compra. De forma similar, si el derecho es de venta, las opciones se denominan opciones de venta. Otra clasificación relevante atiende al tipo de ejercicio. Si las opciones se ejercitan únicamente en el día de ejercicio o vencimiento, se denominan opciones europeas. Las opciones que se pueden ejercitar dentro de un periodo de tiempo se denominan opciones americanas. Las opciones compuestas de varias condiciones que atañen al perfil del valor intrínseco se denominan opciones complejas. Existe una gran variedad de opciones complejas: Straddles, Strangles, Strip-Strap, Spreads y otras en su denominación inglesa. Por último, las opciones asiáticas son aquellas en las que el precio de ejercicio se forma como la media o una ponderación de precios en mercados de distintos países.

Las dos aplicaciones fundamentales de las opciones son la cobertura de los riesgos por volatilidad en el precio del mercado, como todos los derivados, así como la cobertura de riesgos de satisfacer la demanda.

c) Contratos Swap Los contratos Swap o de intercambio se definen como contratos financieros en los que las dos partes intercambian flujos monetarios en el tiempo. Se denominan también como permutas financieras. Los contratos por diferencias descritos anteriormente son un tipo de Swap en el que se intercambia flujos variables.

Existen muchos tipos: vanilla swap, differential swap, margin swap, participation swap, double-up swap, extendable swaps.

Los agentes de mercados energéticos utilizan los swaps para cubrir su riesgo de volatilidad en el precio de mercado así como para la cobertura de otros riesgos como el riesgo base.

Página 16


3 Estudio de los costes CTC como un contrato financiero

Los costes de transición a la competencia (CTC) se originan en las empresas de generación a causa del paso de esta actividad a un entorno de mercado de energía liberalizado desde un marco regulado con una planificación energética vinculante.

En España, los citados costes nacen, a efectos legales, cuando la Ley de Sector Eléctrico 54/1997 establece la liberalización de la actividad de generación y la transición desde el marco regulado conocido como marco legal estable

3.1 Descripción de los costes

Los costes CTC, según se han definido en el sector eléctrico de distintos países, tienen la función de compensar con dinero a las empresas privadas de generación por las inversiones en centrales proyectadas en el marco regulado. Las empresas de generación tienen derecho a las compensaciones cuando hayan abordado las inversiones con el compromiso de recuperación de los costes y se prevea dificultad de recuperarlos en el entorno de mercado.

Los costes CTC pueden incorporar criterios adicionales a los principales descritos. Como son:

Asegurar la retribución de los costes fijos o la de los costes fijos y variables

Ligar los costes CTC a desinversiones de activos por las empresas, amortizaciones aceleradas o a planes de incremento de la elegibilidad

En España, los costes CTC compensan los costes fijos y los variables. En el importe inicial se hizo una quita. Ésta se ligó a un traslado de eficiencia a los consumidores. Se ha consultado para la descripción a [SANC03]

El Marco Legal Estable (MLE) fue el esquema de regulación del sector español antes de la liberalización. Este marco consistía, de forma resumida, en:

a) Una explotación basada en minimizar los costes del sistema

b) Una explotación centralizada

c) Una planificación energética nacional regulada y con carácter vinculante

Las empresas privadas de generación invertían en las centrales de generación determinadas en el plan. El regulador se comprometía a la recuperación de costes de la inversión y a la retribución del capital.

La remuneración de la generación se fijaba según los costes fijos y variables de la siguiente forma:

1) Costes fijos. Se componen de la suma de los costes de:

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Capítulo3: Estudio de los costes CTC como un contrato financiero

Amortización. Se corresponden con la inversión material por tipo de central

Retribución del capital. Se retribuían con una tasa TIR función de la tasa monetaria.

Operación y mantenimiento. Solamente la componente de coste fijo de estos costes.

2) Costes variables. Se componen de la suma de los costes de:

Consumo específico estándar. Se corresponde con el coste de la termia más el coste de producción.

Operación y mantenimiento. De forma similar, solamente la componente de coste variable de estos conceptos.

El Protocolo eléctrico se acordó entre las compañías eléctricas y el regulador, es decir el gobierno. De igual forma que el MLE se firmó antes de la liberalización. En el protocolo se acordaban:

El paso a la competencia en las actividades de generación y comercialización: el despacho se basaría en precios y no en costes

La creación de los CTC

3.1.1 Importe

El importe de los costes CTC de todas las instalaciones se calculó como la diferencia entre los valores actuales netos de los ingresos previstos en el MLE y estimados en el nuevo entorno de mercado. Se hicieron las suposiciones siguientes:

En cuanto a los ingresos en el MLE:

a) Se fijaron unas horas de utilización anual según el tipo de central

b) Se supuso un horizonte para cada instalación según la vida útil residual. El máximo horizonte era de 16 años

Para los ingresos en el mercado:

1) Se supuso un parque de generación óptimo:

El parque se compone en un 50% de centrales térmicas de carbón importado como combustible y el otro 50 % del parque se forma con centrales térmicas de ciclo combinado

2) Se obtuvo un precio medio del parque de 6 pta/kWh (36 €/MWh):

Para el cálculo de los Valores actuales netos se supuso una tasa monetaria del 5% y un crecimiento de la demanda del 3%. Este último no se aplica en los cálculos.

Por otra parte, se impuso un traslado de eficiencia al consumidor del 30% del importe de los costes CTC.

Finalmente, se sumaron al importe total los conceptos de: Prima y Otros. El primero se asocia a una prima por consumo de carbón autóctono. El segundo al Stock de carbón.

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El importe se expresa con la fórmula:

( )Otros Prima

Mercado Ingresos VANValor MLE Ingresos VANValor 0.7máximo IMPORTE

++−×

=

Las regulaciones posteriores han hecho una serie de modificaciones del importe por los costes CTC. La Ley 54/1997 modificó el importe de los costes. La disposición transitoria sexta estableció:

Un máximo de 1.9 billones de pesetas para el importe total. Además, una asignación de importes máximos por conceptos:

a) Carbón. Un importe de 0.3 billones de pesetas

b) Asignación general. Un importe de 1.28 billones de pesetas

c) Asignación específica. Un importe de 0.32 billones de pesetas

La Ley 50/1998 volvió a modificar dicho importe. El artículo 107 estableció una quita del 16%, igual a un 20% del 80% de la asignación general y específica, del importe máximo a recuperar.

Por último, la Ley 9/2001 estableció:

Un importe máximo de 1.7 billones de pesetas para los costes CTC a recuperar

Una asignación del importe total entre los conceptos tal que: El importe correspondiente al carbón es como máximo de 0.3 billones de pesetas. El importe correspondiente a los otros conceptos, agrupados en la denominación costes CTC tecnológicos, es como máximo de 1.4 billones de pesetas.

3.1.2 Liquidación

Los costes CTC en un sistema eléctrico se pueden liquidar de dos formas: ex post o ex ante. En los Estados Unidos, se eligió la liquidación ex ante. En cambio, España adoptó la liquidación ex post. Ambas formas se exponen a continuación:

a) Liquidación ex post

Para llevar a cabo esta liquidación se fija un plazo de recuperación. Se percibe una cantidad en cada periodo del plazo. Se liquida por la diferencia entre la facturación neta de los costes regulados y los ingresos provenientes del mercado. No se garantiza el cobro.

b) Liquidación ex ante

Esta otra forma se liquida por importes no indexados a los resultados de mercado. A diferencia de la liquidación ex post, se puede percibir por anticipado.

Como sucedió con los importes de los costes CTC, la liquidación de dichos importes sufrió una serie de modificaciones. A continuación, se describen éstas así como las regulaciones en que se materializan.

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La primera modificación se introdujo con la Ley 54/1997. La disposición transitoria sexta estableció:

Un plazo máximo para recuperación de 10 años

Una retribución por diferencia o ex post calculada como:

te transporactividad coste ondistribuci actividad coste

regulados Costes (Cos)especialrégimen compras coste mayorista mercado compras coste

cuotaspor sistema del costes tarifasingresos

totalesnetos Ingresos (Ing)regulados Costes totalesnetos Ingresos

+=

−−−=

−=CTC liquidable Importe

El Real Decreto RD 2017/1997 volvió a modificar la liquidación. Este Real Decreto desarrolla los costes CTC en que:

Se establece la actualización de los costes según la media anual del tipo MIBOR a tres meses. Se puede expresar con la fórmula

( )meses 3mibor tipo1 *

(año) pendientes CTC Costes

+

=+ 1)(año pendientes CTC Costes

Se crea una cláusula de salvaguarda por la que: cuando el precio supera las 6 pta/kWh se descuenta de los costes CTC pendientes de cobro los ingresos anuales del generador obtenidos en el mercado que exceden de aquellos que hubieran obtenido si el precio fuese 6 pta/kWh.

Se fija un orden de prelación para el cobro. El orden de cobro de primero a último es: desvíos de 1997, stock de carbón, prima consumo carbón autóctono y las asignaciones general y específica. La liquidación de los derechos de cobro se muestra en el esquema. Para un mes determinado:

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{ }{ }

{ } { }

{ }

{ }

{ } { } carbonstock cobro derechos1 liq importe carbonstock cobro derechos

pendientescarbon stock CTC costes pendientescarbon stock CTC costes

carbon stock importecarbonstock cobro derechos0 Si

(1) pendientes CTC costes

pendientes CTC costesno Si

1997 desvios importe 1997 desvíos importe-

1997 desvíos pendientes CTC costes 1997 desvíos pendientes CTC costes

1997 desvíos importe1997 desvíos cobro derechos0 Si

(0)

empemp

−=−

=

=⇒

+=

⇒

−=

=

=⇒

=

∑

2 liq Importe

1 liq Importe

0 liq Importe

0 liq Importe1 liq Importe

0 liq ImporteCTC liquidable Importe0 liq Importe

>

>

{ }

{ }{ }

carbon prima cobro derechos

carbon prima cobro derechos pendientescarbon prima CTC costes

pendientescarbon prima CTC costes

carbon primacarbon prima cobro derechos Si

(2)

empemp

−=

−=

=⇒

>

∑

2 liq Importe3 liq Importe

2 liq Importe

0

{ }{ }

{ }

{ } 3 liq Importe pendientes especificay general a. CTC costes

pendientes específicay general a. CTC costes 3 liq Importe*0.2específica a. cobro derechos

3 liq Importe*0.8general a. cobro derechos Si

(3)

−=

==⇒

> 0 3 liq Importe

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La Ley 50/1998 modificó nuevamente la regulación de la liquidación. El articulo 107 de esta Ley modifica la disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997 de forma que:

De los costes CTC liquidados por diferencias: El carbón y el 20% de las asignaciones general y específica siguen incluidos en esta liquidación de costes. El gobierno puede establecer anualmente el porcentaje del reparto entre empresas. Los cobros en 1998 por desvíos no se incluyen entre los costes CTC cobrados

De los costes CTC liquidados por cuota: Las empresas renuncian al 20% del 80%, un 16% en total, de las asignaciones general y específica a que tenían derecho de cobro como máximo. Se crea una cuota del 4,5% para el cobro de la asignación general y específica. Dicha cuota se puede transferir a terceros y su cobro no tiene límite temporal.

Finalmente, se establece que las cantidades cobradas hasta el 2007 con esta liquidación no pueden superar las que se cobrarían de aplicar el método de diferencias.

La última de las modificaciones se reguló con la Ley 9/2001. Esta Ley vuelve a cambiar los costes CTC de forma que:

Se establece el importe de costes CTC a recuperar en 1.7 billones de pesetas. Que se reparten:

a) Un máximo de 1.4 billones de pesetas para los costes CTC tecnológicos

b) Un máximo de 0.3 billones de pesetas para los costes CTC del carbón

El gobierno establece anualmente el importe máximo a recuperar hasta el 2010. Se mantiene la cláusula de salvaguarda al precio de 6 pta/kWh. Se puede transmitir el derecho de cobro de los costes CTC tecnológicos a los nuevos titulares. Se deducen las plusvalías y los derechos de cobro para la empresa vendedora

3.2 Los costes CTC como un contrato financiero

En este punto, se asimila los costes CTC tecnológicos a un contrato financiero firmado por un agente generador. La liquidación de dichos costes se resume en las características siguientes:

Se liquida de forma Ex post

Se dispone de un plazo de recuperación hasta el 2010

Se liquidan dos componentes: Una componente del importe total se liquida por cuota y otra se liquida por diferencias y depende del precio de mercado.

Existe una cláusula de salvaguarda a precio medio mensual de 6 pta/kWh

Se reconoce como coste CTC el Déficit de tarifa. Este se calcula mensualmente.

Se permite la transmisión de derechos de cobro.

Se periodifica la liquidación de ingresos y costes regulados en: 14 liquidaciones mensuales a cuenta, 1 liquidación anual y 1 liquidación definitiva anual.

Se actualiza anualmente el valor de los costes CTC remanentes

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Se dan dos escenarios de liquidación según el signo de la componente liquidable por

diferencias: Superávit de tarifa si el importe liquidable es positivo y Déficit de tarifa si dicho importe es negativo. Se puede expresar el valor de los costes CTC pendientes como:

1) Superávit de tarifa

nulo Importe Precio mercado Precio liq Importe-pendientes CTC Costes

pendientes CTC Costes 0 CTC Ingresos

<

=>⇒> 0 liq Importe

2) Déficit de tarifa

nulo Importe Precio mercado Precio

CTC Ingresos pendientes CTC Costes pendientes CTC Costes

0 CTC Ingresos

>

+

=<⇒< 0 liq Importe

3.2.1 Flujo de ingresos y costes

A partir de estas características se deduce el flujo de ingresos y costes. En un escenario de superávit, los flujos de dinero derivados de la componente por diferencias de los CTC para un agente con derechos de cobro son:

Los ingresos se pueden expresan como:

)

R.E) de primaspor compra Coste - tarifaa demanda de mercadoen compra Coste-

regulado neto (IngresoCd

Pm Pr,Ta,Ti,P,D, Cs, Cd,F(×

== gen INGRESO

Siendo:

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mayorista mercado de Precio Pmrenovable energía ponderada media Prima Pr

acceso Tarifa Taintegral Tarifa Ti

EspecialRegimen Produccion P tarifaa anual Demanda D

sdiferenciapor CTC CuotaCctc

≡≡≡≡≡≡≡

Definiendo:

diario mercado anual medio PrecioPdp.u Cs -Ti neta integral TarifaTin

D / ) acceso tarifaIngresos -te transporactividad Coste ondistribuci actividad Coste

cuotaspor sistema Costes (unitario sistema Coste p.u Cs

≡=≡

++

=≡

Aproximando:

Pr P R.E primaspor compra CostePd tarifaa demanda de mercadoen compra Coste

DTin regulado neto Ingreso

×≈×≈

×≈D

Suponiendo: PdD Pr P ×<<<<×

Pd Pm ≈

Los ingresos quedan en forma analítica:

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)

D- Po) (PdfTinnulo Importe a mercado Precio Po

DTinCctcmaximo Importe Iodonde

Po Pd Si 0

Po Pd Si PmPoIo-Io

Pd( f

=≤′=≡

××=≡

>

≤== gen INGRESO

El ingreso del generador queda igual a una función f(Pd) del precio del mercado diario Pd de dos tramos:

1) Uno si el precio es menor que el precio de ingresos nulos Po

2) Otro, si el precio es mayor que este precio

El precio a ingresos nulos Po es igual a la tarifa integral neta Tin.

En el primer tramo los ingresos son decrecientes y tales que el importe máximo Io es igual a la cuota de CTC por diferencias Cctc por la tarifa integral neta Tin por la demanda a tarifa D. La pendiente es igual a la cuota de CTC tecnológicos Cctc por la demanda a tarifa D

En el segundo tramo, los ingresos son nulos.

El flujo se expresa de forma gráfica:

IMPORTE (Euros)

Io

0 Po Pd (Euros/MWh)

Los ingresos parten del máximo Io para un precio del M. Diario Pd igual a cero. Descienden hasta llegar a anularse para un precio del diario Pd igual a la tarifa integral neta Tin. Se mantienen nulos para precios mayores

Para calcular los costes para un generador con derechos de cobro de CTC se tiene en cuenta la cláusula de salvaguarda. Se puede expresar dicha cláusula como:

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( )

DmCm (Pd)g

dondepta/kWh 6 Pd Si 6-PdDmCm

g(Pd)

×=′

>××

=≡ gen COSTE

diario mercado Cuota Cm ≡

pta/kWh 6 Pd Si 0 ≤

diario mercado anual Demanda Dm ≡

Coste (Euros)

Siendo:

diario mercado anual medio Precio Pd ≡

El coste que contabiliza el generador se expresa como una función g(Pd) del precio medio anual del mercado diario Pd en dos tramos.

1) Uno, si dicho precio medio Pd inferior al importe de la cláusula 6 pta/kWh

2) Otro, si el anterior precio medio Pd es superior al importe de la cláusula de salvaguarda

En el primer tramo el coste es nulo. Mientras que en el segundo tramo el coste es creciente de forma lineal con el precio medio anual Pd. La pendiente es igual a la cuota en el mercado diario de este generador Cm por la demanda anual del Mercado diario Dm.

Los costes quedan de forma gráfica:

Cm x Dm

0 6 7 Pd (pta/kWh)

Los costes parten de cero desde el precio Pd igual a cero hasta un valor igual a la cláusula de salvaguarda. Ascienden linealmente para valores mayores del precio Pd

El Flujo neto derivado de ambos conceptos se expresa como:

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Coste-Ingreso= neto FLUJO

Po Pd Si Pd)-(TinDCctc ≤××

Se distinguen dos escenarios en función del importe del precio Po:

1) Po ≤ 6 pta/kWh

2) Po > 6 pta/kWh

En el primer escenario el flujo neto se expresa de forma analítica como:

( ) Pd 6 Si 6-PdDmCm 6 Pd Po Si 0

≤××−≤<=≡ Fn(Pd) neto FLUJO

Una función Fn(Pd) del precio medio del mercado diario Pd en tres tramos:

1) El primero. para precios medios anuales Pd del M. Diario, igual a los ingresos del generador.

2) El segundo, para precios medios anuales Pd mayores que el precio a ingresos nulos Po y menores que el precio de la cláusula de salvaguarda, igual a cero.

3) El tercero, para precios medios anuales Pd mayores que el precio de dicha cláusula, igual a los costes del generador.

El flujo neto queda de forma gráfica:

Suponiendo:

(Pd)g'(Pd)f' Dm Cm D Cctc ≈⇒×≈×

FLUJO N. (Eur.)

Po Cctc x D

0 Po 6 Po+6 Pd (pta/kWh) Po x Cm x Dm

Flujo neto

Ingreso

Coste

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El flujo neto parte del Importe máximo de los ingresos Io cuando el precio medio del M. Diario Pd es nulo. Desciende linealmente hasta anularse para el precio Pd igual a Po. Se mantiene nulo hasta el precio Pd igual al valor de la cláusula de salvaguarda 6 pta/kWh. Decrece linealmente para precios Pd mayores que la citada cláusula.

En el segundo y último escenario de perfil de flujo neto éste se expresa de forma analítica como:

( )

( )

Pd Po Si 6-PdDmCm

PoPd 6 Si 6-PdDmCm Pd)-Tin(DCctc

6 Pd Si Pd)-Tin(DCctc

<××−

<<××−××

≤××

=≡ Fn(Pd)neto FLUJO

(Pd)g'(Pd)f' Dm Cm D Cctc ≈⇒×≈×

Una función Fn(Pd) del precio medio anual del M. Diario Pd en tres tramos:

1) El primero, para precios Pd menores que las 6 pta/kWh, son los ingresos del generador

2) El segundo, para precios Pd menores que el precio de ingreso nulo Po y mayores que las 6 pta/kWh, es la diferencia entre el ingreso y el coste de la cláusula de salvaguarda.

3) El tercero, para precios Pd mayores que el precio Po, es igual al coste de la cláusula salvaguarda

El flujo neto expresado de forma gráfica:

Suponiendo:

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FLUJO N. (Euros)

Po x Cctc x D

0 6 Po Po+6 Pd (pta/kWh)

Po x

Cm x Dm

Flujo neto

Ingreso

Coste

El flujo neto, como en el otro perfil, parte de los ingresos máximos Io para el precio Pd nulo. Desciende linealmente hasta que el precio Pd vale las 6 pta/kWh de la cláusula de salvaguarda. Sigue descendiendo ahora con una pendiente igual a la suma de las pendientes de ingreso y coste hasta que el precio Pd vale el precio de importe nulo Po. Finalmente, desciende linealmente con la pendiente del coste para precios Pd mayores que el precio Po.

3.2.2 Contrato financiero equivalente

Con el contrato financiero equivalente se busca asimilar los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de los costes CTC a dicho contrato equivalente. La condición que se debe cumplir es que la forma de los perfiles de flujo del contrato financiero equivalente y del flujo neto derivado de los CTC sean iguales.

Si recordamos el perfil de los contratos de futuros expuestos en el Capítulo 2: Formas de contratación de energía en el esquema de mercado, y asimilamos el perfil del flujo neto por tramos, llegamos a la siguiente equivalencia:

En el escenario en que el precio Po es inferior a las 6 pta/kWh, el flujo neto se puede asimilar al valor en el mercado de un contrato financiero compuesto por la suma de:

Una posición larga o compra de una opción de venta formada por:

1) Un precio de ejercicio igual al precio de importe nulo Po

2) Una cantidad de energía igual a la demanda total a tarifa D por la cuota de CTC tecnológicos del generador Cctc

Una posición corta o venta de una opción de compra formada por:

1) Un precio de ejercicio igual a las 6 pta/kWh de la cláusula de salvaguarda

2) Una cantidad de energía igual a la cuota del M. Diario Cm por la demanda en este mercado Dm.

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3.2.3 Conclusiones

Los costes CTC, como se expuso en la descripción, proporcionan a los generadores con derechos de cobro unos ingresos en los plazos mensual y anual. Estos costes, vistos como un contrato financiero equivalente, influyen en la gestión de riesgos por la volatilidad del precio de mercado diario de la energía tanto en precios mayores de las 6 pta/kWh como para precios menores que éstas.

Es de señalar que en el escenario de superávit analizado los generadores sufren riesgos distintos para precios mayores que las 6 pta/kWh y para precios menores que Po. En este segmento de precios el riesgo se determina por la cuota de CTC tecnológicos Cctc. En aquel segmento de precios el riesgo viene determinado por la cuota del M. Diario Cm.

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4 Influencia de los contratos en la explotación semanal

4.1 Descripción de la programación semanal

La programación semanal es una planificación de la explotación – producción – de los grupos de generación con un horizonte semanal.

Esta planificación tiene lugar en un entorno que tradicionalmente era centralizado y actualmente es de mercado. A continuación, se exponen separadamente las formas de planificación y explotación de las compañías de generación en estos esquemas. Al final, se expone el proceso de programación semanal en el esquema de mercado.

4.1.1 Esquema explotación unificada

Una explotación unificada se caracteriza porque un operador toma decisiones para todos los recursos del sistema.

El operador planifica la explotación tradicionalmente de forma jerárquica en el tiempo. La planificación de orden superior o mayor plazo alimenta a la del orden siguiente de menor plazo. El criterio económico de la explotación centralizada es minimizar el coste de explotación del sistema

Se compone tradicionalmente de los ámbitos temporales siguientes:

a) Medio plazo. Se planifica en plazos de un año: La gestión anual, o hiperanual, de los embalses con capacidad de regulación. La política de mantenimiento de los grupos generadores. La gestión de los stocks de combustible

Para el plazo mensual, se toman estas mismas decisiones con mayor nivel de detalle

b) Corto plazo. Se planifica semanalmente: La política de arranques y paradas en la semana para cubrir el descenso de la demanda durante el fin de semana. La coordinación hidrotérmica de los equipos hidráulicos y térmicos en la cobertura de la demanda

Los generadores con centrales hidráulicas planifican los arranques y paradas diarios en el corto plazo.

c) Tiempo real. Se opera el sistema eléctrico: El OS es el responsable de la explotación del sistema en condiciones de seguridad y de mínimo coste. El OS toma las decisiones de explotación del sistema: despacho de generación, operación de la red de transporte (RdT) y emergencias

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Capítulo 4: Influencia de los contratos en la explotación semanal

4.1.2 Esquema de mercado

La explotación del parque generador tiene el objetivo de producir las ventas netas de energía. Por ello, las ventas o posición es la variable de gestión.

Se caracteriza principalmente por:

Las compañías de generación toman las decisiones de explotación de sus recursos de producción

La demanda es cubierta por los generadores según sus resultados en las distintas casaciones. El OS es el responsable último de la cobertura de la demanda del sistema.

La energía se negocia por medio de contratos y mecanismos de mercado según el modelo de mercado de energía implantado

El riesgo o incertidumbre asociada a las variables económicas de los mercados se convierte en una variable de gestión en el corto, medio y largo plazo para las compañías de generación

En la explotación en el esquema de mercado se gestionan los riesgos de la actividad de generación. A continuación se expone brevemente el concepto de riesgo, los tipos principales y la gestión del riesgo en las actividades liberalizadas. Se ha consultado para la descripción a [BARQ03]

El riesgo, en economía, es la incertidumbre asociada a la consecución de un objetivo en un determinado horizonte temporal. Por ejemplo, el riesgo de beneficio operativo anual de una empresa de generación que ejerce su actividad en un esquema de mercado. Las empresas cuando fijan un objetivo, asumen un nivel de riesgo que están dispuestos a gestionar:

Por ejemplo, una empresa con un nivel de endeudamiento muy bajo puede asumir riesgos que otra con un nivel de endeudamiento mayor no puede asumir.

El riesgo se asocia a un determinado horizonte temporal. En el ejemplo del riesgo de beneficio operativo anual, el riesgo está asociado al flujo de caja en los doce meses del año. La medición del riesgo es básica para su gestión, como se explica más adelante. Existen dos grandes formas de medir los riesgos:

a) La magnitud de las pérdidas económicas

b) La incertidumbre de los beneficios

Los elementos del riesgo son de distinto tipo. A continuación, se exponen los tipos de riesgo clásicos:

1) Riesgo operacional Se asocia a pérdidas debidas a fallos en los procesos y sistemas. Algunos ejemplos son: Fallo de unos grupos de generación, Envío de una oferta errónea.

En la explotación de la generación los riesgos típicos son las indisponibilidades en los grupos generadores. Estas se suelen dividir en programadas y fortuitas:

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a) Programadas

Son paradas planificadas para realizar el mantenimiento de los grupos y las centrales de generación. Se planifican en el medio plazo con un horizonte anual y una actualización mensual y se declaran al OS con antelación.

b) Fortuitas

Son fallos en la operación en tiempo real: averías eléctricas, mecánicas, etc. Se planifica su cobertura con grupos de reserva normalmente parados

2) Riesgo estratégico Se corresponde con las pérdidas o ganancias relacionadas con las decisiones empresariales: Inversión en centrales de ciclo combinado, Expansión internacional

3) Riesgos de mercado Un conjunto de riesgos que se derivan de la volatilidad de los precios de activos y pasivos financieros. Dentro de este riesgo se distinguen distintos subtipos:

a) Riesgo de precio. Es la ganancia o pérdida por la variación del precio de mercado

b) Riesgo de base. El riesgo de que el activo base y el activo objeto de la cobertura evolucionen de distinta forma

c) Riesgo de liquidez. El riesgo derivado de baja liquidez en el mercado o escasas oportunidades de compraventa

d) Riesgo regulatorio. El riesgo derivado del cambio de las reglas o leyes del mercado o sector

4) Riesgos de crédito Se asocia con las pérdidas derivadas de impago de las contrapartes

5) Riesgos sistémicos Por último, los riesgos sistémicos son aquellos que afectan a la totalidad del mercado. Por ejemplo la guerra en un país

La gestión del riesgos es una tarea nueva que las empresas deben realizar en el esquema de mercado. Las etapas de la gestión de riesgos son:

1) Identificar los riesgos. Se trata de responder a ¿Qué puede ir mal?, y ¿Qué consecuencias puede traer esto?

2) Medir los riesgos. Para la medición se puede bien calcular la función de distribución de probabilidad de las pérdidas y ganancias o la función de rentabilidad para un riesgo

3) Tomar decisiones. En esta etapa una forma de hacerlo es tomar un punto en el plano riesgo / rentabilidad. Se pueden realizar las operaciones siguientes: Cobertura, Diversificación y Seguro. La cobertura, como ya se expuso, se lleva a cabo con instrumentos financieros. La diversificación consiste en invertir de forma que se compensen unos riesgos con otros. El seguro cubre los riesgos a cambio de una prima.

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En este nuevo esquema de mercado, donde se deben gestionan los riesgos, las compañías adaptan su organización de diversas maneras. La organización de las compañías depende en cierta medida del diseño de los mercados mayorista, minorista y de las otras formas de contratación. Algunas de las formas de organización utilizadas son:

a) Por jerarquías en el tiempo Estas organizaciones crean órganos asociados a las funciones de Medio plazo, Corto plazo y Tiempo real. Los órganos se relacionan entre ellos con un flujo de información en cascada. Esta organización es similar a la del esquema de explotación unificada.

b) Por funciones principales En estas organziaciones se crean órganos separados para las funciones principales. A su vez, en cada órgano se gestionan todos los plazos temporales. La función económica se responsabiliza de: Función económica de los mercados de energía y Relación con OM. La función técnica se encarga de: Función técnica en la operación de generación y del sistema eléctrico así como de la Relación con OS. El trading lleva a cabo: Función de trading o comercio en la contratación mayorista y Relación con mercados y clientes. Finalmente, la función de Aprovisionamiento ejerce la Función de aprovisionamiento de combustible y Relación con mercados y productores de combustibles.

Un ejemplo de este tipo es la organización de la Dirección de gestión de energía de Iberdrola. El esquema actual de la organización y sus funciones es el siguiente.Nota

Dirección de Gestión de Energía de Iberdrola A. Planificación y ofertas

Planificación

Predicción de precios

Oferta al mercado diario

B. Operación y control

Mercados intradiarios

Mercados de SS.CC

Operación en tiempo real

C. Contratación mayorista

Trading de energía

Ventas y originacion

Análisis

Nota El esquema de la organización fue presentado por Iberdrola durante una sesión para los alumnos del Master MSE

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D. Combustibles

Compra

Trading y cobertura

Planificación de aprovisionamientos

E. Análisis y procesos

Análisis de mercados

Modelos de precios de derivados

Control de calidad

Gestión de riesgos

F. Liquidación y control de riesgo

Control de riesgo

Informes

Liquidaciones trading y mercados

Medidas

c) Por relación con los clientes, entidades reguladoras y operadores del sector: Este tipo de organización se denomina en terminología inglesa front/middle/back office. El Front Office es el órgano en relación directa con los clientes de los mercados. El Middle Office es el órgano en relación intermedia entre clientes y entidades operadoras y reguladoras. Por último, el Back Office no guarda relación con el cliente y sí mantiene relación directa con las entidades operadoras y reguladoras.

También se adopta en diseños de mercado de bienes de consumo y financieros. Un ejemplo de compañía eléctrica de este tipo es la organización de la Dirección de Mercado Eléctrico de Endesa S.A. El esquema actual de la organización y sus funciones es el siguiente:

Dirección de mercado eléctrico de Endesa A. Front: Operación y mercados

1) Mercados primarios

Ofertas a los mercados diario, banda secundaria y restricciones

Programación semanal de cobertura

Gestión de las importaciones y exportaciones

2) Operación y mercados en tiempo real

Ofertas a los mercados intradiarios, desvíos y terciaria

Control de la generación

Envío de programas operativos a los centros de producción

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3) Trading

Ofertas al mercado OTC

Operaciones de cobertura financiera

B. Middle: Análisis y previsiones

1) Gestión hidráulica

Planificación hidráulica diaria, semanal y largo plazo

2) Modelos y cobertura

Mantenimiento de datos técnicos y económicos de los grupos

Estudios de gestión hidrotérmica

Análisis de mercado a medio y largo plazo

Coordinación de las paradas programadas

Evaluación de contratos

Gestión de riesgos del grupo Endesa

3) Sistemas de control y aplicaciones

Gestión del sistema AGC

Estrategias de operación en SS.CC

4) Transporte y servicios complementarios

Estrategias y previsiones de mercados posteriores (restricciones, secundaria, terciaria y desvíos)

Planificación de descargos de la red de transporte

Ofertas al servicio de control de tensiones

C. Back:

a. Control de energía

Balance de energía de Endesa en mercado

Normativa aplicable a movimientos

Sistemas de medida

Intercambio de información con el OS

Informes

b. Liquidaciones

Liquidación de mercado, contratos bilaterales y costes CTCs

Relaciones con las direcciones internas en ámbito de la liquidación

Relación con el OM en ámbito de la liquidación

Previsión de CTC

Informes de actividad

Gestión de la información

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En el esquema de mercado, como en el unificado, las herramientas de explotación y planificación son un instrumento de ayuda. Estas herramientas de modelización sirven de apoyo a la toma de decisiones de explotación. Se trata de herramientas de minimización de costes, de maximización del beneficio y de optimización de beneficio y riesgo. A continuación, se exponen resumidamente todas ellas:

En primer lugar, las herramientas de minimización de los costes de explotación.

Estas herramientas se utilizaban tradicionalmente en el esquema de explotación unificada. Este problema se caracteriza por ser no lineal (las funciones de coste son cuadráticas, los costes de arranque exponenciales, etc.), de variables discretas (acoplamiento, arranque y parada) así como por ser de gran tamaño. Además, debido a la incertidumbre tiene un carácter estocástico. La función objetivo es encontrar la explotación que minimiza el coste de producción cubriendo la demanda esperada. Las restricciones que se contemplan son del parque generador y reserva del sistema. La estructura de las variables se compone de las variables de entrada: Demanda, Hidraulicidad y Precios combustibles. Las variables de decisión, según el ámbito temporal son:

En el ámbito temporal que oscila de 1 mes a 2 años:

1) Mantenimiento preventivo programado de térmicas y nucleares

2) Gestión del ciclo de combustible nuclear

3) Gestiona anual de embalses

4) Gestión del bombeo estacional

5) Gestión de la demanda

6) Análisis de cobertura de la demanda

7) Previsión de compras / consumos de combustible

De igual forma, en el ámbito de 1 semana a 2 meses son:

1) Gestión de grupos de bombeo

2) Programación de paradas de fin de semana

3) Gestión semanal de los embalses

Por último en el ámbito de hasta 1 semana, se abordan las variables de decisión:

1) Programación semanal

2) Gestión de arranques y paradas de los grupos térmicos

3) Gestión del bombeo diario y semanal

La herramienta desarrollada en el estudio de la influencia de los contratos en la programación semanal se basa en este problema en el plazo semanal. En dicha herramienta se ha introducido las decisiones de ejecución de contratos físicos para la gestión de riesgos de operación. Además, se simplificará para plantear un problema lineal y determinista con variables enteras.

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El otro tipo de herramientas utilizadas son las de optimización del beneficio de explotación. Se ha consultado para la exposición a [ROUC03].

Se clasifica actualmente estas herramientas en primera y segunda generación. Estas generaciones se distinguen en el tratamiento del riesgo. En la segunda generación se introducen contratos financieros como medio de cobertura y minimización del riesgo.

La primera generación plantea la función objetivo de encontrar la explotación que maximiza el beneficio operativo. El problema abordado tiene las mismas características que el anterior. El modelo simplifica a un problema lineal, determinista y de variables enteras. Las restricciones que se contemplan son: Parque generador, Mercado, Comportamiento del agente y Estrategia del agente. Las variables de entrada: Demanda, Hidraulicidad, Precios combustibles y Comportamiento agentes.

Las variables de decisión que se tratan:

1) Producción grupos

2) Arranques y paradas

3) Bombeo

4) Mantenimiento programado

Las herramientas de segunda generación introducen el tratamiento del riesgo. La función objetivo es ahora encontrar la estrategia de explotación que maximiza el beneficio operativo y minimiza el riesgo del mismo. El problema matemático cambia a una optimización multicriterio.

Esta segunda generación se ha centrado en el ámbito temporal de Medio Plazo. En el corto plazo también se han utilizado en aplicaciones a la estrategia de oferta a los mercados. Las características de las aplicaciones a Medio Plazo son:

Problema: Gestión del parque y Contratación de instrumentos financieros

Función objetivo: Beneficio operativo anual

Problema matemático: Optimización multicriterio

La estructura de las variables de la aplicación se compone de las variables de entrada: Consigna de riesgo, Características grupos, Variables económicas así como de los Instrumentos financieros disponibles. Las variables de decisión: Numero de instrumentos de cada tipo y Estrategia de explotación del parque

Estas herramientas obtienen los resultados de: Beneficio esperado y Riesgo de la distribución del beneficio. Recientemente, se ha aplicado a generadores del Nordpool. Esta aplicación según el enfoque de los investigadores Fleten y Unger se diseñó para generadores que:

1) Poseen una potencia instalada pequeña

2) Operan en Nordpool – descrito en el Anexo -

3) Se cubren en el mercado a plazo de derivados

Esta aplicación integra herramientas de valoración del precio futuro de los instrumentos.

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4.1.3 Proceso de programación semanal

Los objetivos que se persiguen son:

Arranques y paradas de los grupos térmicos de ciclo semanal

Arranques y paradas diarias de los grupos térmicos de ciclo diario

Gestión de la potencia hidráulica coordinada con la potencia térmica para la semana

Previsión del bombeo para la semana

Estimación de programación horaria de los grupos

El procedimiento de elaborar la programación semanal consta de las siguientes etapas:

1) Elaborar la previsión de la demanda horaria total del sistema

2) Calcular la previsión de producción hidráulica de las unidades de gestión hidráulica

3) Ejecutar el modelo de optimización de costes del despacho coordinado de los grupos de generación térmica e hidráulica

4) Decidir el despacho semanal de arranques y paradas de ciclo semanal y diario

A continuación, se exponen las etapas del procedimiento:

1) Previsión de la demanda horaria Se calcula la previsión de la demanda total del sistema eléctrico peninsular. Se descuenta de esa demanda la previsión de producción de los autoproductores. Se estima la producción posible de la empresa

2) Previsión Producción hidráulica Se gestiona el nivel de los embalses y se calcula una previsión de la producción hidráulica

3) Despacho óptimo Se ejecuta el modelo de optimización de los costes de generación por coordinación hidrotérmica. Con esto, se obtiene el despacho semanal óptimo de los grupos térmicos e hidráulicos así como el programa de bombeo que cumple las condiciones de cobertura de demanda y reserva rodante

Se comprueba que el despacho o perfil hidráulico óptimo es factible de acuerdo a la previsión semanal y se toma los acoplamientos de los grupos térmicos como base del despacho semanal.

Finalmente, se obtiene una estimación de costes marginales así como los resultados del despacho semanal

Los acoplamientos semanales y diarios

Los costes marginales

El programa horario

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4) Iteración

Si los costes marginales del despacho son suficientemente mayores que las previsiones de precio, se repite el proceso de programación semanal ajustando la demanda así como las producciones.

4.2 Modelo de explotación semanal

En primer lugar, se introducen brevemente las aplicaciones informáticas de modelos de optimización. En segundo lugar, se exponen el modelo, su estructura y componentes. Al final, se presentan los resultados y el análisis de los mismos.

4.2.1 Introducción a los modelos de optimización

Se ha desarrollado un modelo de optimización en un lenguaje algebraico integrado en la aplicación GAMS. Este lenguaje presenta ventajas frente a los lenguajes de programación de propósito general u hojas de cálculo. Algunas de éstas son:

La formulación es independiente del tamaño del problema

El modelo es independiente de los optimizadores o algoritmos de optimización

El esquema de funcionamiento de la aplicación es de forma resumida el siguiente: El modelador especifica el problema. El programador formula el problema en lenguaje algebraico. La aplicación GAMS compila y genera el modelo explotando las ecuaciones y variables en todo el dominio especificado. El algoritmo de optimización de la aplicación GAMS especificado en el modelo busca la solución al problema. La aplicación GAMS genera un archivo con la solución o con el resultado de la búsqueda.

4.2.2 Descripción del modelo

Las características principales del modelo de optimización son:

a) Función objetivo

Encontrar la estrategia óptima de explotación del parque generador y de ejecución de cartera de contratos de coste total mínimo

b) Problema matemático

Se resuelve un problema de optimización lineal entera mixta (MIP) con el algoritmo de optimización cplex.

c) Ámbito temporal

Se modela para el ámbito de la semana o menor: días e incluso horas.

El Sistema eléctrico se ha modelado con una demanda determinista, una red de transporte reducida a un único nudo. El parque de generación se compone de grupos térmicos de diversas tecnologías. El Mercado de energía se ha representado mediante unas cuotas de equilibrio en un mercado oligopolista.

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Por último, la Cartera de contratos modelados se compone de:

1) Contratos bilaterales físicos

2) Opciones físicas europeas de carga base, carga pico y carga variable

La descripción se ha redactado en el orden siguiente. En primer lugar se describe la estructura lógica del modelo. En segundo lugar, la estructura física o implementación de las entradas y salidas de datos. En el punto 4.2.3 Resultados se describen los dos escenarios de trabajo.

La estructura del modelo se expone de dos formas:

1) Primero, la lógica fundamental de las variables de decisión y las variables de entrada.

2) Segundo, el detalle de modelado de los elementos.

Las variables de decisión son las siguientes:

a) Variables relativas a la explotación del Parque

1) Potencia no suministrada

2) Potencia generada por los grupos

3) Arranque y parada de los grupos

b) Variables relativas a la ejecución de la cartera

4) Ejercicio opción de compra carga base y carga punta

5) Perfil carga de opciones carga variable

Las variables de entrada o exógenas son las siguientes.

Con relación al Sistema:

1) Demanda

2) Coste potencia no suministrada

3) Reserva rodante

En cuanto al Mercado se alimenta la fracción de la demanda del sistema a cubrir por el generador.

El Parque se caracteriza con unos parámetros técnicos, económicos y de estado inicial.

Para la Cartera se toman los parámetros por tipo de contrato siguientes:

1) Contratos bilaterales

La energía negociada por cada ejecución y el día o días de ejecución. Por tanto, la decisión de ejecución de los contratos bilaterales queda fuera del ámbito de decisión del modelo.

2) Contratos de Opcion de compra de carga base

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El número de contratos en cartera, la potencia nominal, el precio ejercicio y el día de ejecución de cada uno de los contratos.

3) Contratos de Opcion de compra de carga punta

El número de contratos en cartera, la potencia nominal, el precio ejercicio y el día de ejecución de cada uno de los contratos.

4) Contratos de Opcion de compra de carga variable

El número de opciones de carga variable, la potencia máxima, la energía máxima, el precio ejercicio y el período de ejecución de cada una de ellas.

A continuación se describen con detalle los elementos fundamentales del modelo.

Se ha estructurado la descripción en dos grandes grupos: modelo del sistema y modelo de cartera. Para terminar, se detallan las ecuaciones del sistema y de minimización del coste total.

1) Modelo de sistema El ámbito temporal consta de los índices de hora, periodo y día así como de los parámetros de cada periodo. El modelado de estos elementos es la siguiente:

a) Indice de hora: Es el conjunto de horas de una semana. Se ha definido como un índice estático con el dominio de 1 a 168.

b) Indice de periodo: Es el conjunto de periodos horarios de la semana. Se ha definido como un índice estático con el dominio de 1 a 168. Un periodo corresponde con unas horas de la semana. Dos periodos sucesivos tienen periodos horarios también sucesivos. El conjunto se configura.

Se han definido dos características de los periodos: el tipo de hora y el número de horas por periodo

El número de horas del periodo se ha definido como un parámetro entero. El dominio va de 1 a 168.

El tipo de Hora es el tipo de hora según demanda (punta, llano, valle). Se define como un parámetro entero con el dominio de 1 a 3.

c) Parámetros de periodo. Contiene el valor de las características de cada uno de los periodos. Se puede configurar. Se ha especificado como un parámetro múltiple indexado. Los índices del mismo son el índice de períodos y las características.

d) Indice de día: Es el conjunto de días de la semana. Se ha definido como un índice estático con el dominio de sábado a lunes.

A continuación se detalla la notación en el lenguaje de GAMS de estos elementos:

* índices I_HOR índice de hora de la semana / hor001*hor168 /

I_PDO índice de periodo de la semana

I_DIA índice de días semana / sab,dom,lun,mar,mie,jue,vie /

C_PDO características de un período /num_hor,tip_hor/

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*parámetros P_PDO(i_pdo,c_pdo) parámetros para características del periodo

[horas tipo hora]

Además se han definido algunos índices dinámicos para el desarrollo. Se pueden consultar en el listado de código en el Anexo B.

La demanda se compone de las características de la demanda y del parámetro de demanda.

a) Características de la demanda: Se han definido la demanda y la reserva rodante del sistema.

La demanda es la demanda horaria del sistema. El dominio son los números reales y la unidad es el MWh.

La reserva rodante del sistema es, en este sistema, la reserva de potencia en los grupos térmicos mínima. El dominio son los números reales y la unidad son partes por uno (p.u) de la demanda.

b) Parámetros de la demanda. Contiene los valores de las características de la demanda en cada periodo. Se ha especificado como un parámetro indexado. Los índices son el período y las características.

A continuación se detalla la notación de estos elementos en el lenguaje de GAMS.

* índices C_DEM características de demanda /dem,res_rod/

*parámetros P_DEM(i_pdo,c_dem) parámetros para demanda [MW]

La potencia no suministrada y su coste se han modelado de la siguiente manera:

a) La Potencia no suministrada es la potencia no suministrada o demanda no cubierta. Se ha definido como una variable positiva con un índice. Este índice es el Periodo. El dominio de la variable son los números reales positivos y la unidad es el MW.

b) El coste de Potencia no suministrada es el coste de la potencia no suministrada por unidad de potencia. Se ha definido como un escalar. La unidad es el Eur/MWh.

La notación de estos elementos es la siguiente:

* escalar S_COS_PNS coste potencia no suministrada [Mil Euros:MW] /180/

* variables V_PNS(i_pdo) potencia no suministrada [MW]

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El Parqué de generación consta del índice de grupo térmico y los parámetros, variables y ecuaciones de los grupos térmicos. El modelado de estos elementos es el siguiente:

a) Indice de grupo térmico: Es el conjunto de grupos térmicos disponibles. Se ha definido como un índice estático. El domino es configurable.

b) Parámetros del grupo térmico: Se componen de los parámetros económicos, técnicos e iniciales.

Los parámetros económicos se han definido como un parámetro múltiple. Se ha indexado con el índice de grupo térmico y las características económicas. Estas últimas se componen de:

1) Coste fijo: Es el coste fijo de producción del grupo térmico. Se asocia al consumo para alcanzar el mínimo técnico. Se ha aproximado por una constante del grupo térmico. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro.

2) Coste variable: Es el coste variable de producción del grupo térmico. Se origina fundamentalmente por el consumo de combustible. Se ha aproximado linealmente como una constante en la banda de regulación. El dominio son los números reales y la unidad es el Eur/MWh.

3) Coste arranque: Es el coste de arranque del grupo térmico. Se debe al coste de la puesta en funcionamiento a mínimo técnico. Se ha aproximado linealmente como una constante para arranques en frío y en caliente. El valor tomado es igual al coste medio de un arranque. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro.

4) Coste parada: Es el coste de parada del Grupo térmico. Se vincula con el gasto en combustible sobrante. Se ha aproximado por una constante igual al coste medio de una parada. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro.

Los parámetros técnicos se han definido de forma similar como un parámetro múltiple. Se han indexado con los índices de grupo térmico y las características técnicas. Estas últimas se componen de:

1) Potencia mínima: Es la potencia activa mínima generada por el grupo térmico en un funcionamiento normal y estable. Se ha modelado por una constante igual al valor de la potencia mínima. El dominio son los números reales y la unidad es el MW.

2) Potencia máxima: Es la potencia activa máxima generada por el grupo térmico a plena carga. Se ha modelado por una constante igual al valor de la potencia máxima. El dominio son los números reales y la unidad es el MW.

3) Rampa subida: Es la subida máxima en una unidad de tiempo de la potencia activa generada por el grupo térmico. Se ha aproximado linealmente por una constante en toda la banda de regulación. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro/MW.

4) Rampa bajada: Es la bajada máxima en una unidad de tiempo de la potencia activa generada por el grupo térmico. Se ha aproximado de forma lineal por

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una constante en toda la banda de regulación. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro/MW.

Los parámetros iniciales se han definido de forma similar como un parámetro múltiple. Se han indexado con los índices grupo térmico y las características iniciales. Estas últimas se componen de:

1) Acoplamiento: Es el estado inicial de acoplamiento del grupo térmico a la red de transporte. Se ha modelado por un estado binario Acoplado / No Acoplado. El dominio se forma con los números enteros. La unidad es (1) Acoplado/ (0) No acoplado.

2) Potencia: Es la potencia activa inicial del Grupo térmico. Se ha modelado por una constante igual a la potencia generada inicialmente. El dominio se forma con los números reales y la unidad es el MW.


* índices I_TER índice de grupos térmicos

C_TER_ECO características económicas del térmico

/ cos_fij, cos_var, cos_arr, cos_par /

C_TER_TEC características técnicas del térmico

/ pot_min, pot_max, ram_sub, ram_baj /

C_TER_INI características iniciales del térmico /pot_ini,aco_ini/

*parámetros P_TER_TEC(i_ter,c_ter_tec) parámetros técnicos del térmico

P_TER_ECO(i_ter,c_ter_eco) parámetros económicos del térmico

P_TER_INI(i_ter,c_ter_ini) parámetros iniciales del térmico

c) Variables del Grupo térmico: Se componen de la Potencia total, Potencia de regulación, Acoplamiento, Arranque y Parada.

La Potencia total es la Potencia total producida por el grupo térmico en ese periodo. Se ha definido como una variable real positiva indexada. Los índices son el grupo térmico y el periodo. La unidad es el MW.

La Potencia de regulación es la Potencia por encima del mínimo técnico producida por el grupo térmico en ese periodo. Se ha definido como una variable real positiva indexada. Los índices son el grupo térmico y el periodo. La unidad es el MW.

El Acoplamiento es el estado de acoplamiento del grupo térmico en ese periodo. Se ha definido como una variable binaria indexada a los índices grupo térmico y periodo. Las unidades son: (1) Acoplado/ (0) No acoplado.

El Arranque es el estado de arranque del grupo térmico en ese periodo. Se ha definido como una variable binaria indexada a los índices grupo térmico y periodo. Las unidades son: (1) Arranque/ (0) Nada.

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La Parada es el estado de parada del grupo térmico en ese periodo. Se ha definido como una variable binaria indexada a los índices grupo térmico y periodo. Las unidades son: (1) Parada/ (0) Nada


* variables positivas V_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo) potencia total producida [MW]

V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo) potencia regulación producida [MW]

* variables binarias V_TER_ACO(i_ter,i_pdo) acoplamiento de térmico [0-1]

V_TER_ARR(i_ter,i_pdo) arranque al inicio periodo [0-1]

V_TER_PAR(i_ter,i_pdo) parada al inicio periodo [0-1]

d) Ecuaciones del Grupo térmico. Se han considerado los límites de potencia, la lógica del acoplamiento y las rampas de subida y bajada.

La ecuación de límite de potencia es una ecuación indexada al índice de grupo térmico y de periodo. Se ha formulado como una restricción de desigualdad. Se puede enunciar: Con la condición de que el grupo esté acoplado, que la Potencia de regulación sea menor o igual que la banda de regulación.

La ecuación de lógica de acoplamiento, de forma similar, es una ecuación indexada al índice de grupo térmico y de periodo. Se ha formulado como una restricción de igualdad. Se puede enunciar como: Que la diferencia en el estado de acoplamiento entre periodos consecutivos sea igual a la diferencia entre el estado de arranque y parada de el periodo actual.

La ecuación de rampa de subida también toma la forma de una ecuación indexada a los índices de grupo térmico y de periodo. Se ha formulado como una restricción de desigualdad. Se enuncia como: Que la rampa de subida que sigue el grupo térmico en ese periodo sea menor o igual a la rampa de subida máxima del grupo.

La ecuación de rampa de bajada se ha modelado de forma similar para la rampa de bajada y con el atributo de rampa de bajada máxima.

La formulación de las ecuaciones se puede consultar en el Anexo B correspondiente al listado del código.

2) Modelo de cartera La cartera se compone de contratos de energía bilaterales físicos a plazo y opciones físicas de compra. A continuación, se expone el modelados de ambos tipos.

Los contratos bilaterales físicos constan de un índice de contratos y los parámetros de los mismos. El modelado de estos elementos es el siguiente:

1) Indice de contrato: Es el conjunto de contratos bilaterales físicos. Se ha definido como un índice estático. El dominio es configurable.

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2) Parámetros: Se componen de los parámetros de definición y de ejecución.

Los parámetros de definición se han especificado como un parámetro múltiple indexado. Los índices del mismo son el índice de contrato y las características del contrato. Estas últimas son:

La Potencia mínima es la potencia mínima a suministrar por el contrato en los periodos de ejecución. Se ha modelado como una constante. El dominio son los números reales y la unidad es MW.

La Potencia nominal es la potencia nominal a suministrar por el contrato en los periodos de ejecución. Se ha modelado, de forma similar a la potencia mínima, como una constante. El dominio son los números reales y la unidad es el MW.

Los parámetros de ejecución relacionan el contrato con la fecha de ejecución. Un contrato se ejecuta todos los periodos de un día, y un número de días cualquiera dentro del ámbito del modelo. Se ha definido como un parámetro indexado al índice de contrato y de día de ejecución. El dominio se forma con los números enteros y las unidades son (1) Día de ejecución/ (0) No día de ejecución. El día de ejecución que actúa de índice es un alias del índice estático Día.


* índices I_CON índice de contratos bilateral físico de venta

C_CON características contrato /pot_min,pot_nom/

* parámetros P_CON_POT(i_con,c_con) parámetros para características del

contrato CBF [MW]

P_CON_EJE(i_con,i_dia) parámetros para ejecución del contrato [0-1]

Las opciones físicas de compra se componen de opciones de carga base, carga punta y carga variable . El modelado de cada una es el siguiente:

Las opciones de carga base se forman con el índice de opciones de carga base, los parámetros de las opciones de carga base y Variable de ejecución. A continuación se detallan estos elementos:

1) Indice: Es el conjunto de contratos de opcion de compra de carga base físicas. Se ha definido como un índice estático. El dominio del mismo es configurable.

2) Parámetros: Se compone de Parámetros definición y ejercicio.

Los Parámetros de definición se han especificado como un parámetro múltiple indexado. Estos parámetros se indexan al índice de opciones de carga base y a las características de las opciones. Estas características se exponen detalladamente a continuación:

a) Precio. Es el precio de ejercicio o strike price. Se ha modelado como una constante. El dominio son los números reales y la unidad es Eur./MWh

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b) Prima. Es el precio de la opción de compra o premium. Se ha modelado,

como el precio, como una constante. Esta característica no se ha utilizado. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro.

c) Carga. Es el perfil de carga diaria. Se ha modelado como un perfil plano con una constante para todas las horas del día. El dominio se forma con los números reales y la unidad es el MW.

Los Parámetros de ejercicio relacionan la opción y su fecha de ejercicio. Las opciones físicas europeas se ejercitan el día de ejercicio acordado. Se ha especificado el parámetro como un parámetro indexado. Los índices del mismo son el índice de opciones de carga base y el índice de día de ejercicio. El dominio es (1) Día de ejercicio/(0) No día de ejercicio.

A continuación se detalla la notación de estos elementos en el lenguaje de GAMS:

* índices I_OPC_BAS índice de opciones de compra carga base

C_OPC características opción de compra /pre,pri,car/

*parámetros P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,c_opc) parámetros para

características del contrato opción

de compra tipo carga base [MW]

P_OPC_BAS_EJE(i_opc_bas,i_dia_eje) parámetros para ejercicio de

opción de compra carga base[0-1]

3) Variable ejercicio: Es la decisión de ejercicio de la opción. Se ha modelado como una variable diaria indexada al índice de opciones de carga base. El dominio es (1) Ejercicio/ (0) No ejercicio.

Esta variable interviene en las ecuaciones de coste total de generación y equilibrio del sistema. Ambas ecuaciones así como los términos afectados de esta variable se detallan al final de la descripción.

La notación en el lenguaje de GAMS es:

* variable V_OPC_BAS(i_opc_bas) ejercicio de opción de compra carga base

[0-1]

Las opciones de carga punta se forman con el índice de contratos de opcion de compra tipo carga punta, los parámetros de estos contratos y la variable de ejercicio de cada opción de carga punta. A continuación se detallan estos elementos:

1) Indice: Es el conjunto de contratos de opción de compra tipo carga punta físicas. Se ha definido como un índice estático. El dominio del mismo es configurable.

2) Parámetros: Se compone de los Parámetros de definición y ejercicio.

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Los Parámetros de definición se han especificado como un parámetro múltiple indexado. Los índices del mismo son el índice de los contratos de estas opciones y las características de los contratos de estas opciones. Estas características se exponen detalladamente a continuación:

a) Precio. Es el precio de ejercicio o strike price. Se ha modelado como el precio de las características de carga base: una constante de dominio formado por los números reales. La unidad es Eur./MWh

b) Prima. Es el precio de la opción de compra o premium. Se ha modelado, como el precio, como una constante. Esta característica no se ha utilizado. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro.

c) Carga. Es el perfil de carga en las horas punta. Se ha modelado como un perfil plano en estas horas y un perfil nulo en el resto. El dominio de esta constante son los números reales y la unidad es el MW.

Los Parámetros de ejercicio relacionan el contrato de opción de carga punta y su fecha de ejercicio. Se ha modelado que el contrato de carga punta se ejerce un día de ejercicio en todas las horas punta de dicho día de ejercicio. Se ha especificado como un parámetro indexado. Los índices del mismo son el índice de los contratos de opciones de carga punta y el índice de día de ejercicio. El dominio es (1) Día de ejercicio/(0) No día de ejercicio.


* índices I_OPC_PUN índice de opciones de compra carga punta

C_OPC características opción de compra /pre,pri,car/

*parámetros P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,c_opc) parámetros características del

contrato opción de compra

carga punta [MW]

P_OPC_PUN_EJE(i_opc_pun,i_dia_eje) parámetro día de ejercicio de

opción de compra [0-1]

3) Variable ejercicio: Es la decisión de ejercicio de la opción. Se ha modelado como una variable binaria indexada al índice de contratos de opción de carga punta. El dominio es (1) Ejercicio/ (0) No ejercicio.

Esta variable interviene en las ecuaciones de coste total de generación y equilibrio del sistema. Ambas ecuaciones así como los términos afectados de esta variable se detallan al final de la descripción.

La notación es en lenguaje de GAMS:

* variable V_OPC_PUN(i_opc_pun) ejercicio de opción de compra carga

punta [0-1]

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Las opciones de carga variable se forman con el índice de los contratos de opcion de carga variable, los parámetros de estos contratos, la variable de producción y las ecuaciones de los límites de cada uno de estos contratos. A continuación se detallan estos elementos:

1) Indice: Es el conjunto de los contratos de opcion de compra de carga variable físicas. Se ha definido como un índice estático. El dominio es configurable.

2) Parámetros. Se han especificado como un parámetro múltiple indexado. Los parámetros están indexados al índice de los contratos de opcion de carga variable y a las características de estos contratos.

Las características son detalladamente:

a) Energía máxima. Es la energía máxima suministrada en el contrato de opción. La energía producida por un contrato en todas las horas de ejercicio no puede superar este máximo. Se ha modelado como una constante. El dominio son los números reales y la unidad es el MWh.

b) Potencia máxima. Es la potencia máxima suministrada en el contrato de opción. La potencia producida por un contrato en una hora o periodo no puede superar este máximo. Se ha modelado como una constante. El dominio son los números reales y la unidad es el MW.

c) Precio. Es el precio de ejercicio o price strike. Se ha modelado como una constante. El dominio son los números reales y la unidad es Eur/MWh

d) Prima. Es el precio de la opción de compra o premium. Se ha modelado como una constante. Esta característica no se ha utilizado. El dominio son los números reales y la unidad es el Euro.

e) Periodo de ejercicio. Estas opciones se pueden ejercitar en cada una de las horas o periodos de la semana. No hay limitación como en las otras opciones. El periodo de ejercicio


* índices I_OPC_CGA índice de opciones de carga variable

C_OPC_CGA características opción de compra carga variable

/ene_max, pot_max, pre_eje, pri /

*parámetros P_OPC_CGA(i_opc_cga,c_opc_cga) parámetro características de

opción de compra carga variable

3) Variable potencia producida. Representa la potencia entregada por el contrato de opción de carga variable en el periodo. Se ha modelado como una variable positiva indexada al índice de contratos de opción de carga variable y al índice de periodo. La unidad es MW.

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Esta variable interviene en las ecuaciones de coste total de generación y equilibrio del sistema. Ambas ecuaciones así como los términos afectados de esta variable se detallan al final de la descripción. Además, inteviene en las ecuaciones de la opción que se exponen más abajo:

La notación detallada es:

* variable V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo) potencia producida por la opción

en el periodo [MW]

4) Ecuaciones de la opción. Se han planteado las ecuaciones de límite de energía máxima y límite de potencia máxima.

La ecuación de límite de energía máxima es una ecuación indexada al índice de contratos de opción de carga variable. Se ha definido como una restricción de desigualdad: que la suma de la potencia producida en todos los periodos sea menor igual que el parámetro de energía máxima.

La ecuación de límite de potencia máxima es una ecuación indexada a los índices de contratos de opción de carga variable y periodo. Se ha definido como un límite superior de dicha variable: que la variable potencia producida sea menor o igual que el parámetro de potencia máxima.

A continuación se detalla la formulación de las ecuaciones en el lenguaje de desarrollo GAMS:

* declaración E_OPC_CGA(i_opc_cga) límite de energía máxima de la opción [MWh]

* definición E_OPC_CGA(i_opc_cga) ..

SUM[i_pdo,V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo)]

=L=

P_OPC_CGA(i_opc_cga,'ene_max')

* definición V_OPC_CGA_POT.UP(i_opc_cga,i_pdo) límite de potencia máxima

=

P_OPC_CGA(i_opc_cga,'pot_max')

Para terminar, se detallan las ecuaciones de Coste total y Equilibrio del sistema. Estos elementos se han modelado de la siguiente manera:

a) Coste total: Es el coste total de producción y de cartera en toda la semana o conjunto de periodos considerados. Se ha definido como una variable positiva. La unidad del coste total es Millones Euros. La notación detallada es:

* variable

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V_COS_TOT coste total de generación [Miles euros]

El coste total integra el costes de la potencia no suministrada, el coste de producción de los Grupos térmicos, el coste de ejercicio de los contratos opcion de carga base, de carga punta y carga variable.

El coste de producción de los grupos térmicos agrupa los costes de arranque, parada y variables de producción de cada uno de los grupos térmicos.

El coste de ejercicio de los contratos opcion de carga base agrupa los costes de los contratos que se ejercitan. Para cada opción base ejecutada, el coste es igual al precio de ejercicio multiplicado por la potencia de la opción y por las 24 horas del periodo de ejercicio. Se ha introducido un escalar en este término. La notación detallada es la siguiente:

* escalar S_OPC_BAS_EJE numero de horas de ejercicio opción carga base [horas]

/24/

El coste de ejercicio de los contratos opcion de carga punta agrupa los costes de los contratos que se ejercitan. Para cada opción de carga punta ejercitada, el coste de ejercicio es igual al precio de ejercicio multiplicado por la potencia de la opción y las horas punta del periodo de ejercicio. En el sumatorio de este término se ha introducido un índice dinámico que relaciona los periodos en que se ejerce cada una de las opciones de carga punta. La notación es la siguiente:

* índice D_PDO_OPC_PUN(i_pdo,i_opc_pun) conjunto dinámico de pares

opción de compra carga punta y

sus periodos de ejercicio

El coste de ejercicio de los contratos opción de carga variable agrupa los costes de los contratos que se hayan ejercitado. Para cada opción de carga variable, el coste es igual a la suma en todos los periodos del precio de ejercicio por la potencia producida en cada periodo.

A continuación se detalla la formulación de la ecuación de coste total en el lenguaje de desarrollo GAMS. La ecuación se presenta con cada término de coste separado y comentado.

* ecuacion E_COSTE .. ecuación de coste total de generación [Miles euros]

V_COS_TOT

=E= coste de producción de los grupos térmicos

SUM[ (i_ter,i_pdo),

Página 52


V_TER_ARR(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_arr')

+V_TER_PAR(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_par')

+(V_TER_ACO(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_fij')

*P_PDO(i_pdo,'num_hor'))

+(V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_var')

*P_PDO(i_pdo,'num_hor'))

]

+ coste de ejercicio de los contratos de opcion de carga base

SUM[ i_opc_bas,

V_OPC_BAS(i_opc_bas)*P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'pre')

*P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'car')*S_OPC_BAS_EJE

]

+ coste de ejercicio de los contratos opcion de carga punta

SUM[d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun),

V_OPC_PUN(i_opc_pun)*P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'pre')*

P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'car')*P_PDO(i_pdo,'num_hor')

]

+ coste de ejercicio de los contratos opcion de carga variable

SUM[(i_opc_cga,i_pdo),

V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo)

*P_OPC_CGA(i_opc_cga,'pre_eje')

]

+ coste de la potencia no suministrada

SUM[i_pdo, V_PNS(i_pdo)*S_COS_PNS*P_PDO(i_pdo,'num_hor')]

b) Equilibrio sistema: Se ha especificado como una ecuación indexada al índice de periodo. Es una restricción de igualdad. Se puede enunciar de la siguiente forma: Que en el periodo actual la generación del parque más la producción por los contratos ejecutados sea igual a la demanda más la potencia no suministrada.

La generación del parque se forma con la suma de las potencias totales de los grupos térmicos.

La producción de los contratos de opción de carga base se expresa como la suma de las potencias de los contratos que se han ejercido. Si la variable de decisión o ejercicio de ese contrato es cierta, se suma la potencia. En el sumatorio se ha introducido un índice que relaciona el periodo en los que se ejerce cada opción base. La notación de este índice es:

* índice

Página 53


D_PDO_OPC_BAS(i_pdo,i_opc_bas) conjunto dinámico de pares

opción de compra carga base y


La producción de los contratos de opción de carga punta se formula como la suma de las potencias de los contratos que se han ejercido. Si la variable de decisión o ejercicio del contrato es cierta, se suma la potencia. De forma similar a con los contratos de carga base, se ha introducido un índice en el sumatorio. Este índice relaciona el periodo en los que se ejerce cada opción punta. Es el mismo índice dinámico utilizado para la ecuación de coste total. La notación de este índice es:

* índice D_PDO_OPC_PUN(i_pdo,i_opc_pun) conjunto dinámico de pares



La producción de los contratos de opción de carga variable se expresa como la suma de las potencias de los contratos en ese periodo.

La demanda de los contratos bilaterales físicos vendidos se formula como la suma de las potencias nominales de los contratos ejecutados.

A continuación se detalla la formulación de la ecuación de equilibrio del sistema en el lenguaje de desarrollo GAMS. La ecuación se presenta con cada término de generación y demanda separado del resto así como comentado.

* declaración E_SIS_EQI(i_pdo) equilibrio de generación y consumo [MW]

* definición E_SIS_EQI(i_pdo) ..

SUM[(i_ter),V_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo)] generación del parque

+

SUM[ i_opc_bas$d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas),

V_OPC_BAS(i_opc_bas)*P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'car')

] producción de los contratos de opcion de carga base

+

SUM[i_opc_pun$d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun),

V_OPC_PUN(i_opc_pun)*P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'car')

] producción de los contratos de opcion de carga punta

+

SUM[i_opc_cga,

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V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo)

] producción de los contratos de opcion de carga variable

+

V_PNS(i_pdo) potencia no suministrada

=E=

P_DEM(i_pdo,'dem') demanda a cubrir

+

SUM[i_con$i_pdo_con(i_pdo,i_con),

P_CON_POT(i_con,'pot_nom')

] demanda de los contratos bilaterales

La implementación se basa en:

el desarrollo del modelo

un programa en lenguaje GAMS para generar un fichero con los resultados que se pueda procesar posteriormente

un libro de escenarios con macros en lenguaje Visual Basic para generar los ficheros de dichos escenarios y para presentar un resumen de los resultados del modelo en dicho libro.

En la tabla siguiente se muestra las hojas del libro de escenarios:

ESCENARIO VARIABLES ENTRADA

Datos Periodos Periodos semana

Datos Térmicos Parámetros técnicos, económicos e iniciales

Datos Demanda Fracciones demanda

Demanda OS Demanda horaria semanal

Datos escalado Reserva rodante, Coste PNS

HOJA

Datos Opciones Parámetros Opciones carga base, punta y variable

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El escenario se compone de las hojas de datos indicadas en la columna izquierda: periodos, grupos térmicos, demanda, demanda OS, escalado y opciones. En cada una de estas hojas se especifican las variables de entrada correspondientes que se indican en la columna derecha de la tabla.

La generación de los ficheros de entrada de datos al modelo de Periodos y Demanda se ha automatizado con macros en lenguaje VB. Asimismo, la generación de datos de los grupos térmicos también se ha automatizado mediante fórmulas Excel. Por último, la generación del fichero de opciones es manual.

En cuanto a las salidas, el modelo genera un fichero con los resultados que se carga en Excel mediante una macro en lenguaje VB. El visor de Excel muestra un resumen de los resultados de arranque y parada de grupos, cuotas de demanda de sistema así como los incumplimientos de las cuotas iniciales.

4.2.3 Resultados

En primer lugar se expone el escenario base. En segundo lugar, se presenta y analiza los resultados de este escenario.

Las Variables de entrada del escenario base son: a) Sistema

Demanda horaria del sistema de la semana eléctrica 5 al 11 de Febrero

Reserva rodante 10 %

Coste PNS 180 Miles Eur/MWh

b) Parque de generación

Se forma con 30 Grupos térmicos (nuclear, carbón importado, lignito pardo, fuel y gas). Los parámetros técnicos se muestran en la tabla siguiente:

PARAMETROS TECNICOS

MT [MW]

PC [MW]

Rampa

Subida [MW/h]

Rampa

Bajada [MW/h]

1000 1000 0,000 0,000

500 500 0,000 0,000

150 500 116,667 116,667

190 350 53,333 53,333

190 350 53,333 53,333

190 350 53,333 53,333

Página 56


190 350 53,333 53,333

160 510 116,667 116,667

160 510 116,667 116,667

175 300 41,667 41,667

155 340 61,667 61,667

155 340 61,667 61,667

120 300 60,000 60,000

145 320 58,333 58,333

145 320 58,333 58,333

130 200 23,333 23,333

80 150 23,333 23,333

80 150 23,333 23,333

60 160 33,333 33,333

125 320 65,000 65,000

75 300 75,000 75,000

75 300 75,000 75,000

85 500 138,333 138,333

70 150 26,667 26,667

55 160 35,000 35,000

30 90 20,000 20,000

85 220 45,000 45,000

65 300 78,333 78,333

60 160 33,333 33,333

100 500 133,333 133,333

Los parámetros económicos de los grupos se presentan en la tabla siguiente:

PARAMETROS ECONOMICOS Coste

Fijo [Eur.]

Coste

Variable [Eur./MWh]

Coste

Arranque [Eur.]

Coste

Parada [Eur.]

300 9,0900 8912,62 2228,16

300 9,0900 8912,62 2228,16

Página 57


PARAMETROS ECONOMICOS 450 12,1200 13430,63 3357,66

420 13,3320 12406,49 3101,62

420 13,3320 12406,49 3101,62

420 13,3320 12406,49 3101,62

420 13,3320 12406,49 3101,62

270 13,9380 8006,50 2001,63

270 13,9380 8006,50 2001,63

180 15,7560 3461,57 865,39

540 18,1800 9362,11 2340,53

540 18,1800 9362,11 2340,53

510 18,7860 11140,18 2785,05

510 18,7860 11535,31 2883,83

510 18,7860 11535,31 2883,83

180 19,3920 6635,92 1658,98

330 19,9980 5773,00 1443,25

330 19,9980 5773,00 1443,25

360 20,3010 5899,68 1474,92

420 20,6040 8503,83 2125,96

660 20,6040 6683,04 1670,76

660 20,6040 3693,39 923,35

780 21,2100 5150,78 1287,70

270 21,2100 1727,31 431,83

210 22,4220 3907,80 976,95

150 22,4220 1826,67 456,67

360 22,7250 15364,26 3841,07

360 24,2400 3484,00 871,00

210 24,2400 2136,18 534,04

840 25,4520 6757,95 1689,49

c) Fracción demanda sistema. La fracción de la demanda del sistema eléctrico peninsular se muestra en la tabla. Se separan dichas fracciones por día de la semana y tipo de hora Punta, Llano y Valle:

Página 58


SABADO DOMINGO LUNES MARTES

PUNTA 29,00 31,20 31,70 31,70

LLANO 30,00 30,00 28,00 28,00

VALLE 33,00 31,50 30,00 30,00

TOTAL 30,55 30,60 29,14 29,14

MIERCOLES JUEVES VIERNES

PUNTA 31,70 31,70 31,70

LLANO 28,00 28,00 28,00

VALLE 30,00 30,00 30,00

TOTAL 29,14 29,14 29,20

La demanda del sistema se presenta en forma de tabla y gráfica.

DIA HORA S D L M X J V

05/07/03 06/07/03 07/07/03 08/07/03 09/07/03 10/07/03 11/07/03

1 25.425 23.141 22.482 25.064 25.547 25.962 26.131

2 23.607 21.437 20.640 23.188 23.611 23.963 24.103

3 21.881 19.946 19.449 22.004 22.258 22.487 22.588

4 21.143 19.028 19.032 21.594 21.778 21.940 22.048

5 20.632 18.490 18.937 21.381 21.547 21.676 21.746

6 20.211 18.176 19.438 21.609 21.796 21.907 21.956

7 19.724 17.696 21.448 22.897 23.095 23.199 23.218

8 19.621 16.961 23.810 24.919 25.149 25.293 25.435

9 21.228 17.710 26.994 27.567 27.847 28.110 28.393

10 23.404 18.924 28.969 29.328 29.682 29.833 30.281

11 25.550 20.516 30.564 31.032 31.303 31.413 31.738

12 26.241 21.294 31.188 31.688 32.147 32.276 32.646

13 26.640 21.905 32.090 32.519 33.027 33.153 33.513

14 26.523 22.368 32.067 32.474 33.004 33.143 33.469

15 25.460 22.491 30.770 31.163 31.713 31.831 32.160

16 24.335 21.720 30.543 31.119 31.599 31.770 31.719

17 23.808 21.211 30.989 31.571 32.225 32.451 32.122

18 23.635 20.858 31.407 32.022 32.588 32.905 32.286

19 23.704 20.954 31.035 31.653 32.299 32.565 31.815

Página 59


20 23.994 21.273 30.130 30.794 31.369 31.577 31.007

21 23.803 21.562 28.592 29.167 29.649 29.750 29.181

22 24.421 23.026 28.330 28.859 29.138 29.164 28.464

23 25.650 25.207 28.894 29.316 29.637 29.747 29.117

24 24.504 24.199 26.913 27.345 27.825 28.020 27.692

Demanda

15.000

17.000

19.000

21.000

23.000

25.000

27.000

29.000

31.000

33.000

35.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Hora

Pote

ncia

S 05/07/03 D 06/07/03 L 07/07/03 M 08/07/03 X 09/07/03

J 10/07/03 V 11/07/03

Página 60


d)

e) Cartera

Los parámetros de los Contratos bilaterales físicos son:

Número de contratos: 3

Potencia nominal: 20,30 y 40 MW

Días de ejecución:

DIA EJECUCION Sab Dom Lun Mar Mie Jue Vie

Con1 1 1 0 0 0 0 0

Con2 0 0 1 1 1 1 1

Con3 1 1 1 1 1 1 1

Los parámetros de las Opciones carga base son:


Potencia nominal: 500 MW

Precio ejercicio: 15,756 Eur./MWh

El día de ejecución se muestra en la tabla siguiente


Opc-b1 0 0 1 0 0 0 0

Opc-b2 0 0 0 1 0 0 0

Opc-b3 0 0 0 0 1 0 0

Opc-b4 0 0 0 0 0 1 0

Opc-b5 0 0 0 0 0 0 1

Los parámetros de las Opciones carga punta son:


Potencia nominal: 400 MW


Página 61


El día de ejecución se muestra en la tabla siguiente


Opc-p1 0 0 1 0 0 0 0

Opc-p2 0 0 0 1 0 0 0

Opc-p3 0 0 0 0 1 0 0

Opc-p4 0 0 0 0 0 1 0

Opc-p5 0 0 0 0 0 0 1

Los parámetros de las Opciones carga variable son:


Potencia máxima: 125 MW

Energía máxima: 10.700 MWh


Asimismo se ha definido y ejecutado un escenario con Potencia no suministrada (PNS). Este escenario es como el base salvo que la fracción de demanda apuntada es apreciablemente mayor. Los datos de la fracción de demanda se muestran en la tabla siguiente:

SABADO DOMINGO LUNES MARTES

PUNTA 39,00 41,20 41,70 41,70

LLANO 40,00 40,00 38,00 38,00

VALLE 43,00 41,50 40,00 40,00

TOTAL 40,55 40,60 39,14 39,14

MIERCOLES JUEVES VIERNES

PUNTA 41,70 41,70 41,70

LLANO 38,00 38,00 38,00

VALLE 40,00 40,00 40,00

TOTAL 39,14 39,14 39,20

Página 62


El análisis de los resultados del escenario con PNS se puede resumir en los puntos principales siguientes:

Todos los días tienen horas de PNS

Se ejecutan todas las opciones base y punta.

Los precios sombra o costes marginales de la restricción del número de opciones son negativos y de un valor muy determinado por el coste y el número de horas de la PNS coste total

En el punto 4.2.4 Conclusiones se expone una conclusiones referente a este escenario.

A continuación se presenta detalladamente el Análisis de resultados del Escenario base:

a) Sistema

Los resultados de la Potencia no suministrada se resumen en la tabla siguiente.

RESULTADO Sab Dom Lun Mar Mie Jue Vie

Horas PNS 0

El análisis de estos resultados es que no hay ningún periodo con PNS. Los resultados del coste marginal de energía se muestran en la tabla siguiente. Se presentan para cada día los resultados de los costes marginales medio, mínimo y máximo. Estos costes se obtienen de la variable dual de la ecuación de demanda.

RESULTADO

Coste

marginal

medio

(Eur./MWh)

Coste

marginal

mínimo

(Eur./MWh)

Coste

marginal

máximo

(Eur./MWh)

SABADO 18,60 13,94 20,60

DOMINGO 16,37 12,12 31,51

LUNES 20,22 4,24 45,15

MARTES 23,12 13,03 87,26

Página 63


RESULTADO

Coste

marginal

medio

(Eur./MWh)

Coste

marginal

mínimo

(Eur./MWh)

Coste

marginal

máximo

(Eur./MWh)

MIERCOLES 28,73 12,73 185,13

JUEVES 29,48 12,12 210,89

VIERNES 19,81 11,82 32,72

El análisis de estos resultados es:

Los costes marginales medios del sábado y domingo son inferiores a los de los días laborables

El Jueves es el día de coste marginal medio máximo de la semana: 29,48 Eur./MWh

El Jueves ocurre también el coste marginal máximo de la semana: 210,89 Eur./MWh

El Lunes es el día de coste marginal mínimo de la semana igual a 4,24 Eur./MWh

b) Explotación parque

La Potencia generada por los grupos se muestra en la tabla siguiente. En lugar de la potencia en cada periodo, se presentan los datos de Utilización, número de horas en mínimo técnico (MT) y número de horas a plena carga (PC)

RESULTADO Utilización Horas MT Horas PC

TER 1 168 0 168

TER 2 168 0 168

TER 3 168 0 157

TER 4 168 3 127

TER 5 168 2 137

TER 6 168 3 144

Página 64



TER 7 168 4 143

TER 8 168 18 101

TER 9 168 0 102

TER 10 168 36 81

TER 11 168 49 49

TER 12 168 50 55

TER 13 168 63 33

TER 14 168 68 35

TER 15 168 59 29

TER 16 168 82 31

TER 17 168 92 30

TER 18 168 92 30

TER 19 168 100 30

TER 20 168 95 37

TER 21 168 102 30

TER 22 168 112 29

TER 23 168 64 9

TER 24 167 38 96

TER 25 168 104 25

TER 26 168 115 20

TER 27 168 117 14

TER 28 168 108 3

TER 29 167 129 14

Página 65



TER 30 168 112 0


1 grupo se para el domingo y se arranca el Lunes

No se produce ninguna parada durante los días laborables

29 de los 30 grupos se mantienen arrancados toda la semana

2 grupos funcionan a plena carga en base y un tercero funciona a plena carga 157 horas

27 grupos funcionan en regulación. Se distingue dos utilizaciones fundamentalmente: 7 grupos tienen una utilización a plena carga mayor del 50 %. 9 grupos tienen una utilización en mínimo técnico mayor del 50 %

c) Ejecución cartera

Los resultados de la ejecución de las Opciones de carga base se muestran en la tabla. Se presenta los resultados para cada una de dichas opciones de: la decisión de ejecución y el precio sombra de la opción. El precio sombra se obtiene de la variable dual de la variable de ejercicio de la opción de carga base.

RESULTADO Ejecución Precio sombra (Eur./Opc-b)

Opc-b1 SÍ -36.804

Opc-b2 SÍ -71.469

Opc-b3 SÍ -125.377

Opc-b4 SÍ -131.790

Opc-b5 SÍ -37.783


Todas las opciones se ejecutan: El precio de ejercicio (15,75 Eur./MWh) es menor que el coste marginal medio de la energía todos los días

Los costes marginales de la restricción del número de opciones son negativos. Las opciones de día de ejecución en Miércoles y Jueves presentan un precio sombra o coste marginal de la restricción mayor. En estos días ocurren los costes marginales de la demanda máximos de la semana.

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Los resultados de la ejecución de las Opciones de carga punta se muestran en la tabla. Se presentan los resultados para cada una de dichas opciones como en la tabla anterior. De forma similar a las opciones de carga punta, el precio sombra se obtiene de los resultados de la variable dual de la variable de ejercicio de la opción de carga punta. Además, el coste marginal medio en horas punta se obtiene a partir del coste marginal horario de la ecuación de demanda.

RESULTADO Ejecución

Coste marginal

medio en horas punta

(Eur./MWh)

Precio sombra (Eur./Opc-p)

Opc-p1 SÍ 25,67 -5.999

Opc-p2 SÍ 26,68 -7.199

Opc-p3 SÍ 29,11 -10.079

Opc-p4 SÍ 27,59 -8.279

Opc-p5 SÍ 27,78 -8.519


Todas las opciones se ejecutan. El precio de ejercicio (20,60 Eur./MWh) es menor que el coste marginal de la energía en las horas punta.

Los precios sombra o costes marginales de la restricción del número de opciones son negativos. La opción de día de ejecución Miércoles presenta el coste marginal mayor. Los costes marginales en horas punta mayores ocurren este día.

Los resultados de la ejecución de la Opción de carga variable se muestran en la tabla. Se presenta los resultados para cada día de: la utilización, la utilización en horas punta y la utilización de potencia máxima.


Utilización 12 4 10 10 9 9 9

Utilización Horas PUNTA 6 4 6 6 6 6 6

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Horas marca marginal 2 1 1 1 1 1 1

Utilización POT MAX 4 4 9 9 9 8 7


Se ejecuta la opción todos los días. Los días laborables se requiere una utilización de la potencia máxima mayor. La utilización cubre las horas de demanda punta todos los días. El lunes y martes se da el máximo de utilización en horas totales y horas en potencia máxima

El coste marginal de la restricción de energía máxima es nulo. La restricción no se activa.

El coste marginal de la restricción de potencia máxima alcanza un máximo de 192 Eur/MWh el Jueves. En ese periodo el coste marginal de la energía alcanza el valor máximo de la semana 210 Eur./MWh

4.2.4 Conclusiones

En el escenario con PNS, la existencia de PNS a un coste muy alto en todos los días condiciona que se ejecuten las opciones físicas de carga base, carga punta y carga variable para cubrir la demanda.

En el escenario base se ejercen las opciones de carga base, punta y variable por distintos motivos:

a) En las opciones de carga base ejercitadas, se observa que el precio de ejercicio es menor que el coste marginal medio de la demanda

b) En las opciones de carga punta ejercitadas, se observa que el precio de ejercicio es menor que el coste marginal medio en las horas punta de la demanda

c) En la opción de carga variable ejercida, se observa que la carga se utiliza cuando el precio de ejercicio es inferior o igual al coste marginal de la demanda

Las opciones físicas de carga base, punta y variable permiten a la compañía de generación cubrir la demanda y el riesgo de indisponibilidad de su parque. Se señala que:

a) La prima de las opciones es un coste asociado al derecho de ejercer las opciones.

b) Las decisiones del modelo y los precios sombra de las opciones calculados en el modelo sirven para validar el diseño de una cartera de opciones

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5 Conclusiones

A continuación se presentan las conclusiones más relevantes, fruto del trabajo desarrollado en esta tesis.

La primera conclusión que merece ser destacada es el efecto que tienen los pagos regulados por los costes de transición a la competencia (CTC) sobre la programación de la explotación. En particular, en esta tesis se han formulado estos pagos como un contrato financiero con unas condiciones particulares. Se ha observado que la existencia de estos contratos financieros sí influyen en la programación semanal ya que las compañías de generación con derechos de cobro gestionan el riesgo de mercado asociado a estos derechos así como los demás riesgos del beneficio. Cuando uno de los resultados de esta gestión es una estrategia de explotación a medio plazo, esta estrategia de explotación alimenta como una variable de entrada o parámetro a la programación semanal así como al diseño de ofertas a los mercados.

En segundo lugar, un volumen de contratación de opciones físicas influye en la programación semanal de las compañías de generación de la siguiente forma. Las compañías de generación que adquieren opciones de compra van a tratar las opciones físicas como recursos de producción para la cobertura de demanda y de indisponibilidades en su parque de generación. Este tratamiento se concreta en la planificación semanal así como en la de medio plazo. Asimismo, van a diseñar y negociar la cartera de opciones físicas: número y tipo de opciones, precio de ejercicio y prima de la opción. Por otro lado, las compañías de generación vendedoras de opciones de compra van a tratar las opciones físicas como una demanda con la característica de que se ejecutan de forma opcional. Este tratamiento se refleja en su planificación semanal y de medio plazo. Asimismo, van a diseñar y negociar la cartera de opciones físicas estudiando su rentabilidad frente a las demás oportunidades de negocio en los mercados de restricciones o desvíos.

Por último, las herramientas de explotación de las compañías deben adaptarse para incluir en su formulación la existencia de estos contratos. Es decir, incluir el modelado de la cartera de contratos para representar fidedignamente todos los elementos que pueden repercutir en la planificación de los recursos de generación. En esta tesis se ha profundizado en el enfoque que seguiría una compañía que cuenta con una cartera de opciones de compra, y que por tanto, se enfrenta ante el problema de decidir si es conveniente o no, ejercerlas para sustituir parte de sus recursos de generación. Para ello ha sido necesario modelar este tipo de contratos, así como las variables de decisión para ejercer las opciones en un modelo tradicional de minimización de costes.

5.1 Futuros desarrollos

Un futuro desarrollo basado en el modelo implantado en esta tesis debe tener en cuenta las siguientes críticas.

a) Modelado de indisponibilidades

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Capítulo 5: Conclusiones

Se han modelado indisponibilidades programadas a principio de la semana eléctrica. En una aproximación más realista la disponibilidad programada puede variar dentro de la semana eléctrica. Un modelo más aproximado a la realidad debe tratar las indisponibilidades fortuitas. Éstas se pueden modelar con un tratamiento estocástico del parque térmico.

b) Modelado de coste de producción

En la realidad, las compañías generadoras que no cubren sus ventas en el mercado tienen que pagar el coste de estos desvíos. Un modelo de costes más realista incluiría el coste de desvíos como una variable de entrada. En el modelo desarrollado el coste de la PNS puede sustituirse por este coste.

c) Modelado de mercado de energía

Se ha modelado una situación en la que cada agente realiza una previsión determinista de cuál será la demanda que deberá satisfacer en el mercado. Un posible futuro desarrollo sería incorporar la estocasticidad en el parámetro de la cuota de mercado a la que se enfrenta el agente.

d) Modelado de cartera

En la realidad, los contratos de opción de compra se pueden vender y comprar. Las ventas de opciones de compra no se han modelado. En una aproximación más detallada, se pueden modelar como variables de entrada. La decisión de ejercer la opción se puede modelar como una variable de entrada determinista o estocástica. En todo caso, es una variable exógena al modelo.

Por otra parte, los contratos de opción de venta no se han modelado. Sin embargo, una compañía puede haber contratado una opción de venta y tiene que tomar una decisión. Para modelar las variables de las opciones de venta se pueden plantear variables similares a las de las opciones de compra. En la ecuación de costes se podría introducir los ingresos de la venta como un coste negativo, que al estar minimizados, equivaldría a una maximización de dichos ingresos.

e) Diseño de carteras de opciones

En el modelo desarrollado en este trabajo, se ha supuesto que la cartera de opciones es un dato de entrada, optimizando la explotación de los generadores teniendo en cuenta su existencia. Sin embargo, el diseño óptimo de la cartera de opciones físicas que permitan cubrir el riesgo de indisponibilidades del parque, es una línea de futuros desarrollos que podría explorarse utilizando como núcleo el modelo desarrollado en esta tesis.

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6 Bibliografía

[PERE03] Pérez Arriaga, José Ignacio. Contratos. Curso de Mercados

mayoristas y minoristas de Electricidad. Máster Sector

Eléctrico. Madrid, 2003

[SALL03] Sallé, Carlos. La regulación del mercado: comercialización

y mercado minorista. Curso de Regulación del Sector

eléctrico. Master Sector Eléctrico. Madrid, 2003

[BARQ03] Barquín, Julián. Riesgos y operación en los mercados a

plazo. Curso de Mercados mayoristas y minoristas de

Electricidad. Master Sector Eléctrico. Madrid, 2003

[VAZQ03] Vázquez, Santos. Financiación de las actividades

eléctricas. Curso de Economía del Sector Eléctrico. Master

Sector Eléctrico. Madrid, 2003

[SANC03] Sánchez de Tembleque, Luis. Regulación básica. Curso de

Normativa del Sector Eléctrico español. Madrid, 2003

[ROUC03] Rouco, Luis. Lobato, Enrique. Franco, Pedro. Riesgo en el

negocio de generación eléctrica. Explotación del parque.

Anales de Mecánica y Electricidad. Madrid, 2003

[FRUT03] Frutos, Alberto. Organización del mercado eléctrico

español. Curso de Normativa del Sector Eléctrico Español.

Master Sector Eléctrico. Madrid, 2003

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Capítulo 6: Bibliografía

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7 Anexo A: Experiencias de mercado

Las actividades de producción y comercialización de energía eléctrica se han liberalizado en muchos países del mundo durante la década de los años 90. La mayoría de estos países se sitúan en América del Norte, América del Sur y Europa Occidental. La liberalización ha tenido lugar también, aunque en menor cuantía, en países situados en Asia y Australia. Chile fue un país pionero de la liberalización que inició en los años 80.

En la actualidad nueve países de Europa Occidental han puesto en funcionamiento mercados de energía, la comisión de la UE está impulsando un mercado interno europeo de electricidad – que integra a diecisiete países – a través del foro de Florencia. Dentro de América del Norte, Estados Unidos y Canadá disponen de mercados de energía provinciales o regionales liberalizados. En América del Sur, Argentina, Chile, Perú, Brasil y Colombia también han creado mercados de energía. Los países de América central están creando el mercado eléctrico regional de ámbito multinacional.

Han aparecido clasificaciones de estos mercados. Una clasificación agrupa los mercados por generaciones: la primera generación son los pioneros – Chile, Argentina, Inglaterra y Gales y Colombia. En la segunda figuran: Nordpool, OMEL y California. Finalmente, parece que puede crearse una nueva generación de mercados a partir de los acuerdos NETA en Inglaterra y Gales.

Aquí van a describirse los mercados Europeos Español (OMEL), Nórdico (Nordpool), Inglés (NETA) y Alemán (EEX). Estos mercados se han seleccionado según los criterios de mayor grado de desarrollo y experiencia acumulada.

7.1 OMEL

La Ley LSE 54/1997 estableció la liberalización de la actividad de producción de energía eléctrica. Dicha ley y sus posteriores desarrollos normativos son la base legal de todas las actividades del sector incluido el mercado de producción

En el año 1998, se puso en marcha el mercado español. Las cuestiones fundamentales del diseño de este mercado se describen a continuación:

7.1.1 Organización

En primer lugar se expone la normativa del mercado. En segundo lugar las características del mismo. Finalmente se describen los agentes de mercado: derechos y obligaciones. Se ha consultado para la descripción a [FRUT03]

La norma que organiza el mercado de producción es el RD 2019/1997. Además de éste, se presenta de forma esquemática la normativa de referencia en el mercado español:

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Anexo A: Experiencias de mercado

RD 2019/1997

Este Real decreto organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica

Orden 29/12/1997

Esta Orden desarrolla algunos aspectos del Real decreto anterior

Orden 17/12/1998

Esta Orden modifica la anterior

Orden 14/07/1998

Esta Orden establece el régimen jurídico de los agentes externos

Reglas de Funcionamiento del Mercado 4/2001

Define las reglas de funcionamiento del mercado y el contrato de adhesión al mismo

Procedimientos de operación del sistema

Estos procedimientos son competencia del OS

RD-Ley 6/2000

Este Real decreto Ley contiene medidas urgentes de intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios

RD 1955/2000

Este Real decreto regula las actividades de transporte, distribución, comercialización y procedimientos de autorización de instalaciones

RD 2018/1997

Este Real decreto regula el reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica

Orden 12/04/1998

Esta Orden fija las instrucciones técnicas complementarias al reglamento anterior

RD 1164/2001

Este Real decreto establece las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica

RD 385/2002

Este Real decreto modifica el RD 2018/1997 por la entrada de consumidores, no regulado hasta ahora, en la elegibilidad

RD 1433/2002

Este Real decreto establece los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de producción en R.E

RD 841/2002

Este Real decreto regula la incentivación a la participación en el mercado de las unidades de producción del R.E

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Las características de la contratación se muestran de forma resumida a continuación: El mercado es un mercado organizado y casi-obligatorio para los productores del régimen ordinario. Los contratos bilaterales están permitidos a todos los agentes desde el año 2003. El mecanismo de ajuste es un mercado competitivo. Los mecanismos de regulación secundaria, terciaria y desvíos son competitivos. Los productores cobran una retribución por capacidad. La demanda participa directamente en el mercado

Los operadores que gestionan el mercado tienen estas características:

El Operador del mercado (OM) es un operador único y está regulado. Se responsabiliza de los aspectos económicos. Sus funciones principales:

1) Gestionar las sesiones de los mercados diario e intradiario

2) Determinar los precios finales

3) Liquidar los cobros y pagos a los agentes. Incluidos los desvíos. Esta inclusión es particular del mercado español

4) Informar de la evolución del mercado

5) Proponer reglas de funcionamiento

6) Supervisar las medidas en el comité de agentes del mercado

La compañía privada Operadora del Mercado de Electricidad (OMEL S.A.) ejerce la función. Esta compañía obtiene unos ingresos regulados.

El Operador del sistema (OS) es un operador independiente de los agentes. Se responsabiliza de los aspectos técnicos. Sus funciones principales:

1) Programar el funcionamiento de las instalaciones conforme a los resultados de los mercados gestionados por el OM

2) Resolver las restricciones en el mercado diario e intradiario

3) Gestionar los servicios complementarios

4) Colaborar con el OM en la liquidación de la energía

5) Gestionar el sistema de medidas

6) Evaluar la calidad, fiabilidad y seguridad del sistema

7) Dar las instrucciones de operación en estado normal y de emergencia

8) Coordinar con los operadores exteriores la información de las interconexiones

9) Coordinar los planes y actividades de mantenimiento de Generación y Red de Transporte

10) Coordinar los planes de desarrollo y refuerzo de la Red de Transporte

11) Proponer procedimientos para la operación del sistema

Las características de la entrada al mercado son las siguientes: La entrada de nuevos agentes es libre. Los costes de transición o costes hundidos de los agentes del sistema anterior están reconocidos. El mercado mayorista del lado generador está liberalizado al 100% desde el año 1998. El mercado minorista del lado de la demanda se ha

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liberalizado gradualmente. Desde el año 2003, todos los consumidores tienen la categoría de cualificados y el derecho de elegibilidad de suministro.

Los agentes de mercado pueden comprar y vender energía en los mercados de OMEL. Los vendedores se componen de: Productores, autoproductores y productores en régimen especial, contratos importadores suscritos por REE, agentes externos y comercializadores. Estos últimos venden la energía por contrato bilateral. Los compradores los forman el conjunto de: Distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados, grupos de bombeo, agentes externos y los contratos de exportación suscritos por REE. A continuación, se describen los derechos y obligaciones de todos estos agentes con detalle:

Los productores son todas aquellas personas físicas o jurídicas que ejercen la función de generar energía eléctrica así como de construir, mantener y operar las centrales de producción. La actividad de producción incluye la transformación de la energía eléctrica y la conexión con la red de transporte y distribución.

1) Autorización administrativa La construcción, explotación, modificación sustancial y cierre de cada instalación de producción de energía eléctrica requiere una autorización administrativa previa.

Los solicitantes de autorización deben acreditar: Las condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de las instalaciones proyectadas. El cumplimiento de las condiciones de protección de medio ambiente y la minimización de los impactos ambientales. Las circunstancias del emplazamiento de la instalación. Su capacidad legal, técnica y económico-financiera para llevar a cabo el proyecto.

Las autorizaciones administrativas son otorgadas por la administración competente sin perjuicio de otras disposiciones.

Los titulares de las autorizaciones están obligados a mantener la capacidad de producción prevista y a proporcionar a la administración la información de lo que afecte a las condiciones de la autorización.

El incumplimiento de las condiciones y requisitos de las autorizaciones o la variación sustancial de los presupuestos que determinaron su otorgamiento pueden dar lugar a su revocación.

2) Derechos. Los derechos de los productores se enumeran a continuación:

a) Ofertar al mercado de producción tanto energía como otros servicios complementarios

b) Utilizar las fuentes de energía primaria que consideren más adecuadas

c) Contratar la venta de energía eléctrica en los términos previstos por la Ley y sus disposiciones de desarrollo

d) Despachar su energía a través del OS

e) Disponer de acceso a las redes de transporte y distribución

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f) Percibir la retribución que les corresponde de acuerdo con los términos previstos

en la Ley y sus disposiciones de desarrollo

g) Recibir la compensación a la que puedan tener derecho por los costes en que hubieran incurrido en caso de alteraciones en el funcionamiento del sistema. Estas alteraciones las decide el gobierno, que puede adoptar, para un plazo determinado, las medidas necesarias para garantizar el suministro de energía eléctrica cuando concurra alguna de las siguientes circunstancias:

1) Riesgo cierto para la prestación del suministro de energía eléctrica

2) Situaciones de desabastecimiento de alguna o algunas de las fuentes de energía primaria

3) Situaciones de las que se pueda derivar amenaza para la integridad física o la seguridad de las personas, de aparatos o instalaciones o para la integridad de la red de transporte o distribución de energía eléctrica

En estas situaciones, el gobierno determina el régimen retributivo aplicable a las actividades afectadas garantizando un reparto equilibrado de los costes. Cuando las medidas adoptadas por el gobierno afecten sólo a alguna o algunas Comunidades Autónomas, la decisión se adopta en colaboración con las mismas.

Las medidas que adopte el gobierno se refieren a los aspectos:

a) Limitaciones o modificaciones temporales del mercado de electricidad a que se refiere el capítulo I del Título IV de la Ley.

b) Establecimiento de obligaciones especiales en materia de existencias de seguridad de fuentes primarias para la producción de energía eléctrica

c) Supresión o modificación temporal de los derechos que para los autoproductores y productores en régimen especial se establecen en el capítulo II del Título IV de la Ley

d) Modificación de las condiciones generales de regularidad en el suministro con carácter general o referido a determinadas categorías de consumidores

e) Supresión o modificación temporal de los derechos y garantías de acceso a las redes por terceros

f) Limitación o asignación de abastecimientos de energías primarias a los productores de electricidad

g) Cualquier otra medida que puede ser recomendada por los Organismos internacionales de los que España sea parte o que se determine en aplicación de aquellos convenios en que participe

3) Obligaciones. Las obligaciones de los productores se explican a continuación:

a) Desarrollar todas aquellas actividades necesarias para producir energía eléctrica en los términos previstos en su autorización y, en especial, en lo que se refiere a seguridad, disponibilidad y mantenimiento de la potencia instalada y al cumplimiento de las condiciones medioambientales

b) Presentar ofertas de venta de energía eléctrica al OM

c) Estar dotados de los equipos de medida que permitan determinar, para cada periodo de programación, la energía vertida a la red

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d) Adherirse a las condiciones de funcionamiento del sistema de ofertas,

especialmente en lo que se refiere al procedimiento de liquidación y pago de la energía

e) Aplicar las medidas que sean adoptadas por el gobierno en los aspectos indicados más arriba

Los productores en régimen especial llevan a cabo la actividad de producción de energía eléctrica en instalaciones con una potencia instalada que no supere los 50 MW. Se considera producción en régimen especial en los casos siguientes:

a) Autoproductores

Son aquellos que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas que supongan un alto rendimiento energético.

Se considera agente autoproductor de energía eléctrica a toda persona física o jurídica que genere electricidad fundamentalmente para su propio uso. Se entiende por esto cuando autoconsuma, al menos:

el 30% de la energía eléctrica producida por él mismo si su potencia instalada es inferior a 25 MW

el 50% si su potencia instalada es igual o superior a 25 MW

b) Energías renovables

Cuando se utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario

c) Residuos

Cuando se utilicen como energía primaria residuos no renovables

d) Tratamiento residuos

Producción de energía eléctrica en instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW que suponga un alto rendimiento energético

1) Autorización administrativa La actividad de producción en régimen especial requiere autorización administrativa previa:

Las instalaciones autorizadas de este tipo gozan de un trato diferenciado según sus particulares condiciones, pero sin que quepa discriminación o privilegio alguno entre ellas

Los solicitantes de estas autorizaciones deben acreditar las condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones proyectadas, el adecuado cumplimiento de las condiciones de protección de medio ambiente y la capacidad legal, técnica y económica adecuada

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Los solicitantes deben proporcionar a la administración competente, después de que se hayan otorgado las autorizaciones, información periódica de todo lo que afecte a las condiciones de la autorización

Las autorizaciones se otorgan por la administración autonómica, sin perjuicio de autorizaciones de otras disposiciones que resulten aplicables y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente

El incumplimiento de las condiciones y requisitos establecidos en las autorizaciones o la variación sustancial de los presupuestos que determinaron su otorgamiento puede dar lugar a su revocación

2) Obligaciones. Las obligaciones de los productores en Régimen especial se explican a continuación:

a) Adoptar las normas de seguridad, reglamentos técnicos y de homologación o certificación de las instalaciones e instrumentos que establezca la administración competente

b) Cumplir con las normas técnicas de generación así como las normas de transporte y de gestión técnica del sistema

c) Mantener las instalaciones en un grado óptimo de operación, de forma que no puedan causar daños a las personas o instalaciones de terceros

d) Facilitar a la administración información sobre producción, consumo, venta de energía y otros extremos que se establezcan

e) Cumplir adecuadamente las condiciones establecidas de protección del medio ambiente

3) Derechos. Los derechos de los productores en Régimen especial se detallan a continuación:

a) Incorporar su energía excedentaria al sistema, percibiendo la retribución correspondiente. A estos efectos, se considera energía excedentaria la resultante de los saldos instantáneos entre la energía cedida a la red y la recibida de la misma en todos los puntos de interconexión entre el productor-consumidor, el productor o el autogenerador y la red

b) Excepcionalmente, el gobierno puede autorizar que instalaciones en régimen especial que utilicen como energía primaria energías renovables puedan incorporar al sistema la totalidad de la energía producida. No obstante, cuando las condiciones del suministro eléctrico lo hagan necesario, el gobierno, previo informe de las Comunidades Autónomas, puede limitar, para un período determinado, la cantidad de energía que puede ser incorporada al sistema por los productores del régimen especial

c) Conectar en paralelo sus instalaciones a la red de la correspondiente empresa distribuidora o de transporte

d) Utilizar, conjunta o alternativamente en sus instalaciones, la energía que adquiera a través de otros sujetos

e) Recibir el suministro de energía eléctrica que precisen de la empresa distribuidora

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4) Retribución. Los productores en régimen especial tienen, en principio, el mismo

sistema retributivo que los productores en régimen ordinario. Adicionalmente, la producción mediante energías renovables no hidráulicas, biomasa, así como las centrales hidroeléctricas de potencia igual o inferior a 10 MW perciben una prima.

Esta prima la fija el gobierno de forma que el precio de la electricidad vendida por estas instalaciones se encuentre dentro de una banda porcentual comprendida entre el 80 % y el 90 % de un precio medio de la electricidad. Este precio medio se calcula dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de electricidad entre la energía suministrada. Los conceptos utilizados para el cálculo del precio medio se determinan excluyendo el impuesto sobre valor añadido y cualquier otro tributo que grave el consumo de energía eléctrica

Los Comercializadores son todas las personas jurídicas que, accediendo a las redes de transporte o distribución, tienen como función la venta de energía eléctrica a los consumidores que tengan la condición de cualificados o a otros sujetos del sistema

1) Autorización administrativa Las personas jurídicas que quieran actuar como comercializadoras han de contar con autorización administrativa previa, que tiene carácter reglado.

La autorización se otorga por la administración competente, atendiendo, en todo caso, a la suficiente capacidad legal, técnica y económica del solicitante.

La solicitud de autorización para actuar como comercializador debe especificar el ámbito territorial en el cual se pretenda desarrollar la actividad.

En ningún caso la autorización se entiende concedida en régimen de monopolio ni con derechos exclusivos.

Las empresas comercializadoras deben estar inscritas en el Registro de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados y presentar al OM garantía suficiente para cubrir su demanda de energía de acuerdo con lo que se establezca reglamentariamente.

2) Obligaciones. Las obligaciones de los comercializadores se explican a continuación:

a) Proceder directamente o a través del correspondiente distribuidor a la medición de los suministros en la forma que se determine en el reglamento. En todos los casos, se debe preservar la exactitud de la medición y la accesibilidad a los aparatos, facilitando el control de las administraciones competentes

b) Poner en práctica los programas de gestión de la demanda aprobados por la administración

c) Procurar un uso racional de la energía

d) Adquirir la energía necesaria para el desarrollo de sus actividades y realizar el pago de sus adquisiciones de acuerdo con el procedimiento de liquidación correspondiente

3) Derechos. Los derechos de los comercializadores se detallan a continuación:

a) Exigir que las instalaciones y los aparatos de los usuarios reúnan las condiciones técnicas y de construcción que se determinen, así como el buen uso de las

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mismas y el cumplimiento de las condiciones establecidas para que el suministro se produzca sin deterioro o degradación de su calidad para otros usuarios

b) Facturar y cobrar el suministro realizado

Los distribuidores de energía eléctrica son toda sociedad mercantil de nacionalidad española o de la Unión Europea con establecimiento permanente en España que tiene la función de: Distribuir la energía eléctrica desde la red de transporte (RdT) a los puntos de consumo. Construir, mantener y operar las instalaciones de distribución. Y vender la energía a tarifa a los consumidores o a otros distribuidores

1) Autorización administrativa La construcción, modificación, explotación y transmisión y cierre de las instalaciones de distribución de energía eléctrica, con independencia de su destino o uso, están sujetas a autorización administrativa.

La autorización administrativa de cierre de una instalación puede imponer a su titular la obligación de proceder a su desmantelamiento

La administración competente deniega la autorización cuando no se cumplan los requisitos previstos legalmente o la empresa no garantice la capacidad legal, técnica y económica necesarias para acometer la actividad propuesta, o cuando tenga una incidencia negativa en el funcionamiento del sistema

La autorización no se concede en régimen de monopolio ni concede derechos exclusivos

Las autorizaciones las otorga la administración competente sin perjuicio de otras concesiones y autorizaciones necesarias de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables. En especial las relativas a la ordenación del territorio y del medio ambiente

2) Obligaciones. Las obligaciones de los distribuidores son:

a) Realizar el suministro de energía a los consumidores a tarifa

b) Realizar sus actividades en la forma autorizada y conforme a las disposiciones aplicables, prestando el servicio de distribución de forma regular y continúa, y con los niveles de calidad que se determinen, manteniendo las redes de distribución eléctrica en estado adecuado de conservación e idoneidad técnica

c) Ampliar las instalaciones de distribución cuando sea necesario para atender nuevas demandas de suministro eléctrico sin perjuicio de la aplicación del régimen que se establezca en el reglamento para las acometidas eléctricas. Cuando existan varios distribuidores cuyas instalaciones sean susceptibles de ampliación y ninguno de ellos decidiera acometerla, la administración competente determina cual de estos debe realizarla, atendiendo a sus condiciones

d) Comunicar al Ministerio de Economía y a la administración competente la información que se determine sobre precios, consumos, facturaciones y condiciones de venta aplicables a los consumidores, distribución de consumidores y volumen correspondiente por categorías de consumo, así como cualquier información relacionada con la actividad que desarrollan dentro del sector eléctrico

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e) Atender en condiciones de igualdad las demandas de nuevos suministros

eléctricos en las zonas en que operen y formalizar los contratos de suministro con lo establecido por la administración

f) Medición de los suministros en la forma reglamentaria, preservando, en todo caso, la exactitud de la misma y la accesibilidad a los correspondientes aparatos, y facilitando el control de las administraciones competentes

g) Aplicar a los consumidores la tarifa que, conforme a lo dispuesto por la Administración General del Estado, les corresponda

h) Informar a los consumidores en la elección de la tarifa eléctrica más conveniente para ellos

i) Poner en práctica los programas de gestión de la demanda aprobados por la administración

j) Procurar un uso racional de la energía

k) Asegurar el nivel de calidad del servicio reglamentario

l) Adquirir la energía necesaria para el desarrollo de sus actividades, realizando el pago de sus liquidaciones de acuerdo con el procedimiento de liquidación

3) Derechos. Los derechos que disfrutan los distribuidores son:

a) Reconocimiento por parte de la administración de una retribución por el ejercicio de su actividad dentro del Sistema Eléctrico Nacional

b) Adquirir la energía eléctrica necesaria para atender el suministro de sus clientes

c) Percibir la retribución que le corresponda por el ejercicio de la actividad de distribución

d) Exigir que las instalaciones y los aparatos de los usuarios reúnan las condiciones técnicas y de construcción que se determinen, así como el buen uso de las mismas y el cumplimiento de las condiciones establecidas para que el suministro se produzca sin deterioro o degradación de su calidad para otros usuarios

e) Facturar y cobrar el suministro realizado

f) El gobierno publica en el BOE las zonas eléctricas diferenciadas en el territorio nacional, así como la empresa o las empresas de distribución que actúan como gestor de la red en cada una de las zonas

La determinación de las zonas eléctricas y del gestor o gestores de la red de cada una se realiza previa audiencia a las empresas de distribución y previo informe de las Comunidades cuando la zona afecte al ámbito territorial de más de una Comunidad Autónoma y previo acuerdo con la Comunidad Autónoma correspondiente cuando la zona se ciña a su ámbito territorial

El gestor de la red de distribución en cada zona determina los criterios de la explotación y mantenimiento de las redes garantizando la seguridad, la fiabilidad y la eficacia de las mismas, de acuerdo con la normativa medioambiental que les sea aplicable

El gestor de la red debe preservar el carácter confidencial de la información de la que tenga conocimiento en el desempeño de su actividad, cuando de divulgarla

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pueda derivarse problemas de tipo comercial sin perjuicio de la obligación de información a las administraciones públicas

4) Acceso a la red de distribución Las instalaciones de distribución podrán ser utilizadas por consumidores cualificados y por sujetos no nacionales que puedan realizar intercambios intracomunitarios e internacionales. El precio por el uso de redes de distribución viene determinado por el peaje aprobado por el gobierno. El gestor de la red de distribución solo puede denegar el acceso a la red en caso de que no disponga de la capacidad necesaria. La denegación de acceso debe ser motivada. La falta de capacidad necesaria solo se puede justificar por criterios de seguridad, regularidad o calidad de los suministros, atendiendo a las exigencias reglamentarias. En casos de conflictos en relación con la aplicación de contratos de acceso a la red, dichos conflictos se someterán a la resolución de la CNE.

Los consumidores cualificados son todo consumidor que puede adquirir la energía eléctrica en cada momento por otros procedimientos diferentes al consumidor a tarifa. Desde principios del año 2003, tienen esta condición de consumidores cualificados todos los consumidores de energía eléctrica.

1) Derechos. Los derechos de los consumidores cualificados se exponen a continuación:

a) Los consumidores cualificados pueden contratar en el mercado de producción la totalidad de su suministro o la parte del mismo que no tengan cubierta por su contrato de suministro a tarifa

b) Los consumidores cualificados pueden contratar bien directamente o bien a través de un comercializador

c) Las instalaciones de distribución pueden ser utilizadas por los consumidores cualificados y por sujetos no nacionales que puedan realizar intercambios intracomunitarios e internacionales. El precio por el uso de redes de distribución viene determinado por el peaje aprobado por el Gobierno

d) El gestor de la red de distribución sólo puede denegar el acceso a la red en caso de que no disponga de la capacidad necesaria

e) En los casos de conflictos en relación con la aplicación de contratos de acceso a la red, dichos conflictos se someten a la resolución de la CNE

Los Agentes Externos son toda persona física o jurídica que inyecte energía eléctrica de sistemas exteriores en el sistema eléctrico peninsular o consuma energía inyectada en éste para aquellos.

1) Autorización administrativa Los solicitantes pueden ser cualquier productor, distribuidor, consumidor o comercializador externo al Sistema Eléctrico puede solicitar al Ministerio de Economía que autorice su participación como agente externo en el mercado de electricidad. Las autorizaciones a los agentes externos intracomunitarios se otorgan

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en términos reglados por el Ministerio de Economía, que puede denegarla sólo si en el país de establecimiento del agente externo no se cumple la condición de reciprocidad.

Los agentes externos que deseen participar en el Mercado de energía eléctrica tienen que:

1) Inscribirse en el Registro Administrativo correspondiente

2) Adherirse a las reglas y condiciones de funcionamiento del mercado establecido por el OM y el OS

3) Aceptar las condiciones particulares que establezca el Ministerio debido a su condición de sujeto exterior

4) Cumplir con la normativa exigible

5) Cumplir con las restricciones que el OS establezca

6) Liquidar los cargos e impuestos en España, incluidos los peajes de Red

La autorización a los agentes externos e internos para ejecutar intercambios internacionales se caracteriza por: Dura un periodo de validez. Sirve para intercambiar una potencia autorizada. Permite ejecutar intercambios por contrato bilateral, por mercado o de ambas formas. Los contratos bilaterales duren un mínimo de un año. Los tránsitos, o intercambios en otra frontera, están sometidos a autorización del Ministerio. Supedita los intercambios a la existencia de capacidad efectiva en las interconexiones internacionales y a la ausencia de riesgo de suministro en el territorio peninsular español

7.1.2 Funcionamiento

En primer lugar se expone el funcionamiento básico de los mercados y servicios del esquema de mercado español. En segundo lugar se ilustra la secuencia de los mercados. En tercer lugar se describe detalladamente el funcionamiento de los mercados.

El funcionamiento básico de cada uno de los mercados es el siguiente:

a) Mercado diario Es un mercado de energía en el que se negocia la energía para las 24 horas del día siguiente. El resultado de la casación marca un precio marginal horario para toda la energía casada. El mercado se ha diseñado con un sistema de ofertas en una sola sesión.

El OM gestiona este mercado

b) Mercado intradiario Es un mercado de ajustes en el que se negocia la energía de periodos casados en el mercado diario. El resultado de la casación marca un precio marginal horario para toda la energía casada. El mercado se ha diseñado con un sistema de ofertas en seis sesiones con distintos horizontes horarios.

El OM gestiona también este mercado.

c) Mercado de restricciones en la red de transporte Página 84


Es un mercado de energía en el que se negocia la energía necesaria para la solución de las restricciones de la red de transporte. Toma el precio del mercado diario. Se ha diseñado sin una sesión propia. Las ofertas de los generadores se envían en la sesión del mercado diario

El OS gestiona las restricciones y el OM colabora en el procedimiento de solución.

d) Mercado de desvíos Es un mecanismo de redespacho para desvíos mayores de 300 MW. Se negocia la energía para las horas restantes hasta el horizonte del próximo intradiario. El mercado se ha diseñado como ofertas de venta, o a subir, y de compra, o a bajar, independientes. Solamente participan los productores.

El OS gestiona el mercado y el servicio

e) Mercado de servicio de regulación secundaria Es un mercado en el que se negocia la banda de potencia de regulación secundaria a subir y a bajar necesaria para las 24 horas del día siguiente. El mercado marca un precio marginal horario de la banda a subir y otro de la banda a bajar. Se retribuye la energía de dicho servicio al precio de la regulación terciaria sustituida. El mercado se ha diseñado como un sistema de ofertas en una sola sesión

El OS gestiona el servicio y el OM colabora con él en la gestión de aspectos económicos.

f) Mercado de servicio de regulación terciaria Es un mercado en el que se negocia la banda de potencia de regulación terciaria disponible para las 24 horas siguientes. El mercado retribuye la energía mientras que no retribuye la banda de potencia. El precio máximo de la reserva a subir despachada marca el precio marginal horario de dicha reserva. El precio mínimo de la reserva a bajar despachada marca el precio marginal horario de dicha reserva

Se ha diseñado como ofertas de banda disponible que van actualizándose continuamente. Sólo participan productores quienes tienen la obligación de ofertar y el derecho de retirar las ofertas.

El OS gestiona el servicio y el mercado.

g) Servicio de potencia activa de regulación primaria Es un servicio complementario obligatorio para los productores. Las unidades de producción pueden contratar el servicio en lugar de proporcionarlo. No se retribuye

h) Servicio de control de tensión Es un servicio complementario con dos componentes: Una componente obligatoria y no retribuida. Otra componente voluntaria y retribuida.

Se retribuye la energía reactiva tanto generada como absorbida. Los precios están regulados y separados en los conjuntos: generadores, consumidores cualificados y distribuidores. El servicio se ha diseñado como una banda de potencia reactiva asignada anualmente y unas ofertas diarias.

El OS gestiona el servicio.

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La secuencia en el tiempo de los mercados que componen el mercado de producción se muestra en la Ilustración 6.

Resultado Casacion

Programa Base

P. Diario Viable

PP. Horarios Finales

PP. Horarios Operativos

OM OS

SS.CC

OTROS PROCESOS

M. INTRADIARIO

M. DIARIO

OFERTAS

+CBF Internacional

CBF Nacionales

SOLUCION Restricciones Tecnicas

TIEMPO

Ilustración 6: Secuencia de mercados

La secuencia principal de los mercados es la siguiente:

Primero, el Mercado diario para el día siguiente abre la sesión de envío de ofertas por la mañana. La casación de las mismas junto con los contratos internacionales ejecutados forman el resultado de la casación. El programa base de funcionamiento (PBDF) es resultado de incluir los contratos bilaterales de ámbito nacional.

Segundo, se celebra el Mercados de servicio de regulación secundaria. El programa diario viable (PDV) se elabora con los resultados de estos mercados así como con la solución de restricciones técnicas.

Tercero, se celebran las sesiones del Mercado intradiario. Las sesiones generan los programas horarios finales (PHF). Estos programas incluyen la solución de las posibles restricciones técnicas. El mercado de desvíos se convoca entre las sesiones del M. Intradiario.

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Finalmente se obtienen los programas horarios operativos. Estos programas contienen los resultados del mercado de servicio de regulación terciaria.

A continuación se exponen el funcionamiento de los mercados detalladamente. En primer lugar, se expone el Mercado Diario. Las cuestiones tratadas en la exposición son: Las ofertas de venta y compra junto con las condiciones simples y complejas, un ejemplo de oferta de venta de un agente generador y de oferta de compra, el algoritmo de casación, el programa PDBF y, por último, el programa PDV.

Los agentes de mercado envían al sistema de información del OM (SIOM) sus ofertas de venta y compra de energía eléctrica para el día D+1 antes de las 10:00 del día D. El OM valida los datos de las ofertas, ejecuta la casación y envía el resultado de la casación a los agentes antes de las 11:00 del día D.

Los agentes deben enviar una oferta de venta de energía por cada una de las unidades de producción de las que sean titulares. A continuación, se muestra el concepto de unidad de producción, se resume las formas de tomar parte en el mercado para cada agente, se describe estas ofertas al mercado. Finalmente, se estudia las ofertas de venta de un agente productor: el grupo Endesa.

Se entiende por unidad de producción:

a) Cada grupo térmico integrado en cada una de las centrales inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica

b) Cada unidad de gestión de centrales hidroeléctricas de una misma cuenca: cuya gestión de embalses condiciona mutuamente las centrales agrupadas y que pertenecen a titulares representados por el mismo agente de mercado.

c) Cada central de bombeo constituye por sí misma una unidad de gestión hidráulica.

d) Cada unidad de gestión de un conjunto de aerogeneradores de un parque: cuyas unidades vierten su energía a un mismo nudo de la red de transporte o de distribución y que pertenecen a titulares representados por el mismo agente de mercado.

Se puede participar de las siguientes formas:

Los agentes productores del régimen ordinario tienen obligación de ofertar todas las unidades: disponibles, de potencia instalada superior a 50 MW, no vinculadas a un contrato bilateral y no acogidas al RD 1538/1987. Pueden ofertar a su discreción las unidades de potencia instalada superior a 1 MW

Los agentes productores del régimen especial tienen la alternativa de:

a) Declarar al mercado la energía excedentaria

b) Enviar ofertas al mercado, manteniendo su derecho a las primas

Los agentes externos también tienen derecho a presentar ofertas.

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Las ofertas de venta se forman con ofertas simples y ofertas de condiciones complejas. A continuación se describe en primer lugar las simples y en segundo lugar las complejas.

a) Simples Estas ofertas se construyen con tramos para cada hora. Cada tramo se compone del par energía y precio. El número de tramos por hora varía entre un mínimo de 1 y un máximo de 25. Se ordena los tramos en una hora de forma que el precio sea creciente y en las de compra, de forma que sea decreciente.

b) Complejas Las ofertas de venta pueden componerse de una o algunas de las 4 condiciones complejas. Las condiciones son bien técnicas o bien económicas. Éstas son:

A. Indivisibilidad Fija en el primer tramo de cada hora un valor mínimo de funcionamiento. Este valor solo puede ser dividido por la aplicación de los gradientes de carga declarados por el mismo agente o por aplicación de reglas de reparto en caso de ser el precio distinto de cero.

B. Gradiente de carga Establece la diferencia máxima entre la potencia al inicio y al final de la hora. Esta diferencia limita la energía máxima a casar en función de la casación de la hora anterior y la siguiente. La utilidad es que evita programas con cambios de potencia que las unidades de producción no pueden seguir.

C. Ingresos mínimos Fija un ingreso mínimo en todo el día para la unidad. La unidad entra en la casación si sus ingresos totales son mayores que el mínimo fijado. El ingreso mínimo se forma con un importe fijo (Euros) y un importe variable por unidad de energía casada (Euros/kWh). La utilidad es que evita programas que suponen una pérdida económica

D. Parada programada Permite parar de forma programada en un máximo de tres horas. La parada se condiciona a que la unidad haya sido retirada de la casacón por no cumplirse el ingreso mínimo. El algoritmo de casación acepta el primer tramo de las tres primeras horas de su oferta como ofertas simples, con la única condición de que la energía ofertada sea decreciente en cada hora. La utilidad es que evita parar desde un programa cualquiera a uno a cero en la primera hora del día siguiente

El Grupo Endesa opera como productor en el mercado a través de los agentes Endesa Generación, Endesa Ciclos Combinados y Elcogás.

Las unidades de producción en cartera propia se compone de los activos en el sistema peninsular. Son unidades de producción de todo tipo de tecnologías de generación. La potencia instalada total asciende a 17.422 MW. Las centrales térmicas que queman carbón son el grupo de mayor potencia instalada: 5.390 MW. Debajo se muestra una lista del número de unidades por tipo de tecnología:

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1) Siete unidades de gestión hidráulica (UGH) .Suman una potencia instalada de

3.953 MW

2) Seis unidades hidráulicas de bombeo. Alcanzan una potencia instalada de 1.396 MW

3) Grupos térmicos

Siete grupos de centrales nucleares (CC.NN). Alcanzan una potencia instalada de 3.460 MW: 3 grupos ofertados por un agente de Endesa, 4 grupos ofertados por unos agentes de Iberdrola

16 grupos de centrales de carbón (CC.TT). Suman una potencia instalada de 5.390 MW

3 grupos de centrales de ciclo combinado (CC.CC). Alcanzan una potencia instalada de 1.154 MW

8 grupos de centrales de bicombustible fuel/gas (CC.TT). Suman una potencia instalada de 1.154 MW

La cartera ajena se compone de unidades de producción de cogeneradores. La oferta de venta de Endesa incluye estas unidades en sus unidades de oferta. El volumen de energía comercializado un día del pasado mes de Septiembre ascendió aproximadamente a 4000 MWh.

El diseño de las ofertas trata de forma distinta las unidades según el tipo de tecnología. A continuación se describe el tratamiento básico por tecnología:

A. Nucleares La potencia disponible se oferta a precio cero en todas las horas. Así se asegura que las nucleares entran en la casación. Esta tecnología de generación funciona en base en el sistema español. Este funcionamiento se debe en parte a que los costes variables son los menores.

B. Carbón El mínimo técnico se oferta en ocasiones a precio cero. La banda de regulación se oferta por tramos de potencia y precio. La formación del precio tiene en cuenta: los costes de producción y la estrategia de la compañía en el mercado.

Se tiene en cuenta el orden de mérito para la entrada de grupos en funcionamiento. Además, se reserva una banda a subir y a bajar para ofertar al mercado de regulación secundaria

C. Gas y Fuel Estas unidades tienen los costes variables mayores. Se oferta estas unidades con el objetivo principal del mercado de restricciones y en ocasiones con la condición de ingresos mínimos. De esta forma, se cubre el riesgo de pérdidas por operar un tiempo corto como el necesario en algunas de las restricciones.

D. Hidráulica Se clasifica en distintos horizontes temporales para su gestión:

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1) Fluyente. Es una energía a turbinar necesariamente: si no se turbina, se

pierde

2) Horizonte de un día. Es una producción a realizar a lo largo del día

3) Horizonte semanal. Es una producción a realizar en la semana

4) Horizonte abierto. Es una producción especulativa que se turbina en caso de precios de mercado muy altos

Se elaboran las ofertas a los mercados con el objetivo de optimizar el beneficio. La coordinación entre la producción hidráulica y la térmica contribuye a esta optimización de dos formas:

1) el aplanamiento de la curva de potencia de las unidades térmicas disminuye sus costes de producción

2) la optimización del valor del agua

El proceso de oferta llevado a cabo se ejecuta diariamente con una aplicación informática. Consta de las grandes etapas siguientes:

a) Estimar la demanda del sistema y la de Endesa para el día

b) Actualizar la disponibilidad de las unidades de producción térmicas

c) Actualizar los parámetros o restricciones de potencia y de precio

d) Cargar la programación hidráulica diaria agregada por niveles

e) Generar las curvas de oferta agregadas

f) Validar las ofertas en los ficheros

CURVA OFERTA AGREGADA(hora 1, dia 6 Mayo)

0

1

1

2

2

0 5000 10000 15000 20000 25000

Energia(MW)

Precio(cEuro/KWh)

Las Ofertas de compra se exponen a continuación. Los compradores en el mercado de producción de energía eléctrica son los:

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a) Distribuidores

b) Comercializadores

c) Consumidores cualificados

d) Agentes externos autorizados

Para presentar ofertas de compra es necesario que figuren inscritos en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores, y que se adhieran a las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

Se entiende por unidad de adquisición el conjunto de nudos de conexión a la red por el que el comprador presenta ofertas de adquisición de energía eléctrica

Un ejemplo de oferta de compra es una distribuidora. La distribuidora tiene que cubrir la demanda de sus clientes a tarifa. Esto condiciona la curva de compra: suelen ofertar a precio máximo permitido por el operador de mercado. El OM y los agentes de compra han establecido un precio instrumental de 18.03 cEuro/kWh. Este precio funciona como un precio máximo de oferta.

La comercializadora atiende a los consumidores liberalizados. Las formas de contratación permiten mayor elasticidad en su curva de demanda que a la distribuidora

CURVA COMPRA AGREGADA(hora 1, dia 6 Mayo)

0

5

10

15

20

0 5000 10000 15000 20000 25000

Energia(MW)

Precio(cEuro/KWh)

A continuación se describe el algoritmo de casación. El OM ejecuta la casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica recibidas antes de las 10:00 horas. La casación se envía a los agentes alrededor de las 11:00.

El resultado del algoritmo de casación se compone básicamente de:

1) Precio de la energía

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Un precio horario igual al precio del último tramo de la oferta de venta de la última unidad de producción casada

2) Volumen de energía Un volumen horario igual al volumen de energía resultado de agregar los tramos de oferta hasta el último tramo de la oferta de venta de la última unidad de producción casada incluido.

La casación se realiza por medio del método de casación simple o por la casación compleja si se han presentado ofertas que incorporen condiciones complejas.

El método de casación simple obtiene para cada hora de manera independiente el precio marginal así como el volumen de energía eléctrica que se acepta para cada unidad de producción y adquisición

El método de casación compleja obtiene la casación simple condicionada a partir del método de casación simple al que se añaden las condiciones de indivisibilidad y gradiente de carga.

Se busca la primera solución final provisional mediante un proceso iterativo. En este proceso se ejecutan varias casaciones simples condicionadas hasta que todas las unidades de oferta casadas cumplen la condición de ingresos mínimos así como de parada programada. Para la solución final provisional se ha considerado una capacidad ilimitada en las interconexiones internacionales

Finalmente, se obtiene la primera solución final definitiva por medio de un proceso iterativo en el que se respeta la capacidad máxima de interconexión internacional y se considera tanto las ofertas realizadas al mercado diario como las ejecuciones de contratos bilaterales físicos con afectación expresa a dichas interconexiones

CASACION

0

5

10

15

20

0 10000 20000 30000 40000

Energía(MW)

Precio(cEuro/KWh)

Curva compra Curva venta

El Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) se obtiene a las 11 horas tras recibir las comunicaciones de las ejecuciones de los contratos bilaterales físicos y la

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información sobre la producción en régimen especial que no se ha ofertado al mercado. El programa incorpora los siguientes elementos:

a) El precio marginal de cada hora

b) La energía eléctrica por tramos de cada unidad de producción y de cada unidad de adquisición cuyas ofertas se han casado

c) El orden de precedencia económica para cada tramo de las ofertas de venta que han resultado casadas total o parcialmente

d) La energía eléctrica por tramos de las unidades de producción cuyas ofertas de venta no han resultado casadas total o parcialmente. Y el orden de precedencia económica

e) La energía eléctrica programada de las unidades de producción disponibles exceptuadas de la obligación de presentar ofertas

f) Los desgloses en unidades físicas de las unidades de gestión hidráulica

g) Los consumos de las unidades de adquisición en nudos de la red (publicado a las 12:00)

El OS y el OM obtienen el Programa Diario Viable (PDV) después de la solución de las restricciones técnicas. La solución se publica antes de las 14:00 horas. En el apartado de Restricciones se describe dicha solución en este mercado y en el mercado intradiario.

En segundo lugar, se expone el Mercado intradiario. Las cuestiones que se tratan son: las sesiones, los participantes, las ofertas de compra y venta junto con sus condiciones y la casación.

El mercado intradiario tiene por objeto los ajustes sobre el Programa Diario Viable Definitivo (PDV). El mecanismo para realizarlo es, como en el diario, que los agentes de mercado presenten ofertas de venta y compra de energía eléctrica.

El mercado se estructura actualmente en seis sesiones con los siguientes horarios:

SESION 1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª

Apertura 16:00 21:00 01:00 04:00 08:00 12:00

Cierre 17:45 21:45 01:45 04:45 08:45 12:45

Casación 18:30 22:30 02:30 05:30 09:30 13:30

Desgloses 18:45 22:45 02:45 05:45 09:45 13:45

Restricciones 19:20 23:10 03:10 06:10 10:10 14:10

PHF 19:35 23:20 03:20 06:20 10:20 14:20

Horizonte 21:00/d — 1-24 5-24 9-24 13-24 17-24

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24:00/d+1

Tabla 1: Horario de las sesiones del intradiario

Los Participantes son todos los agentes que presentan ofertas de venta en el mercado diario.

a) Los agentes, que presentan ofertas de compra en el diario y que han participado en la sesión del mismo sobre la que se abre sesión de intradiario, solo pueden participar en las sesiones de periodos incluidos en la sesión del diario en que presentaron ofertas

b) Los agentes, que hayan ejecutado un contrato bilateral físico, solo pueden participar en las sesiones de periodos incluidos en la sesión del diario en que ejecutaron el contrato

Las ofertas de venta pueden ser simples o complejas:

a) Las simples son ofertas de 1 a 5 tramos para cada periodo horario y unidad de producción o de adquisición. Expresan un precio y una cantidad de energía, siendo el precio creciente en los tramos.

b) Las complejas son las que, cumpliendo con los requisitos de las simples, incorporan todas o alguna de las condiciones complejas siguientes:

1) Gradiente de carga Como la misma condición del diario

2) Ingresos mínimos Como la misma condición del diario

3) Aceptación completa en la casación del tramo primero de la oferta de venta. Permite fijar un perfil para el conjunto de todas las horas del intradiario que resulta de casarse el primer tramo de todas las horas de la oferta. Sirve para ajustar los programas de las unidades de producción o adquisición a un nuevo perfil. Se utiliza cuando la programación de unas horas depende de otras como en un arranque o parada

4) Aceptación completa en cada hora en la casación del tramo primero de la oferta de venta. Implica que en esa hora sólo se programa el primer tramo de la oferta si se casan todos los tramos de esa hora. Si no se casan todos, se retira la oferta en esa hora. Se utiliza en los grupos de producción o adquisición que producen o consumen un valor mínimo o nada, como el mínimo técnico o las unidades de bombeo

5) Mínimo número de horas consecutivas de aceptación completa del primer tramo de la oferta.

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Se aplica cuando la unidad de producción o adquisición debe producir o dejar de consumir al menos un número de horas de forma consecutiva. También es aplicable a un consumidor que, por ejemplo, no puede poner en funcionamiento una fábrica por un número de horas inferior al especificado en la oferta

6) Energía máxima Permite ofertar en todas las horas limitando el valor casado a un máximo global de energía. Es útil para unidades de oferta que tengan una limitación en la disponibilidad de energía. Esta condición es necesaria debido a la volatilidad de los precios del mercado intradiario entre horas

Las ofertas de cada sesión deben ser tales que el programa final resultante de la aceptación completa de la oferta más el programa previo de la unidad de producción o adquisición respete las limitaciones declaradas por el operador del sistema. Y si no las cumple previamente a la realización de las ofertas, deben ser tales que se aproximen a su cumplimiento.

Las ofertas de compra pueden ser simples o complejas:

Las simples son ofertas para cada periodo horario de programación y unidad de producción o de adquisición con expresión de un precio y de una cantidad de energía

Las complejas son, como las de las ofertas de venta, las que incorporan condiciones complejas. Cumplen con los requisitos exigidos para las ofertas simples y incorporan todas, algunas o alguna de las condiciones complejas. Las condiciones son como las de las ofertas de venta menos la de pago máximo. A continuación se listan todas ellas:

a) Pago máximo Es equivalente a la condición de ingresos mínimos aplicable a las compras de energía. No se casa una oferta si el coste es superior al pago máximo. Dicho pago se establece con una cantidad fija en Euros más una variable en Euros por kWh casado.

b) Gradiente de carga Como las ofertas de venta.

c) Aceptación completa del tramo primero de la oferta de compra Como las ofertas de venta.

d) Aceptación completa en cada hora en la casación del tramo primero de la oferta de compra Como las ofertas de venta.

e) Mínimo número de horas consecutivas de aceptación parcial o completa del tramo primero de la oferta de compra Como las ofertas de venta.

f) Energía máxima Como las ofertas de venta.

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Las ofertas de cada sesión deben ser tales que el programa final resultante de la aceptación completa de la oferta más el programa previo de la unidad de producción o adquisición respete las limitaciones declaradas por el operador del sistema. Si no cumple las limitaciones previamente a la realización de las ofertas, que se aproxime a su cumplimiento.

El operador del mercado realiza la casación de las ofertas de compra y venta por medio del método de casación simple o, si se han presentado ofertas que incorporen condiciones complejas, de casación compleja.

En la casación de ofertas simples, obtiene el precio marginal y el volumen de energía eléctrica aceptado para las ofertas de compra y venta de forma independiente en cada periodo horario de programación.

En la casación de ofertas complejas, obtiene la casación simple condicionada añadiendo la condición de gradiente de carga al método de casación simple. Busca la solución final provisional por medio de un proceso iterativo que ejecuta casaciones simples condicionadas hasta que todas las unidades de venta y adquisición casadas cumplen las condiciones complejas declaradas. Genera la primera solución final definitiva con otro proceso iterativo en que se respeta la capacidad máxima de interconexión internacional

En los dos métodos de casación se asegura que la solución cumpla las limitaciones de seguridad impuestas por el operador del sistema. Cuando las limitaciones impuestas no se pueden cumplir, se asegura que la solución permita acercarse a su cumplimiento

El precio de cada periodo horario de programación es igual al precio del último tramo de la oferta de venta de la última unidad de producción aceptada

Los contratos bilaterales son contratos celebrados por agentes del mercado de producción de energía eléctrica, excepto en el caso de los compradores en contratos de exportación. Desde la entrada en vigor del RD Ley 6/2000 los comercializadores pueden formalizar contratos bilaterales con los agentes de generación del R.E así como con los agentes externos. A partir del año 2003 pueden formalizarlos también con cualquier agente de generación. Los contratos bilaterales pueden ser:

a) Financieros Los consumidores cualificados pueden firmar con el resto de los agentes del mercado contratos que, con objeto del suministro de energía eléctrica a través del mercado de producción, se liquiden al precio del mercado o por diferencias con respecto a dicho precio.

b) Físicos Los consumidores cualificados o los agentes externos pueden formalizar estos contratos de suministro de energía eléctrica con productores o agentes externos. Sus características son:

Los firmantes deben estar inscritos en el Registro Administrativo que corresponda de acuerdo con su naturaleza. Los contratos deben identificar las unidades de producción asociadas a su cumplimiento y el consumo previsto. Los contratos tienen una duración mínima de un año. Las unidades de producción

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involucradas quedan exceptuadas de la obligación de presentar ofertas por la parte de su energía generada vinculada al cumplimiento del contrato.

El contrato debe determinar la parte contratante obligada a satisfacer los pagos que corresponda por servicios complementarios, peajes, costes permanentes del sistema, costes de seguridad y diversificación, incluidos los correspondientes a la moratoria nuclear, así como aquellos otros costes que se deriven de las reglas vigentes. Los contratos están exentos del pago de garantía de potencia.

Los contratos han de ser comunicados por las partes al OM y al OS. Se comunican los períodos temporales en que el contrato ha de ser ejecutado y los puntos de suministro y consumo. Esta información se tiene en cuenta en los programas diarios. El procedimiento de ejecución es distinto para los contratos que afectan a las interconexiones internacionales. Estos se describen en el punto siguiente.

El titular de una unidad de producción que ha firmado un contrato debe cumplir las restricciones que el OS establece y debe participar, cuando lo solicita el OS, en el mercado de servicios complementarios sin discriminación alguna respecto del resto de los suministros

El titular de una unidad de producción que ha firmado un contrato que no afecta a las interconexiones internacionales puede acudir al mercado de producción de energía eléctrica por la parte de la unidad de producción asociada al contrato y comunicar la ejecución diaria de dicho contrato tras la casación del mercado diario

Los agentes internos y externos pueden realizar intercambios internacionales. La regulación aplicable a los intercambios está legislada en la O.M de 14/7/1998. La regulación aplicable a la gestión de las interconexiones está legislada en el P.O.4. A continuación se describen ambas:

Los intercambios internacionales entran en la casación del mercado diario. Los pasos que deben dar los agentes del mercado para ello se exponen a continuación:

Los agentes presentan las ofertas de venta, o compra y comunican la ejecución de los contratos bilaterales CBF. El OM casa las ofertas del MD de la siguiente forma: casa una primera vez suponiendo una capacidad de intercambio ilimitada, identifica las congestiones en las interconexiones internacionales, casa una segunda vez limitando las transacciones en el mercado e informa al OS de: el programa PBF, la capacidad máxima asignable a los contratos CBF y las ofertas de asignación de capacidad asociadas a estos contratos.

El OS subasta la capacidad de intercambio entre las ofertas de asignación.

La ejecución de los programas de intercambio es firme cuando los operadores de los sistemas hayan confirmado su ejecución.

La solución de congestiones en las interconexiones internacionales se aplica a los Mercados Diario e Intradiario. La solución del Mercado Diario tiene en cuenta las transacciones en el mercado y los contratos bilaterales físicos. La capacidad disponible de intercambio se reparte proporcionalmente entre ambas.

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En el caso de las transacciones del mercado, el OM: retira las ofertas más caras, de aquellas importadoras, y más baratas, de aquellas exportadoras, del programa horario. La asignación de capacidad es gratuita.

Para los contratos CBF el OS subasta la capacidad disponible para estos contratos. La última oferta de compra marca el precio marginal horario. Los agentes deben pagar la asignación de capacidad a dicho precio.

La solución del Mercado intradiario se obtiene de la siguiente forma: el OM limita las ofertas que se aceptan a los valores de capacidad de intercambio publicados por el OS

La Gestión de las interconexiones es otro aspecto a tratar. El OS puede gestionar intercambios a corto plazo cuando estos tengan por objeto el apoyo entre sistemas eléctricos para mantener las condiciones de calidad y seguridad de suministro en los términos que determine el Ministerio de Economía.

El OS es el responsable de coordinar con los operadores de otros países: la información relativa a los intercambios internacionales, la medida de los flujos de energía que se realicen a través de las interconexiones internacionales. Además, el OS debe actuar en coordinación con el OM al que le transmite la información resultante.

Los contratos suscritos por REE han de ser tenidos en cuenta en la casación de ofertas por su coste marginal variable en cada momento sin perjuicio de las condiciones contractuales aplicables. Las diferencias entre los pagos y cobros al mercado y los pagos y cobros que se deriven de dichos contratos se repercuten a todos los consumidores finales

Las importaciones intracomunitarias pueden canalizarse a través de cualquiera de las formas de contratación que se autoricen.

Todo consumidor nacional, independientemente del origen de la energía recibida, debe pagar los costes por garantía de potencia, costes de seguridad, abastecimiento y costes permanentes en la cuantía establecida

El OS, responsable de la gestión técnica del sistema, determina las restricciones técnicas que pueden afectar a los resultados de la casación tanto del mercado diario como del intradiario:

En el Mercado diario se resuelven de forma conjunta por el OS y el OM dando origen al programa diario viable definitivo (PDVD). El programa PDVD se obtiene retirando ofertas de compra y venta que afecten a las interconexiones internacionales en caso de superarse la capacidad máxima en la interconexión y retirando o añadiendo ofertas de venta para la resolución de restricciones técnicas en el SEE. Estas modificaciones al programa PDBF se realizan sin perjuicio de la asignación de los servicios complementarios de acuerdo con el articulo 12.3 del Real Decreto 2019/1997

Las características de la solución son:

Dado que la solución de las restricciones técnicas es una alteración no deseada de la casación, los criterios aplicados por el OS y el OM están orientados a minimizar el impacto de la solución en la casación y el sobrecoste derivado

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El OS determina la energía que es necesario retirar o incorporar para resolver las

restricciones sin considerar ninguna condición compleja de las ofertas de las unidades de producción, incluyendo la energía asociada a los contratos bilaterales y respetando el mínimo técnico en el caso de asignar unidades de producción que no hubieran sido casadas en el mercado diario

Junto con las unidades de producción cuyas producciones se incorporen o retiren de la casación, el OS envía al OM las limitaciones que se deben de respetar en el proceso posterior de ajuste entre producción y demanda de energía para no provocar nuevas restricciones así como la energía a retirar de ventas o compras que afecten a las interconexiones internacionales

El OM modifica el resultado de la casación retirando en primer lugar las ofertas que afectan a las interconexiones internacionales. A continuación modifica hora por hora el resultado de la casación de forma que se respete el equilibrio entre producción y demanda de energía del siguiente modo:

Manteniendo la condición de ingresos mínimos en caso de incorporar energía de unidades de producción que no han tenido modificaciones de energía previas

Repartiendo la disminución de forma proporcional entre la energía casada y no limitada en el mercado diario, y la energía ejecutada y no limitada de la ejecución de los contratos bilaterales físicos en caso de retirada de energía:

En el mercado diario se retira energía de las ofertas por orden de precedencia económica compleja

En los contratos bilaterales físicos se retira proporcionalmente entre las unidades de producción en función de la capacidad de disminuir su producción

El resultado sobre el programa PDBF se envía al OS para que éste elabore el programa PDVP. El programa PDVD se construye al incorporar los servicios complementarios al PDVP

En caso de que el OS identifique alguna restricción en un programa PHF del mercado intradiario, resuelve dicha restricción seleccionando la retirada de un conjunto de ofertas casadas. Para mantener el equilibrio entre la producción y la demanda de energía, el OM retira energía sobre la base de la precedencia económica del mercado intradiario. Al final, el OM establece el programa PHF con los siguientes elementos:

1) El precio marginal para cada periodo horario de programación de la sesión

2) La energía eléctrica por tramos que corresponde a cada unidad de producción o adquisición cuyas ofertas se han casado

Los procesos de gestión técnica del sistema sirven para asegurar el suministro de energía eléctrica en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias. Estos procesos se pueden clasificar en dos tipos: gestión en tiempo real y servicios complementarios.

En primer lugar se exponen los servicios complementarios: regulaciones primaria, secundaria y terciaria, desvíos, control de tensión y reposición.

a) Regulación primaria

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Este servicio es obligatorio y por lo tanto todas las unidades de producción deben cumplirlo o contratar a otras unidades de producción su cumplimiento.

El OS publica con carácter anual el porcentaje mínimo de variación de carga así como la velocidad máxima de respuesta ante diferentes desviaciones de frecuencia. Actualmente son:

1) Una banda muerta para desviaciones de frecuencia inferiores a 10 mHz

2) Una variación del 1,5 % de la potencia nominal en menos de 15 segundos para desviaciones de frecuencia inferiores a 100 mHz

3) Una variación lineal entre 15 y 30 segundos para desviaciones de frecuencia entre 100 y 200 mHz

b) Regulación secundaria Este servicio persigue el objetivo de corregir de forma automática los desvíos de frecuencia así como los desvíos de intercambio entre sistemas. El servicio consiste en proveer la potencia que iguala consumo y generación. La respuesta en la variación de potencia de las unidades de producción se debe dar en el intervalo de tiempo de 20 a 300 segundos.

El servicio lo presta el conjunto de generadores denominado zona de regulación. Una zona de regulación está englobada en un único sistema automático de control de generación (AGC). No todos los generadores de la zona de regulación deben de regular automáticamente. Esto tiene las ventajas siguientes:

1) Los desvíos pequeños internos se compensan internamente

2) La reserva secundaria se puede sustituir por mecanismos económicos como el despacho económico

3) El OS no necesita inspeccionar los grupos individuales

4) El OS no necesita operar directamente los medios de generación

Por otra parte, existe un mercado de regulación secundaria. El OS publica las necesidades de reserva secundaria a subir y a bajar tras la publicación del programa viable. El valor de referencia para la reserva a subir en horas de transición se formula como:

prevista maxima DemandaPmaxPmax6≡

×

El valor para el resto de las horas es aproximadamente la mitad. La reserva a bajar oscila entre el 50 % y el 100 % de la reserva a subir.

Se ha diseñado el mercado con un sistema de ofertas. La estructura de datos de las ofertas se compone de:

1) Unidad de producción.

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Se debe enviar la oferta por cada unidad de producción aunque el servicio se realice de forma conjunta. De esta forma el OS puede estudiar básicamente el impacto en la seguridad de la red

2) Reserva a subir.

Se oferta en MW

3) Reserva a bajar.

Se oferta en MW

4) Precio.

Se oferta en Ceuro/KW

5) Redespacho.

Se declara en la oferta cuando se requieren modificaciones del programa horario de energía. Se oferta en MWh

6) Flag de Break-up.

La oferta se puede asignar parcialmente a menos que esté activo

El algoritmo de casación actúa de la siguiente manera:

1) Se ordenan las ofertas por precio

2) Se aceptan las ofertas de más barata a menos hasta que se alcanza el nivel de reserva requerido

3) Se contemplan condiciones complejas:

Ratio Subir / bajar debe ser igual en todas las zonas de regulación

Ofertas no fraccionables deben ser asignadas por el total o rechazadas

Banda muerta de 10%. La búsqueda de solución termina cuando la diferencia entre el nivel requerido y el de ofertas aceptadas es inferior a +/- 10%

La energía generada por la utilización de la reserva secundaria se retribuye. Se decidió retribuirla al precio de la energía terciaria

c) Regulación terciaria El objetivo del servicio es restaurar los márgenes de reserva secundaria cuando éstos se agotan. El servicio consiste en la variación de la potencia disponible que se puede regular al cabo de 15 minutos y mantener durante al menos 2 horas. El valor mínimo de la reserva total terciaria se determina como el mínimo de:

1) Potencia nominal del mayor generador programado

2) 2 % de la demanda programada

Esta regulación, como la secundaria, se asigna mediante un mecanismo de mercado. El mercado se convoca cada hora. Los generadores con capacidad de

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proveer reserva terciaria tienen obligación de ofertar la capacidad disponible. Los generadores anteriores tienen el derecho de retirar las ofertas.

Las ofertas son simples:

1) se aceptan para la hora actual y la siguiente

2) los despachos de las ofertas pueden ser parciales

3) estas ofertas forman la base para la remuneración de redespachos por mecanismos excepcionales

La reserva se remunera a precio marginal. Este precio se calcula como:

1) Precio Reserva a subir. Máximo precio de la reserva a subir despachada

2) Precio Reserva a bajar. Mínimo precio de la reserva a bajar despachada

d) Desvíos El objetivo del servicio es equilibrar desvíos de más de 300 MW entre los valores programados y los reales de generación y demanda en un rango horario fuera del rango del mercado intradiario. El servicio consiste en un redespacho. El OS convoca el mercado cuando los desvíos horarios esperados superan los 300 MW.

Los desvíos se asignan mediante un mecanismo de mercado. El mercado funciona de la siguiente manera: El OS publica el perfil horario de energía. Los agentes envían las ofertas en los 30 minutos siguientes. Se ha diseñado para que oferten solamente unidades de generación y bombeo.

La estructura de las ofertas es compleja. De esta manera se evita que los programas sean no factibles. Esto es crítico ya que no existen mercados posteriores.

El funcionamiento del algoritmo de casación es el siguiente:

1) Se filtran las ofertas imposibles

2) Se filtran las ofertas que causarían congestiones

3) Se realiza una casación simple. Las ofertas se ordenan por precio aceptándose las requeridas para satisfacer el nivel de servicio

4) Se realiza una casación compleja si se han presentado condiciones de rampa máxima, aceptación completa o energía máxima

Se remunera la energía al precio marginal horario correspondiente.

e) Control de tensión Este servicio consiste en la regulación de las tensiones en los nudos de la red de transporte (RdT) mediante la energía reactiva. Los proveedores del servicio son:

1) Los grupos con una potencia neta registrada mayor de 30 MW que están conectados a la RdT o a una línea de evacuación

2) Las agrupaciones de generadores en los periodos en que la potencia neta agregada sea mayor de 30 MW

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El servicio requiere obligatoriamente que: Los generadores funcionen con cos Φ superiores a 0.989 inductivo y capacitivo en el lado de alta para cualquier valor de potencia activa. Estos generadores modifiquen la banda obligatoria en función de la tensión.

Existe un mecanismo de mercado adicional. Las ofertas adicionales se forman de la siguiente manera:

1) El cos Φ inferior a 0.989 inductivo y capacitivo medido en el lado de alta

2) El grupo puede trabajar como compensador síncrono

3) Las ofertas tienen un horizonte de un año pudiéndose variar mes a mes

4) Las ofertas pueden ser distintas en cada toma

5) El OS realiza una asignación anual en función de las necesidades detectadas

El OS determina las consignas horarias de tensión a mantener en los nudos de alta del transformador. Las consignas se publican hasta 4 horas después de la publicación del PVP

La retribución del servicio consta de cuatro términos:

1) Capacidad de banda adicional de generación de reactiva asignada en el plan anual

2) Capacidad de banda adicional de consumo de reactiva asignada en el plan anual

3) Energía reactiva generada de forma efectiva dentro de la banda adicional

4) Energía reactiva consumida de forma efectiva dentro de la banda adicional

f) Reposición Actualmente este servicio no es retribuido. Se mantienen los planes previos a la entrada en vigor de la ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Para asignar el servicio, el OS fija con carácter anual los planes de reposición zonales y nacional con las ofertas de las diferentes unidades de producción

La Gestión en tiempo real del sistema español se opera de acuerdo a los procedimientos de operación vigentes. Estos procedimientos se aprobaron como resolución ministerial. En particular, los procedimientos sobre funcionamiento del sistema (P.O.1) establecen:

Los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico (P.O.1.1)

Los niveles admisibles de carga en la red gestionada por el OS (P.O.1.2)

Las tensiones admisibles en los nudos de la red gestionada por el OS (P.O.1.3)

Las condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el OS (P.O.1.4)

La reserva para la regulación frecuencia / potencia (P.O.1.5)

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Los planes de seguridad para la operación del sistema (P.O.1.6)

7.1.3 Liquidación

El OM, responsable de la gestión económica del sistema, lleva a cabo la liquidación del mercado. En este proceso de periodicidad mensual:

Se determinan el precio, los importes finales a pagar por los compradores y los importes finales a percibir por los vendedores

Se comunican las obligaciones de pago y derechos de cobro

El precio horario de la energía eléctrica puede integrar una serie de conceptos. Todos estos son:

1) El precio de casación del mercado diario

2) El coste de la solución de restricciones técnicas

3) El coste de los servicios complementarios

4) El precio de casación del mercado intradiario

5) El coste de la garantía de potencia

6) El coste de la operación técnica del sistema

7) El exceso o defecto de los contratos internacionales a largo plazo

El OM realiza la liquidación con la información de la casación de los mercados diario e intradiario y de la solución de restricciones técnicas que el OS pone a su disposición acerca de los resultados de los procesos de su responsabilidad: servicios complementarios, gestión de desvíos y los procesos de tiempo real.

El OM pone a disposición de los agentes del mercado la liquidación del día anterior diariamente. Ésta es de carácter provisional Los agentes pueden reclamar dentro de un plazo de tres días. Asimismo, el OM debe resolver las reclamaciones presentadas en un plazo de tres días. El tercer día hábil después del último día de mes, se realiza una liquidación con carácter mensual. Ésta tiene carácter de borrador. Los agentes pueden reclamarla.

El OM remite la liquidación mensual junto a una nota de abono o de cargo que comprende los derechos de cobro y obligaciones de pago a los agentes. Se remite al menos tres días antes de la fecha de cargo o abono. Los agentes deben hacerlas efectivo en la cuenta bancaria designada antes de las 10h del último día hábil de la primera quincena del mes posterior al liquidado.

La liquidación tiene carácter definitivo salvo que hubiera algún motivo. En este caso, el OM hace constar su provisionalidad. La liquidación tiene carácter provisional en caso de cumplirse alguna de las condiciones siguientes: las medidas tengan carácter provisional, existan reclamaciones pendientes o cualquier otra causa de inexactitud

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A continuación, se expone la liquidación de los componentes del precio final aplicada a cada agente:

El precio del Mercado diario es para todos los agentes es el precio horario marginal del mercado. Se liquida de la siguiente forma:

Los derechos de cobro se calculan como el producto de la energía vendida en esa hora por el precio marginal horario

Las obligaciones de pago se calculan como el producto de la energía comprada en esa hora por el precio marginal horario

La energía vendida y comprada están equilibradas. En consecuencia, los derechos de cobro de vendedores y las obligaciones de pago de compradores son iguales

El mercado intradiario tiene varias sesiones de contratación. En cada sesión, el precio para todos es el precio marginal horario. Para una hora, hay tantos precios como sesiones

Los derechos de cobro son el resultado de sumar los productos de las ventas realizadas para cada hora en las distintas sesiones por el precio de dicha hora en cada una de las sesiones

Las obligaciones de pago son el resultado de sumar los productos de las compras realizadas para cada hora en las distintas sesiones por el precio de dicha hora en cada una de las sesiones

Cada sesión del mercado intradiario está equilibrada en energía: la energía vendida es igual a la energía comprada. En consecuencia, los derechos de cobro de los vendedores son iguales a las obligaciones de pago de los compradores

Se exponen por separado la liquidación de las restricciones técnicas en el mercado diario, el intradiario y los intercambios internacionales:

En la solución del Mercado diario actúan sólo las unidades de producción. Es un proceso equilibrado en energía: la energía retirada es igual a la energía vendida. Las anotaciones quedan:

a) En el caso de las unidades de producción retiradas se corrige la anotación en cuenta del mercado diario con el cálculo del producto de la energía retirada valorada al precio marginal correspondiente

b) En el caso de las unidades de producción que solucionan las restricciones se determina un derecho de cobro en función de la oferta presentada en el mercado diario:

Se toma el precio de oferta que supone una remuneración mayor para el vendedor

Se liquida con el número de arranques reales necesarios para la solución de restricciones técnicas

Por la diferencia entre el precio que resuelve las restricciones y el precio marginal del mercado diario, aparece un sobrecoste. Este sobrecoste lo satisfacen todos los

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compradores del mercado diario y de contratos bilaterales físicos de forma proporcional a la energía casada o comunicada respectivamente.

Las restricciones del intradiario se resuelven retirando ofertas de compra y venta. Las anotaciones quedan:

a) En el caso de las unidades cuya oferta de venta se retira, se rectifica la anotación en cuenta previa. La rectificación consiste en una obligación de pago que anula el derecho de cobro anterior

b) En el caso de las unidades cuya oferta de compra se retira, se rectifica la anotación en cuenta previa. Aquí, se rectifica con un derecho de cobro que anula la obligación de pago anterior

Los cobros y pagos correspondientes respectivamente a la energía exportada e importada son similares a los mecanismos aplicados para los agentes del mercado nacionales

Los servicios complementarios se retribuyen de la siguiente manera:

a) Regulación secundaria. Se retribuyen separadamente la banda de potencia y la energía:

La banda de potencia se retribuye al precio marginal. Se calculan los derechos de cobro y obligaciones de pago asociados a la banda con la información recibida del OS sobre el cumplimiento real de la puesta a disposición del sistema.

La obligación de pago corresponde a los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados, agentes externos y titulares de unidades de producción no incluidos en zona de regulación

La energía generada como respuesta a las solicitudes del sistema se retribuye al precio de la energía de regulación terciaria no despachada.

b) Regulación terciaria. Se retribuye la energía asignada al precio marginal horario de la energía de regulación terciaria a subir o bajar

Los sobrecostes de las energías de regulación secundaria y terciaria son pagados por los agentes que se desvían en proporción al valor absoluto de la suma de todos sus desvíos. Se agregan los desvíos por agente.

Existe la posibilidad de liquidar definitivamente antes de conocer las medidas de todos los agentes. Aquellos que dispongan de equipos avanzados de medida pueden solicitar dicha liquidación. Sus desvíos se valoran al precio marginal horario del mercado diario más un recargo del 10 % de dicho precio.

La garantía de potencia de largo plazo es otro de los conceptos liquidables. En este punto se expone la situación de la regulación de garantía de potencia española y los aspectos económicos de la misma: el importe recaudado, la retribución a los generadores y la imputación de costes a los consumidores.

La regulación actual se diseñó en las circunstancias de transición a mercado, un sistema casi-aislado y gran influencia de la hidráulica.

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La recaudación genera un importe mensual en el año 2003 expresado como:

kWh central barras anual Demanda DEur/kWh GSLP eCoeficient 0.8

Eur D0.8 Importe

≡≡

×=

El coeficiente GSLP lo fija el gobierno. No se conoce el método de cálculo del coeficiente.

La retribución a los generadores se caracteriza por:

1) Envía una señal de disponibilidad

2) Se retribuye por el total de la producción

3) No otorga derechos de cobro a la potencia vinculada a contratos bilaterales

La retribución se liquida de la siguiente forma:

Existe un derecho de cobro por mes. Las unidades de producción obligadas a presentar ofertas de venta tienen derecho a la retribución si acreditan un funcionamiento de 480 horas equivalentes a plena carga durante el último año*

El reparto del importe total entre las unidades de producción se hace proporcionalmente:

MW eequivalent PotenciaP.Ep.u idaddisponibil eCoeficientC.D

P.EC.DProporcion

≡≡

×=

a) Potencia equivalente. Esta es función de la potencia neta instalada y de la potencia limitada por la disponibilidad de las materias primas

( )

MW limitada PotenciaP.LMW instalada PotenciaP.IMW 2/P.LP.IP.E

≡≡

+=

En el caso de centrales hidráulicas: MW años 5 ultimos media PotenciaP.L =

Para las centrales de bombeo:

MW instalada Potencia0,35P.L ×=

b) Coeficiente de disponibilidad. Este coeficiente se calcula como:

* Este requisito de horas se diseñó para obligar a funcionar a los equipos de alto coste variable y coste fijo amortizado solo cuando los precios sean superiores a sus costes.

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fortuitas paradas de HorasParFor sprogramada paradas de HorasParPro

entofuncionami HorasFunParForParProFunC.D

≡≡

≡−−=

En el caso de las centrales hidráulicas son una excepción: C.D=1

La liquidación se lleva a cabo por separado: por un lado se liquida a los distribuidores y por otro al conjunto de consumidores cualificados, comercializadores y agentes externos.

a) Comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos. Estos efectúan un pago calculado con el producto:

MW central de barras en Demanda Demandap.u i tarifario periodo el en unitario Precio Precio

Demanda PrecioPago

b.c

i

b.ci

≡

≡

×=

Los precios se aplican a cada agente según el tipo de tarifa de acceso. Se imputan los precios del número de periodos de la tarifa que le corresponda. Los precios se muestran a continuación:

Precios para tarifa de acceso de seis períodos. Los precios horarios son seis: uno para cada uno de los períodos horarios asignados a las horas anuales en esta tarifa

PERIODO 1 2 3 4 5 6

PRECIO

(Ceuro/kWh) 0,783 0,361 0,241 0,181 0,181 0,00

Precios para tarifa de tres periodos.

TARIFA PUNTA LLANO VALLE

PRECIO

(Ceuro/

kWh)

1,3222 0,4207 0,000

Precios para tarifa de dos periodos.

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TARIFA PUNTA

LLANOVALLE

PRECIO

(Ceuro/kWh) 1,3222 0,000

Precios para tarifa de un periodo.

PRECIO

(Ceuro/kWh) 1,3222

b) Distribuidores

La diferencia entre la cuantía mensual total y los pagos anteriores se reparte entre los distribuidores y las adquisiciones de los contratos de exportación de REE. Se reparte de forma proporcional a la energía mensual adquirida. El reparto es constante en todas las horas del mes

El OS convoca el procedimiento de gestión de desvíos después de recibir los desvíos comunicados por los agentes:

Las energías aportadas o retiradas para resolver los desvíos se valoran al precio marginal horario del desvío.

Los desvíos tienen una primera anotación en cuenta que es un derecho de cobro o una obligación de pago. La anotación se calcula como el producto del desvío por el precio marginal horario

Los sobrecostes producidos por el procedimiento se repercuten entre los agentes causantes de los desvíos

Se considera desvío a la diferencia entre la energía medida y la programada. La energía medida incluye la parte de las pérdidas de la red de transporte que corresponda. La energía programada la constituye el programa horario a liquidar definido en la Regla 21.8.1 más la energía de regulación secundaria aportada a requerimiento del sistema

Todos los desvíos producidos deben pagar los sobrecostes de la energía de regulación secundaria y terciaria.

En el caso que haya gestión de desvíos, deben pagar la parte del procedimiento de gestión de desvíos que corresponde en proporción al valor absoluto de la energía desviada.

Los agentes comercializadores y distribuidores compensan los desvíos dentro de una unidad de oferta. Los agentes productores del régimen ordinario compensan los desvíos dentro de su zona de regulación.

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REE gestiona los contratos internacionales vigentes.

Los ingresos y pagos que le corresponde por dichos contratos están regulados por resoluciones ministeriales. REE incorpora dichos contratos al mercado de producción según lo establecido en la legislación vigente para cada uno de ellos

La diferencia entre los ingresos y pagos que le corresponden a REE por resolución ministerial y los obtenidos por la incorporación de la energía correspondiente al mercado de producción, se reparte mensualmente a cada distribuidor proporcionalmente al valor de la energía comprada en euros

Los comercializadores o consumidores cualificados deben satisfacer los costes definidos como cuotas específicas. Los costes se calculan mediante la aplicación de los porcentajes correspondientes a la facturación derivada de los peajes

Los comercializadores o consumidores cualificados deben satisfacer la cuota de la moratoria nuclear

Todos los agentes deben satisfacer la cantidad correspondiente del I.V.A

Los consumidores cualificados deben pagar el impuesto de la electricidad que les corresponde

Por último, señalar que los agentes de mercado deben presentar garantías. Estas garantías ascienden aproximadamente a 50 días de liquidación. Son de diversos tipos: de operación, extraordinaria y complementaria. Los agentes pueden presentar como garantías: un depósito en efectivo en una cuenta bancaria del OM, un aval, una fianza de carácter solidario a favor del OM, una cesión de derechos de cobro o una línea de crédito.

7.1.4 Resultados del Mercado diario

Se resumen los resultados de precios, energía y volumen de contratación. Los precios mínimos, máximos y medios ponderados de la primera mitad del año 2002 se muestran en la figura.

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Primera mitad Año 2002

0

3

6

9

12

15

18

01-ene 31-ene 02-mar 01-abr 01-may 31-may 30-jun

Ceuro/kWh

En la primera mitad del año 2002, el precio medio alcanzó el máximo de 10,70 Ceuro/KWh el 10 de Enero. El mínimo bajó a 1,33 Ceuro/kWh el 2 de Marzo. La tendencia de los precios medios fue crecer acusadamente en la primera mitad de Enero y ligeramente en los meses de abril, mayo y junio. La tendencia fue de decrecer fuertemente en la segunda mitad de Enero y suavemente en los meses de febrero y marzo.

En la segunda mitad del año 2002, el precio medio alcanzó el máximo de 5,91 Euro/kWh el 9 de Julio.

El mínimo bajó a 1,40 Ceuro/kWh el 6 de Noviembre. La tendencia de los precios medios fue de crecimiento en la primera quincena de septiembre, noviembre y diciembre. La tendencia fue de decrecer en el mes de Julio y en la segunda quincena de noviembre y diciembre.

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Segunda mitad Año 2002

0123456789

10

01-jul 31-jul 30-ago 29-sep 29-oct 28-nov 28-dic

Ceuro/kWh

Por otra parte, los precios medios mensuales se muestran en la figura siguiente:

Precios medios Año 2002

0

2

4

6

8

10

12

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Ceuro/KWh

El precio medio mínimo del año fue de 2,23 Ceuro/kWh en el mes de Diciembre. El precio medio mayor ocurrió en el mes de Enero y alcanzó los 6,49 Ceuro/kWh. Las tendencias de los precios mínimo, medio y máximo son similares: decrecimiento desde finales de Septiembre.

Los valores diarios medio, mínimo y máximo por mes de energía negociada en el mercado diario se muestran en la gráfica:

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El valor diario máximo fue 608,4 GWh que se alcanzó en el mes de diciembre. El valor

diario mínimo bajó hasta 388,4 GWh en el mes de marzo. El valor medio mayor fue 551,8 GWh y ocurrió en el mes de Enero. La demanda horaria máxima o punta de demanda ascendió a 34.336 MW el día 9 de Enero.

Energía Año 2002

300

350

400

450

500

550

600

650


GWh

Por último se muestra el volumen de contratación en el Mercado diario durante el año

2002. El volumen máximo fue de 35,8 Millones de Euros que ocurrió en Enero. El mínimo fue de 11,8 Millones de Euros en el mes de Diciembre. La tendencia del volumen de negocio estimado con los datos desde el año 1998 es hacia un valor de 20 Millones de Euros diarios.

Volumen negociado medio diario

10

15

20

25

30

35

40


Mill. Euros

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7.2 Nordpool

Nordpool es el mercado de producción de energía eléctrica en el que se integran los países Suecia, Noruega, Finlandia y Dinamarca. En la creación del mercado supranacional influyeron varios factores: la concentración del sector en estos países no favorecía que se crearan mercados nacionales. Además figura la voluntad política de formar el mercado y continuar con la colaboración de los operadores del sistema a través de la organización Nordel.

En 1996 el mercado Noruego cambia su nombre a Nordpool y la propiedad se comparte al 50 % entre Statnett y Svenska Kraftnatt, los Operadores de transporte (OT) de Noruega y Suecia. Con lo que se convierte en el primer operador de mercado internacional del mundo. En 1998 se adhiere Finlandia, seguida en 1999 del oeste de Dinamarca. Por último, en 2000 se une el este de Dinamarca.

7.2.1 Estructura

Los operadores de transporte de los países del Nordpool son:

a) Statnett es el OS y OT de Noruega. Es una empresa estatal. Posee el 85,5 % de la red de transporte de alta tensión noruega.

b) Svenska Kraftnat es el OS y OT de Suecia. Es una empresa estatal propietaria de la red de transporte sueca.

c) Fingrid Oyj es el OS y OT de Finlandia. Es propietaria del 99,5 % de la red de transporte y de todas las interconexiones.

d) Eltra es el OS y OT del Este de Dinamarca. Esta empresa posee la red de transporte. Asimismo es propietaria de la red de distribución.

e) ElKraft es el OS y OT del Oeste de Dinamarca.

Nordpool es el OM del mercado nórdico. Tras el cambio de marco legal en aspectos financieros, Nordpool quedó organizado en:

NordPool. Empresa encargada de los mercados físicos y financieros. La filial NordPool Spot es la organización del mercado spot

Nordic Electricity Clearing House (NECH). Empresa que funciona como Cámara de Compensación.

Los reguladores por países:

a) Norwegian Water resources and Energy directorate es el actual regulador noruego. Regula las empresas monopolistas.

b) Svenska Kfraftnat es la reguladora en aspectos técnicos del sistema en Suecia. Natmyndigheten, dependiente de la administración nacional de Energía sueca, es la autoridad de Red.

c) Finnish energy market authority es el regulador encargado de verificar el cumplimiento de las actividades de Fingrid.

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d) El ministerio de Economía en Dinamarca. Las tarifas y los accesos a red están

regulados.

En Nordpool participan agentes de Dinamarca, Finlandia, Noruega, Suecia, países Bajos, Alemania, Gran Bretaña, Suiza, Francia, Italia y USA

7.2.2 Descripción del mercado

Nordpool se constituyó como un mercado central y organizado. El mercado mayorista se caracteriza por:

a) Un número grande de participantes y un nivel de concentración suficiente para promover la competencia

b) La presencia de mercados que proveen de un precio al contado transparente y unas predicciones de precios a un plazo máximo de 3 años por medio de forward y futuros

c) Unos mercados OTC y bilaterales para comerciar contratos financieros y físicos en competencia con los mercados

d) La libertad de elección de los agentes para comerciar contratos normalizados en los mercados PX o contratos a medida bilaterales

La cuota del mercado de energía de ELSPOT es aproximadamente del 30 %. El comercio en contratos financieros se estima es 9 veces mayor que el físico.

El mercado mayorista se compone de mercados físicos y financieros. A continuación se describen resumidamente ambos tipos:

Nordpool cuenta con un mercado spot o diario para el día siguiente llamado ELSPOT, un mercado intradiario de ajustes llamado ELBAS y un mercado en tiempo real de ajustes conocido como Real Time Market

ELSPOT, como el mercado diario de OMEL, tiene por objeto las transacciones de energía para el día siguiente y se presentan ofertas de venta y adquisición. Los agentes deben tener una conexión a la red o para consumo o para generación.

El punto de equilibrio en precio y energía se determina por el punto de intersección entre la curva de oferta y de demanda agregadas

En Noruega, se manejan varias zonas de oferta con precios diferentes en caso de congestiones. Los demás países sólo tienen una zona de precio

Las congestiones de las interconexiones, y dentro de Noruega, se resuelven por medio de mecanismos de mercado. Cuando se superan las capacidades de intercambio publicadas, aparecen precios diferentes en las zonas de Noruega, Finlandia, Suecia y Dinamarca

ELBAS, como en el mercado intradiario de OMEL, es un mercado de ajustes. Proporciona un comercio continuo que cubre desde la publicación de resultados en NordPool Spot hasta una hora antes de la entrega física de la energía.

Está sujeto a las restricciones de capacidad de intercambio disponible

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Es un complemento de ELSPOT, el mercado en tiempo real de ajustes y el de

servicios complementarios

Se basa en los contratos horarios de EL-EX

Participan agentes de Noruega y Finlandia

Los OS utilizan el mercado en tiempo real para equilibrar los desajustes entre las ofertas casadas y la demanda real así como para poner un precio a los desvíos. Cada uno de los OS gestiona un mercado:

a) Statnett en Noruega

b) Svenska Kraftnat en Suecia

c) Fingrid en Finlandia

d) Eltra en Dinamarca

Los agentes envían sus ofertas de banda a subir y banda a bajar. Los operadores utilizan las ofertas casadas a medida que las necesitan. Las ofertas a subir se remuneran al precio más bajo de los casados. Los ofertas a bajar se remuneran al precio más alto de los casados. Las reglas de formación del precio son diferentes para cada OS, pero todas penalizan los desvíos.

Los mercados financieros han evolucionado desde 1993 en que se creó un mercado de forward por Statnett en Noruega. Actualmente, los mercados y contratos financieros que se negocian en Nordpool son:

Un mercado de futuros llamado ELTERMIN, en donde se negocian también contratos forward y por diferencias

Un mercado de opciones denominado ELOPTION

El precio de referencia para todos los contratos es el precio marginal del sistema. Los mercados son solamente financieros, sin entregas de energía, con liquidaciones a lo largo del periodo hasta el vencimiento del contrato.

Los agentes pueden comerciar y liquidar a través de Brokers llamados “Trading and Clearing Representatives”

En ELTERMIN se negocian contratos de futuros, forward y contratos por diferencias normalizaos.

Los contratos de futuros normalizados son:

1) Carga base diario. Tiene un periodo de 24 horas

2) Carga base semanal. Tiene un periodo de 1 semana

3) Carga base por bloque. Tiene un periodo de 4 semanas

El horizonte temporal es de 1 a 3 años. El año se divide en tres estaciones, las estaciones se dividen en 4 a 6 bloques y los bloques se dividen en 4 semanas.

La liquidación final se hace en la fecha de vencimiento. Además, se ejecutan liquidaciones diarias de los contratos con el precio de spot del día como referencia. Se reduce así el riesgo de crédito de las partes.

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Los contratos forward normalizados son:

1) FWV1. En la estación de periodo del 1 Enero a 30 Abril

2) FWSO. En la estación de periodo del 1 Mayo a 30 Septiembre

3) FWV2. En la estación de periodo del 1 Octubre a 31 Diciembre.

4) FWYR. En el periodo del 1 Enero a 31 Diciembre.

Los contratos anuales pueden negociarse hasta 2 días antes del período de entrega del forward Invierno 1 correspondiente. Los demás contratos pueden comeciarse hasta el inicio del período de entrega. A diferencia de los contratos de futuros, no se hace una liquidación parcial.

Los contratos por diferencias normalizados son:

1) Noruega. Cubre la diferencia del Precio en Oslo y el marginal

2) Suecia. Cubre la diferencia del Precio en Estocolmo y el marginal

3) Finlandia. Cubre la diferencia del Precio en Helsinki y el marginal

4) Dinamarca Oeste. Cubre la diferencia del Precio en Aarhus y el marginal

5) Dinamarca Este. Cubre la diferencia del Precio en Copenhague y el marginal

Los agentes utilizan estos contratos para gestionar el riesgo de precio en una zona cuando aparecen congestiones. El riesgo base es la diferencia entre el precio marginal y el precio en las zonas. Los contratos de futuros y forward tienen este riesgo por tener el precio marginal como precio de referencia. Las operaciones que cubren este riesgo son: Contratar el volumen de energía requerida por contrato Forward, Contratar el mismo volumen y en el mismo periodo por contrato de diferencias y comerciar en el mercado físico la energía en la zona del agente.

En ELOPTION las opciones tipo Europeas son las únicas que se comercian y liquidan. Las opciones se han estandarizado en las siguientes condiciones:

Se especifica que:

El mercado subyacente es el de los contratos forward: se dispone de opciones sobre los dos contratos forward tipo SEASON y los dos tipo YEAR más próximos al vencimiento

El día de ejecución es el tercer jueves del mes anterior al primer mes de entrega del contrato forward subyacente

Los volúmenes correspondientes a los cuatro forward son:

a) 2879 MWh para el contrato FWV1

b) 3672 MWh para el contrato FWSO

c) 2209 MWh para el FWV2

d) 8760 MWh para el FWYR

Las primas se expresan en KOR (coronas suecas) por MWh. Por ejemplo, una opción sobre un FWV1 a una prima de 7,00 KOR/MWh cuesta 7,00*2879=20153 KOR. El comprador paga al vendedor al día de comercio siguiente.

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Los dueños solo pueden ejecutar la opción el día del vencimiento

Nordpool fija los precios de ejecución también llamados strike-price: Al inicio, se fijan cinco precios por serie para cada opción de compra y venta. Uno de los cinco precios es el precio del forward correspondiente al cierre del último día de comercio. Dos precios son mayores y dos precios menores que el precio de ejecución. El ancho o distancia entre ellos depende del intervalo de precios de ejecución

Cuando el precio del forward correspondiente en el mercado sea menor que el segundo precio de ejecución más bajo, se genera automáticamente un nuevo precio. Sucede de la misma forma cuando el precio del forward sea mayor que el segundo precio más alto.

El nuevo precio de ejecución se publica al día siguiente

Existe un Intervalo del precio de ejecución. Este intervalo es un parámetro del sistema de comercio y de liquidación. Se fija tomando como base el precio del forward correspondiente al cierre según la tabla:

a) 2 NOK, si precio < 100 NOK

b) 5 NOK, si 200 NOK < precio < 100 NOK

c) 10 NOK, si precio > 200 NOK

7.3 New electricity trading arrangements (NETA)

Inglaterra y Gales, pioneros en la liberalización del sector eléctrico en Europa allá por 1990, han evolucionado de un mercado o pool basado en un despacho centralizado a un nuevo mercado llamado New Electricity Trading Arrangements (NETA). El modelo de pool tenía, entre otros, el problema de que los agentes podían manipular los precios con la información de restricciones y ofertas que mandaban al OM. El NETA se pone en funcionamiento el 27 de Marzo de 2001 con el objetivo de solucionar estos problemas.

7.3.1 Estructura

La National Grid Company, NGC, realiza la función de OS y gestiona el mercado de ajustes. La NGC, compañía privada, es la propietaria de la red de transporte.

Se han creado cuatro mercados organizados desde la entrada en funcionamiento del NETA. Aquí vamos a describir los únicos que han tenido éxito. Èstos son:

a) United Kingdom Power Exchange (UKPX)

b) Automated Power Exchange (APX)

La dirección general de electricidad actúa como regulador, aunque las actuaciones legales las autoriza el gobierno. La dirección general está dentro de Office of Gas and Electricity Markets. La oficina depende, a su vez, del departamento de comercio e industria de Gas&Electricity Markets Authority y del Ministerio de Energía

Los agentes del mercado mayorista son los típicos: generadores, consumidores, comercializadores

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7.3.2 Descripción del mercado

Las nuevas reglas de comercio de energía se basan en contratos bilaterales entre generadores, comercializadores, agentes financieros (traders) y consumidores.

Los agentes tienen la alternativa de celebrar contratos bilaterales y acudir a mercados organizados. En NETA se dispone de Mercados de forwards y futuros en donde se contrata a plazos que van desde el mismo día a dos años vista

Los agentes, independientemente de cómo hayan comerciado disponen de un mercado de ajustes llamado Balancing mechanism. Por medio de éste, la NGC ajusta o equilibra la generación y el consumo en tiempo real.

Los agentes están sujetos a la conciliación de desvíos llamada Imbalance settlement. Esta conciliación de desvíos sirve para pagar a y cobrar de aquellos cuyas posiciones contratadas no coincidan con las mediciones de generación o consumo de electricidad. Se utilizan también para liquidar algunos costes de ajuste del sistema eléctrico

Los agentes deben comunicar al Imbalance settlement su operación de compra o venta. Los agentes lo comunicaran, como tarde, 3 horas y media antes de la media hora en la que se produce la operación. A este periodo límite se le llama Gate Closure

El objetivo del Balancing mechanism es, por una parte, equilibrar la generación con la demanda y, por otra, resolver las restricciones de red. El objetivo se consigue por medio de un mecanismo de mercado.

La NGC es la encargada de gestionar el mercado

La sesión del mercado abre tres horas y media antes del tiempo real

Los agentes participan voluntariamente. Los agentes deben notificar al OS que desean operar y el nivel de operación: para todo el día o para una media hora determinada

Las ofertas son de dos tipos: offers y bids.

a) Las offers son oferta de energía y precio al que se remunerará la generación a subir, o la generación a bajar, desde el nivel del FPN notificado

b) Las bids son ofertas de energía y precio al que se pagará la generación a bajar, o el consumo a subir, desde el nivel del FPN notificado

c) Los precios pueden ser tanto positivos como negativos

d) Las ofertas offers y bids son firmes

e) Las ofertas se mandan emparejadas: offer y bid. Cuando el OS cancela una offer tiene que aceptar una bid que la anule

El OS es responsable de que las ofertas elegidas cumplan las restricciones de las unidades

El objetivo del Imbalance Settlement es doble: obtener los desvíos entre las posiciones contratadas y las posiciones físicas, o nivel de operación, y determinar los precios de los ingresos y pagos por los desvíos

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Se reciben la energía vendida y comprada por los agentes antes del gate closure

Se necesitan las medidas semihorarias de la energía generada y consumida

Los volúmenes y precios de los desvíos se publican, con un retraso de 28 días tras el tiempo real, diariamente

El UK Power Exchange, uno de los operadores de mercado, provee de un mercado de contratos spot, forward y futuros. En 2001 se abrió la primera sesión. A continuación se exponen los contratos de futuros y los spot.

Los Contratos de futuros se caracterizan por:

Se negocian contratos de carga base o carga pico: tienen asignados un MW cada hora y los períodos horarios de 23:00 a 23:00 y de 7:00 a 19:00 de cada día respectivamente.

Los futuros tienen diversos periodos.

Los futuros combinan ambas características

Estos contratos de futuros, clasificados por plazo, son:

1) Estacionales.

Bien la estación de verano o invierno, de dos trimestres por estación. Los volúmenes son de 4638 MWh en carga base y de 1560 MWh en carga pico

2) Trimestrales.

Los periodos son de Enero a Marzo, Abril a Junio, Julio a Septiembre, Octubre a Diciembre y se asignan respectivamente a Q1,Q2,Q3 y Q4. El periodo se compone de 2 subperiodos de 4 semanas y uno de 5 semanas

Los volúmenes son de 2184 MWh en carga base y de 780 MWh en carga pico

3) Mensuales

En carga base, el periodo va de las 0:00 del Lunes a las 24:00 del Domingo y se extiende cuatro semanas, salvo el año de ajuste que son cinco. El volumen de energía es de 672 MWh, 840 MWh en caso de cinco semanas

En carga pico, el periodo va de las 7:00 del Lunes a las 19:00 del Domingo y se extiende cuatro semanas, salvo el año de ajuste que son cinco. El volumen de energía es de 240 MWh, 300 MWh en caso de cinco semanas

4) Semanales

En carga base, el periodo va de las 23:00 del Domingo a las 23:00 del Domingo siguiente. El volumen de energía es de 168 MWh

En carga pico, el periodo va de las 7:00 del Lunes a las 19:00 del Viernes siguiente. El volumen de energía es de 60 MWh

5) De fin de semana

El periodo va de 23:00 del Viernes a las 19:00 del Domingo. El volumen es de 48 MWh. Se negocian desde el Lunes al Viernes antes del periodo que cubren. Se dejan de negociar una hora y media antes de las 23:00 del Viernes

6) Diarios Página 120


En carga base, el período va de 23:00 a 23:00 del día siguiente para todos los días de la semana. El volumen es de 24 MWh

En carga pico, el período va de 7:00 a 19:00 para los cinco días entre semana. El volumen es de 12 MWh

Los contratos diarios se dejan de negociar una hora y media antes del comienzo del periodo que cubren. Estos contratos implican, como los de contado, compromisos de entrega y retirada

Los contratos de más largo plazo se convierten, a medida que se acortan los plazos, en sus componentes de menos plazo por medio del sistema en cascada. Así, por ejemplo, los contratos estacionales de Invierno se dividen en los 2 contratos trimestrales Q1,Q4 el penúltimo Viernes del bloque de Marzo de ese año. Los contratos de fin de semana y diarios no se convierten en cascada.

Los Contratos spot no se convierten en cascada. Cuando se acaba el período de negociación, los contratos implican compromisos de entrega y retirada. Se negocian en bloques:

1) Bloque de cuatro horas.

El periodo es de cuatro horas. Se negocian seis contratos al día de manera que se cubren las 24 horas del día. El volumen es de 4 MWh. Los contratos de bloque se negocian desde 2 días antes hasta una hora y media antes del comienzo del periodo que cubren.

2) Bloque de media hora.

El periodo es de media hora. Se negocian 48 contratos al día de manera que se cubre todo el día. El volumen es de 0,5 MWh. Se negocian durante el mismo período que los de cuatro horas

El otro operador de mercado es Automated Power Exchange (APX). Esta compañía privada se crea en 1996 y está instalado en distintos países por todo el mundo: California, Texas y Noruega.

Se pone en funcionamiento en Gran Bretaña después de UKPX con el nombre de M3 Kraft. APX ofrece a sus clientes servicios de comercio de energía y liquidación además de otros servicios como infraestructura de sistemas de mercado y consultoría. M3 Kraft ofrece servicios de intermediación por voz a generadores, suministradores y comerciantes o traders en contratos bilaterales con entrega de energía

7.4 European energy exchange (EEX)

En el 1998, con la entrada en vigor de la nueva Ley de Energía, se declaró que el 100 % de los consumidores tenían capacidad de elección.

En el 2000 se crea el mercado eléctrico alemán llamado Leizpig Power Exchange (LPX). En el 2001 LPX crea un mercado de futuros y opciones. LPX es socio financiero en el negocio al contado y asume la ejecución financiera de los negocios. Por otra parte, también en 2000 se crea un mercado spot con sede en Frankfurt llamado EEX Spot

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Market de la sociedad u operador European Energy Exchange (EEX). En 2001 EEX lanza un mercado de futuros llamado EEX Derivatives Market. Finalmente, los mercados se fusionan en uno en Marzo 2001 con efectos retroactivos a Enero 2001.

En el mercado resultante se añade a los mercados de contado y a plazo los servicios de clearing para operaciones OTC. El mercado, además, actuará de cámara de compensación.

7.4.1 Estructura

No existe un operador de transporte único para todo el sistema. Los propietarios de la red operan y planifican su red. El acceso a la red, cosa no habitual en los sistemas eléctricos, es negociado. Esto limita la competencia.

Los propietarios fundaron en 1948 una asociación de operadores alemanes llamada DVG. DVG tenía la misión de combinar la operación descentralizada con las ventajas de la operación conjunta y la cooperación entre los distintos miembros. La DVG cesó su actividad en 2001. Los operadores de red de transporte y de red de distribución se concentran en la asociación VDN.

Dentro de la DVG, la compañía RWE es la propietaria de un mayor número de líneas – 12.000 km. en tensiones 220/380 KV – y la que transporta una mayor carga pico – 26.300 MW - . El resto de las compañías son cinco y suman una red de 25.326 km en tensiones 220/380 KV

La compañía EEX actúa como OM del EEX Spot, el mercado físico, y del EEX Derivatives, el mercado de derivados.

El Ministerio de Economía es la autoridad general. Las autoridades municipales y federales son las encargadas de resolver los conflictos de acceso a la red o de los casos de incumplimiento de las reglas de competencia. Por ejemplo, los abusos de posición dominante.

Las bolsas son entidades de derecho público con capacidad jurídica. Los estados federados son los encargados del control de la bolsa. En el estado de Sajonia, se encarga el Ministerio Sajón de Economía y trabajo

Los agentes son las compañías de generación, distribución, comercialización y consumidores. En el EEX Spot, el mercado físico, actúan directamente los traders, trader assistants y otros que no actúan directamente.

7.4.2 Descripción de mercado

El modelo de mercado se compone de un mercado físico y un mercado financiero. Se exponen a continuación:

Página 122


EEX Spot es el mercado físico. Se trata de un mercado diario, con casación el día antes de la operación del programa, en el que se negocian varios productos: bloques y horas individuales.

Los Bloques se negocian en un mercado continuo de subastas. Los bloques en compraventa son bloques de carga base y carga pico. Las características del bloque de carga base:

Es un suministro de potencia constante en un área de control a tensión 220/380 KV desde las 0:00 hasta las 24:00

Tiene una mínima variación de precio de 0,01 Euros/MWh

Se negocia en unidades de 1 MW de potencia constante desde las 0:00 a las 24:00 horas

Se programa en la operación del día siguiente

Las Horas individuales se negocian en subastas individuales en momentos prefijados. Las características de una hora individual:

Una hora individual es un suministro en la red de tensión 220/380 KV de un área de control. Este producto es un suministro a potencia constante desde el inicio de la hora hasta el final

Una hora individual tiene una mínima variación de precio de 0,01 Euros/MWh

Una hora individual se negocia en unidades de 1 MW de potencia constante desde el inicio al final de la hora

Una hora individual se negocia el día laborable anterior al de programa para la operación

La sesión de un día de negociación consta de tres fases principales: pre-trading, trading y pos-trading. Las fases siguen este mismo orden en el tiempo. El sistema de compraventa no está disponible desde la última hora del pos-trading hasta la primera hora del pre-trading.

Las funciones de cada fase son resumidamente: en pre-trading se introducen ofertas, en trading se negocian los bloques y las horas individuales, en pos-trading se introducen las ofertas para el día siguiente

EEX Derivatives es el mercado financiero. La compañía EEX AG proporciona los mecanismos, personal y equipamiento para el funcionamiento de este mercado financiero. Asimismo, proporciona los fondos financieros para que los agentes cubran los riesgos en este mercado

EEX AG es la contraparte en todas las transacciones y se subroga en las partes. Es decir:

EEX AG responde de las obligaciones de los vendedores ante los compradores

EEX AG responde de las obligaciones de los compradores ante los vendedores asumiendo los riesgos correspondientes

Las características de EEX Derivatives son:

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El comercio y las liquidaciones son anónimos

Los contratos de futuros son estandarizados

Las ofertas de compra y venta, contrataciones y liquidaciones se realizan de forma sencilla, fiable y concentradas a través de un sistema electrónico, EUREX System

Los precios resultantes se publican en la página Web www.eex.de

Con este diseño, se han buscado transparencia y garantizar la liquidez del mercado

Tres grupos de agentes pueden participar en EEX Derivatives:

a) Trading members

Los agentes de comercio son productores, consumidores o bancos que:

deben cumplir los requisitos de participar en el mercado

deben garantizar que sus transacciones van a ser pagadas por un agente de compensación que han designado

b) Clearing members

Los agentes de compensación tienen distinta categoría y autorización:

La categoría General está autorizada a liquidar sus transacciones, las de sus clientes y las de agentes sin derechos de liquidación

La categoría Direct ejerce la misma autorización que la General con la condición que los agentes sin derechos de liquidación sean al 100 % de su propiedad

La categoría de Non Clearing que no tiene autorización

c) Market maker

Los creadores de mercado están encargados de cotizar en el mercado. Su función es evitar desequilibrios temporales entre oferta y demanda en los futuros de menor liquidez:

La licencia se asigna para cada contrato de futuro

Para cada futuro puede haber más de uno

Un trading member puede actuar de market maker

En el comercio de futuros los productores se comprometen a producir la energía y los consumidores a consumirla. El comercio se caracteriza:

El precio y el número de contratos se negocian a través del sistema electrónico

Se liquida diariamente el contrato por el saldo entre el precio del contrato y el precio de ejercicio al cierre de la sesión. El precio del último día de contratación se llama precio final de ejercicio

Los agentes que abren posiciones están obligados a dotar una fianza

Los contratos se pueden negociar durante el periodo de vencimiento. Por ejemplo, los futuros mensuales tienen un periodo que abarca desde las 9:00 a 15:00 de cada día de negociación hasta el día del vencimiento. El último día coincide con el día de

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negociación en el mercado EEX Spot de la energía para el último día del mes. Este día suele coincidir con el penúltimo día de cada mes

El cumplimiento de los contratos mensuales se realiza mediante un pago al contado, no mediante la entrega física de energía

El cumplimiento de los contratos trimestrales y anuales se realiza mediante intercambio de otros futuros, no mediante un pago al contado. El intercambio es un proceso en cascada en el que se cambian los futuros por futuros de menor plazo hasta los futuros mensuales

La sesión del mercado se inicia a las 10:00 y acaba a las 15:00

La negociación consta de cuatro fases: pre-trading, main trading, pos-trading y batching process

a) En pre-trading, se pueden modificar las ofertas pero no se tiene acceso al libro de mercado

b) En main trading, se negocia de dos formas no simultaneas: primero, una subasta de apertura llamada opening auction y segundo, un mercado continuo en el que los agentes pueden modificar las ofertas en cualquier momento

c) En pos-trading, se modifican las ofertas en las mismas condiciones que en pre-trading salvo que es para el día siguiente

d) En batching-process, se actualizan todos los datos para el día siguiente: márgenes, flujos de pagos, etc.

Los futuros disponibles en EEX Derivatives se pueden clasificar, de forma resumida, por el periodo de entrega y el tipo de carga. La lista los muestra de esta forma:

FUTURO PERIODO CARGA

Mensual en carga pico

Periodo de entrega:

1 mes

Periodo hasta el vencimiento:

18 meses siguientes

Energía producida por 1 MW en las horas pico entre las 8:00 y 20:00, en

los días laborables del periodo de entrega.

Por ejemplo, 276 MWh en meses con 23 días laborables


Mensual en carga base

Periodo de entrega:

1 mes


18 meses siguientes

Energía producida por 1 MW entre las 0:00 y 24:00 en todos los días del

periodo de entrega.

Por ejemplo, 744 MWh en meses con 31 días


Trimestral en Periodo de entrega: Energía producida por 1 MW en las

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carga pico 1 trimestre

Por ejemplo, el primer trimestre se compone con Enero, Febrero y Marzo.

Periodos disponibles: 7 trimestres siguientes

horas pico entre las 8:00 y 20:00, en los días laborables del periodo de

entrega.

Por ejemplo, 768 MWh en trimestres con 64 días de entrega


Trimestral en carga base

Periodo de entrega:

1 trimestre


7 trimestres siguientes


periodo de entrega.

Por ejemplo, 2160 MWh en trimestres con 90 días de entrega


Anual en carga pico

Vencimiento:

Enero 2003, 20004


3 años siguientes

Energía producida por 1 MW en las horas pico entre las 8:00 y 20:00, en

los días laborables del periodo de entrega.

Por ejemplo, 3120 MWh en años con 260 días de entrega


Anual en carga base

Vencimiento:

Enero 2003, 20004


3 años siguientes


periodo de entrega.

Por ejemplo, 8760 MWh en años con 365 días de entrega y 8784 en años

con 366 días de entrega

Las ofertas de compra y venta básicas que se aceptan en EEX Derivatives son de varios tipos:

a) Market order

Se ejecutan al mejor precio disponible en el mercado y no son visibles en el mercado

b) Limit order

Se ejecutan solamente si se mejora el límite especificado. Además, se pueden ejecutar de forma parcial o total

c) Quote

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Se trata de una entrada conjunta de oferta de compra y venta con límite de precio

d) Combinación Order/Quote

Se trata de una orden de compra y venta de dos contratos de futuros con el mismo subyacente pero distinto período de entrega

e) Stop order

Una orden que entra, solamente a partir de un límite precio, como una market order

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8 Anexo B: Listados de código

8.1 Listado código GAMS

Se lista el código escrito en lenguaje de programación algebraico GAMS

8.1.1 Modelo

En primer lugar se lista el código del modelo: conjuntos, parámetros, variables y ecuaciones. En segundo lugar, el código que genera el fichero de salida.

$TITLE PROGRAMACION SEMANAL HORARIA

*OPCIONES option mip=cplex ;

option optcr=0.05 ;

SETS

* indices temporales I_HOR índice de hora de la semana x

I_PUN índice de horas punta laborables x

I_HOR_PUN(i_hor) índice dinámico de horas punta de la semana

I_PDO índice de periodo de la semana X

D_PDO_HOR(i_pdo,i_hor) conjunto dinámico de pares periodo de la

semana y horas del periodo

D_PDO_PUN(i_pdo) conjunto dinámico de periodos de horas

punta

I_DIA índice de días semana X

D_DIA_HOR(i_dia,i_hor) correspondencia de horas y días de la

semana

D_DIA_PDO(i_dia,i_pdo) correspondencia de periodo y día de la

semana

* índice grupos I_TER índice de grupos térmicos X

* índice contratos I_CON índice de contratos bilateral físico de venta

Página 129

Anexo B: Listados de código

I_PDO_CON(i_pdo,i_con) relación de contrato bilateral físico

ejecutados en un periodo

* índice opciones de compra carga base I_OPC_BAS índice de opciones de compra carga base

D_PDO_OPC_BAS(i_pdo,i_opc_bas) conjunto dinámico de pares

opción de compra carga base y


* índice opciones de compra carga punta I_OPC_PUN índice de opciones de compra carga punta

D_PDO_OPC_PUN(i_pdo,i_opc_pun) conjunto dinámico de pares



D_DIA_OPC_PUN(i_dia,i_opc_pun) conjunto dinámico de pares


su DIA de ejercicio

* índice opciones de compra carga variable I_OPC_CGA índice de opciones de carga variable

* características periodos C_PDO características de un período /num_hor,tip_hor/

* características demanda C_DEM características de demanda /dem,res_rod/

* características térmicos C_TER_ECO características económicas del térmico

/cos_fij,cos_var,cos_arr,cos_par/

C_TER_TEC características técnicas del térmico

/pot_min,pot_max,ram_sub,ram_baj/

C_TER_INI características iniciales del térmico /pot_ini,aco_ini/

* características contratos C_CON características contrato /pot_min,pot_nom/

* características opciones C_OPC características opción de compra /pre,pri,car/

* características opciones C_OPC_CGA características opción de compra carga variable

/ene_max "energía máxima de la opción en total de la

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semana [MWh]"

pot_max "potencia máxima de la opción en un instante

[MW]"

pre_eje "precio de ejercicio por unidad de energía

[Eur:MWh]"

pri "prima de la opción"

/ ;

ALIAS (i_dia_eje,i_dia);

SCALARS S_COS_PNS coste potencia no suministrada [Mil Euros:MW] /180/

S_OPC_BAS_EJE numero de horas de ejercicio opción carga base [horas] /24/ ;

PARAMETERS

*parámetros del periodo P_PDO(i_pdo,c_pdo) parámetros para características del periodo

[horas tipo hora]

*parámetro de horas punta P_PUN(i_pun) parámetro de horas punta

*parámetros demanda P_DEM(i_pdo,c_dem) parámetros para demanda [MW]

*parámetros térmicos P_TER_TEC(i_ter,c_ter_tec) parámetros técnicos del térmico TER

P_TER_ECO(i_ter,c_ter_eco) parámetros económicos del térmico TER

P_TER_INI(i_ter,c_ter_ini) parámetros iniciales del térmico TER

*parámetros contratos P_CON_POT(i_con,c_con) parámetros para características del

contrato CBF [MW]

P_CON_EJE(i_con,i_dia) parámetros para ejecución del contrato [0-1]

*parámetros opciones de compra carga base P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,c_opc) parámetros para

características del contrato opción

de compra [MW]

P_OPC_BAS_EJE(i_opc_bas,i_dia_eje) parámetros para ejercicio de


*parámetros opciones de compra carga punta

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P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,c_opc) parámetros características del

contrato opción de compra

carga base [MW]

P_OPC_PUN_EJE(i_opc_pun,i_dia_eje) parámetro día de ejercicio de


*parámetros opciones de compra carga punta P_OPC_CGA(i_opc_cga,c_opc_cga) parámetro características de

opción de compra carga variable ;

VARIABLES

* variable función objetivo V_COS_TOT coste total de generación [Meuros] ;

POSITIVE VARIABLES

* variables sistema V_PNS(i_pdo) potencia no suministrada [MW]

* variables térmicos V_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo) potencia total producida por térmico

TER [MW]

V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo) potencia regulación producida por

térmico TER [MW]

* variables opciones carga variable V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo) potencia producida por la opción

en el periodo [MW];

BINARY VARIABLES

* variables térmicos V_TER_ACO(i_ter,i_pdo) acoplamiento de térmico en el periodo [0-

1]

V_TER_ARR(i_ter,i_pdo) arranque de térmico al inicio periodo [0-

1]

V_TER_PAR(i_ter,i_pdo) parada de térmico al inicio periodo [0-1]

* variables opciones de compra carga base V_OPC_BAS(i_opc_bas) ejercicio de opción de compra carga base

[0-1]

* variables opciones de compra carga punta V_OPC_PUN(i_opc_pun) ejercicio de opción de compra carga

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punta [0-1];

EQUATIONS

* función objetivo E_COSTE coste total de generación [Miles Euros]

* ecuaciones sistema E_SIS_EQI(i_pdo) equilibrio de generación y consumo [MW]

E_SIS_RES_ROD(i_pdo) reserva de potencia [MW]

* ecuaciones de térmicos E_TER_POT_LIM(i_ter,i_pdo) límites máximo y mínimo de

potencia térmica [MW]

E_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo) potencia total producida por térmico

[MW]

E_TER_ACO(i_ter,i_pdo) lógica de acoplamiento arranque y

parada térmico [Binaria]

E_TER_RAM_SUB(i_ter,i_pdo) rampa subida de térmico

E_TER_RAM_BAJ(i_ter,i_pdo) rampa bajada de térmico

* ecuaciones de opciones carga variable E_OPC_CGA(i_opc_cga) límite de energía máxima de la opción

[MWh];

* función objetivo E_COSTE .. V_COS_TOT=E=

SUM[(i_ter,i_pdo),V_TER_ARR(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_arr')+V_TER_PAR(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_par')+V_TER_ACO(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_fij')*P_PDO(i_pdo,'num_hor')+V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo)*P_TER_ECO(i_ter,'cos_var')*P_PDO(i_pdo,'num_hor')]

+SUM[i_opc_bas,V_OPC_BAS(i_opc_bas)*P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'pre')*P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'car')*S_OPC_BAS_EJE]

+SUM[d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun),V_OPC_PUN(i_opc_pun)*P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'pre')*P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'car')*P_PDO(i_pdo,'num_hor')]

+SUM[(i_opc_cga,i_pdo),V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo)*P_OPC_CGA(i_opc_cga,'pre_eje')]

+SUM[i_pdo,V_PNS(i_pdo)*S_COS_PNS*P_PDO(i_pdo,'num_hor')];

* ecuaciones sistema E_SIS_EQI(i_pdo) .. SUM[(i_ter),V_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo)] +SUM[i_opc_bas$d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas),V_OPC_BAS(i_opc_bas)*P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'car')] +SUM[i_opc_pun$d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun),V_OPC_PUN(i_opc_pun)*P_OP

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C_PUN_DEF(i_opc_pun,'car')] +SUM[i_opc_cga,V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo)]

+V_PNS(i_pdo)

=E= P_DEM(i_pdo,'dem')

+SUM[i_con$i_pdo_con(i_pdo,i_con),P_CON_POT(i_con,'pot_nom')];

E_SIS_RES_ROD(i_pdo) .. SUM[(i_ter),V_TER_ACO(i_ter,i_pdo)*P_TER_TEC(i_ter,'pot_max')-V_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo)]

=G=P_DEM(i_pdo,'dem')*P_DEM(i_pdo,'res_rod');

* ecuaciones de térmicos E_TER_POT_LIM(i_ter,i_pdo) .. V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo)

=L=

(P_TER_TEC(i_ter,'pot_max')-P_TER_TEC(i_ter,'pot_min'))*V_TER_ACO(i_ter,i_pdo);

E_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo) .. V_TER_POT_TOT(i_ter,i_pdo)

=E=P_TER_TEC(i_ter,'pot_min')*V_TER_ACO(i_ter,i_pdo)+V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo);

E_TER_ACO(i_ter,i_pdo) .. V_TER_ACO(i_ter,i_pdo)-

V_TER_ACO(i_ter,i_pdo-1)-P_TER_INI(i_ter,'aco_ini') $(ord(i_pdo)=1)

=E=V_TER_ARR(i_ter,i_pdo)-V_TER_PAR(i_ter,i_pdo);

E_TER_RAM_SUB(i_ter,i_pdo) $(ord(i_pdo)>1) ..

V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo)-V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo-1)

=L=P_TER_TEC(i_ter,'ram_sub')*P_PDO(i_pdo,'num_hor');

E_TER_RAM_BAJ(i_ter,i_pdo) $(ord(i_pdo)>1) ..

V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo-1)-V_TER_POT_REG(i_ter,i_pdo)

=L=P_TER_TEC(i_ter,'ram_baj')*P_PDO(i_pdo,'num_hor');

* ecuaciones de opciones carga variable E_OPC_CGA(i_opc_cga) ..

SUM[i_pdo,V_OPC_CGA_POT(i_opc_cga,i_pdo)]=L=

P_OPC_CGA(i_opc_cga,'ene_max');

MODEL M_PRO_SEM /all/ ;

* cargar periodos $include "N:\Diego\Tesis\Modelo\Entrada\Periodos.gms" ;

Página 134


* cargar demanda $include "N:\Diego\Tesis\Modelo\Entrada\Demanda.gms" ;

* cargar grupos $include "N:\Diego\Tesis\Modelo\Entrada\Termicos.gms" ;

* cargar opciones $include "N:\Diego\Tesis\Modelo\Entrada\Opciones.gms" ;

* escalar los costes de los grupos termicos P_TER_ECO(i_ter,c_ter_eco)=P_TER_ECO(i_ter,c_ter_eco)/1e3;

* escalar los precios de las opciones P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'pre')=P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'pre')/1e3; P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'pre')=P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'pre')/1e3;

* limitar la potencia máxima de las opciones de carga variable V_OPC_CGA_POT.UP(i_opc_cga,i_pdo)=P_OPC_CGA(i_opc_cga,'pot_max');

* activar los conjuntos dinámicos

* D_DIA_HOR d_dia_hor(i_dia,i_hor)=yes $(ord(i_hor)>=24*(ord(i_dia)-1)+1 and ord(i_hor)<= 24*ord(i_dia));

* d_pdo_hor(i_pdo,i_hor) positive variable V_NUM_HOR_INI,V_NUM_HOR_FIN;

V_NUM_HOR_INI.L=1 ;

LOOP(i_pdo,

V_NUM_HOR_FIN.L= V_NUM_HOR_INI.L+P_PDO(i_pdo,'num_hor')-1;

LOOP(i_hor$(ord(i_hor)>=V_NUM_HOR_INI.L AND

ord(i_hor)<=V_NUM_HOR_FIN.L ),

d_pdo_hor(i_pdo,i_hor)=YES;

);

V_NUM_HOR_INI.L=V_NUM_HOR_FIN.L+1;

);

* d_dia_pdo(i_dia,i_pdo)

LOOP(i_dia,

LOOP(i_hor$d_dia_hor(i_dia,i_hor),

LOOP(i_pdo$d_pdo_hor(i_pdo,i_hor),

d_dia_pdo(i_dia,i_pdo)=YES;

Página 135


);

);

);

* i_pdo_con(i_pdo,i_con)

LOOP(i_pdo,

LOOP(i_con,

LOOP(i_dia $d_dia_pdo(i_dia,i_pdo),

i_pdo_con(i_pdo,i_con) $P_CON_EJE(i_con,i_dia)=YES;

);

);

);

* i_hor_pun

LOOP(i_pun,

LOOP(d_dia_hor(i_dia,i_hor),

IF(((ord(i_hor)-(ord(i_dia)-1)*24) eq P_PUN(i_pun)),

i_hor_pun(i_hor)=YES;

);

);

);

* d_pdo_pun(i_pdo)

LOOP(i_hor$i_hor_pun(i_hor),

LOOP(i_pdo$d_pdo_hor(i_pdo,i_hor),

d_pdo_pun(i_pdo)=YES;

);

);

LOOP(i_pdo$d_pdo_pun(i_pdo),

LOOP(i_hor$d_pdo_hor(i_pdo,i_hor),

IF(NOT i_hor_pun(i_hor), d_pdo_pun(i_pdo)=NO;);

);

);

* d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas)

LOOP(i_pdo,

LOOP(i_opc_bas,

LOOP(i_dia_eje$d_dia_pdo(i_dia_eje,i_pdo),

Página 136


d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas)$P_OPC_BAS_EJE(i_opc_bas,i_dia_eje)=YES;

);

);

);

* d_dia_opc_pun(i_dia,i_opc_pun)

d_dia_opc_pun(i_dia_eje,i_opc_pun)$P_OPC_PUN_EJE(i_opc_pun,i_dia_eje)=YES;

* d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun)

LOOP(i_dia_eje,

d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun)$(d_dia_opc_pun(i_dia_eje,i_opc_pun) AND d_dia_pdo(i_dia_eje,i_pdo) AND d_pdo_pun(i_pdo))=YES;

);

8.1.2 Salida

Se muestra el código de los ficheros de salida:

* crear fichero de salida file errores /"N:\Diego\Tesis\Modelo\Salida\error.txt"/;

file resultados_gms /"N:\Diego\Tesis\Modelo\Salida\ps.gms"/;

file resultados_excel /"N:\Diego\Tesis\Modelo\Salida\ps.txt"/;

* escribir en fichero de errores put errores; errores.lw=6; errores.lj=1; errores.sw=6;

* variable error en los datos de entrada binary variable V_ERR;

* comprobar los periodos cubren la semana positive variable V_TOT;

scalar S_TOT_HOR /168/;

V_ERR.L=0;

V_TOT.L=SUM(i_pdo,P_PDO(i_pdo,'num_hor'));

if( V_TOT.L<>S_TOT_HOR,

put "ERROR:los periodos no suman 168";

V_ERR.L=1;

);

* comprobar los periodos ocupan menos de un día positive variable V_NUM_HOR_FIN,V_DIA_INI,V_DIA_FIN;

Página 137


alias (i_pdo,i_pdo2);

LOOP(i_pdo,

V_NUM_HOR_INI.L=1 ;

LOOP(i_pdo2$(ord(i_pdo2)<ord(i_pdo)),

V_NUM_HOR_INI.L= V_NUM_HOR_INI.L+P_PDO(i_pdo2,'num_hor');

);

V_NUM_HOR_FIN.L=V_NUM_HOR_INI.L+P_PDO(i_pdo,'num_hor')-1;

LOOP(i_hor$(ord(i_hor)=V_NUM_HOR_INI.L),

LOOP(i_dia$d_dia_hor(i_dia,i_hor),

V_DIA_INI.L=ord(i_dia);

);

);

LOOP(i_hor$(ord(i_hor)=V_NUM_HOR_FIN.L),

LOOP(i_dia$d_dia_hor(i_dia,i_hor),

V_DIA_FIN.L=ord(i_dia);

);

);

if ( V_DIA_INI.L<>V_DIA_FIN.L,

put "ERROR: el periodo pertenece a dos dias";

put /;

put "ERROR: periodo ";

put i_pdo.TL;

put /;

V_ERR.L=1;

);

);

POSITIVE VARIABLE V_RES,V_PRE,V_TER_COS,V_PRE,V_POT;

if(V_ERR.L ne 0,

* escribir en fichero de error put /;

put "ERROR:final programa";

else

Página 138


* escribir resultados en fichero gms put resultados_gms; resultados_gms.lw=6;

resultados_gms.lj=1; resultados_gms.sw=6;

SOLVE M_PRO_SEM USING MIP MINIMIZING V_COS_TOT ;

LOOP(i_pdo,

PUT i_pdo.TL;

);

PUT " ",I_PDO.ts/;

resultados_gms.lj=2;

put "dem "/;

LOOP(i_pdo,

put P_DEM(i_pdo,'dem'):6:0;

);

put " ",P_DEM.ts/;

LOOP(i_pdo,

V_PRE.L=(E_SIS_EQI.m(i_pdo)/P_PDO(i_pdo,'num_hor'))*1e3;

put V_PRE.L:6:2;

);

PUT " precio marginal Eur/MW"/;

put "reserva"/;

LOOP(i_pdo,

V_RES.L=P_DEM(i_pdo,'dem')*P_DEM(i_pdo,'res_rod');

PUT V_RES.L:6:0;

);

PUT /;

LOOP(i_con,

put i_con.TL; if(ord(i_con) eq 1, put

@((card(i_pdo)*6)+2),I_CON.ts/;else put /;);

LOOP(i_pdo,

if (i_pdo_con(i_pdo,i_con),

put P_CON_POT(i_con,'pot_nom'):6:0;

else

put " 0";

);

);

Página 139


if(ord(i_con) eq 1,put " potencia contratada"/;else put

/;);

);

put "pns"/;

LOOP(i_pdo,

put V_PNS.L(i_pdo):6:0;

);

put " ",V_PNS.ts/;

LOOP(i_ter,

put i_ter.TL;if(ord(i_ter) eq 1,put

@(card(i_pdo)*6+2),I_TER.ts/;else put /;);

V_TER_COS.L=P_TER_ECO(i_ter,'cos_var')*1e3;

put V_TER_COS.L:6:2;if(ord(i_ter) eq 1,put

@(card(i_pdo)*6+2),"coste variable "/;else put /;);

PUT P_TER_TEC(i_ter,'pot_min'):6:2;if(ord(i_ter) eq

1,put @(card(i_pdo)*6+2),"potencia minima "/;else

put /;);

PUT P_TER_TEC(i_ter,'pot_max'):6:2;if(ord(i_ter) eq

1,put @(card(i_pdo)*6+2),"potencia maxima "/;else put /;);

LOOP(i_pdo,

put V_TER_ACO.L(i_ter,i_pdo):6:0;

);

if(ord(i_ter) eq 1,put " ",V_TER_ACO.ts/;else put /;);

LOOP(i_pdo,

put V_TER_POT_TOT.L(i_ter,i_pdo):6:0;

);

if(ord(i_ter) eq 1,put " ",V_TER_POT_TOT.ts/;else put

/;);

);

LOOP(i_opc_bas,

put i_opc_bas.TL;if(ord(i_opc_bas) eq 1,put

@(card(i_pdo)*6+2),I_OPC_BAS.ts/;else put /;);

V_PRE.L=P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'pre')*1e3;

PUT V_PRE.L:6:2;if(ord(i_opc_bas) eq 1,put

Página 140


@(card(i_pdo)*6+2),"precio de ejercicio "/;else put /;);

put

P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,'car'):6:0;if(ord(i_opc_bas)

eq 1,put @(card(i_pdo)*6+2),"carga "/;else put /;);

LOOP(i_pdo,

put d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas);

);

if(ord(i_opc_bas) eq 1,put " dia de vencimiento"/;else

put /;);

LOOP(i_pdo,

if(d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas),put

V_OPC_BAS.L(i_opc_bas):6:0;else put " ";);

);

if(ord(i_opc_bas) eq 1,put " ",V_OPC_BAS.ts/;else put

/;);

);

LOOP(i_opc_pun,

put i_opc_pun.TL;if(ord(i_opc_pun) eq 1,put

@(card(i_pdo)*6+2),I_OPC_PUN.ts/;else put /;);

V_PRE.L=P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'pre')*1e3;

put V_PRE.L:6:2;if(ord(i_opc_pun) eq 1,put

@(card(i_pdo)*6+2),"precio de ejercicio"/;else put /;);

put

P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,'car'):6:0;if(ord(i_opc_pun) eq 1,put @(card(i_pdo)*6+2),"carga"/;else put /;);

LOOP(i_pdo,

put d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun);

);

if(ord(i_opc_pun) eq 1,put " ",d_pdo_opc_pun.TS;put

/;else put /;);

LOOP(i_pdo,

if(d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun),put

V_OPC_PUN.L(i_opc_pun):6:0;else put " ";);

);

if(ord(i_opc_pun) eq 1,put " ",V_OPC_PUN.ts/;else put

Página 141


/;);

);

* escribir fichero de resultados en ps.txt PUT resultados_excel; resultados_excel.lw=6; resultados_excel.lj=2; resultados_excel.sw=6;

LOOP(i_dia,

LOOP(i_pdo$d_dia_pdo(i_dia,i_pdo),

* demanda, reserva, coste marginal y pns V_PRE.L=(E_SIS_EQI.M(i_pdo)/P_PDO(i_pdo,'num_hor'))*1e3;

V_RES.L=E_SIS_RES_ROD.L(i_pdo);

PUT I_DIA.TL";";PUT I_PDO.TL";";PUT "DEM;";

PUT P_DEM(i_pdo,'dem'):6:0;PUT ";";PUT

V_RES.L:6:0;PUT ";";PUT V_PRE.L:6:2;PUT ";";PUT V_PNS.L(i_pdo):6:0;PUT ";"

PUT /;

* potencia termicos PUT I_DIA.TL";";PUT I_PDO.TL";";PUT "TER;"

LOOP(i_ter,

PUT V_TER_POT_TOT.L(i_ter,i_pdo):6:0;PUT ";"

);

PUT /;

* potencia opciones punta PUT I_DIA.TL";";PUT I_PDO.TL";";PUT "PUN;"

LOOP(i_opc_pun,

if(d_pdo_opc_pun(i_pdo,i_opc_pun),

V_POT.L=V_OPC_PUN.L(i_opc_pun)*P_OPC_P

UN_DEF(i_opc_pun,'car');

PUT I_OPC_PUN.TL";";PUT V_POT.L:6:0;PUT

";";

);

);

PUT /;

* potencia opciones base PUT I_DIA.TL";";PUT I_PDO.TL";";PUT "BAS;"

Página 142


LOOP(i_opc_bas,

if(d_pdo_opc_bas(i_pdo,i_opc_bas),

V_POT.L=V_OPC_BAS.L(i_opc_bas)*P_OPC_BAS_D

EF(i_opc_bas,'car');

PUT I_OPC_BAS.TL";";PUT V_POT.L:6:0;PUT ";";

);

);

PUT /;

* potencia opciones carga variable PUT I_DIA.TL";";PUT I_PDO.TL";";PUT "CGA;"

LOOP(i_opc_cga,

V_POT.L=V_OPC_CGA_POT.L(i_opc_cga,i_pdo);

PUT I_OPC_CGA.TL";";PUT V_POT.L:6:0;PUT ";";

);

PUT /;

);

);

);

8.1.3 Datos Escenario Base

A continuación se listan los parámetros del escenario base:

Sets

i_hor / hor001*hor168 /

i_pun / 1,2,3 /

i_dia / sab,dom,lun,mar,mie,jue,vie /

i_pdo / pdo1*pdo168 /

;

Parameter P_PUN(i_pun) / 1 12,2 13,3 14/;

TABLE P_PDO(i_pdo,c_pdo)

* horas tipo hora num_hor tip_hor

pdo1 1 1

pdo2 1 1

Página 143


...

pdo167 1 1

pdo168 1 1

;

TABLE P_DEM(i_pdo,c_dem)

* MW p.u

dem res_rod

pdo1 10170.00 0.00

pdo2 9442.80 0.00

pdo3 8752.40 0.00

pdo4 9091.49 0.00

pdo5 8871.76 0.00

pdo6 8690.73 0.00

pdo7 8481.32 0.00

pdo8 8437.03 0.00

pdo9 9128.04 0.00

pdo10 9361.60 0.00

pdo11 10220.00 0.00

pdo12 10233.99 0.00

pdo13 10389.60 0.00

pdo14 10343.97 0.00

pdo15 9929.40 0.00

pdo16 9734.00 0.00

pdo17 9523.20 0.00

pdo18 9454.00 0.00

pdo19 9481.60 0.00

pdo20 9597.60 0.00

pdo21 9521.20 0.00

pdo22 9768.40 0.00

pdo23 10003.50 0.00

pdo24 9801.60 0.00

pdo25 9534.09 0.00

pdo26 8574.80 0.00

pdo27 7978.40 0.00

Página 144


pdo28 7896.62 0.00

pdo29 7673.35 0.00

pdo30 7543.04 0.00

pdo31 7343.84 0.00

pdo32 7038.82 0.00

pdo33 7349.65 0.00

pdo34 7853.46 0.00

pdo35 8206.40 0.00

pdo36 8517.60 0.00

pdo37 8762.00 0.00

pdo38 8947.20 0.00

pdo39 8996.40 0.00

pdo40 8688.00 0.00

pdo41 8484.40 0.00

pdo42 8343.20 0.00

pdo43 8381.60 0.00

pdo44 8509.20 0.00

pdo45 8624.80 0.00

pdo46 9486.71 0.00

pdo47 10385.28 0.00

pdo48 9969.99 0.00

pdo49 8543.16 0.00

pdo50 7843.20 0.00

pdo51 7779.60 0.00

pdo52 7612.80 0.00

pdo53 7574.80 0.00

pdo54 7775.20 0.00

pdo55 8150.24 0.00

pdo56 9047.80 0.00

pdo57 10257.72 0.00

pdo58 11008.22 0.00

pdo59 11614.32 0.00

pdo60 13005.40 0.00

pdo61 13381.53 0.00

pdo62 13371.94 0.00

Página 145


pdo63 11692.60 0.00

pdo64 11606.34 0.00

pdo65 12922.41 0.00

pdo66 13096.72 0.00

pdo67 12941.60 0.00

pdo68 11449.40 0.00

pdo69 10864.96 0.00

pdo70 10765.40 0.00

pdo71 10979.72 0.00

pdo72 10226.94 0.00

pdo73 9524.32 0.00

pdo74 8811.44 0.00

pdo75 8801.60 0.00

pdo76 8637.60 0.00

pdo77 8552.40 0.00

pdo78 8643.60 0.00

pdo79 8700.86 0.00

pdo80 9469.22 0.00

pdo81 10475.46 0.00

pdo82 11144.64 0.00

pdo83 11792.16 0.00

pdo84 13213.90 0.00

pdo85 13560.42 0.00

pdo86 13541.66 0.00

pdo87 11841.94 0.00

pdo88 11825.22 0.00

pdo89 13165.11 0.00

pdo90 13353.17 0.00

pdo91 13199.30 0.00

pdo92 11701.72 0.00

pdo93 11083.46 0.00

pdo94 10966.42 0.00

pdo95 11140.08 0.00

pdo96 10391.10 0.00

Página 146


pdo97 9707.86 0.00

pdo98 8972.18 0.00

pdo99 8903.20 0.00

pdo100 8711.20 0.00

pdo101 8618.80 0.00

pdo102 8718.40 0.00

pdo103 8776.10 0.00

pdo104 9556.62 0.00

pdo105 10581.86 0.00

pdo106 11279.16 0.00

pdo107 11895.14 0.00

pdo108 13405.30 0.00

pdo109 13772.26 0.00

pdo110 13762.67 0.00

pdo111 12050.94 0.00

pdo112 12007.62 0.00

pdo113 13437.83 0.00

pdo114 13589.20 0.00

pdo115 13468.68 0.00

pdo116 11920.22 0.00

pdo117 11266.62 0.00

pdo118 11072.44 0.00

pdo119 11262.06 0.00

pdo120 10573.50 0.00

pdo121 9865.56 0.00

pdo122 9105.94 0.00

pdo123 8994.80 0.00

pdo124 8776.00 0.00

pdo125 8670.40 0.00

pdo126 8762.80 0.00

pdo127 8815.62 0.00

pdo128 9611.34 0.00

pdo129 10681.80 0.00

pdo130 11336.54 0.00

pdo131 11936.94 0.00

Página 147


pdo132 13459.09 0.00

pdo133 13824.80 0.00

pdo134 13820.63 0.00

pdo135 12095.78 0.00

pdo136 12072.60 0.00

pdo137 13532.07 0.00

pdo138 13721.38 0.00

pdo139 13579.61 0.00

pdo140 11999.26 0.00

pdo141 11305.00 0.00

pdo142 11082.32 0.00

pdo143 11303.86 0.00

pdo144 10647.60 0.00

pdo145 9929.78 0.00

pdo146 9159.14 0.00

pdo147 9035.20 0.00

pdo148 8819.20 0.00

pdo149 8698.40 0.00

pdo150 8782.40 0.00

pdo151 8822.84 0.00

pdo152 9665.30 0.00

pdo153 10789.34 0.00

pdo154 11506.78 0.00

pdo155 12060.44 0.00

pdo156 13613.38 0.00

pdo157 13974.92 0.00

pdo158 13956.57 0.00

pdo159 12220.80 0.00

pdo160 12053.22 0.00

pdo161 13394.87 0.00

pdo162 13463.26 0.00

pdo163 13266.86 0.00

pdo164 11782.66 0.00

pdo165 11088.78 0.00

Página 148


pdo166 10816.32 0.00

pdo167 11064.46 0.00

pdo168 10522.96 0.00

;

SET i_ter / ter1*ter30 /;

TABLE P_TER_TEC(i_ter,c_ter_tec)

pot_min pot_max ram_sub ram_baj

* MW MW MW/h MW/h ter1 1000 1000 0.000 0.000

ter2 500 500 0.000 116.667

ter3 150 500 116.667 53.333

ter4 190 350 53.333 53.333

ter5 190 350 53.333 53.333

ter6 190 350 53.333 53.333

ter7 190 350 53.333 116.667

ter8 160 510 116.667 116.667

ter9 160 510 116.667 41.667

ter10 175 300 41.667 61.667

ter11 155 340 61.667 61.667

ter12 155 340 61.667 60.000

ter13 120 300 60.000 58.333

ter14 145 320 58.333 58.333

ter15 145 320 58.333 23.333

ter16 130 200 23.333 23.333

ter17 80 150 23.333 23.333

ter18 80 150 23.333 33.333

ter19 60 160 33.333 65.000

ter20 125 320 65.000 75.000

ter21 75 300 75.000 75.000

ter22 75 300 75.000 138.333

ter23 85 500 138.333 26.667

ter24 70 150 26.667 35.000

ter25 55 160 35.000 20.000

ter26 30 90 20.000 45.000

ter27 85 220 45.000 78.333

Página 149


ter28 65 300 78.333 33.333

ter29 60 160 33.333 133.333

ter30 100 500 133.333 0.000

;

TABLE P_TER_ECO(i_ter,c_ter_eco)

cos_fij cos_var cos_arr cos_par

* Eur Eur/MW Eur Eur ter1 300 9.0900 8912.62 2228.16

ter2 300 9.0900 8912.62 2228.16

ter3 450 12.1200 13430.63 3357.66

ter4 420 13.3320 12406.49 3101.62

ter5 420 13.3320 12406.49 3101.62

ter6 420 13.3320 12406.49 3101.62

ter7 420 13.3320 12406.49 3101.62

ter8 270 13.9380 8006.50 2001.63

ter9 270 13.9380 8006.50 2001.63

ter10 180 15.7560 3461.57 865.39

ter11 540 18.1800 9362.11 2340.53

ter12 540 18.1800 9362.11 2340.53

ter13 510 18.7860 11140.18 2785.05

ter14 510 18.7860 11535.31 2883.83

ter15 510 18.7860 11535.31 2883.83

ter16 180 19.3920 6635.92 1658.98

ter17 330 19.9980 5773.00 1443.25

ter18 330 19.9980 5773.00 1443.25

ter19 360 20.3010 5899.68 1474.92

ter20 420 20.6040 8503.83 2125.96

ter21 660 20.6040 6683.04 1670.76

ter22 660 20.6040 3693.39 923.35

ter23 780 21.2100 5150.78 1287.70

ter24 270 21.2100 1727.31 431.83

ter25 210 22.4220 3907.80 976.95

ter26 150 22.4220 1826.67 456.67

ter27 360 22.7250 15364.26 3841.07

Página 150


ter28 360 24.2400 3484.00 871.00

ter29 210 24.2400 2136.18 534.04

ter30 840 25.4520 6757.95 1689.49

;

TABLE P_TER_INI(i_ter,c_ter_ini)

pot_ini aco_ini

* MW Bin ter1 1000 1

ter2 500 1

ter3 500 1

ter4 350 1

ter5 350 1

ter6 350 1

ter7 350 1

ter8 510 1

ter9 510 1

ter10 295 1

ter11 155 1

ter12 155 1

ter13 120 1

ter14 145 1

ter15 145 1

ter16 130 1

ter17 80 1

ter18 80 1

ter19 60 1

ter20 125 1

ter21 75 1

ter22 75 1

ter23 85 1

ter24 70 1

ter25 55 1

ter26 30 1

ter27 85 1

ter28 65 1

Página 151


ter29 60 1

ter30 100 1

;

$TITLE Opciones

SETS

I_CON / con1*con3 /

I_OPC_BAS / opc-b1*opc-b5 /

I_OPC_PUN / opc-p1*opc-p5/

I_OPC_CGA / opc-c1/;

TABLE P_CON_POT(i_con,c_con)

pot_min pot_nom

* MW MW con1 10 20

con2 10 30

con3 10 40 ;

TABLE P_CON_EJE(i_con,i_dia_eje)

sab dom lun mar mie jue vie

* Bin con1 1 1 0 0 0 0 0

con2 0 0 1 1 1 1 1

con3 1 1 1 1 1 1 1 ;

TABLE P_OPC_BAS_DEF(i_opc_bas,c_opc)

pre pri car

* Eur/MWh Eur MW opc-b1 15.756 20 504

opc-b2 15.756 20 504

opc-b3 15.756 20 504

opc-b4 15.756 20 504

opc-b5 15.756 20 504;

TABLE P_OPC_BAS_EJE(i_opc_bas,i_dia_eje)


* Bin opc-b1 0 0 1 0 0 0 0

opc-b2 0 0 0 1 0 0 0

Página 152


opc-b3 0 0 0 0 1 0 0

opc-b4 0 0 0 0 0 1 0

opc-b5 0 0 0 0 0 0 1;

TABLE P_OPC_PUN_DEF(i_opc_pun,c_opc)

pre pri car

* Eur/MWh Eur MW opc-p1 20.604 20 396

opc-p2 20.604 20 396

opc-p3 20.604 20 396

opc-p4 20.604 20 396

opc-p5 20.604 20 396;

TABLE P_OPC_PUN_EJE(i_opc_pun,i_dia_eje)


* Bin opc-p1 0 0 1 0 0 0 0

opc-p2 0 0 0 1 0 0 0

opc-p3 0 0 0 0 1 0 0

opc-p4 0 0 0 0 0 1 0

opc-p5 0 0 0 0 0 0 1;

TABLE P_OPC_CGA(i_opc_cga,c_opc_cga)

ene_max pot_max pre_eje pri

* MWh MW Eur/MWh Eur opc-c1 10710 127 19.089 20;

8.1.4 Resultados Escenario Base

Los resultados se encuentran en archivo informático: ResultadosEscenarioBase.txt

8.2 Listado código VB

El código se encuentra disponible en archivo informático:LibroEscenarios.xls

Página 153

autorizada la entrega de la tesis de master del alumno … · 86,6 gwh mientras que en el mercado...

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