Iberia’s Spot Electricity Market: Behind the Curtains (EN/ES)

Today we will attempt to explain the pricing system of the electricity spot market, known as the “pool”. The purpose of the pool is to establish an energy exchange between producers and consumers, defining the prices of every specific hour for the following day. Not as simple as it seems.

The power pool takes place in the virtual platform OMIE which is an independent agent. Every morning an auction happens in the pool where all consumers buy the electricity needed for the next day to power generators. In the daily market auction, the energy price in the peninsula for each hour is established through a matching process.

OMIE, as the market operator, receives all ask and bid offers submitted to the pool. Usually, these offers come from representative agents of central producers and suppliers, responsible for supplying to final customers.

Hourly and for every session, OMIE sorts the producer bids received from lower to higher prices and the supplier purchase orders from higher to lower prices listing a price range from  0 € /Mwh to 180.30 / MWh  (known as instrumental price) . The daily market matching is marginal and the price for one hour in a day occurs at the intersection of the two curves. That price will be allocated to all producer bids which were under the crossing spot as well as to all the purchasing offers that were above.

The following chart shows the matching at the hour X on the daily market time:

grafico11

What are the factors that influence the price value?

In order to explain this, we need to introduce the concept of the composition of the demand and, in particular, of the electricity production mix.

Demand, both residential and industrial, is often not manageable and it is represented by:

– Referenced supplier and other supplier who purchase at the maximum price of 180 € / MWh in order to ensure electricity for its customers.

– Hydraulic Pump stations, industrial consumers who go directly to the market and other traders who buy electricity in the liberalized market if a certain value is reach.

Demand pushes upward or downward the price of an hour, depending on the need for electricity. The variables that often determine the increase or decrease in demand are: working hours, temperatures and economic activity.

The relationship between price and demanded looks simple but it gets complicated by adding other variables such as the behaviour of the interconnections. These are primarily needed for two reasons:

– Contribute to security of supply, providing support functions between neighbours’ systems. The interconnections are the most significant security of supply instant support.

– Facilitate trade in energy, increasing competition by taking advantage of differences in prices of energy in the interconnected power systems. Interconnections play a fundamental role in the so-called Internal Electricity Market in Europe (MIE), which seeks to integrate all existing markets today in the European Union in a single market.

Moreover, with the vacant capacity in lines not use for supply security, electricity trade are set daily using differences in energy prices between interconnected electrical systems. These exchanges allow electricity generation to be carried out with the most energy efficient technologies flowing from where it is cheaper to where it is more expensive.

Currently trading capacity (MW) in February 2016:

grafico2

An example of the commercial interconnections flow is the France-Spain interconnection. As mentioned, the flow of electricity depends on the price difference between the neighbour and the peninsular pool (we will import if our pool is more expensive and we will export otherwise). In fact, we can see how to:

– In April 2014, with an average price of € 26.44 / MWh in Spain and an average price of € 33.73 / MWh in France, the balance of the interconnection was Exporter.

– In April 2015 an average price of € 45.37 / MWh in Spain and an average price de39.45 € / MWh in France was importing the balance.

grafico3

On the production side, the relationship between price and the technologies used to generate the electricity are more complex. This complexity increased since the market liberalization, resulting in a more diverse energy mix. However configuration of producers offers continues to build on the opportunity cost: the avoiding cost when opting to produce (as the turn on cost of the plant) and the income not perceive because of producing (in the case of a thermal power plant would be the resale of its fuel to a third party). Meaning producer offer base not on variable costs but on the opportunity cost (alleged optimal use of available resources by the producer agent).

This approach to design offers leads to a high price volatility between meals. On day 11/02/2016 there was a variation of 55% between the lowest and the highest price:

grafico4

This is because based on the opportunity cost philosophy in the context of a marginal system, technology entry order does not prioritize the cheapest it would be:

1-

NUCLEAR

Despite the high fixed costs, they have a very low operational cost so their opportunity cost is almost zero. Usually they are a price taker (i.e. bid 0 € / MWh) to ensure they get in because of its lousy capacity to stop generation.

2-

WIND, SOLAR RENEWABLE AND HYDRO FLOWING

They leverage in an inexhaustible natural sources which cannot be stored. They have low operating cost and help to lower the price of the pool (usually they are price taker). They also improve the distributed generation.

3-

COGENERATION

They are associated to an industrial production process so their participation is more predictable. They have the disadvantages of fossil power plants. But they are more energy efficiency by taking advantage of the residual heat and by reducing energy losses in the network (better distributed generation).

4-

COAL & COMBINED CYCLE

Burning plant of fossil resources (coal, gas and oil) which are expensive because they depend on the fossil price subjected to the international markets volatility.

5-

ADJUSTABLE HYDRAULIC AND OTHER OBSOLETE CENTRAL

Plants with water reservoirs which have a high opportunity cost, because they can always reserve the water to produce in another time when price would be higher.

Besides, it must be added the existence of complex bids like conditions ramp between hours, minimum income or indivisible blocks offers, among others. These conditions are considered by OMIE and may cause the intersection of the curves to occur at a different point than originally planned (see first figure).

Based on this technologies entry order and the demanded behaviour it could be argued that:

– A lower demand for electricity would have a lower price because the market expelled the most expensive plants from participating.

– As the latest technologies to enter are the ones setting the price, generation by fossil fuels plants and large hydro plants are the ones which frequently having the last word.

– An increase in renewable production may involve a sharp drop in the electricity price in the daily market.

Here are the composition of the energy mix in the mainland system, where it is observed that there was a share of renewable nearly 43% and annual daily market price of € 42.23 / MWh compared to 2015 in 2014 with a share of almost 37% and an annual daily market price of € 50.52 / MWh. A Behaviour that reinforces the last hypothesis mentioned earlier.

grafico52

Author: Marta Merodio | Energy Procurement Consultant.

_________________________________________________________________

[Versión Español]

Hoy intentaremos explicar el funcionamiento del sistema de fijación de precios del mercado eléctrico diario, conocido como el “pool”. El objetivo de dicho pool es establecer el intercambio de energía entre productores y consumidores a un precio para una hora del día siguiente. Parece una función simple pero la casación de dicho precio no lo es.

El pool eléctrico tiene lugar en la plataforma virtual de OMIE que es un agente independiente. En dicho pool, cada mañana se sucede una subasta donde el conjunto de consumidores compran la electricidad que necesitan a las centrales de generación para el día siguiente. En la subasta del mercado diario, el precio de la energía en la península para cada hora se establece mediante un proceso de casación.

OMIE, como operador del mercado, recibe todas las ofertas de venta y de compra presentadas en el pool eléctrico. Por lo general, estas ofertas provienen de agentes representantes de centrales de productores y de comercializadores, encargados de suministrar a los clientes finales.

Horariamente y para cada una de la sesiones, OMIE ordena las ofertas recibidas de menor a mayor precio para la venta y de mayor a menor precio para la compra, siendo el precio mínimo 0 y el máximo 180.30 €/MWh (conocido como precio instrumental). La casación del mercado diario es marginal y el precio para una hora de un día se produce en el cruce de ambas curvas. Ese precio será asignado a todas las ofertas de venta que hubieran quedado por debajo del cruce, y a todas las ofertas de compra que estuvieran por encima.

A continuación mostramos el gráfico de la casación de una hora  X en el mercado diario:

grafico11

Ahora bien, ¿Qué es lo que influye en el valor del precio? Para ello hablaremos de la composición de la demanda y de la oferta, en concreto del mix de producción eléctrico.

La demanda que engloba a viviendas, locales e industrias, suele no ser gestionable y  está representada por:

–        Los comercializadores de referencia y otros comercializadores que ofertan al precio máximo de 180 €/MWh con el fin de asegurar la compra de electricidad de sus clientes en modalidad de suministro de referencia.

–        Centrales hidráulicas de bombeo, consumidores industriales que acuden directamente al mercado y otros comercializadores que compran electricidad en el mercado liberalizado si está a un cierto valor.

La demanda presiona a la alza o a la baja el precio de una hora en función de si hay más o menos necesidad de electricidad. Las variables que suelen determinar el aumento o la disminución son: el horario laboral, las temperaturas y la actividad económica.

La relación entre el precio y la cantidad demandada parece simple pero se complica al añadir otras variables como el comportamiento de las interconexiones. Estas son necesarias principalmente por dos motivos:

–        Contribuyen a la seguridad del suministro, facilitando funciones de apoyo entre sistemas vecinos. Las interconexiones son el respaldo instantáneo más significativo a la seguridad de suministro.

–        Facilitan los intercambios comerciales de energía, aumentando la competencia al aprovechar las diferencias de precios de la energía en los sistemas eléctricos interconectados. Las interconexiones juegan un papel fundamental en el llamado Mercado Interior de la Electricidad en Europa (MIE), que busca integrar el conjunto de los mercados existentes a día de hoy en la Unión Europea en un solo mercado.

Es más, con la capacidad que queda vacante en las líneas y que no va destinada a la seguridad de suministro, se establecen diariamente intercambios comerciales de electricidad aprovechando las diferencias de precios de la energía entre los sistemas eléctricos interconectados. Estos intercambios permiten que la generación de electricidad se realice con las tecnologías más eficientes fluyendo la energía desde donde es más barata hacia donde es más cara.

Actualmente la capacidad de intercambio comercial (MW) en febrero 2016 es:

grafico2

Un ejemplo del flujo de las interconexiones comerciales es la  interconexión con Francia. Como hemos mencionado, el flujo de electricidad depende de la diferencia de precios entre el pool vecino y el peninsular (importaremos si nuestro pool es más caro y exportaremos en caso contrario). De hecho, podemos observar cómo:

–        En abril 2014 con un precio medio de 26.44 €/MWh en España y un precio medio de 33.73 €/MWh en Francia, el saldo de la interconexión fue exportador.

–        En abril 2015 con un precio medio de 45.37 €/MWh en España y un precio medio de39.45 €/MWh en Francia el saldo fue importador.

grafico3

Por el lado de la oferta, es decir de los productores de electricidad,  las relaciones entre precio y las fuentes de energía  de generación son más complejas. Esta complejidad aumenta sobre todo desde la liberalización del mercado que dio lugar a un mix energético más diverso. Sin embargo la configuración de las ofertas de venta continúa basándose en el coste de oportunidad: por ejemplo, el coste que evitaría incurrir una central de optar a no producir (coste de arranque) o los ingresos a los que renuncia por el hecho de producir (en el caso de una central térmica sería la reventa de su combustible a un tercero).  Es decir que no se oferta según el coste variable sino el coste de oportunidad (supuesta utilización óptima de los recursos disponible por parte del agente productor).

Este criterio para el diseño de ofertas de venta de las centrales de producción provoca una alta volatilidad de precios entre horas. Por ejemplo, en el día 11/02/2016 tuvimos una variación del 55% entre el mínimo y el máximo:

grafico4

El motivo es que, en base a la filosofía del coste de oportunidad en el marco de un sistema marginal, el orden de entrada de las tecnologías no prioriza la más barata, sino que sería:

1-

NUCLEAR

A pesar de los altos costes fijos, tiene un coste de operación muy bajo por lo que su coste de oportunidad es casi nulo. Suele ser precio aceptante, es decir, oferta a 0 €/MWh para asegurarse que entran en la casación dada su baja capacidad de parada.

2-

RENOVABLES ÉOLICA, SOLAR  E HIDRAULICA FLUYENTE

Aprovechan fuentes naturales inagotables y no almacenables que un coste operativo bajo, ayudando a bajar el precio del pool (suelen ser precio aceptante). Además,  permiten la generación distribuida.

3-COGENERACIÓN

Están asociados a un proceso productivo de una industria por lo que su participación es más previsible. Presentan las desventajas de centrales térmicas de fósiles pero tienen una mayor eficiencia energética al aprovecharse el calor residual y reducir las pérdidas de energía en la red (mayor generación distribuida)

4-

CARBÓN & CICLOS COMBINADOS

Centrales térmicas de recursos fósiles  y caras, al depender del precio de los combustible (carbón, gas y petróleo) que están sujetos a la volatilidad de los mercados internacionales

5-

HIDRÁULICAS REGULABLES Y OTRAS CENTRALES OBSOLETAS

Las centrales con agua embalsada tienen un coste de oportunidad elevado pues siempre pueden reservar el agua para producir en otro momento donde el precio sea mayor (a no ser que superen el máximo de llenado-85% y deban soltarla por seguridad)

 

A esto, hay que añadirle la existencia de ofertas complejas, como condiciones de rampa entre horas, ingresos mínimos o bloques de oferta indivisibles, entre otras. Estas condiciones son consideradas por OMIE y pueden provocar que el cruce de las curvas se produzca en otro punto distinto al inicialmente previsto (véase primer gráfico). Por ejemplo, hay ofertas por parte de productores que se compone de unas horas del día a precio competitivo, y cuya aceptación implicar aceptar otras horas cuyo precio no sea el más económico. Sin embargo, si OMIE acaba aceptando la oferta de dichos productores es por qué en el conjunto dichas ofertas permiten tener el menor coste al combinarlas con todas las demás.

En base a este orden de entrada de las tecnologías y la cantidad demandada de electricidad se podría afirmar que:

–        A menor demanda de electricidad habría un menor precio ya que se expulsaría de la casación las centrales más caras.

–        Al ser las últimas tecnologías en entrar las que marcan el precio, fundamentalmente la generación por centrales de recursos fósiles y la gran hidráulica de embalse marca el precio de casación.

–        Un aumento en la producción de renovables puede implicar una fuerte bajada del precio de la energía eléctrica casada.

A continuación presentamos la composición del mix energético del sistema peninsular, en donde se observa que en 2014 hubo una participación de renovables de casi 43% y precio anual del mercado diario de 42.23 €/MWh en comparación a 2015 con una participación de casi 37% y un precio anual del mercado diario de 50.52 €/MWh. Un comportamiento que refuerza la última de las afirmaciones.

grafico52

Author: Marta Merodio | Energy Procurement Consultant.

 

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