Aplicaciones regulatorias de los derivados energéticos

Competitividad y mercados mayoristas a plazo y secundarios organizados

Los mercados energéticos a plazo organizados contribuyen a la eficiencia económica general al proporcionar señales para la toma de decisiones operativas óptimas por los agentes -descubrimiento de precios-, permitirles la consecución de su nivel de riesgo de precios deseado -mediante el ajuste de la composición de su cartera de activos- y eliminar el riesgo de crédito –propio de los mercados OTC-. En una hipótesis de riesgo-neutralidad, el mayor valor informativo de los precios a plazo resulta de su condición de estimación insesgada de los precios a contado en el futuro construida a partir de las informaciones, creencias y expectativas de los numerosos agentes -físicos, especuladores y arbitrajistas- que interactúan en estos mercados, a diferencia de los de a contado en los que operan solo agentes físicos. Las medidas regulatorias de impulso del OMIP, polo portugués del operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) para la negociación de instrumentos derivados, o del Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS), se han de entender en este contexto de fomento de una transparencia que mitigue asimetrías de información, eliminando barreras de entrada y aumentando el número y variedad de agentes, lo que a su vez redunda en una mayor liquidez y competencia.

En el caso de la electricidad, se ha recurrido a la imposición de obligaciones de participación en el mercado a plazo para incrementar así su liquidez, lo que además de las ventajas apuntadas cambia los incentivos de los incumbentes para el ejercicio de poder de mercado -mediante por ejemplo una manipulación de precios- por detraerse el volumen negociado en el mercado a contado. Ejemplos de participación obligatoria habrían sido la impuesta a las CUR («Comercializadoras de Último Recurso», hoy «Comercializadoras de Referencia») para la adquisición a futuro en las «subastas CESUR» («Compra de Energía para el Suministro de Último Recurso») de la electricidad destinada al suministro a tarifa regulada -cuya componente de energía se fijaba ex-ante y trimestralmente en aras a su predictibilidad- y las «emisiones primarias de energía» (o subastas de capacidad virtual Virtual Power Plant-VPP), que eran opciones de compra de emisión obligatoria para los incumbentes con el objeto de mitigar su poder de mercado mediante un cambio virtual de la estructura del mismo a favor de agentes con baja cuota.

En el caso del gas natural, a día de hoy se están diseñando e implementando los cambios normativos requeridos para el desarrollo de un mercado mayorista, primero a contado y, sustentándose en este, después a plazo, en una secuencia que progrese en la estandarización y liquidez propia de mercados maduros.

En España se ha avanzado sustancialmente en una liberalización del mercado cimentada en el desarrollo de infraestructuras –gasoductos; estaciones de compresión, regulación y medida; plantas de regasificación de GNL; y almacenamientos subterráneos- y la separación de actividades -reguladas de red vs liberalizadas de suministro-, lo que ha dado lugar a una base de agentes, volumen, diversificación de orígenes e infraestructuras propicia para la creación de un «hub ibérico». En una fase preliminar los mercados secundarios de producto y capacidad se han limitado a intercambios voluntarios OTC y a corto plazo que persiguen minimizar costes logísticos y penalizaciones por desvíos sobre cantidades nominadas. Aunque registradas en la plataforma de balance del operador del sistema, este conjunto de transacciones descoordinadas en múltiples hubs, al no resultar en una referencia autóctona de precio, distan de conformar una pieza adecuada para su encaje en el puzzle de un mercado europeo en construcción.

En la UE, el impulso que supusiera el «Tercer Paquete» de mercado interior de la energía se ha materializado en una estrategia de diseño de acuerdo al Gas Target Model basado en hubs o puntos virtuales –vs físicos como el Henry Hub– de negociación/balance (Virtual Trading Points), definidos sobre un sistema de peajes de entrada/salida a una zona física libre de inviabilidades en la red de transporte con obligación de balance diario, en los que se transfiere la titularidad de todo tipo de contratos. La vinculación entre los distintos mercados mayoristas comunitarios líquidos -en los que seguirán cabiendo “campeones nacionales”, dada la masa crítica requerida para la negociación conveniente de aprovisionamientos con grandes productores-, pretende establecer señales de precios cuyas diferencias materializadas en rentas de congestión sirvan como incentivo para la construcción de interconexiones, de lo que eventualmente resultará un sistema de precios altamente correlacionados cuyas diferencias se expliquen únicamente por los peajes de transporte. En la actualidad se están desarrollando los códigos de red comunes que procedimentan aspectos relativos a asignación de capacidad, gestión de congestiones, reglas de balance, interoperabilidad, acceso, etc…

La ordenación del recientemente puesto en marcha mercado organizado de gas ibérico lo configura como un servicio de interés económico de carácter voluntario (vs obligatoriedad del pool eléctrico) para la atención de las necesidades de sus participantes manifestadas en un «Comité de Agentes de Mercado» que actúa como órgano consultivo. En el MIBGAS se negocian productos estandarizados, tanto a contado como a plazo, en subastas y en un mercado continuo cuya liquidez -avalada por un sistema de garantías- se fomenta mediante obligaciones de participación que afectan a las adquisiciones reguladas -compras de gas de operación, colchón y talón para el sistema, que ya venían subastándose-, las acciones de balance del gestor de red y a los «creadores de mercado» (market makers): agentes que tiene el compromiso, a cambio de una comisión, de introducir en el mercado órdenes de compra (bid) y de venta (ask) para dotarle de liquidez, que se manifestará en una reducción del diferencial (spread) entre ambos precios a los que está dispuesto a cerrar una transacción.

Al igual que con la electricidad, el refuerzo de la interconexión con Francia (sobre todo el eje MIDCAT, renombrado South Transit East Pyrenees-STEP) es un prerrequisito imprescindible para el éxito del mercado gasista europeo.

Conviene resaltar que, dada la importancia del gas en la generación de electricidad y la existencia de grupos empresariales verticalmente integrados con actividad en ambos subsectores, el enfoque regulatorio ha de ser necesariamente conjunto («sistemicidad interna», en contraposición a la «externa» de la que se habla más adelante).

Tarifas reguladas y derivados

En cuanto a las tarifas reguladas actualmente existentes, si en el mecanismo de PVPC («Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor») que en 2014 sustituyó a la anterior TUR («Tarifa de Último Recurso») eléctrica la componente de energía es horariamente volátil, dicha circunstancia no se da en el caso de la TUR gasista, en la que trimestralmente se actualiza un CMP («Coste de la Materia Prima») calculado mediante una fórmula compleja que incorpora, entre otros términos, efectos estacionales –gas de base vs gas de invierno-, cotizaciones medias de futuros del National Balancing Point-NBP (según Intercontinental Exchange-ICE) y del crudo Brent a contado (según Platts), mermas, y una «prima por riesgo de cantidad». Este riesgo volumétrico resulta del sobrecoste que supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural a suministrar y el precio de la energía en el mercado, y la prima para su compensación se calcula en base a cotizaciones ICE -y, en su caso, precios de ejercicio- de derivados -futuros y opciones de compra y venta- con gas del NBP como subyacente.

Hasta el año 2015 en el CMP se incluía también como referencia internacional de precios la de los futuros del Henry Hub así como, relevantemente, el resultado de las subastas -originalmente trimestrales y luego semestrales- en las que las CUR estaban obligadas a adquirir a futuro parte del gas necesario para el suministro a sus clientes, análogamente al caso eléctrico. En su momento cabrá referenciar el CMP al MIBGAS. Como contraste, en las tarifas integrales originales el CMP era una repercusión (pass-through) de los costes de los contratos históricos de aprovisionamiento con Argelia, incorporando incluso como recargo –o “copete”- los asociados a los arbitrajes de su renegociación.

Seguridad de suministro y flexibilidad

En materia de seguridad de suministro de sistemas eléctricos pobremente interconectados cabe identificar múltiples soluciones regulatorias de naturaleza contingente, como los pagos por capacidad (oferta), la interrumpibilidad (demanda) o los derechos financieros de transmisión (interconexiones), a las que se ha recurrido en el caso español por la condición de “isla eléctrica” de la Península Ibérica, en un símil bien traído al contar prácticamente con la misma capacidad de interconexión que una isla física como es Gran Bretaña. Soluciones todas ellas que están en el foco del «Paquete de Invierno», lanzado el 30 de noviembre de 2016 por la Comisión Europea y actualmente en negociación.

Desde el punto de vista de la oferta, si en un mercado sin restricciones de precios (energy only) los generadores recuperan totalmente su inversión a través de los ingresos por ventas de energía, cuando el mercado a contado tiene una organización marginalista con techo de precio administrativamente fijado es necesario un complemento retributivo que incentive la instalación de una capacidad de generación adecuada. En la práctica, las características de no rivalidad y no exclusión de la seguridad de suministro –arreglos de interrupción selectiva aparte-, la configuran como bien público sujeto a una intervención administrativa en la que el regulador decide el nivel de provisión socialmente óptimo. Una posible solución incluiría la fijación de un precio de escasez a pagar en caso de saturación del sistema y un procedimiento técnico que defina las cargas a deslastrar. La alternativa a un precio de escasez alto y volátil -que exige un regulador creíble y una gran tolerancia al riesgo de los generadores- es otro pago más bajo pero más estable y ajustado a la vida económica de los activos a los que está ligado: un «pago por capacidad», regulado –como en la actualidad- o establecido en una subasta, con objeto último de garantizar el suministro y con el efecto añadido de reducción de la volatilidad del mercado a contado.

En el medio/largo plazo, se trata pues de un incentivo a la inversión con el objeto de asegurar su retorno que se configura como opción de compra obligatoria para generadores -que la venden e ingresan la prima- y operador del sistema -que la compra y paga la prima-. En el corto plazo, es un servicio de disponibilidad configurado como compensación que reciben las centrales -suministradores- a cambio de la flexibilidad que ofrecen al operador del sistema -consumidor- por estar disponibles operativamente en caso de que sean necesarias para cubrir la demanda, en lo que se corresponde con un putable forward con precio de ejercicio el techo de precio. En general, un putable forward es una flexibilidad volumétrica de un consumidor para, a cambio del pago de una prima, cancelar su compromiso de adquisición a plazo cuando el precio a contado caiga por debajo de cierto precio de ejercicio -barrera- que previamente haya fijado su suministrador, en una estrategia que equivale a una posición larga en un contrato a plazo y una posición larga en una opción de venta y a la contraria -posición corta a plazo y corta en una opción de venta- para el suministrador que como contraprestación a la flexibilidad que ofrece ingresa una prima.

En coyunturas de baja demanda en las que no haya riesgo para la seguridad del suministro, previa autorización administrativa y con renuncia a la retribución por disponibilidad, una «hibernación» permitiría al propietario de una central su cierre temporal con el objeto de evitar los costes de tenerla operativa.

Por el lado de la demanda, la «interrumpibilidad» es una herramienta de seguridad de suministro que, en los momentos en que ésta es excesiva –o la oferta es insuficiente-, lo que se manifestaría en un alza de los precios a contado, permite el operador del sistema ordenar con preaviso la desconexión de la red a consumidores -típicamente industrias de sectores electrointensivos como la siderurgia, metalurgia o el cemento con flexibilidad para reprogramar su proceso productivo- a cambio de pagarles una bonificación regulada establecida en un contrato de servicio interrumpible o fijada en una subasta –como en la actualidad-, en lo que se corresponde con un callable forward. En general, un callable forward es un instrumento volumétrico de flexibilidad de un productor para, a cambio del pago de una prima, cancelar su compromiso de suministro (recall) cuando el precio a contado supere cierto precio de ejercicio -barrera- que previamente haya fijado su cliente consumidor, en una estrategia que equivale a una posición corta en un contrato a plazo y una posición larga en una opción de compra y a la contraria -posición larga a plazo y corta en una opción de compra- para el consumidor que como contraprestación a la flexibilidad que ofrece recibe un descuento.

Como ejemplo representativo del mercado petrolífero, cabría citar la flexibilidad regulatoria para el cumplimiento de obligaciones en materia de existencias mínimas de seguridad respaldadas por contratos de arrendamiento de existencias que no son propiedad del sujeto obligado (stockholding ticketing), que se correspondería con una opción de compra americana a ejercer en el eventual caso de que se ordene liberar reservas por una situación de emergencia.

Interconexiones y riesgos de congestión

Entre sistemas, la asignación de capacidades de interconexión escasas por mecanismos de mercado que revelan la disposición a pagar por ella por parte de sus usuarios se lleva a cabo en la práctica tanto en el corto plazo de manera implícita a través de los esquemas de «separación de mercados» (market splitting, como entre España y Portugal, basado en la integración de operadores de mercado en uno único) o de «acoplamiento de mercados» (market coupling, como entre España y Francia, basado en la coordinación entre operadores de los mercados y de los sistemas, ya a escala paneuropea con el proyecto Price Coupling of RegionsPCR), como en el medio y largo plazo de manera explícita a través de subastas -también utilizadas para la asignación de capacidad en los almacenamientos subterráneos de gas natural-. Los redespachos propios de la operación se solventan por acciones coordinadas de balance (counter-trading).

Así, en el caso del MIBEL las congestiones se resuelven con un redespacho que separa el precio único en dos diferentes -uno en cada nodo, español y portugués- resultando en un riesgo de diferencial de precios para aquellos comercializadores del “nodo exportador barato” que tengan compromisos de suministro en el “nodo importador caro”. Para la cobertura de este diferencial de precios por congestión en que se materializa el riesgo de separación de mercados, existe un instrumento denominado «derecho financiero de transmisión» (Financial Transmission Right-FTR) que los operadores del sistema (Red Eléctrica de España-REE y Redes Energéticas Nacionais de Portugal-REN) ofrecen a los agentes en una subasta primaria -o de emisión- y que a posteriori puede ser negociado de manera secundaria.

Se trata de una opción con subyacente el diferencial de precios, de manera que el comprador/vendedor paga/recibe la prima resultante de la subasta y a cambio tiene el derecho/la obligación a recibir/de pagar, en cada una de las horas del periodo y para un nocional de 1 MW, la diferencia del precio entre los dos nodos siempre que sea positiva en el sentido de flujo que establezca el contrato -habiendo dos, uno para cada sentido-. Es decir, la prima es el ingreso de los operadores del sistema en concepto de renta de congestión ex-ante o esperada que, fruto del compromiso político del Acuerdo de la Cumbre Badajoz, tienen la obligación de reinvertir en capacidades adicionales de interconexión. Si la apuesta decidida por la construcción de infraestructuras de interconexión es un factor clave de éxito del MIBEL -en 2014 se inauguró una octava línea que conecta Portugal, a través de Huelva y Sevilla, con el nuevo eje Almaraz-Guillena que recorre Extremadura de Norte a Sur, alcanzándose una capacidad de 2.700 MW con la que se garantiza un precio único por encima del 90% del tiempo- en el caso España-Francia existe aún el reto de su refuerzo por ser claramente insuficiente la capacidad actual -aún con la práctica duplicación de 1.400 MW a 2.800 MW que supuso la nueva línea Sentmenat-Bescanó-Santa Llogaia-Baixás inaugurada en 2015, soterrada y en continua como respuesta al rechazo local-.

Una alternativa al FTR sería un contrato único de carácter físico, «derecho físico de transmisión» (Physical Transmission Right-PTR), que para evitar acaparamientos de infraestructura que resulten en su desperdicio se suele complementar con cláusulas del tipo “úsese o piérdase” (Use It Or Loose It-UIOLI) o “úsese o véndase” (Use It Or Sell It-UIOSI) que dan lugar a mercados secundarios de capacidad. Y otra posibilidad sería un producto puramente financiero, «contrato por diferencias» (Contract for Differences-CfD), en el que los operadores del sistema no intervienen y las dos partes se obligan al intercambio del flujo de caja equivalente a la diferencia de precios por congestión. Un instrumento similar al FTR para las coberturas de riesgos de congestión en elementos nodales del sistema sería un Flowgate Right-FGR.

Supervisión financiera y confianza

Una mención final merecen los aspectos de supervisión financiera. Hoy en día los productos energéticos constituyen un activo más en carteras de inversión, en las que se incluyen a efectos de diversificación, arbitraje o especulación por diferentes medios: desde la posibilidad teórica de la compra del producto físico -inviable por ser compleja la logística asociada-, hasta la adquisición de acciones de empresas del sector o la toma de posiciones en instrumentos derivados sobre los mismos. Esta “financialización” se traduce en una  «sistemicidad externa» de los mercados energéticos, que  se refiere a la influencia en los mismos de las tendencias “macro” generales. A raíz de la última gran crisis financiera, que ha exacerbado los riesgos de contraparte y su probabilidad de propagación en un efecto dominó como consecuencia de la citada sistemicidad, se ha reforzado la supervisión regulatoria mediante nuevos requerimientos contables y de reporting en aras a la transparencia y visibilidad de los riesgos agregados y, por tanto, la confianza.

El paquete comunitario que incluía el reglamento de mercados (European Market Infraestructure Regulation-EMIR, que limita las posiciones de operadores no físicos y es el equivalente de la Dodd-Frank de Estados Unidos), la segunda directiva de mercados de derivados (Market in Financials Instruments Directive-MiFID2), la revisión de la directiva de abuso de mercado (Market Abuse Directive-MAD) y su reglamento sectorial (Regulation on Energy Market Integrity and Transparency-REMIT, que otorga a la «Agencia para la Cooperación de los Reguladores Energéticos»-ACER responsabilidades de supervisión), y la directiva de requerimientos de capital (Capital Requirement Directive-CRD), ha constituido un impulso hacia la estandarización al imponer el uso obligatorio de mercados organizados y cámaras de compensación centralizadas en una industria en la que siguen predominando las transacciones bilaterales OTC al margen de mercados organizados.

En este contexto, la coordinación de las supervisiones sectorial y financiera resulta clave, como ya se anticipó con el «Consejo de Reguladores» que apuntala la arquitectura de gobernanza del MIBEL.


Autor: Antonio Moreno-Torres Gálvez
Ingeniero Industrial del Estado (Promoción 2003)


Este post es un extracto modificado, ampliado y actualizado del artículo “Riesgos energéticos y creación de valor”, publicado originalmente en 2013 por el autor en el número 392 de la revista Economía Industrial, y disponible aquí. Sin ánimo de exhaustividad, se pretende ilustrar la relevancia y la utilidad en lo energético de la contingencialidad propia de los instrumentos derivados, que de una manera implícita o explícita se manifiesta en numerosas soluciones regulatorias.

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