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El aumento de las horas de luz diarias que lleva la entrada de la primavera en España ha hecho que Mayo, con la fotovoltaica anotando un 15,1% de la producción energética peninsular, se haya sumado a la eólica, entre otras, para conducir a las renovables a alcanzar un 49,8% de la generación nacional “verde”. Para el mercado eléctrico esto supone una menor dependencia de la quema de combustibles y, por ende, un menor precio de la electricidad.

 

 

En España; menos demanda energética, mayor cobertura con renovables

En los cinco primeros meses de 2022 la demanda se estima en 104.070 GWh, un 2% menos que en el mismo periodo de 2021. Como se ha explicado en anteriores artículos, la producción con eólica y fotovoltaica logra que la curva agregada de oferta de los productores en el “pool” horario comience a elevarse a mayor cantidad de energía negociada. Si la demanda, además, es menor, la curva de oferta casa con la curva de demanda en valores más bajos de kWh y a un precio menor. Gracias a las renovables. 

En el mes de mayo, y según datos estimados por Red Eléctrica de España, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 49,8% de la producción. Por su parte, la generación de origen eólico fue de 4.641 GWh y supuso el 21% del mix, lo que la ha situado a la cabeza de la producción eléctrica de España por tercer mes consecutivo. Por detrás se posicionó la nuclear con el 18,5%, y el ciclo combinado, que generó el 17% de total. 

Concretamente en la península, durante este mes y según datos estimados por el operador del sistema a principios de Junio, el 51,7% de la generación peninsular fue de origen renovable y el 72,3% procedió de tecnologías que no emiten CO2 equivalente. Por su parte, la eólica aporto el 21,7% de la electricidad, siendo la primera tecnología de generación, por delante de la nuclear que aportó el 19,6% del total. La solar fotovoltaica (15,4%), el ciclo combinado (con el 14,9%), y la hidráulica y cogeneración (9,2%) completan el ranking de las tecnologías que más han generado este mes. Estos porcentajes reflejan un importante dato; las renovables no paran de aumentar su cuota de participación y eso asegura que el precio de la electricidad regrese a valores menos elevados. 

El único aspecto que permite ahorrar es el precio

Aunque el porcentaje de capacidad solar instalada en los países europeos es diferente, la tendencia de su crecimiento es general. Durante el mes de Mayo, la producción con esta tecnología ha crecido en prácticamente todo el continente. En concreto, Francia registró un aumento del 41%, España y Alemania sendos 28%, Portugal un 14% e Italia, un 4,5% más. Estos kWh generados con tecnología “verde” ayudan a minimizar, ligeramente, la dependencia del gas. 

Por otro lado, las temperaturas más cálidas y la menor necesidad de luz artificial ha hecho que la demanda eléctrica en el pasado mes de Mayo baje considerablemente en todos los mercados del viejo continente. En concreto, el Reino Unido anotó un 10% menos, Francia un 6%, España un 1,2% y Alemania un 0,8%.  

El mercado “respira” 

Estas cifras han influido directamente en el precio de la electricidad. En casi todos los mercados, el precio ha estado por debajo de los 195 €/MWh, algo que no se ha dado en los meses anteriores del año. Según algunas consultoras, los únicos mercados que no han logrado ese descenso han sido el francés (con 197 €/MWh) y el Italiano (con 230 €/MWh). El mercado ibérico, por su parte, ha registrado de media 187 €/MWh. Aunque siguen siendo valores muy altos (no olvidemos que antes de la pandemia la electricidad en España variaba en una horquilla de 45 – 55 €/MWh) cualquier bajada de precio, por pequeña que sea, supone un respiro para los consumidores. 

Por tanto, estos valores del mes de Mayo resultan de la mayor producción renovable y el descenso en el precio del gas, especialmente en España, que ha logrado tener las reservas a valores más cercanos a los que pide la Unión Europea para este año (80% de la capacidad). 

Los próximos meses se antojan aún complicados de prever. La eólica no suele registrar grandes cifras en verano y, aunque las horas de luz continuarán siendo elevadas, el calor no es el mejor aliado para la producción fotovoltaica, que suele rendir más y mejor en primavera. Además, la ausencia de lluvias en los primeros meses del año aún genera dudas en la capacidad de los embalses para el verano. Mientras tanto, seguiremos quemando gas. 

La “excepción ibérica” ya es una realidad, al menos hasta que Europa diga se la aprueba o no. El RD para limitar el precio del gas y rebajar el precio de la electricidad en la Península Ibérica no lleva grandes sorpresas, tal y como se analizó en el webinar que realizamos recientemente. Con una duración de 12 meses, se espera que beneficie a todos los consumidores, especialmente a los hogares acogidos a la tarifa regulada (PVPC) y a la industria indexada a OMIE. El resto, con tarifas fijas, lo notarán según vayan renovando sus contratos según indica el Ministerio. Así, la medida ejercerá de cortafuegos ante la volatilidad de los precios del gas.

Límite e impacto esperado

La medida emplea una fórmula matemática para limitar el precio del gas consumido por las centrales térmicas que es repercutido en las ofertas que fijan el precio del mercado mayorista de la electricidad, también conocido como pool. Establece un precio de referencia del gas de 40 €/MWh durante seis meses, que se incrementa en 5 €/MWh al mes a partir de entonces, terminando en 70 €/MWh para que haya una convergencia a la normalidad.

El precio de la electricidad resultante tras aplicar el mecanismo dependerá, principalmente, del precio del gas en el Mercado Ibérico del Gas (MibGas) y del precio del CO2. Considerando 96 €/MWh para el gas y 80 €/t para el CO2, el mecanismo dejará el precio medio del pool en menos de 130 €/MWh durante los 12 meses, frente a los más de 210 €/MWh que se registrarían en su ausencia. De este modo, la única electricidad que los consumidores pagarán a coste de gas será la producida con centrales de gas.

Esta reducción beneficiará a todos los consumidores de electricidad, tanto a los que tengan contratos con precios variables, indexados al pool -como el PVPC-, que lo notarán inmediatamente, como a los que tengan contratos con precios fijos, que lo percibirán si los renuevan o los cambian durante el año de vigencia del mecanismo. Únicamente los consumidores con contratos a precios fijos a largo plazo que venzan después del año de aplicación de la medida no se verán afectados por la medida.

Así, el 37% de los hogares, acogidos al PVPC, experimentarán una reducción inmediata en las facturas. En el caso de la industria, la rebaja dependerá del grado de indexación al pool de sus suministros energéticos, normalmente mayoritarios. Para los demás consumidores, con contratos de precio fijo, la rebaja final dependerá de las condiciones pactadas con la compañía eléctrica, pero obtendrá precios más bajos porque la medida reduce los precios mayoristas que sirven de referencia. Este efecto reductor en cascada también ayudará a contener el IPC, afectado por las tensiones en los costes energéticos, afirma el MITECO.

El impacto en los ciclos combinados

Las centrales térmicas de gas, los ciclos combinados, seguirán cobrando lo necesario para garantizar el suministro eléctrico. Este coste se repercutirá únicamente sobre los consumidores beneficiados por la medida en cada momento y siempre será menor que el ahorro final proporcionado por ella.

Adicionalmente, la rebaja de los precios del pool recortará los beneficios extraordinarios que están obteniendo las empresas generadoras de electricidad con la coyuntura actual. La medida es complementaria con la minoración de gas, para frenar la escalada de precios y revertir parte de esos beneficios extraordinarios a los consumidores.

Lo que se esperaba de las renovables se va cumpliendo, una vez más. La producción fotovoltaica y eólica en España amortigua durante las primeras semanas de la primavera el precio de la electricidad, y en consecuencia el de los futuros en el mercado OMIP.

España, a partir de la consecución junto a Portugal de la llamada “excepción ibérica” con el tope al precio del gas aprobado por la UE, ha logrado que los futuros bajen un 20% según las últimas cifras publicadas por el Grupo ASE.

Más capacidad “verde” que da sus frutos

Los primeros 4 meses de 2022 tuvieron una media en Europa por encima de los 200 €/MWh con valores récord en mercados como el francés (también ocasionado por el parón nuclear), el alemán y/o el italiano, entre otros. Ahora, entrada la primavera, la fotovoltaica brilla más que en los meses anteriores y la constancia de buenos vientos hace que la eólica también logre que los mercados eléctricos disfruten de un “respiro”.

En España la producción solar creció un 33%. Un incremento que se debe al aumento de 661 MW de nueva capacidad instalada de fotovoltaica en el país, que empezó el año con 14.888 MW y que ya supera la barrera de los 15 GW, concretamente, 15.549 MW conectados al sistema eléctrico.

La eólica también aumentó su potencia instalada en 223 MW, aunque su producción fue un 5% menor a la del mismo periodo del año pasado, algo que evidencia la aleatoriedad de los vientos. Un año con más potencia instalada que produce menos electricidad, aunque con una diferencia casi insignificante.

Con los objetivos del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) de alcanzar los 50 GW de eólica y 30 GW de fotovoltaica para 2030, las previsiones auguran que el precio de la electricidad vaya cayendo a medida que ambas tecnologías se vayan implantando más y más en el sistema eléctrico nacional.

Otro motor para bajar el precio

La menor demanda energética es otro factor que reduce el precio de la electricidad. De ahí la importancia de la eficiencia energética; menor consumo implica contaminar menos y también reducir el precio de la luz.

Las temperaturas registradas en los primeros cuatro meses del año fueron menos frías que las del año pasado y que las de principios de 2022, lo que hizo que la demanda energética se redujera.

Precios ahora y en el futuro

Evidentemente, los precios actuales comparados con los del mismo periodo del año pasado son mucho mayores. En el mercado MIBEL, de España y Portugal, el incremento se traduce en un 338%.

Durante este primer cuatrimestre los valores futuros han variado mucho en todos los mercados europeos, pero es en el español en el que menos fluctuación han sufrido. Este hecho se debe gracias, en parte, al anuncio de la aceptación por parte de la Comisión Europea de la aplicación de un tope en los precios del gas en el mercado ibérico de electricidad, que entrará pronto en vigor, por el cual el precio del recurso se limitará a 50 €/MWh durante los próximos 12 meses (pese a que España y Portugal habían solicitado que fuera a 30 €/MWh).

Próximamente conoceremos cómo se aplicará dicho tope, aunque las primeras estimaciones indican que la diferencia de precios entre las ofertas y al que compran el gas los productores deberá ser compensado por los usuarios. De todos modos, la medida podría ahorrar hasta un 30% de la factura eléctrica de los usuarios residenciales acogidos a PVPC, así como beneficiar a las industrias con contratos indexados. El precio de la electricidad podría caer hasta los 130 €/MWh, aproximadamente.

 

Que todo vuelva a la normalidad es lo que la gran mayoría de comercializadoras eléctricas anhela ante la situación, desgraciadamente prolongada, de crisis en el mercado eléctrico.

Mientras que los futuros de países como Alemania o Francia, que históricamente han disfrutado de un precio de la electricidad más económico, marcan valores para los años 2023 y 2024 por encima de los 200 €/MWh, OMIP (a fecha de 11 de Abril), estipula que la luz costará 138 €/MWh en 2023 y 92,5 €/MWh en 2024, precios muy bajos comparados con los reflejados hace semanas, ¿por qué?

Por el impacto de las renovables…

Con la fotovoltaica produciendo más al tener días más largos y la cada vez mayor cantidad de capacidad eólica instalada, queda evidente que la transición energética beneficiará más a España que al resto de países europeos, y no sólo a la hora de reducir las emisiones de gases de efecto contaminantes (también sumamente importante), sino también en bajar el precio de la electricidad.

Y es que en todos los escenarios analizados, la incorporación masiva de renovables en España a través de las subastas y con la evolución de los PPA, entre otros mecanismos, parece indicar que serán las principales bazas para defender la operativa del mercado marginalista.

Tabla 1. Evolución de la capacidad ERNC en España según el PNIEC. Fuente: MITECO

 

Durante el primer trimestre de 2022, la solar fotovoltaica en España aumentó 340 MW superando la cifra de los 15.183 MW según datos de UNEF – Unión Española Fotovoltaica, mientras que la capacidad eólica, por su parte, creció en el mismo periodo de tiempo con 290 MW nuevos, llevando a la tecnología a continuar siendo la fuente con más potencia instalada con 28.063 MW, según cifras de AEE – Asociación Empresarial Eólica. Y aunque su producción sea más variable y tenga periodos donde mengua como en invierno, el incremento de capacidad anual asegura que la producción eléctrica en valores totales sea mayor cada año.

…y por la menor dependencia del gas

Impulsar renovables conlleva necesitar menos tecnologías convencionales y, hasta la incorporación masiva del almacenamiento energético, habrá que mantener la capacidad nuclear y parte de los ciclos combinados. No obstante, a medida que la generación “verde” aumente, ésta desplazará la necesidad de aporte de los ciclos combinados, haciendo que los precios finales de la electricidad acaben siendo fijados por la hidráulica, una tecnología más que amortizada en España y que según diversos estudios tiene una rentabilidad garantizada en valores próximos a los 10 €/MWh (incluso menores).

Hasta entonces, se seguirá quemando gas, aunque estos próximos meses será (seguramente) con la medida propuesta de los Gobiernos de España y Portugal a la Unión Europea para fijar el precio del combustible en 30 €/MWh.

Esta propuesta de precio fijo significa que el límite máximo de las ofertas de las centrales de gas se estipularía en 30 €/MWh, pero únicamente a la hora de casar el precio de la electricidad para España, dado que para la interconexión con Francia la medida no afectaría en alas de no perturbar el mercado eléctrico europeo.

La duda que surge en esta propuesta es cómo se les va a abonar a las centrales de ciclo combinado el sobrecoste que tiene la compra del gas, que para nada se aproxima a 30 €/MWh. Según la propuesta, este sobrecoste quedará repartido entre todas las ofertas y lo pagarán los consumidores.

Un primer trimestre muy negativo

Los primeros 3 meses del año han marcado precios por encima de los 200 €/MWh en todos los sistemas de Europa. Italia fue el país con una media más alta, con cerca de 250 €/MWh según los datos del IPEX, le siguió el Reino Unido con 238 €/MWh y Francia con 230 €/MWh.

El mercado MIBEL, por su parte, correspondiente a España y Portugal, registró un aumento de casi un 9% respecto al anterior trimestre, finales de 2021, logrando nuevamente el triste récord de tener los 3 meses con la electricidad más cara de la historia.

Es cuestión de tiempo que el mercado recupere la normalidad, por lo que no hay que perder de vista los futuros de OMIP para aprovechar cualquier oportunidad. De momento ya hay señales.

Entender el funcionamiento de un mercado complejo como es el de la electricidad en España requiere familiarizarse con algunos conceptos que habitualmente se utilizan para explicar sus procesos. Además, las fluctuaciones de precios, tanto en el mercado diario como en los mercados a futuros, dependen de factores ajenos en muchas ocasiones al propio mercado que complican aún más el entendimiento del sector.

Desde la etapa de generación hasta la más desconocida de la comercialización eléctrica, hay una gran cantidad de conceptos que, incluso profesionales que se dedican a las diferentes actividades dentro del sector, son ajenos a ellos. En este artículo vamos a ver un glosario con algunos de los términos más acuñados y que te serán familiares si sueles navegar por el Blog de YEM-España.

Imagen 1; Cadena de valor del sector eléctrico. Fuente: Energía y Sociedad.

Generación

1. Ciclos Combinados; Una de las tecnologías con más peso en el precio final de la electricidad es la que quema gas natural. Y esto se hace en centrales de ciclo combinado, térmicas con dos ciclos de producción de electricidad, el primero a partir de la propia quema de combustible en una turbina de gas, y el segundo que aprovecha el calor residual para producir electricidad en una segunda turbina, esta vez de vapor. De ahí el concepto de ciclo combinado.
   
   
2. KW/KWh; Aunque parezca lo mismo, aún es común ver confusiones en estas unidades. Mientras que los KW hacen referencia a la capacidad instalada o potencia, los KWh son unidad de energía (E = P · tiempo), por eso es erróneo cuando se indica que una central térmica genera X MW, lo que generará serán MWh, mientras que esos MW serán su capacidad instalada o nominal.
   
   
3. PNIEC; Son las siglas del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima de España, que establece los objetivos de energía renovable, entre otros, para 2030 (50 GW de eólica y 39 GW de fotovoltaica).
   
   
4. PPA; Son las siglas de Power Purchase Agreement (acuerdo de compra de energía, en inglés), que representa un mecanismo muy importante de financiación únicamente para energías renovables. Se trata de un contrato firmado entre un productor y un comprador, en condiciones libremente pactadas, y donde se fija un precio por la energía que producirá el proyecto y que será vendida al comprador.
   
   
5. PC; Son las siglas de Pagos por Capacidad, una remuneración regulada que reciben los productores de energía con capacidad de generar las 24 horas del día (ciclos combinados, por ejemplo) para asegurar la capacidad firme necesaria y la instalación de nuevos sistemas de almacenamiento para lograr un sector más renovable.
   
6. Windfall Profit; Beneficios caídos del cielo, un término muy común últimamente que acuña los beneficios extra que reciben algunas tecnologías por el procedimiento del mercado, en el que las fuentes más baratas quedan retribuidas al mismo precio que las centrales térmicas si se necesita por demanda.

Transporte

La segunda etapa del sector es el transporte de electricidad en alta tensión. Aquí podemos destacar los siguientes términos:

1. Operador del sistema; Red Eléctrica de España (REE), es el único operador del sistema de transporte de electricidad en el país.

2. Pérdidas; Hace referencia a la diferencia entre la energía producida por los centros generadores y la que finalmente llega a los puntos de consumo, corresponde con los kWh que se pierden en la red de transporte por defecto y que no se pueden evitar pero si calcular y minimizar.

3. Restricciones Técnicas (RRTT); Corresponden a cualquier hecho o incidencia en el sistema producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas por reglamento, requiere de la modificación de los programas de energía. Bajo sus siglas existen diferentes tipos de restricciones en función de su naturaleza.

4. Servicios Complementarios (SC); Ajustes para resolver las restricciones técnicas del sistema, mediante la limitación y modificación, en su caso, de los programas de producción de las unidades de generación y de consumo de bombeo que resuelven las restricciones técnicas identificadas con el menor coste para el sistema.
   
   
   

Distribución

El transporte eléctrico en media y baja tensión, hasta el punto final de consumo, corresponde a empresas distribuidoras que tienen concesiones de territorios y que dan nombre a la tercera etapa del sector. En esta rama el concepto más destacado sería:

1. ATR; Son las siglas de Acceso de Terceros a la Red, y se refieren al permiso que la distribuidora concede al cliente para que éste pueda acceder a la red en mercado libre. Red Eléctrica de España (REE) es el organismo responsable de garantizar este acceso. Se trata de un peaje cuyo precio fija el Ministerio correspondiente y que es revisado de forma periódica. Incluye ciertos costes entre los que se encuentran el transporte y la distribución, entre otros. Por tanto, existen dos tipos, para energía y para potencia.
   
   
   

Comercialización

La última etapa del sector eléctrico es también la que acuña más conceptos desconocidos.

1. Bilaterales; Son acuerdos entre un productor y un comprador de energía que se integran al mercado cuando se hace el proceso de casación de este. La diferencia entre ellos y los PPA es que los bilaterales se realizan para cualquier tipo de tecnología.

2. Contrato Indexado/Pass-Through; Desde el punto de vista del consumidor final, existen varias opciones de contrato de electricidad. En los indexados, el precio de la energía que se le factura es el mismo que el que aparece en el mercado horario (OMIE), el que está totalmente expuesto a la volatilidad causada por variaciones en los precios de las materias primas, conflictos geo-políticos, situaciones anómalas etc.

3. Contrato Multiclick; Es aquel tipo de contrato en el que, aunque el cliente recibe en sus facturas el mismo precio de la energía que el que hay en el mercado diario, tiene la posibilidad de aprovechar otros mercados para tener una mayor gestión de su contrato y no quedar tan expuesto a la volatilidad de OMIE.

4. CR; Comercializadora de Referencia, antes conocidas como CUR (Comercializadora de Último recurso), son aquellas compañías energéticas designadas por el Ministerio de Industria para ofrecer las tarifas reguladas por el Gobierno. En España hay actualmente 8 empresas de este tipo:

Imagen 2; Comercializadoras de Referencia en España. Fuente: Tarifaluzhora.es

5. Diario; El mercado diario, también conocido como acoplamiento único diario (SDAC, por sus siglas en ingles), tiene como objetivo llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado para las 24 horas del día siguiente.

6. IEE; Son las siglas del Impuesto Eléctrico de la Electricidad, actualmente en 0,5% (bajado del 5,11% como medida del gobierno para bajar la factura eléctrica). También llamado impuesto sobre la electricidad, es una tasa que grava el coste de la fabricación de la electricidad. De hecho, se encuentra dentro del grupo de los impuestos especiales de fabricación, que también se aplican a la gasolina o al tabaco.

7. Intradiarios; Una vez terminado el proceso del mercado diario tiene lugar el intradiario, una herramienta para que los agentes del mercado puedan ajustar, mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía, su programa resultante del mercado diario conforme a las necesidades que esperan a tiempo real a través de seis sesiones de subastas.

8. OMIE; Operador del Mercado Ibérico de Energía para la gestión del mercado diario e intradiario de electricidad en la Península Ibérica.

9. OTC; Las siglas de Over The Count que hacen referencia al tipo de mercado no organizado en el que se suceden las transacciones directas entre productor y comprador.

10. Periodos; Las 24 horas del día se diferencian en periodos según los costes asociados en algunas franjas por el aumento de demanda eléctrica. Así, en función de la tarifa, existen periodos para cada uno de los tipos de suministros. En el caso de un residencial existen 3 periodos, uno para las horas de mayor consumo, otro para las que éste es normal, y otro para las de bajo consumo (de 10h a 14h y de 18h a 22h en el primero; de 8 a 10h, de 14 a 18h y de 22 a 0h en el caso del segundo; y de 0h a 8, sábados, domingos y festivos todo el día, en el caso del tercero).

11. Primas de riesgo; En el caso de un contrato a precio fijo el consumidor sabe el precio de la energía que le facturará la empresa eléctrica durante toda la vigencia de su contrato. Cuando la eléctrica debe fijar ese valor debe considerar muchos aspectos que pueden influir en pérdidas de su beneficio, dado que el mercado varía. Todos esos conceptos los incluye como primas de riesgo, por la volatilidad del mercado, la liquidez, de impago de clientes etc.

12. PVPC; Las siglas de Precio Voluntario del Pequeño Consumidor, hacen referencia a la tarifa regulada por el gobierno como sistema para determinar el precio de la luz para todos los clientes del mercado eléctrico regulado. Estos clientes tienen su contrato con una Comercializadora de Referencia y una potencia contratada no superior a los 10 kW.

Estos son algunos de los términos más empleados cuando hablamos del mercado eléctrico y cuya comprensión es primordial para aquellos que laboran en el sector.

En alas de arrojar algo de luz a una problemática muy grave que azota el mercado eléctrico español desde mediados del año pasado, la quiebra de comercializadoras y la dificultad para gestionar contratos indexados, el último webinar de YEM sirvió para ofrecer a los más de 150 participantes una solución que permita minimizar el riesgo de la volatilidad del mercado. Para ello, participaron Gonzalo de Cossío, Country Manager de la empresa, Kim Keats, de la consultora EKON Strategy Consulting, y Andrés Muñoz, CEO de Infoenergética.

Previsiones del precio del gas

“El precio del gas está haciendo que los ciclos combinados solo puedan cubrir sus costes, y la situación se mantendrá durante al menos los próximos 4 meses. Toda Europa está sufriendo igual, lo que hace que la competitividad a nivel intraeuropeo esté equilibrada”, comenzó introduciendo la situación actual Kim Keats.

Por tanto, frente a un escenario muy parecido al vivido en estos últimos meses, tanto compañías eléctricas como grandes consumidores se enfrentan al mismo reto; gestionar los contratos de la manera más óptima posible.

Importancia de las previsiones de precio para la gestión de riesgo y su construcción

Gonzalo de Cossío explicó sobre las previsiones de precios y su construcción, afirmando que son “un punto clave para poder gestionar el riesgo, ya que son el único elemento concreto que permite tomar decisiones hoy”.

“Construir un modelo de previsiones es muy complejo, requiere de mucho conocimiento técnico y recursos”. En el caso de YEM – España, el apoyo para este tipo de información procede de una de las empresas con mayor capacidad tecnológica, ENGIE Global Markets.

“Para poder modelar las previsiones se hacen dos tipos de análisis. El primero de ellos es el fundamental, que estudia los factores que rigen el equilibrio entre la oferta y la demanda, tales como el precio del CO2, la situación geopolítica, las condiciones meteorológicas y la previsión de producción térmica, entre otros. En segundo lugar, el análisis técnico que permite evaluar el impacto de factores como los mencionados en anteriores momentos. Por tanto, las previsiones son claves para poder usar como brújula, pero es importante ser conscientes de que no siempre tienen que ser acertadas”, explicó Gonzalo de Cossío.

Tipos de contratos de suministro de gas y electricidad y riesgos de cada uno de ellos

El responsable de YEM explicó en este punto que hay tres tipos, “uno de ellos es el acuerdo de precio fijo, que se multiplicará por el consumo mientras dure el contrato. En estos tipos de contratos hay casi nula exposición al riesgo por parte del consumidor, pero los que toman un gran riesgo aquí son las comercializadoras”.

“Otro tipo de acuerdo es el indexado, en el que el precio de la electricidad está, como su propio nombre indica, indexado a la situación del mercado. Históricamente, este tipo de contrato terminaba siendo más rentable que los precios fijos, pero ahora se necesita una tercera opción”.

“Esta tercera opción tiene lo bueno de ambos, el multiclick, que permite hacer cierres parciales del consumo energético a precios futuros e ir diseñando una estrategia en función de cómo están los mercados”.

Evolución del mercado OMIE en Febrero y cotizaciones a futuro de OMIP a fecha 23/02/2022

“De este modo se pueden aprovechar las cotizaciones en el mercado de futuros (OMIP) para construir y diseñar el contrato eléctrico. Para ello se necesita o bien tener mucho conocimiento técnico del mercado, o contar con una herramienta de apoyo como la de YEM Optimization”.

Además, sobre estos contratos que generalmente han sido demandados más por grandes consumidores, Gonzalo de Cossío explica que “estamos viendo cada vez más que diferentes comercializadoras empiezan a ofrecer este tipo de contratos a consumidores de menos tamaño del que era habitual, incluso a PYMES, para las cuales la herramienta de YEM a un precio asequible les permitiría tener información del momento óptimo para hacer esas coberturas”.

Inputs principales para gestionar el riesgo a través de YEM Optimization

Para entender la operativa de esa herramienta de YEM que permite optimizar los contratos multiclick, incluso cuando la volatilidad del mercado se eleva a máximos históricos como los del año pasado, Gonzalo de Cossío explicó que “el input principal son las previsiones de precios. Para el caso del mercado español, ENGIE Global Markets nos provee con las previsiones de precios tanto de electricidad como de gas. Estos se introducen en la plataforma y con el constante monitoreo de ENGIE, en caso de que haya cambios, se actualizan las previsiones y la plataforma también renueva su proceso de asesoramiento de cuándo es el mejor momento de hacer una cobertura”.

“A parte de estas previsiones, YEM Optimization incluye una función de “stop loss” y “take profit”. Estas opciones permiten que, “mas allá de las previsiones, si estas cambian y el precio se dispara, esta función compara el precio de todos los días con los históricos y se comporta de una manera diferente a la prevista, automáticamente va a recomendar para cerrar coberturas frente a esa subida de precio para periodos cercanos”.

Otro input importante es el nivel de riesgo, sobre el que Gonzalo de Cossío detalla que “puede ser un riesgo medio o bajo. Si un cliente decide ir por un riesgo bajo por la volatilidad, la plataforma le recomendará cerrar todos los volúmenes de energía por adelantado y las fechas van a estar separadas en un periodo de tiempo mayor, por ejemplo”.

El evento contó con la participación de numerosas empresas comercializadoras eléctricas y gestores energéticos, interesados en obtener una demostración y prueba del funcionamiento de la herramienta de YEM Optimization.

Si tu también quieres conocerla puedes reservar una demostración en el siguiente enlace.

Para el contrato indexado a pool, firmado antes del inicio de 2021, el año pasado ha sido uno de los más duros, tanto a nivel económico como de gestión. La muestra final, Diciembre;

Imagen 1. Precio medio OMIE de Diciembre 2021. Fuente: Nexus Energía

El último mes del año no podía cerrarse de otra manera que con el precio más alto de la historia del mercado. 239,17 €/MWh, un 470% superior al registrado el mismo mes del año pasado. Y aunque la situación en toda Europa ha sido similar, España ha superado en un 9,8% el precio medio de Alemania, por ejemplo.

Extrapolando a todo el 2021 (“El año en el que el mercado eléctrico se ahogó”) el precio medio del mercado eléctrico español alcanzó los 112 €/MWh, un 228% mayor que el de 2020. Traducido a las arcas de las empresas que estaban indexadas, pagaron la electricidad entre 2 y 3 veces más que en 2020.

Entonces, ¿no hay manera de estar indexado y ahorrar?

La respuesta clara es SÍ, la hay. El contrato multiclick, destaca por su versatilidad y posibilidad de aprovechar ventanas de oportunidad en el mercado a futuro, OMIP, siempre y cuando las condiciones contractuales firmadas con el suministrador de electricidad permitan ejecutar cierres, es decir, ordenar a la empresa que parte de la facturación del futuro se haga en relación al precio del producto escogido, para ese periodo de tiempo.

¿Qué son los cierres?

Entrados en este concepto, nos detenemos un momento para explicar algo sobre los productos de OMIP. Cuando uno firma un contrato indexado multiclick para, por ejemplo, 2023, durante este 2022 cabría la posibilidad de ir ejecutando cierres (clicks) para que, llegado el momento, hayamos optimizado el contrato que entra en vigor el próximo año.

Estos cierres son la cotización en el mercado de un periodo de tiempo concreto, ya sea desde trimestres naturales (Q1, 12, 13 o Q4), hasta meses o semanas (FTB M Feb-22 / FTB Wk07-22, por ejemplo).

Imagen 2. Cotizaciones a futuros de los productos trimestrales de 2022, a 25 de Enero. Fuente: OMIP

Por tanto, tener un contrato multiclick quiere decir tener la posibilidad de aprovechar cotizaciones a futuros que nos sean beneficiosas o que nos interesen. Por ejemplo, imaginemos que, según nuestras previsiones e inteligencia de mercado, el Q3 de 2022 de la imagen 2 nos parece un buen precio. En este supuesto, podríamos ejecutar un cierre con nuestra comercializadora para que una cantidad de electricidad, en % o en carga base (por potencia demandada), se facture a esos 190 €/MWh. El resto, evidentemente, quedaría indexado a pool.

Incluso en un año como 2021, cuando en Diciembre se contaba con una cotización del futuro para 2022 del mercado eléctrico español a 219,83 €/MWh, las previsiones de los sistemas más avanzados han conseguido que numerosos consumidores, o gestores, hayan podido minimizar el impacto aprovechando esas ventanas de oportunidad.

¿Cómo tener una previsión real?

Desde hace años, en España, la figura del gestor energético ya sea el que forma parte de la plantilla de una empresa como el autónomo que gestiona una cartera de clientes, tiene en su posibilidad contar con herramientas inteligentes de gestión de contratos. Aunque nadie tiene una bola de cristal, es cierto que hay numerosos indicadores que hacen que las herramientas de previsión puedan aproximarse a lo que va a suceder. Desde los índices de precios como el del barril de brent, hasta motivos geopolíticos entre muchos otros.

De todos ellos se nutren herramientas como la de YEM Optimization, que en situaciones como la vivida en 2021 ha permitido a clientes optimizar sus contratos. En el ejemplo que se ve a continuación se pone de manifiesto un caso de estudio de la herramienta para un contrato que empezó a optimizarse en 2021 y cuyo inicio de suministro se contempló para este 2022:

Imagen 3. Caso de Estudio de YEM. Fuente: YEM

Gracias a la inteligencia de mercado se puede lograr un importante ahorro de, como en el caso de estudio, entre 7 y 8 € el MWh. Una cantidad que, multiplicada por un consumo de, por ejemplo, 1 GWh al año, resultaría en un ahorro de entre 7.000 y 8.000 €. A medida que el consumo aumenta, el ahorro es cada vez más significativo.

En el caso de la imagen 3, YEM Optimization recomienda cuándo y por qué ejecutar cierres en base a históricos y/o previsiones. Los 2 primeros (27 de Enero y 30 de Marzo) hacen referencia a previsiones, con el fin de cerrar en ese momento un 40% tanto de Q1 como de Q2 del 2022 por la estimación de que esos productos iban a aumentar considerablemente su precio en el mercado de futuros. Y así ha sido, en aquel entonces esos productos cotizaban a 60 €/MWh y 57 €/MWh, respectivamente. Ahora, OMIE sigue marcando precios cercanos a los 180 €/MWh, 3 veces más que ese producto cotizado a principios de 2021, cuando la herramienta de YEM asesoró hacer un cierre de casi la mitad de consumo de ambos trimestres.

Los cierres basados en precios históricos comparan las cotizaciones a futuros en ese momento con las que ha habido, de periodos similares, en otros momentos. Incluso con la incertidumbre vivida, la herramienta es capaz de determinar que los precios están en aumento y, aunque no sean precios bajos (dado que la coyuntura era la que era), la mejor opción era ejecutar cierres para mitigar el impacto de la volatilidad que estaba por venir. Justamente estas recomendaciones se dan en el peor momento, a partir de Mayo de 2021 y durante todo el año restante.

Conclusión

Tanto contar con un contrato indexado con la opción de ejecutar cierres como disponer de una herramienta para optimizar dicho contrato, son fundamentales. Y es que la segunda te permite obtener estrategias de coberturas personalizadas, en el caso de YEM Optimization, para los contratos indexados multiclick.

Es necesario contar con ese apoyo que prediga y comprenda las fluctuaciones del precio de la energía a medio y largo plazo. La plataforma de YEM optimization cuenta con el asesoramiento de expertos de EGM (ENGIE Global Markets) en España y Francia, y de REF-E en Italia, que analizan constantemente los mercados de la electricidad y el gas natural y proporcionan previsiones precisas de la tendencia de los precios a futuro, en particular del primer producto anual (CAL+1).

Esto hace que incluso en escenarios como el 2021, de precios de electricidad muy elevados, muchos consumidores pudieran ahorrar frente a los que no contaban con herramienta. Y las previsiones siguen siendo poco optimistas respecto a los mercados, por tanto, incluso en los peores escenarios siempre se puede ahorrar.

¿Qué son el contango y la backwardation? ¿Cuándo y cómo pueden afectar estos fenómenos al gestor de compras en la gestión de su cartera de contratos?

Los términos "contango" y "backwardation" se utilizan a menudo para describir la situación del mercado de futuros de materias primas, pero no es fácil entender qué expresan estas dos características en relación con las expectativas de los participantes en el mercado.

En general, al alinear los precios a plazo en un gráfico, desde los productos con el vencimiento más cercano hasta los que tienen el vencimiento más lejano, la curva que se obtiene es la llamada curva a plazo. Cada mercancía tiene su forma particular, debido a la estacionalidad de los distintos productos.

El contango indica una situación en la que los precios a plazo aumentan a medida que la fecha de vencimiento se aleja del momento actual. Así, los precios al contado y a corto plazo son más bajos que los de los productos con vencimiento a largo plazo. Esta condición de mercado es la normal para los precios a plazo de las materias primas -dejemos por un momento las particularidades del gas y la electricidad- e indica una situación estándar de oferta y demanda. La razón por la que los precios de los productos con vencimientos más largos son más elevados se debe normalmente a una serie de factores típicos de los mercados físicos de materias primas, entre los que se encuentran los costes de almacenamiento de las materias primas a la espera de que éstas sean entregadas físicamente a un comprador.

 

 

Una anomalía en el equilibrio entre la oferta y la demanda, tanto actual como prospectiva, repercute en la forma "normal" de la curva a plazo.

Si la condición normal es una curva en contango, un exceso de oferta a corto plazo, contrarrestado por una demanda más débil, conduce a una amplificación del contango, es decir, a una mayor diferencia entre los precios al contado (que bajan) y los precios a plazo a largo plazo (que suben). Por el contrario, una demanda fuerte y una oferta débil a corto plazo provocan una disminución de la pendiente del contango, es decir, un aplanamiento de la curva debido a la subida de los precios al contado (como consecuencia de una mayor demanda) y, por tanto, una menor diferencia entre los precios al contado y a plazo.

Cuando esta situación es exagerada, es decir, la demanda es muy fuerte y la oferta especialmente limitada, una situación de reducción del contango y de aplanamiento de la curva puede transformarse en una situación de backwardation.

El término backwardation se refiere a una condición de mercado en la que la curva a plazo tiene una pendiente opuesta a la del contango, es decir, los precios al contado y a corto plazo son más altos que los precios a plazo con vencimientos más largos.

 

 

En general, la forma de la curva a plazo, tanto si está en contango como en backwardation, o si la pendiente de una u otra es más o menos pronunciada, proporciona indicaciones útiles sobre las expectativas del mercado (que a su vez son una expresión de la oferta y la demanda). Además, como los precios a plazo tienden a converger hacia los precios al contado a medida que los contratos se acercan a su vencimiento (porque los costes asociados a la posición a plazo se alinean con los costes y las expectativas asociadas a la posición al contado), la lectura de cualquier anomalía en la forma de la curva ofrece información sobre cómo podría comportarse el mercado a corto plazo.

Mercados de gas y electricidad

Volviendo a la electricidad y el gas natural, para entender cómo interpretar los cambios en la forma de la curva a plazo, es necesario tener en cuenta cuál es el efecto de la estacionalidad en los precios y, por tanto, la forma "normal" de la curva.

Retomando lo que escribimos en el artículo sobre la estacionalidad del gas y la electricidad, tanto el gas como la electricidad tienen teóricamente una curva a plazo que considera el primer trimestre como el de mayor precio, seguido del Q4 (ambos están afectados por las temperaturas invernales y, por tanto, por la mayor demanda de gas para uso civil), seguido del Q3 (el más caro de los trimestres de verano debido a las mayores temperaturas y, por tanto, a la necesidad de electricidad para acondicionar los edificios) y, por último, el Q2, el más bajo de todos debido a las suaves condiciones de temperatura.

Dependiendo del momento en que se observe la forma de la curva, la condición "normal" de la curva a plazo varía: si se observa la curva a plazo en primavera hasta el final del invierno, se esperaría que estuviera en contango, mientras que si se observa el segundo trimestre a principios de año, se vería un retroceso a corto plazo.

 

Por lo tanto, el contango y la retracción son la condición "normal" según el momento en que se observe la curva a plazo.

Además, la simplificación que se propone aquí se basa en productos trimestrales, que sin embargo se componen de productos mensuales que a su vez tienen un precio diferente y su propia forma hipotética dentro del trimestre. Por ejemplo, en el tercer trimestre, julio debería ser el mes más caro, debido a la ola de calor combinada con la plena actividad productiva, agosto el mes menos caro, debido a las vacaciones de verano y septiembre en un punto intermedio, debido a la reanudación de la actividad tras las vacaciones y a las temperaturas más suaves.

Lo crucial, cuando se observa la curva a plazo, es entender si una situación de contango o backwardation (y su amplitud) se considera "normal" o si indica una condición anormal de oferta y demanda.

Por ejemplo, en el verano de 2021, los precios al contado, muy elevados debido a la escasa oferta de gas, alcanzaron niveles más altos que los precios a plazo de invierno que, en teoría, deberían haber sido más altos que los de verano. El retroceso que se creó, absolutamente anómalo con respecto a las condiciones estándar de la curva, tuvo dos consecuencias. El primero era la falta de atractivo de los márgenes de inyección de gas en el almacenamiento, porque comprar gas en verano a un precio más alto y luego utilizarlo en invierno vendiéndolo a un precio teóricamente más bajo no parecía muy conveniente. La segunda consecuencia fue un impulso alcista de la curva: gracias a los elevados precios al contado, la demanda de inyección se "desplazó" hacia adelante en los siguientes meses de verano, que en ese momento tenían precios más bajos que los precios al contado, lo que provocó una subida gradual de los precios en toda la curva.

Las condiciones anómalas en la forma de la curva expresan, pues, un desequilibrio con respecto a la oferta y la demanda, lo que puede ser útil para entender el mercado y hacerse una idea de cómo podrían comportarse los precios en el futuro.

 

Solemos usar la expresión “perder el norte” cuando alguien se vuelve completamente loco. En 2021, el mercado eléctrico ha perdido los cuatro puntos cardinales y, además del daño irreparable en las arcas de las empresas que pagan la electricidad a precio de oro y en las de las eléctricas, el futuro se antoja complicado, ya que una de las únicas directrices que teníamos para prever los precios de los futuros se ha desvanecido. Me refiero a los históricos.

Figura 1. Evolución del precio medio del mercado en 2021. Fuente: OMIE

Si 2020 no pudo considerarse un año normal para contemplarlo en las medias del pool y de las cotizaciones a futuros, a causa de una demanda anormalmente baja por el confinamiento del covid-19, desde luego 2021 ha roto demasiados registros como para incluirlo también en la ecuación. Si ni 2020 ni este año pueden resultar referencias, ¿cómo puede una empresa garantizarse optimizar sus contratos eléctricos para reducir su factura?

Definitivamente, contar con una herramienta de apoyo para gestionar contratos, ejecutar cierres a futuro y prever la evolución de los diferentes mercados, se antoja ya de vida o muerte (financiera, claro) para cualquier empresa que se aproxima o supere el GWh de consumo anual. 

Figura 2. Evolución de las cotizaciones a futuro (YR 22) desde 2018. Fuente: OMIP

2021 deja un reguero de hitos históricos que lo convertirá en el año en el que el mercado eléctrico se rompió. Todo comenzó en un muy frío mes de Enero.

1. Enero – El récord efímero de Filomena

Poco duró en la cima el récord de 114 €/MWh en el pool, alcanzado en plena borrasca de Filomena, aquel 8 de Enero a las 20h, cuando un frío extremo, una alta demanda eléctrica, un precio del gas elevado y una poca participación renovable, coronaron al mercado con el precio más alto que jamás se había alcanzado hasta la fecha.

Figura 3. Máximo de Enero durante el fenómeno Filomena. Fuente: OMIE

En ese momento ya todos los medios se hicieron eco de un precio muy duro que, a la larga, iba a resultar anecdótico a finales de año, cuando ya llevamos más de 15 días superando los 200 €/MWh.

Enero terminó con un precio medio de 60,17 €/MWh, un 46% superior al de 2020, pero no lejos de la media de los últimos 5 años, cuando en 2019 llegó a los 61,98 €/MWh y en 2017, por ejemplo, a los 71,49 €/MWh.

2. Febrero – Optimismo

Históricamente un año relativamente bueno para los contratos indexados, puesto que el hueco térmico que suelen llenar los ciclos combinados se puede complementar más con la hidráulica, y ello suele conducir al precio del mercado hacia abajo tras la cuesta de Enero.

28,49 €/MWh fue el segundo precio más bajo en un Febrero de los últimos 7 años, solo por encima de los 27,50 €/MWh de 2016. Nada hacía presagiar lo que estaba por llegar solo unos meses después.

3. Marzo – La calma que precede a la tempestad

Marzo, entrada de primavera, está subrayado en las guías para contratación eléctrica de responsables como ese mes en el que estar indexado al 100%, o con cierres parciales, suele ser una garantía de éxito.

Y el de este año no fue una excepción, con 45,45 €/MWh tuvimos un Marzo parecido a la media de los 5 anteriores.

4. Abril – Se aproximan nubarrones

Seguíamos en primavera, y una mayor cantidad de horas de luz y temperaturas más cálidas suelen ir acompañadas de menos demanda y más producción fotovoltaica, que reducen el precio de la electricidad.

Pero, aunque la fotovoltaica continúe siendo la gran apuesta de la transición energética, su impacto en el precio aún es casi simbólico, y la necesidad de los ciclos combinados ese mes (15,22% de participación en el mix) hizo que Abril’21 fuera el más caro, con diferencia, de los últimos 7 años, con 65,02 €/MWh de media.

5. Mayo – Se avecina tormenta

67,12 €/MWh de media, casi 13 euros por encima de la mayor media en Mayo de los últimos 10 años, los 54,92 €/MWh de 2018, un año “negro” para el indexado.

Lo peor estaba por llegar, pero ya se podían atisbar los graves problemas que podría acarrear el mercado por la vuelta a la actividad “a toda máquina” de China y otras potencias mundiales, que iban a empezar a demandar combustibles para volver a poner en marcha su industria.

6. Junio – Comienza el diluvio

Junio siempre ha sido ese mes extraño, en el que empieza el calor, pero muchas empresas comienzan vacaciones a finales del mes, con lo que la demanda es difícil de prever. Si alguien esperaba que la tormenta amainara, Junio terminó con 83,30 €/MWh de media. Si, superior a la media de los últimos 10 años nuevamente, por hasta 25 €/MWh más que el máximo anterior, 2018.

La nuclear, amiga de los buenos precios del pool, bajó del 20% de media que aporta al mix eléctrico español generalmente y registró un 19,63%, contribuyendo junto a los precios de los derechos de emisión de CO2 (52,78 €/t cuando en Enero eran de 33,43 €/t) y al alza del precio del gas natural a tener el Junio más caro de la historia. A partir de aquí, empezamos a interesarnos por el mercado del CO2, ese gran desconocido.

7. Julio – Tormenta que no cesa

En Julio la cosa se torció aún más. Los nuevos periodos tarifarios establecidos por el Gobierno desde el 1 de Junio fueron un nuevo ingrediente al cóctel explosivo del mercado. La incertidumbre de su impacto y el traslado de las comercializadoras a los consumidores resultó un nuevo quebradero de cabeza para las eléctricas, mientras iban capeando el temporal de precios que en Julio llegó a los 92,42 €/MWh. A estas alturas, las comparaciones con años anteriores estaban de más, ese valor era 30 €/MWh superior al de Julio de 2018.

8. Agosto – No hay paraguas que proteja

Superamos la cifra de los 100 €/MWh de media, concretamente 105,94 €/MWh. El gas en 44 €/MWh y el CO2 en 56,53 €/t, con los ciclos combinados aportando un 16,40% de la electricidad, por un 17,54% de la eólica y un notable 25% de nuclear, que nada pudieron hacer por equilibrar el pool, hicieron saltar todas las alarmas y el Gobierno tuvo que anunciar que tomaría medidas para frenar la escalada de precios.

Sombras de manipulación por parte de las hidráulicas planeaban sobre el mercado, con embalses sospechosamente vacíos. La CNMC lo comenzó a investigar.

9. Septiembre – El Gobierno achica agua donde puede

El gas alcanza los 64,78 €/MWh, el CO2 los 61,02 €/MWh, y mientras que la nuclear opera a pleno rendimiento con un 25,24% de participación, la eólica nos deja “tirados” con un 15,82% de participación, su mínimo de los últimos 15 meses, y la luz llega a los 156,14 €/MWh. Un 272% más que en 2020, una locura.

El Gobierno aplica medidas allí donde puede (reducción de impuestos, recorte de los beneficios caídos del cielo, a los cargos del sistema…), con el objetivo de que la media de 2021 sea similar a la de 2018, pero esas medidas nada podían hacer frente a la tormenta perfecta que estábamos viviendo.

Figura 4. Evolución de futuro YR-22 y de los derechos de emisión del CO2. Fuente: Easyner

10. Octubre – Sálvese quien pueda

Las previsiones de MIBEL no cambian, el gas sube hasta los 88,74 €/MWh y los derechos de emisión siguen la misma senda. El problema es tan serio que grandes consumidores anuncian paradas en su producción para dejar de consumir y, en consecuencia, ahorrar en su factura, las grandes eléctricas ni participan en la subasta de renovables por la incertidumbre del mercado y sacan ofertas totalmente fuera de él, están verticalmente integradas y pueden hacerlo, maravillas de los bilaterales.

Las comercializadoras pequeñas empiezan a ahogarse, comprar en OMIE y no tener producción es casi inviable, el pago de las garantías es inasumible y comienzan a caer las primeras. Las que aguantan, esperan ser absorbidas por otras mayores o que el mercado vuelva a la cordura.

Nuevo máximo diario el día 7 en 288,5 €/MWh. El precio medio de Octubre llega a los 199,90 €/MWh, un 446% más que en 2020. El mes más caro de la historia.

11. Noviembre – Un halo de esperanza fugaz

Aunque el gas sigue su escalada y el CO2 también (66,04 €/t), el coste medio del MWh se situó en Noviembre en 193,4 €/MWh, siendo el segundo mes más caro de la historia, justo después de Octubre.

Los resultados de la subasta de renovables son desesperanzadores. El Gobierno esperaba adjudicar potencia a proyectos en fase avanzada de construcción para su entrada temprana a mercado y con ello amortiguar el golpe, pero los resultados no fueron buenos y se adjudicó mucha menos de la esperada.

No obstante, Rusia anunció más suministro de gas y el mercado tuvo unos días de respiro, aunque duró poco. Se acaba el año y los números hablan por sí solos.

12. Diciembre – Se ahogó el mercado

Se supera el récord, 289 €/MWh en una hora de principios de mes. La media, a la fecha de realización de este artículo (10/12) está en los 180 €/MWh, con el gas rondando los 100 €/MWh y el CO2 los 81,58 €. La eólica supera a la nuclear como fuente con más participación del año por primera vez en la historia, pero no es capaz de hacer frente al gas para abaratar el precio de la electricidad. La media del año se sitúa un 200% por encima de 2020, lejos del objetivo del Gobierno; estar cerca de los valores de 2018.

A falta de unas semanas para terminar el año, nada de lo que se pueda decir a estas alturas puede explicar lo que hemos vivido. Las comercializadoras hacen lo que pueden por no ahogarse, solo las verticalmente integradas, aquellas con capacidad de diversificar su modelo de negocio, abastecerse con PPA’s y tener músculo financiero, pueden sobrevivir.

Los consumidores, especialmente del sector industrial y gran consumo, se aferran a sus contratos para no sufrir un varapalo económico y se acentúa la necesidad de disponer de una herramienta que permita gestionar cuándo ejecutar o no cierres a futuro. El indexado volverá a la normalidad, se espera, pasado el invierno, y será momento de minimizar costes en la factura eléctrica. Algo que sin un apoyo de gestión es imposible.

El mercado se volvió loco y, cuando amaine la tormenta, el que no haya aprendido la lección estará condenado a cometer los mismos errores. Sin gestión no se puede ser eficiente a nivel contractual. En 2021 el mercado se ahogó, pero hay que salir a flote y esperar tiempos mejores.

En los momentos en los que los precios del gas y la electricidad son muy elevados durante mucho tiempo, como está ocurriendo en Europa desde hace unos meses, ciertas cuestiones propias del mercado mayorista, como los costes financieros, la liquidez o la volatilidad del mercado, se vuelven extremadamente críticas para los proveedores y repercuten aguas abajo, hasta el punto de afectar al cliente final del suministro.

Para entender esta dinámica, es necesario analizar qué actividades y costes relacionados con el suministro de gas o electricidad suele tener una comercializadora cuando tiene una cartera de clientes a los que vende estos bienes.

Mayores costes financieros "básicos"

Para comprar físicamente gas o electricidad a una contraparte o en el mercado spot, independientemente de la fórmula de precios elegida por los clientes, una comercializadora debe ofrecer garantías financieras para cubrir sus compras. Suelen estar dimensionados en relación con los volúmenes comprados y el valor correspondiente en euros (llamado nocional).

Si el precio del gas ha aumentado de 20 €/MWh a 80 €/MWh, para los mismos volúmenes comprados, una garantía financiera de una cantidad fija será hoy suficiente para cubrir (mucho) menos de la mitad de las cantidades cubiertas el año pasado. En la práctica, esto se traduce en un aumento de las necesidades financieras (triplicadas o cuadruplicadas) para los mismos volúmenes de gas o electricidad comprados.

La consecuencia directa es que una comercializadora se enfrenta ahora a unos costes financieros mucho más elevados que hace unos meses sólo para poder adquirir físicamente el gas o la electricidad necesarios para satisfacer a sus clientes, independientemente de la fórmula de precios exigida por éstos.

El aumento de los costes financieros también se debe a los mayores desequilibrios de tesorería de los proveedores, típicos del negocio de ventas. Si un cliente que compra electricidad o gas paga su suministro 30-60-90 días después del mes de consumo (según las condiciones del contrato), la comercializadora suele pagar mucho antes la electricidad o el gas que ha comprado. Los plazos de pago varían desde una/dos semanas después de la retirada -términos típicos en los mercados al contado- hasta 15/20 días después del final del mes de consumo, según las normas contractuales entre las contrapartes. Si los precios del gas y la electricidad suben, el desequilibrio de tesorería resultante tiende a amplificarse y esto puede provocar un aumento de los costes financieros de la comercializadora.

Mayores costes financieros para coberturarse

Además de los costes financieros mencionados, que son comunes a todas las fórmulas de fijación de precios (fijos o variables), surge otro coste financiero cuando se trata de coberturarse. Cuando un cliente desea fijar una parte de su consumo, la comercializadora, a su vez, tiene que realizar una cobertura financiera para fijar el precio ofrecido al cliente y no quedar expuesto a la variabilidad de los precios.

Así pues, la comercializadora tendrá que recurrir a una contraparte o al mercado directamente para suscribir un contrato financiero y, huelga decir, que para hacerlo necesita una garantía financiera o un depósito en efectivo, de nuevo dimensionado en relación con el nocional (precio x cantidad). Una vez más, los precios más altos significan mayores garantías o depósitos que hace unos meses y, por tanto, mayores costes para el proveedor y, en consecuencia, mayores costes para el cliente.

Entre los costes financieros en los que incurren las comercializadoras por la actividad de venta de gas y electricidad a una cartera de clientes finales, los mencionados anteriormente son los más relevantes como impacto directo en el cliente en la situación actual del mercado. Por tanto, los aumentos de precios obligan a las comercializadoras a incurrir en costes mucho más elevados que el año anterior, lo que normalmente se incorpora a las ofertas que se hacen a los clientes. Por lo tanto, el suministro no sólo es más caro por el nivel absoluto de los precios, sino también, indirectamente, por cómo estos aumentos afectan a los costes financieros de toda la cadena energética.