El blog que marca la diferencia en los contratos energéticos

Antes de elegir un contrato indexado multiclick, es necesario sopesar los pros y los contras de éste frente a un contrato de precio fijo, considerar las herramientas disponibles para gestionarlo y comprender si, en relación con las necesidades, es realmente la mejor opción.
Sin embargo, una vez hecha esta elección, hay otra cuestión que es importante plantear, a saber, ¿en qué periodo hacer coberturas? ¿Durante un año, trimestres o meses?

¿Cómo elegir cuál de estas opciones es la adecuada para nosotros?
Como siempre decimos, la respuesta es: ¡depende! ¿De qué? Sobre nuestras necesidades, nuestras actitudes y nuestros objetivos. Veamos cómo responden las distintas opciones a las diferentes situaciones.

Cómo elegir los clicks del año

Tener un contrato con clicks anuales significa que el proveedor nos da la posibilidad de establecer en varios tramos el precio a pagar por porciones de volúmenes "repartidos" a lo largo de todo el año. Por ejemplo, fijar el 25% de los volúmenes con una fijación anual significa bloquear el precio del 25% del consumo para todos los meses y todos los días.

Pros y contras:

• Es adecuado para los clientes cuyo consumo tiende a ser estable a lo largo del año y que, por tanto, no tienen un periodo concreto en el que consumen mucho más o mucho menos y que, por tanto, podrían necesitar un click ad hoc.
• A finales de diciembre del año anterior ya sabes si el año siguiente tendrá un precio variable (si no he hecho clicks), parcialmente variable (si he hecho clicks pero no para el 100% de los volúmenes) o fijo (si he hecho clicks del 100% de los volúmenes).
• Por lo tanto, puede ser utilizado por los clientes que, desde un punto de vista presupuestario, quieren entrar en el año de consumo con un precio fijo, pero prefieren tener la posibilidad de determinar este precio en varios tramos (clicks) durante el año anterior para reducir el riesgo de fijar todo el precio de una sola vez (quizás justo cuando los precios son más altos).
• También es una buena opción para los clientes que quieran tener tiempo para elegir, con calma y siguiendo la evolución de los mercados, si mantener un precio variable o fijo, en lugar de hacer esta elección con prisas a final de año.
• No es muy laborioso, porque el número de fijaciones que hay que hacer es relativamente bajo (no tengo que hacerlas todas para cada mes o cada trimestre).
• Durante el año de consumo no tengo que hacer más elecciones, lo que por un lado puede ser menos costoso, pero por otro no permite ninguna optimización intra-anual.
• Para una herramienta de optimización, lo ideal sería que el periodo en el que se va a evaluar la fijación fuera lo suficientemente largo, unos meses o incluso casi un año. No tendría mucho sentido elegir este método firmando el contrato de precio indexado en noviembre y sólo haciendo la fijación durante diciembre.

Cómo elegir los clicks de los cuartos

Tener un contrato con clicks trimestrales significa que la comercializadora nos da la posibilidad de fijar en varios tramos el precio a pagar por determinados volúmenes en un trimestre concreto del año. Por ejemplo, fijar el 25% de los volúmenes con un click en el Q1 (primer trimestre del año) significa bloquear el precio del 25% del consumo en enero, el 25% del consumo en febrero y lo mismo para los volúmenes de marzo, sin hacer ninguna elección para los trimestres siguientes.

• Es adecuado para clientes cuyo consumo no es muy estable a lo largo del año y que desean tener la posibilidad de estudiar adecuadamente la tarificación de los trimestres en los que consumen mayores volúmenes.
• También es adecuado para los clientes con un consumo estable a lo largo del año pero que desean poder aprovechar la optimización infra-anual, sin tener que elegir el precio el año anterior cuando aún no está claro lo que puede ocurrir en los mercados en los últimos meses del año siguiente.
• Le permite llegar (casi) en el último momento antes de la entrega para hacer la elección en el trimestre.
• Es una fórmula adecuada para fijar el precio (incluso al 100%) de sólo determinados periodos del año, dejando el resto del consumo a precios variables o parcialmente variables. Por ejemplo, puede optar por fijar el precio para los trimestres de invierno (T1-T4) y dejar los T2 y T3 a un precio variable.
• Sin duda, requiere un mayor compromiso que la fijación anual (el número de clicks que hay que hacer para los mismos volúmenes es cuatro veces mayor) y una estrecha vigilancia de los mercados, para poder elegir en el momento adecuado.
• No es la mejor herramienta para los clientes que, desde un punto de vista presupuestario, desean empezar el año de consumo con un precio fijo para todo el año de consumo, porque el resultado de una fijación anual o de una fijación (simultánea) en los 4 trimestres es el mismo.

Cómo elegir los clicks del mes

Tener un contrato con fijación mensual significa poder establecer en varios tramos el precio a pagar por las cuotas de volumen en cada mes de consumo.

Pros y contras:

• Es adecuado para los clientes que tienen un consumo muy irregular a lo largo del año y que desean poder estudiar adecuadamente los precios en los meses en los que consumen mayores volúmenes.
• También es adecuado para los clientes que, independientemente de la regularidad del consumo, tienen volúmenes muy grandes que gestionar y, por lo tanto, desean llevar la optimización al máximo, tanto en el año anterior como en el año de entrega.
• Requiere un nivel de compromiso muy alto, tanto por el número de clicks como por la atención al mercado.
• La posibilidad de solicitar clicks para meses muy lejanos (por ejemplo, para diciembre durante enero) está limitada por el hecho de que los productos no suelen cotizar en el mercado. Por esta razón, la opción de fijación al mes suele combinarse con la opción de fijación al trimestre.

¿Cómo elegir entonces entre estas opciones de click?

1. En primer lugar, hay que valorar lo que ofrecen las comercializadoras. No se ofrece a todos los clientes la opción de las fijaciones mensuales, por ejemplo, porque los volúmenes suelen ser lo suficientemente elevados como para que la comercializadora pueda cubrir el mercado mayorista y obtener un margen por el esfuerzo adicional que supone la gestión del contrato.
2. Una vez que sepamos a qué tipo de oferta tenemos acceso, también tenemos que valorar cuál se adapta mejor a nuestros objetivos. Si tenemos una lógica presupuestaria o si nos impulsa la necesidad de optimizar los costes, debemos optar por uno de ellos en lugar de por el otro.
3. El último elemento que hay que tener en cuenta es la capacidad de supervisar el mercado de forma regular para solicitar clicks en el momento adecuado. La fijación mensual requiere un compromiso mucho mayor en este sentido que la fijación trimestral y, por lo tanto, hay que tener las habilidades, el tiempo y las herramientas para dedicarse a esta actividad. El fin debe justificar los medios.

YEM optimization es una herramienta que permite a los clientes optimizar su suministro de energía (tanto de gas como de electricidad) a un precio variable con multiclick. ¿Cuándo pedir un click, cuánto volumen fijar y por qué? Estas son sus preguntas, YEM optimization es nuestra respuesta. Cuando se trata de optimizar el suministro, hay muchos consumidores que no encuentran la solución adecuada para sus necesidades. Se necesita experiencia en el mercado, una estrategia a medida y también transparencia. Por eso queremos explicarle cómo trabajamos y cómo podemos ayudarle a gestionar la optimización de sus suministros con sólo unos clics.

¿Cómo funciona YEM optimization?

El primer punto es la previsión. Empecemos por el conocimiento del mercado, que es esencial para establecer una estrategia de multiclick. YEM optimization cuenta con el asesoramiento de los expertos de EGM, que analizan constantemente los mercados de la electricidad y el gas natural y proporcionan previsiones precisas de la evolución de los precios a plazo, en particular del primer producto anual (CAL+1).

Gracias a estas previsiones, podemos mantener una vigilancia constante de los mercados e identificar los mejores momentos para recomendar un click.

Si la tendencia de los precios se dispara o la estructura del mercado cambia, nuestras previsiones se actualizan y la estrategia de clicks se modifica para seguir los mercados con rapidez y permitirle reaccionar a tiempo.

Además de las previsiones de nuestros expertos en el mercado, también utilizamos un algoritmo basado en los precios del mercado, que nos ayuda a identificar los mínimos históricos y a validar las estrategias de fijación. ¿Cómo? ¡Sencillo! Cuando las previsiones de nuestros expertos indican que los precios están a punto de subir (previsión a 1 mes), utilizamos nuestro algoritmo para comprobar cuál es el nivel de precios actual en comparación con los precios históricos. De hecho, calculamos la media móvil de 20 días sobre los precios pasados de Cal + 1, y comparamos el precio actual del mercado con el valor de la media móvil en algunos momentos "objetivo" del pasado, es decir, tomados como referencia para el algoritmo. Si las diferencias son negativas (si el precio actual es más bajo) y están por encima de ciertos valores umbral, YEM optimization recomienda hacer un click al día siguiente, para no esperar a que los precios suban.

Con YEM optimization la estrategia se personaliza 

Pero no sólo eso.

La estrategia de clicks está estructurada para ajustarse a las características de su contrato y a su apetito de riesgo, de modo que pueda adaptarse a sus necesidades específicas.

En primer lugar, le preguntamos por la estructura de fijaciones o coberturas que permite su contrato.
¿Cuáles son los periodos en los que se puede solicitar un click? ¿Un mes, un trimestre, un año? ¿Cuál es el volumen mínimo que se puede fijar? ¿10%? ¿25%?
No todos los contratos son iguales, por lo que es necesario adaptar la estrategia de clicks a las particularidades del contrato firmado.

Además, le dejamos elegir su apetito de riesgo, lo que es crucial para poder asesorarle correctamente.

Una vez que nuestros expertos han identificado el momento en que los precios deberían ser más bajos, la estrategia propone escalonar las fijaciones, más concentradas en torno a la fecha de precios bajos si la estrategia elegida es de alto riesgo, más repartidas en el tiempo si la estrategia elegida es de bajo riesgo.

Riesgo bajo significa buscar el precio más bajo minimizando la posibilidad de que el precio mínimo sea ligeramente anterior o ligeramente posterior a la fecha (o periodo) identificada por nuestros expertos, promediando así el precio de las diferentes fijaciones en un periodo más amplio. Por el contrario, el riesgo alto significa tratar de fijar la mayor parte de los volúmenes justo cuando el mercado está en su punto más bajo, concentrando los clicks en un marco temporal más limitado.

Además, una estrategia de bajo riesgo aconseja solicitar clicks hasta el 100% de los volúmenes, evitando entrar en el periodo de consumo con una parte del mismo todavía a precio variable y, al mismo tiempo, anticipar los clicks para no incurrir en la típica volatilidad de precios que se da cuando el periodo de entrega está muy próximo (no se recomiendan fijaciones en los 2 meses anteriores a la entrega).

Una estrategia de alto riesgo, en cambio, está estructurada para aprovechar también la volatilidad de los últimos dos meses antes del inicio del periodo de consumo y para ello, en base al porcentaje mínimo de clicks permitido del contrato, no aconseja fijar el precio del 100% de los volúmenes, sino que deja un % a precio variable para sacar un eventual beneficio también de una bajada de los precios del último momento.

YEM optimization y su transparencia 

No queremos tomar decisiones por ti, queremos darte las herramientas adecuadas para que tomes tus propias decisiones.

Por eso, además de orientarle sobre los clicks, le facilitamos las previsiones de mercado en las que hemos basado nuestra estrategia. Puede decidir no solicitar un arreglo en las fechas que le damos y nuestra estrategia se adaptará para sugerirle fechas alternativas.

Si prefiere utilizar las previsiones proporcionadas por su asesor o proveedor de confianza, tiene la opción de introducirlas en YEM optimization y basar sus estrategias de clicks en la curva de precios prevista que haya elegido. La lógica de los clicks sigue siendo la misma, pero se basará en su previsión de precios futuros.

Esta es la lógica que subyace a los consejos de clicks de la optimización de YEM.

Experiencia, estrategia ad hoc y transparencia, ¡con la sencillez de un clic!

Uno de los misterios relacionados con las ofertas de electricidad y gas es la forma en que la comercializadora fija los precios según el perfil de consumo del cliente. El hecho de que los precios del mercado mayorista se utilicen como referencia para valorar el precio de los consumos no habituales, durante el año, el mes y (hablando de electricidad) el día, que, por el contrario, se calculan sobre perfiles "planos" estándar (carga base y pico/descenso), plantea a menudo varias dudas sobre el precio aplicado por el proveedor. Intentemos arrojar algo de luz.

La lógica de los precios

Cuando un cliente solicita una oferta de clicks o de precio fijo, el comercializadora incluye, en el precio cobrado, algunos componentes bastante estándar, como el riesgo de volumen, el riesgo de perfil, los costes financieros, el margen (también hablamos de ello en el artículo "Precios de fijación y precios mayoristas: ¿por qué son diferentes? ").

Todos estos costes, sin embargo, se colocan "encima" del precio "base" del perfil del cliente, es decir, el precio que, en el mejor de los casos, podría tener el perfil de consumo estimado en el momento de la solicitud. Este precio "ajustado", es la mejor estimación de la comercializadora del coste en que incurriría para comprar ese perfil de consumo para el cliente, tasado en el día en que se solicita la oferta.

Hay que decir que existen multitud de formas que pueden utilizar las comercializadoras, por lo que es difícil encontrar un único método aplicado por todos. Sin embargo, la lógica es más o menos siempre la misma. El precio de los productos estándar en el mercado mayorista está sustancialmente reproporcionado en relación con el perfil de consumo del cliente.

¿Cómo?

Imaginemos que estamos hablando de una sola semana, para simplificar. Una semana consta de 7 días, de los cuales 5 son laborables y 2 de fin de semana, y supongamos que los 5 días laborables tienen el mismo precio (digamos 54 €/MWh), al igual que los dos días de fin de semana (supongamos 40 €/MWh). Si el precio del mercado mayorista del producto estándar de carga base para la semana es de 50 €/MWh, esto significa que el precio medio de los 7 días que componen la semana es exactamente de 50. Hasta aquí todo es bastante sencillo, porque en la hipótesis de un producto estándar, es decir, un perfil que es el mismo todos los días y a todas las horas, casi podemos olvidarnos de las "cantidades", y el precio medio es fácil de calcular. Si el perfil de consumo fuera estándar, entonces, el precio "justo" de la energía consumida en esta semana sería de 50 €/MWh.

Si hablamos de un consumo perfilado, es decir, de cantidades diferentes para distintos días de la semana, entonces introducimos una complicación adicional y hablamos de media ponderada. Nada abstruso, en verdad, se trata de calcular el precio medio de la semana teniendo en cuenta que los consumos de los días laborables, como en el ejemplo siguiente, son diferentes de los consumos del fin de semana.

En este caso, de hecho, el consumo medio de los días de lunes a viernes es de 30MWh, mientras que el fin de semana es de 10. La media ponderada (y, por tanto, el precio "justo") vendrá dada, por tanto, por:

Es posible trasladar esta lógica a los demás productos estándar, es decir, calendario o trimestral o mensual. El precio del producto anual estándar es, de hecho, una media del precio de los productos trimestrales y también una media de los productos mensuales. Puede ocurrir, es cierto, que a veces haya una pequeña diferencia debido a la liquidez del mercado, pero en un mercado "ideal" esto no ocurre. El precio del perfil de consumo, por tanto, se obtiene básicamente como una media ponderada del precio de los meses o trimestres para las respectivas cantidades, obteniendo el precio "justo" en base al cual la comercializadora calcula la oferta.

Lo que se ha descrito hasta ahora es, obviamente, una simplificación del proceso de fijación de precios de las comercializadoras, entre otras cosas porque cada uno de ellos utiliza refinamientos adicionales para fijar el precio de los perfiles de los clientes y métodos diferentes para derivar el precio de los productos no cotizados (los meses o semanas, días u horas distantes, por ejemplo) de los precios de los productos estándar del mercado mayorista. La lógica subyacente, sin embargo, no difiere de lo dicho hasta ahora.

Aunque esto no nos permite replicar exactamente el método adoptado por nuestro proveedor, sí nos ayuda a entender por qué los consultores, las plataformas y los proveedores de datos utilizan los precios de los productos estándar en el mercado mayorista como referencia para dar indicaciones sobre las compras de los clientes industriales. No sólo los precios de los productos cotizados en el mercado son indicativos de las mejores estimaciones de los operadores para un periodo determinado, sino que el hecho de que los precios suban o bajen en el mercado mayorista repercute en los precios de la electricidad y el gas que ofrecen los proveedores, que subirán o bajarán a su vez.

Artículo original en italiano escrito por Bros Energy. Traducido por Giulia Romani

Inmersos en una crisis de precios de la electricidad, que se superan continuamente por varios factores, hay un concepto recurrente en las justificaciones de por qué la luz en España está tan cara; los derechos de emisiones. El comercio de dichos derechos, cuyos precios están más altos que nunca, es un instrumento de mercado creado como un incentivo o desincentivo económico que persigue un beneficio medioambiental. Su objetivo, que las centrales o plantas industriales contaminantes reduzcan sus emisiones a la atmósfera.

Evolución precio del CO₂ en 2021. Fuente: SENDECO2, Sistema Europeo de Negociación de CO2

Actualmente, existen mercados de emisiones que operan en distintos países y que afectan a diferentes gases. No obstante, el que está influyendo en el precio de la electricidad no sólo en España, sino en la mayoría de países del viejo continente, es el que la Unión Europea (UE) puso en marcha el 1 de Enero de 2005. Hasta la fecha actual, es el mercado de CO2 más ambicioso (Directiva 2003/87/CE). En los 27 estados miembros de la UE, repercute en las emisiones de CO2 de las actividades de las centrales térmicas, cogeneración, otras instalaciones de combustión de potencia térmica superior a 20 MW (calderas, motores, compresores…), refinerías, coquerías, siderurgia, cemento, cerámica, vidrio y papeleras.

En este mercado participan los siguientes elementos:

1. Autorización de emisión: Hace referencia al permiso otorgado a una instalación afectada por el régimen de comercio de derechos de emisión determinada, autorizándola a emitir gases contaminantes, aunque sin la posibilidad de poder comprar ni vender.

2. El derecho de emisión: La posibilidad de que una instalación emita gases contaminantes, y cuyos derechos sí se pueden comprar o vender.

3. Máximo de emisiones: Volumen total de derechos que se pueden intercambiar. Sirve para medir el objetivo medioambiental y establecer máximos de emisión, dando valor monetario al derecho cuando se crea escasez.

4. Asignación de derechos: A través de subastas u otros procesos, son el mecanismo con el que las instalaciones pueden repartirse los derechos de emisión.

5. Cumplimiento: Las instalaciones afectadas están obligadas a entregar una cantidad de derechos de emisión equivalente a las emisiones reales que produce su actividad. Aunque no cuentan con límites de emisión individuales, sí existe un límite global y la mencionada obligación de cubrir las emisiones con derechos.

6. Seguimiento de las emisiones: Las instalaciones sujetas al comercio deben tener un control de sus emisiones, con el objetivo de saber en todo momento qué cantidad de derechos de emisión deben entregar.

7. Registro de derechos: El registro que sirve para llevar la contabilidad de los derechos de emisión en circulación, de manera electrónica. Incluye cuántos hay y a quién pertenecen.

Este régimen Comunitario de comercio de derechos de emisión afecta globalmente a más de 10.000 instalaciones y a más de 2.000 millones de toneladas de CO2, que representan en torno al 45% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero en la UE.

¿Cuál es su actual impacto?

La evolución de precios del CO2 ha cambiado de forma significativa desde el año de creación del mercado. En las últimas semanas, especialmente, se ha producido un aumento de la cotización de los derechos de emisión en el mercado europeo, donde están alcanzando valores superiores a 50 €/tonelada, un incremento del 150% respecto al valor de hace un año. Eso quiere decir que la industria que contamina paga más por hacerlo.

Además, la cotización de los mercados de futuros de derechos de emisión indica que esta situación de precios altos se va a mantener en el tiempo, principalmente a causa del aumento de la ambición climática de los diferentes países de la Unión Europea y el anuncio de la vuelta de Estados Unidos al Acuerdo de París.

Así pues, las industrias que generan electricidad con procesos contaminantes están repercutiendo el coste de sus derechos por emitir gases en el precio que les cuesta generar el kWh. Ello conlleva que los precios marginales de la electricidad en el mercado, fijados por las tecnologías más caras, se encuentren en valores más altos.

Su precio, por las nubes

La tendencia de los precios sigue al alza, de ahí que el Gobierno pretenda frenar esa escalada con la supresión de ciertos impuestos, aunque sea de manera provisional. El precio de la tonelada de CO2 ha superado ya, ampliamente, la barrera de los 50 €/t. Durante el pasado mes de Mayo, el precio medio rozó los 52 €/t, un aumento del 15% respecto al mismo precio del mes anterior. Por si no fuera poco, este mes de Junio el precio de una tonelada de CO2 alcanzó un nuevo récord, 56,5 €.

Aunque se antoja necesario la existencia de un mecanismo que penalice económicamente a las industrias contaminantes para empujarlas a ser más respetuosas con el medio ambiente, si éstas repercuten sus gastos en el precio final de su producto, el kWh, los más perjudicados por el mecanismo somos los consumidores finales. Es por ello que, aunque se trata de un mercado en evolución, es necesario proponer medidas que o bien limiten los precios máximos, o impidan que las empresas los reflejen en sus costes finales. La salud de todos, tanto medioambiental como económica, está en juego.

Los analistas o los operadores, cuando estudian el mercado, se centran en los diferentes productos de futuros disponibles, en los diferentes factores que pueden influir en los movimientos de los precios, y toman posiciones en los diferentes puntos de la curva forward, en meses, trimestres o calendarios. En cambio, cuando se leen análisis de consultores o expertos que explican lo que ha ocurrido o lo que va a ocurrir, parece que se centran casi exclusivamente en el mercado spot o el cal+1. Sin embargo, el rango de la curva forward incluye varios meses, varios trimestres y más de un calendario por delante. ¿Por qué?

Es cierto, no sólo existe el producto cal + 1 (es decir, el producto que empieza el 1 de enero y termina el 31 de diciembre del primer año después del actual), pero cuando se quiere expresar una visión de mercado a medio plazo (es decir, que afecte a la tendencia de los precios durante unas semanas o meses) es más práctico tomar como referencia algunos productos que pueden considerarse de interés que expresar una visión de mercado sobre todos los puntos de la curva forward.

Entonces, ¿cómo es que a menudo se elige cal+1?

En primer lugar, se trata de un producto muy líquido, es decir, los operadores lo negocian muchas veces a lo largo del día, por lo que los movimientos de su precio expresan con bastante fidelidad las expectativas de los operadores. Al elegir un producto menos líquido, en cambio, se corre el riesgo de que el precio no sea tan fiable como una referencia.

Además, al cubrir con su duración todo un año natural, su precio mitiga los efectos de la estacionalidad típicos del gas y la electricidad y, por lo tanto, sufre con menos violencia el impacto de aquellos drivers típicamente ligados a la meteorología que provocan reacciones importantes en los meses de verano o invierno, sobre todo cuando estamos muy cerca de la entrega.

Sin embargo, cuando la situación meteorológica hace que el mercado sea especialmente tenso o especialmente relajado, esto se filtra en el precio del cal + 1, porque generalmente hay una alta correlación entre los diferentes puntos de la curva forward. Esto significa que, salvo casos muy especiales, cuando los fundamentos del mercado apuntan a un periodo alcista, toda la curva forward experimenta un desplazamiento al alza y, a la inversa, cuando los valores fundamentales apuntan a la baja, toda la curva forward se ve afectada por la caída de los precios.

Hablar de correlación entre el producto Cal+1 y otros productos (como, en la imagen, Q3-21 y Q1-22) no significa que el movimiento de precios, en términos de €/MWh, sea el mismo, sino que la tendencia de uno es muy similar a la de los otros productos, aunque la magnitud del movimiento puede ser más o menos marcada dependiendo de qué driver o conjunto de drivers lo hayan causado.

Si los drivers que provocan un movimiento están relacionados con las condiciones meteorológicas, el impacto será mayor en los productos a corto plazo (por ejemplo, a un mes vista o al primer trimestre); por el contrario, si los factores son estructurales o tienen un vínculo a más largo plazo (como el CO2), es probable que no sean los productos a corto plazo los que se vean más afectados.

Otra buena razón para elegir Cal+1 como referencia es que, históricamente, es el producto elegido por los clientes industriales que consumen electricidad y tienen contratos anuales, que comienzan el primer día de enero y terminan el 31 de diciembre.

Los contratos de gas, que antes se basaban predominantemente en el llamado "año del gas", "año térmico" o "gas year", es decir, del 1 de octubre al 30 de septiembre del año siguiente, también se han alineado en gran medida con el año natural y ahora no es raro ver contratos anuales que comienzan el 1 de enero.

Por último, a menudo se prefiere la simplicidad y la comodidad de elegir una única referencia de precios en lugar de ofrecer orientación sobre una gama más amplia de productos. En particular, teniendo en cuenta que no todos los clientes están acostumbrados a observar el mercado durante todo el día y en toda la curva forward, es más práctico utilizar el precio de cal + 1 (que es uno solo) en lugar del precio de los meses o de los trimestres, simplemente porque la indicación es de comprensión más inmediata y más utilizable, en lugar de una lista con los precios de varios meses y varios trimestres.

En resumen, si se quiere dar una indicación cualitativa de cómo pueden evolucionar los precios de la curva forward en un futuro próximo, utilizar Cal+1 como producto de referencia es perfectamente válido.

Estás leyendo la segunda parte, para comprender técnicamente las nuevas tarifas: aquí tienes el primer artículo

Si en el anterior artículo hablábamos de las opciones de abastecimiento de energía en el mercado para gestionar una compra inteligente de materia prima, con este nuevo periodo tarifario las comercializadoras tienen la oportunidad de lograr un plus de transparencia y asesoramiento tanto a su cartera de clientes como a potenciales nuevos, en alas de reforzar su imagen y su modelo de negocio.

Además, según la estrategia de compra de energía de la empresa (spot, futuros, bilaterales y/o PPA’s), la campaña de comunicación puede ir orientada al asesoramiento de la cartera de clientes de manera paralela a maximizar los objetivos de negocio en la venta de energía.

1. Transparencia como herramienta de fidelización

En primer lugar, para aprovechar esa obligada transparencia como oportunidad, se deberá informar y avisar a los clientes de estos cambios antes explicados. Para todos los puntos de suministro con opciones indexadas, la compañía tendrá la posibilidad de aplicar directamente los cambios aplicando los nuevos tramos e informar al cliente de este cambio, que representa una ayuda al ahorro energético y, de este modo, aprovechar la transparencia como herramienta para la fidelización.

De igual modo, a todos aquellos consumidores con una tarifa fija, la comercializadora tendrá la posibilidad de:

1. Aplicar las nuevas tarifas de tres tramos mediante un comunicado.
2. Asesorar a sus consumidores de las posibilidades.
3. Mantener los precios actuales, pero compensando los cambios en la factura del cliente.

Independientemente de la elección, seguirá siendo un modo de conseguir que el consumidor a precio fijo tenga la garantía de que su compañía eléctrica le está informando de sus posibilidades para ahorrar en la factura.

Frente a la alta competitividad del sector eléctrico, cualquier valor añadido a una oferta económica es cada vez más importante y ello conlleva que, en esta ocasión, la posibilidad de mostrar transparencia deba ser aprovechada al máximo.

2. Gestión de la compra

La adaptación de la discriminación horaria significa ofrecer precios más competitivos en horas de, generalmente, menos consumo. Hay que tener siempre presente que una cosa es el modo en el que la comercializadora se abastece de energía y, otra, cómo la ofrece a sus consumidores (un precio fijo, indexado, opciones con coberturas etc.).

Por ello, los departamentos de pricing, áreas que calculan las ofertas económicas en función de la compra de energía realizada, tienen una labor muy delicada para poder establecer precios competitivos en el mercado, intentando obtener el mayor beneficio y cubrir los riesgos del propio mercado, que no son pocos. Por ello, las opciones indexadas que trasladan al consumidor los costes de la energía tal como la comercializadora los afronta, pueden convertirse en una opción que mejore la visibilidad a corto plazo de la rentabilidad económica del negocio.

Las horas que serán más económicas para el consumidor final también serán las más económicas para que las comercializadoras compren en el mercado diario (spot). Para compañías que acudan a este mercado a abastecerse, el riesgo de establecer buenos precios para estas horas será menor que para las horas de mayor demanda, los tramos pico. Esto quiere decir que, impulsar que los consumidores finales busquen ahorrar en su factura eléctrica, puede minimizar el riesgo económico de las eléctricas.

El sector eléctrico va a abordar uno de los cambios más importantes de los últimos años. Desde la perspectiva del consumidor, puede ser una oportunidad para impulsar la eficiencia energética y el ahorro y, adicionalmente, es también una oportunidad para las comercializadoras de mejorar su imagen, fidelizar a sus clientes y conseguir nuevos gracias a la transparencia. El consumidor final ya no busca sólo un suministrador de electricidad, sino un aliado energético.

La frase "para gestionar la oferta de la mejor manera posible es necesario seguir y entender el mercado" la hemos citado una y otra vez. Pero, ¿cómo se actúa sobre la oferta en diferentes momentos del mercado?

Cómo identificar la tendencia del mercado en la que nos encontramos

Lo primero que hay que hacer es identificar cuál es el momento del mercado en el que nos encontramos y por qué razón el mercado está encaminado en una dirección determinada. Pongamos un ejemplo: los precios del mercado a plazo desde hace unos meses están subiendo, estamos en una fase (o tendencia) alcista. ¿Por qué suben los precios? ¿Hay una razón fundamental, o un desequilibrio entre la oferta y la demanda? ¿El factor desencadenante del movimiento está destinado a durar o podría venir a menos disminuyendo, de hecho, el empuje del movimiento? Estas son las preguntas preliminares a las que hay que responder para establecer una estrategia coherente de gestión de la oferta.
Los momentos del mercado (fases o tendencias) pueden ser de diferentes tipos.

• Tendencia alcista: los precios tienden a subir con continuidad, alcanzando siempre valores más altos y, a pesar de la volatilidad, las fases temporales de descenso son siempre muy débiles en comparación con las fases de empuje al alza. En estas fases los precios de toda la curva a plazo (y a menudo también del spot) suben con una homogeneidad segura.
  
  
• Tendencia a la baja: viceversa, indica un periodo en el que los precios tienen un fuerte y continuo impulso a la baja y en el que la individualización de un nivel de mínimo (más allá del cual los precios no bajarán) se niega desde la prosecución del movimiento. En estas fases los precios de toda la curva a plazo (y a menudo también del spot) bajan suben con una homogeneidad segura.
  
  
• Tendencia lateral: es un periodo en el que los precios oscilan alrededor de un valor medio o dentro de una banda constituida por el precio máximo y el mínimo alcanzado en el periodo. Cuando una tendencia es lateral no es posible por tanto identificar una tendencia rialzista o ribassista de medio/largo plazo.
  
  

Está claro que no es fácil identificar el inicio de una tendencia, es decir, el momento en el que el mercado comienza a seguir una dirección concreta (o una no dirección, en el caso de la tendencia lateral) como resultado de ciertos factores fundamentales, pero es bastante evidente cuando el mercado sigue una dirección durante 1 mes o más.

Cómo estimar la duración de una tendencia de mercado

Una vez que entendemos en qué momento del mercado estamos, entonces es necesario estimar la duración del movimiento, es decir, entender cómo evolucionará el mercado en el futuro. ¿La subida durará 2-3 semanas, 2-3 meses o más? ¿Cuándo encontrarán las condiciones de la oferta y la demanda un nuevo equilibrio que socave la base de este movimiento provocando su interrupción y, normalmente, el inicio de una nueva tendencia?

También en este caso, el análisis de las razones que permiten al mercado mantener una actitud alcista, bajista o lateral ayuda a hipotetizar la duración de este equilibrio (o desequilibrio) entre la demanda y la oferta y, en consecuencia, la duración de la tendencia.

La tendencia puede ser por tanto de corto, medio o largo plazo, puede durar desde unos días/semanas hasta meses/años.

¿Cómo gestionar la oferta en función de las distintas tendencias del mercado?

Identificar el momento del mercado y su posible duración nos ayuda a comprender la mejor manera de gestionar nuestro suministro de energía. ¿Me quedo con el precio variable o es mejor que solicite una fijación? ¿Es mejor fijar el precio sólo para los próximos meses o incluso para el suministro de los próximos años?

Sin embargo, para responder a esta pregunta también es necesario comprender cuál es el contexto en el que se desarrolla la evaluación. ¿Cuál es mi objetivo, ahorrar dinero (optimización) o no arriesgarme a pagar más (lógica presupuestaria)? ¿Y qué herramientas hay para lograr este objetivo?

Qué hacer en caso de una tendencia bajista del mercado

Si nos remontamos a hace un año, en el periodo del primer confinamiento por el Covid, recordamos el colapso que tuvieron los mercados, tanto financieros como de gas y electricidad. Sin embargo, los mercados energéticos llevaban ya unos meses a la baja, más allá del desplome que entre mediados de marzo y principios de abril llevó a los precios a tocar mínimos históricos.

Pues bien, en un periodo bajista como el de los meses anteriores, al tener que hacer consideraciones sobre la mejor manera de gestionar un suministro, muchos clientes con contrato de precio variable han optado por permanecer expuestos al precio del mercado o han fijado sólo una cuota mínima de su consumo, con el fin de aprovechar al máximo la bajada. Quien ha hecho esta elección ha querido preferir el posible ahorro, asumiendo el riesgo de que el mercado cambie repentinamente de rumbo provocando una subida.
Los que, en cambio, optaron por fijar el precio, quizá a finales del año anterior, probablemente prefirieron adoptar una lógica presupuestaria (sé cuáles serán mis costes el año que viene) sin correr el riesgo de incurrir en un aumento de los precios y, por tanto, de los costes.

Cuando se produjo el famoso desplome del mercado, varios clientes con un contrato de precio variable optaron por ponerse en contacto con el proveedor para solicitar una fijación de todos los volúmenes, para todo el periodo del contrato (a menudo los precios se fijaban incluso para 1, 2 o más años), aprovechando un momento del mercado en mínimos históricos. ¿Lo han hecho bien? Absolutamente sí, porque de los análisis resultó improbable que la tendencia bajista pudiera continuar después de un colapso similar, considerando que la cuestión, al término del confinamiento, habría vuelto necesariamente a valores elevados y por lo tanto, previsiblemente, los precios habrían iniciado una tendencia de recuperación al menos de los niveles precedentes al colapso.
Los que en ese momento tenían un contrato con un precio ya fijado no podían beneficiarse de la caída de los precios, al menos para el año en curso. A pesar de ello, algunos clientes han solicitado al proveedor poder contratar el precio para el año o años siguientes, al considerar que, aunque la perspectiva presupuestaria utilizada para el año 2020 les había penalizado, era interesante aprovechar la bajada de precios para los años futuros.

¿Qué nos sugiere este ejemplo? Que cuando se está en un momento de mercado bajista se puede optimizar la oferta si se tiene un precio variable, pero si el precio del año en curso ya se había fijado, todavía se puede intentar optimizar, al menos en parte, la oferta para los años siguientes. Si el mercado se encuentra en un periodo de descenso, es bueno esperar el mayor tiempo posible antes de solicitar la fijación, esperando el momento en que el descenso parezca haber llegado a su fin. Tal vez, de cara a la gestión del riesgo, sea prudente mantener una mayor parte de los volúmenes a precio variable, para aprovechar la caída, y fijar el precio sólo de un porcentaje reducido del consumo para cubrirse, al menos en parte, de un riesgo de subida.

Qué hacer en caso de una tendencia alcista del mercado

Cuando nos encontramos en una tendencia de mercado alcista (como en este momento) hay que entender si la tendencia está destinada a durar a largo plazo o no. Si se espera que la tendencia al alza sea de largo plazo, es prudente correr a los refugios, evitando quedar expuesto al precio de riesgo sobre una cuota importante de volúmenes, para evitar incurrir en precios siempre más altos y, en consecuencia, costes siempre mayores. Al contrario, si la expectativa es que el mercado retroceda, interrumpiendo en el corto plazo la subida, tal vez vale la pena esperar a la disminución con el fin de luego tomar ventaja de las cotizaciones más bajas con el fin de hacer de la fijación.

En ambos casos, el riesgo de que el mercado suba más y más debe ser cuidadosamente entendido y gestionado, incluso sobre la base del objetivo de optimización. Si la lógica sigue siendo la de la presupuestación, en un periodo alcista es aconsejable fijar el precio del consumo propio lo antes posible, eliminando o reduciendo el riesgo de costes muy elevados (ya que se espera que el mercado siga subiendo). Si la lógica es, en cambio, la persecución del mejor precio, no es aconsejable dejar el 100% de los volúmenes a precio variable, sino que, para disminuir el riesgo, se debe quedar expuesto al precio de mercado sólo con una parte de los volúmenes.

Prácticamente todo el sector es consciente, ya, del importante cambio que afectará a la factura eléctrica con la entrada en vigor de un nuevo sistema tarifario que tendrá, como uno de sus objetivos principales, fomentar el ahorro energético.

La Orden TED/371/2021 establece unos nuevos precios de los cargos del sistema eléctrico y de los pagos por capacidad que serán de aplicación inmediata a partir del 1 de Junio de 2021. Con este nuevo sistema, los peajes de acceso al sector eléctrico pasan a ser sustituidos por dos nuevos conceptos: los peajes de transporte y distribución, que fija la CNMC y que cubren los costes del uso de las redes de transporte y distribución de la energía eléctrica; y los cargos del sistema eléctrico, establecidos por el MITECO.

En este artículo vamos a resumir cómo quedará el nuevo sistema y, especialmente, la oportunidad que representa para las comercializadoras que, en un mercado sumamente competitivo, deben aprovechar cualquier oportunidad para reforzar su modelo de negocio, su cartera y su gestión de la compra de energía.

¿Cómo queda el nuevo sistema tarifario?

El cambio más significativo de esta nueva estructura tarifaria es la aplicación de la discriminación de precios a todos los consumidores y la creación de tres periodos a todos los de menos de 15 kW (consumidores domésticos) y para los usuarios con PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor).

Así, se fijarán tres tramos horarios: punta, llano y valle. El primero, el punta, será en el que el coste de los peajes y los cargos será más alto, asociado a una mayor demanda energética en esas horas, y estará comprendido entre las 10 y las 14, y las 18 y 22 horas. El segundo, el tramo llano, con un coste intermedio, se situará entre las 8 y las 10, las 14 y las 18 horas, y entre las 22 y 24 horas. El tercer y último tramo, el periodo valle, será el más económico de los tres, se ubicará entre medianoche y las 8 de la mañana y se aplicará durante todas las horas de los fines de semana y festivos.

Tabla 1. Comparativa del sistema tarifario actual con el próximo

En relación a las tarifas de alta tensión, aquellas que para las comercializadoras suponen un gran nicho de negocio por estar en el libre mercado, se les aplicará también un cambio de nomenclatura pasando de ser conocidas como tarifas 6.1, 6.2, 6.3 y 6.4, a 6.1TD, 6.2TD, 6.3TD y 6.4TD, respectivamente.

Los cambios son:

• Elimina la limitación de que una de las potencias sea mayor de 450 kW.
• La periodificación cambia.
• El cálculo de los excesos se mantiene en la forma, han variado algún coeficiente y precios.

Además, las tarifas 3.1A pasan a integrarse en las 6.1TD y la 3.0A cambia también a la nomenclatura TD. Ambas:

1. Cambian a 6 periodos de energía y de potencia, con la misma periodificación que la 6.1TD.
   
2. El cálculo de los excesos adquiere la forma de las actuales tarifas de 6 periodos tarifarios.
   
3. Las potencias contratadas tienen que ser tales que Pn+1 ≥ Pn, para la migración de potencias.
   
4. La potencia P1 actual pasa a ser la potencia P1 en la nueva tarifa.
   
5. La potencia P2 actual pasa a ser las potencias P2, P3, P4, P5 en la nueva tarifa. En caso de incumplir el criterio de potencias crecientes, la potencia contratada en los periodos 2, 3, 4 y 5 será igual a la potencia contratada en el periodo 1.
   
6. La potencia P3 actual pasa a ser la potencia P6 en la nueva tarifa 3.0TD. En caso de incumplir el criterio de potencia crecientes, la potencia contratada en el periodo 6 será igual a la potencia contratada en el periodo 5.

Tabla 2. Distribución de los nuevos periodos para las tarifas 3.0TD y 6.XTD

Comienza un nuevo periodo en el sector eléctrico español que, a esperas de ver su reacción, pretende incentivar la eficiencia energética y establecer unas pautas para la adaptación de los hábitos de consumo de los demandantes de energía que se traduzca en un ahorro económico. La clave de la repercusión de este sistema es la siguiente pregunta, ¿será capaz el sector de aprovechar las horas valle de la noche y los fines de semana para consumir más?

Para descubrir cómo las comercializadoras podrán sacar el mejor partido a esta nueva factura, aquí tienes la segunda parte.

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Uno de los factores que más ha influido en el precio de la electricidad, tanto en España como en el resto de Europa, en los dos últimos años ha sido el CO2. Pero, ¿cómo se relaciona el precio del CO2 con el de la electricidad?

La obligación de comprar bonos de emisiones

Para incentivar a las empresas que más CO2 emiten (y el sector energético se sitúa en cabeza) a invertir en tecnologías verdes con menor huella de carbono, la Unión Europea creó hace 15 años el llamado Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE), un sistema que obliga a pagar por sus emisiones a quienes las emiten en exceso. La obligación de comprar cada año los permisos de emisión (EUA = Emission Unit Allowances) correspondientes al CO2 producido significa que el CO2 representa una partida de costes reales para la entidad que lo produce.

Mecanismos de la UE para mantener los precios altos

Dado que el precio del CO2 hasta hace un par de años era demasiado bajo para ser considerado un verdadero elemento disuasorio de las emisiones (en este mismo periodo, en abril de 2018 el CO2 cotizaba a 12/13 €/tonelada), la Unión Europea puso en marcha la llamada MSR (Market Stability Reserve). Se trata de un mecanismo que, mediante la sustracción de derechos de emisión del mercado, pretende disminuir la oferta de títulos, haciendo subir el precio del CO2 para incentivar a los emisores a realizar importantes inversiones en la reducción de emisiones.

Del precio del CO2 al precio de la electricidad: un poco de teoría

El precio de la electricidad, como decíamos, está fuertemente influenciado por el precio del CO2, que entra en juego como elemento de coste para la producción de electricidad a partir de combustibles fósiles, como el gas natural. Una central termoeléctrica que utiliza gas natural para producir electricidad, por cada MWh de energía producida, consume unos 2 MWh de gas natural, o unos 189 Sm3 (considerando una eficiencia media convencional del 50%), y emite unas 0,35 toneladas de CO2. Por lo tanto, un aumento (o disminución) del precio del CO2 de 1 €/tonelada debería provocar un aumento (o disminución) de 0,35 €/MWh en el precio de la electricidad.

En la práctica

Sin embargo, es cierto que en España no toda la electricidad se produce a partir del gas natural, que la influencia de los mercados extranjeros, que tienen una dinámica diferente, es también fuerte y que la presencia de operadores especulativos en el mercado puede amplificar las reacciones del precio de la energía con respecto a los movimientos del CO2. Por eso no es fácil encontrar en la práctica la relación 1 : 0,35 que acabamos de describir, pero eso no quita que el CO2 sea uno de los principales motores del precio de la electricidad. De hecho, hace unos meses, los precios de la electricidad han tenido un importante descenso gracias al efecto combinado de la caída del precio del gas y el fuerte descenso del precio del CO2, alcanzando mínimos (y hablamos por ejemplo del calendario) nunca tocados desde mediados de 2017.

Marzo y abril son dos meses en los que el ya candente tema del CO2 cobra mayor protagonismo. De hecho, antes del mes de marzo, todos los que están obligados a cancelar las emisiones de CO2 (los llamados "sujetos obligados") deben certificar sus emisiones del año anterior por organismos certificadores autorizados para hacer oficial la cuota de emisiones que deben cancelar. Abril es también el mes en el que las cuotas de CO2 equivalentes a las emisiones anuales de 2020 deben ser compradas y canceladas en el registro RCDE. Por lo tanto, sólo faltan unos días para que se cumpla el plazo, pero entre los desarrollos normativos previstos y los niveles récord de los precios, la cuestión del CO2 podría seguir especialmente candente durante mucho tiempo.

¿Por qué 2021 es un año especial para el CO2?

En primer lugar, por el nivel de precios alcanzado por las existencias de CO2. Por primera vez en la historia, el 22 de abril, el precio del CO2 (EUA Dec-21) superó los 47 euros/tonelada, probablemente impulsado en gran medida por las compras de última hora para la cancelación de abril y las coberturas realizadas con vistas al cumplimiento de 2022.

La fase 4 del RCDE, que comenzó en enero, ha cambiado el juego por varias razones. Una de ellas es la asignación de derechos de emisión gratuitos a las entidades obligadas elegibles. Los derechos de emisión gratuitos no sólo serán menores a partir de 2021 que en años anteriores, sino que su asignación, prevista inicialmente para febrero, se ha retrasado hasta el segundo trimestre, probablemente junio. Mientras que en años anteriores las entidades obligadas utilizaban los derechos gratuitos recibidos en febrero para la cancelación de abril, este año esta posibilidad queda excluida: no tanto por el retraso en la asignación de los derechos gratuitos de 2021, sino porque los derechos gratuitos de este año serán etiquetados como de la Fase 4, mientras que la cancelación de abril afecta a los derechos de la Fase 3 (aunque hubieran sido asignados en febrero, no habrían sido utilizables para la cancelación de abril).
Otra peculiaridad de 2021 es que el mecanismo de reducción de bonos pendientes, el Market Stability Reserve (MSR), tendrá que restar este año una parte de los derechos calculados en base a las emisiones de 2020, año en el que, entre otros bloqueos, está claro que hubo una cierta escasez de emisiones por motivos contingentes (esperemos que no se repitan), especialmente por parte del sector de la aviación. De hecho, se estima que en 2020, las emisiones de todas las entidades obligadas en Europa fueron alrededor de un 13,3% menores que en 2019 (según lo publicado en la web de la Unión Europea Emissions trading: greenhouse gas emissions reduced by 13.3% in 2020 | Climate Action (europa.eu)). Esto significa que los derechos de emisión que se canjearán en el mercado podrían ser más de lo "normal", lo que reduciría aún más la oferta de bonos en circulación a partir de septiembre de 2021. Se espera que la notificación de los derechos de emisión sustraídos en virtud del mecanismo MSR se realice a principios de mayo de 2021.
Además, para este verano se espera que la Unión Europea introduzca cambios en el RCDE y el mecanismo MSR para adaptarlos a los nuevos objetivos de reducción fijados por el Green Deal (-55% de emisiones para 2030).

Otra de las novedades de este 2021 es el lanzamiento previsto para mediados de mayo del RCDE en el Reino Unido (de hecho, la primera subasta de bonos está prevista para el 19/5), dado que, tras el Brexit, el Reino Unido ha salido del RCDE europeo, pero aún no se ha definido por parte de la UE y el Reino Unido cómo se vincularán ambos sistemas RCDE para evitar el arbitraje o la existencia de "concesiones" sobre los costes de las emisiones en los dos mercados.

El CO2 de este año ha marcado a muchos

No todas las entidades obligadas a reducir sus emisiones tienen la vista puesta en el mercado, si tenemos en cuenta que, además de los productores de combustibles fósiles, entre las entidades obligadas se encuentran las siderúrgicas, las cementeras, las industrias del vidrio y el papel, así como el sector de la aviación. Es muy probable que varias empresas hayan presupuestado para 2020 un precio equivalente a casi la mitad del precio actual del mercado (recordemos que a finales de 2019 el CO2 cotizaba entre 24 y 26 €/tonelada mientras que hoy el precio está entre 45 y 47 €/tonelada) y que en la fase de compra hayan visto cómo los costes del CO2 casi se duplicaban respecto a los asumidos en el presupuesto.

Sin embargo, este aumento inesperado del precio para muchos podría favorecer la transición hacia tecnologías menos emisivas y la gestión "optimizada" de la oferta de cuotas de CO2, ya no con la lógica del presupuesto sino con la gestión de la cartera, un poco como lo que estamos acostumbrados a hacer hoy en día para la electricidad y el gas natural. De hecho, el CO2 puede comprarse tanto en el mercado al contado (en subastas primarias o mediante negociaciones bilaterales) como en el mercado de futuros, lo que permite una gestión más estructurada del riesgo de precios.
El objetivo de la UE, sin embargo, sigue siendo la transición hacia objetivos de emisión mucho más bajos que los actuales y los 45-47 euros/tonelada no parecen ser un nivel de precios lo suficientemente alto como para empujar a las partes obligadas a invertir en proyectos de reducción de emisiones. Por lo tanto, es posible que con el tiempo el precio alcanzado por las cuotas de CO2 supere ampliamente estos niveles.