El blog que marca la diferencia en los contratos energéticos

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2021 

Francia es el país europeo que más recurre a la energía nuclear para la generación de electricidad (más de la mitad de las centrales nucleares de Europa se encuentran allí), y su mix se caracteriza por una cuota de energía nuclear superior al 70% (sólo en 2020 esta cuota fue ligeramente inferior al 70% debido al mantenimiento prolongado de las centrales).

El mundo del suministro de energía ha cambiado drásticamente en los últimos años, y sigue haciéndolo en el presente. La facilitación del acceso al mercado ha permitido la entrada de nuevos agentes, lo que hace que la competencia sea feroz; la tecnología avanza constantemente, lo que obliga a los profesionales a actualizarse para no quedarse atrás.

El principal reto del K.A.M. moderno es ofrecer un servicio único y personalizado a los clientes y, al mismo tiempo, optimizar sus márgenes.

Una nueva era para la gestión de contratos multiclick

En un entorno cada vez más competitivo, no siempre es fácil desempeñar el papel de key account manager (K.A.M.), que abarca varias actividades además de las ventas. Por lo tanto, es necesario mejorar la estrategia empresarial de la comercializadora, optimizando los contratos multiclick. 

No basta con celebrar contratos con empresas de suministro de energía; además, hay que dedicar tiempo y atención a los clientes, anteponiendo su satisfacción y comprobando continuamente la calidad del servicio prestado. Estas tareas consumen mucho tiempo, especialmente si hay un gran volumen de contratos y clientes que gestionar.

Para destacar y sobrevivir, la comercializadora de energía necesita ayuda para acompañar al cliente paso a paso en función de sus objetivos, quizá incluso mejorando la planificación y la gestión de los procesos.

Proponer ofertas personalizadas, garantizar la transparencia y la claridad son valores añadidos que permiten a la comercializadora retener a sus clientes y ofrecer el mejor servicio posible.

Además, las tareas del KAM también incluyen otros servicios, como la optimización energética. Mediante el análisis de los datos de consumo, un buen key account manager puede identificar los puntos clave y acompañar al cliente en la optimización del consumo energético.

Pero, ¿cómo hacer todo esto manteniendo unos márgenes elevados? La transformación digital lo hace posible.

Lo digital: un elemento crucial para las comercializadoras en los contratos de precio variable con multiclick

La inspiración puede provenir de la vida cotidiana: en el último año nos hemos enfrentado a nuevos e importantes retos, como individuos y como empresas, y lo hemos conseguido con la ayuda de las herramientas digitales.

El cambio drástico de los métodos relacionales a los que estábamos acostumbrados ha puesto de manifiesto muchas carencias, pero también nos ha mostrado el potencial de lo digital. Muchas empresas se han reinventado, tanto en términos de ventas como de organización interna.

La transformación digital en el sector B2B va en aumento; esta tendencia se ha acelerado por la pandemia mundial.

Según un estudio de McKinsey, "las empresas B2B de alta tecnología informaron de reducciones de costes del 10% al 20%, con un aumento de los ingresos del 10% al 15% debido a la transformación de los procesos de experiencia del cliente."

Hay muchas industrias que tienen potencial de crecimiento con la transformación digital, entre otras cosas porque es un mercado menos maduro que la digitalización B2C. La transformación digital ha simplificado los procesos de acercamiento a los clientes también para el B2B, al proporcionar plataformas económicas, marketplaces o plataformas para compartir vídeos.

Por ejemplo, según McKinsey, las industrias químicas podrían desbloquear 200.000 millones de dólares de valor reduciendo los costes, mejorando los precios y quitando valor a los competidores.

El sector energético también puede beneficiarse mucho de la tecnología digital. Un estudio de la Agencia Internacional de la Energía (I.E.A.) demuestra que el uso de la tecnología digital en el análisis y la gestión de datos en el sector energético puede reducir considerablemente los costes de operación y mantenimiento.

Esta reducción puede lograrse mediante una gestión preventiva que reduciría los costes en un 5% de aquí a 2040, lo que supondría un ahorro de 20.000 millones de dólares al año para las empresas y los consumidores ávidos de energía.

Las 5 claves digitales de los contratos multiclick y mucho más  

¿Cómo se puede aplicar la digitalización en la práctica? Hay varias formas en las que lo digital puede simplificar las tareas del KAM de la comercializadora. En particular, la ayuda llega para aquellas funciones y servicios que requieren una gestión compleja, como los contratos de gestión de carteras.

1. Aprovechar al máximo el análisis del mercado
   El análisis predictivo desempeña aquí un papel fundamental; una combinación de técnicas estadísticas, aprendizaje automático y minería de datos que proporciona predicciones sobre las tendencias futuras. Especialmente en el caso de los contratos con clicks, el análisis predictivo puede ser una ventaja, ya que proporciona la comercializadora los medios para realizar previsiones de mercado precisas y oportunas. Dedicar un servicio ad hoc a un cliente a través de la consultoría que permite una gestión óptima del suministro significa destacar en el mar de la competencia.
   
   
2. Mejorar la planificación y la gestión de los procesos
   La optimización no es sólo económica, sino también funcional: las tecnologías digitales mejoran la planificación y gestión de los procesos. En particular, la automatización es útil para tareas manuales que una máquina realizaría en menos tiempo y con menos esfuerzo, optimizando el rendimiento. Adoptar un enfoque estructural de la gestión de contratos, por ejemplo, utilizando una herramienta de calendario, permitiría al KAM centrarse en otras actividades sin dejar de ser profesional.
   
   
3. Garantizar la transparencia comunicativa
   La transparencia comunicativa, que en el caso de los contratos multiclick puede incluir el acompañamiento de los clientes en su entrada inicial en el mundo de los mercados energéticos, también puede ser un factor decisivo. En el caso de los contratos de precio variable, la justificación de las decisiones tomadas, por ejemplo, ofreciendo garantías sobre la calidad de los datos utilizados, se convierte en una cualidad adicional.
   
   
4. Acompañar a los clientes, paso a paso, según sus objetivos
   Un valor añadido en el ámbito de la satisfacción del cliente es la proactividad: una buena comercializadora pone a disposición del cliente personas formadas y capaces de aportar soluciones y propuestas.
   
   
5. Proponer ofertas personalizadas
   La personalización de las ofertas es uno de los principales valores añadidos que una comercializadora puede dar a sus clientes. Existen varios criterios de personalización: garantías de origen, avales, fijación flexible... en función de las necesidades de cada cliente, se pueden solicitar ofertas a medida que sean competitivas tanto en calidad como en coste.
   
   

En resumen, en un entorno incierto por la recesión mundial y la presencia de una competencia variada, es imperativo destacar.

Para ello, es necesario ofrecer servicios personalizados y una atención al cliente de alta calidad: esta es la base. Además, son muchos los valores añadidos que un profesional puede aportar a su trabajo, como la transparencia, la sencillez y la puntualidad de los informes.

También es esencial que la comercializadora pueda mantener un margen elevado y evitar dedicar demasiados recursos, incluido el tiempo, a la gestión de los clientes.

Por tanto, ayudar a los KAM a conseguirlo sin pasar noches en vela y sin descuidar otros aspectos fundamentales de su trabajo puede venir de la mano del mundo digital.

Acostumbrados, lamentablemente, a leer casi cada día el mismo titular sobre cómo sigue subiendo el coste de la luz en España, toca analizar si este 2021 el precio de la factura eléctrica de un hogar medio quedará como el de 2018, otro año históricamente muy caro, pero no tanto.

Para frenar el impacto de esta escalada del precio de la electricidad, el Consejo de Ministros de España aprobó una batería de medidas para su entrada inmediata en vigor, de modo que sus efectos se pudieran percibir lo antes posible.

Medidas aprobadas sobre la factura eléctrica

1. Reducción del Impuesto Especial de la Electricidad (IEE), que se aplica antes de la base imponible, al 0,5% (mínimo establecido por normativa europea).
2. Suspensión del Impuesto sobre el Valor de Producción de Energía Eléctrica, que gravaba la actividad de generación eléctrica con un 7%, hasta final de año.
3. Inyección extra hasta los 900 millones de euros en la aportación para la recaudación de las subastas de CO2, principal causante del elevado precio de la electricidad como hemos analizado en anteriores artículos, destinada a cubrir costes del sistema eléctrico hasta los 2.000 millones.
4. Minoración temporal de los ingresos extraordinarios que han percibido tecnologías no relacionadas con el gas natural provocado por su elevada cotización.
5. Creación de un nuevo mecanismo para fomentar la contratación de electricidad a largo plazo.
6. Modificación de la Ley de Aguas, con el objetivo de controlar el ritmo de desembalsado y los volúmenes mínimos de reserva.

A estas medidas hay que sumarle la reducción del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) del 21% al 10%, aprobada en Junio, hasta finales de año.

Impacto aproximado en una factura media

Entradas en vigor, según la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) supondrán una reducción de entre 24,8 y 28,05 € en la factura eléctrica de un hogar medio, de 4,6 kW de potencia contratada y 3.500 kWh de consumo. Esto equivale, en porcentaje, a una reducción de entre el 28% y el 33% si los precios de la electricidad en el mercado mayorista se mantienen en valores similares a los registrados entre Junio y Septiembre, cerca de los 100 €/MWh.

Tabla 1. Ahorro aproximado y evolución de la factura. Fuente: OCU.

La batería de medidas aprobadas pretende ser una solución temporal a un problema que tiene perspectivas de continuar a medio plazo. Por tanto, si los precios del gas continúan subiendo, algo lógico considerando que aumentará la demanda energética en Europa por las bajadas de temperatura, y los de los derechos de emisión de CO2 también, probablemente estas medidas queden cortas.

Hay que ser conscientes de que esto es un problema a nivel europeo, pero que cada país tiene herramientas para hacerle frente o, al menos, intentarlo. Por tanto, cada nación puede tomar medidas adecuadas a su propio mercado para atenuar su impacto. Reducir y adaptar el consumo energético son aliados del autoconsumo solar, ahora mismo más que nunca. Pero si esto no es suficiente, ¿existen otras medidas a considerar a medio plazo?

1. ¿Y si la bajada de impuestos fuera mayor?

En la actualidad, el impuesto eléctrico, que ha bajado al 0,5%, está casi exento en ciertas industrias con el objetivo de mantener la competitividad de las empresas industriales con un alto consumo eléctrico. Sin embargo, la coyuntura actual obliga a revisar si este impuesto es prescindible a medio o largo plazo, puesto que grava tanto la potencia como el consumo de una factura antes de la base imponible y, aunque se haya reducido al mínimo según normativa, su impacto es aún considerable en empresas de tamaño medio-grande que lo pagan.

Otra de las opciones que se pueden analizar es una rebaja fiscal a partir de sacar peajes fuera de la factura e introducirlos en los Presupuestos del Estado, que a su vez pueden ser costeados por la recaudación que el Gobierno está recibiendo por los elevados precios de los derechos de emisión de CO2.

2. ¿Se puede modificar la tarifa regulada?

El PVPC (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor) es, a pesar de las variaciones del mercado, la tarifa más económica para consumidores que se pueden acoger, con un precio de hasta un 20% menos de media que los contratos fijos con comercializadoras libres.

Aun así, podría existir la posibilidad de cambiar el diseño del PVPC, actualmente indexado al precio del mercado mayorista OMIE que, como consecuencia, sufre su volatilidad y se repercute, directamente, a consumidores de menos de 10 kW, residenciales.

Una opción estudiada es cambiar su indexación a indicadores estables para reducir su exposición a la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Incluso algunas eléctricas de referencia, las que ofrecen el PVPC, han propuesto eliminar la tarifa como tal y buscar otra vía de suministro que proteja al consumidor, tal vez con contratos PPA o bilaterales especiales.

3. ¿Sigue siendo el mercado marginalista buena opción?

Aunque en épocas de abundantes recursos naturales el mercado se ha encargado de otorgar a las renovables el poder de reducir considerablemente el precio de la electricidad, se ha generado el debate de si el actual modelo de mercado de fijación de precios, en el que todos los generadores que han conseguido vender su energía reciben un mismo precio, es adecuado. La última tecnología que haya entrado, la más cara, fija el precio.

En el sistema actual, con menos tecnologías convencionales y más renovables, mantiene a las primeras como las prioritarias por su garantía de suministro y no da beneficio a la energía limpia complementaria (cuando no hay sol, puede haber viento y viceversa).

4. ¿Beneficios caídos del cielo?

Las centrales nucleares y las hidroeléctricas se favorecen con lo que se conoce como "beneficios caídos del cielo" o "dividendos del CO2", dado que su aporte al mix energético es gestionable (en cierta medida de las nucleares), y se benefician de los altos precios del ciclo combinado.

Tabla 2. Evolución de los impuestos a las nucleares. Fuente: Energía y Sociedad.

Según datos del Foro Nuclear de España, los costes actuales de la generación nuclear se estiman en torno a 57 € por MWh de electricidad generado. La principal diferencia entre estos niveles de coste radica en la enorme carga impositiva que soportan las centrales nucleares en España, y que supone alrededor de 23 €/MWh. Por tanto, con precios de mercado de 80 €/MWh, son tecnologías rentables.

La comparativa con el modelo de Francia ha sido también muy común. Nuestro vecino tiene un 60% de su producción nuclear contratada con el estado a un precio concreto que protege a los usuarios residenciales y que asegura la rentabilidad de las centrales.

5. ¿Qué pasará con los derechos de CO2?

Con el precio del CO2 en niveles históricos que superan los 55 €/Tn y que siguen empujando al alto precio eléctrico, el principal beneficiario es la Hacienda Pública.

En 2020 se recaudó la cifra de 1.700 millones de euros, y la tonelada se movía en la horquilla de 20 a 30 euros. Por tanto, se puede prever que en 2021 los ingresos en las arcas públicas serán mucho mayores. De ahí la reflexión de si no se puede devolver a los consumidores parte de lo que han pagado de más por una electricidad que internaliza ese coste del CO2.

Sin temor a equivocarnos, podemos sospechar de que existe, en el mercado de los derechos de emisión de CO2, una especulación financiera. La Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA), de hecho, está estudiando una denuncia de abuso de mercado en el esquema europeo de comercio de emisiones que vincula el aumento en los precios del CO2 de este año con la manipulación de inversores financieros.

6. ¿Y si se compra la electricidad a largo plazo?

La firma de PPA’s renovables o contratos bilaterales con tecnologías limpias puedes ser también una garantía de tarifa económica. Sin embargo, aún no se dispone en España de la suficiente capacidad como para poder realizar este tipo de contratos para la cantidad de consumidores a nivel residencial que existe y, evidentemente, sería una medida discriminatoria en caso de poder facilitarse a unos sí y a otros no.

Aún así, facilitar con incentivos y o beneficios en otro tipo de impuestos a consumidores que quieran asegurarse un contrato a largo plazo con energía renovable podría trasladarse en una reducción de otros impuestos como, por ejemplo, el actual al CO2 de los vehículos.

Si las medidas aprobadas para la actualidad del sector son o no suficientes, lo veremos con el tiempo. El mismo que determinará si el mercado necesita una reforma estructural o no.

Una de las decisiones más complicadas a la hora de gestionar un contrato de suministro a precio variable con multiclick es la de fijar o no el precio de una parte de los volúmenes contractuales, entrando en el periodo de consumo (conocido como periodo de entrega) parcialmente expuesto al precio del mercado spot.

Para hacer esta elección, es necesario dotarse de las herramientas adecuadas y comprender y evaluar cuidadosamente los pros y los contras, así como el calendario.

Ventajas e inconvenientes de la tarificación variable en la entrega

La ventaja innegable del precio indexado en la entrega es la oportunidad de conseguir ahorros, incluso importantes, si los precios al contado son inferiores a los precios a plazo antes del periodo de consumo. Si los precios de entrega son realmente más bajos que el precio del "click potencial", entonces el delta de precios es una optimización atractiva.

¿Cómo evaluar entonces el coste de oportunidad de permanecer expuesto a los precios al contado (es decir, no arriesgarse con el último click) y cuándo tomar esta decisión?

> Visión de mercado: En primer lugar, la visión del mercado es importante. Si el mercado es bajista y a medida que nos acercamos al periodo de entrega las condiciones fundamentales indican que el descenso de los precios debería continuar sin alteraciones, entonces tiene sentido considerar si pedir las últimas fijaciones (sin embargo a mejores precios que en meses anteriores) o mantener algún volumen indexado en la entrega e intentar aprovechar la oportunidad de un nuevo descenso.

En cambio, en una situación de mercado alcista, incluso antes de considerar la posibilidad de permanecer a precio variable en la entrega, es necesario evaluar cuánto está dispuesto a soportar como coste adicional si el mercado alcista persiste realmente durante mucho tiempo. No es prudente no solicitar un click (porque el precio de hoy sea demasiado alto) esperando en un cambio de dirección de los precios no soportado desde la visión de mercado, es un poco como no parar en la última gasolinera cuando se está en reserva esperando llegar a la siguiente con el coche todavía en marcha.

> Cuantificar el ahorro previsto: Además de la visión del mercado, que es esencial para tomar la decisión correcta, es útil tener en cuenta qué parte del volumen puede dejarse a un precio variable y hacer algunos cálculos (una especie de análisis de sensibilidad) para cuantificar la posible ganancia o pérdida que se puede producir.

Tomando un ejemplo sencillo, un cliente quiere considerar la posibilidad de dejar una parte del volumen de 1 MW de carga base (cifra redonda para simplificar) en Q4-2021 a un precio variable. El volumen total en MWh se calcula multiplicando 1 MW por las horas del T4-2021, es decir, 2.209 y, por tanto, será igual a 2.209 MWh. Por cada euro/MWh de más o de menos en los precios, el delta en euros para el cliente es de 2.209 euros.

Esto sirve para obtener un orden de magnitud de las consecuencias, positivas o negativas, de un movimiento del precio unitario en relación con el coste de la propia oferta. En este punto, se puede evaluar el ahorro o las pérdidas potenciales que sugiere la visión del mercado y ver si merece la pena seguir expuesto al precio variable.

Si faltan varios meses para la entrega y la visión del mercado es fuertemente bajista, puede valer la pena no solicitar el último click para dar tiempo a que los precios hagan su descenso, aprovechando la bajada esperada cuya magnitud será entonces el motor de elección, junto con una visión bajista actualizada/reconfirmada. 

Haber conseguido un ahorro con respecto a meses antes permite al cliente elegir entre "conformarse" con un click de precios más ventajoso o arriesgarse a la volatilidad de los precios al contado con la esperanza de mejorar aún más el precio de compra del suministro. En este caso, cuantificar el ahorro ya conseguido en euros también permite valorar con mayor claridad la decisión de entrar en la entrega expuesta al precio del mercado o no.

Sin embargo, si el mercado va a subir, la elección debe hacerse necesariamente por adelantado. Hacer el último click antes de que los precios puedan seguir subiendo es, de hecho, la elección implícita de no quedar expuesto a los precios en la entrega.

Por lo tanto, en general, cuando los precios suben la elección debe hacerse con antelación, cuando los precios bajan se puede permitir ir unos días antes del periodo de consumo para decidir si se entra en la entrega con una parte del volumen a precio variable o no. Sin embargo, hay una pequeña advertencia.

Aparte de la mayor volatilidad que se encuentra en los precios justo antes de la entrega, conviene comprobar no sólo la disponibilidad de la comercializadora para un arreglo de última hora (la alternativa a no hacer el último click, ¡nunca se sabe!) sino también la liquidez del mercado. Los periodos vacacionales, como el final de diciembre, suelen inhibir la capacidad de la comercializadora de ofrecer un precio conveniente para un click debido a la escasa liquidez del mercado, lo que conlleva mayores costes operativos y, por tanto, puede minar la serenidad con la que sería bueno hacer esta elección.

En conclusión

Aunque la posibilidad de ahorrar puede ser muy atractiva, hay que recordar que la dinámica de los precios al contado puede ser difícil de predecir con mucha antelación y que el calor repentino, sobre todo el frío, la baja producción de renovables y otros factores pueden hacer mella en los precios al contado, provocando incluso oscilaciones de precios bastante importantes.

Este riesgo es mayor cuando contractualmente sólo se puede exigir un click durante un periodo de tres meses (trimestres). Decidir si permanecer expuesto a los precios del mercado al contado durante tres meses consecutivos (en los que puede ocurrir cualquier cosa, desde un cierre que haga caer los precios hasta un problema en una tubería de gas que los haga subir) es muy diferente a tomar la misma decisión para un solo mes a la vez.

En cualquier caso, una buena visión del mercado, combinada con la capacidad de evaluar el impacto económico potencial de la elección, es la mezcla perfecta para tomar decisiones de optimización. Todo depende de la propensión al riesgo de cada cliente y de sus objetivos de optimización, y no existe un método universalmente válido para hacer este tipo de elección. También porque, si bien es cierto que quien no juega no gana, también lo es que a veces es preferible perder una oportunidad de ahorrar antes que exponerse a riesgos que no se está seguro de poder o querer soportar.

Artículo traducido por Giulia Romani

Entender el mercado, prever la evolución de los precios, adivinar la evolución de la situación y anticipar los movimientos. Estas actividades, que son la cruz y el deleite de todo trader o analista, también se han convertido en algo muy importante para los clientes que consumen electricidad o gas en grandes cantidades y que tienen que decidir un click o evaluar un nuevo suministro. Pero, ¿cómo funcionan los análisis o modelos que utilizan los operadores para entender cómo puede moverse el mercado?

Dime qué análisis haces y te diré quién eres

Existen diferentes tipos de análisis que pueden utilizarse para intentar anticiparse a los movimientos de los precios y beneficiarse económicamente de ellos.

Los análisis son un poco como la ropa: cada uno se siente cómodo llevando un traje diferente, pero el propósito de vestirse sigue siendo el mismo: cubrirse.

De la misma manera, cada trader, analista u operador trabaja y se centra en un determinado tipo de análisis que le es más afín y el objetivo sigue siendo el mismo, es decir, en este caso, anticiparse a un movimiento del mercado, entender lo que va a pasar y actuar en consecuencia.
Entre los diferentes tipos de análisis posibles, seguramente todo el mundo ha oído hablar del análisis técnico y del análisis fundamental.

Análisis técnico

El análisis técnico es un método de análisis que trata de predecir los movimientos futuros del mercado mediante la búsqueda gráfica de patrones, es decir, pautas típicas, y niveles de precios que "canalicen" el movimiento actual del mercado en cifras recurrentes. Por ejemplo, si el precio del CO2 oscila dentro de un "canal" entre un mínimo y un máximo, con el análisis técnico esperamos que cuando se alcance el máximo, el precio vuelva a bajar, mientras que cerca del mínimo rebotará de nuevo.
El análisis técnico es una metodología de análisis derivada de los mercados financieros y se utiliza principalmente en mercados muy líquidos, como el del CO2. Últimamente también se está abriendo camino en los mercados de la electricidad y el gas, pero más como apoyo al análisis fundamental que como método independiente de predicción de precios.

Análisis fundamental

El análisis fundamental, mucho más habitual en los mercados de la electricidad y el gas, se basa en el estudio de los drivers fundamentales, es decir, los factores que inciden en el estado general del sistema de oferta/demanda y, por tanto, tienen un impacto directo en la evolución de los precios.
El equilibrio entre la oferta y la demanda es el mecanismo de formación de los precios. Por ejemplo, si se espera que lleguen muy pocos barcos de GNL a Europa el mes que viene, suponiendo que la demanda de gas natural no cambie, es fácil ver que una menor oferta de gas provocará un aumento de los precios.

El análisis fundamental, por lo tanto, significa evaluar el impacto de todos los elementos de la oferta y la demanda, tratando de predecir si el equilibrio es posible en los niveles de precios actuales o si, por el contrario, la balanza debería inclinarse más hacia un aumento de los precios (escasez de oferta o aumento de la demanda de materias primas) o hacia una disminución (abundancia de oferta de materias primas o disminución de la demanda).

A menudo, el análisis de los fundamentos por sí solo no es suficiente para obtener una visión, porque para estimar el impacto en los precios es necesario que los operadores evalúen también qué elementos psicológicos, si los hay, pueden hacer reaccionar a los mercados y cuál es el contexto macroeconómico.

Cómo funciona un modelo de estimación de la curva de precios esperada

Gracias al análisis fundamental, es posible obtener una visión, es decir, un escenario que prevea el futuro equilibrio de la oferta y la demanda, que indique también una expectativa con respecto a los precios.
Pero, ¿cómo pasamos de un análisis que indica una posible subida o bajada de precios a unos objetivos de precios reales? ¿Cómo se construye entonces la curva de precios esperada? Pues bien, un elemento que puede ayudar es el pasado.

Observar cómo han reaccionado los precios en el pasado ante una situación de oferta/demanda similar a la que suponemos en nuestra opinión nos permite especular sobre cuánto podrían subir o bajar los precios respecto a los actuales. Por ejemplo, si en el pasado un episodio de frío intenso en febrero hizo que los precios a plazo aumentaran entre un 5% y un 7% en comparación con el periodo anterior, esto puede utilizarse para cuantificar el aumento previsto si se produce una situación similar en el futuro.

En resumen, el trabajo de los analistas no es nada fácil y, a pesar de la experiencia, las habilidades y las mejores herramientas, es posible que a veces una visión del mercado no se realice debido a acontecimientos imprevistos. Lo cierto es que la constancia y el análisis continuo de los elementos fundamentales permiten, con el tiempo, conocer el mercado y aprender a interpretarlo, aprovechando las oportunidades de ahorro o ganancia y permitiendo un mejor enfoque de la gestión energética.

¿Qué es la estacionalidad?

La estacionalidad es un fenómeno, a menudo de origen climático o meteorológico, que provoca una dinámica recurrente y reconocible de alteración de la demanda o de la oferta de un bien, que se traduce en subidas o bajadas de precios.

El factor más importante de la estacionalidad es el carácter cíclico con el que se repite un cierto desequilibrio entre la oferta y la demanda, lo que da lugar a cambios de precios que tienden a ser predecibles.

Tomando un ejemplo típico de nuestra vida cotidiana, sabemos que comprar fruta de verano fuera de temporada suele costar más porque hay menos disponibilidad, mientras que comprarla en verano cuesta menos porque hay mucha oferta.

Mientras que lo que es predecible es (normalmente) el movimiento de los precios debido a la estacionalidad, lo que no es predecible es la magnitud de este movimiento o si la estacionalidad tendrá un efecto más fuerte o más débil. En los años en los que hay poco sol/demasiada lluvia u otros elementos que se desvían de la normalidad, la oferta de fruta de verano puede ser menor y los precios más altos de lo habitual o viceversa, los años especialmente buenos tienden a bajar más los precios.

La ciclicidad y previsibilidad de un evento estacional, por tanto, puede sufrir alteraciones debidas a elementos anómalos que comprometen la posibilidad de predecir la tendencia real de los precios.

Estacionalidad del gas natural

Está claro que la estacionalidad es un elemento bastante común en la vida cotidiana, pero cuando se trata del gas natural y la electricidad, la dinámica estacional puede ser menos inmediata y sufrir elementos de alteración que comprometen su tipicidad.

El gas natural, especialmente en Italia y Europa, pero en general en todo el mundo, está sujeto a la dinámica estacional propia de su uso para calefacción. En invierno, cuando hace frío, aumenta la demanda de gas para mantener calientes las habitaciones en las que vivimos, trabajamos, comemos, etc.

Por tanto, la demanda de gas es mayor, el gas almacenado se usa y los precios tienden a ser más altos que en verano.

Durante el verano, cuando la calefacción no es necesaria y la demanda es significativamente menor, los precios son normalmente más bajos y el gas se compra para llenar los almacenes y reponer las existencias para su uso en el período frío.

La curva de precios a plazo refleja normalmente esta dinámica estacional, y es posible describir una "estacionalidad teórica" que indica las relaciones de precios que deberían existir entre los distintos trimestres del año en ausencia de otros acontecimientos fundamentales que alteren el equilibrio entre la oferta y la demanda.

El primer trimestre suele ser el más caro, precisamente por el pico de temperatura que aumenta la demanda de gas para calefacción doméstica. En los trimestres de verano los precios suelen ser más bajos que en invierno y bastante similares: en el segundo trimestre las temperaturas primaverales provocan un importante descenso de la demanda de gas para uso doméstico, que no se compensa con la demanda de inyección en el almacenamiento, que alcanza su máximo en el segundo trimestre.

En el tercer trimestre, el descenso de la demanda de inyección en el almacenamiento se ve compensado por una mayor demanda de gas para uso termoeléctrico debido a la necesidad de refrigeración provocada por las temperaturas estivales. Por último, en el cuarto trimestre, cuando comienza el invierno, la demanda de gas para calefacción provoca el aumento de los precios, que alcanza su punto máximo, como se acaba de mencionar, en el primer trimestre.

Tendencia de los trimestres de estacionalidad para el gas

Esta "estacionalidad teórica" de los precios del gas puede, sin embargo, verse amplificada o, a la inversa, totalmente contrarrestada, por factores ajenos que intervienen de forma anómala para modificar el orden de la demanda o de la oferta. Por ejemplo, un invierno extremadamente benigno, en el que la demanda de gas es menor de lo habitual, puede terminar con unos niveles de gas almacenado muy superiores a los esperados (esto ocurrió en 2019), provocando así una caída muy acusada de los precios en el periodo estival debido a una demanda de inyección en el almacenamiento menor de lo normal.

Por el contrario, en este turbulento 2021, la típica estacionalidad de los precios del gas se ha visto completamente alterada y anulada por factores contingentes. Unas existencias muy reducidas a finales del invierno, la persistencia del frío en primavera y una demanda asiática extremadamente elevada son algunos de los elementos que apoyaron los precios, que subieron de forma constante a lo largo del año hasta alcanzar niveles nunca vistos.

Estacionalidad de la electricidad

La electricidad, a diferencia del gas natural, tiene una estacionalidad que depende estrechamente del país en cuestión y de su combinación energética.

En el primer trimestre, el periodo más frío del año, debido a que los precios del gas están en sus "máximos estacionales", producir electricidad con energía termoeléctrica es más caro. Por lo tanto, también en el caso de la energía, el primer trimestre debería ser el más alto del año. En el segundo trimestre, el menor coste del gas se complementa con la producción hidroeléctrica debida al deshielo, la llamada Run Of River, que, según la abundancia o no, puede extenderse desde abril hasta principios/mediados de julio. Por ello, el segundo trimestre debería ser el más bajo del año en cuanto a precios de la electricidad, seguido del tercero.

En los meses de verano, sin embargo, las altas temperaturas provocan una demanda adicional de electricidad para refrigeración y, por esta razón, los precios son algo más altos que en el segundo trimestre.

Por último, el cuarto trimestre sigue de cerca el aumento de los precios del gas, que conlleva un aumento de los costes de producción de la termoeléctrica y, en consecuencia, de los precios de la electricidad.

Por último, el cuarto trimestre sigue de cerca el aumento de los precios del gas, que conlleva un aumento de los costes de producción de la termoeléctrica y, en consecuencia, de los precios de la electricidad.

La tendencia de los trimestres sobre la estacionalidad de la energía

En general, es necesario comprender la estacionalidad de los mercados para poder prever la tendencia, aunque cada vez más a menudo las situaciones contingentes alteran el equilibrio y, por tanto, las proporciones "teóricas" de los precios de las que venimos hablando. Por eso, seguir con atención el mercado y controlar sus fundamentos es esencial si quiere optimizar su suministro de gas o electricidad.

Traducido por Giulia Romani

Una vez conocido qué es el mercado del CO2 en Europa, comprender el elevado precio de la electricidad en España requiere entender de dónde salen los importes correspondientes a los derechos por emitir CO2 que, junto al precio del gas natural, son los principales responsables de los elevados precios del mercado eléctrico OMIE.

Derechos de emisiones de CO2

Primero de todo, no todas las empresas pueden “contaminar”. Para que puedan hacerlo deben pagar unos derechos de emisiones de CO2. En España, esas empresas afectadas por el régimen de comercio de estos derechos aparecen en el listado de instalaciones sujetas a la Ley 1/2005.

Cualquier empresa, por tanto, que se encuentre inscrita en el registro anterior, queda afectada por la ley 1/2005. Esto implica que, siempre que esté en funcionamiento, deberá solicitar una asignación de derechos de emisiones, comenzando su operación en el RENADE (Registro Nacional de Derechos de Emisión de Gases de Efecto Invernadero), entidad dependiente del Gobierno que tiene por objeto la contabilidad exacta de la expedición, titularidad, transferencia y cancelación de derechos de emisión establecidos por las obligaciones constituidas en el marco de la Convención, el Protocolo de Kioto y los Acuerdos de Paris.

Una vez asignados sus derechos, se lleva a cabo un seguimiento y notificación de estos para tener un control. Una vez verificadas sus emisiones, se entregan sus derechos. En caso de que la empresa que esté incluida en el registro no obtenga sus derechos de emisión, se considera como una infracción administrativa muy grave.

Estas empresas con derechos limitados de emisión de CO2, algunas de las cuáles tienen cantidades gratuitas asignadas hace años, deben ir a mercado si necesitan emitir más CO2 y comprar derechos a través de procesos de subastas. La dificultad por encontrar ofertas disponibles y la cantidad de demanda elevan el coste de los derechos, lo que indica que las empresas están mostrando disponibilidad por pagar mucho por seguir contaminado.

De ahí que se haya abierto el debate de fijar precios máximos o mínimos o, por otro lado, limitar el funcionamiento del mercado. Aunque la naturaleza de este fue incentivar a las empresas a invertir en mecanismos para mejorar la eficiencia energética de sus procesos, como la captura de carbono, no existen a día de hoy suficientes herramientas para evitar al máximo la contaminación de muchas empresas y/o industrias. De ahí que muchas hayan adquirido como hábito acceder al mercado de CO2 para lograr derechos que las permitan seguir con su actividad.

Fig. 1: Evolución del precio del C02 en Europa en 2021. Fuente: SENECO

Pero ¿por qué sube el precio de la luz?

Desde el origen del mercado, la Comisión Europea estableció medidas para lograr que el precio de los derechos sea cada vez mayor con el propósito de incentivar esa eficiencia energética y que las empresas redujeran sus emisiones.

Si el precio es cada vez más alto, se debería conseguir que las empresas vean mayor rentabilidad en invertir en mecanismos de eficiencia energética. Pero eso no ha sido así, o al menos es lo que se refleja según la evolución del mercado, que ha despuntado en los últimos dos años, en los que los derechos de emisión de CO2 han pasado de 4 €/tonelada a principios de 2018 a los actuales valores de más de 50 €/tonelada.

Cuando, en el mercado eléctrico español, el generador de electricidad oferta su producción, contempla cubrir todos sus costes y obtener un margen de beneficio económico. Por tanto, cuando sus derechos de emisión son más caros, el generador debe cubrir más costes y, con ello, elevar su oferta.

Pongamos como ejemplo una central de carbón. A los costes fijos de operación y mantenimiento hay que sumarles los costes variables que, entre otros, incluyen el coste de la materia prima (carbón) y el coste por producir contaminando. Lógicamente, para mantener su rentabilidad productiva, la unidad de generación ofertará su producción a un precio anormalmente superior al de otras ocasiones cuando sus costes variables sean mayores.

Sin embargo, la empresa puede hacer otra cosa con sus derechos de emisión, no sólo reflejarlos en su oferta de producción. También puede venderlos en el mercado. En la opción primera, que lo emplee para producir electricidad, estará dejando de aprovechar la oportunidad de venderlo en el mercado para obtener un ingreso que, ahora mismo, es elevado debido a la alta demanda de estos derechos.

En la segunda opción, estará perdiendo la oportunidad de producir electricidad y obtener ingresos por ello. Por tanto, ¿qué le conviene a la empresa? Dependerá siempre de cuánto sea el coste de oportunidad, es decir, cuánto se deja de ganar por escoger una u otra opción.

Nueva legislación

Los límites del funcionamiento de este mercado parecen cada vez más próximos. Es por ello que, ahora, el Consejo de Ministros de España ha aprobado el proyecto de Ley por el que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico, que según indican rebajará la factura de la luz de los consumidores al cubrir costes del sistema con los ingresos extraordinarios que obtienen las centrales de generación que no emiten CO2 y son anteriores al nacimiento del mercado europeo de carbono.

La futura norma, que se tramita por la vía de urgencia para reducir cuanto antes la factura de los consumidores, se suma a las medidas ya adoptadas por el Gobierno para afrontar los elevados precios de la electricidad, como la rebaja del IVA del 21% al 10% o la suspensión del impuesto al 7% de la generación, que provocan un recorte del recibo final de los hogares superior al 12%.

El Ministerio espera que esta medida para frenar la escalada de precios de la electricidad logre los siguientes ahorros:

Fig 2. Evolución prevista del importe de la factura eléctrica. Fuente: MITECO
 

Un mercado sin suficientes reglas invita a la especulación, ¿sabemos a ciencia cierta que las empresas, con grandes pérdidas tras un año atípico de poca demanda eléctrica, no están especulando con estos derechos para maximizar sus ganancias y recuperarse económicamente?

Urge un organismo que revise el funcionamiento del mercado de los derechos de CO2 y sea consciente de que, a parte del grave problema que supone para la economía de los consumidores, emitir CO2 no puede seguir siendo un derecho de fácil obtención. Si no actuamos con urgencia para limitar el aumento de la temperatura global de 1,5ºC del acuerdo de París, el precio de la luz será un problema secundario.

El 14 de julio de 2021, la Comisión Europea presentó el "fit for 55", es decir, la propuesta de las medidas de aplicación para alcanzar los objetivos ya declarados en el Green Deal, confirmando el ambicioso compromiso de reducción de emisiones (-55% para 2030 respecto a las emisiones de 1990) y estableciendo los diferentes ámbitos de intervención para lograr la reducción de los gases de efecto invernadero y el desarrollo de una nueva economía sostenible y verde.

En este contexto, el papel de las energías renovables será fundamental y el objetivo propuesto para la cuota de energías renovables en la combinación energética europea para 2030 es de al menos el 40%.

Esto significa que en los próximos años deberíamos ver un nuevo aumento del número de plantas renovables instaladas en toda Europa para que los distintos países puedan cumplir sus objetivos nacionales propuestos.

Si bien el aumento de la cuota de las energías renovables contribuirá sustancialmente a reducir las emisiones de la producción de electricidad, también tendrá una serie de consecuencias para los precios de la electricidad y el gas natural.

Volatilidad del precio spot

Dependiendo de la presencia o ausencia de sol o viento, la gama de valores que veremos en los precios spot podría ampliarse y la volatilidad aumentar. En las horas o días en que la producción eólica o fotovoltaica sea especialmente abundante, es probable que los precios al contado estén deprimidos, a menudo cerca de 0 en las temporadas de menor demanda o incluso, como ya ocurre en Alemania, podrían ser negativos.

Por el contrario, la falta de generación a partir de fuentes renovables no programables requerirá un gran esfuerzo de las centrales programables (tendentes a las centrales hidroeléctricas y de gas natural) para llenar el vacío y equilibrar el sistema eléctrico de los distintos países.

La dependencia masiva del gas como fuente de generación y equilibrio de la demanda, debido a sus características flexibles y programables, hará que las centrales eléctricas de carbón sean cada vez menos competitivas, por un lado, pero contribuirá a que los precios se disparen en las horas o días en que falte la producción de las fuentes renovables no programables. En resumen, podemos esperar una gran volatilidad en los precios al contado y grandes diferencias de precios entre las horas en las que la producción de fuentes renovables no programables es abundante y aquellas en las que no lo es.

Volatilidad del mes anterior

Los productos a plazo más cercanos, en particular los meses y semanas anteriores, también se verán más afectados por la volatilidad debido a las expectativas de las previsiones de producción renovable. Ya hoy, especialmente en Alemania y los países nórdicos, donde los parques eólicos instalados representan una gran parte de la producción de electricidad, las previsiones eólicas hacen que los precios de las curvas a corto plazo suban o bajen de forma bastante repentina.

Es probable que esta dinámica se repita de forma acentuada en toda la zona europea, aumentando la volatilidad de los precios en la curva a corto plazo de el day ahead otro y el month ahead.

Acabando con las horas puntas

A medida que aumenten las instalaciones fotovoltaicas, el impacto más evidente en los precios podría ser una disminución del diferencial entre los precios en horas punta y fuera de ellas. Si bien es cierto que las horas nocturnas y de fin de semana suelen tener precios más bajos debido a la menor demanda, el aumento de la producción fotovoltaica podría disminuir los precios en las horas centrales del día (pico) y, a la inversa, la falta de ella por la noche podría aumentar el precio, reduciendo el típico diferencial de precios entre las horas "pico" y las horas no pico del día.

Gas natural

El papel del gas natural en la transición energética y el desarrollo de las energías renovables será indispensable. Cuanto mayor sea la proporción de las fuentes renovables no programables, mayor será la necesidad de recursos flexibles y programables para cubrir los huecos que queden. El gas natural, por tanto, tendrá un papel complementario al de las fuentes renovables no programables y el efecto sobre los precios podría ser múltiple.

Si, a igualdad de demanda de electricidad, la cuota de renovables es mayor, la demanda de gas para uso termoeléctrico podría disminuir, calmando en parte los precios, pero, por otro lado, la demanda puntual para el equilibrio de la red podría provocar un aumento de la volatilidad y, en consecuencia, mayores fluctuaciones de precios en el mercado diario.

Uno de los puntos fundamentales para la correcta gestión de un contrato de precio variable con click es la identificación de la franja de volumen mínimo que se puede cubrir a precio fijo.

El volumen mínimo sobre el que se puede solicitar un click suele depender de los volúmenes globales del cliente, que deben ser lo suficientemente elevados como para que la comercializadora pueda cubrir el riesgo de precio.

Así, un cliente con volúmenes elevados (por encima de 20 GWh normalmente) probablemente tendrá la posibilidad de cubrir franjas mínimas equivalentes al 10% de los volúmenes, mientras que un cliente con volúmenes menores el porcentaje mínimo permitido podría ser del 20 o el 25%.

Una vez definida la franja mínima para la que se puede solicitar un click, ¿cómo se elige qué parte del volumen se va a fijar?

En primer lugar, conviene planificar la estrategia de clicks, es decir, una pauta de optimización del contrato que permita alcanzar el objetivo de la organización sin dejar demasiado margen a la improvisación y la discrecionalidad. Por lo tanto, es necesario identificar los fines y objetivos de la optimización y los parámetros que serán útiles para planificar la estrategia (también hemos hablado de ello en el artículo "Cómo establecer una estrategia de click").

El clima es un factor con un gran impacto en los precios de la electricidad y el gas natural.

Las temperaturas, el viento, la lluvia, el sol o los huracanes son condiciones meteorológicas que modifican las condiciones del sistema energético europeo, aumentando o disminuyendo la demanda de energía y/o de gas natural, por lo que es importante comprender cómo y por qué reaccionan los precios a los diferentes factores meteorológicos.

Temperatura: cómo afectan los cambios a los precios

La temperatura es un factor muy importante y, por lo general, tiene un efecto directo en la demanda de gas natural o electricidad para uso doméstico (calefacción/refrigeración).

Cuando las temperaturas están por debajo de la media estacional en invierno, por ejemplo, aumenta la demanda de gas para calefacción y, en consecuencia, los precios del mercado al contado/corto plazo tienden a ser más elevados; si la condición de frío es persistente, el impacto de las temperaturas también se hace sentir en el mercado forward (a mes vista/trimestre vista y el resto de la curva, aunque es menos pronunciado a medida que uno se aleja en el tiempo).

Un invierno especialmente duro o un comienzo de primavera más frío de lo habitual, como ha sucedido este año, provocan de hecho una mayor demanda de gas para calefacción, el gas almacenado se consume a un ritmo superior al habitual y, como consecuencia, se crea una mayor necesidad de gas para la inyección de verano. Por el contrario, las temperaturas invernales muy suaves (como ocurrió en el invierno de 2018/2019) provocan una menor demanda de gas para calefacción, disminuyendo el uso del gas almacenado y, por tanto, dejando los almacenamientos más "llenos" de lo habitual al inicio de la temporada de inyección. Esto, a su vez, conduce a una menor demanda y, por tanto, los precios tienden a ser más bajos.

En verano, en cambio, las temperaturas muy superiores a las normales aumentan la demanda de electricidad para refrigerar los edificios, lo que provoca un aumento de los precios de la electricidad al contado y a corto plazo y, a menudo, también un aumento de la demanda de gas para uso termoeléctrico, lo que provoca subidas de precios más o menos duraderas en el mercado del gas. Por el contrario, un verano fresco, con temperaturas inferiores a la media estacional, tiende a provocar una disminución de la demanda de electricidad para uso civil y un descenso de los precios al contado.  

¿Por qué el viento y el sol son factores importantes en la evolución del precio de la energía?

Con el importante crecimiento de la cuota de renovables instalada en Europa, el impacto de la presencia o ausencia de viento y sol se ha convertido en algo muy importante, especialmente en los precios de la electricidad y el gas al contado y a corto plazo.

Si es fácil entender cómo la baja producción eólica provocada por la falta de viento puede hacer subir los precios de la electricidad al contado, quizá no sea tan fácil comprender cómo este factor suele repercutir también en los precios del gas. De hecho, cuando es necesario suplir la falta de producción de electricidad a partir de fuentes renovables, suelen ser las centrales de gas las llamadas a producir energía, precisamente por su modulabilidad y flexibilidad. Sin embargo, dado que el coste marginal de la producción termoeléctrica es mayor que el de la producción renovable, si hay una falta de producción renovable, los precios al contado de la electricidad tienden a ser más altos y los precios al contado del gas natural también pueden verse afectados al alza.

Por el contrario, cuando el viento y el sol son abundantes, la demanda de producción termoeléctrica suele ser menor, por lo que no sólo los precios al contado de la electricidad son más bajos, sino que el gas natural tampoco se ve afectado por una mayor demanda al contado.

Precipitaciones: ¿afectan a la producción hidroeléctrica?

En muchos países europeos hay un gran número de centrales hidroeléctricas que utilizan ríos o embalses para producir electricidad. Cuando las precipitaciones y las nevadas son escasas y los embalses no se llenan adecuadamente, en la estación siguiente, es decir, la primavera/verano, la producción hidroeléctrica tendrá una duración más corta o una intensidad más limitada. La baja hidraulicidad del sistema, por tanto, tiene un impacto no sólo cuando la producción hidroeléctrica es baja o alta (con un efecto evidente en los precios al contado), sino también en la parte de la curva a plazo de primavera (Q2) cuando, en los primeros meses del año, hay altas o bajas precipitaciones y el mercado "anticipa" el efecto en los precios de la mayor o menor producción hidroeléctrica prevista.

Además, la menor producción hidroeléctrica también repercute en el gas natural. La producción de electricidad a partir del gas natural, recurso flexible por excelencia, entra en juego para compensar el perfil de consumo descubierto por la energía hidroeléctrica; como resultado, la demanda incremental de gas natural se drena en el mercado, provocando un impulso alcista adicional.

El clima "extranjero" también afecta al mercado energético

Por último, hay que recordar que la creciente importancia de los flujos de GNL (gas natural licuado) que llegan a Europa ha "ampliado" el ámbito de influencia de ciertos factores (¡incluido el clima!) que hasta hace unos años no tenían tanto impacto en los mercados europeos. Por ejemplo, un huracán que bloquee las exportaciones estadounidenses de gas desde el Golfo de México o un calor abrasador (o un frío polar) en la zona de Japón/Corea del Sur que aumente drásticamente la demanda de gas son también de gran relevancia para el mercado europeo.

En resumen, el factor meteorológico es ahora absolutamente crucial para entender los mercados energéticos europeos. Así que atentos a las previsiones y puede que un periodo de mal tiempo traiga algo de buen rollo antes o después.

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