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

En España; menos demanda energética, mayor cobertura con renovables

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

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

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

El único aspecto que permite ahorrar es el precio

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

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

El mercado “respira” 

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

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

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

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

Límite e impacto esperado

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

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

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

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

El impacto en los ciclos combinados

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

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

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

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

Más capacidad “verde” que da sus frutos

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

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

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

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

Otro motor para bajar el precio

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

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

Precios ahora y en el futuro

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

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

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

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

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

Por el impacto de las renovables…

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

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

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

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

…y por la menor dependencia del gas

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

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

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

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

Un primer trimestre muy negativo

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

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

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

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

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

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

Generación

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

Transporte

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

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

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

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

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

Distribución

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

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

Comercialización

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Previsiones del precio del gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inputs principales para gestionar el riesgo a través de YEM Optimization

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué son los cierres?

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

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

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

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

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

¿Cómo tener una previsión real?

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

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

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

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

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

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

Conclusión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Enero – El récord efímero de Filomena

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

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

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

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

2. Febrero – Optimismo

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

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

3. Marzo – La calma que precede a la tempestad

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

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

4. Abril – Se aproximan nubarrones

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

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

5. Mayo – Se avecina tormenta

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

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

6. Junio – Comienza el diluvio

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

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

7. Julio – Tormenta que no cesa

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

8. Agosto – No hay paraguas que proteja

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

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

9. Septiembre – El Gobierno achica agua donde puede

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

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

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

10. Octubre – Sálvese quien pueda

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

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

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

11. Noviembre – Un halo de esperanza fugaz

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

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

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

12. Diciembre – Se ahogó el mercado

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

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

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

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

El miedo se propaga más rápido que cualquier virus. Esa frase hecha ha cobrado mucha relevancia en estos últimos meses a raíz de una noticia que ha comenzado a correr como la pólvora. La alerta de Austria a su población aconsejando qué necesitaría para hacer frente a un apagón masivo de electricidad en el país, y en todo el continente, ha desatado toda una locura de especulaciones e informes que apoyan dicho aviso. Sin embargo, la posibilidad de que España sufra un apagón de esas características es muy remota en la actualidad.

El ejército austríaco, tras conocer lo que estaba sucediendo en China y ver que las reservas de gas de Europa estaban a bajos niveles, se apresuró a analizar la posibilidad de quedarse sin suministro eléctrico durante varias semanas y sus efectos en la sociedad y en la economía. El gigante asiático, que ha tenido que racionalizar su producción eléctrica estableciendo horarios de consumo, cuenta con un sector eléctrico muy dependiente aún de combustibles fósiles y con una demanda eléctrica que supera su capacidad de producción, especialmente ahora en una época de recuperación económica tras la pandemia del covid-19.

Respecto al aviso de Austria, su ministra no habló de él como una posibilidad, sino como una certeza de la cual había que averiguar el “cuándo” iba a suceder. De este modo, el pánico se empezó a apoderar de buena parte del continente y cada país comenzó a analizar las posibilidades de sufrir ese apagón también en su territorio.

No obstante, el sector español cuenta con 3 claves que desmienten la posibilidad de sufrir en nuestro país un apagón masivo a corto plazo.

1· Un sector robusto

Comencemos diferenciando por qué se puede dar un gran apagón. El primer motivo es un fallo técnico en el sistema. Una tormenta que afecta a una torre de alta tensión o un árbol que cae sobre el tendido eléctrico pueden generar un cortocircuito en la red. Pero en España, donde estos casos lógicamente se dan de manera común, contamos con un sistema muy robusto gestionado por Red Eléctrica que permite que, si una zona cae, se pueda “conectar” otra para llevar la electricidad a la zona afectada.

Imagen 1: Mapa de conexiones eléctricas en España. Fuente Red Eléctrica

Viendo el mapa de la imagen uno se entiende más fácilmente como la generación tan distribuida a nivel nacional es una solución a posibles problemas de producción en uno u otro lugar. De ese modo, en España aprovechamos el recurso eólico de las zonas de la meseta castellana y Galicia, el recurso solar en el sur y la hidráulica de grandes ríos, por ejemplo, todos ellos apoyados por tecnologías térmicas que garantizan suministro eléctrico 24/7 y que están repartidas por prácticamente todo el territorio nacional.

Es más, el sistema eléctrico español (a diferencia del austríaco, por ejemplo), no depende en tan gran medida como otros de estar interconectado. Somos lo que se conoce como una “isla energética”. Por tanto, nuestra capacidad de producción es suficiente y garantizaría vivir “desconectados” de Europa, algo que no se puede decir de países del centro del viejo continente, mucho más dependientes de la producción nuclear de Francia o del gas natural de Alemania, por ejemplo.

2· Capacidad de producción

El segundo motivo es la falta de producción eléctrica. Y ese motivo es el más sencillo de desmentir, dado que ahí radica una de las grandes bazas para derribar el mito del gran apagón en España. La capacidad de generación está en torno a los 105 GW, mientras que la máxima demanda eléctrica jamás registrada alcanzó los 45 GW. Es decir, con todo en funcionamiento (aunque sea evidentemente imposible), podríamos abastecer a más del doble de la mayor demanda eléctrica nunca registrada en España. Por tanto, esa sobrecapacidad es garantía del “no apagón”. Incluso durante el fenómeno meteorológico de Filomena, en Enero de 2021, la demanda estuvo garantizada en todo momento a pesar del frío extremo y las condiciones climáticas tan adversas.

Aquí hay que detenerse para reforzar este argumento. Existen varios países que sí han sufrido estas faltas de electricidad por culpa de tener o bien poca cantidad, o bien poca variedad en la producción de su electricidad. Por ejemplo, un país con un 80% de hidro en su matriz, en un año sin lluvias sufrirá una crisis eléctrica. Así ha sucedido en países como Ecuador o Brasil, este último en este mismo año. EE. UU. o Sudáfrica, por ejemplo, también han sufrido apagones por falta de combustible. La dependencia de un recurso sí es un riesgo real de apagón masivo.

España tiene una matriz diversificada, con un 20% anual aproximado de electricidad procedente de la eólica, otro tanto de la nuclear, un 15% de la hidro, un 15% del gas natural, aproximadamente, y así hasta cumplir un 100% con prácticamente todas las tecnologías que, a día de hoy, pueden generar electricidad. Esto quiere decir que, si no llueve no hay que alarmarse, si no sopla el viento tampoco y, especialmente ahora, si hay poco gas, tampoco. Los precios de la electricidad suben, claro, pero eso no tiene una relación directa con la posibilidad de desabastecimiento.

Imagen 2: Mix energético de España. Fuente Red Eléctrica

Red Eléctrica, además, lo dejó claro. “El sistema eléctrico peninsular español cuenta con más de 107 GW de potencia instalada que duplica cualquier pico de demanda que se haya producido hasta el momento. Por ejemplo, el máximo histórico alcanzó una potencia instantánea de 45.450 MW (17 de diciembre de 2007 – 18:53h); y el máximo registrado este año 2021 (hasta el momento) llegó a una potencia instantánea de 42.225 MW (8 de enero -14:05h)”. Y además, añadió que “España dispone de los recursos suficientes para recuperar el servicio y el suministro en muy pocas horas. La resiliencia de nuestro sistema eléctrico ha quedado demostrada en numerosas ocasiones. Por ejemplo, durante la tormenta Filomena, que tuvo lugar a principios de año, el sistema eléctrico español no se vio comprometido y garantizó el suministro eléctrico”.

3· Isla energética

Como hemos explicado en anteriores artículos, los elevados precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 son causantes del alto precio de la electricidad. Sin embargo, los efectos de estos altos precios no deben repercutir en una falta de suministro, sino en un problema de liquidez del mercado ya que muchas comercializadoras no pueden abordar los pagos de garantías o de compra de electricidad. Ello está haciendo que muchas comiencen a quebrar.

Por tanto, la ausencia de gas es un problema económico sin repercusión directa en la capacidad de suministro eléctrico, que se puede compensar con más producción de otras tecnologías en caso de necesidad. Por mucho gas que falte, algo que ya ha ocurrido, no va a dejar de haber electricidad porque el mix energético del país no depende de los ciclos combinados. Además, los últimos anuncios del presidente de Rusia, Vladimir Putin, y los comunicados de Enagás, el operador de gas de España, han dejado claro que el suministro del combustible está garantizado para el invierno, en principio.

Posibilidad real

Aunque es cierto que jamás se puede asegurar algo al 100% y que las cosas pueden siempre torcerse, el riesgo de apagón eléctrico masivo en España no existe en las condiciones que se han planteado en la actualidad, dado que tenemos un sistema robusto, bastante independiente del sistema eléctrico europeo y con una gran capacidad de producción con varias tecnologías independientes entre ellas.

Cada sistema tiene sus características de generación y de interconexión, por tanto, cada país tendrá un riesgo asociado diferente al de su vecino. Lo que se debe hacer siempre es analizar cómo es cada uno y evaluar si puede haber un gran apagón por unas u otras circunstancias.

Hay un gran damnificado por la escalada de los precios del mercado eléctrico en España que parece quedar relegado a un segundo plano tras los consumidores finales. 

Las pequeñas y medianas comercializadoras eléctricas deben competir por ofrecer modalidades de contratación con márgenes económicos muy reducidos si quieren captar nuevos clientes. La ferocidad y competitividad del mercado obliga a ello. Además, el riesgo de firmar contratos con clientes a largo plazo sin tener una compra de energía asegurada a un precio inferior al de venta está llevando a numerosas compañías a una tensión extrema en sus cuentas de tesorería, incluso a la desaparición o quiebra por banca rota. 

Octubre de 2021, el peor de la historia 

La escalada de precios parece haber tocado su techo este pasado mes de Octubre, con un valor medio de 135 €/MWh en casi todos los mercados de Europa. Si ya Septiembre estableció numerosos récords, en Octubre los precios se alzaron en prácticamente todo el continente, siendo Italia el que registró el más alto con 217,63 €/MWh, y la mayor subida respecto al mes anterior, un 37%.  

Pero en lo que a este artículo concierne, sobre el precio en España y su efecto en las comercializadoras pequeñas, el MIBEL de la península ibérica subió un 447% para España, y un 449% para Portugal respecto al mismo periodo del año pasado. Y esto repercute en las cotizaciones a futuro, dado que, aunque se prevea que los precios se estabilizarán gracias a tener más reservas de gas o la inyección económica a los derechos de CO2 para bajar sus costes, el descenso esperado no es suficiente y los productos en OMIP (mercado de cotizaciones a futuro) de Q1 o de YR+1 siguen disparados, inasumibles para las pequeñas y medianas comercializadoras. ¿Cómo van a competir con las grandes? 

Fig. 1: Cotizaciones Q1 y YR1 en los mercados europeos. Fuente: Aleasoft 

Las que más lo sufren 

El segmento de eléctricas con menos de 100.000 clientes, aproximadamente, y que no cuentan con generación energética, lo que se conoce como empresas verticalmente integradas, y que además no hayan firmado acuerdos de abastecimiento fuera del mercado, son las que más riesgo están asumiendo al vender a sus clientes a unos precios que no pueden mantener.  

El número de comercializadoras en España se ha multiplicado por 3 en la última década. ¿El motivo? entrar al negocio es atractivo cuando se pueden depositar las garantías necesarias en REE y en OMIE, se tiene ya una cartera de clientes y la capacidad de operar en el mercado. Comprar y vender con un margen, sin necesidad de infraestructura ni logística, es un negocio apetecible. Sin embargo, muchas de ellas no disponen de la capacidad financiera que se necesita para, ahora, soportar la enorme volatilidad del mercado, y es que además de pagar la electricidad a precios desorbitados, las garantías que deben depositar suben de la misma manera, lo que asfixia la capacidad financiera ya de por sí afectada de ese segmento de comercializadoras. 

Aunque la CNMC pretenda limitar la necesidad de presentar esas garantías, ¿cómo puede competir una comercializadora sin generación con una verticalmente integrada? La respuesta, aunque sencilla, no es fácil de llevar a cabo; abastecerse con contratos bilaterales y PPA’s, aparte de diversificar el negocio hacia el autoconsumo, mediante el cuál las comercializadoras pueden obtener excedentes a precios libremente pactados con el propietario del proyecto.  

Ese es el caso de instalaciones grandes con muchos excedentes de energía o periodos de inactividad. Para ellos, es interesante la venta de electricidad y, para la comercializadora, también para abastecerse a precios más competitivos. El propietario del proyecto, no obstante, también puede darse de alta como productor para vender al mercado (más de 100 kW), pero en ocasiones la burocracia hace que sea más sencillo la venta a terceros. Por ejemplo, si una comercializadora ofrece un precio para excedentes de 0,07 €/KWh, estará comprando esa energía a 65 €/MWh menos que si lo hiciera en OMIE (135 €/MWh de media en Octubre). Bueno para el productor, mejor para el comprador. El problema radica en que no hay todavía suficientes instalaciones de este tipo para poder asegurarse una cantidad de energía grande, aunque es una opción que no se puede obviar, y más considerando el crecimiento de este tipo de proyectos. 

Fig. 2: Opciones de venta de excedentes de autoconsumo. Fuente: IDAE 

La firma de PPA’s con productores de renovables es una necesidad para este segmento de empresas del que estamos hablando. Y aunque el creciente número de proyectos y de empresas que desarrollan energías renovables garantiza una buena cantidad de MWh, la dificultad para encontrar financiación con las entidades bancarias puede ser una barrera para muchas comercializadoras. En esos casos, conviene contar con una consultora o asesora especializada en estos temas para ayudar a lograr esa financiación. 

Qué supone la caída de estas empresas para el mercado 

Si la comercializadora no encuentra financiación ni modos de comprar energía fuera del mercado MIBEL y entra en quiebra al no poder asumir los contratos firmados, todos sus clientes pasarán automáticamente a las llamadas comercializadoras de referencia, Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP o Repsol (antes Viesgo), según su ubicación. Ese paso, para consumidores pequeños de menos de 10 kW, se daría al esquema de tarifas reguladas o PVPC, aunque podrían pasar a mercado libre en cualquier momento.  

Cómo sobrevivir 

Mientras las comercializadoras pequeñas y/o medianas buscan nuevas líneas de financiación, ya sea para el pago de garantías como para poder firmar contratos PPA, hay que considerar que la situación atípica no se mantendrá más allá de la próxima primavera, en principio. Por tanto, puede ser el momento de diversificar el modelo de negocio, buscar nuevas adquisiciones y, por supuesto, apostar por la mejor gestión posible de los contratos de los clientes, especialmente aquellos con modalidades indexadas y cierres a futuro, de modo que se pueda maximizar el beneficio o minimizar las pérdidas. 

Si antes el control de contratos era clave, ahora se hace indispensable. La gestión de la mejor compra posible se basa en ser eficiente en todas las etapas de la comercialización. Y eso incluye los contratos de los consumidores.  

Las estrategias de clicks/coberturas personalizadas permite esa gestión óptima, por lo que una herramienta que prediga y comprenda las fluctuaciones del precio de la energía a medio y largo plazo es la mejor inversión en esta coyuntura de crisis energética. 

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 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.

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.

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.

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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2021 va camino de quedar señalado y subrayado en los libros de historia del mercado eléctrico español. Y, por desgracia para nuestros bolsillos, no será por un precio medio bajo de la electricidad.

Tras un comienzo de año en el que nuestro “pool” fue objeto de múltiples análisis debido a los efectos del fenómeno meteorológico conocido como “Filomena”, cuya tormenta perfecta de efectos llevaron al precio de la electricidad española a alcanzar su máximo histórico, la situación no ha mejorado y los precios continúan más altos de lo que estábamos acostumbrados a ver para estas épocas del año. Ello indica que 2021, salvo sorpresa, se vaya a convertir en un año con un precio medio de la electricidad muy elevado.

Fig. 1: Precios medios del mercado eléctrico. Fuente: OMIE, elaboración de Andrés Muñoz (INFOENERGÉTICA)

Pero ¿existe alguna manera de anticiparnos a esta volatilidad del mercado y poder obtener el mejor precio posible? Definitivamente, se trata de la pregunta universal en el sector dado que nadie cuenta con una bola de cristal. No obstante, sí existen formas de poder asegurarse el suministro eléctrico al menor precio posible fijando estrategias de contratación. Para ello es de vital importancia conocer, entre muchos otros factores, estos cuatro;

1. 2020 COMO APRENDIZAJE

Durante 2020, año atípico en todos los sentidos, la pandemia del covid-19 tuyo un efecto ostensible en el “pool”. La caída de la demanda energética provocada por una menor actividad productiva e industrial fue, sin duda, un determinante para que los precios del mercado cayeran y las renovables se convirtieran en las fuentes con más protagonismo en un mix energético que no requirió de tanta capacidad como en años anteriores.

Por lo tanto, y de Marzo a Agosto especialmente, podemos comprobar como los precios fueron inusualmente bajos a causa del motivo antes mencionado. Un precio medio de 33,96 €/MWh en el mercado fue un alivio para toda compra de materia prima en el “pool” y, casi con total seguridad, perjudicó a todos aquellos agentes que se abastecieron de energía eléctrica en el mercado a futuros (46 €/MWh de media, aproximadamente) aprovechando cotizaciones de 2020 que, una vez pasado el año, resultaron mucho mayores que esos 33,96 €/MWh.

A pesar de ello hay que ser conscientes de que ningún actor del sector, por mucha experiencia que tuviera en la compra de energía, habría podido preverlo. En consecuencia, no se puede considerar 2020 una referencia, pero si un aprendizaje. No poner todos los huevos en una canasta es una buena estrategia.

2. LAS RENOVABLES Y SU IMPACTO

En el proceso de casación de las ofertas de producción y demanda energética (ver figura 2), las tecnologías renovables eólica y solar fotovoltaica despachan en el mercado con prioridad ofertando a precios de 0 €/MWh o muy próximos. Esta incorporación al proceso de manera prioritaria frente a otras tecnologías consigue que, a mayor producción con ambas fuentes renovables, menor sea el precio final.

Fig. 2: Proceso de casación del precio de la electricidad en OMIE. Fuente: OMIE.

Este suceso es sumamente importante para la elaboración de estrategias de compra, dado que aquellos meses con mayor producción a partir de recursos naturales tendrán, como norma general, un menor precio de la electricidad y, por tanto, así se reflejará también en las cotizaciones en el mercado a futuros de la electricidad OMIP, en el que se cotizan productos por periodos anuales, cuatrimestrales, mensuales, semanales y diarios, principalmente.

3. EL PASADO COMO REFERENCIA

Cuando algo no se puede predecir, lo ideal es considerar históricos para poder acercarnos a la realidad. El mercado eléctrico es impredecible por varios motivos, desde la disponibilidad de recursos naturales, hasta la fluctuación de precios del CO2 (que en este mes de Abril ha alcanzado un récord de 45 €/t), pasando por la disponibilidad y precios de gas natural (en unos 20 €/MWh este mes), entre muchos otros.

Debido a ello, abastecerse de energía eléctrica en el “pool” durante los meses en los que históricamente éste es más económico, así como ajustar la compra a futuros a periodos cortos y cuyas cotizaciones sean interesantes a nivel estratégico de la empresa más que a nivel económico dada la impredecibilidad en el momento de la compra, será lo más adecuado.

4. COMPRAS A PRODUCTORES

El abastecimiento directo con productores para tener la seguridad de disponer de una cantidad de materia prima a un precio libremente pactado, beneficioso para el comprador, es una garantía de buena estrategia. De entre los mecanismos de este tipo de adquisiciones, especial importancia han cobrado en los últimos años los PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés), contratos de compra de energía verde que, además de garantizar un precio, mejoran los índices de sostenibilidad de las empresas y permiten ofrecer energía renovable, un “must” cada vez más importante para los compradores.

Entonces, ¿qué estrategia se puede seguir?

Es un error común intentar descifrar el futuro cuando, sobre todo en 2020, hemos comprobado que no sólo es imposible, sino inútil. Por ello, tanto para un consumidor como para una compañía eléctrica que quiere ofrecer el producto más competitivo posible, lo ideal es considerar la obtención de la materia prima (electricidad) de las tres maneras principales que existen; la compra en el “pool”, a futuros, y mediante la firma de contratos bilaterales y/o PPA’s.

Desde el lado del consumidor, siempre y cuando su nivel de consumo y capacidad de gestión lo permita, contar con un contrato indexado con la opción de aprovechar las ventanas de oportunidad del mercado a futuros es, sin lugar a duda, la mejor estrategia. Ello permitirá, especialmente si la situación no es atípica como en la actualidad, obtener electricidad más económica en los meses de mayor producción renovable (tal y como muestran los históricos) y asegurarse otra cantidad a precios futuros que encajen con las posibilidades económicas propias.

Desde el lado del comercializador, fundamental es tener una gestión y un seguimiento continuo, exhaustivo y profesional, de la evolución de todos los mercados, desde el eléctrico hasta el gasista. Para ello, incluso en comercializadoras cuya política está mucho más enfocada en ofertar precios fijos más “tradicionales”, la construcción de estas propuestas se puede optimizar comprando en OMIE, comprando en OMIP y adquiriendo la energía directamente de productores, en cuya negociación estará siempre la visibilidad del precio a largo plazo.

Sea como sea, analizando la evolución del mercado y con la entrada en vigor de las nuevas tarifas en Junio, que se traduce en una previsión al alza de las cotizaciones a futuro debido a su novedad, la necesidad de las comercializadoras de contar con una gestión óptima de la compra de materia prima en los mercados es cada vez mayor.