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En 2020 los mercados se colapsaron como consecuencia del covid, en 2021 el aumento de los precios del gas y la electricidad fue continuo e imparable.

Nunca ha sido más crucial que en los dos últimos años tomar las decisiones correctas en el momento adecuado. ¿Qué lecciones hemos aprendido? ¿Y cómo pueden ayudarnos a mejorar nuestro enfoque para optimizar los costes energéticos en el futuro?

Actuar y no reaccionar

Aprendemos de nuestros errores, o al menos deberíamos hacerlo. Pero a veces reaccionamos de forma exagerada a los errores del pasado haciendo exactamente lo contrario y acabamos en una situación aún peor.

Un ejemplo típico de reacción exagerada: un cliente tenía un contrato de precio fijo para 2020, no pudo aprovechar la reducción de precios debido a la covid, pagó más por su suministro y, por tanto, decidió elegir un contrato de precio totalmente variable para 2021. A lo largo de 2021 seguramente se habrá arrepentido de esta decisión, para la que no tuvo en cuenta nada más que la decepción del año anterior.

Hay que recordar que el mercado no se comporta necesariamente de la misma manera de un año a otro, y la solución que hubiera sido "ganadora" un año puede ser la más desastrosa el año siguiente.

Por eso es útil planificar tu enfoque de la gestión de suministros con las herramientas adecuadas. Un precio indexado con coberturas permite la mayor flexibilidad posible y puede ser una opción adecuada para tu suministro tanto en los años en los que los precios bajan, si se ha optado correctamente por el precio variable, como en los años en los que los precios se disparan, si se ha solicitado el cierre en el momento adecuado.

Aprender de los errores del pasado, pero sin exagerar

Cada cliente es diferente: los volúmenes y tipos de suministro cambian, y el apetito de riesgo también cambia. En este último punto, los clientes no siempre son expertos, por lo que puede ser necesario que el proveedor no sólo encuentre la mejor estrategia para su cliente, sino que le acompañe hacia el riesgo más adecuado, recordando que las estrategias de fijación también cambian según la propensión.

El acompañamiento del cliente hacia su perfil puede desarrollarse de diferentes maneras: por ejemplo, con un test de apetito de riesgo. En términos sencillos, tener el tiempo y los recursos para dedicarse a conocer a los clientes y tratarlos según sus características es una de las mejores prácticas que un proveedor puede poner en marcha.

Limitar las pérdidas

Aunque resulte molesto admitirlo, hay ocasiones en las que es necesario centrarse en limitar las pérdidas en lugar de mejorar el precio de la oferta. Este año, muchos clientes, ante la rápida subida de los precios y a pesar de las previsiones de que seguirán subiendo, han preferido no pedir fijaciones con la esperanza de que bajen antes o después, en lugar de fijar un precio muy alto, lo que supone un coste elevado sobre el papel.

En estos casos, especialmente cuando se enfrentan a precios tan altos que no tienen precedentes, es difícil tomar decisiones tan importantes de forma racional, y es normal que la confianza en las previsiones del mercado disminuya ante la mínima esperanza de que el mercado cambie de dirección. Para evitar encontrarse desprevenido ante una situación tan crítica, sería útil planificar con antelación un límite máximo superado el cual exigir a la fijación y limitar las pérdidas, al menos sobre una porción de perfil. El uso de stop loss es lo que a menudo puede marcar la diferencia entre una gestión correcta y otra excesivamente arriesgada.

Planificar y anticipar

Si estos dos años nos han enseñado algo, probablemente la principal lección es que necesitamos un enfoque estructurado y racional de la gestión de los costes energéticos. Necesita las herramientas adecuadas para seguir los mercados, necesita flexibilidad en los contratos (precio variable con multiclick), pero también necesita una guía para tomar las decisiones correctas en los momentos críticos, planificando la mejor manera de afrontar las diferentes situaciones.

Contratar antes también puede ser una buena idea. Dado que la flexibilidad que ofrece un contrato indexado con multiclick es mayor a medida que aumenta el tiempo disponible antes del inicio de la entrega (es decir, cuando se inicia realmente el consumo), la activación del contrato unos meses antes del inicio del consumo limita en realidad los beneficios potenciales de esta opción.

Anticiparse a la contractualización para poder evaluar los posibles clicks en un intervalo más largo aumenta las posibilidades de optimización, además de hacer menos estresante la gestión del propio suministro.

artículo traducido por Giulia Romani

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. 

A menudo oímos hablar de stop loss y take profit en referencia a los contratos de precio indexado con multiclick. ¿Qué significan estos términos derivados del comercio y por qué es útil aprender a utilizarlos?

¿Qué son el stop loss y el take profit?

Normalmente, estos dos términos indican una transacción por la que uno termina su exposición a los movimientos de los precios del mercado. En el caso del "stop loss", se cierra una posición que genera una pérdida para evitar que los movimientos del mercado causen un daño mayor del que se considera inaceptable. En el caso de la "take profit", se cierra una posición que está generando beneficios, para consolidar el beneficio esperado y no arriesgarse a que los movimientos del mercado puedan erosionar el margen positivo obtenido.

Ambos términos conllevan un elemento de evaluación (lo he hecho bien, lo he hecho mal, estoy ganando mucho, estoy perdiendo demasiado) que no puede separarse de la comparación entre el precio de mercado y un precio de referencia (o benchmark). Por ejemplo, si un operador ha comprado 1 MW de calendario de 2022 a un precio de 100 euros/MWh, la ganancia (si el precio de mercado sube) o la pérdida (si baja) vienen dadas por la diferencia entre el precio de mercado y el precio al que se compró el calendario.

El stop loss será, por tanto, aquel nivel de precios a partir del cual la diferencia con respecto al precio de compra genera una pérdida excesiva y da lugar al cierre inmediato de la posición. El take profit, igualmente, será aquel nivel de precios a partir del cual la diferencia con respecto al precio de compra genera un beneficio suficiente y el operador desea cerrar la posición para realizar la ganancia.

¿Cómo utilizarlos para gestionar una oferta de precio variable con multiclick?

Trasladando estos términos al mundo de los contratos de suministro indexado con multiclick, un stop loss es la solicitud de un multiclick  en un momento en el que el mercado es alcista, para detener las pérdidas y evitar que el coste del suministro propio siga subiendo (precio máximo). A la inversa, un take profit es la solicitud de un click para aprovechar un mercado a la baja y fijar un precio considerado conveniente para la propia oferta (precio objetivo).

También en este caso es necesario identificar un nivel de referencia que nos permita evaluar la "pérdida" o "ganancia" y por lo tanto también definir el stop loss y el take profit.

Muy a menudo, un cliente utiliza como referencia el precio establecido en el presupuesto, por encima del cual el precio del suministro se considera "alto" y por debajo del cual, viceversa, se considerará "bajo". En consecuencia, el stop loss del cliente es aquel nivel de precios por encima del cual el coste de la oferta se considera "inaceptable" por ser demasiado alto en comparación con el valor de referencia utilizado. Por lo tanto, si el mercado alcanza este nivel, se activará la solicitud de click inmediata para no incurrir en un nuevo aumento de los costes de suministro. El take profit del cliente, a la inversa, será ese nivel de precio considerado tan "conveniente" en comparación con el precio de referencia para exigir inmediatamente un click con el fin de no arriesgarse a perder la oportunidad de ahorrar.

Adaptar el stop loss y el take profit al mercado

Sin embargo, este tipo de evaluación, si no va acompañada de una visión de mercado y de un análisis minucioso de la dinámica actual de los precios, corre el riesgo de sufrir una rigidez que no permite aprovechar plenamente la flexibilidad que ofrece el contrato de suministro indexado con multiclick.

De hecho, puede ocurrir que, en un mercado alcista, el stop loss del cliente, sea muy "bajo" respecto al nivel del mercado que primero viene ignorado, por el miedo a fijar un precio muy alto, y luego superado abundantemente, llevando pérdidas consistentes en la esperanza de un retroceso del mercado. A la inversa, en un mercado bajista, puede ocurrir que la toma de beneficios del cliente venga ejercida demasiado precipitadamente, no concurriendo a beneficiarse ulteriormente de la bajada esperada, que, a bien ver, podría amortiguar el entusiasmo dado del ahorro logrado.

En resumen, es correcto tener stop loss y take profit "internos", pero el hecho de que estos se fijen a menudo de forma estática con respecto a un precio presupuestario o a los costes del año anterior podría ser un elemento desoptimizador en un contexto de mercado que es dinámico y evoluciona constantemente.

Siguiendo la evolución del mercado, es posible utilizar el concepto de stop loss y take profit de forma más flexible, dejando de basarse únicamente en una referencia de precio "interna", sino también en una referencia "de mercado".

A modo de ejemplo, si el mercado se encuentra en una fase de descenso y el precio se considera "conveniente" para un click (respecto al precio de referencia del cliente) pero la opinión indica que los precios deberían seguir bajando, en lugar de exigir el click hoy se podría esperar a la posterior bajada prevista, estableciendo mientras tanto un objetivo, respecto al precio de hoy, más allá del cual exigir un click limitando el aumento, en caso de que la opinión fuera denegada.

Esto significa utilizar un stop loss "de mercado", parametrizado que está en la base de un mercado que está en continua evolución en lugar de sólo en un nivel de referencia estático.

Qué más hay que saber sobre el stop loss y el take profit

Sin embargo, para utilizar correctamente stop loss y take profit, es necesario conocer el propio apetito de riesgo. No todos los clientes están dispuestos a arriesgarse a fijar un precio peor para tener la posibilidad de seguir la bajada prevista desde la vista, por lo tanto no todos están dispuestos a parar las pérdidas cuando el precio está por ahora a las estrellas, prefiriendo arriesgar mucho con la esperanza de que el mercado empiece a bajar.

Es correcto por tanto adaptar la individualización del stop loss al nivel de riesgo de cada uno: una menor propensión al riesgo implica niveles de stop loss y take profit más ajustados, que protegen de pérdidas importantes a frente, a menudo, de una menor posibilidad de ahorro; una elevada propensión al riesgo, en cambio, concurre a recoger ahorros tendencialmente mayores, a frente de pérdidas potenciales más importantes.

Además, la gestión del stop loss y del take profit puede configurarse de forma diferente en función del tiempo que reste hasta el inicio de la entrega de la oferta. Disponer de meses y meses antes del inicio de la oferta permite gestionar la toma de beneficios y, sobre todo, el stop loss con mayor tranquilidad, porque el mercado podría tener el tiempo de cambiar de orden, mientras que a pocas semanas del inicio del consumo el tiempo para una eventual bajada de los precios es mucho más limitado.

En resumen, las posibilidades de optimización que ofrece un contrato de suministro indexado al precio con multiclick son interesantes, pero sin un seguimiento adecuado del mercado y un enfoque metódico de la gestión de la fijación es difícil aprovecharlas.

Nos encontramos en medio de una crisis mundial de productos energéticos. Los precios del gas, del carbón y de la electricidad han alcanzado niveles sin precedentes.

Aunque los precios han retrocedido ligeramente desde los máximos alcanzados el 5 de octubre, la situación sigue siendo extremadamente crítica. Crítico tanto por el aumento de los costes energéticos que tendrán que afrontar los hogares como, sobre todo, por el impacto que tienen y tendrán en el tejido industrial europeo, que ya vivió un 2020 difícil por culpa del covid. La recuperación de la industria parece estar fuertemente en riesgo y muchas empresas están empezando a reducir, o incluso a detener, sus procesos de producción debido a los costes energéticos excesivamente altos.

Aunque hay un importante componente de especulación en el aumento de los precios, la situación es en realidad el resultado de una serie de factores, tanto contingentes como estructurales, que han tenido -y tendrán- un fuerte impacto en la evolución de los precios.

¿Cómo afectan las temperaturas de 2020 y 2021 al precio del gas? 

El pasado invierno se caracterizó por un frío intenso y persistente en todo el hemisferio norte. Por tanto, la demanda de gas aumentó, tanto en Europa como, sobre todo, en Asia, que depende en gran medida de las importaciones de GNL. La subida de los precios asiáticos (referencia del precio JKM) ha atraído, por tanto, una gran proporción de buques de GNL con destino a Europa, que se ha visto privada de una importante fuente de flexibilidad. Por ello, Europa recurrió a un uso masivo del gas almacenado, terminando el invierno con niveles de gas almacenado inferiores a los de años anteriores.

La temporada de verano en Europa comenzó con retraso en todos los frentes, tanto por las temperaturas, que se mantuvieron por debajo de la media durante el mes de abril, como por el hecho de que el inicio de las inyecciones de almacenamiento se retrasó entre 3 y 4 semanas de lo habitual.

¿Cómo ha afectado la demanda asiática a los precios del gas? 

La demanda asiática, y la china en particular, aumentó considerablemente durante el año en comparación con los años anteriores. La razón del crecimiento de la demanda china hay que buscarla tanto en factores contingentes, concretamente la recuperación económica post-Covid, como en factores estructurales, como el progresivo cambio del carbón al gas, que continuará de forma masiva en los próximos años.

La consecuencia en el mercado europeo es evidente en la disminución de las importaciones de GNL que se produjo a lo largo del verano. El mayor atractivo del mercado asiático no sólo desvió los buques de GNL al contado de Europa, sino que también apoyó el aumento gradual de los precios durante el verano.

¿Cómo ha afectado el almacenamiento a los precios del gas? 

El retraso en el inicio de la temporada de inyección, la mayor brecha con la que comenzó el verano y el desincentivo a la inyección debido a los precios más altos del verano, que estaban casi alineados con los del invierno (backwardation), repercutieron fuertemente en los niveles de almacenamiento a lo largo del verano. El resultado es una situación bastante crítica para la flexibilidad invernal del sistema gasista europeo, que comenzó el invierno térmico (periodo octubre-marzo) con los niveles de gas almacenado más bajos de los últimos 5 años.

¿Cómo han afectado las importaciones de gasoductos y el problema de Rusia a los precios del gas? 

Otro elemento que ha influido mucho en la dinámica de los precios del gas en 2021 es la importación de gasoductos europeos. De hecho, el flujo de gas por gasoducto en Europa ha sido menor que en años anteriores, en particular debido a la disminución de las importaciones procedentes de Rusia.

De hecho, Gazprom redujo sus importaciones de gas durante el año, sobre todo de Ucrania y Polonia, limitándose a satisfacer sus propios contratos a largo plazo y absteniéndose de aumentar las importaciones para aprovechar los precios decididamente altos. La falta de reserva de capacidad adicional en las subastas mensuales, repetida varias veces en los últimos meses (la última el 18 de octubre), desató la preocupación en el mercado por no poder contar con un mayor suministro ruso para afrontar el invierno, lo que desencadenó un repunte de los precios a partir de agosto que llevó al TTF de 40 euros/MWh a más de 160 (valor que se tocó intradía el 5 de octubre).

Las motivaciones de esta estrategia de Gazprom son fuente de varias hipótesis

Lo primero y más importante es la cuestión del Nord Stream II. La opinión generalizada es que el tira y afloja entre Rusia y Europa (/Estados Unidos) por la cuestión del Nord Stream II es la razón de la política estricta de Gazprom, con la esperanza de inducir a las instituciones europeas a acelerar la puesta en marcha del gasoducto, que a estas alturas, a pesar de las sanciones, se ha completado y está técnicamente preparado para empezar a importar 55 bcm/año de gas a Europa.

A pesar de que Putin y Gazprom han negado repetidamente que utilicen el gas como arma de chantaje y a pesar de las diversas garantías de que están dispuestos a aumentar el flujo de gas hacia Europa, la reducción del tránsito por las rutas rusas sigue siendo crítica.

La cuestión de Ucrania es otro tema que puede haber condicionado la política de Gazprom. Las relaciones entre Rusia y Ucrania están ahora en un punto de ruptura, tanto por razones comerciales, relacionadas con el gas natural, como por razones políticas. La intención, tantas veces declarada, de Gazprom de eludir a Ucrania en el tránsito hacia Europa, en favor de otras rutas, puede haber pesado en las decisiones tomadas por el gigante ruso este año.

Los movimientos de Gazprom también podrían haberse basado en la maximización del volumen de negocio, que siempre ha sido el principal motor de las estrategias rusas. La decisión de no aprovechar la subida de precios mediante el aumento de los flujos, bien mirado, permitió a Gazprom conseguir un mayor volumen de negocio con menores exportaciones, mientras que el aumento de los flujos hacia Europa habría favorecido la bajada de precios.

Renovables, carbón y CO2: el nuevo mix energético europeo y su impacto en el precio del gas

Otros elementos de impacto en el mercado del gas se derivan del vínculo que tiene el gas natural con la electricidad.

La demanda de gas para uso termoeléctrico, a pesar de la subida de los precios del gas, se mantuvo fuerte durante el año. El importante aumento del precio del CO2 ha favorecido al gas como combustible para la generación de energía frente al carbón, cuyo precio, entre otras cosas, ha seguido una pauta alcista similar a la del gas natural. Esto ha sido impulsado por la demanda de China, que desde hace un año insiste en la misma cuenca de suministro que Europa, es decir, Sudáfrica, en lugar de importar de Australia, con la que se rompieron las relaciones a finales del año pasado.

La escasa producción de energías renovables (sobre todo la eólica) en algunas zonas europeas también ha favorecido la demanda de gas para uso termoeléctrico. De hecho, el gas permite compensar con rapidez y flexibilidad la variabilidad de las energías renovables no programables.

Aunque no es posible atribuir el aumento del precio del gas a la menor producción de las renovables, conviene tener en cuenta que el papel del gas como herramienta para equilibrar la producción renovable será cada vez más importante en el futuro, sobre todo tras los planes realizados por la Unión Europea con el Green Deal. En el mix energético europeo, de hecho, tanto la cuota de renovables como la de gas tendrán que aumentar, en favor de una disminución neta del carbón (el desmantelamiento de muchas centrales de carbón, especialmente en Alemania, ya está en marcha).

El mercado de la electricidad y el gas natural ofrece muchas oportunidades para reflexionar sobre la conveniencia o no de fijar el propio suministro. Cuando los precios bajan (como en el periodo del primer cierre de 2020) o cuando los precios parecen subir de forma imparable (como en los últimos meses), la pregunta que surge es: "¿Debo pedir clicks para el año o los años siguientes?". Como siempre, la respuesta es: ¡depende! Depende, en primer lugar, de la visión del mercado, del valor absoluto de los precios, de nuestro presupuesto, de cómo el movimiento del mercado afecta a las diferentes porciones de la curva a plazo y de cómo estos aspectos se combinan entre sí.

¿Qué nos dice la visión del mercado sobre el comportamiento de los precios?

La visión del mercado nos da una indicación del comportamiento futuro de los precios que estamos observando. Si la visión del mercado es alcista, es decir, si esperamos que los precios suban, esto significa que el precio es, o al menos creemos que será, más barato hoy que mañana. Por lo tanto, es legítimo considerar la posibilidad de pedir fijaciones no sólo para el periodo de suministro más próximo, sino también para los trimestres o años venideros.

Además, la vista expresa también una duración, en el tiempo, del movimiento de mercado previsto y es esencial considerar este aspecto para estimar la fijación sobre un período largo. Por ejemplo, si a medio/largo plazo la visión es alcista, quizás para los próximos 6-8 meses, entonces tiene sentido plantearse empezar a fijar el precio de la oferta no sólo para el próximo trimestre sino también para los siguientes.

Si, por el contrario, la visión indica que puede haber sólo un corto período de alza y luego una relajación de los precios, puede que no sea prudente valorar gran parte del volumen a largo plazo. En el caso contrario, si la visión es bajista a medio/largo plazo, quizás tenga sentido esperar a que los precios caigan antes de pedir una fijación en volúmenes consistentes, mientras que si la tendencia bajista es sólo a corto plazo, podría ser inteligente aprovechar la oportunidad.

En definitiva, la visión proporciona la clave para interpretar el mercado, pero es la indicación de la duración de la subida o bajada prevista la que puede darnos más apoyo para valorar un click en las porciones de oferta mucho más adelante.

¿En qué medida influye la percepción personal en las decisiones que se toman?

Además, cada uno tiene su propia percepción del nivel de precios a partir del cual la oferta se considera "demasiado cara" o "barata" y esto apenas depende de la opinión del mercado. Si el precio utilizado para el presupuesto (precio objetivo) fuera mucho más alto que el nivel actual del mercado, ¿quién no estaría tentado de pedir una fijación consistente para los años siguientes con el fin de obtener una oferta más barata de lo esperado?

Por el contrario, cuando los precios son mucho más elevados que el precio objetivo, a alguien le puede resultar un poco difícil fijar el precio de la oferta del próximo año (por no hablar de los años siguientes), con la esperanza de que el mercado vuelva a bajar los precios. Si bien es cierto que en el primer caso puede haber una falta de ahorro, pero sin embargo un resultado positivo porque se ha fijado un precio que se considera asequible, en el segundo caso el riesgo es que los costes pueden aumentar muy por encima de las expectativas.

Disponer de un largo periodo antes del inicio del consumo debería ayudar a gestionar la fijación de forma más racional, sin la prisa de tener que tomar una decisión a toda costa. Por lo tanto, vale la pena detenerse a evaluar cuidadosamente la visión del mercado, para evitar que la consideración de sólo el valor absoluto de los precios y/o el precio del presupuesto pueda comprometer la optimización de la oferta. Si la visión a medio/largo plazo respalda entonces lo observado a nivel de valores absolutos de los precios, entonces se dan todos los elementos para tomar una decisión informada de que lo que está ocurriendo en el mercado es realmente una "acción" y no una "reacción".

La visión del mercado aplicada a la curva de previsión

Por último, para valorar si hay que jugársela y solicitar fijaciones para la oferta del año o años venideros, también hay que comprobar si la parte de la curva sobre la que se quiere solicitar un click está afectada por el movimiento actual o previsto del mercado de la vista.

Es cierto que cuando el mercado tiene una fuerte tendencia alcista, por ejemplo, toda la curva forward tiende a apreciarse, pero lo que es un movimiento importante el próximo trimestre, quizás de 10 o 15 €/MWh, puede ser un aumento mucho menos significativo en el calendario + 1 o + 2.

No es necesariamente el caso de que la magnitud de los movimientos del mercado repercuta de la misma manera en las partes de la curva más lejanas. Por lo tanto, es necesario verificar qué oportunidad o riesgo de mayor coste puede expresarse en los precios de las porciones distantes de la curva y ponderar este movimiento en el cuadro general.

En resumen, el proceso de toma de decisiones es siempre el resultado de analizar una serie de factores y evaluar cómo encajan entre sí. La receta perfecta no existe, y desgraciadamente tampoco una bola de cristal, pero seguir con atención la situación del mercado y construir una visión de la posible evolución futura le da las herramientas para tomar decisiones racionales e informadas para optimizar la oferta, no sólo a corto plazo, sino también en los próximos años.

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2021 

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

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

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

Una nueva era para la gestión de contratos multiclick

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Las 5 claves digitales de los contratos multiclick y mucho más  

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

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

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

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

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

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

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

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

Medidas aprobadas sobre la factura eléctrica

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

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

Impacto aproximado en una factura media

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

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

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

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

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

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

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

2. ¿Se puede modificar la tarifa regulada?

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

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

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

3. ¿Sigue siendo el mercado marginalista buena opción?

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

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

4. ¿Beneficios caídos del cielo?

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

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

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

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

5. ¿Qué pasará con los derechos de CO2?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ventajas e inconvenientes de la tarificación variable en la entrega

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En conclusión

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

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

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

Artículo traducido por Giulia Romani