🎓 Academy

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. 

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

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

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

Generación

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

Transporte

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

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

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

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

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

Distribución

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

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

Comercialización

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Previsiones del precio del gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inputs principales para gestionar el riesgo a través de YEM Optimization

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué son los cierres?

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

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

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

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

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

¿Cómo tener una previsión real?

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

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

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

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

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

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

Conclusión

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

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

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

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

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

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

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

 

 

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

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

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

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

 

 

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

Mercados de gas y electricidad

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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.

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.

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

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

Cómo elegir los clicks del año

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

Pros y contras:

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

Cómo elegir los clicks de los cuartos

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

Pros y contras:

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

Cómo elegir los clicks del mes

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

Pros y contras:

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

¿Cómo elegir entonces entre estas opciones de click?

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

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

 

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

 

La lógica de los precios

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

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

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

¿Cómo?

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

 

 

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

 

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

 

 

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

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

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

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

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.