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

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

Ventajas e inconvenientes de la tarificación variable en la entrega

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En conclusión

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

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

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

Artículo traducido por Giulia Romani

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

Dime qué análisis haces y te diré quién eres

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

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

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

Análisis técnico

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

Análisis fundamental

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué es la estacionalidad?

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

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

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

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

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

Estacionalidad del gas natural

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

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

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

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

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

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

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

Tendencia de los trimestres de estacionalidad para el gas

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

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

Estacionalidad de la electricidad

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

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

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

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

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

La tendencia de los trimestres sobre la estacionalidad de la energía

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

Traducido por Giulia Romani

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

Derechos de emisiones de CO2

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

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

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

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

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

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

Pero ¿por qué sube el precio de la luz?

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

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

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

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

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

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

Nueva legislación

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Volatilidad del precio spot

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

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

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

Volatilidad del mes anterior

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

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

Acabando con las horas puntas

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

Gas natural

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Temperatura: cómo afectan los cambios a los precios

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

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

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

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

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

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

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

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

Precipitaciones: ¿afectan a la producción hidroeléctrica?

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

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

El clima "extranjero" también afecta al mercado energético

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

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

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

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

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

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

En este mercado participan los siguientes elementos:

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuál es su actual impacto?

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

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

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

Su precio, por las nubes

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cómo identificar la tendencia del mercado en la que nos encontramos

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

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

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

Cómo estimar la duración de una tendencia de mercado

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

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

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

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

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

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

Qué hacer en caso de una tendencia bajista del mercado

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

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

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

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

Qué hacer en caso de una tendencia alcista del mercado

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

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