CO2 y electricidad: ¿cómo se explica este vínculo?
Uno de los factores que más ha influido en el precio de la electricidad, tanto en España como en el resto de Europa, en los dos últimos años ha sido el CO2. Pero, ¿cómo se...
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Uno de los factores que más ha influido en el precio de la electricidad, tanto en España como en el resto de Europa, en los dos últimos años ha sido el CO2. Pero, ¿cómo se relaciona el precio del CO2 con el de la electricidad?
Para incentivar a las empresas que más CO2 emiten (y el sector energético se sitúa en cabeza) a invertir en tecnologías verdes con menor huella de carbono, la Unión Europea creó hace 15 años el llamado Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE), un sistema que obliga a pagar por sus emisiones a quienes las emiten en exceso. La obligación de comprar cada año los permisos de emisión (EUA = Emission Unit Allowances) correspondientes al CO2 producido significa que el CO2 representa una partida de costes reales para la entidad que lo produce.
Dado que el precio del CO2 hasta hace un par de años era demasiado bajo para ser considerado un verdadero elemento disuasorio de las emisiones (en este mismo periodo, en abril de 2018 el CO2 cotizaba a 12/13 €/tonelada), la Unión Europea puso en marcha la llamada MSR (Market Stability Reserve). Se trata de un mecanismo que, mediante la sustracción de derechos de emisión del mercado, pretende disminuir la oferta de títulos, haciendo subir el precio del CO2 para incentivar a los emisores a realizar importantes inversiones en la reducción de emisiones.
El precio de la electricidad, como decíamos, está fuertemente influenciado por el precio del CO2, que entra en juego como elemento de coste para la producción de electricidad a partir de combustibles fósiles, como el gas natural. Una central termoeléctrica que utiliza gas natural para producir electricidad, por cada MWh de energía producida, consume unos 2 MWh de gas natural, o unos 189 Sm3 (considerando una eficiencia media convencional del 50%), y emite unas 0,35 toneladas de CO2. Por lo tanto, un aumento (o disminución) del precio del CO2 de 1 €/tonelada debería provocar un aumento (o disminución) de 0,35 €/MWh en el precio de la electricidad.
Sin embargo, es cierto que en España no toda la electricidad se produce a partir del gas natural, que la influencia de los mercados extranjeros, que tienen una dinámica diferente, es también fuerte y que la presencia de operadores especulativos en el mercado puede amplificar las reacciones del precio de la energía con respecto a los movimientos del CO2. Por eso no es fácil encontrar en la práctica la relación 1 : 0,35 que acabamos de describir, pero eso no quita que el CO2 sea uno de los principales motores del precio de la electricidad. De hecho, hace unos meses, los precios de la electricidad han tenido un importante descenso gracias al efecto combinado de la caída del precio del gas y el fuerte descenso del precio del CO2, alcanzando mínimos (y hablamos por ejemplo del calendario) nunca tocados desde mediados de 2017.
Marzo y abril son dos meses en los que el ya candente tema del CO2 cobra mayor protagonismo. De hecho, antes del mes de marzo, todos los que están obligados a cancelar las...
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Marzo y abril son dos meses en los que el ya candente tema del CO2 cobra mayor protagonismo. De hecho, antes del mes de marzo, todos los que están obligados a cancelar las emisiones de CO2 (los llamados "sujetos obligados") deben certificar sus emisiones del año anterior por organismos certificadores autorizados para hacer oficial la cuota de emisiones que deben cancelar. Abril es también el mes en el que las cuotas de CO2 equivalentes a las emisiones anuales de 2020 deben ser compradas y canceladas en el registro RCDE. Por lo tanto, sólo faltan unos días para que se cumpla el plazo, pero entre los desarrollos normativos previstos y los niveles récord de los precios, la cuestión del CO2 podría seguir especialmente candente durante mucho tiempo.
En primer lugar, por el nivel de precios alcanzado por las existencias de CO2. Por primera vez en la historia, el 22 de abril, el precio del CO2 (EUA Dec-21) superó los 47 euros/tonelada, probablemente impulsado en gran medida por las compras de última hora para la cancelación de abril y las coberturas realizadas con vistas al cumplimiento de 2022.
La fase 4 del RCDE, que comenzó en enero, ha cambiado el juego por varias razones. Una de ellas es la asignación de derechos de emisión gratuitos a las entidades obligadas elegibles. Los derechos de emisión gratuitos no sólo serán menores a partir de 2021 que en años anteriores, sino que su asignación, prevista inicialmente para febrero, se ha retrasado hasta el segundo trimestre, probablemente junio. Mientras que en años anteriores las entidades obligadas utilizaban los derechos gratuitos recibidos en febrero para la cancelación de abril, este año esta posibilidad queda excluida: no tanto por el retraso en la asignación de los derechos gratuitos de 2021, sino porque los derechos gratuitos de este año serán etiquetados como de la Fase 4, mientras que la cancelación de abril afecta a los derechos de la Fase 3 (aunque hubieran sido asignados en febrero, no habrían sido utilizables para la cancelación de abril).
Otra peculiaridad de 2021 es que el mecanismo de reducción de bonos pendientes, el Market Stability Reserve (MSR), tendrá que restar este año una parte de los derechos calculados en base a las emisiones de 2020, año en el que, entre otros bloqueos, está claro que hubo una cierta escasez de emisiones por motivos contingentes (esperemos que no se repitan), especialmente por parte del sector de la aviación. De hecho, se estima que en 2020, las emisiones de todas las entidades obligadas en Europa fueron alrededor de un 13,3% menores que en 2019 (según lo publicado en la web de la Unión Europea Emissions trading: greenhouse gas emissions reduced by 13.3% in 2020 | Climate Action (europa.eu)). Esto significa que los derechos de emisión que se canjearán en el mercado podrían ser más de lo "normal", lo que reduciría aún más la oferta de bonos en circulación a partir de septiembre de 2021. Se espera que la notificación de los derechos de emisión sustraídos en virtud del mecanismo MSR se realice a principios de mayo de 2021.
Además, para este verano se espera que la Unión Europea introduzca cambios en el RCDE y el mecanismo MSR para adaptarlos a los nuevos objetivos de reducción fijados por el Green Deal (-55% de emisiones para 2030).
Otra de las novedades de este 2021 es el lanzamiento previsto para mediados de mayo del RCDE en el Reino Unido (de hecho, la primera subasta de bonos está prevista para el 19/5), dado que, tras el Brexit, el Reino Unido ha salido del RCDE europeo, pero aún no se ha definido por parte de la UE y el Reino Unido cómo se vincularán ambos sistemas RCDE para evitar el arbitraje o la existencia de "concesiones" sobre los costes de las emisiones en los dos mercados.
No todas las entidades obligadas a reducir sus emisiones tienen la vista puesta en el mercado, si tenemos en cuenta que, además de los productores de combustibles fósiles, entre las entidades obligadas se encuentran las siderúrgicas, las cementeras, las industrias del vidrio y el papel, así como el sector de la aviación. Es muy probable que varias empresas hayan presupuestado para 2020 un precio equivalente a casi la mitad del precio actual del mercado (recordemos que a finales de 2019 el CO2 cotizaba entre 24 y 26 €/tonelada mientras que hoy el precio está entre 45 y 47 €/tonelada) y que en la fase de compra hayan visto cómo los costes del CO2 casi se duplicaban respecto a los asumidos en el presupuesto.
Sin embargo, este aumento inesperado del precio para muchos podría favorecer la transición hacia tecnologías menos emisivas y la gestión "optimizada" de la oferta de cuotas de CO2, ya no con la lógica del presupuesto sino con la gestión de la cartera, un poco como lo que estamos acostumbrados a hacer hoy en día para la electricidad y el gas natural. De hecho, el CO2 puede comprarse tanto en el mercado al contado (en subastas primarias o mediante negociaciones bilaterales) como en el mercado de futuros, lo que permite una gestión más estructurada del riesgo de precios.
El objetivo de la UE, sin embargo, sigue siendo la transición hacia objetivos de emisión mucho más bajos que los actuales y los 45-47 euros/tonelada no parecen ser un nivel de precios lo suficientemente alto como para empujar a las partes obligadas a invertir en proyectos de reducción de emisiones. Por lo tanto, es posible que con el tiempo el precio alcanzado por las cuotas de CO2 supere ampliamente estos niveles.
2021 va camino de quedar señalado y subrayado en los libros de historia del mercado eléctrico español. Y, por desgracia para nuestros bolsillos, no será por un precio medio bajo...
Seguir leyendo >2021 va camino de quedar señalado y subrayado en los libros de historia del mercado eléctrico español. Y, por desgracia para nuestros bolsillos, no será por un precio medio bajo de la electricidad.
Tras un comienzo de año en el que nuestro “pool” fue objeto de múltiples análisis debido a los efectos del fenómeno meteorológico conocido como “Filomena”, cuya tormenta perfecta de efectos llevaron al precio de la electricidad española a alcanzar su máximo histórico, la situación no ha mejorado y los precios continúan más altos de lo que estábamos acostumbrados a ver para estas épocas del año. Ello indica que 2021, salvo sorpresa, se vaya a convertir en un año con un precio medio de la electricidad muy elevado.
Fig. 1: Precios medios del mercado eléctrico. Fuente: OMIE, elaboración de Andrés Muñoz (INFOENERGÉTICA)
Pero ¿existe alguna manera de anticiparnos a esta volatilidad del mercado y poder obtener el mejor precio posible? Definitivamente, se trata de la pregunta universal en el sector dado que nadie cuenta con una bola de cristal. No obstante, sí existen formas de poder asegurarse el suministro eléctrico al menor precio posible fijando estrategias de contratación. Para ello es de vital importancia conocer, entre muchos otros factores, estos cuatro;
Durante 2020, año atípico en todos los sentidos, la pandemia del covid-19 tuyo un efecto ostensible en el “pool”. La caída de la demanda energética provocada por una menor actividad productiva e industrial fue, sin duda, un determinante para que los precios del mercado cayeran y las renovables se convirtieran en las fuentes con más protagonismo en un mix energético que no requirió de tanta capacidad como en años anteriores.
Por lo tanto, y de Marzo a Agosto especialmente, podemos comprobar como los precios fueron inusualmente bajos a causa del motivo antes mencionado. Un precio medio de 33,96 €/MWh en el mercado fue un alivio para toda compra de materia prima en el “pool” y, casi con total seguridad, perjudicó a todos aquellos agentes que se abastecieron de energía eléctrica en el mercado a futuros (46 €/MWh de media, aproximadamente) aprovechando cotizaciones de 2020 que, una vez pasado el año, resultaron mucho mayores que esos 33,96 €/MWh.
A pesar de ello hay que ser conscientes de que ningún actor del sector, por mucha experiencia que tuviera en la compra de energía, habría podido preverlo. En consecuencia, no se puede considerar 2020 una referencia, pero si un aprendizaje. No poner todos los huevos en una canasta es una buena estrategia.
En el proceso de casación de las ofertas de producción y demanda energética (ver figura 2), las tecnologías renovables eólica y solar fotovoltaica despachan en el mercado con prioridad ofertando a precios de 0 €/MWh o muy próximos. Esta incorporación al proceso de manera prioritaria frente a otras tecnologías consigue que, a mayor producción con ambas fuentes renovables, menor sea el precio final.
Fig. 2: Proceso de casación del precio de la electricidad en OMIE. Fuente: OMIE.
Este suceso es sumamente importante para la elaboración de estrategias de compra, dado que aquellos meses con mayor producción a partir de recursos naturales tendrán, como norma general, un menor precio de la electricidad y, por tanto, así se reflejará también en las cotizaciones en el mercado a futuros de la electricidad OMIP, en el que se cotizan productos por periodos anuales, cuatrimestrales, mensuales, semanales y diarios, principalmente.
Cuando algo no se puede predecir, lo ideal es considerar históricos para poder acercarnos a la realidad. El mercado eléctrico es impredecible por varios motivos, desde la disponibilidad de recursos naturales, hasta la fluctuación de precios del CO2 (que en este mes de Abril ha alcanzado un récord de 45 €/t), pasando por la disponibilidad y precios de gas natural (en unos 20 €/MWh este mes), entre muchos otros.
Debido a ello, abastecerse de energía eléctrica en el “pool” durante los meses en los que históricamente éste es más económico, así como ajustar la compra a futuros a periodos cortos y cuyas cotizaciones sean interesantes a nivel estratégico de la empresa más que a nivel económico dada la impredecibilidad en el momento de la compra, será lo más adecuado.
El abastecimiento directo con productores para tener la seguridad de disponer de una cantidad de materia prima a un precio libremente pactado, beneficioso para el comprador, es una garantía de buena estrategia. De entre los mecanismos de este tipo de adquisiciones, especial importancia han cobrado en los últimos años los PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés), contratos de compra de energía verde que, además de garantizar un precio, mejoran los índices de sostenibilidad de las empresas y permiten ofrecer energía renovable, un “must” cada vez más importante para los compradores.
Es un error común intentar descifrar el futuro cuando, sobre todo en 2020, hemos comprobado que no sólo es imposible, sino inútil. Por ello, tanto para un consumidor como para una compañía eléctrica que quiere ofrecer el producto más competitivo posible, lo ideal es considerar la obtención de la materia prima (electricidad) de las tres maneras principales que existen; la compra en el “pool”, a futuros, y mediante la firma de contratos bilaterales y/o PPA’s.
Desde el lado del consumidor, siempre y cuando su nivel de consumo y capacidad de gestión lo permita, contar con un contrato indexado con la opción de aprovechar las ventanas de oportunidad del mercado a futuros es, sin lugar a duda, la mejor estrategia. Ello permitirá, especialmente si la situación no es atípica como en la actualidad, obtener electricidad más económica en los meses de mayor producción renovable (tal y como muestran los históricos) y asegurarse otra cantidad a precios futuros que encajen con las posibilidades económicas propias.
Desde el lado del comercializador, fundamental es tener una gestión y un seguimiento continuo, exhaustivo y profesional, de la evolución de todos los mercados, desde el eléctrico hasta el gasista. Para ello, incluso en comercializadoras cuya política está mucho más enfocada en ofertar precios fijos más “tradicionales”, la construcción de estas propuestas se puede optimizar comprando en OMIE, comprando en OMIP y adquiriendo la energía directamente de productores, en cuya negociación estará siempre la visibilidad del precio a largo plazo.
Sea como sea, analizando la evolución del mercado y con la entrada en vigor de las nuevas tarifas en Junio, que se traduce en una previsión al alza de las cotizaciones a futuro debido a su novedad, la necesidad de las comercializadoras de contar con una gestión óptima de la compra de materia prima en los mercados es cada vez mayor.
Tanto para la electricidad como el gas, hemos mencionado repetidamente los costes de desequilibrio y modulación que suelen incluirse en el término P0 de la fórmula de indexación....
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Tanto para la electricidad como el gas, hemos mencionado repetidamente los costes de desequilibrio y modulación que suelen incluirse en el término P0 de la fórmula de indexación.
¿Qué son y cómo se pueden controlar?
Las fórmulas de indexación más comunes se componen de dos términos: el Ppower (o Pgas) que se refiere al precio de mercado de la energía o el gas y el P0 que cubre los costes de modulación, desbalance y el margen del proveedor. Dejando de lado el margen del proveedor, el resto de la fórmula cubre los costes en los que incurre el proveedor para abastecer al cliente.
Hablamos de modulación (tanto para el gas como para la electricidad) en referencia a la configuración que tiene el perfil en las diferentes horas/días/meses del año. Un perfil de consumo plano y constante tiene muy poca diferencia entre el consumo máximo y el mínimo en las distintas horas o días del año (es poco modulado).A la inversa, un perfil muy variable tiene mínimos y máximos muy distanciados y mucha oscilación en las diferentes horas o días del año (es muy modulado).
En los contratos en los que Ppower o Pgas se refieren a valores horarios (por ejemplo, Pun orario) o diarios (por ejemplo, PSV Day Ahead), no es necesario incluir un coste de modulación en P0, porque el cliente paga exactamente el precio de las horas o días en los que consume. Por el contrario, en las fórmulas en las que el precio de Ppower o Pgas se basa en cotizaciones medias mensuales (por ejemplo: Baseload aritmético PUN o PSV Month Ahead), la modulación del perfil de consumo (más o menos variable) debe estimarse, en términos de costes, e insertarse en P0.
Cuando el proveedor tiene que fijar el precio de su oferta durante el proceso de contratación, tiene que evaluar cuánto difiere la forma del perfil del cliente de un perfil estándar (cotizado en el mercado mayorista) para poder fijar el precio para todas las horas/días de consumo. A continuación, deberá calcular qué diferencia de precio existe entre el producto de carga base cotizado de referencia para su oferta y el perfil variable del cliente. En el término P0, por tanto, se insertará el coste de modulación, es decir, un valor en €/MWh o c€/Smc que permite al proveedor cubrir la diferencia entre el coste del consumo real del cliente y el coste de un perfil estándar. Esta partida puede ser, en algunos raros casos, un descuento y no un coste, cuando el perfil de consumo se concentra en horas o días tienden a ser más baratos.
Por ejemplo, en el caso de la energía, si en el momento de la oferta el precio medio en las horas punta es de 3€/MWh por encima de la media de carga base y el cliente consume principalmente en las horas punta, el proveedor incluirá un cargo por modulación para cubrir este delta.
Un cliente con un perfil de consumo muy plano y constante incurrirá en menores costes de modulación que un cliente con un perfil muy variable y concentrado en días/horas concretas.
La empresa suministradora, a la hora de comprar la energía o el gas que va a suministrar al cliente, se basa en un perfil de consumo estimado que le proporciona el cliente (puede ser el perfil utilizado para la oferta de suministro o un perfil de consumo más actualizado proporcionado por el cliente).
Sin embargo, una vez que se ha comprado al proveedor la energía o el gas necesarios para cubrir las necesidades estimadas del cliente, éste puede consumir más o menos de lo estimado y comprado al proveedor. Este desequilibrio debe resolverse en tiempo real, para que el cliente no sufra interrupciones en el consumo. Por tanto, el cliente toma las cantidades extra de gas o electricidad (o devuelve las cantidades que consume de menos) directamente de la red. El coste (o los ingresos) relacionado con estas cantidades es facturado al proveedor por Terna (para la electricidad) o por Snam (para el gas). En las fórmulas de indexación que no prevén la reversión del coste del desbalance en su totalidad al cliente (típicas de algunas fórmulas para clientes intensivos en energía), el suministrador inserta en P0 un coste estimado que le cubre del riesgo de que el cliente consuma con un perfil tan diferente al presupuestado que el coste incurrido pueda afectar al margen esperado. El P0, evidentemente, no varía durante el transcurso del suministro y sólo a posteriori el proveedor podrá comprender en qué medida el desequilibrio del cliente ha afectado a su margen.
En los contratos de precio variable, P0 es un término independiente de Ppower o Pgas, mientras que en los contratos de precio fijo, los costes de modulación, desequilibrio y margen del proveedor se incluyen directamente en el precio fijo cobrado por el proveedor. Como hemos dicho, el P0, al igual que el precio fijo, es un término establecido en el contrato y fijado para toda la duración del suministro.
Sin embargo, con el tiempo es posible contener las cargas relacionadas con la modulación y el desequilibrio con algunos trucos.
En primer lugar, es esencial conocer bien su perfil de consumo y su flexibilidad. De esta manera, es posible seguir más de cerca el perfil de consumo estimado (el que se le dio al proveedor para la preparación de la oferta o una actualización más reciente), disminuyendo la carga de desequilibrio.
Por otro lado, el coste de modulación sólo puede reducirse si el consumo propio es lo suficientemente flexible como para "aplanarse" y hacerse más constante, y pocos clientes tienen realmente la capacidad de "cambiar la forma" de su consumo para disminuir los costes de modulación.
En cualquier caso, este tipo de evaluación también debería afectar a la elección de la indexación de la propia oferta. Los clientes que tienen la capacidad de ser flexibles y gestionar activamente su consumo, podrían beneficiarse más de las fórmulas horarias (para la electricidad) o diarias (para el gas), disminuyendo el coste de la modulación. Los clientes que conocen menos su perfil de consumo o carecen de flexibilidad, por el contrario, podrían preferir un coste de desequilibrio y modulación fijo (en P0), delegando la gestión del riesgo en el proveedor.
Una vez firmado el contrato de suministro a precio indexado, suele existir la posibilidad de solicitar al proveedor que fije el precio de la electricidad o gas, para una parte del...
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Una vez firmado el contrato de suministro a precio indexado, suele existir la posibilidad de solicitar al proveedor que fije el precio de la electricidad o gas, para una parte del consumo contratado, durante un periodo definido.
En definitiva, se puede pasar de un contrato de precio totalmente variable a un suministro cuyo precio se fija parcial o totalmente antes del periodo de consumo. Pero, ¿cómo es posible decidir cuándo pedir una fijación y para qué cuota de volumen hacerlo?
En primer lugar, una estrategia de fijación debe partir del análisis de los mercados y la predicción de cómo podrían evolucionar los precios en el futuro. Este tema, como ya hemos dicho muchas veces, es absolutamente esencial para poder gestionar correctamente un contrato indexado con fijación.
Por ello, se analizan los fundamentos del mercado del gas y la electricidad, con metodología y constancia, para crear posibles escenarios de la evolución futura de los precios. A partir de estos escenarios, que deben actualizarse constantemente para absorber cualquier posible cambio en los factores fundamentales, es posible hacerse una idea de cómo podría evolucionar el mercado en un futuro próximo. Los análisis se basan en una multitud de factores que repercutirán durante un periodo de tiempo o en un momento determinado en el futuro, pero también deben considerar los aspectos geopolíticos, macroeconómicos y a veces psicológicos del mercado. Gracias a la interacción de estos diferentes factores, se crea un escenario y una curva de precios a futuro de lo que podría ocurrir. A partir de los resultados, se procede a desarrollar la estrategia de fijación que se aplicará a los consumidores.
Hay diferentes enfoques sobre cómo establecer una estrategia de fijación. Hay quien intenta encontrar el mejor momento (el punto de mínimo de los precios) para solicitar una fijación sobre el 100% (o casi) del volumen contractual, otros prefieren fijar en más ocasiones pequeños tramos.
Lo cierto es que la mejor estrategia de fijación es la que mejor se adapta al apetito de riesgo del operador y de la empresa, la que mejor se adapta, como un traje a medida.
Por ello, lo primero que hay que hacer es identificar la disposición de riesgo y el mejor enfoque. Si la prioridad es conseguir el precio más bajo y limitar el número de fijaciones al mínimo, la estrategia de fijación se centrará en encontrar el momento adecuado para pedir al proveedor que fije una parte consistente de los volúmenes, incluso para fijar el 100% en 1 o 2 tramos.
La otra cara de la moneda, en este caso, es que hay que estar dispuesto a aceptar el riesgo de no poder aprovechar el mejor momento para ejecutar el fixing o, incluso, ejecutarlo en el momento en que los precios son más altos.
Si, a la inversa, la prioridad es limitar al máximo el riesgo de realizar la fijación en el momento equivocado, la estrategia de fijación deberá sin duda optimizar el timing, pero sobre todo deberá prever la demanda de más tramos de fijación para subdividir los volúmenes fijados en el curso de un amplio período. Por otro lado hay que ser conscientes de que un mayor número de fijaciones diluye, sí, el efecto negativo de una fijación en el momento en que los precios son muy altos, pero diluye igualmente la ventaja de ejecutar una fijación con los precios a los mínimos.
En ambos casos, la mayor dificultad reside en comprender el mercado y ser capaz de reaccionar correctamente a él. No olvidemos tampoco que, además de encontrar el momento adecuado para realizar la fijación, también hay que considerar la posibilidad de no fijar toda la cuota de volumen para un periodo determinado, es decir, aprovechar o no una posible bajada de los precios spot durante el periodo de consumo. De hecho, a menudo puede ser preferible dejar que una parte del volumen contratado quede expuesta a las fluctuaciones de los precios.
Manteniendo un buen nivel de flexibilidad, es aconsejable planificar de antemano el enfoque de la gestión de la oferta, estructurando un proceso de optimización que permita aprovechar la volatilidad del mercado, pero también evitar que que nos pille desprevenido cuando el mercado sufra una fuerte caída o, por el contrario, un fuerte impulso al alza.
Es obvio que no es posible decidir de manera puntual y precisa todas las fijaciones a realizar durante el año, pero es importante identificar, también sobre la base de lo acordado con el proveedor, algunos parámetros de referencia.
En primer lugar, lo ideal es tener un objetivo de precio por debajo del cual se considera haber obtenido "un buen precio" y un precio por encima del cual se preferiría no pasar (¡el "pagar demasiado o poco" es siempre un concepto subjetivo!). Además, es importante elegir qué periodos se quieren considerar para la fijación (todo el año, los trimestres o los meses sueltos), qué volúmenes se quieren cubrir tendencialmente con cada fijación (10%, 25%, 50%, ...) y con cuánto tiempo de antelación a la entrega se decidirá si se deja o no una parte de los volúmenes expuestos al precio de mercado.
En definitiva, es importante tener una especie de plan ideal para la gestión de la fijación que pueda definir en principio los pasos para la optimización del suministro. A lo largo del periodo, pues, analizando los mercados y reaccionando con prontitud a las eventuales oportunidades, será más sencillo establecer si hay que solicitar una fijación, cuánto cubrir y cuándo hacerlo.
La gestión de un contrato de suministro a precio indexado con posibilidad de fijación puede, por tanto, parecer complicada y esto suele desanimar a quienes no tienen conocimientos específicos sobre los mercados dentro de la empresa. ¿Qué hacer, pues?
Como hemos dicho muchas veces (puedes leer el artículo sobre los pros y los contras de los precios fijos y variables) la solución correcta es sólo la que más nos convenga.
No hay que elegir a toda costa el precio indexado si no nos da confianza, si los volúmenes consumidos son tan bajos que no justifican el esfuerzo de optimizar el coste, o si simplemente no lo consideramos prioritario.
Pero no necesariamente tienes que elegir un precio fijo sólo porque no tienes la capacidad interna para gestionar una factura indexada.
Hay numerosos servicios disponibles para quienes necesitan apoyo en el mercado y que permiten incluso a quienes no son expertos en análisis y previsión de mercados aprovechar las oportunidades que ofrece un contrato de precio variable con fijación. Consultores, plataformas, proveedores de datos, gestores de carteras, la elección es bastante amplia y variada.
Si te parece interesante un contrato indexado con fijación, en definitiva, la forma de aprovecharlo existe y está disponible. Lo importante es optar por gestionar la oferta de forma coherente con tu planificación y sin improvisar. Es mejor elegir un precio fijo que hacer arreglos tirando una moneda al aire.
Hemos llegado a comprender los beneficios potenciales y a valorar la posibilidad de hacer fijaciones para disminuir el riesgo de subidas de precios y, por tanto, los costes...
Seguir leyendo >Hemos llegado a comprender los beneficios potenciales y a valorar la posibilidad de hacer fijaciones para disminuir el riesgo de subidas de precios y, por tanto, los costes asociados al suministro. Nos informamos sobre los mercados, cómo se mueven los precios y por qué.
Pero seguimos sin entender por qué el precio de fijación que nos ofrece el proveedor es tan diferente del que se encuentra en el mercado mayorista y en todas las newsletters que circulan semanalmente. ¿Por qué?
Cuando se solicita una fijación, los proveedores deben hacer valoraciones que les permitan, por un lado, ofrecer al cliente un precio competitivo y, por otro, cubrirse adecuadamente en el mercado mayorista. Por esta razón, algunos elementos relativamente estándar están incluidos en el presupuesto:
- Perfil de consumo/coste de la materia prima
- Perfil de riesgo
- Riesgo de volumen
- Costes financieros de la cobertura
- Margen
Como sabemos, los precios mayoristas de la electricidad y el gas natural, que pueden consultarse en las páginas web de los mercados y que se expresan en €/MWh tanto para el gas como para la electricidad, se refieren a productos estándar por duración (calendario, trimestre, mes) y perfil (carga base/pico/falta de carga para la electricidad y carga base para el gas). Esto significa que estos precios son válidos como referencia para cantidades fijas, todos los días/todas las horas del periodo considerado.
En resumen, si mi perfil de consumo fuera de 1 MWh en todas las épocas del año, el precio de fijación podría estar muy cerca del precio de carga base del mercado mayorista. Pero mi perfil no es así, por desgracia, y ¿entonces qué?
Para cotizar la fijación, el precio del producto al por mayor debe ser reproporcionado y ajustado para seguir la configuración de mi perfil. Cuanto más constante sea el perfil con el que consumo a lo largo de los distintos días y horas, más podrá acercarse la oferta del proveedor al precio del producto estándar de carga base. Cuanto más variable sea mi perfil, más lejos estará.
El proveedor que analice el perfil, por tanto, debe valorar correctamente tanto la forma del perfil dentro del día/semana, como la forma en que varía el perfil durante el periodo (mes/trimestre/año) para el que he solicitado la fijación.
Por tanto, el proveedor debe estimar un coeficiente corrector que tenga en cuenta la forma de mi perfil, es decir, cuánto consumo y en qué horas/días, para reproporcionar el precio del producto de carga base y ofrecerme una cotización competitiva. Si mi consumo se concentra en las horas centrales del día o en los días laborables, cuando la energía/el gas son más caros, la empresa suministradora tendrá sin duda que ajustar al alza el precio de la carga base.
En cambio, si consumo principalmente por la noche o los fines de semana, cuando la electricidad y el gas suelen ser más baratos, el precio será menor.
Además, si mi perfil de consumo varía mucho a lo largo del mes/trimestre/año, por ejemplo si consumo a plena carga durante una semana y a la siguiente consumo un 50% menos, el proveedor tendrá que tener en cuenta esta variabilidad a la hora de hacer el presupuesto.
Todo esto se incluye en el precio de la parte relativa al "perfil" y, obviamente, esta cuota de "coste de la materia prima" es la más relevante entre los elementos que se cotizan en la fijación. Precisamente esta partida podría, si se explicitara, compararse con el precio del mercado mayorista.
El proveedor también debe tener en cuenta el riesgo de que mi consumo real tenga una distribución diferente (a lo largo de las horas/días) en comparación con lo presupuestado.
Por tanto, hay que estimar la posible variación del consumo y el consiguiente coste para el proveedor.
Obviamente, el proveedor no puede predecir el futuro ni saber con certeza cuánto cambiará la forma de mi perfil en el momento del consumo y, por tanto, sólo puede hacer una estimación aproximada del riesgo del perfil.
En esta estimación, el proveedor suele tener en cuenta el efecto cartera, es decir, el hecho de que el riesgo de perfil derivado de un solo cliente se diluye dentro de la cartera agregada compuesta por todos los clientes a los que sirve el proveedor: cuando, en una hora o en un día, un cliente consume un poco más, otro probablemente consuma un poco menos.
De este modo, la parte del riesgo del perfil que se incluye en la oferta del proveedor es mucho menor de lo que sería si sólo se tuviera en cuenta el perfil del cliente.
Otro elemento que se estima en la cotización es la posible variación de los volúmenes totales consumidos durante el periodo.
Si mi perfil indica que consumo 100 en marzo, es probable que durante el mes de consumo, la cantidad de electricidad o gas realmente extraída de la red sea un poco más (105) o un poco menos (95).
Esta posible variación del total consumido con respecto al perfil previsto se denomina riesgo de volumen y es otro aspecto que debe ser tarifado por el proveedor dentro de la fijación.
Además, en este caso, el proveedor suele tener en cuenta el efecto cartera y, por tanto, el coste que se incluye en el presupuesto es inferior al que tendría si yo fuera el único cliente del proveedor.
Cuando se confirma una fijación, el proveedor tiende a cubrir el riesgo de precio comprando un producto estándar en el mercado mayorista para "bloquear" el desajuste entre los ingresos derivados de la electricidad o el gas que ha vendido a un precio fijo (tras la fijación) y el coste de compra de la materia prima. Para realizar la cobertura, el proveedor incurre a su vez en costes: coste de acceso al mercado mayorista, coste de las garantías financieras necesarias para la cobertura, coste de la transacción, etc.
Una pequeña parte de estos costes se repercute en el presupuesto de fijación precisamente para cubrir los gastos de funcionamiento del proveedor.
Al precio de fijación se le añade una pequeña tasa para remunerar al proveedor y el servicio de fijación que ofrece. En este caso, es fácil de entender, cada proveedor aplica un margen de beneficio de su elección. No obstante, hay que tener en cuenta que, en general, el margen de beneficio del proveedor no es demasiado llamativo, ya que, de lo contrario, el precio ofrecido está fuera del mercado.
En conclusión, el presupuesto de fijación que hace el proveedor apenas puede ser desgranado para entender cuánto se ha cotizado por cada uno de los puntos anteriores.
Por eso, comparar el precio de fijación con el precio del mercado mayorista es un poco engorroso. Eso no quiere decir que el mercado mayorista sea algo que no haya que seguir, ¡al contrario! Informarse y analizar el mercado mayorista, las noticias y, en general, la tendencia de los precios es muy útil para entender qué está pasando, qué escenarios pueden darse y, en definitiva, para valorar cuándo es el mejor momento para solicitar una fijación.
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La “excepción ibérica” ya es una realidad, al menos hasta que Europa diga se la aprueba o no. El RD para limitar el precio del gas y rebajar el precio de la electricidad en la...
Seguir leyendo >La “excepción ibérica” ya es una realidad, al menos hasta que Europa diga se la aprueba o no. El RD para limitar el precio del gas y rebajar el precio de la electricidad en la Península Ibérica no lleva grandes sorpresas, tal y como se analizó en el webinar que realizamos recientemente. Con una duración de 12 meses, se espera que beneficie a todos los consumidores, especialmente a los hogares acogidos a la tarifa regulada (PVPC) y a la industria indexada a OMIE. El resto, con tarifas fijas, lo notarán según vayan renovando sus contratos según indica el Ministerio. Así, la medida ejercerá de cortafuegos ante la volatilidad de los precios del gas.
La medida emplea una fórmula matemática para limitar el precio del gas consumido por las centrales térmicas que es repercutido en las ofertas que fijan el precio del mercado mayorista de la electricidad, también conocido como pool. Establece un precio de referencia del gas de 40 €/MWh durante seis meses, que se incrementa en 5 €/MWh al mes a partir de entonces, terminando en 70 €/MWh para que haya una convergencia a la normalidad.
El precio de la electricidad resultante tras aplicar el mecanismo dependerá, principalmente, del precio del gas en el Mercado Ibérico del Gas (MibGas) y del precio del CO2. Considerando 96 €/MWh para el gas y 80 €/t para el CO2, el mecanismo dejará el precio medio del pool en menos de 130 €/MWh durante los 12 meses, frente a los más de 210 €/MWh que se registrarían en su ausencia. De este modo, la única electricidad que los consumidores pagarán a coste de gas será la producida con centrales de gas.
Esta reducción beneficiará a todos los consumidores de electricidad, tanto a los que tengan contratos con precios variables, indexados al pool -como el PVPC-, que lo notarán inmediatamente, como a los que tengan contratos con precios fijos, que lo percibirán si los renuevan o los cambian durante el año de vigencia del mecanismo. Únicamente los consumidores con contratos a precios fijos a largo plazo que venzan después del año de aplicación de la medida no se verán afectados por la medida.
Así, el 37% de los hogares, acogidos al PVPC, experimentarán una reducción inmediata en las facturas. En el caso de la industria, la rebaja dependerá del grado de indexación al pool de sus suministros energéticos, normalmente mayoritarios. Para los demás consumidores, con contratos de precio fijo, la rebaja final dependerá de las condiciones pactadas con la compañía eléctrica, pero obtendrá precios más bajos porque la medida reduce los precios mayoristas que sirven de referencia. Este efecto reductor en cascada también ayudará a contener el IPC, afectado por las tensiones en los costes energéticos, afirma el MITECO.
Las centrales térmicas de gas, los ciclos combinados, seguirán cobrando lo necesario para garantizar el suministro eléctrico. Este coste se repercutirá únicamente sobre los consumidores beneficiados por la medida en cada momento y siempre será menor que el ahorro final proporcionado por ella.
Adicionalmente, la rebaja de los precios del pool recortará los beneficios extraordinarios que están obteniendo las empresas generadoras de electricidad con la coyuntura actual. La medida es complementaria con la minoración de gas, para frenar la escalada de precios y revertir parte de esos beneficios extraordinarios a los consumidores.
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...
Seguir leyendo >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 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.
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%.
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.
Lo que se esperaba de las renovables se va cumpliendo, una vez más. La producción fotovoltaica y eólica en España amortigua durante las primeras semanas de la primavera el precio...
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Lo que se esperaba de las renovables se va cumpliendo, una vez más. La producción fotovoltaica y eólica en España amortigua durante las primeras semanas de la primavera el precio de la electricidad, y en consecuencia el de los futuros en el mercado OMIP.
España, a partir de la consecución junto a Portugal de la llamada “excepción ibérica” con el tope al precio del gas aprobado por la UE, ha logrado que los futuros bajen un 20% según las últimas cifras publicadas por el Grupo ASE.
Los primeros 4 meses de 2022 tuvieron una media en Europa por encima de los 200 €/MWh con valores récord en mercados como el francés (también ocasionado por el parón nuclear), el alemán y/o el italiano, entre otros. Ahora, entrada la primavera, la fotovoltaica brilla más que en los meses anteriores y la constancia de buenos vientos hace que la eólica también logre que los mercados eléctricos disfruten de un “respiro”.
En España la producción solar creció un 33%. Un incremento que se debe al aumento de 661 MW de nueva capacidad instalada de fotovoltaica en el país, que empezó el año con 14.888 MW y que ya supera la barrera de los 15 GW, concretamente, 15.549 MW conectados al sistema eléctrico.
La eólica también aumentó su potencia instalada en 223 MW, aunque su producción fue un 5% menor a la del mismo periodo del año pasado, algo que evidencia la aleatoriedad de los vientos. Un año con más potencia instalada que produce menos electricidad, aunque con una diferencia casi insignificante.
Con los objetivos del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) de alcanzar los 50 GW de eólica y 30 GW de fotovoltaica para 2030, las previsiones auguran que el precio de la electricidad vaya cayendo a medida que ambas tecnologías se vayan implantando más y más en el sistema eléctrico nacional.
La menor demanda energética es otro factor que reduce el precio de la electricidad. De ahí la importancia de la eficiencia energética; menor consumo implica contaminar menos y también reducir el precio de la luz.
Las temperaturas registradas en los primeros cuatro meses del año fueron menos frías que las del año pasado y que las de principios de 2022, lo que hizo que la demanda energética se redujera.
Evidentemente, los precios actuales comparados con los del mismo periodo del año pasado son mucho mayores. En el mercado MIBEL, de España y Portugal, el incremento se traduce en un 338%.
Durante este primer cuatrimestre los valores futuros han variado mucho en todos los mercados europeos, pero es en el español en el que menos fluctuación han sufrido. Este hecho se debe gracias, en parte, al anuncio de la aceptación por parte de la Comisión Europea de la aplicación de un tope en los precios del gas en el mercado ibérico de electricidad, que entrará pronto en vigor, por el cual el precio del recurso se limitará a 50 €/MWh durante los próximos 12 meses (pese a que España y Portugal habían solicitado que fuera a 30 €/MWh).
Próximamente conoceremos cómo se aplicará dicho tope, aunque las primeras estimaciones indican que la diferencia de precios entre las ofertas y al que compran el gas los productores deberá ser compensado por los usuarios. De todos modos, la medida podría ahorrar hasta un 30% de la factura eléctrica de los usuarios residenciales acogidos a PVPC, así como beneficiar a las industrias con contratos indexados. El precio de la electricidad podría caer hasta los 130 €/MWh, aproximadamente.
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