Artículos - 15 de Noviembre de 2017

Las compras de energía expuestas a nuevos riesgos y volatilidades inimaginables

Habiendo aprendido algunas lecciones preliminares sobre gestión de riesgos de variación de precios energéticos, las industrias continúan enfrentándose a evaluaciones continuas en las que cualquiera puede suspender, desanimarse o simplemente bajar los brazos, porque por muy bien que traten de optimizar sus compras frente a riesgos de mercados caracterizados mediante drivers explicativos de oferta-demanda, existen nuevos cambios y riesgos regulatorios y socio-políticos mientras se preservan viejos problemas estructurales que impactan brutalmente en los presupuestos de la facturación energética, especialmente a finales del presente ejercicio y para todo el próximo. Toca gestionar y definir estrategias de compras (aprovisionamientos) más eficaces y la implantación de medidas de ahorro y eficiencia energética.

Herramientas básicas para seguimiento y control de precios de mercados energéticos

Como sabéis, por un lado es necesario disponer de una base de datos de mercados debidamente actualizada, elaborando (internamente) u obteniendo (externamente) la curva de precios forward y combinarla con nuestros consumos, en la estructura horaria o bien por periodos tarifarios por mes, añadiendo todos los conceptos regulados y conceptos adicionales de suministradoras hasta formar el precio final del suministro de energía (eléctrica o gas natural canalizado).

Además de disponer de una base de datos de mercados actualizada y pormenorizada a nuestros consumos hasta formar el precio final del suministro de energía eléctrica o gas natural, necesitamos adquirir formación específica avanzada y realizar un seguimiento de los prescriptores y generadores de tendencias

En ese sentido, además de los ficheros y análisis de mercados que mensualmente realiza Enérgitas para ACOGEN y que se distribuyen en su boletín ee+online y se analizan en los Comités presenciales, próximamente se inaugurará la web de energitas.com donde se ofrecerá un servicio online (http://energitas.com/CalculadoraEnergetica) para poder descargarse dicha curva de precios forward así como budgets o precios de referencia a cliente final (benchmarking) a precios de mercado (mark-to-market). Por otro lado, necesitamos mejorar nuestra cultura de mercado y adquirir formación específica avanzada. El conocimiento y experiencia es un grado. Precisamos conocer y profundizar más en el comportamiento de los precios de contado y futuros, el de algunos agentes relevantes (traders, agentes vendedores y comercializadores) y del poder de mercado (operadores dominantes y principales); así como el uso de las interconexiones eléctricas internacionales (Francia, Portugal, Andorra y Marruecos), la revisión y/o mantenimiento del parque nuclear (España y Francia), el producible hidráulico y el nivel de las reservas de los embalses anuales e hiperanuales, la disponibilidad de las plantas de bombeo, el producible eólico y solar, el uso y funcionamiento de las plantas de cogeneración convencional, biomasa, residuos y reciclaje, y la disponibilidad del parque térmico (carbón y gas): También la demanda de energía eléctrica, la actividad económica, entre otros drivers, y en el caso del gas, el uso y disponibilidad de las estaciones de regasificación y los gasoductos internacionales (Francia, Argelia y Marruecos), así como las instalaciones de almacenamiento de gas son clave para identificar potenciales oportunidades en la optimización de costes de adquisición del gas. También y no menos importante, debemos seguir a los eruditos dentro y fuera de España y, especialmente, a algunos centros de investigación y empresas de consultoría que a lo largo del tiempo han influido en los reguladores de turno y demostrado que muchas de sus recomendaciones han conducido al empeoramiento de la facturación energética de los consumidores, quizás sirviendo más a la administración pública o buscando generar nuevas actividades económicas para crear puestos de trabajo y aumentar la recaudación fiscal (más tasas, impuestos directos e indirectos, cuotas a la seguridad social, etc.) y cubrir el creciente gasto de la administración pública. Nos “vendieron la moto” del mercado de derechos de emisiones europeo pero no nos dijeron su repercusión directa en los precios energéticos (>10-20%), con la consiguiente merma de la competitividad de nuestra industria por precios de la energía más elevados que en países no pertenecientes a la Unión Europea. Es encomiable el esfuerzo de reducir las emisiones de dióxido de carbono (CO2) de plantas térmicas operando en los mercados energéticos y, también, es cierto que esa tarea es más fácil cuando se traslada sin escrúpulos el coste de oportunidad del CO2 a los consumidores, pero es inadmisible que los ayuntamientos sigan con más de la mitad de la flota de autobuses de transporte público quemando derivados del petróleo, así como el transporte privado terrestre, marítimo y aéreo. Como casi siempre el sector eléctrico es pionero en hacer de conejillo de indias. Todos los sectores deben arrimar el hombro en esa tarea.

Se aproxima un año de precios energéticos volátiles (elevados)

Dado el decalaje anual que existe en el negocio de comercialización dominado por las grandes suministradoras (incumbentes), que disponen de contratación bilateral física con las empresas generadoras del mismo grupo empresarial, el ejercicio 2017 ha sido realmente un buen año en cuanto a contratación de suministros a precios fijos, aunque los precios de contado de electricidad en el MIBEL y de gas en el MIBGAS hayan repuntado desde finales de 2016. Aquellas industrias que han contratado a precios indexados, bien con incumbentes o bien con nuevos entrantes, tienen que organizarse internamente para facilitar el seguimiento, control y mitigación de los riesgos de variación de los precios, mediante productos financieros como el tradicional Contrato por Diferencias (CfDs), es decir, un Swap, para tramos de consumo viendo la curva de carga del suministro o bien techos (Caps) o precios máximos a cambio de una prima (Premium) y/u opciones de compra (Call).

Se aproxima un año de precios energéticos volátiles (elevados). Las mayores incertidumbres que se atisban actualmente generarán mayores volatilidades y precios

Pero lo que no se debe hacer nunca es hacerlo tarde y mal. El comprador debe tratar de realizar coberturas financieras cuando los precios son baratos, como ha sido antes de la primavera e inclusive durante el verano. Por el contrario, el vendedor debe hacer lo contrario, es decir, cuando los precios son más altos. Esta estrategia de cobertura es intuitiva, de la vieja escuela, y funciona siempre y cuando disponemos de buena información y percepción del comportamiento futuro de los precios. Este año, a partir del 1 de octubre de 2017, se ha adelantado y no por casualidad, un repunte de los precios en MIBEL y MIBGAS y una caída de las cotizaciones de la renta variable en los mercados financieros. Se demuestra una vez más que la inestabilidad sociopolítica induce a un estadio de funcionamiento volátil de los mercados financieros y energéticos, disminuyendo (reprimiéndose) la demanda y aumentando el nivel de los precios tanto de contado como futuros.

Si el tipo de cambio del dólar americano se revaloriza frente al euro, mal vamos. Las incertidumbres sobre geopolítica energética inducen precios altos de los suministros

En el caso del gas, el repunte internacional de los precios del crudo y sus derivados, afecta directamente los precios de los contratos de gas indexados a esos índices. Por suerte, el tipo de cambio, dólar americano/euro se encuentra en niveles altos, lo cual tiene un efecto inverso en los precios, es decir, que los reduce. Las coberturas idóneas en este caso son sobre el tipo de cambio. Si el tipo de cambio del dólar americano se revaloriza frente al euro, mal vamos, especialmente si no contamos con coberturas. Las incertidumbres sobre geopolítica energética también inducen precios altos de los suministros. La unicidad de los mercados energéticos en España, tanto gas como electricidad, es clave para asegurar una mayor eficiencia económica global a nivel nacional. La situación socio-política actual en una determinada región (ej. Cataluña) no debe utilizarse como una coyuntura para reventar los precios de los mercados energéticos. En el caso del gas, estamos volviendo a sufrir una estacionalidad alcista en los precios a finales de este año, como ya ocurrió el año pasado. Dado que el gas para el mercado liberalizado se abastece principalmente por barco a través de las estaciones de regasificación, es muy fácil desviarlo en alta mar a otros destinos como Reino Unido o Japón, mercados aislados (islas) predominantemente térmicos, donde se puede sacar mayor margen de negocio. Si las enormes plantas térmicas (Turbinas de Gas de Ciclo Combinado, CCGT en inglés) no están operando a tope, y no pueden consumir todo el gas contratado, obviamente buscan recolocar ese gas en otros mercados internacionales para minimizar penalizaciones take-or-pay. A inicios de 2017 se permitió la posibilidad de entrada de agentes de mercado, market makers, precisamente para tratar de darle mayor liquidez al Hub de gas ibé- rico (MIBGAS). Pero se necesita mano dura de los reguladores y supervisores de los mercados para garantizar que haya suficiente oferta de gas para satisfacer la demanda en España en la estación más fría del año (invierno). Los precios a corto plazo del Hub de gas y los eventuales conflictos socio-políticos en España no deberían ser excusa para reventar los precios del pool o mercado diario de electricidad (spot o contado) ni los costes de los mercados de la operación técnica del sistema (restricciones, regulación y desvíos); y mucho menos que esto se propague a medio plazo. El hecho de que las plantas térmicas (CCGT's) tengan un coste de oportunidad muy alto en otoño-invierno debe compatibilizarse con el control y supervisión de su disponibilidad para funcionar o ser llamadas a operar cuando lo requiera el Operador del Sistema, porque para eso se ha reasignado el incentivo económico denominado garantía de potencia (cargo por capacidad), quitándoselo a la cogeneración (cuyo funcionamiento es estable para abastecer energía térmica a fábrica asociada) e inclusive a plantas nucleares (siempre están funcionando) y a las renovables (porque supuestamente son tecnologías no despachables o de difícil disponibilidad garantizada). Actualmente, España dispone de un parque de CCGT's sobredimensionado que debe vigilarse para evitar movimientos de gas de carácter especulativo. Tampoco puede permitirse un sobredimensionamiento de energías renovables, a menos que sea a precios (costes) competitivos y que se les induzca a operar con mayor predictibilidad y estabilidad.

Nuevos cambios regulatorios en mercados mayoristas de electricidad

Una cuestión preocupante es que los reguladores europeos y nacionales no se cansan de seguir promoviendo nuevas normativas sobre funcionamiento de los mercados energéticos sin contar con la posición de las industrias, comercios y ciudadanos, que son quiénes terminan pagando los platos rotos. Decisiones como la implantación del mercado de derechos de emisiones en 2005 deberían haberse llevado a consulta popular a nivel europeo o bien a consultas nacionales.

Los nuevos cambios exigen mayor seguimiento, supervisión y control de los mercados energéticos prestando especial atención al comportamiento de los precios en otoñoinvierno

La obsesión de acoplamiento y armonización de mercados energéticos (market coupling) en Europa va a introducir supuestamente una mayor competencia y eficiencia en los precios mayoristas y, por ende, en mercados minoristas (contratos de suministro a cliente final). Sin embargo, antes deberían garantizarse una estructura y un funcionamiento competitivo a nivel interno de cada Estado miembro de la Unión Europea. Mientras se mantenga la apuesta europea por grandes utilities, operadores dominantes, principales cuotas de mercados bajo duopolios u oligopolios, sin la existencia de mercados energéticos primarios (subastas de energía a largo plazo), el acoplamiento de mercados secundarios conducirá a precios menos eficientes para los consumidores finales. Las iniciativas que se barajan en España para implantarse a lo largo del primer semestre de 2018 consisten en ir reduciendo y/o eliminando los actuales seis mercados intradiarios (mercados de ajustes de oferta-demanda) por mercados intradiarios continuos. Este tipo de medidas puede implicar una menor liquidez y mayor especulación en el mercado diario (day-ahead) gestionado por el Operador del Mercado y la tendencia a reducir y/o eliminar los mercados técnicos de desvíos gestionados por el Operador del Sistema. Si actualmente tenemos sólo seis mercados intradiarios y existen y se observan prácticas (estrategias) abusivas para maximizar la gestión económica de algunos agentes tanto por el lado de la compra como por el lado de la venta, la supervisión y control, así como la capacidad de intervención y sanción debería aumentarse por parte de las autoridades reguladoras. Este tipo de cambios de las reglas del juego van a establecer un antes y un después en los registros históricos de los precios spot del commodity (electricidad) y de los precios de la operación técnica, así como en los precios minoristas. Tenemos que estar muy alertas e irnos preparando para afrontar estos nuevos retos y desafíos a medio plazo, esperando que los reguladores velen por el interés general de todos los consumidores, especialmente las pocas industrias que siguen sobreviviendo en un entorno de precios energéticos susceptibles de mejoras. Los nuevos cambios exigen un mayor seguimiento, supervisión y control de los mercados energéticos prestando especial atención al comportamiento de los precios en otoño-invierno.

Publicado en ee+ Revista de la Asociación Española de Cogeneración - ACOGEN