Artículos - 13 de Noviembre de 2019

Las compras de energía abaratándose a medio-largo plazo a pesar de cambios regulatorios e incertidumbres geopolítico-energéticas

En 2019, los precios en los mercados energéticos mayoristas en España están revirtiendo a la media con un fuerte correctivo bajista. Tanto en gas como en electricidad existe un denominador común: la utilización de gas para la producción de energía eléctrica.

En el mercado secundario de gas (Mibgas), hemos pasado de 24,4 €/MWh a un cierre previsto de 16,2 €/MWh. En electricidad, pasando de 57,3 a 50,4 €/MWh. Esto está permitiendo negociar mejores condiciones económicas de compraventa de suministro de energía para la nueva temporada (2020), con posibilidad de aprovechar horizontes de contratación a medio plazo (2020-2021) en mercado gasista, y a largo plazo (2020-2024) y muy largo plazo (2020-2029) en mercado eléctrico.

Por otro lado se acrecientan los riesgos regulatorios –y sus posibles impactos económicos– provenientes de sendas modificaciones en las reglas del juego en mercados mayoristas y en tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR), adaptándose a un nuevo entorno regulatorio quinquenal. Las incertidumbres a uno o máximo dos años vista en los costes de los combustibles debido a problemas de geopolítica energética (sabotajes y/o ataques terroristas), están frenando la caída de los precios del crudo/gas en los mercados internacionales de commodities.

En el mercado eléctrico, a partir de 2022, se consolidará una tendencia bajista hasta el máximo periodo de contratación de futuros (2026) debido a la apuesta del autoconsumo con autogeneración mayormente del tipo Solar Foto-Voltaica (FV), cuya producción se está negociando a 10 años, teniendo como referencia el coste variable medio de una planta de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CombinedCycle Gas Turbines) alrededor de 45 €/MWh, como valor marginal del mercado a largo plazo.

REGLAS DEL JUEGO CAMBIANTES EN EL POOL ESPAÑOL

En el mercado eléctrico tenemos cambios estructurales, destacando:

1. Mercados spot o de contado (day ahead, intradiarios y continuos) con cierres de sesiones cada vez más cerca de la demanda en tiempo real supuestamente para inducir una mejor gestión de desvíos, gestión de la demanda y sistemas de autogeneración y almacenamiento, aunque en la práctica se utilizan para combinar estrategias de maximización del beneficio neto de transacciones tanto de compra como de venta.
2. Mercados de Operación Técnica (restricciones, regulación secundaria y terciaria, y gestión en tiempo real) que irán adaptándose a la gestión de cargas virtuales (a través de zonas o perímetros de equilibrio), posibilitan do una participación activa de la gestión de la demanda en la prestación de servicios complementarios (de subastas de interrumpibilidad a desconexión de cargas en mercados) y el nuevo papel que se vislumbra de los nuevos sistemas de almacenamiento (periodos de descarga/carga con unos tiempos de respuesta en tiempo real más rápidos que los de las plantas hidroeléctricas, motores de media velocidad y turbinas de gas a ciclo abierto).
3. Elevación del precio instrumental máximo de compra (cap o techo) horario del commodity, actualmente en 180 €/MWh, estableciendo un nivel que podría llegar entre 500 y 1.000 €/MWh, con la justificación de que el Coste Medio de Oportunidad de la Energía No Suministrada en países desarrollados es de unos 1.500 €/MWh. Esto podría distorsionar la eficiencia económica del mercado.
4. Bajada del precio instrumental mínimo de venta (floor o suelo) horario del commodity, actualmente en 0 €/MWh, permitiendo precios negativos, aún sin definir valor ni simetría respecto al precio instrumental máximo. Esto supuestamente permitiría que una planta térmica pueda optimizar sus paradas/arranques estando dispuesta a pagar por mantenerse arrancada a mínimo técnico y evitar la especulación que hoy en día podría existir en los mercados de operación técnica.
5. Incorporación de nuevos contratos de futuros anuales (ELE: 2020-2026, GAS: 2020- 2021) en los mercados organizados, que están facilitando la viabilidad y factibilidad de nuevos proyectos de generación, haciéndolos bancables bien a través de indexación al mercado (ya hay un caso de Solar FV financiado únicamente con ingresos de pool) o bien mediante contratos financieros combinados con acuerdos de compraventa (PPA’s: Power Puchase Agreements).
6. Cabe seguir reclamando la necesidad de mejorar la eficiencia y el control del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, especialmente del poder de mercado de entidades financieras con posiciones no físicas, requiriéndose mayor revisión, control, supervisión y sanciones para evitar que el precio del CO2 siga creciendo especulativamente sin trasladar ninguna parte de ese beneficio económico a los consumidores o al medio ambiente. El precio del CO2 es un coste variable adicional para la producción de energía térmica, que se ha quintuplicado en el último año, pasando de 3-5 €/tCO2 a 25-27 €/tCO2 en 2019. El sentido del mercado de CO2 se está perdiendo cuando las renovables empiezan a ser viables a mercado y su efectividad en relación a su nivel de precio y coste-eficiencia a los consumidores debe ser monitorizada con acciones efectivas que equilibren su sostenibilidad.
7. El precio de los certificados de energía de origen a nivel europeo ya empiezan a tenerse muy en cuenta en la financiación de las renovables y en la cogeneración de alta eficiencia energética. Han evolucionado de 0,5 €/MWh a casi 3 €/MWh. Sin embargo, aún no se ha desarrollado una regulación específica para que el consumidor pueda participar en la compraventa de esos certificados. Actualmente, las comercializadoras ofrecen los certificados a cliente final supuestamente de forma gratuita, si así lo requiere el consumidor, si bien obviamente ya va incluido en los precios del suministro, pero no se factura de forma explícita.

TARIFAS DE ATR GAS PREVISTAS PARA 2020: ¿QUÉ CAMBIOS Y QUÉ DEBEMOS/PODEMOS HACER?

En general, hasta no ver los valores definitivos de las nuevas tarifas de ATR aplicables a partir de 1 enero 2020, es difícil creer que vamos a pagar menos. No obstante, el hecho de establecer que las tarifas de ATR se convertirán en verdaderos peajes, es decir, que remunerarán las actividades reguladas relacionadas al coste de las infraestructuras tanto fijos (costes de capital y rentabilidad) como variables (operación y mantenimiento), separándose los costes de políticas energéticas (primas a régimen remunerado de generación: renovables, cogeneración, biomasa y residuos, instalaciones mixtas; sistemas eléctricos extrapeninsulares; déficit tarifario; etc.), permitirá que las tarifas de ATR puedan bajar y reflejar el coste real de las redes de transporte y distribución eléctricas, y de las redes de transporte y distribución e infraestructuras gasistas (regasificación, almacenamiento, redes locales). Lo que aún desconocemos a ciencia cierta es cómo se van a pagar definitivamente los demás “cargos” asociados a la política energética.

Primero, hablemos del ATR de gas, actualmente en estado de propuesta. Lo más radical es el cambio de la estructura de las tarifas. Se pretende eliminar la discriminación espacial, es decir, los escalones de peajes en función de la presión del gasoducto (tubo) al cual estamos conectados. Las nuevas tarifas dependerán del consumo anual registrado el año anterior al de facturación.

Los consumidores habrán de estar muy atentos a los valores finales que se aprueben ya que las variaciones pueden ser muy importantes tanto al alza como a la baja según características del consumo. Adicionalmente, habrá que revisar y ajustar en consecuencia el caudal diario máximo contratado (la famosa Qd, en kWh/día/mes), ya que las propuestas apuntan a que se eliminará el actual modo de facturación y los excesos pueden conllevar penalizaciones de hasta el 500%, con alto potencial de encarecer el suministro sin beneficiar los ingresos totales de las actividades reguladas.

Otro aspecto que debe tenerse en cuenta es la posible desaparición de los descuentos en costes de regasificación. El espíritu de la nueva metodología prevé no discriminación entre usuarios de infraestructuras con mismas características, estén localizados dentro o fuera del territorio nacional y, además, trata de evitar subsidios cruzados entre grupos tarifarios.

TARIFAS DE ATR ELECTRICIDAD PREVISTAS PARA 2020: ¿QUÉ CAMBIOS Y QUÉ DEBEMOS/PODEMOS HACER?

De los pocos aspectos positivos a resaltar de la nueva propuesta es la eliminación del peaje actual de 0,5 €/MWh que pagan todos los generadores, así como la consolidación de la eliminación de los peajes para los autogeneradores (autoconsumo) sin venta de excedentes a la red y extiende el mismo tratamiento a los demás generadores, una vuelta al modelo anterior.

Lo más a vigilar de la nueva metodología es la redefinición de los periodos tarifarios y calendario eléctrico anual. Aspectos clave: mayor peso de horas punta, que pasan de 6 a 9 horas/diarias (laborables no festivos), y todo el mes de agosto (31 días) dejará de ser horas valle (denominado periodo p6), manteniéndose el p6 tal como en la actualidad (primeras 8 horas diarias de laborables no festivos, y las 24 horas de sábados, domingos y festivos nacionales). También cambian el orden y secuencia de los periodos.

El cambio del calendario debe tenerse muy en cuenta en la comparación de ofertas de suministro modalidad precios binómicos multiperiodo frente a la modalidad de precios indexados sin riesgo de operación técnica (pass-pool) o asumiendo riesgos de operación técnica (passthrough).

Las tarifas de ATR de electricidad propuestas para 2020, sin tener en cuenta la repercusión de los demás costes ajenos a los peajes propiamente dichos, suponen sorprendentes bajadas en todos los periodos, excepto en algunos periodos.

El nuevo calendario eléctrico conlleva a un sobrecoste de las tarifas de ATR teniendo en cuenta los valores provisionalmente propuestos en 2020 que alcanza un incremento medio aproximado entre el 7% y 15%, dependiendo del perfil de carga (ciclo semanal frente a ciclo diario).

El menor peso de horas valle en el total anual (pasa del 57% al 53,2%) podría afectar requisitos que deben cumplir los consumos de los clientes industriales interrumpibles tanto actuales como nuevos entrantes en las subastas de gestión de la demanda del Operador del Sistema.

Para las pequeñas y medianas industrias conectadas en alta tensión y con una potencia contratada de hasta 450 kW sufrirán graves impactos porque se eliminará la Tarifa de triple periodo (tipo 3.1-A) así como el modo de facturación de la potencia contratada denominado MF2 (banda 85%-105%). Por tanto, tendrán que aprender a contratar en los nuevos seis periodos y deberán ajustar la potencia contratada teniendo en cuenta las lecturas cuarto-horarias (si acaso están disponibles). La nueva normativa debería incentivar (obligar) a la distribuidora a recomendar el nivel óptimo de contratación de potencia, así como permitir la opcionalidad de facturar el valor mínimo entre ese valor recomendado y el que tenga contratado el cliente. En Portugal, de forma automática, la potencia es ajustada por periodos anuales por la propia distribuidora teniendo en cuenta las potencias máximas demandadas el año anterior (no es opcional).

En seis periodos también tocará revisar la optimalidad de la potencia contratada. Para la optimización los excesos de potencia contratada habrá que valorar el nuevo coste del exceso diferenciado por periodo tarifario. En la actualidad asciende a 1,406368 €/kW. Mientras que la nueva tarifa prevé unos valores un tanto arbitrarios que no siguen ningún perfil estacional ni envían señales de precio para una utilización eficiente de la potencia.

CONSOLIDACIÓN DE LOS CONTRATOS DE COMPRA-VENTA DE ENERGÍA (PPA’S)

Las comercializadoras más creativas, dinámicas y competitivas están ofertando posibilidades de contratos de suministro de energía eléctrica a cliente final a largo (5 años) y muy largo plazo (10 años), neteando el efecto de la volatilidad hiperanual de los precios y a la vez minimizando el coste medio del suministro durante un horizonte lejano. Las recientes cotizaciones de futuros anuales a largo plazo con cierta liquidez (hasta 2026) en el mercado organizado de futuros (OMIP) están motivando esta modalidad de contratación.

La necesidad de asegurar la vialidad de la financiación y rentabilidad de nuevos proyectos de generación (e.j., renovable) expuestos a riesgos de mercado y regulatorios, hace que las generadoras renuncien a vender más caro a corto y medio plazo, por un precio menor pero garantizando ingresos a largo o muy largo plazo. Esto sin duda contribuye a un nuevo sistema de captación y fidelización de clientes (con menor esfuerzo comercial).

Como valor añadido, en esta edición, vamos a hacer escuela, resumiendo un caso reciente de una cartera de 50 GWh suscribiendo un PPA a 10 años en España. Primero, debe observarse el nivel de las cotizaciones de los precios futuros (carga base) anuales desde 2020 hasta 2029, en contango en 2020 respecto al cierre previsto del 2019, y los sucesivos años en backwardation hasta 2026 respecto al 2020, asumiendo mismo valor resto de años (2027-2029).

La negociación de un PPA a 10 años entre una comercializadora y una cartera de clientes ha supuesto excepcionalmente un precio medio de 45 €/MWh frente a una media estimada del OMIP a 47,5 €/MWh, con un ahorro medio anual de 2,5 €/MWh en todos los años. Pero lo más importante es que el PPA ha servido para minimizar el impacto económico de los precios esperados para los primeros 5 años a cambio de una leve subida en los últimos 5 años. Financieramente, es un golazo y permite capturar margen de negocio tanto a promotores, constructores, comercializadoras y clientes finales, así como más dinamismo y retroalimentación a los mercados de contado y futuros (aperturas/cierres de nuevas operaciones). La figura siguiente muestra gráficamente los resultados.

LA ESTRATEGIA REQUERIDA EN GAS EN EL CONTEXTO ACTUAL

El repunte internacional de los precios del crudo y sus derivados afecta directamente los precios de los contratos de gas indexados a esos índices. El tipo de cambio, dólar americano/euro, se encuentra en niveles muy bajos, lo que acrecienta el repunte de los precios. En el estadio de precios de gas actuales, conviene esperar que pase el invierno para tratar de capturar coberturas a precios más competitivos aprovechando la estacionalidad primaveral y veraniega. La inestabilidad de precios de gas se extiende a uno y dos años vista, pero a partir de 2022-2023 se avizora una potencial caída de los precios internacionales debido a una mayor oferta mundial (más shale gas) y menor demanda de gas (debido a la mayor penetración de renovables).

Toca seguir gestionando riesgos de precios de los mercados ahora con nuevas herramientas de contratación a muy largo plazo, pudiendo incorporar estrategias de coberturas parciales con PPA’s combinadas con futuros (OMIP) y contado (OMIE). Hay que estar atentos al desenlace de los cambios de normativa específica en proceso de aprobación final e implantación a corto plazo, avanzando los estudios de ajustes de potencia contratada (Electricidad) y caudal diario máximo contratado (Gas) bajo las nuevas metodologías de tarifas de ATR.

Confiemos en que siga mejorando la regulación, supervisión y el control de los mercados de CO2 y energéticos para alcanzar una mayor eficiencia y competencia que redunde en señales de precios que incentiven un consumo racional de la energía.