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AleaSoft valora como muy poco realistas los escenarios de precios del mercado eléctrico que presentan una retribución muy reducida para la producción fotovoltaica en los próximos diez años.

¿Por qué una previsión de precio de mercado captado por la fotovoltaica de 10 €/MWh de promedio para todo 2030 no es realista? Está claro que con un precio así ninguna tecnología es rentable. Los mercados están diseñados para encontrar el equilibrio entre el precio que pagan los consumidores y el que reciben los productores y que sea beneficioso para ambos. Sólo hace falta observar la previsión del precio MIBEL a largo plazo que realizó AleaSoft a finales de 2010. Desde entonces, el precio del mercado ibérico ha ido fluctuando por las condiciones específicas de cada año, pero el precio promedio anual se ha mantenido alrededor de un punto de equilibrio entre los 45 y 55 €/MWh.

Aun siendo relativamente elástico y pudiéndose alternar periodos con precios altos que benefician a los productores y periodos con precios bajos que benefician más a los consumidores, un precio muy lejos del punto de equilibrio del mercado no es sostenible, al menos, para una de las dos partes. Por eso no es realista que una tecnología reciba de media un precio tan bajo como 10 €/MWh durante un año, por ejemplo. En el largo plazo, el mercado se autorregula. Es decir, que, si el precio durante las horas de sol fuera sistemáticamente tan bajo, la demanda, principalmente la nueva demanda surgida de la electrificación del transporte, con la carga de las baterías, tendería a concentrarse en esas horas, aumentando a su vez el precio. De la misma forma, con precios tan bajos, las exportaciones se incrementarían hasta el máximo disponible de capacidad de la interconexión con Francia que puede crecer en 6 GW más hasta 2030, lo que, a su vez, nuevamente aumentaría el precio. Tampoco hay que olvidar, que tecnologías como las centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo y nuevas tecnologías de almacenamiento como las baterías trasladarán la demanda de las horas más caras hacia las más baratas, aplanando la curva de precios, e impidiendo que éstos se hundan.

Por otro lado, con unas previsiones tan pesimistas, la inversión en parques fotovoltaicos se reduciría enormemente con lo que la fotovoltaica tampoco podría llegar a reducir tanto el precio en esas horas.

Además, hay que tener en cuenta que el comportamiento de los agentes al realizar ofertas en el mercado depende del precio, y no ofertarán sistemáticamente a un precio con el que no puedan cubrir sus costes y recuperar la inversión. Existe ya un ejemplo con los precios cero que se daban regularmente en el mercado ibérico hasta principios de 2014. Desde entonces ya no se han vuelto a dar porque la eólica ha cambiado de estrategia a la hora de ofertar. El promedio de las 100 horas con menor precio de 2013 y 2014 fue de cero €/MWh, en 2015 ya ascendió a 8,37 €/MWh, 3,89 €/MWh en 2016, y en 2017 llegó a 14,53 €/MWh.

Cierto es que la fotovoltaica tiene una estructura temporal de producción poco flexible, sólo puede producir durante las horas de sol, que no le permite participar de manera estratégica en el mercado y tiene que conformarse con el precio registrado durante las horas centrales del día. Está claro que el aumento de la potencia fotovoltaica hará bajar el precio en las horas en que produzca más electricidad, por lo que su apuntamiento acabará será menor que uno, y el precio que percibirá será menor que el precio medio del mercado. Pero las previsiones de AleaSoft estiman que esta disminución del precio percibido respecto al precio medio del mercado no puede llegar a ser tan baja en los próximos 20 años.

Las previsiones de precio a medio y largo plazo realizadas por AleaSoft describen un panorama muy diferente. La situación actual del mercado de precios altos empujados por el precio de los derechos de emisiones de CO2 y de los combustibles fósiles para la generación de electricidad (gas y carbón), y la inminente instalación de nueva potencia renovable, apunta a que en los próximos años el precio tendrá una tendencia a retroceder. Aunque el comportamiento específico de cada año dependerá de las condiciones meteorológicas que se encuentre: viento, lluvia y temperaturas.

A largo plazo, la tendencia al alza del precio del gas por el crecimiento mundial de la demanda, y los compromisos de los países europeos de cerrar las centrales térmicas de carbón y de disminuir la potencia nuclear, contradicen que el precio promedio percibido por la fotovoltaica durante un año entero pueda llegar a bajar hasta los 10 €/MWh. Tal vez, los modelos utilizados hayan sido de tipo fundamental con una demanda fija que no ha tenido en cuenta el equilibrio de mercado. Si no se considera la flexibilidad de la demanda frente a los precios horarios, se pueden obtener resultados inverosímiles como éste.

El viento, que ha soplado con bastante intensidad en octubre (nuevo récord para este mes: 4,33 TWh), ha contribuido a contener el precio del mercado eléctrico mayorista, que ha pasado de 71,27 €/MWh en septiembre a 65,08 €/MWh en octubre. Una disminución del 8,7%, gracias en gran parte al aumento de la generación eólica que ha pasado de cubrir un 12,2% de la demanda total peninsular el septiembre a un 20,6% en octubre. Esto se ha traducido en un ahorro en la tarifa PVPC del 5,3%, respecto al mes anterior.

En la península, las emisiones mensuales de CO2 del sector eléctrico han sido las más bajas desde 2010 para un mes de octubre.

Por otra parte, en Canarias, las nuevas instalaciones eólicas que se han puesto en marcha entre el 2017 y lo que llevamos de 2018, han contribuido a que el viento haya batido todos sus récords de generación. Para finales de julio ya se había superado la producción anual del año pasado; en ese mismo mes se había registrado un nuevo máximo de generación mensual con un 12,5% de cobertura de la demanda Canaria (primera vez que se superaba el umbral del 10% mensual); y durante varios días de ese mes se superó el 15% de cobertura de la demanda, con un máximo del 16,2% el 15 de julio. Hasta finales de octubre se ha conseguido cubrir un 7,4% de la demanda en las islas con el viento frente al 4,5% del mismo periodo (enero-octubre) del año pasado.

Esta mayor aportación de la eólica se ha traducido en una reducción de la generación con combustibles fósiles de un 4% en el periodo. Al ser la generación con el viento más barata que con hidrocarburos en las islas, la generación con fuel y gasoil evitadas han supuesto un ahorro de más de 25 millones de euros para los consumidores eléctricos (descontando los incentivos que perciben las nuevas instalaciones y algunas de las antiguas) en lo que va de año.

También ha mejorado considerablemente la sostenibilidad de las islas: las emisiones de CO2 del sector eléctrico canario se han reducido en un 16,3% en lo que va de año.

El viernes 21 de septiembre se celebró en el salón de actos del CIEMAT una jornada en la que se presentó el informe “Transición energética del sector eléctrico – Horizonte 2030″, que analiza la complementariedad entre las energías renovables y la flexibilidad de despacho de algunas de ellas, demostrando el gran potencial que tienen para lograr un mercado eléctrico más sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

Tras la bienvenida y la apertura de la Jornada por parte D. Ramón Gavela, ex director general del CIEMAT, la presentación del informe fue realizada por D. Luis Crespo, secretario general de PROTERMOSOLAR y presidente de ESTELA. Dicho informe, basándose en los datos operacionales del periodo 2014 – 2017 de las plantas fotovoltaicas, parques eólicos y centrales termosolares que existen en España, defiende la viabilidad de un mix eléctrico para el año 2030 en el que el 83% de la producción eléctrica sea renovable, debido a un importante papel de las plantas fotovoltaicas (15,5%), eólicas (25,4%) y termosolares (22%), apoyadas por la biomasa y biogás (9,1%) y la hidraúlica+bombeo (11,3%). Este mix eléctrico da un mayor protagonismo a las energías renovables que los escenarios analizados por la denominada Comisión de Expertos nombrada por el anterior Gobierno para estudiar este tema.

Durante su presentación, D. Luis Crespo desgranó los argumentos que soportan la viabilidad del mix eléctrico propuesto en el informe, dejando claro que la propuesta realizada no significa que no sean posibles otros escenarios diferentes. Según explicó, la finalidad del informe presentado es demostrar que un escenario donde la contribución de las energías renovables sea incluso superior a la comprometida con la Unión Europea por España es posible, porque hay argumentos que lo avalan. La propuesta debe considerarse como una aportación a quienes tienen que tomar decisiones sobre la evolución del mercado eléctrico en España con el fin de descarbonizarlo y cumplir los compromisos con la Unión Europea. Explicó también que las tres premisas que han guiado el informe y el orden de prioridad que se les ha dado es el siguiente: alcanzar la descarbonización del sistema eléctrico, asegurar la estabilidad de la red y conseguirlo a un coste asumible.

Tras la presentación del informe, tuvo lugar una mesa redonda en la que participaron los siguientes expertos, aparte de D. Luis Crespo: D. Miguel Duvison, director general de Operación de REE, D. Jorge González, presidente de APPA Fotovoltaica, D. Francisco González, miembro de la Junta Directiva de APPA Eólica, D. Luis López, miembro de la Junta Directiva de APPA Biomasa, y D. Jesús Ferrero, subdirector de EERR del Ministerio para la Transición Ecológica.

La mesa redonda fue moderada por Dª. Mª Luisa Castaño, directora del Departamento de Energía del CIEMAT. Durante la mesa redonda, sus miembros expusieron su opinión en relación con las conclusiones del informe presentado y cuáles son las medidas y actuaciones necesarias para que el mix eléctrico propuesto en el informe pueda ser una realidad. A continuación se resumen las opiniones dadas por los expertos durante la mesa redonda.

Para D. Miguel Duvison las conclusiones del informe no son realistas, porque no se ha tenido en cuenta la complejidad del sistema eléctrico interconectado, la cual requiere de complejos programas de simulación para poder ver cuál es su respuesta ante situaciones diversas. En su opinión, el factor determinante para la evolución del sistema eléctrico será el mercado, porque será el coste de cada tecnología el que marque la potencia que finalmente se instalará de dicha tecnología. En su opinión, en la transición energética el gas natural deberá tener un papel más importante en el mercado eléctrico que el propuesto en el informe. Puntualizó que el informe elaborado por la Comisión de Expertos no propone un mix eléctrico determinado, sino que analiza lo que ocurriría bajo diversos escenarios, con el fin de que las personas que tienen que tomar decisiones las tomen con suficiente información. La necesidad de descarbonizar está clara, pero hay que realizar la transición energética pisando sobre una base firme, para lo cual algunas energías renovables, como la fotovoltaica, deben avanzar en su mejora de “emulación de inercia”. Hay que continuar en ese trabajo de mejora que ya se empezó hace algunos años, para que las energías renovables puedan contribuir de forma eficaz a la descarbonización del mercado eléctrico sin introducir perturbaciones peligrosas en el sistema.

ciemat_2En opinión de D. Jorge González, la fotovoltaica es una tecnología que tendrá que estar presente en la transición eléctrica, y él es bastante optimista en cuanto al papel que van a jugar las energías renovables en dicha transición. Hasta ahora, las energías renovables se han desarrollado en España fundamentalmente gracias a las primas que desde la Administración se han ido estableciendo. Aunque la situación ha cambiado y las primas se han reducido o incluso eliminado, ahora existen muchos aspectos no estrictamente económicos que se alían para hacer viables las energías renovables. Debemos conjuntar todos esos aspectos de forma adecuada, teniendo siempre presente que la descarbonización es una necesidad.

Para D. Francisco González, debemos hablar de transición energética, no de transición eléctrica, porque entre ambas cosas hay diferencias importantes. Debemos evitar intentar definir una senda “marcada a fuego” para la transición energética, pues hay que hacerlo con flexibilidad y teniendo en cuenta tecnologías que aún están en una etapa muy incipiente, como la eólica marina. La realización de subastas eléctricas específicas y con precios adecuados a cada tecnología ayudaría a conseguir un mix eléctrico con alta contribución renovable. Los precios deben ser progresivamente decrecientes para estimular el desarrollo tecnológico, pero lo importante es hacer las cosas con sentido común y lógica.

D. Luis López indicó que es importante diferenciar entre energías renovables gestionables y las que no lo son. Es precisamente la alta gestionabilidad de los 8 GWe de biomasa propuestos en el informe lo que le confiere a esta fuente energética un papel muy importante en la viabilidad del mix eléctrico propuesto. Pero la biomasa no solo es atractiva para ayudar a la gestionabilidad global de un mix eléctrico de alto contenido renovable, sino que también posee un gran potencial de suministro de energía térmica. En su opinión, este informe es valiente, porque plantea un objetivo ambicioso desde el punto de vista del papel de las energías renovables en la descarbonización del sector eléctrico. Es importante tener una planificación adecuada a medio y largo plazo, que sea la que marque claramente el camino a seguir y los pasos a dar. A corto plazo, deben apoyarse aquellas tecnologías que están demostrando tener un excelente potencial para ayudar a que el mix eléctrico propuesto pueda ser una realidad. Para esta potenciación deberían modificarse algunas reglas que limitan la contribución eficaz de algunas energías, como es el caso de las plantas de biomasa, que podrían contribuir con una mayor producción energética si se les permitiera.

D. Jesús Ferrero llamó la atención sobre el hecho de que el informe presentado está enfocado exclusivamente al sector eléctrico, pero debemos ir más allá y tener en cuenta otros sectores energéticos que también son importantes para una transición energética hacia la descarbonización. Para avanzar hacia un mix eléctrico de alto contenido renovable, las subastas son un elemento importante, debiendo la Administración estudiar el modo de definir dichas subastas para que sean realmente elementos de soporte en esa senda hacia la descarbonización. Es necesaria una definición adecuada de los pasos que deben darse desde la Administración.

Tras la mesa redonda se dio el turno al público asistente para que pudiera formular sus preguntas a los miembros de la mesa. En ese turno de preguntas quedó manifiesto el interés del público por el tema abordado y se plantearon diversas preguntas sobre este y otros temas asociados, como el papel que puede jugar el vehículo eléctrico a la hora de dar estabilidad a la red y aplanar la curva diaria de demanda eléctrica, o la importancia de los almacenamientos hidráulicos para la gestión de la oferta y la demanda.

El debate que tuvo lugar y la participación del público en el turno de preguntas puso de manifiesto el interés de esta jornada, en la que el CIEMAT ha tratado de contribuir al debate sobre la descarbonización del sector eléctrico a través de la divulgación del informe presentado.

Se ha cerrado septiembre con el precio del mercado eléctrico más alto para este mes desde el año 2008. Hay que recordar que en 2008 hubo un incremento acelerado del precio del petróleo que afectó al alza también los precios del gas, y el precio del carbón y de los derechos de CO2 también estaban en máximos. Ahora estamos viviendo algo parecido. Pero uno de los elementos que puede ayudar a reducir el precio del mercado eléctrico es la aportación de la eólica a la cobertura de la demanda eléctrica.

Cuanto más viento ‘empuja’ las palas de los aerogeneradores, más baja el precio del mercado. Obviamente, esto ocurre si se mantienen el resto de factores iguales: si por ejemplo aumenta la demanda en consumo más que el aumento de generación con el viento, la aportación eólica no podrá contrarrestar completamente el aumento de precio del mercado por la mayor demanda.

Para hacernos una idea de la diferencia entre un día ‘ventoso’ y otro ‘calmado’ en el mercado eléctrico español, no hay más que tomar el día con el precio más bajo (que fue también el más ventoso) y el del precio más alto en septiembre: el 24 y el 28 respectivamente. Hay que recordar que septiembre es el mes del año en el que históricamente hay menos viento, por lo que es más fácil ver la diferencia entre un día con mucha aportación eólica y uno con poca.

Como se puede ver en el gráfico, la diferencia en el precio medio diario entre un día y el otro es de 10,2 €/MWh. ¿Cuál es la razón de la diferencia entre uno y otro? Casi exclusivamente la aportación eólica: 9,2% de la cobertura de la demanda en el día más caro y un 27% de aportación en el día más barato. A pesar de que la demanda eléctrica fue un poco más alta el día que hubo viento (+1,7%), el incremento en la generación eólica fue suficiente para cubrir ese aumento de la demanda y sustituir en casi un 30% la necesidad de generar con centrales térmicas fósiles. Y el resultado es que el precio del mercado fue un 13,4% inferior en el día con más viento respecto al día con el precio más alto.

Además de tener precios en el mercado eléctrico más bajos cuando hay una mayor aportación eólica, también hay una menor emisión a la atmósfera de CO2 y contaminantes clásicos, por lo que al beneficio económico se añade el medioambiental y para la salud. Doble beneficio gracias a una energía autóctona.

Desde AEE valoramos positivamente la puesta en marcha de las medidas concretas anunciadas en la comparecencia de la ministra y el planteamiento de una reforma estructural del mercado eléctrico. El apoyo sin fisuras al desarrollo y aportación de las energías renovables, y a la eólica en particular, como tecnologías de futuro es un mensaje que celebra el sector eólico. La ministra ha puesto sobre la mesa medidas de aplicación inmediatas y ha avanzado señales que apuestan por un modelo energético enfocado al proceso de transición energética del país, donde las renovables son el eje principal.

La suspensión del impuesto de generación del 7% es una primera medida que tendrá efecto inmediato en la reducción de la factura. Por ello, desde AEE se considera una medida oportuna con efectos directos sobre el precio de la electricidad y que aliviará el incremento de la factura que se ha producido en los últimos meses. No obstante, como la ministra anunció en su comparecencia, esta suspensión del impuesto es una medida paliativa por su carácter urgente, pero deberá ir acompañada de una reforma del mercado eléctrico en los próximos meses. La futura reforma, para AEE, es necesaria y debe ser fruto de un consenso social y político, que garantice su estabilidad.

Una de las medidas anunciadas por la ministra es la aprobación del Real Decreto de Acceso y Conexión, que facilitará prorrogar los permisos para acceder a la red eléctrica para los proyectos renovables de las subastas de 2016 y 2017. Asimismo, consideramos que es una noticia positiva que el Gobierno anuncie el apoyo a la repotenciación de los parques eólicos, algo fundamental para equipararnos a lo que ya es una realidad en el resto de Europa.

AEE coincide con la ministra en la urgencia de emprender una reforma energética, que perdure en el tiempo, sea transversal en toda la economía de nuestro país, y esté consensuada entre todos los partidos políticos y con la sociedad española.

¿Qué es lo que hace falta para restaurar la confianza de los inversores en el mercado español?

El sector precisa de visibilidad en el tiempo y una estabilidad regulatoria, que no suponga una merma en los resultados de las plantas existentes y permita la planificación y puesta en marcha de nuevas instalaciones renovables.

Es necesaria una planificación energética, que establezca qué tecnologías necesita el país en el mix energético en función de parámetros como la demanda eléctrica, la disponibilidad de recurso, la situación industrial… En el caso de la eólica, que es la única tecnología con industria propia en el país, esto es especialmente importante, ya que los fabricantes hasta ahora desconocen qué volumen de negocio tendrán en España en los próximos años.

Por otro lado, es fundamental garantizar la seguridad jurídica, eliminando aspectos como la modificación de la rentabilidad razonable de los proyectos cada seis años. Para invertir en nuevos proyectos es importante conocer la retribución, lo que facilitará considerablemente el acceso a la financiación.

¿Qué medidas específicas propone AEE para reducir el precio de la electricidad?

Con el diseño actual del mercado eléctrico, el precio mayorista de la luz depende de la evolución de los precios internacionales de los combustibles fósiles, del CO2 y de la demanda de electricidad.

Para reducir la volatilidad del precio del mercado eléctrico, la principal medida que se debe tomar es introducir más generación renovable autóctona, como la eólica, reduciendo así la dependencia de los combustibles fósiles importados y del precio del CO2. También es importante, que al mismo tiempo que se aumenta la aportación de las renovables, se incremente la electrificación de la economía, de manera que también el sector del transporte y el residencial reduzcan su dependencia de combustibles fósiles importados y emisores de CO2.

Es necesaria una buena planificación para que se llevan a cabo las nuevas instalaciones renovables para cumplir con el objetivo del 32% de renovables para 2030. Estas instalaciones pueden ser asignadas mediante subastas, pero para que esta herramienta sea eficaz, es necesario establecer lo antes posible un cronograma con las subastas que se van a hacer anualmente y el volumen que se va a subastar en cada una de ellas, tal como han hecho Alemania, Holanda o Francia.

De esta forma, los inversores y la industria podrán coordinar sus proyectos y la fabricación, lo que redundará en un abaratamiento de los costes las instalaciones. Es fundamental que la planificación y las subastas vayan de la mano, por lo que serán más adecuado utilizar subastas con cupos para cada tecnología en vez de ser tecnológicamente neutrales, que es la norma en todos los países de nuestro entorno (Alemania, Reino Unido, Francia, Italia, Polonia, Dinamarca, Irlanda, Portugal).

La estrategia política hacia una descarbonización de la economía ha de ser firme y tiene que estar articulada con medidas concretas que favorezcan la electrificación, contando con el respaldo y consenso social y político. Medidas adicionales y complementarias para favorecer la implantación de energías renovables y la electrificación, podrían ser:

• Permitir la competitividad de la electricidad como vector de descarbonización reflejando su coste real mediante la eliminación en la factura eléctrica de los costes ajenos al suministro llevándolos a los PGE o financiándolos con una fiscalidad medioambiental trasversal sobre los combustibles fósiles.
• Establecer mecanismos estables de retribución. Incidir en la no revisión de los parámetros retributivos, en particular de la tasa de rentabilidad razonable. Se requieren políticas que hagan los cashflows futuros predecibles, como los contratos de adquisición de energía a largo plazo (PPAs en su acrónimo en inglés) para poder disminuir el riesgo y la tasa de retorno previsto, esto redundará en menores precios para el consumidor.
• Simplificar y agilizar los procesos administrativos con ventanilla única para la tramitación de permisos.

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AEGE representa a gran parte de la industria electro-intensiva española, empresas siderúrgicas, metalúrgicas, químicas y de gases industriales que facturan más de 20.000 millones de euros y generan 186.000 empleos. Estas industrias, que suponen el 11% de toda la demanda española de energía eléctrica, consumen 25 TWh, alertan de la amenaza que el encarecimiento de los precios eléctricos en el mercado diario, los más altos en 10 años, y su previsible evolución futura, supone para su competitividad y para la economía del país. El 19 de septiembre, el precio eléctrico se situó en máximo anual de 75,93 €/MWh.

Las industrias electro-intensivas son extremadamente sensibles al coste del suministro eléctrico, que llega a suponer desde un 10 hasta un 50% de los costes de producción, por lo que el encarecimiento en los precios eléctricos conlleva de inmediato una pérdida real de competitividad industrial, que amenazaría su futuro si esta situación se prolongará en el tiempo, como apuntan los mercados de futuros para 2019. Estas empresas comercializan sus productos en mercados internacionales pero la electricidad que consumen se comercializa en el mercado local o regional, por la escasez de interconexiones con el resto de Europa, lo que les supone un encarecimiento de la factura eléctrica que en los últimos meses se ha agravado alarmantemente.

La brecha competitiva del mercado eléctrico mayorista en España conllevó el año pasado que las industrias asociadas en AEGE tuvieran un sobrecoste estimado de 450 millones de euros con respecto a Alemania, por ejemplo. Y, en lo que va de 2018, la situación ha empeorado de manera preocupante, con un precio del mercado unos 8 €/MWh más caro que el año anterior. Además, el diferencial del precio final que paga la industria en España con respecto a Alemania y Francia se ve incrementado por la disminución del 40% de la retribución del servicio de interrumpibilidad y por la ausencia de los distintos mecanismos de compensación existentes en estos países (compensación de cargos de financiación de renovables, de los peajes de acceso, etc.). Con Alemania el sobrecoste de nuestro suministro eléctrico es del 30%.

El encarecimiento del precio del mercado eléctrico en 2018 se debe a las ofertas que se realizan por parte de los generadores marginales, que trasladan los incrementos de costes de los combustibles y de los derechos de emisión del CO2, principales causantes de la escalada de precios este verano, que no se ven contrarrestados por la producción renovable. Ante esta situación, hay que recordar que la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética tiene un efecto de sobrecoste de unos 10 €/MWh del precio del mercado eléctrico -como señaló la CNMC en su informe de supervisión del mercado de 2015-, fiscalidad que no soportan nuestros vecinos.

La situación se complica más en relación con los países de fuera de la UE, no afectados por el incremento de los precios de los derechos de emisión, que implica una pérdida de nuestra competitividad.

Desde AEGE se considera urgente replantear el esquema de costes del suministro del consumidor electro-intensivo español para lo que es necesario un cambio de modelo que iguale las condiciones del suministro eléctrico en España con las de nuestros principales competidores europeos. Se trata de conseguir la mejora de la competitividad del mercado eléctrico, fomentar los contratos a largo plazo (PPAs) a precios competitivos, implementar mecanismos de compensación –como los existentes en Alemania y Francia-, y consolidar el servicio de interrumpibilidad.

Para AEGE, la Ley de Cambio Climático y Transición Energética debería reconocer el estatus de consumidor electro-intensivo para igualarnos con las condiciones del suministro eléctrico que disfrutan nuestros competidores franceses y alemanes. Mientras tanto, en el corto plazo, solicita la aplicación de las medidas compensatorias, contempladas en los PGE de 2018, por costes adicionales incurridos por las industrias electro-intensivas.

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Ayming ha compartido alguna de las soluciones y oportunidades que las empresas pueden aplicar en sus negocios para ser más competitivas. Una de las estrategias de mejora que pueden poner en marcha desde el área económica-financiera es la profesionalización de las Compras de Energía. Muchas de ellas están contratando Consultoría de Energía, ya que proporciona ahorros anuales que oscilan de media entre el 3% y el 8% en los costes de gas natural y electricidad.

Javier Díaz Carmona, Responsable del área de Consultoría de Energía en Ayming, ha apuntado al respecto que “cada vez más, las empresas españolas y las multinacionales con poder de decisión para España, con consumos superiores a los 300.000 €/año, acuden a la Consultoría externa de Energía buscando importantes ahorros no sólo a través de la optimización de potencia y capacidad contratada, también gracias a la monitorización de los mercados, que les permiten detectar oportunidades favorables en precio, así como negociar el tipo de contrato que más les interesa y su duración”.

La profesionalización de las compras de energía debería responder, -en palabras de Javier Díaz Carmona-, a preguntas críticas como: ¿cuándo comprar?, ¿qué producto comprar? y ¿durante cuánto tiempo? Cuestiones que como veremos a continuación es complejo contestar si no se cuenta con mecanismos de monitorización continua de las más de 20 comercializadoras que existen en España, ni se tiene acceso a las bolsas de energía con condiciones por debajo de mercado.

Respecto a cuándo comprar, de todos es conocida la variabilidad diaria en los precios de la electricidad y el gas natural, al estar referenciados a mercados dinámicos. Además, existen múltiples mercados diarios y de futuros para la electricidad (Omip, OMIE, OTC) y para el gas natural (Brent, MIBGAS, TTF, NBP, etc.). El seguimiento permanente de sus políticas comerciales es prácticamente imposible en el día a día de cualquier empresa.

La elección del momento de compra es también una decisión estratégica, ya que la cotización de la energía puede variar hasta un 20% para un periodo. Y si compramos en el mercado de futuros, éste no se rige por patrones estacionales, con lo que debe realizarse una monitorización continua del mercado.

En cuanto a qué producto contratar, en un mercado energético maduro como es el español, las comercializadoras ofrecen un portfolio muy extenso de modalidades de contrato y producto, con diferencias significativas entre ofertas para una misma modalidad de precio (sobre todo indexados, multiclicks o accesos directos al mercado), pudiendo suponer un importante impacto económico si no se está familiarizado con ello. Así, la elección correcta de un producto puede generar ahorros superiores a los obtenidos durante el proceso de negociación.

Por último, tomar la decisión de la duración del contrato, pasa por un amplio conocimiento sobre la multitud de indicadores necesarios para determinar la situación de mercado, la valoración y seguimiento de los acontecimientos geopolíticos y su potencial impacto en los mercados de referencia, así como la elaboración de previsiones fundadas sobre la evolución de los precios. Variables todas ellas complejas. Disponer de la información adecuada durante el proceso de licitación permite valorar las posibles duraciones de un contrato según la situación del mercado.

Vemos pues que mejorar la competitividad de las empresas en cuanto a las Compras de Energía, requiere una gestión activa y eficiente, valorando el riesgo de compra a través de la monitorización del mercado, ya que la oportunidad de compra puede presentarse en cualquier momento.

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El mercado eléctrico español y portugués MIBEL está registrando este mes de agosto los precios más altos de este año 2018. Según AleaSoft, entre las causas más importantes se encuentran la escalada de precios de los combustibles (gas y carbón) y el aumento imparable de los derechos de emisiones de CO2.

El precio del mercado eléctrico español y portugués MIBEL ha ido superando, en varias ocasiones durante este mes de agosto, el récord de precio más alto de este 2018. A falta de conocer el precio para el último día del mes, los nueve días más caros del año han sido días de este mes de agosto. Y de los treinta días más caros del año, más de la mitad son de este mes. Mientras tanto, los futuros de electricidad del mercado OMIP español para el último trimestre de este año, Q4-18, ya han superado los 73 €/MWh, valores impensables hace poco más de tres meses cuando se rondaban los 56 €/MWh. El futuro para el año 2019, por su parte, ha superado los 61,50 €/MWh, cuando a principios de mayo rondaba los 51 €/MWh.

Entre las principales causas de esta escalada de precios de la electricidad que parece no tener techo se encuentran las que AleaSoft ya ha ido exponiendo en noticias recientes. Por un lado, el aumento del precio de los combustibles para la generación de electricidad: gas y carbón. Los futuros de gas europeo, después de un comportamiento muy plano desde mayo, han empezado una carrera alcista este mes de agosto que acumula ya un incremento del 18%, y se situaron ayer, 29 de agosto, en 25,87 €/MWh. Los futuros de carbón europeo para septiembre han vuelto a superar la barrera de los 100 $/tonelada esta semana, después de superarla durante unos pocos días en julio. Y, por otro lado, los derechos de emisiones de CO2 que han estado subiendo de manera imparable durante los últimos doce meses con una subida acumulada del 247%, y en esta última semana han marcado un nuevo salto: de los 18,48 €/t del lunes 20 de agosto a los 21,05 €/t de ayer 29 de agosto, un salto del 14% en apenas una semana.

La situación de las centrales nucleares en Francia tampoco ayuda, con una gran parte de su parque parado, está encareciendo el precio de su mercado eléctrico, y está arrastrando el resto de mercados europeos conectados. Según AleaSoft, esta situación, junto con la situación de los combustibles y el CO2 antes expuesta, ha favorecido que, en estas últimas dos semanas, desde el 20 de agosto, los precios de los principales mercados eléctricos de Europa Occidental hayan incrementado y se hayan situado alrededor de los 70 €/MWh, el precio de los mercados tradicionalmente más caros. La excepción estaba siendo el mercado nórdico NordPool que, aunque registraba precios mucho más caros que el verano anterior, se había mantenido alrededor de los 50 €/MWh, hasta el martes 28 de agosto cuando saltó hasta rozar los 60 €/MWh.

José Manuel Entrecanales, presidente de Acciona, reclamó el pasado día 30 “responsabilidad social y medioambiental” a la comunidad inversora internacional para avanzar con mayor celeridad hacia la descarbonización de las economías.

En su discurso durante la Junta General de Accionistas, Entrecanales reconoció que “se está avanzando rápidamente en la introducción de elementos discriminatorios o incentivadores” a favor de aquellas empresas, que como Acciona, trabajan para desarrollar economías sostenibles en todo el mundo.

“Sin embargo, liderar los principales índices de sostenibilidad (…) todavía no garantiza el reconocimiento de la mayor parte del sector financiero ni de la inversión institucional global”, afirmó el presidente de Acciona. “Mientras accionistas y financiadores no conviertan la responsabilidad social y medioambiental en una variable clave en su toma de decisiones de inversión, el avance [en descarbonización] seguirá siendo lento”.

José Manuel Entrecanales hizo repaso a las principales variables de negocio de Acciona durante 2017: un EBITDA de €1.275 millones (+7%), unas ventas de €7.254 millones (+21%), un beneficio ordinario antes de impuestos de €382 millones (+22%) y más de 37.000 empleados (+14%) en todo el mundo.

“Estos resultados, ligeramente por encima de nuestras previsiones, nos permiten proponerles distribuir un dividendo de €3 por acción, un 4,3% superior al del ejercicio anterior y consistente con nuestro objetivo de mantener un crecimiento equilibrado del mismo”, dijo.

En cuanto a las perspectivas para el ejercicio en curso, el presidente de Acciona indicó que espera un crecimiento moderado del EBITDA en términos comparables tras la venta de activos y adelantó que el ratio de Deuda Neta/EBITDA seguirá reduciéndose para mantenerlo estructuralmente por debajo de cuatro veces. Este objetivo se conseguirá básicamente a partir del aumento de beneficio operativo, ya que la venta de Trasmediterránea y de las termosolares en España “dan por concluida las desinversiones destinadas a reducir el endeudamiento”.

Principales países

En su revisión de las distintas actividades de negocio en los principales países en los que opera Acciona, José Manuel Entrecanales indicó que, si bien la crisis económica ha quedado atrás en España y que el país es hoy “mucho más competitivo”, es necesario aumentar la inversión en infraestructuras y desarrollar de manera “entusiasta” el sector de las energías renovables.

El presidente de Acciona mostró su optimismo sobre México, “donde este año superaremos los 1.000MW de capacidad instalada eólica y fotovoltaica y estamos desarrollando proyectos de construcción de hospitales, carreteras, plantas de generación, redes de transmisión y desarrollo inmobiliario”. Entre otros proyectos en el país, Acciona forma parte del consorcio que en la actualidad construye el Nuevo Aeropuerto Internacional de la Ciudad de México.

En cuanto a Chile, subrayó que “sigue siendo nuestro principal mercado en América del Sur con una fuerte cartera de proyectos de energías renovables e infraestructuras”. La compañía cuenta con grandes proyectos en construcción en el país y ha apostado con fuerza su negocio de handling. En energía, ha dado un fuerte impulso a los contratos bilaterales de energía renovable (PPAs) con entidades como Google, la Empresa Nacional de Minería de Chile (ENAMI) o Falabella.

Entrecanales destacó la importancia estratégica que ha supuesto la adquisición el pasado año de Geotech para reforzar las capacidades de Acciona en el mercado de infraestructuras australiano y aventuró que “la renovada pujanza del mercado eléctrico renovable a raíz del inminente desmantelamiento de gran parte de viejas centrales eléctricas de carbón, nos augura un futuro prometedor también en energía”.

En Estados Unidos, dijo, Acciona cuenta, con “perspectivas sólidas” en sus principales actividades de negocio y recordó que gobiernos estatales, ayuntamientos, grandes empresas y gran parte de la opinión pública hacen una apuesta decidida por las renovables, pese al escepticismo de la actual Administración.

Sobre Canadá destacó los proyectos recientemente adjudicados para la construcción de dos plantas de tratamiento de agua en el país y la gran presa de Site C de más de €1.200 millones de presupuesto.

Con respecto a Oriente Medio, el presidente de Acciona afirmó: “Es una de las regiones en las que más hemos crecido en los últimos años en Infraestructuras y Energía, con desaladoras, la mayor planta fotovoltaica del mundo, plantas eólicas, servicios urbanos y grandes infraestructuras de transporte urbano”.

Además de consolidar la presencia en los países plataforma y sus áreas de influencia, los objetivos inmediatos de Acciona pasan por aumentar la presencia en África con la entrada en Namibia, Kenia, Etiopía, Costa de Marfil y Tanzania.

Principales acuerdos de Junta

La Junta de Accionistas aprobó el balance y las cuentas de 2017, así como la distribución de un dividendo de 3 euros brutos por acción (+4,3%) y la propuesta de amortización de hasta el 5% del capital de la compañía como fórmula adicional de remuneración a los accionistas. El dividendo será abonado a los accionistas el próximo 2 de julio.

La asamblea nombró como nuevos consejeros independientes a Javier Sendagorta y a José María Pacheco, en sustitución de Jaime Castellanos y Fernando Rodés.

La comercializadora de energía verde Gesternova ha presentado recientemente su mejor oferta para hogares, la Tarifa MeCambio, que se ha establecido como una de las más competitivas del mercado eléctrico peninsular según el comparador de precios de la Comisión Nacional de Mercados y la Competencia (CNMC).

La nueva tarifa está pensada para viviendas con menos de 10 kW de potencia contratada que quieran ahorrar y, a la vez, olvidarse de los horarios dado que se establece un único precio para las 24 horas del día. Esta oferta permite además despreocuparse de las subidas del mercado mayorista al cerrarse un precio fijo para los siguientes 365 días (sin permanencia), con lo que se evitan riesgos y se obtiene estabilidad y seguridad.

Nuestra base de clientes siempre han sido las pymes y las empresas pero estos últimos 12 años hemos ido sumando gradualmente miles de particulares. Ahora apostamos decididamente por llegar a más domicilios y lo hacemos lanzando una tarifa muy competitiva en precio manteniendo nuestra seña de identidad, la energía de origen cien por cien renovable”, señala José María González Vélez, presidente de Gesternova.

Coincidiendo con este lanzamiento la eléctrica verde ha presentado también un comparador de facturas de electricidad para que los usuarios puedan comprobar de primera mano cuánto podrían ahorrar con la nueva oferta de energía verde de Gesternova. Como ejemplo, para un consumo anual de 3.000 kWh y una potencia contratada de 3,3 kW, un hogar puede conseguir con la tarifa MeCambio ahorros de 150 euros al año respecto a las tarifas menos competitivas de otras comercializadoras.

Estamos reforzando todos los departamentos, especialmente los relacionados con la tramitación y la facturación a nuestros clientes. Además, estamos mejorando día a día nuestra web para facilitar al máximo todos los trámites tanto para el cliente como para el que quiere contratar: el objetivo que nos hemos fijado es incrementar significativamente la cartera de clientes de hogar este 2018”, afirma Jorge González Cortés, Director Comercial de Gesternova.