Artículos - 13 de Noviembre de 2018

Las compras de energía bajo nuevo estadio de precios elevados y cambios estructurales: Resurgimiento de PPA’s

El nuevo estadio de precios energéticos elevadísimos y volátiles en España nos recuerda el de diez años atrás (2008), si bien en aquél entonces el petróleo (Dated Brent) superaba los 133 $US/bbl en Jul/2008 (ahora en torno a 80 US$/bbl), el precio del carbón de importación superaba los 105 €/t también en Jul/2008 (ahora inclusive está más bajo), y el producible hidráulico estaba por debajo de la media histórica (estamos por encima) y no teníamos tanta renovable como ahora. Esto podría degenerar en alarma social, debido a dudas razonables y desconfianza por el lado de los consumidores. A mercado revuelto, ganancia de especuladores.

POSIBLES CAUSAS QUE EXPLICAN ESCALADA ALCISTA DE PRECIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA

Sin embargo, existen drivers de oferta-demanda que supuestamente están influyendo en la escalada alcista nunca vista (de tres años consecutivos repuntando), entre otros:

  1. precios del gas superando un +18% de incremento anual (subida acumulada de +45% entre 2016 y 2018);
  2. precios del carbón de importación en torno a 90-95 €/t;
  3. precios del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2 que se han cuadruplicado (de 5 a 20 €/tCO2) sin que existan mecanismos de control de la especulación;
  4. menor disponibilidad del parque nuclear debido a revisiones y recargas de combustibles autorizadas de forma simultánea (hasta tres plantas paradas);
  5. parón de inversiones en renovables;
  6. carencia de regulación que impulse el plan de renovación del parque de cogeneración con instalaciones a punto de superar los 25 años;
  7. cierta recuperación de la demanda (> 5%) por mejoras de las actividades económicas;
  8. la obligación de la contratación de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de los autoconsumos y consumos auxiliares repercutiendo en una demanda adicional en el pool que antes no afloraba o no era visible, afectando el equilibrio de las curvas de oferta y demanda (precio marginal);
  9. la excesiva carga fiscal sobre la adquisición de combustibles para la producción de energía eléctrica (Impuesto Especial sobre Hidrocarburos – IEH);
  10. el impuesto especial sobre la venta de electricidad del parque de generación en España (el IVPEE). Tanto el IVPEE como el IEH fueron establecidos de forma temporal, afectando a mercados en competencia, para apaliar el déficit tarifario de las actividades reguladas, pero llegaron para quedarse un largo tiempo inclusive después de desaparecer o minimizarse el déficit.

OTRAS POSIBLES CAUSAS: REGLAS DEL JUEGO CAMBIANTES

Múltiples cambios regulatorios han venido afectando (distorsionando) los precios de la electricidad no sólo en España sino también a nivel europeo. Cabe destacar, entre otros:

  1. el más importante, quizás, que ya se veía venir, ha sido la implantación del mercado de derechos de emisiones de CO2 en el año 2005, sin que se hayan desarrollado los necesarios esquemas de control, supervisión y sanciones en su regulación y actuación de agentes financieros para evitar que el precio del CO2 siga enriqueciendo a especuladores sin trasladar ninguna parte de ese beneficio económico a los consumidores;
  2. el Price Coupling of Regions (PCR), en marcha desde el año pasado, único sistema (algoritmo) de acoplamiento de mercados europeos de electricidad que calcula los precios en toda Europa, asignando la capacidad transfronteriza en todos los mercados de corto plazo (contado); nuevamente decisiones políticas para lograr un mercado único de la energía europeo armonizado, actualmente con escasa capacidad de intercambio internacional respecto a su demanda; con deberes pendientes que aún no hay visos de solución: estructuras de monopolios o duopolios u oligopolios, el poder de mercado, escasas cuotas de mercado de comercialización independiente, falta de liquidez de contratos de futuros de largo y muy largo plazo, expansión de la capacidad de interconexión internacional, unificación de la actividad de gestión de la red de distribución, etc.; la implantación del market coupling en la gestión de la energía en mercados mayoristas pretende una imposible convergencia de precios por las limitaciones físicas de la capacidad de intercambio internacional del mercado español (isla energética);
  3. la progresiva implantación de mercados de commodities continuos (de seis mercados intradiarios de ajuste del commodity se están operando prácticamente ajustes en mercados horarios) duplicando en parte el papel de los mercados de ajustes que gestiona el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España), con la diferencia de que en éstos últimos no actúa la demanda (comercializadores, importadores, consumidores directos) mientras que en mercados continuos actúan todos los agentes, tanto compradores como vendedores; de hecho se ha notado una importante reducción de los costes de la Operación Técnica, a cambio de mayor volatilidad (nivel y variación) en los precios del mercado diario y mercados continuos;
  4. las nuevas reglas para agregación o neteo de carteras por misma denominación social (CIF/NIF) recientemente aplicadas en mercado mayorista, siendo esta nueva regulación un obstáculo para la libertad de gestión de la energía adquirida o vendida en el pool; esto podría afectar la cuenta de resultados de los agentes vendedores, comercializadores y generadores, obligando a posibles nuevas estrategias para la agregación de la energía que probablemente reduzcan los costes de transacción, y los riesgos de crédito ante operadores de mercado y del sistema, pero no necesariamente reducen los precios.

ANTE PANORAMA CRÍTICO: ¿QUÉ SE ESTÁ COCIENDO PARA LAS COMPRAS DE ENERGÍA?

Los presupuestos para cubrir el gasto del suministro de electricidad para la próxima temporada está siendo complicado de asumir para las industrias: ya sea bajo una negociación de compras en un contexto tradicional o habitual (precio fijo binómico multiperiodo), o inclusive en un contexto moderno de precios indexados (precio indexado al precio del mercado mayorista de contado OMIE –passpool, o también a los precios de la Operación técnica del Sistema – passthrough) con o sin posibilidades de coberturas (hedging mediante swaps o Contratos por Diferencias según cotizaciones en el mercado organizado de futuros –OMIP). Siempre pueden mejorarse las condiciones técnico-económico-financieras contractuales de las comercializadoras agrupando suministros (mayor volumen, neteo de desvíos,…) y generando competencia bajo un tendering o subasta. Pero las nuevas ofertas pueden llegar a ser inasumibles por la mayor parte de las industrias, que se están viendo sorprendidas, más bien asustadas en las renegociaciones de contratos anuales (interanuales) o bien ante las rescisiones anticipadas de muchas comercializadoras que prefieren pagar la correspondiente clausula (5-10 €/MWh) para evitar el sobrecoste desmesurado del mercado mayorista, los descubiertos en sus cuentas corrientes (por vender más barato que el coste real) y una eventual suspensión de pagos. Muchas industrias, casi todas inmersas en un mercado globalizado en agresiva competencia con menores precios de venta de sus productos, están sufriendo grandes dificultades para hacer frente a la descomunal subida de la electricidad y/o el gas natural canalizado. Ello puede conducir a cierres y deslocalizaciones de fábricas en España que concentren su producción en otros países con precios energéticos más competitivos, menores costes salariales e impuestos.

Para tratar de paliar o evitar otra ola de desindustrialización (deslocalización) el Gobierno español se está viendo obligado a establecer medidas y cambios estructurales en la legislación energética que permitan mitigar la subida de los costes energéticos, aunque sea de forma temporal en los próximos seis meses.

Por otro lado, las propias empresas generadoras y comercializadoras están tratando de dar respuesta concreta a peticiones de industrias sobre 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. Esa visión largo-placista es necesaria para muchas industrias. Hasta ahora, la práctica ofertada por las comercializadoras y generadoras asumida por sus clientes implicaba contratos de uno o dos años como mucho, debido quizás a las incertidumbres regulatorias y propias de los mercados inmaduros e imperfectos con poder de mercado y por la escasa capacidad de interconexión internacional con Francia. Las recientes cotizaciones de futuros quinquenales con cierta liquidez (En España ya cotiza el año 2023) en el mercado organizado de futuros (OMIP) está motivando esta clásica modalidad de contratación a largo plazo.

El envejecimiento del parque de generación, y en muchos casos la necesidad de asegurar la vialidad de la financiación y rentabilidad de nuevos proyectos de generación (e.g., 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 contribuirá a un nuevo sistema de captación y fidelización de grandes carteras industriales.

Por fin parece haber llegado el tiempo de reformas estructurales para civilizar un mercado susceptible de mejoras orientadas a maximizar el bienestar socioeconómico-financiero del mercado de energía eléctrica en España. Las recientes propuestas del Gobierno actual y las primeras directrices han sido plasmadas en el Real Decreto-Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. La eliminación de los impuestos energéticos -IEH e IVPEE- durante los próximos seis meses se está empezando a notar.

La eliminación de los cargos a los autoconsumos (no así a los consumos auxiliares) está reactivando la promoción de proyectos de energías renovables.

RESURGIMIENTO DE LOS CONTRATOS DE COMPRA-VENTA DE ENERGÍA (PPA’S) A LARGO PLAZO.

Otro de los cambios del RD-L 15/2018 es promover o facilitar la Contratación Bilateral Física (CBF) entre agentes del mercado y clientes industriales sin necesidad de que los clientes se conviertan en agentes del mercado (figura denominada Consumidor Directo). Esto sin duda va a impulsar los contratos entre generadores y comercializadores más conocidos como Power Purchase Agreements (PPA’s), para que éstos puedan captar y fidelizar clientes industriales a largo (5 años) y muy largo plazo (10 años). Esto podría tener el mismo efecto de las subastas primarias de generación denominadas VPP’s (Virtual Power Producers) options, en las que los dos operadores dominantes (a medias) estuvieron obligados a vender energía eléctrica a otros agentes del mercado bajo precios muy competitivos. Las VPP´s permitieron la entrada y consolidación de nuevas comercializadoras en España, pero posteriormente al desaparecer las subastas también lo hicieron la mayoría de aquellas comercializadoras. Algunas de ellas ya han decidido regresar al mercado de la comercialización por la mejora de la actividad económica y ojalá vuelvan a crecer si se avanza en la senda de cambios estructurales de los mercados mayoristas y minoristas.

Como valor añadido, en esta edición, vamos a hacer escuela, resumiendo un caso real de una cartera de 100 GWh suscribiendo uno de los primeros PPA’s a 5 años en España.

Primero, debe observarse el nivel de las cotizaciones de los precios futuros (carga base) anuales desde 2019 hasta 2023, en contango en 2019 respecto al cierre previsto del 2018, y los sucesivos años en backwardation respecto al 2019:

Segundo, debe estimarse el precio medio de mercado diario en las ofertas de suministro a precio fijo multiperiodo, oscilando en torno a 58 €/MWh para 2019 y 56 €/MWh en el mejor de los casos (contrato a dos años 2019-2020).

Tercero, negociar un PPA a 5 años, que puede suponer excepcionalmente un precio medio de 52 €/MWh.

Si partimos de un contrato actual que vence el 31/Dic/2018 con un precio medio en el mejor de los casos de 46 €/MWh, entonces conviene plantearse seriamente la toma de decisión de contratación a largo plazo (5 años) frente dos años o un año o bien a muy largo plazo (10 años). El coste evitado en el caso de un PPA puede reducir pérdidas (sobrecostes) a la mitad en el primer año, minimizando el impacto económico a corto y medio plazo. Cabe decir que las señales de precios del OMIP no incluyen el coste de las coberturas o margen de la parte vendedora (comercializadora o generadora). Asimismo, los costes evitados son aún mayores al considerar las pérdidas en las redes de transporte y distribución y al añadir la tasa por uso de vuelo, suelo y subsuelo (tasa municipal) e impuestos (Impuesto Especial sobre la Electricidad e IVA). La figura siguiente muestra la extensión del análisis y negociación a muy largo plazo (10 años). Si se precisa más información sobre qué hacer y cómo conseguir aprovechar esta nueva estrategia, ponte en contacto directo con el autor.

EN GAS TAMBIÉN SE ESTÁN BARAJANDO CONTRATOS A LARGO PLAZO

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. El tipo de cambio, dólar americano/euro, se encuentra en niveles muy bajos, lo cual acrecienta el repunte de los precios del gas. En el estadio de precios de gas tan elevados, conviene esperar que pase el invierno para tratar de capturar coberturas a precios más competitivos aprovechando la estacionalidad primaveral y veraniega. En el caso de la eliminación del IEH para la producción de energía eléctrica, hay que solicitarlo a la correspondiente gestora de impuestos a través de la comercializadora de gas, ya que no se aplica por oficio.

ATENCIÓN A LA SENDA DE CAMBIOS

Estamos en una senda de cambios en la que debemos seguir atentos al desarrollo de normativa específica y de los próximos cambios regulatorios. Así, se atisban cambios en la sobreremuneración de plantas de generación totalmente amortizadas, pero que siguen cobrando el precio marginal del mercado pese a que su coste marginal de producción es casi nulo (hidráulicas) o bien mínimo (nucleares: inclusive el fondo de la moratoria nuclear está prácticamente amortizado en su totalidad). Seguramente se podrían convertir en VVP’s o PPA’s para las industrias o comercializadoras independientes incluyendo los costes de Operación y Mantenimiento anual (parte fija). Este tema ha dejado de ser un tabú. Las industrias electro-intensivas quizás lo necesitan aún más que las demás industrias, pero todas deberían tener las mismas oportunidades (trato no discriminatorio).

Especialmente ante los cambios necesarios, impulsar la supervisión y el control de los mercados energéticos debe conducir a detectar sus deficiencias o anomalías para subsanarlas, induciendo mayor eficiencia y competencia que redunde en señales de precios reales y correctas, que incentiven un consumo racional de la energía.