Artículos - 19 de Noviembre de 2015

Las compras de energía afectadas por nuevos cambios regulatorios ¡Y el mercado también se ha distorsionado!

Las autoridades reguladoras han introducido nuevos cambios que hacen menos transparente y eficiente la adquisición de la energía eléctrica, dejando libre albedrío a las comercializadoras en la traslación de las variaciones de conceptos regulados que afectan el precio final de suministro de energía eléctrica en los mercados minoristas liberalizados. Ello podría inducir a una mejora del margen de negocio del retailing al no existir una metodología única para todos los consumidores, siendo unos más perjudicados que otros. Depende de la tolerancia y capacidad negociadora del industrial, así como de su cultura y conocimiento del mercado. Algunos contratos de suministro están expuestos a ser rescindidos por falta de acuerdo entre las partes (cliente-proveedor).

Las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) deberían haber bajado

Las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR), que constituyen el cargo por el uso de las redes de transporte y distribución -y en mayor medida los costes reconocidos de las demás actividades reguladas-, se han mantenido en 2015. Sin embargo, deberían haber disminuido en más de 700 millones € si se hubiese descontado la bolsa de dinero asignada a la gestión de la demanda interrumpible en 2014. De hecho, es un escándalo que dichas tarifas sean mayormente costes fijos asociados a la potencia contratada desde el 3 agosto 2013. De ahí que el cliente esté pagando una factura muy alta aunque haya reducido su consumo al acometer medidas de ahorro y/o eficiencia energética o no tenga ningún consumo de energía. No nos cansemos de optimizar la potencia contratada por lo menos una vez al año.

Nuevo "fee" por la gestión de la demanda interrumpible (subastas)

Muy parecido a lo que ha ocurrido con la tasa de basura, que estábamos pagándola dos veces y, por ello, algunos ayuntamientos ya la han eliminado inclusive antes de las pasadas elecciones locales. El regulador ha introducido mecanismos de mercado para la contratación de servicios de gestión de la demanda interrumpible, cuyo coste ha supuesto más de 517 millones € para 2015 (> 2 €/MWh), liquidable por el Operador del Sistema repercutible a cliente final ("si cuela") a través de comercializadora. Parece muy bien el mecanismo, no así la traslación de la totalidad de ese coste a cliente final y la falta de homogeneidad en la facturación por comercializadoras. Este concepto está afectado por pérdidas en redes de distribución y transporte a nivel horario y, por tanto, no todos los consumidores pagan lo mismo. Depende de la metodología aplicada por la comercializadora. En algunos casos, se añade el coste de la tasa municipal (1,5%), aunque ésta no sea facturable de forma explícita. Los consumidores no somos conscientes de que aparte de las tasas municipales (IBI, ITV, ITE,ÔǪ), los ayuntamientos se embolsan 1,5% de la facturación de todos los suministros que utilizan vuelo, suelo y subsuelo, y los reguladores no dejan que aparezca esa tasa en facturas.

Subida de las pérdidas en las redes de distribución y transporte del sistema eléctrico

Un cambio clave que se ha consolidado en el mercado de Baja Tensión en 2015, ha sido el establecimiento del PVPC, o precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica, con su metodología y su régimen jurí- dico propio de contratación. Acompañando esta nueva regulación se modificó el valor de las pérdidas del sistema eléctrico, es decir, la contabilización de las pérdidas de electricidad que se producen en el sistema pasaron a aplicarse mediante unos nuevos coeficientes horarios, en lugar de como se venían haciendo a nivel de periodo tarifario. Ello ha supuesto nuevas subidas de los costes de la energía revendida por las comercializadoras en más del 2% desde junio 2014. Se delega en el Operador del Sistema el cálculo horario de las pérdidas, publicado con antelación para un horizonte a medio plazo, cuya previsión es susceptible de reajuste. Las comercializadoras siguen adoptando diferentes metodologías provisionales y/o definitivas para convertir los coeficientes horarios en coeficientes tarifarios ATR, que deberían notificar para conocer dicha conversión. Dado que siempre habrá error entre valor real y previsto, se echa de menos una tabla de nuevos coeficientes de pérdidas estándares, que deberían respetar y aplicar todas las comercializadoras para cada ejercicio fiscal o periodos interanuales.

Por fin se ajustan las tarifas de Garantía de Potencia para disminuir el superávit de las actividades reguladas en unos 250 millones €

La tarifa denominada Garantía de Potencia (GP) es una bolsa de dinero que ha ido creciendo hasta superar € 1.000 millones, recaudada a través de una tarifa variable que penaliza el consumo en demanda fuera de horas valle, y constituye un pago extra para complementar los ingresos de los generadores y disminuir el riesgo para acometer nuevas inversiones en capacidad de generación. Este pago es determinado por el Operador del Sistema (por mandato regulatorio) incentivando una potencia firme que cada generador tiene disponible en los momentos más críticos. Sin criterios objetivos se ha excluido de esa bolsa al Régimen Especial inclusive a la nuclear e hidráulica porque supuestamente no aportan potencia firme al sistema. El caso de las renovables no despachables o impredecibles quizás podría entenderse, no así la cogeneración, la hidráulica regulable (con embalse) y especialmente la nuclear. En definitiva es una remuneración ad-hoc dedicada casi en exclusividad al parque térmico del Régimen Ordinario para compensar la sobreinversión del parque de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT's). Por fin el regulador (Gobierno) ha decidido cerrar su mandato haciendo un guiño al consumidor, reduciendo la GP para el año 2016 (un 16,6% en Alta Tensión). Dicha bajada es mayor en los últimos 5 meses del 2015 contando a partir de agosto (39,9% en AT) ya que no se ha querido aplicar con carácter retroactivo desde enero. Este concepto también está afectado por las pérdidas en las redes y la tasa municipal, si procede. Por tanto la reducción final en los precios finales depende del nivel de tensión del suministro. ¡Toca pelearla!

El mercado de comercialización de servicios para Consumidor Directo

A mercado revuelto ganancia de empresas tecnológicas que tratan de innovar vendiendo el sueño de "Consumidor Directo" como la mejor alternativa de aprovisionamiento para las industrias o autoconsumos frente a la contratación de ofertas indexadas a través de comercializadora tipo pass-pool o pass-through, que si bien puede ser interesante en algunos casos de gran consumo y/o multipuntos con misma denominación social, se vuelve inviable en el caso mono-punto por ciertas desventajas estructurales asociadas a barreras de entrada que hoy por hoy son insalvables, amén del elevado Fee equivalente por la contraprestación del servicio de la gestión de compra directa en el mercado mayorista. La complejidad contable y fiscal que supone una factura diaria con 4 liquidaciones semanales en el pool (OMIE), dos liquidaciones quincenales provisionales y una mensual cuasi-definitiva en el sistema (REE), más liquidaciones residuales hasta durante 8 meses posteriores al consumo, así como la tramitación tortuosa para convertirse en agente de mercado y la presentación de avales/garantías bancarias iniciales ordinarias y extraordinarias, más el elevado riesgo de volumen asociados a los desvíos de la energía cuyos precios son muy volátiles, y la imposibilidad de netearlos con otros suministros de un mismo grupo industrial (diferente NIF), frenan el desarrollo de la alternativa de aprovisionamiento por cuenta propia. Ya va siendo hora de reducir o eliminar las supuestas tasas provisionales que afectan el 7% sobre el precio de venta de generación y aprox. un 5%-6% del precio del combustible Si las industrias y riegos agrícolas ya pueden solicitar la exención fiscal del 85% del Impuesto Especial sobre la Electricidad, sería oportuno restablecer los beneficios esperados de las inversiones del parque de generación, lo cual redundará en menores precios del mercado mayorista. Si un proyecto tenía una TIR del 10%, en el mejor de los casos, es obvio que con las tasas especiales provisionales aplicadas por el actual Gobierno desde enero 2013 han llevado a los generadores, especialmente a los cogeneradores a números rojos obligándoles a reclamar daños patrimoniales. El daño ha sido mayor desde enero 2014 con el pago aplazado de la remuneración de los costes reconocidos al Régimen Especial cuando se supone que ya no hay déficit tarifario y el Régimen Especial no tiene activos en transporte, distribución, comercialización y trading, con los cuales pueda cofinanciar el supuesto déficit de las actividades reguladas.

El nivel y perfil de los precios horarios del mercado también sufren lo suyo

El repunte de la demanda (+2,0%) por aumento de la actividad económica en el sector industrial (aprox. 2,0%) y servicios (aprox. 2,5%) y condiciones climáticas excepcionales en el sector residencial (aprox. 4,5%) han inducido mayor producción de tecnologías térmicas convencionales, plantas de Carbón y CCGT's, aumentando los precios del mercado. Asimismo, la nueva metodología de remuneración del régimen especial de generación, basado en el reconocimiento raquítico de costes estándares de inversión y operación, con un precio de generación objetivo fijado ex-ante, ha influido en un cambio estructural en la formación de ofertas de venta de energía en el mercado mayorista tanto del Régimen Ordinario como del Especial que tiende en valor medio a ese nivel de precio, desapareciendo la estrategia de tomador de precios (ofertas a precio cero) de las tecnologías no despachables o difícilmente predecibles e influyendo en perfiles de precios horarios anó- malos, que en todo caso supone un repunte de precios de mercado difícilmente justificable a la vista de los bajos precios internacionales del gas, petróleo y derivados, y que en definitiva afectan el precio a cliente final. Como siempre el cliente termina pagando los platos rotos y/o desaciertos regulatorios y/o poder de mercado de los operadores dominantes y/o principales. ¡Locura de mercado!.

Los nuevos cambios exigen una re-optimización de las compras de energía.

¡Nos queda re-optimizar la gestión!

Los nuevos cambios exigen una re-optimización de las compras de energía prestando especial atención al comportamiento de los precios del mercado de contado y futuros, y a previsiones más precisas del consumo y medidas de control del gasto. Al regulador de turno le tocará revisar los cambios introducidos según objetivos alcanzados, así como continuar mejorando la transparencia, evitando tratos discriminatorios, y profundizando en medidas orientadas a mejorar la competencia y eficiencia económica de los mercados energéticos. Desde luego, así cómo vamos no podemos evolucionar hacia un verdadero mercado europeo.

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