Artículos - 20 de Noviembre de 2013

Compras de suministros de las industrias y desarrollo de los mercados energéticos en España

En España, los mercados minoristas liberalizados de energía eléctrica y gas natural canalizado han ido perdiendo comercializadoras. Las americanas fueron las primeras en retirarse por las dificultades para competir frente a una tarifa subsidiada; algunas de ellas ni siquiera esperaron a contar con autorización previa para ejercer su actividad.

La primera paneuropea en decir adiós ha sido Hispaelec Energía, del grupo EDF, que fue adquirida por la suiza Atel Energía, conjuntando ambas en Alpiq Energía, y que en enero pasado tiró la toalla. La inglesa Céntrica, -tras reclamar reiteradamente la eliminación de la tarifa regulada y cambios estructurales para fomentar la competencia y eficiencia y desistir-, fue vendida al grupo Villar Mir, creando creando Enérgya VM.

La carencia de nuevos entrantes paneuropeos con músculo financiero y la posibilidad de inducir mejores precios a nivel paneuropeo, limita las compras no sólo a multinacionales presentes en Europa sino también a nuestras industrias ibéricas. La inseguridad jurídica y la falta de una polí- tica energética que permita invertir en condiciones estables a largo plazo son, en parte, las razones de un mapa energético cada vez más parecido al del Marco Legal y Estable.

Un Monopoly de fusiones y adquisiciones

Si todo esto debe preocupar y ocupar al regulador, es realmente mucho más asombroso -y nos pone los pelos de punta- ver cómo se han hecho las fusiones y adquisiciones de las utilities tradicionales. Por un lado, NaturGas Energía -gasista vasca integrada en el grupo NaturCorp-, tras consolidar la actividad de comercialización de energía eléctrica, fue adquirida por el grupo HidroCantábrico, actuando HC Energía como front-office tanto para gas como electricidad. Posteriormente, el grupo HC fue adquirido por el grupo portugués EDP. Después, tras intentos fallidos de fusión de los grandes operadores dominantes, Endesa vendió sus filiales de Viesgo a Enel, y la italiana cedió esas filiales a la alemana EON, y finalmente Enel adquirió Endesa. Para culminar este curioso Monopoly, el grupo Gas Natural absorbió al grupo Unión Fenosa. La pérdida de dos operadores principales dual-fuel tan competitivos (NG y UF) se ha hecho notar en el mercado. Hasta hace poco Gas Natural está volviendo a ofertar precios dentro de mercado.

Los profesionales que se han visto afectados por estos procesos se han incorporado a peque- ñas comercializadoras emergentes, como Global Energía, Comercializadora Energética del Mediterráneo (Cenermed), Electricidad Futura Levantina, etc. Asimismo, ya ha empezado a ofertar una nueva comercializadora incubada en una gran industria multinacional. Ojalá vayan ganando cuota y muy pronto se sigan abriendo nuevos caminos, porque como nos quedemos sin competidores, lo vamos a pagar muy caro. Este panorama arroja serias dudas sobre el grado de eficacia en la liberalización efectiva de los mercados energéticos en España.

Posibles propuestas al regulador con el objetivo de aumentar la competencia y capacidad de elección, el regulador debe afrontar seriamente el asunto y tomar medidas como, por ejemplo:

  • Segmentar las actividades de Distribución y Generación. Existe una excesiva concentración en ambas actividades, una regulada y otra en competencia, embebidas en las utilities dominantes y principales.
  • Incentivar a las empresas generadoras a comercializar a cliente final de una manera más determinante.
  • Permitir 2 comercializadores para un mismo punto de suministro: (por ejemplo, energía base + energía flotante), como ya se puede hacer en mercados más avanzados.
  • Incentivar y facilitar la contratación del Acceso de Terceros a la Red (Tarifas de ATR) directamente entre Clientes y Distribuidoras para aumentar capacidad elección de suministrador en periodos temporales más flexibles (por ejemplo, meses en lugar de años):
    • aumentar plazo pago facturas
    • eliminar avales o garantías
    • posibilitar acceso a lecturas originales a web distribuidores
  • Reducir las trabas y/o garantías financieras en mercados mayoristas para facilitar el acceso de clientes cualificados al mercado.
  • Permitir la creación de consorcios industriales que puedan agrupar empresas (suministros) del mismo grupo empresarial o de distintos grupos empresariales sin necesidad de crear una comercializadora.
  • Promover una mayor visibilidad de precios de mercados mayoristas para traslación o asimilación en mercados minoristas.
  • Liquidar/Ofertar energía en bloques de kWh, tal como se registran las medidas de los contadores, en vez de seguir erre que erre con los MWh, especialmente después de haber cambiado radicalmente la liquidación de desvíos en el mercado.
  • Extender a todos los sectores industriales y Pymes el descuento del 85% del Impuesto Especial sobre la Electricidad, recientemente aprobado por el Congreso, pendiente de publicación en BOE y desarrollo de normativa específica para su implantación y armonización con la Ley de Haciendas Locales.

Es preciso estar muy pendiente y la función clave del regulador es tomar medidas orientadas a abaratar la eficiencia económica de los mercados energéticos y avanzar en su liberalización, tendremos que seguir tratando de reoptimizar la gestión de compras de energía.

Gestión de la potencia

Consecuentemente con los cambios del ATR en mercado eléctrico, en vigor el 3 agosto pasado, que aumentan la recaudación fija y reduce la variable, hay que ajustar cuanto antes la potencia con tratada, especialmente si el factor de carga anual es inferior al 40%. Para ello hay que tener en cuenta la definición de los periodos tarifarios, tanto la actual como la que previsiblemente entraría en vigor en enero 2014.

Gestión del comodity

En cuanto a la gestión del commodity, podríamos evolucionar a una gestión dinámica en la contratación de energía asumiendo progresivamente riesgo de variación de precios. Dicha gestión requiere reducir la prima de riesgo entre el precio del subyacente (PMD en electricidad y Precio Hub de Gas) y el precio de los futuros (mercados a plazo). En electricidad, se podría optar a una indexación a precios de mercado (en gas es habitual indexarse al Dated Brent) incluyendo estrategias de hedging (coberturas de precios) para diferentes bloques de consumo (branches). Antes, conviene aprender emulando decisiones de contratación 100% indexadas con o sin coberturas frente a 100% precio fijo (precio multiperíodo). También trae a cuenta contar con Telemedida propia que nos permitiría conocer mejor el perfil de carga anual, trimestral, semestral, semanal y diariamente para diseño de coberturas y detectar posibles medidas de ahorro y eficiencia energética. En conclusión, las diferentes estrategias y posibilidades que se introducen en las compras de suministro de las industrias pueden constituir el mejor indicador de que avancemos eficazmente en el desarrollo de la liberalización e introducción de competencia en los mercados energéticos en España, una labor clave para el país en la que a todos nos queda mucho por hacer.

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