Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) REVIERTE en MAR a 89,6 €/MWh, sin incluir el subsidio a la térmica, cayendo -43,9 €/MWh (-32,9%) respecto FEB (133,5 €/MWh) debido a menor demanda, temperaturas moderadas y mayor producible renovable. Dicho precio de MAR 2023 ha sido -193,7 €/MWh (-68,4%) inferior al de MAR 2022 (283,3 €/MWh). Esta bajada NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en MAR ha supuesto un valor medio NETO reductor de 0 €/MWh, que se liquida entre los consumidores, excepto compras de bombeo y consumos auxiliares, así como compras oportunistas para exportaciones, y aquellos contratos de suministro y/o coberturas que se hayan suscrito antes del 26 ABR 2022.
La medida del gobierno para tratar de desacoplar el precio del pool respecto al precio del gas, según Real Decreto-Ley 10/2022, el CAP de precio de gas contempla inicialmente un precio mínimo de referencia del gas (Prgn) de 40 €/MWh (se suponía sólo primeros 6 meses, pero se ha tenido que prolongar medio mes más), subiendo 5 €/MWh cada mes natural posterior (desde Enero 2023) hasta cubrir 11 meses y medio de aplicación, para que la térmica internalice ese coste en sus ofertas de producción. En ENE ha pasado a 45 €/MWh. FEB a 50 €/MWh. MAR a 55 €/MWh. ABR según primera etapa debería de ser 60 €/MWh, pero con la reciente aprobación del RDL3/2023, la extensión de este mecanismo por 7 meses más (JUL-DIC), dicho precio empezará a subir linealmente desde 55 MAR hasta 65 €/MWh en DIC. Por tanto, ABR se reduce a 56,1 €/MWh.
Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica debe aplicarse el cociente del 55% de eficiencia de las plantas térmicas de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT). Es decir, debe multiplicarse por un coeficiente de 1,82. Y al cliente final se le repercute además el coeficiente de las pérdidas horarias en redes de distribución y transporte. Dado que en MAR y ABR dicho precio de referencia de gas es muy alto, NO se ha superado en MIBGAS, con lo cual NO ha habido ajuste en ningún día de MAR y tampoco en ABR al cierre de esta edición.
El mecanismo debería haber establecido una senda bajista del precio de referencia del gas para inducir un impacto favorable a los consumidores en el mercado eléctrico. Pero parece que NO aprendemos de los errores (ensayo inicial), a menos de que el objetivo sea consolidar precios altos de la electricidad. La excepción ibérica se ha extendido hasta 31 Dic 2023 prácticamente para nada, ya que los futuros trimestrales anticipan precio del gas inferior a 50 €/MWh (último trimestre), sabiendo que OCT-NOV-DIC tienen precio de referencia a 62,8-63,9-65,0. Esta conclusión es aún más contundente en primavera-verano, viendo ABR-MAY-JUN-JUL con referencia establecida a 57,2-58,3-59,4, y futuros a 40,4-37,8-39,1-43,5, y viendo las referencias de AGO-SEP a 60,6-61,7, con futuros en torno a 49,6-34,5, respectivamente. Es un mecanismo que sigue distorsionando ambos mercados (gas y electricidad). Por tanto, con este mecanismo es imposible inducir precios competitivos para la industria. Por el contrario puede considerarse un supuesto incentivo perverso para seguir ofertando precios elevados (ofertas térmicas y ofertas basadas en el valor del agua y coste de oportunidad de las renovables, en general, y las hidráulicas en particular, y aún más especulación con las de bombeo).
Una cuestión importantísima del nuevo RDL3/2023, es la presentación de nuevas coberturas para la exención del pago del coste del ajuste correspondiente al mecanismo regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, se habilita un periodo de 15 días hábiles para la presentación de instrumentos de cobertura por parte de los agentes de mercado que, en su caso, les permitirá quedar exentos del pago del coste del ajuste. Por tanto, PPA’s físicos y/o financieros, así como coberturas puramente financieras, deben comunicar a través de su comercializadora o generador a operadores (mercado, sistema y futuros) no más tarde del día 13 ABR 2023. Solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al 7 de marzo de 2023 podrán ser empleados como medio para que la energía asociada a los mismos resulte exenta del pago del coste del ajuste. Los instrumentos de cobertura a plazo firmados con posterioridad a dicha fecha, así como las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior al 7 de marzo de 2023 que se produzcan con posterioridad a dicha fecha, NO podrán emplearse como medio para que la energía asociada a los mismos pueda resultar exenta del pago del coste del ajuste.
A la cogeneración se le deben reconocer todos sus costes sea con o sin el ajuste por excepción ibérica, pero en un plazo oportuno y no cuando ya sea demasiado tarde. Está en inminente riesgo de cierre definitivo, con serios problemas de tesorería, con el consiguiente perjuicio a la fábrica asociada, que también tendría que parar por falta de energía térmica. Asimismo, aumentarían las emisiones de CO2 de forma alarmante haciendo más difícil cumplir con los objetivos ambientales de España. Las calderas de gas tienen una eficiencia muy baja. Debe evitarse la quiebra de la cogeneración, para no sustituirla por calderas. Sería como volver al pasado.
El ajuste derivado de la diferencia entre MIBGAS y el CAP, dividido por el 55%, sigue sin ser asumido por los Presupuestos Generales del Estado ni tampoco financiado contra Cargos del Sistema, sino por los consumidores expuestos a PVPC a través de comercializadora de referencia y aquellos a mercado libre con la parte de la energía adquirida con contrato de suministro a precios indexados al pool/sistema, así como aquellos con coberturas firmadas después del 26 Abril 2022.
Las grandes beneficiadas sin obligación de pagar ese ajuste son las compras para bombear, almacenar (cargar baterías) o consumos auxiliares. La medida se supone que se extiende a los mercados diarios, intradiarios continuos gestionados por el Operador del Mercado y los procesos de restricciones técnicas y de balance, exante (ahead) y en tiempo real, gestionados por el Operador del Sistema.
Si las ofertas de las térmicas no se intervienen con el tope de gas antes de la casación, y aunque así fuese, si las plantas renovables (hidráulicas) siguen siendo utilizadas como siempre, a su libre albedrío, los precios marginales seguirán a niveles especulativos con fuerte tendencia alcista. Además, con el tremendo sobrecoste (déficit de ingresos de la térmica) potencialmente generable contra los consumidores cuya facturación está indexada al precio horario del mercado mayorista, el coste total neto paga ese incentivo perverso creado para producir electricidad todo lo que se pueda con gas.
El coste neto por la eventual bajada del pool (que ya se está produciendo, por efecto de la caída de los precios internacionales del gas) en determinados días, evitará pagar el supuesto déficit artificial de ingresos de las térmicas convencionales.
Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores hasta 30 SEP 2022 ha sido un precio mayor que el precio spot del mercado mayorista en todos los días anteriores al 14 Junio 2022, excepto MAR. Pero ya en OCT, NOV & DIC 2022, y ENE, FEB y parte de MAR 2023, la abrupta bajada del precio del gas, está induciendo un precio neto menor que el de MAY 2022, y aunque el ajuste sea nulo en algunos días de finales de OCT y recientemente mínimo en ENE y negativo en FEB, y nulo en MAR y a lo largo de lo que llevamos de ABR, los niveles de precios del pool totales siguen siendo más del doble (+100%) que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.
Precio Carga Base Compradores (€/MWh) |
Día | PMD (Pool) | Ajuste | PMD+Ajuste |
Media Ene 2022 | 201,72 | | 201,72 |
Media Feb 2022 | 200,22 | | 200,22 |
Media Mar 2022 | 283,30 | | 283,30 |
Media Abr 2022 | 191,52 | | 191,52 |
Media May 2022 | 187,13 | | 187,13 |
Media 1-14 Jun ’22 | 197,15 | | 197,15 |
Media 15-30Jun ’22 | 145,54 | 92,23 | 237,77 |
Media Jul 2022 | 142,66 | 115,45 | 258,11 |
Media Ago 2022 | 154,89 | 153,74 | 308,63 |
Media Sep 2022 | 141,07 | 102,88 | 243,95 |
Media Oct 2022 | 127,21 | 35,88 | 163,09 |
Media Nov 2022 | 115,56 | 8,88 | 124,43 |
Media Dic 2022 | 96,95 | 38,34 | 135,29 |
Media Ene 2023 | 69,55 | 1,34 | 70,90 |
Media Feb 2023 | 133,47 | -1,42 | 132,06 |
Media Mar 2023 | 89,61 | 0,00 | 89,61 |
Media 1-12 Abr ’23 | 65,81 | 0,00 | 65,81 |
Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.
En ENE 2023 la evolución del precio fue bajista pero ha rebotado por la mayor demanda en FEB (más frio que ENE) y menor producible renovable. Pero se ha frenado esa presión alcista en MAR y ABR por menores precios internacionales del gas, menor demanda y mayor producible renovable. Al cierre de este informe en ABR no hay ajustes de precios en todos los días y horas de esta primera quincena, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (56,1 €/MWh) haciendo inútil la excepción ibérica, sin existir un mecanismo para incentivar una bajada correctiva de los precios del gas ni de la electricidad. Aún queda mucho recorrido para alcanzar niveles de precios competitivos tanto de electricidad como de gas. Muchísimo por hacer. No basta quedarse de brazos cruzados y seguir especulando a ver si los precios del gas siguen cayendo, o bien que concluya (no empeore) la guerra de Rusia-Ucrania.
Precio Carga Base Compradores (€/MWh) |
Día | PMD (Pool) | Ajuste | PMD+Ajuste |
12/04/2023 | 38,90 | 0,00 | 38,90 |
11/04/2023 | 91,40 | 0,00 | 91,40 |
10/04/2023 | 52,54 | 0,00 | 52,54 |
09/04/2023 | 75,57 | 0,00 | 75,57 |
08/04/2023 | 86,62 | 0,00 | 86,62 |
07/04/2023 | 83,21 | 0,00 | 83,21 |
06/04/2023 | 89,65 | 0,00 | 89,65 |
05/04/2023 | 104,09 | 0,00 | 104,09 |
04/04/2023 | 56,21 | 0,00 | 56,21 |
03/04/2023 | 61,79 | 0,00 | 61,79 |
02/04/2023 | 15,74 | 0,00 | 15,74 |
01/04/2023 | 33,99 | 0,00 | 33,99 |
Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.
El susodicho tope o techo de gas es realmente un suelo del precio de gas para los compradores. En ningún momento se ha capado el precio del MIBGAS para definir la excepción ibérica como un techo del gas. Tampoco se ha rectificado para volver a establecer el tope del precio del mercado mayorista en torno a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo establecido de forma regulada para no comprar gas más barato que el del índice del MIBGAS para el día de entrega (Prgn), sabiendo además, que se le compensará dicho precio respecto al de referencia (56,1 €/MWh en ABR 2023) aunque su precio real de adquisición de gas sea más barato.
El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido por el gobierno a inicios de Julio 2021, amparado por la transposición de medidas paneuropeas. Nuevas reglas del pool:
- Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).
- Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.
Las subidas del precio del pool desde Julio 2021 se deben en parte a estos límites, porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del coste de oportunidad de turbinar (producción hidráulica) frente a almacenar agua a medio/largo plazo, y de las plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo, pues una planta térmica (tipo CCGT) no tiene un coste marginal REAL a largo plazo como los marcados en la mayor parte de las horas del pool (corto plazo) ni para el total del gas quemado. La hidráulica con embalse se está poniendo en evidencia maximizando sus beneficios en lugar de minimizar los costes del mercado, incorporando costes de oportunidad excesivamente elevados, por el inexistente control regulatorio.
Las nuevas reglas prevén una segunda casación cuando el precio del mercado resulte fuera de la banda -150 y +1.500 €/MWh para tratar de inducir ofertas dentro de esa banda. Pero siguen siendo límites descabellados. Se baraja un aumento del techo actual a los 4.000 €/MWh, lo cual puede agravar aún más el problema.
Seguimos insistiendo que es falso que las empresas generadoras tengan un coste real de gas a largo plazo igual que a corto o medio plazo, quizás para una parte de su producción (ajustes/balances en mercado secundario de gas), pero no para su totalidad. Asimismo, el coste de oportunidad de las plantas con capacidad de almacenamiento de agua (regulables y de bombeo) no pueden seguir especulando el 100% de su producción con un valor del agua teniendo en cuenta tales techos de precios y coste inmediato del gas, ya que hay sobrecapacidad instalada en España y existen contratos de aprovisionamiento de gas (importaciones) muy competitivos a largo plazo, algunos revisables bianualmente. Tenemos demasiada generación térmica ociosa, potencialmente desmantelable como para llevársela a otro mercado donde más se necesite, pero si quieren trasladar esos precios para los bloques de producción más caros, que lo hagan en los mercados de operación técnica del sistema (mercados de regulación frecuencia-potencia: banda secundaria y energía terciaria).
Con el nuevo sistema de CAP de precio de gas, no se contempla ninguna medida contra otras tecnologías, que pueden seguir ofertando por encima del coste de oportunidad del gas y/o de la energía no suministrada. De allí que el pool esté muy alto y con precios del gas no tan elevados, Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. En ese sentido es muy importante la vigilancia y supervisión del mercado gasista secundario español (MIBGAS), que parece ya está corrigiendo niveles asequibles y competitivos, pero ojalá no sea un descanso para volver a coger impulso.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles de estafa que se han estado sometiendo y siguen arruinando a los consumidores con la mano blanda de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos, si bien desde la Comisión Europea ha intentado poner orden en los hubs de gas europeos (especialmente el TTF holandés) para frenar o mitigar o acabar con tal especulación, pero no ha conseguido una reversión a la media. Llega tarde y mal. Desde el 15 FEB 2023, la CE ha establecido (casi al final del invierno) un tope de gas en Europa a 180 €/MWh (en España estará a 50 €/MWh en FEB, 55 en MAR, 56,1 en ABR, 57,2 en MAY,…). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite en pleno invierno (para electricidad supondría un tope de 180/55% = 327,3 €/MWh). Así prácticamente nunca se activarían las medidas de compensación que propone la CE. Por el contrario, niveles tan altos, por encima de lo que ya ha bajado el gas, envía señales económicas distorsionadoras, e incentivos perversos a los especuladores a corto, medio y largo plazo. Es como legalizar o permitir que siga la presunta estafa energética.
Países como Polonia han aprobado una compensación económica directa con carácter retroactivo desde 1 FEB 2022, especialmente a PYMES, autónomos, emprendedores, sector agrícola, y sector público, entre otros. Fija el límite del pool a 785 Zloties/MWh (aprox. 167 €/MWh) para recibir la bonificación (exceso de precio por encima de dicho límite), y el trámite administrativo es muy sencillo (un formulario con datos propios). En España deberían plantearse ayudas con cargo a los fondos europeos para la reactivación económica industrial, PYMES y Autónomos, compensando el excesivo gasto bajo la actual situación de emergencia energética nacional, o por lo menos crear un mecanismo de compensación que llegue a todos los consumidores para evitar una caída de la actividad económica sin precedentes.
Volviendo al análisis de los precios, el precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic 2021 y las nuevas medidas del 31 Mar 2022, extendidas hasta 31 Dic 2022, y la actualización desde 1 ENE 2023 son insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a todas las industrias. Para evitar un palo mayor y como estamos en año de elecciones municipales y regionales, se han extendido hasta 31 Dic 2023.
Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F/2022 (inicio conflicto Rusia-Ucrania), si bien la guerra y las sanciones contra Rusia han provocado un repunte mayor de los precios de todos los combustibles y mercados mayoristas, que han estado y siguen asfixiando a los minoristas.
La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha revertido a 108,2 €/MWh, lo cual supone otro decremento correctivo de -8,6% (-10,2 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (118,5 €/MWh). El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Pero nadie se esperaba que en menos de tres años el precio anual se multiplicase más de 3 veces (+318,7%), sin incluir el ajuste del gas. Desde luego, la Comisión Europea ha tardado en concluir que los mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas estaban totalmente descontrolados, sin tomar medidas eficaces, y seguimos en panorama crítico. Europa y ningún país se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables. Seguimos en un estado de emergencia energética sin precedentes.
Las comercializadoras están asfixiadas por aumento de “pufos” (posiciones deudoras) de clientes morosos. Los bajos ratings (scoring) financieros están introduciendo ciertas dificultades en las renovaciones de contratos. En muchos casos, las aseguradoras no están cubriendo el riesgo de crédito o impago, y las comercializadoras no pueden asumir ese riesgo del todo. Podría inducirse o brindar apoyo financiero en ese sentido de parte del gobierno para no encarecer aún más el suministro a cliente final. Las comercializadoras en algunos países de nuestro entorno están empezando a cerrar sus operaciones y abren campañas de ventas sólo para ciertos segmentos de clientes preferentes. La situación comercial sigue de mal a peor.
Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social. Ojalá nos equivoquemos.
No se alegra quien no quiere, hace dos meses los precios de 2023 estaban en contango respecto al 2022, pero la tremenda bajada del gas ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023 a backwardation, pero ha subido el medio plazo (2024-2028) más que la caída del precio a muy largo plazo (2029-2033), encareciendo los PPA’s a partir de 2024.
- Año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya supera el precio medio del pool de 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
- Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
- Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir el ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
- Los futuros desde 2023 (benchmark) hasta 2033 mantienen perfil en backwardation respecto a 2022, pero subiendo moderadamente los precios de PPA’s a 5 y 10 años.
Fecha | (Ma 14/3/23) | (Ma 11/4/23) | | |
Futuros | Carga Base | Carga Base | Diferencia | |
YR-12 | 47,23 | Cierre Ejercicio 2012 |
YR-13 | 44,26 | Cierre Ejercicio 2013 |
YR-14 | 42,13 | Cierre Ejercicio 2014 |
YR-15 | 50,32 | Cierre Ejercicio 2015 |
YR-16 | 39,67 | Cierre Ejercicio 2016 |
YR-17 | 52,24 | Cierre Ejercicio 2017 |
YR-18 | 57,29 | Cierre Ejercicio 2018 |
YR-19 | 47,68 | Cierre Ejercicio 2019 |
YR-20 | 33,96 | Cierre Ejercicio 2020 |
YR-21 | 111,92 | Cierre Ejercicio 2021 |
YR-22 | 167,53 | Cierre Ejercicio 2022 |
YR-23 | 118,47 | 108,23 | -10,24 | -8,6% |
YR-24 | 102,75 | 106,83 | 4,08 | 4,0% |
YR-25 | 90,00 | 93,43 | 3,43 | 3,8% |
YR-26 | 63,00 | 63,75 | 0,75 | 1,2% |
YR-27 | 60,00 | 60,00 | 0,00 | 0,0% |
YR-28 | 53,50 | 53,50 | 0,00 | 0,0% |
YR-29 | 49,00 | 47,73 | -1,27 | -2,6% |
YR-30 | 47,50 | 46,26 | -1,24 | -2,6% |
YR-31 | 46,50 | 45,29 | -1,21 | -2,6% |
YR-32 | 45,00 | 43,83 | -1,17 | -2,6% |
YR-33 | 45,00 | 43,83 | -1,17 | -2,6% |
PPA 2024-2028 | 73,85 | 75,51 | 1,66 | 2,2% |
PPA 2025-2029 | 63,09 | 63,68 | 0,59 | 0,9% |
PPA 2024-2033 | 60,23 | 60,45 | 0,22 | 0,4% |
Fuente: OMIE-OMIP. Elaboración Enérgitas (SummitEnergyIberia).
Aquellas empresas con visión largo-placista deberían haber suscrito PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, todavía es momento de asegurar precios para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, para gestionar el riesgo hacia adelante (resto 2023 y todo 2024 y también 2025-2027). La estafa energética podría prolongarse en el tiempo. La caída del precio del gas en invierno se debe en parte a caída de la demanda de gas en China (nuevas pandemias, pero allí duran menos). La guerra en Ucrania puede agravarse (rearmamento por ambos bandos). China está recuperando demanda y actividad económica en general, eso está presionando al alza el precio del Brent y del gas.
Antes del ajuste por el supuesto tope de gas, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh con fuerte tendencia alcista por niveles de precios a partir de Jul 2022. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años. Pero también habían repuntado muchísimo en los dos últimos meses. Dado que los futuros han caído, el hecho de que los nuevos PPA’s vengan un año más tarde, influye en precios aún menores. Hay mucha demanda de PPA’s, pero muy poca oferta debido a las incertidumbres regulatorias (extensión de la excepción ibérica hasta 31.12.2023, redefinición del precio del mercado regulado de electricidad, caso hasta 10 kW, nuevas directrices pan-europeas, etc.).
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 repunta de 73,8 a 75,5 (incremento +1,7 €/MWh, +2,2%), respecto valores hace un mes. Pero empezar en 2024 implica asumir el riesgo de volatilidad y elevado nivel del 2023, anticipada por los futuros trimestrales. PPA a 5 años empezando el 2025 sube levemente de 63,1 a 63,7 €/MWh.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 sube levemente de 60,2 a 60,4 €/MWh.
Los PPA’s con perfil solar tienen precios de unos -3,3 €/MWh (-5% y -7% según el año) inferiores al perfil Carga Base. Los precios a 5 años empezando en 2024 repuntan de 70,6 a 72,3 €/MWh (+1,7 €/MWh, +2,4%). Empezando en 2025 los PPA’s a 5 años suben de 59,8 a 60,4 €/MWh. Los PPA’s a 10 años desde 2024 hasta 2033 suben de 57,0 a 57,2 €/MWh.
Fuente: OMIP. Elaboración Enérgitas (SummitEnergyIberia).
La decisión de un PPA carga base o solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 depende del músculo financiero (tesorería y presupuesto) disponible para 2023-2024-2025. Si las empresas (industrias) sobreviven hasta fin de este año (2023), igual no llegarán a contarlo a finales del próximo (2024). Estamos en una situación excepcional de emergencia energética nacional, bajo un desamparo absoluto nacional, regional y municipal. Habrán empresas que puedan suspender actividades para tomarse un año sabático (o dos años), pero otras desaparecerán si no se corrigen los precios energéticos en 2023, desde ya mismo. Otras industrias están haciendo las maletas para deslocalizarse en 2023 y 2024. La demanda huirá a paraísos energéticos.
El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista, ya está empezando a aplicarse, aunque replicando el precio horario en los cuatro periodos cuarto-horarios. Los nuevos precios del pool nos aproximarán al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos), cuando debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día (aunque inicialmente el precio sea el mismo a lo largo de una hora). Esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir.
De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además la reducción de los cargos, tanto del término de energía como de potencia. Esta bajada de cargos e impuestos reduce los precios regulados pero queda diluida por el elevado precio del pool. El consumidor no percibe los efectos de estas medidas.
Respecto a nuevas tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) para 1/1/2023:
- BOE 22 Dic 2022, Resolución de 15 de diciembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2023. También aumenta los nuevos precios y baja coeficientes aplicables a los excesos de potencia, y mantiene los precios de los excesos de reactiva.
- BOE 29 Dic 2022, Orden TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023. También incluye nuevos pagos por capacidad, los cuales suponen una reducción en todas las tarifas de en torno a un 26% con respecto a los anteriores.
Por simplicidad, asumiendo un consumo con perfil carga base y la misma potencia contratada en los seis periodos, tenemos las siguientes reducciones netas del Tp en unidades variables:
- Tp 6.1TD -1,41 €/MWh
- Tp 6.2TD -1,14
- Tp 6.3TD -0,76
- Tp 6.4TD -0,65
Por simplicidad, asumiendo un consumo con perfil carga base, tenemos las siguientes reducciones netas del Te:
- Te 6.1TD -4,23 €/MWh
- Te 6.2TD -1,76
- Te 6.3TD -1,47
- Te 6.4TD -0,40
Sumando ambas reducciones, tenemos:
- Te 6.1TD -5,64 €/MWh
- Te 6.2TD -2,90
- Te 6.3TD -2,23
- Te 6.4TD -1,05
Desde luego, se agradecen estas rebajas, pero quedan diluidos, no compensan los desorbitantes y descontrolados costes de oportunidad de la materia prima (generación: precio final del mercado mayorista).
Las comercializadoras podrán repercutir a sus clientes 0,15% y 0,001% sobre los cargos del sistema para la remuneración de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (Actividades Sector eléctrico) y la 2ª Parte del ciclo de combustible nuclear, respectivamente.
Además, deben reoptimizarse las potencias contratadas por las bajadas de los coeficientes de penalización por excesos de potencia contratada cuarto-horarios (excepto subidas en periodo p4 para 6.3TD y p1-p2-p3 para 6.4TD), frente a los nuevos elevadísimos precios de los excesos. En todas las tarifas los nuevos precios para los excesos de potencia suponen un incremento considerable con respecto a las anteriores, encareciéndose +46,6%, +34,4%, +32,5% y 28% para las tarifas 6.1TD, 6.2TD, 6.3TD y 6.4TD, respectivamente. No parece que sea el mejor momento para penalizar más los sobrecostes por la potencia contratada.
Excesos Potencia desde 1 Ene 2022 | Precio |
ATR | P1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 | Gral |
Unidad | p.u. | p.u. | p.u. | p.u. | p.u. | p.u. | €/kW |
6.1 | 1,000000 | 1,000000 | 0,545204 | 0,412967 | 0,027431 | 0,027431 | 2,500611 |
6.2 | 1,000000 | 1,000000 | 0,489150 | 0,444995 | 0,030784 | 0,030784 | 2,511007 |
6.3 | 1,000000 | 1,000000 | 0,553151 | 0,323415 | 0,063681 | 0,063681 | 2,268489 |
6.4 | 1,000000 | 0,765346 | 0,368150 | 0,271009 | 0,051202 | 0,051202 | 2,244925 |
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Excesos Potencia desde 1 Ene 2023 – Precio según Tipo Punto de Medida | €/kW |
ATR | P1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 | T1, T2 y T3 |
6.1 | 1,000000 | 0,937332 | 0,467076 | 0,374609 | 0,026491 | 0,026491 | 3,665629 |
6.2 | 1,000000 | 0,997427 | 0,399716 | 0,301945 | 0,027593 | 0,027593 | 3,371776 |
6.3 | 1,000000 | 0,958607 | 0,485508 | 0,363556 | 0,049296 | 0,049296 | 3,080419 |
6.4 | 1,000000 | 0,862139 | 0,425286 | 0,325868 | 0,041422 | 0,041422 | 2,944120 |
| | | | | | | | |
DIFERENCIAS |
6.1 | 0,000000 | -0,062668 | -0,078128 | -0,038358 | -0,000940 | -0,000940 | 1,165018 |
6.2 | 0,000000 | -0,002573 | -0,089434 | -0,143050 | -0,003191 | -0,003191 | 0,860769 |
6.3 | 0,000000 | -0,041393 | -0,067643 | 0,040141 | -0,014385 | -0,014385 | 0,811930 |
6.4 | 0,000000 | 0,096793 | 0,057136 | 0,054859 | -0,009780 | -0,009780 | 0,699195 |
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DIFERENCIA Excesos de Potencia (%) |
6.1 | 0,0% | -6,3% | -14,3% | -9,3% | -3,4% | -3,4% | 46,6% |
6.2 | 0,0% | -0,3% | -16,4% | -34,6% | -11,6% | -11,6% | 34,4% |
6.3 | 0,0% | -4,1% | -12,4% | 9,7% | -52,4% | -52,4% | 32,5% |
6.4 | 0,0% | 9,7% | 10,5% | 13,3% | -35,7% | -35,7% | 28,0% |
El Real Decreto Ley 18/2022, de 18 de octubre, por el que se aprueban medidas de refuerzo de la protección de los consumidores de energía y de contribución a la reducción del consumo de gas natural en aplicación del «Plan + seguridad para tu energía (+SE)», así como medidas en materia de retribuciones del personal al servicio del sector público y de protección de las personas trabajadoras agrarias eventuales afectadas por la sequía, establece medidas de flexibilidad temporal en los contratos de suministro eléctrico. Se puede solicitar ajuste de las potencias contratadas, aunque hayan pasado menos de 12 meses desde la última modificación. En caso de solicitudes de reducción de potencias contratadas, deberán afectar a periodos horarios de aplicación en el mes o meses para los que se solicite dicha reducción y por ciclos de facturación completos. La reducción de potencias sobre periodos horarios no contenidos en dichos meses no podrá ser superior a la mayor reducción de las potencias contratadas en periodos horarios contenidos en los mismos. Aplicación hasta el 31 de diciembre de 2023.
Los precios de los excesos por reactiva se mantienen tal cual para 1/1/2023.
Precios de los términos de energía reactiva inductiva: |
Periodos | Factor de Potencia | €/kVArh |
P1-P5 | 0,8 ≤ Cosϕ < 0,95 | 0,041554 |
P1-P5 | Coseϕ < 0,8 | 0,062332 |
| | | | |
Precios de los términos de energía reactiva capacitiva: |
Periodos | Factor de Potencia | €/kVArh |
P6 | Cosϕ < 0,98 | 0 |
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En cuanto a la Tarifa de Garantía de Potencia, que se liquida en barras de central (debe aplicarse sobrecostes de pérdidas horarias en las redes eléctricas, que calcula el Operador del Sistema), tenemos una bajada que habrá que reclamar a las empresas suministradoras:
GP PREVIA | TARIFA GP 1 ENE 2022 (€/kWh) |
Tipo | P1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 |
6.1 | 0,000837 | 0,000386 | 0,000257 | 0,000193 | 0,000193 | 0,0 |
6.2 | 0,000837 | 0,000386 | 0,000257 | 0,000193 | 0,000193 | 0,0 |
6.3 | 0,000837 | 0,000386 | 0,000257 | 0,000193 | 0,000193 | 0,0 |
6.4 | 0,000837 | 0,000386 | 0,000257 | 0,000193 | 0,000193 | 0,0 |
GP NUEVA | TARIFA GP 1 ENE 2023 (€/kWh) |
Tipo | P1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 |
6.1 | 0,000619 | 0,000285 | 0,000190 | 0,000143 | 0,000143 | 0,0 |
6.2 | 0,000619 | 0,000285 | 0,000190 | 0,000143 | 0,000143 | 0,0 |
6.3 | 0,000619 | 0,000285 | 0,000190 | 0,000143 | 0,000143 | 0,0 |
6.4 | 0,000619 | 0,000285 | 0,000190 | 0,000143 | 0,000143 | 0,0 |
Diferencias ACTUAL menos PREVIA | DIFERENCIA GP (€/kWh) |
6.1 | -0,000218 | -0,000101 | -0,000067 | -0,000050 | -0,000050 | |
6.2 | -0,000218 | -0,000101 | -0,000067 | -0,000050 | -0,000050 | |
6.3 | -0,000218 | -0,000101 | -0,000067 | -0,000050 | -0,000050 | |
6.4 | -0,000218 | -0,000101 | -0,000067 | -0,000050 | -0,000050 | |
Diferencias ACTUAL menos PREVIA | DIFERENCIA GP (%) |
6.1 | -26,0% | -26,2% | -26,1% | -25,9% | -25,9% | |
6.2 | -26,0% | -26,2% | -26,1% | -25,9% | -25,9% | |
6.3 | -26,0% | -26,2% | -26,1% | -25,9% | -25,9% | |
6.4 | -26,0% | -26,2% | -26,1% | -25,9% | -25,9% | |
Aunque en porcentaje supone una buena rebaja, si asumimos un perfil de consumo carga base, el impacto económico es de un valor medio total de 0,05 €/MWh (+efecto coeficiente de pérdidas).
Para finalizar, la misma Orden de Cargos sube el FEE del OMIE para 1 ENE 2023, se incrementa un +31,2% a todos los generadores excepto a los de menos de 1 MW que sean renovables, cogeneración y residuos, pasando de 10,03 a 13,16 €/MW de potencia neta disponible o instaladas por CIL, aplicando los correspondientes coeficientes de disponibilidad por tecnología. Asimismo, sube a los compradores (comercializadores o consumidores), se incrementa un +40,9%, pasando de 0,02628 a 0,03702 €/MWh según último programa horario final de cada hora en barras de central (+efecto pérdidas redes).
En BOE de 26 Dic 2022, la Resolución de 15 de diciembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2023 y los precios a repercutir a los agentes para su financiación, aprueba la subida del FEE del Operador del Sistema Eléctrico, se incrementa un +13,6% a todos los programas de energía desde 1 ENE 2023, pasando de 0,14058 a 0,15971 €/MWh. La cuota fija de retribución asciende a 1.250.400 euros, que se repercuten a los agentes del mercado, siendo en Nov 2022 un total de 521 sujetos, tenemos un fee de 200 €/mes (2.400 €/año) de cuota fija por agente de mercado mayorista.
Los FEE’s del OS y OM son conceptos regulados que tienen un impacto mínimo en el coste tot
Se mantiene el mecanismo de apoyo para garantizar la competitividad de la industria electro-intensiva hasta el 31 de junio de 2023. La reducción seguirá siendo del 80% de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución, tanto en el término de energía como el término de potencia, para aquellos clientes que cuenten con el certificado de Consumidor Electro-Intensivo.
Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1.000 metros a 2.000 metros) la distancia permitida entre el consumidor y las plantas de generación con tecnología fotovoltaica ubicadas en la cubierta de una o varias edificaciones. Los nuevos peajes contemplan una actualización de los peajes para estos casos, valores mínimos pero hay que tenerlos en cuenta.
Se mantiene la reducción del impuesto especial de la electricidad, del 5,11% al 0,5%, hasta el 31 de diciembre de 2023.
Para los suministros de no más de 10 kW de potencia contratada se prorroga la tasa de IVA reducida del 5% hasta el 31 de diciembre de 2023.
Por cierto, el precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética aumenta a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde el día 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro.
