Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) sube ligeramente en MAY a 74,2 €/MWh, sin incluir el subsidio a la térmica, +0,5 €/MWh (+0,7%) respecto ABR (73,7 €/MWh) debido a un poco más de demanda, y mayor producible renovable y menores precios de gas. Dicho precio de MAY 2023 ha sido -112,9 €/MWh (-60,3%) inferior al de MAY 2022 (187,1 €/MWh). Esta bajada NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en MAY ha sido nulo (0 €/MWh), pero supone cambio en reglas de ofertas de generación térmica en el pool.
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, y actualmente se ha elevado a 58,3 €/MWh a raíz de la aprobación del RDL3/2023, extendiendo dicho mecanismo hasta 31 DIC 2023 (65 €/MWh). El perfil en contango del precio de referencia del gas diverge con el nivel de precios internacionales del gas a medio plazo, sin activarse inclusive en MAY. Si el perfil fuese en backwardation, podría inducir competencia y eficiencia en los precios finales del pool y, por ende, en los precios finales del suministro de electricidad a cliente final.
Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica se aplica el cociente 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 dicho precio de referencia de gas es excesivamente alto, NO se ha superado en MIBGAS en MAR, ABR, MAY y lo que llevamos de JUN, al cierre de esta edición.
El mecanismo debería haber establecido una senda bajista del precio de referencia del gas para inducir eficiencia económica (competencia), es decir, 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 44,6 €/MWh (último trimestre, Q4). Esta conclusión es aún más contundente en verano, observando cotizaciones de JUL y SEP entre 33,5 y 37,0, 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 y bancos de baterías).
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. Aunque si el ajuste sigue nulo, tampoco es algo crucial. Pérdida de tiempo y recursos administrativos.
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.
Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha repuntado en verano 2022 y desde entonces con la bajada de precios del gas ha ido cayendo hasta cero en MAR, ABR, MAY y JUN. Sin embargo, los niveles de precios del pool totales siguen siendo más del doble que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.
Precio Carga Base Compradores (€/MWh) |
Mes | 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 Abr 2023 | 73,73 | 0,00 | 73,73 |
Media May ’23 | 74,21 | 0,00 | 74,21 |
Media 1-20 Jun ’23 | 89,41 | 0,00 | 89,41 |
Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.
Al cierre de este informe en JUN no hay ajustes de precios en todos los días y horas, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (58,3 €/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 |
20/06/2023 | 111,74 | 0,00 | 111,74 |
19/06/2023 | 106,72 | 0,00 | 106,72 |
18/06/2023 | 86,39 | 0,00 | 86,39 |
17/06/2023 | 97,49 | 0,00 | 97,49 |
16/06/2023 | 122,42 | 0,00 | 122,42 |
15/06/2023 | 104,88 | 0,00 | 104,88 |
14/06/2023 | 84,53 | 0,00 | 84,53 |
13/06/2023 | 89,72 | 0,00 | 89,72 |
12/06/2023 | 93,58 | 0,00 | 93,58 |
11/06/2023 | 67,20 | 0,00 | 67,20 |
10/06/2023 | 80,88 | 0,00 | 80,88 |
09/06/2023 | 81,67 | 0,00 | 81,67 |
08/06/2023 | 81,13 | 0,00 | 81,13 |
07/06/2023 | 87,16 | 0,00 | 87,16 |
06/06/2023 | 87,26 | 0,00 | 87,26 |
05/06/2023 | 86,65 | 0,00 | 86,65 |
04/06/2023 | 67,23 | 0,00 | 67,23 |
03/06/2023 | 79,36 | 0,00 | 79,36 |
02/06/2023 | 86,74 | 0,00 | 86,74 |
01/06/2023 | 85,37 | 0,00 | 85,37 |
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 (58,3 €/MWh en JUN 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 en 2024-2025.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles desorbitantes 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 a 50 FEB, 55 MAR, 56,1 ABR, 57,2 MAY, 58,3 JUN…). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite plano (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 especulación energética.
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, y nacionales (23JUL) 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, porque aún NO hemos bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado.
La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha aumentado a 98,1 €/MWh, lo cual supone un incremento correctivo de +6,2% (+5,7 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (92,4 €/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 por 5 veces y actualmente siga casi triplicado (+289%), 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, y lo mismo a largo (2024-2027) y muy largo plazo (2028-2033), induciendo PPA’s ahora más competitivos.
- 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, y bajando los precios de PPA’s a 5 y 10 años.
Fecha | (Lu 22/5/23) | (Vi 16/6/23) | | |
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 | 92,39 | 98,13 | 5,74 | 6,2% |
YR-24 | 101,25 | 92,00 | -9,25 | -9,1% |
YR-25 | 91,00 | 75,25 | -15,75 | -17,3% |
YR-26 | 66,00 | 65,00 | -1,00 | -1,5% |
YR-27 | 59,58 | 59,50 | -0,08 | -0,1% |
YR-28 | 53,11 | 52,61 | -0,50 | -0,9% |
YR-29 | 47,38 | 46,88 | -0,50 | -1,1% |
YR-30 | 45,93 | 45,43 | -0,50 | -1,1% |
YR-31 | 44,71 | 44,21 | -0,50 | -1,1% |
YR-32 | 43,47 | 42,97 | -0,50 | -1,2% |
YR-33 | 43,45 | 42,95 | -0,50 | -1,2% |
PPA 2024-2028 | 74,19 | 68,88 | -5,31 | -7,2% |
PPA 2025-2029 | 63,41 | 59,84 | -3,57 | -5,6% |
PPA 2024-2033 | 59,59 | 56,68 | -2,91 | -4,9% |
Fuente: OMIE-OMIP. Elaboración Enérgitas (SummitEnergyIberia).
Aquellas empresas con visión largo-placista pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, ahora es mejor momento para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (resto 2023 y todo 2024 y también 2025-2033). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania. La caída del precio del gas se debe en parte a caída de la demanda de gas a nivel mundial. La guerra en Ucrania podría agravarse (rearmamento por ambos bandos). China está recuperando demanda y actividad económica en general, eso está presionando el precio del Brent y del gas, que no consolidan una bajada contundente. En NYMEX se están notando ciertos rebotes.
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, que están induciendo señales más competitivas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 revierte de 74,2 a 68,9 (decremento -5,3 €/MWh, -7,2%), respecto valores hace un mes. PPA a 5 años empezando el 2025 revierte levemente de 63,4 a 59,8 €/MWh.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 revierte moderadamente de 59,6 a 56,7 €/MWh. Bajada de -2,9 (-4,9%).
NOVEDAD IMPORTANTE: Tal como ya habíamos advertido, en cualquier momento los PPA’s con perfil Solar podrían abaratarse aún más respecto al perfil Base. Hace un mes, los precios solares eran unos -3,0-3,5 €/MWh inferiores al perfil Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18,7 y -21,1). Es decir, el precio Solar ha bajado de un 3%-7% a un 23%-43% respecto a precio Base, en menos de un mes.
PERFIL SOLAR |
Fecha | (Lu 22/5/23) | (Vi 16/6/23) | | |
Futuros | Carga Solar | Carga Solar | Diferencia | % |
FTS YR-24 | 98,14 | 70,85 | -27,29 | -27,8% |
FTS YR-25 | 87,94 | 56,08 | -31,86 | -36,2% |
FTS YR-26 | 62,82 | 45,83 | -16,99 | -27,0% |
FTS YR-27 | 56,04 | 39,83 | -16,21 | -28,9% |
FTS YR-28 | 49,76 | 33,94 | -15,82 | -31,8% |
FTS YR-29 | 43,97 | 28,21 | -15,76 | -35,8% |
FTS YR-30 | 42,74 | 26,77 | -15,97 | -37,4% |
FTS YR-31 | 41,49 | 25,55 | -15,94 | -38,4% |
FTS YR-32 | 40,25 | 24,30 | -15,95 | -39,6% |
FTS YR-33 | 40,25 | 24,28 | -15,97 | -39,7% |
FTS PPA 24/28 | 70,94 | 49,31 | -21,63 | -30,5% |
FTS PPA 25/29 | 60,10 | 40,78 | -19,32 | -32,1% |
FTS PPA 24/33 | 56,34 | 37,57 | -18,77 | -33,3% |
Fuente: OMIP. Elaboración Enérgitas/SEI.
Los precios a 5 años empezando en 2024 revierten de 70,9 a 49,3 €/MWh (-21,6 €/MWh, -30,5%). Empezando en 2025 los PPA’s a 5 años revierten de 60,1 a 40,8 €/MWh. Los PPA’s a 10 años desde 2024 hasta 2033 revierten de 56,3 a 37,6 €/MWh.
La decisión de un PPA carga base o solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 depende del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). En ciertas regiones (comunidades autónomas), existen menores restricciones para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.
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. 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.
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.
Los peajes y cargos del sistema siguen tal cual desde 1 Enero 2023.
El 14 JUN 2023 se ha publicado el Real Decreto 444/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los Consumidores Electro-Intensivos (CEI). Se abre la puerta a más consumidores, reduciendo las exigencias financieras (ratio Consumo/Valor Añadido Bruto = 0,25 kWh/€) y consumo en periodo de horas valle (p6) a 46% (no exigible en 2022 y 2023). Se mantiene consumo anual mínimo de 1 millón de kilovatios hora (1 GWh = 1.000 MWh = 1.000.000 kWh). En cuanto a obligaciones, se mantiene el 10% de energía renovable a plazo (quinquenal), excepto PYMES, pero se aumentan exigencias (restricciones), es decir, riesgo potencial de devolver las eventuales ayudas caso de incumplimientos. Por un lado, exigen enviar previsiones de autoconsumo al Operador del Sistema (plazo 6 meses para disponer equipos de medida y de 3 meses para alta en Concentrador Principal del Sistema de Medidas Eléctricas -SIMEL- desde obtención de certificación). Al menos un 30% del suministro debe proceder de energías renovables mediante PPA’s, Certificados de Garantía de Origen (GdOs’) o autoproducción. Invertir al menos la mitad (50%) de las eventuales ayudas en proyectos para reducir Gases de Efecto Invernadero (GEI’s) de las instalaciones.
Muchos CEI’s reconocidos legalmente como tal, e inclusive habiéndose renovado la autorización administrativa recientemente como CEI, han quedado fuera del nuevo Estatuto, quedando abierta la posibilidad de presentar recurso contencioso administrativo porque aparte de disponer de derechos adquiridos es un trato arbitrario y discriminativo, sin ninguna medida paliativa.
De nada sirve la publicación del nuevo Estatuto, sin conocer aún convocatorias para solicitar ayudas de CEI’s en 2023. Tampoco se han publicado (aún) ayudas para Consumidores Gas-Intensivos. La esperanza es lo último que se pierde. Todo parece indicar que el nuevo Estatuto trata de penalizar o exigir la devolución de las ayudas percibidas, pues de momento cambia las obligaciones/exigencias sin el debido consenso con los consumidores industriales y PYMES. Se desconoce aún si habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo en 2023 derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores (2022), caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres.
