El 15 de setiembre tuvo lugar la edición número 25 de los webinars mensuales organizados por AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. En esta ocasión, se contó con la colaboración de Jorge Simão, COO en OMIP, y Pablo Villaplana, COO en OMIClear, que analizaron la situación de los mercados de futuros de electricidad en España y el papel de las cámaras centrales de contrapartidas. En la mesa de análisis posterior, se añadió Fernando Soto, director general de la AEGE, que describió la situación actual de las empresas electrointensivas y el estado de preparación de la futura subasta de PPA para renovables con consumidores electrointensivos. La grabación del evento está disponible en el sitio web de AleaSoft Energy Forecasting.

La dramática situación de los consumidores electrointensivos en medio de la crisis energética
El consumo de la industria electrointensiva representa el 10% de toda la demanda eléctrica de España, y el coste de la electricidad ronda el 60% de sus costes de producción. Con estos datos, y teniendo en cuenta que el precio de la electricidad se ha multiplicado por cinco en apenas dos años, es fácil adivinar que la situación de estas empresas con gran consumo de energía es complicada.

Según comentó Fernando Soto en el webinar, hay varias empresas de la asociación, de varios sectores industriales, con paradas parciales de la producción, otras que después de paradas por mantenimiento han decidido no retomar la producción temporalmente, y otras que han aplicado ERTEs a la espera que la perspectiva de la situación mejore.

La situación, además, está agravada por el hecho de que solo un 10% de la energía que estas industrias están consumiendo en 2022 está cubierta con instrumentos de cobertura a precios fijos, ya sean futuros o contratos bilaterales. Por lo que el 90% de la energía consumida la están comprando en el mercado diario con los niveles de precios y la volatilidad que eso conlleva. Según explica Fernando Soto, eso se debe a que, en el pasado, los mercados de futuros no tenían suficiente liquidez y los contratos a precio fijo que se le ofrecían no eran a precios competitivos.

El impacto del tope del gas y la excepción ibérica en la industria electrointensiva
Durante la primera parte del webinar, Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaGreen, mostró cómo la excepción ibérica, con su tope al precio del gas en el mercado eléctrico, está teniendo un efecto depresor tanto en los precios del mercado diario como en el precio final a pagar por los consumidores, y ha situado al mercado ibérico claramente por debajo de los precios del resto de grandes mercados en Europa.

Aún así, Fernando Soto explicó que esta medida ha tenido un efecto colateral en la industria electrointensiva. Si bien el nivel de los precios ha bajado, al añadir el precio de ajuste para la compensación a las centrales de ciclos combinados de gas, el perfil horario de los precios cambia y, en muchas ocasiones, los precios más altos se dan durante las horas de la madrugada.

Eso ha obligado a muchas industrias que tenían turnos de noche intentar trasladar la mayor parte de la producción hacia las horas de máxima producción solar que es donde se encuentran los precios finales más bajos. Este desplazamiento del consumo hacia las horas del pico solar es algo que también se ha venido observando en el perfil de consumo de las centrales de bombeo.

La solución: PPA renovables
Comentó Fernando Soto que, ante la imposibilidad de conseguir contratos a precios fijos comparables a los de la tarifa ARENH en Francia, la asociación tomó la iniciativa de diseñar sus propias subastas de energía renovable para cubrir parte del consumo de electricidad de sus empresas. Estaba prevista la celebración de esta subasta a finales de este año 2022, pero el anuncio del Gobierno de celebrar la nueva subasta de renovables en noviembre ha hecho que se retrase hasta el primer trimestre de 2023.

La subasta estará abierta no solo a las empresas asociadas a la AEGE, sino a todos los consumidores electrointensivos, y la intención es conseguir PPA con proyectos de energías renovables a precios competitivos, a diferencia de las ofertas que reciben ahora con precios muy condicionados por la situación actual de precios altos del gas. Para Fernando Soto, no tiene sentido que un PPA renovable a 12 años esté ligado al precio del gas, el precio debe reflejar el coste de la instalación más el beneficio empresarial, pero no tiene porqué reflejar el impacto del precio del gas en el mercado.

El producto a subastar será PPA a 12 años pay‑as‑produced con el objetivo de cubrir hasta un 30%-40% de su consumo anual de electricidad. De todas maneras, recuerda Fernando Soto, esto no será una solución para la energía de 2023, que en su mayor parte no está cubierta a precio fijo y las previsiones indican que los precios continuarán en niveles muy altos en los mercados mayoristas.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de los proyectos de energías renovables
La siguiente edición de esta serie de webinars mensuales se está preparando para el día 20 de octubre. Será la edición número 26 y contará, por tercer año consecutivo, con la participación de Deloitte. En medio de una crisis energética sin precedentes, los ponentes analizarán todos los aspectos relativos a la financiación de los proyectos de energías renovables, desde las necesidades de capital para cumplir los objetivos del PNIEC, los proyectos merchant, los proyectos con PPA, y los retornos esperados en distintos escenarios.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/subasta-renovables-electrointensivos-primer-trimestre-2023/