Sector eléctrico asic xxi 17 11-12

Organizado por:

Ahorros en el Sector Eléctrico
Retos y Oportunidades
ASICC XXI Empresa de Ingeniería al Servicio de las Empresas
Madrid, 21 Noviembre 2012

Índice

1. Introducción
1.1 El Sector Eléctrico Español
1.2 Situación actual de las empresas
2. Precio y coste del MWh
2.1 Introducción al funcionamiento del Mercado Eléctrico
2.2 Estructura del precio del MWh
2.3 Mercados de compra de la electricidad
2.4 Evolución de los precios
3. Modelos de contratación
3.1.- Tipos de Agentes. Diferencias
3.2.- Requisitos para operar como Agente
3.3.- Claves del éxito del Agente
4.- Evaluación económica de operar como Agente
5.- Conclusiones

IV Jornada Logística del Frío, 21 de noviembre 2012 Instituto Logístico Tajamar y ALDEFE 2


El sector eléctrico español está atravesando un momento
clave que determinará su futuro.

El sector eléctrico español es estratégico y tractor para la
economía. Impacta de forma considerable en la
competitividad y dinamismo de nuestro país.

Datos tomando de referencia el año 2012:
 Inversión: 60.000 millones de euros en los 5 últimos años
 Mercados internacionales: Liderazgo en Europa, Norteamérica e
Iberoamérica en energías renovables (eólica y solar)
 Mercado nacional: supone el 20% de la capitalización del total IBEX 35
 Demanda nacional: descenso de la demanda energética 1% s/2011



El Sector Eléctrico Español está en una situación de crisis sin precedentes,
agravada por el entorno económico.

La principal causa de esta situación se debe a la política regulatoria
llevada a cabo por los distintos gobiernos. El sistema regulatorio español es:
Inseguro por ser impredecible: caso de la suspensión de las primas a las
renovables, peajes a la producción, nuevos límites para el déficit tarifario,…….

Dependiente de las políticas e intereses públicos: caso de la capacidad para
fijar tarifas y la aprobación de la metodología de cálculo, no dispone de
poder sancionador. En España las tarifas las fija el Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio, los órganos reguladores tienen un papel más consultivo
que ejecutivo.

España es el único país del mundo en el que los clientes mantienen una
deuda con las partes gestoras del sector, porque los costes anuales de las
actividades reguladas son superiores al importe recaudado por tal concepto.
A esta deuda se la denomina déficit tarifario.
El R.D.–ley 13/2012 de 30 de Marzo, obliga a alcanzar el equilibrio presupuestario, esto implica implantar
medidas para cumplir el compromiso, esto es, incrementar los precios de los ATR (acceso de terceros a red)



Costes regulados incluidos en los peajes de
acceso 2010 (en millones de €):
La gestión económica del sector tiene Retribución al Transporte 1.397 M€
“desconexiones”:
Retribución a Distribución 5.498 M€
Otros Costes (CNE, OS, OM, .. 159 M€
ingresos – gastos= déficit.
Regularizaciones y ajustes de 248 M€
otros años
La solución al problema del déficit pasa por Extracoste de Generación 1.066 M€
la subida de los peajes de acceso Extrapeninsular
Saldo Neto Pagos por Capacidad - 485 M€

Incremento del 17% para 2013 Costes Regulados del
Suministro
7.883M€ 43%

Esto implica subidas entre un 8% y Interrumpibilidad 402M€
un 4% para las empresas.
Primas Régimen Especial 7.067M€
El déficit generado anualmente se recupera
en los 15 años siguientes, incluyendo los Anualidad del déficit años 2.649M€
gastos financieros asociados. anteriores

Los costes regulados que más crecimiento Plan Estrategia de Ahorro y
Eficiencia Energética
309M€
anual han experimentado entre 2002-2010,
han sido el déficit de años anteriores un Costes de Política 10.427M€ 57%
41% y las Primas Régimen Especial un energética
16%.
Costes Regulados 18.310 100%


1.2 Situación Actual de la Empresa

La actual coyuntura económica del país y de la economía en general,
promueve que las empresas busquen nuevas formas de Ahorro en su
Gestión Empresarial.

Existe riesgo de deslocalización si se suben las tarifas eléctricas.
La última estadística de Eurostat indica que los precios medios
domésticos e industriales en España, superan la media de los
países del entorno. La tendencia de evolución en el ránking es a
escalar posiciones de precios, muy por encima de la media europea .

Las Comercializadoras eléctricas no pueden mejorar precios, ni
clausulado. UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica):
“De adoptarse las medidas publicadas hoy 12 de julio de 2012, las
compañías de UNESA serían una vez más las perjudicadas. ….., se
produciría una nueva caída de resultados dejando el beneficio de estas
empresas en España a cero. Podría afectar a su viabilidad …..”.


1.2 Situación Actual de la Empresa

Contratos de suministro de energía eléctrica con precio fijo:
a).- precios de referencia anuales
b).- en mercado a plazo (OMIP u OTC)

Como alternativa está operar como Agente de Mercado:
 No hay contrato con Comercializadora,
 Necesitamos Autorización Administrativa,
 Compramos energía en mercado diario, intradiario y a plazo,

Los contratos con Comercializadora:
 no trasladan a cliente los descensos del precio de la energía.
 sí trasladan incrementos, mediante cláusula en contrato.


2.1. Introducción al FUNCIONAMIENTO del
MERCADO ELÉCTRICO

La estructura actual parte de la ley del sector eléctrico 54/1997, comenzándose
el proceso de liberalización en el año 2001 .

Básicamente, lo que busca es dar igualdad de oportunidades de negociación
eléctrica a los consumidores, y mejorar la competitividad y los precios.

Se estructura diferenciando 5 grandes grupos:

 Generadores: Todas las plantas de producción, que acuden a cualquiera de los mercados
presentes

 Transportistas: Básicamente, REE, poseedora de las grandes LAAT

 Distribuidores: Eléctricas “de toda la vida”, dueñas de las LAMT

 Agente: Comercializadores, representantes, consumidores cualificados……los que operan en
el mercado de compra venta.

 Operadores de mercado: OMIE, OMIP, MEFF,…. Encargados del proceso de subasta,
compra y venta.


2.1 Introducción al FUNCIONAMIENTO DEL
MERCADO ELÉCTRICO


2.1 Introducción al FUNCIONAMIENTO DEL
MERCADO ELÉCTRICO
Término variable de energía, incluye
las ATR, el coste del kWh de
compra en el mercado libre y el
beneficio de comercializadora

Facturación de potencia y potencia
reactiva: Fijado por el estado, no
debería incluir ningún concepto
extra.

Impuestos y alquiler de
equipos: Fijados por el estado,
no deberían incluir nada más

¡CUALQUIER OTRO CONCEPTO: MANERA ARTIFICIAL POR LA COMERCIALIZADORA¡


2.2 Estructura del PRECIO del
MWh: conceptos básicos

Peajes Precios regulados de acceso a red, que a través
del comercializador el consumidor paga a las
(ATR) distribuidoras

Operador del mercado, encargado de realizar
OMIE las casaciones y de definir el precio del MWh de
mercado

Operador del sistema, se encarga de la
REE regulación y correcta operación del sistema, así
como de calcular los desvíos
Diferencia entre el consumo previsto casado en
Desvíos OMIE para un periodo temporal con el consumo
real en ese periodo
Pérdidas % de MWh extra que debe comprar el agente,
en asumiendo las pérdidas eléctricas. Fijado por
barras ley.


2.2 Estructura del PRECIO del
MWh: conceptos básicos
P medio: 120,26 €/MWh Periodo
€/MWh
1
129,738
2
117,732
3
91,275

10,24 €/MWh MARGEN BRUTO (8,5 %)
6,75 €/MWh OTROS COSTES: P. BARRAS + DESVIOS
P POS: 10,54 €/MWh REE FIJADO POR OPERATIVA
(PONDERADO)

P pool: 53,48 €/MWh OMIE FIJADO MD Y MI
(PONDERADO)

P medio: 39,25 €/MWh


2.3 MERCADOS de compra de
electricidad

 Una vez se tienen contratos a un precio esperado, es necesario fijar ese precio de compra.

 Se pueden firmar seguros de precio, lo más habitual es trabajar sobre el mix de compra de
los diferentes mercados: El objetivo es minimizar la volatilidad del precio.

 Básicamente, existe 3 opciones de compra: OMIE, futuros y CBF.


electricidad: OMIE

Mercado diario donde se casa la electricidad adquirida para el día de servicio.

 Todos los agentes de mercado tienen acceso al mismo, por su condición de agente.

 Existe un mercado diario para el día siguiente y 6 intradiarios de correción dentro del día.

 Suele suponer entre el 30 y el 70 % del mix de compra de las comercializadoras.

 Muy sencillo de operar

 Muy poca o nula capacidad de influir en el precio del MWh: La casación responde el
conjunto de ofertas de compra y venta.

 Es el que permite más ajuste de curva de compra. La compra se hace horaria.

 Muy alta variabilidad del precio: Es el que más afección tiene a estímulos externos.

www.omie.es


electricidad: FUTUROS
 Mercado “continuo” de compra –venta de MWh con precios fijados a largo plazo.

 Existen dos posibles opciones: Meff y OMIP.

 Se puede comprar y vender cualquier producto en cualquier momento si no está vencido.

 Muchos horizontes: Calendar, Quarter, Month, day, weekweekend….. Su operación es más
complicada, a través de broker o actuando como tal.

 Se compran y venden “ladrillos”: Bloques enteros para un periodo. Un month marzo de 40 €/MWh
en base significa que ha comprado 1 MWh a 40 € para todas las horas de marzo (en total, 744
MWh). Puede ser base o pico.

 Se puede influir más en el precio: Es un mercado continuo que depende de a cuánto quieres
vender o comprar.

 Existen dos tipos principales de futuros: Financieros y físicos, y dentro de ellos, pueden ser swap o
futuros (la diferencia está en la liquidación).

 Está afectada por estímulos externos, pero menos que OMEL: “La gente aguanta más para no
perder”.

www.omip.pt; www.meff.es


electricidad: : CBF
 Acuerdos bilaterales (CBF) entre 2 AGENTES CUALESQUIERA DEL SISTEMA (Suelen
ser entre generadores y agentes compradores).

 No hay unas reglas establecidas: Son acuerdos entre particulares al precio que se
considere oportuno y en las condiciones que se considere.

 Necesitan ser nominados en REE y pueden generar desvíos: Su operación es más
compleja.

 Son una “opción”: El sistema no te obliga a ejecutar el bilateral.

 Total libertad en la forma de la compra: Curvas horarias, “ladrillos”, etc.,…..

 Es el “mercado” en el que se puede influir más en el precio: al ser una acuerdo entre dos
particulares, depende de la negociación.

 Suelen pedirse avales recíprocos. Puede intervenir Cámara de Compensación, coste extra.

 Son de entrega “física”: Es decir, hay que generar lo que se compromete.

 No afectada por estímulos externos, siempre que el contrato no lo diga.


electricidad: COMPARATIVA

VOLATILIDAD DE PRECIO

DIFICULTAD DE OPERACION

COMPLEJIDAD DE ENTRADA

CAPACIDAD DE NEGOCIACION DEL PRECIO


2.4 EVOLUCIÓN de los precios:
COMPARATIVA CON PRECIO. Ejemplo
 Si partimos de los precios del último año de OMIE

 Precio de Venta Base: Transparencia 12: Precio de venta – costes = P Omie + Margen = 63,72 MWh .

70,00

65,00
Precio medio aritmético de
60,00 España
P Base (PME 120,26 €/MWh)
55,00
P (95 %) (PME 113,88 €/MWh)
50,00

45,00 P (90 %) (PME 107,51 €/MWh)

40,00 Precio medio aritmético de
España Ponderado
35,00

30,00
Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct


2.4 EVOLUCIÓN de los precios:
COMPARATIVA de Futuros - SPOT

Fecha Cod. Tipo Clase Periodo Entrega Precio

28/10/2011 FTBCMNOV11 Base Futuro Mensual nov-11 57,85
28/10/2011 FTBCMDEC11 Base Futuro Mensual dic-11 58,53
28/10/2011 FTBCMJAN12 Base Futuro Mensual ene-12 57,68
28/10/2011 FTBCMFEB12 Base Futuro Mensual feb-12 58
28/10/2011 FTBCQ112 Base Futuro Trimestral Q1-12 56,85
28/10/2011 FTBCQ412 Base Futuro Trimestral Q4-12 53,05 Precio medio omel
28/10/2011 FTBCCAL12 Base Futuro Anual 2012 53,95 mismo periodo, 48,48
60,00
€/MWh
58,00
56,00
54,00
52,00
El precio del futuro suele
50,00
Precios Futuros
Precio OMIE
ser superior a spot
48,00
46,00
44,00
42,00
40,00
e

e
e

o

e
o

to
o

o

o

lio

br
br

r il
br

z

ni

br
ay
er

er

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ab
em

m
ju
ar
em

ju

tu
en

br

m

ie
ag
m

oc
fe
vi

ci

pt
no

di

se


-55
55

0
110
n 1
e -0
y
a 1
m -0
p
e 1
s -0
n 2
e -0

€/MWh omel
y
a 2
m -0
p
e 2
s -0
n 3
e -0
y
a 3
m -0
p
e 3
s -0

$/barril brent
n 4
e -0
y
a 4
m -0
p
e 4
s -0
n 5
e -0
y
a 5
m -0
p
e 5
s -0

Consumo (miles GWh)
n 6
e -0
y
a 6
m -0
p
e 6
s -0
n 7
e -0
y
a 7
m -0
p
e 7
s -0
n 8
e -0
y
a 8
m -0
p
e 8
s -0
n 9
e -0
% desvio consumo respecto a medio

y
a 9
m -0
IV Jornada Logística del Frío, 21 de noviembre 2012 Instituto Logístico Tajamar y ALDEFE

p
e 9
s -0
n 0
e -1
y
a 0
m -1
p
e 0
s -1
n 1
e -1
y
a 1
m -1
Precipitacion acumulada

p
e 1
s -1
n 2
e -1
ENE 2001 – ENE 2012
2.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS:

20

FUTUROS

Precios de cierre día 12/11/2012: Fuente MEFF


COMPARATIVA sobre TARIFA 3.1 año 2013

 Cogiendo como referencia los futuros de la anterior transparencia (precios mes + trimestre para precios
mensuales y anual del año 2013)

 Precio base de energía trans. Nº 12: 120,26 €/MWh

122

120
Coste total con Precio mensual
118 de referencia (MEFF)
116 Coste total con Precio Anual de
referencia (MEFF)
114
P Base (PME 120,26 €/MWh)
112

110 P Base 95 % (PME 114,247
€/MWh)
108

106 e
o

ril
o

zo

no bre
e
lio
o
o

se osto

e
br
er
er

br
ni

br
ay

GAP (€/MWh)
ab

ju
ar

m
ju
br

m

tu
en

em
m
m

ag

vie

Pbase 6,58
fe

ie

oc

ci
pt

Pbase 95 % 0,56
di


3.1 MODELOS de contratación:
Tipos de Agentes

Un agente es cualquiera de los participantes del sistema que
compran/venden electricidad en el sistema.

Está capacitado para:
 Compra electricidad en el mercado (agente comprador) o vender
electricidad en el mercado (agente vendedor)
 Acudir al pool , mercados de commodities o bilaterales físicos.
 Revender o recomprar su oferta para ajustar su curva.
 Puede ser : Productor, Comercializador, Representante o CONSUMIDOR
DIRECTO.

Los trámites para dar de alta a cualquiera de ellos son similares: las
diferencias se basan en qué pueden hacer y cómo .


DIFERENCIAS
DIFERENCIAS OPERATIVAS
Puede
¿Puede Puede hacer Puede acudir a Puede vender de ¿Sociedad
TIPO DE AGENTE ¿Puede vender? suministrar a
Comprar? CBF? Futuros terceros? nueva?
terceros?

Productor Si No Si Si No No No
Comercializador No Si Si Si Si Si Si
Si (Para Si (Para Si (Para Si (Para
Representante No No Si
terceros) Terceros) Terceros) Terceros)
Consumidor directo No Si Si Si No No No

Todos puede acudir a mercados:

Por si mismos: A través de Represente:
Ellos liquidan y operan en el sistema

Por cuenta Propia: Por cuenta Ajena:
El representante opera y el El representante opera y
agente liquida en el sistema: El liquida en el sistema: El
agente es “visible” agente no es “visible”


REQUISITOS para ser Agente
 Necesidades Financieras: Tanto el operador del mercado (OMIE) como el operador del sistema (REE)
exigen AVALES, equivalentes al consumo o compra del agente. Esos avales pueden ser depositados en
diferentes formas, todas igualmente válidas.

 Si el consumidor quiere operar en futuros o bilaterales, debe darse de alta en las Cámaras
correspondientes, y asumir los avales al respecto.

 Personal Administrativo, que conozca como funcionan los procesos de liquidación y los calendarios
de pago (semanal para Omie, quincenal para REE).

FORMADO POR ASIC, PUEDE SER
PERSONAL ADMINISTRATIVO DE LA
EMPRESA

 Personal Técnico: Que conozca la operación, sepa estimar precios de sistema,….en definitiva, con
formación específica en este sector.
FORMADO POR ASIC,
PUEDE SER PERSONAL
APORTADO POR ASIC ADMINISTRATIVO O
COMO REPRESENTACION TECNICO DE LA EMPRESA
POR CUENTA PROPIA


REQUISITOS para ser Agente

 Sistema SIOM (OMIE), nivel liquidación/operación

 Sistema SIOS (REE), nivel liquidación/operación

 Sistema SIMELOS (REE), análisis de medida y reclamación.

 Garantías de mercado:
 Calendarios y pasos de liquidación (OMIE/REE) y control de desvíos de medidas.
 Seguimiento y previsión de cambios de garantías de operación (diario, GOA y
GOB), así como de omie (compra diaria).

 Análisis continuo de consumos y previsión de curvas de compra.

 Análisis de precios y riesgos

 Seguimiento y operación de mercado de futuros.

 Seguimiento y control de cambios legislativos

 Análisis, evaluación y operación de Contratos Bilaterales Físicos (CBF)
 Análisis de costes


3.3 CLAVES DE ÉXITO DEL
AGENTE
 CONOCER SU CURVA DE CONSUMO

 CONOCER LOS PROCESOS DE LIQUIDACIÓN

 CONOCER Y SABER EVALUAR LOS REQUERIMIENTOS DE GARANTÍAS, YA QUE NOS
SON CONSTANTES.

 SABER ANTICIPARSE AL MERCADO PARA LA ESTRATEGIA DE COMPRA

 CONOCER EL PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO Y LIQUIDACIÓN DE DESVIOS

POTENCIAL DE AHORRO = MARGEN NETO DE COMERCIALIZACIÓN

4 – 5 % PARA ALTA TENSIÓN SOBRE MERCADO
7 – 9 % PARA BAJA TENSIÓN SOBRE MERCADO

¡AHORRO DE TODOS LOS AÑOS¡: LAS OFERTAS DE COMERCIALIZADORA
SIEMPRE SERÁN CON MARGEN

LA HABILIDAD EN LA OPERACIÓN PUEDE AUMENTAR ESE AHORRO


4. ANÁLISIS de VIABILIDAD como
AGENTE
ENTRADA DE INFORMACION ANALISIS MAS IMPORTANTES

Garantías MEFF (GOA, GOB y SD) y garantías OMIE y OMIP
Curva de consumos necesarias
Análisis de la capacidad real de anticipación de curva del
Capacidad de control y modificación de esa curva consumidor
Viabiliadad del consumo con la actividad Definición curvas estandar

RESULTADOS MAS IMPORTANTES OTROS DATOS DE INTERES

Presupuestos de implantación por parte de ASIC XXI en las
DAFO de análisis diferentes opciones
Ahorro esperado respecto de precios de mercados esperados
(SPOT y futuros) Participantes del mercado y flujos de pago y cobro
Recomendaciones de mix de compra Descripción de los calendarios de pago del sistema
Costes de implantación, incluyendo financieros y eventual entrada
en futuros (inicial y tras estabilización). Vias de garantía posibles

necesidades y Coste RRHH de las diferentes opciones posibles Breve descripción de las garantías, su destino y plazo de recálculo
Calendario de implantación

EN DEFINITIVA: INVERSIÓN – FINANCIACIÓN – RRHH - AHORRO


4. EVALUCIÓN Económica


4. EVALUACIÓN Económica


4. EVALUACIÓN Económica

INGRESOS directos en mi Cuenta de Explotación:

Ahorro en precio (€/Kwh)
 Elimino la prima de la Comercializadora
 Reduzco impuestos a pagar

Ahorro en cantidad de energía consumida ( Q de Kwh)
 Controlo mi Curva de Demanda de Energía
 Previsiono mejor mi curva
 Elimino recursos innecesarios.

INGRESOS indirectos en mi Negocio Empresarial:
 Analizo gasto energético y metodología de trabajo, procesos.
 Optimizo cantidades de energía consumida
 Puedo implantar otras actuaciones de gestión energética a menor coste:
ISO 50001, indicadores de consumo, ...


5. CONCLUSIONES. Generales

Comprando energía en el mercado, conseguimos entre
un 5% y un 10% de ahorro en el precio de la energía.
Analizamos cada caso y en función del número de
CUPS y el volumen de consumo anual:
 Análisis de las curvas de carga, cronograma, ahorros, ….
 Formación Técnica a medida
 Implantación Técnica Operativa: implementar procesos y
programas
 Subcontratación/Outsourcing: el cliente delega en un Tercero
 Necesidades Financieras para la compra
 Necesidades jurídicas para acceder al mercado

Es el momento para anticiparse, introducir
cambios y posicionarse para ganar en
competitividad empresarial


5. CONCLUSIONES.
Consideraciones
Se incrementa la complejidad de la gestión empresarial, cada día el
empresario y su equipo deben tener más capacidades y formación no
solo en el objeto de su actividad social.

La empresa que toma estas decisiones es innovadora y desea a toda
costa mantener su competitividad y supervivencia, principal máxima
empresarial.

Es la siguiente acción para conseguir ahorros y mejorar la Cuenta de
Explotación.

El sector energético ha sido un sector poco transparente en la
transferencia de conocimiento. Este hecho ha redundado
desfavorablemente en la práctica de una mejor gestión del gasto
energético, en especial de la energía eléctrica.

Cabe señalar que en muchas empresas industriales el gasto energético
representa el 30 % del escandallo de gastos generales de le Empresa, es
decir, el segundo gasto en cuantía más representativo después del de
personal.


5. CONCLUSIONES. Finales

¿Por Qué ? Ser AGENTE:

1º.- Ahorros económicos en precio y cantidad de KWh

2º.- Sinergias Operativas en mis procesos de trabajo

3º.- Adquisición de Conocimiento para negociar

4º.- Proyecto a medida siempre Tutelado

5º.- Bajo coste de implantación. No hay inversión.


5. CCONCLUSIONES. Formación

GESTIÓN ECONÓMICA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

 El Instituto Logístico Tajamar pondrá a disposición de Uds. un
programa formativo en el Primer Trimestre de 2013.
 El conocimiento siempre aporta ventajas competitivas y la empresa
decide el nivel de gestión que desea realizar. Con este programa pretendemos
que las empresas comiencen a gestionar la energía, como un elemento integrante de su
producto/servicio, no como un coste más de su cuenta de explotación, sobre el que no
pueden participar activamente.

 La metodología principal utilizada será el método del caso, al objeto de
que los participantes puedan tener la ocasión de conocer de primera mano la estructura de
costes y aspectos jurídicos que afectan a la formación del precio de la energía eléctrica.

 El programa responde a las necesidades solicitadas por las empresas.
Su duración tiene en cuenta la profundidad de las materias al objeto de que los
participantes sean profesionales independientes en la toma de decisiones, que sean
ejecutivos una vez finalizada la formación.


5. Conclusiones. Adelante

“SI BUSCAS RESULTADOS DISTINTOS NO HAGAS SIEMPRE
LO MISMO” (Albert Einstein)

“Si le hubiera preguntado a la gente qué querían, me
habrían dicho que un caballo más rápido” (Henry Ford)


Para más información

Info@asicxxi.es
www.asicxxi.es

David Miras Salamanca david.miras@asicxxi.es
María Dolores Peña maria.dolores@asicxxi.es

GRACIAS POR SU ATENCIÓN


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