Magnus Commodities es una empresa de consultoría independiente que asesora a empresas I&C, tanto en la gestión del riesgo de compra venta de energía como en el acompañamiento de la consecución de objetivos de sostenibilidad, a través de protocolos como el GHG y proyectos de reducción de huella de carbono.

“Gestionamos una cartera de unos 110 clientes con un consumo total agregado de 7,6TWh de electricidad y más de 8 TWh de gas. Estos clientes están en diferentes sectores, como alimentación, bebidas, Real Estate, construcción, eficiencia, comercializadoras, papeleras”, confía el Director de Mercados y Operaciones de la compañía, Alejandro De Roca Jordà.

En una entrevista para Energía Estratégica, el experto en energía analiza la realidad del mercado marginalista ibérico, el funcionamiento de la Excepción Ibérica y el rol de los PPAs renovables.

¿Cómo evaluaría la actualidad del Mercado Eléctrico Ibérico? 

El mercado eléctrico ibérico, como el europeo en general, está sufriendo grandes cambios. La gran dependencia europea de los hidrocarburos y la falta de concreción del rol del gas natural en el proceso de transición energética ha hecho vulnerable a la economía europea como consecuencia de la escalada de precios ante la escasez de oferta.

El actual modelo es resultado de más de 20 años de esfuerzo colectivo para la creación de un mercado único europeo. Un mercado único que ha querido liderar la transición energética y que no ha sabido medir las consecuencias de este exceso de dependencia del gas.

En la actual coyuntura energética y a las puertas de un período de importante desaceleración económica, el mercado energético europeo urge de medidas extraordinarias. Esta actual situación está sirviendo de catalizador para acometer, con grandes esfuerzos, un proceso de descarbonización todavía más ambicioso y de consecuencias desconocidas por el momento.

Todo ello pone en tela de juicio el actual mecanismo de los mercados eléctricos europeos. El sistema marginalista está en el ojo de todos los estados miembros y a falta de haber encontrado una reforma definitiva, se están acometiendo cambios temporales y extraordinarios como el actual Real Decreto Ley (RDL) 10/2022.

Este RDL lleva consigo limitar los precios del gas destinados a la generación eléctrica para así topar artificialmente los precios del mercado eléctrico. Lo que viene a ser una intervención de mercado libre.

El primer resultado de la subasta ha sido bastante desalentador y ha quedado lejos de las expectativas. Los principales motivos de esta decepción son tres:

1. Excesivas expectativas ante un mecanismo de intervención de mercado.
2. Su puesta en marcha coincide con una subida repentina del precio del Gas por lo que, a pesar del mecanismo, el resultado final sigue viéndose afectado por los precios de esta materia prima.
3. Su puesta en marcha también coincide también con un período de mayor demanda por condiciones meteorológicas y una menor aportación renovable por lo que el consumo de gas es mayor.

Todo ello ha llevado un mercado que previo al Real Decreto Ley cotizaba precios Spot en medias de 190 €/MWh y que desde que se ha puesto en marcha cotiza en precios medios spot de 146 €/MWh + 90 €/MWh por el mecanismo de recargo. Es decir, unos 236 €/MWh.

Quedan todavía 12 meses con este sistema.

En cualquier caso, esta transición requiere grandes cantidades de capital privado y la incertidumbre (tecnológica, de mercado y sobre todo regulatoria) pesará en su proceso.

Alejandro De Roca Jordà, Director de Mercados y Operaciones de Magnus Commodities

¿Cuáles son las estrategias que les proponen a sus clientes para generar beneficios en la compra de energía?

El principio de diversificación es el que se impone en todos los mercados. Sin embargo, hasta hace poco la diversificación se basaba en las referencias de los mercados de gas o electricidad y sus instrumentos (spot, futuros, forwards, swaps, etc) junto con proyecto de eficiencia.

Desde hace ya dos o tres años, la partida ha cambiado y sus opciones también. Una mayor presión sobre el mercado de Carbono ha obligado a las empresas a buscar productos más sostenibles (Autoconsumo, PPA, GPA, biogás, hidrogeno, electrificación de procesos, etc). El conocimiento de la regulación europea es básico para entender la ruta que las empresas deben emprender.

A todo ello, se le suma la más que probable intervención de los mercados eléctricos y gasistas europeos. Esta medida extraordinaria supondría revisar las estrategias de gestión energética y compra/venta a corto y medio plazo.

La empresa que no tenga ya en marcha un proceso de descarbonización serio se arriesga a estar fuera de mercado en poco tiempo. Así pues, ayudamos a los clientes a entender los siguientes aspectos:

• Actual coyuntura del mercado energético europeo (España forma parte de este)
• Regulación Europea y Nacional
• Establecer protocolos de medición de emisiones
• Establecer objetivos de descarbonización
• Acometer proyectos de descarbonización bajo tres aspectos:

• • Madurez tecnológica
  • Madurez regulatoria
  • Señal de precio o payback

¿Los PPA renovables son la mejor opción?

Los PPA renovables son una de las opciones, pero como todo instrumento, no puede ser el único. Hemos estado cerrando PPA con offtakers industriales desde el 2017. Sin duda son una buena herramienta de diversificación de riesgo y consecución de objetivos de sostenibilidad a través de la promoción de activos de generación renovable.

Sin embargo, no podemos caer en la trampa de que es la única alternativa o solución. Un PPA, como cualquier otro producto, no está exento de riesgo y por lo tanto sugerimos siempre tener uno en el porfolio, pero sin excederse.

Así mismo, hay una gran limitación en cuanto a potenciales clientes de un PPA. Sus ratings de riesgo, sus volúmenes de consumo y los niveles de precio dificultan la firma de estos acuerdos.

¿A qué precios y plazos se suelen cerrar estos acuerdos de abastecimiento de energía y qué ventajas comparativas presentan ante otras formas de contratos?

El precio del PPA depende de muchas variables y es siempre resultado de las diferentes palancas de negociación:

• Requerimiento de garantías de las contrapartes (análisis de riesgo crediticio a largo plazo)
• PPA físico o PPA finaciero
• Cotización de las Garantías de Origen asociadas al activo de generación.
• Perfil de liquidación del PPA (eólico, solar, carga base, estructurado…)
• Qué tipo de precio se negocia (precio fijo, descuento sobre el mercado spot, estructurado, etc.)
• Cláusulas de resolución de contrato
• Tecnología y ubicación del activo
• Fecha de inicio de entrega del PPA
• Período de duración del PPA

Con todo lo anterior, podemos ver que se trata de un traje a medida a pesar de que se intente gestionar como un producto estandarizado. A pesar de ello y en línea de máximas podemos decir que los PPA que hasta la fecha se han firmado con offtakers industriales son:

• PPA financiero
• A 10 años
• Perfil de liquidación solar
• Precio fijo
• Con GdO
• Los precios han ido fluctuando sustancialmente: desde las referencias de 40 €/MWh en 2017 a 2019, a las de 32 €/MWh en 2020, ahora se están cerrando precios bastante más altos para entrega 2023, 2024 o 2025.

¿Cómo impactará la instrumentación de la excepción ibérica en el mercado? ¿Pasará a ser más conveniente quedar expuesto al Pool?

Impactará y no poco. Hasta la fecha los consumidores han gestionado el riesgo del mercado eléctrico Spot(OMIE) a través del mercado a futuros (OMIP/MEFF/EEX). Todo ello bajo la premisa de que era un mercado libre que respondía al modelo marginalista que se replica en toda Europa.

Ahora mismo no. Con la intervención de este mercado los compradores tienen que decidir entre estas dos opciones:

Fuente: Magnus

El problema reside en que ahora no solo tenemos la incertidumbre del mercado Spot Topado (OMIE CAP) sino que aparece un concepto llamado “Recargo” que se calcula todos los días en función del precio real del gas, el coste del mercado del carbono (CO2) y la cantidad de generación térmica disponible.

El mercado a futuros, por el momento, con todos estos cambios ha sufrido una drástica caída en sus niveles de liquidez y muestra un “premium” importante ante la actual coyuntura de precios Spot.

Así pues, la respuesta es sí. A día de hoy, y hasta que no tengamos algunas semanas de rodaje de este RDL 10/2022, el mercado Spot es el que transmite menos incertidumbres.

El resultado de la subasta del primer día fue bastante decepcionante. Las expectativas eran de casar precios de entre 120 a 135 €/MWh con un recargo de unos 45 €/MWh. Sin embargo, el primer resultado daba 165 €/MWh de casación y un recargo de 60 €/MWh. Lo que significa un precio medio final de 225€/MWh (por encima de la media Spot de todo el 2022).

La evolución desde su puesta en marcha se puede ver en este grafico:

Fuente: Magnus