Sector eléctrico asic xxi 17 11-12

Ahorros en el Sector EléctricoRetos y Oportunidades

ASICC XXI Empresa de Ingeniería al Servicio de las Empresas Madrid, 21 Noviembre 2012

Organizado por:

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

Índice

1. Introducción1.1 El Sector Eléctrico Español1.2 Situación actual de las empresas

2. Precio y coste del MWh2.1 Introducción al funcionamiento del Mercado Eléctrico2.2 Estructura del precio del MWh2.3 Mercados de compra de la electricidad 2.4 Evolución de los precios

3. Modelos de contratación3.1.- Tipos de Agentes. Diferencias 3.2.- Requisitos para operar como Agente3.3.- Claves del éxito del Agente

4.- Evaluación económica de operar como Agente5.- Conclusiones


1.1 El Sector Eléctrico Español

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)



La gestión económica del sector tiene “desconexiones”:

ingresos – gastos= déficit.

La solución al problema del déficit pasa por la subida de los peajes de acceso

Incremento del 17% para 2013

Esto implica subidas entre un 8% y un 4% para las empresas.

El déficit generado anualmente se recupera en los 15 años siguientes, incluyendo los gastos financieros asociados.

Los costes regulados que más crecimiento anual han experimentado entre 2002-2010, han sido el déficit de años anteriores un 41% y las Primas Régimen Especial un 16%.

Costes regulados incluidos en los peajes de acceso 2010 (en millones de €):

Retribución al Transporte 1.397 M€

Retribución a Distribución 5.498 M€

Otros Costes (CNE, OS, OM, .. 159 M€

Regularizaciones y ajustes de otros años

248 M€

Extracoste de Generación Extrapeninsular

1.066 M€

Saldo Neto Pagos por Capacidad - 485 M€

Costes Regulados del Suministro

7.883M€ 43%

Interrumpibilidad 402M€

Primas Régimen Especial 7.067M€

Anualidad del déficit años anteriores

2.649M€

Plan Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética

309M€

Costes de Política energética

10.427M€ 57%

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 …..”.


Contratos de suministro de energía eléctrica con precio fijo:a).- precios de referencia anualesb).- 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.

1.2 Situación Actual de la Empresa


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¡

2.1 Introducción al FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO


2.2 Estructura del PRECIO del MWh: conceptos básicos

Peajes (ATR)

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

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

REEOperador del sistema, se encarga de la regulación y correcta operación del sistema, así como de calcular los desvíos

DesvíosDiferencia entre el consumo previsto casado en OMIE para un periodo temporal con el consumo real en ese periodo

Pérdidas en

barras

% de MWh extra que debe comprar el agente, asumiendo las pérdidas eléctricas. Fijado por ley.


P medio: 120,26 €/MWh

P medio: 39,25 €/MWh

P pool: 53,48 €/MWh

P POS: 10,54 €/MWh

OMIE

REE

6,75 €/MWh

FIJADO MD Y MI (PONDERADO)

FIJADO POR OPERATIVA (PONDERADO)

Periodo 1 2 3€/MWh 129,738 117,732 91,275

OTROS COSTES: P. BARRAS + DESVIOS

10,24 €/MWh MARGEN BRUTO (8,5 %)

2.2 Estructura del PRECIO del MWh: conceptos básicos


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.

2.3 MERCADOS de compra de electricidad


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

2.3 MERCADOS de compra de electricidad: OMIE


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

2.3 MERCADOS de compra de electricidad: FUTUROS


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.

2.3 MERCADOS de compra de electricidad: : CBF


VOLATILIDAD DE PRECIO

DIFICULTAD DE OPERACION

COMPLEJIDAD DE ENTRADA

CAPACIDAD DE NEGOCIACION DEL PRECIO

2.3 MERCADOS de compra de electricidad: COMPARATIVA


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 .

2.4 EVOLUCIÓN de los precios: COMPARATIVA CON PRECIO. Ejemplo

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

65,00

70,00

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

Precio medio aritmético deEspaña

P Base (PME 120,26 €/MWh)

P (95 %) (PME 113,88 €/MWh)

P (90 %) (PME 107,51 €/MWh)

Precio medio aritmético deEspaña Ponderado


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 FTBCMJ AN12 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 FTBCCAL12 Base Futuro Anual 2012 53,95

40,00

42,00

44,00

46,00

48,00

50,00

52,00

54,00

56,00

58,00

60,00

Precios Futuros

Precio OMIE

El precio del futuro suele ser superior a spot

Precio medio omel mismo periodo, 48,48 €/MWh

2.4 EVOLUCIÓN de los precios: COMPARATIVA de Futuros - SPOT


-55

0

55

110

ene-

01

may

-01

sep-

01

ene-

02

may

-02

sep-

02

ene-

03

may

-03

sep-

03

ene-

04

may

-04

sep-

04

ene-

05

may

-05

sep-

05

ene-

06

may

-06

sep-

06

ene-

07

may

-07

sep-

07

ene-

08

may

-08

sep-

08

ene-

09

may

-09

sep-

09

ene-

10

may

-10

sep-

10

ene-

11

may

-11

sep-

11

ene-

12

€/MWh omel $/barril brent Consumo (miles GWh) % desvio consumo respecto a medio Precipitacion acumulada

2.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS: ENE 2001 – ENE 2012


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

2.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS: FUTUROS


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

106

108

110

112

114

116

118

120

122

Coste total con Precio mensualde referencia (MEFF)

Coste total con Precio Anual dereferencia (MEFF)

P Base (PME 120,26 €/MWh)

P Base 95 % (PME 114,247€/MWh)

GAP (€/MWh)Pbase 6,58Pbase 95 % 0,56

2.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS:COMPARATIVA sobre TARIFA 3.1 año 2013


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 .

3.1 MODELOS de contratación: Tipos de Agentes


3.1 MODELOS de contratación: DIFERENCIAS

Todos puede acudir a mercados:

Por si mismos: Ellos liquidan y operan en el sistema

A través de Represente:

Por cuenta Ajena:El representante opera y liquida en el sistema: El

agente no es “visible”

Por cuenta Propia:El representante opera y el agente liquida en el sistema: El agente es “visible”

DIFERENCIAS OPERATIVAS

TIPO DE AGENTE ¿Puede vender? ¿Puede Comprar?

Puede hacer CBF?

Puede acudir a Futuros

Puede vender de terceros?

Puede suministrar a

terceros?

¿Sociedad nueva?

Productor Si No Si Si No No No

Comercializador No Si Si Si Si Si Si

Representante Si (Para terceros)

Si (Para Terceros)

Si (Para Terceros)

Si (Para Terceros) No No Si

Consumidor directo No Si Si Si No No No


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).

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 ADMINISTRATIVO DE LA EMPRESA

FORMADO POR ASIC, PUEDE SER PERSONAL ADMINISTRATIVO O TECNICO DE LA EMPRESA

APORTADO POR ASIC COMO REPRESENTACION POR CUENTA PROPIA

3.2 MODELOS de contratación: REQUISITOS para ser Agente


3.2 MODELOS de contratación: 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


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 MERCADO7 – 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

3.3 CLAVES DE ÉXITO DEL AGENTE


EN DEFINITIVA: INVERSIÓN – FINANCIACIÓN – RRHH - AHORRO

ENTRADA DE INFORMACION ANALISIS MAS IMPORTANTES

Curva de consumosGarantías MEFF (GOA, GOB y SD) y garantías OMIE y OMIP necesarias

Capacidad de control y modificación de esa curvaAnálisis de la capacidad real de anticipación de curva del consumidor

Viabiliadad del consumo con la actividad Definición curvas estandar

RESULTADOS MAS IMPORTANTES OTROS DATOS DE INTERES

DAFO de análisisPresupuestos de implantación por parte de ASIC XXI en las diferentes opciones

Ahorro esperado respecto de precios de mercados esperados (SPOT y futuros) Participantes del mercado y flujos de pago y cobroRecomendaciones de mix de compra Descripción de los calendarios de pago del sistemaCostes 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 recálculoCalendario de implantación

4. ANÁLISIS de VIABILIDAD como AGENTE


4. EVALUCIÓN 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, ...

4. EVALUACIÓN Económica


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

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:

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

5. CONCLUSIONES. Generales


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. Consideraciones


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.


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. CCONCLUSIONES. 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)


[email protected]

David Miras Salamanca [email protected]ía Dolores Peña [email protected]

Para más información

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

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