Webinar 19.05.2022 - Análisis del ajuste del coste del gas para la reducción del precio de la electricidad

Webinar de la consultora energética Neuro Energía del pasado 19-05-2022 sobre el análisis del ajuste del coste del gas para la reducción del precio de la electricidad

Transcript

1. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía Análisis del ajuste del coste del gas para la reducción del precio de la electricidad
2. Neuro Energía o OPERACIONES: o Gestión en Mercado Eléctrico para compradores y vendedores. o Previsión de consumo: Electricidad (incl. Autoconsumo) y Gas. o CONSULTORÍA: o En Electricidad y Gas. o Estrategia, precios, comercial, coberturas, liquidaciones, garantías, etc. o SOFTWARE: o NeuroPool: Primer software en Iberia habilitado por OMIE. o Neuro360 (Switching, Facturación, CRM y Áreas de Cliente y Agentes). o Backoffice. info@neuroenergia.com
3. ÍNDICE 1. Antecedentes 2. Mecanismo de Liquidación y exenciones 3. Liquidaciones y garantías 4. Otros aspectos 5. PVPC, RECORE y TNP 6. PRICING
4. ANTECEDENTES
5. Antecedentes Se establece un mecanismo de ajuste del coste de producción incurrido por las tecnologías fósiles marginales, que tiene como efecto una reducción equivalente a dicho ajuste en las ofertas que dichas tecnologías realizan en el mercado, sobre las siguientes instalaciones de producción en territorio peninsular dadas de alta en el día en que se produce la casación del Mercado Diario (MD): o Ciclos combinados de gas natural. o Carbón. o Cogeneraciones sin régimen retributivo. Sólo recibirán ajuste por la energía vendida a mercado o en servicios de ajuste (SSAA) y no por la declarada, en su caso, por bilateral con entrega física.
6. Antecedentes El valor del ajuste a las centrales marginales fósiles, único para todas ellas, se establece como la diferencia entre un precio de referencia del gas, y el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada día. La fórmula de cálculo de la cuantía unitaria diaria de ajuste (Yi), en €/MWh: ❑ PGN → Precio del Gas Natural, en €/MWh: Precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1, D+2…) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente en MIBGAS. ❑ PRGN → Precio de Referencia del Gas Natural, en €/MWh. Empezará en 40 €/MWh. Desde el día 1 del mes 7 inclusive irá subiendo 5 €/MWh con respecto al valor PRGN del mes natural anterior. Si PGN < PRGN → Yi = 0 €/MWh. MIBGAS facilitará a OM y OS el PGN del día D antes de las 9:45 del día D-1. OM publicará Yi a las 10h.
7. Antecedentes Estructura de Unidades: • Para las instalaciones de producción con derecho a ajuste: 1 UOF → 1 UPR, salvo cogeneraciones donde todas las instalaciones tengan derecho a ajuste (1 UOF → >= 1 UPR). • Titulares de Unidades de Adquisición – UADQ (comercializadores, consumidores directos en mercado): Deben darse de alta como Agentes de Mercado y 1 UOF → 1 UPR. Hay comercializadoras con contratos bilaterales físicos de gestión única que no estaban obligados a ello y seguirían sin estarlo si toda la energía está exenta del pago del ajuste, pero es obligatorio también por la asignación del excedente/déficit del REER (las últimas subastas de renovables celebradas con el Gobierno actual). La inexactitud o la falsedad tendrá la consideración de infracción muy grave de la LSE.
8. Antecedentes Procedimiento de fijación de precio del mercado (Diario, Intradiarios y Servicios de Ajuste – SSAA): 1. Las instalaciones susceptibles de percibir el ajuste ofertarán con su mejor previsión de producción internalizando la cuantía unitaria del ajuste en sus ofertas a OMIE (diario e intras: subastas y continuo). 2. También internalizarán el ajuste en las ofertas a SSAA (Restricciones técnicas y energía de balance). La manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de venta, que internalicen un precio del gas distinto del establecido, tendrán la consideración de infracción muy grave de la LSE. • OMIE realizará la liquidación del mecanismo de ajuste por diario, intras y bilaterales. • REE por SSAA y regularizará la liquidación de OMIE a las UAQDQ en base a medida en barras de central. Las UADQ (sin contar almacenamiento, bombeos y SSAA) que se beneficien asumirán el coste.
9. MECANISMO DE LIQUIDACIÓN Y EXENCIONES
10. Liquidación del Mecanismo 1. OMIE liquidará el ajuste a las instalaciones de producción (PDBC + energía neta en intradiarios, sin bilaterales) y lo repartirá entre las UADQ en proporción a su programa horario final (considerando la energía programada por bilateral) y descontando la parte exenta. 2. REE liquidará la diferencia entre obligaciones de pago y derechos de cobro (reducción de producción en SSAA) de las instalaciones de producción con ajuste, teniendo en cuenta incumplimientos de asignación, se repartirá entre las UADQ en proporción a su medida en Barras de Central (BC). 3. REE liquidará, adicionalmente, la diferencia entre la liquidación a las UADQ realizada por OMIE según su programa y la que correspondería según su medida en BC. Exclusión del pago del ajuste a la energía de UADQ con coberturas, salvo a la liquidación del punto 2.
11. Exención Los titulares de UADQ podrán resultar exentos del pago del ajuste (salvo la parte de SSAA de REE) por aquella parte de su energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo: • Firmados (y registrados) con anterioridad al 26 de abril (comparecencia Ministros portugués y español). • Declaración Responsable y Plantilla 1 (Anexo II) de maduración en coberturas, con instrumentos físicos o financieros registrados en Cámara o comunicados por REMIT o EMIR. Para los meses 1 y 2, la periodicidad de maduración se remitirá con periodicidad semanal y quincenal, respectivamente. • Plantillas 2 y 3 (Anexo II) de contratos de suministro a precio fjo, con una estimación de energía asociada. Las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior o posterior, pero que se produzcan con posterioridad al 26 de abril, no podrán emplearse. En contratos con indexación parcial, quedaría excluida la parte de la energía no indexada.
12. Exención
13. Exención Semanal Quincenal El mecanismo de ajuste resultará de aplicación durante 12 meses contados a partir de la fecha que se determine en la Orden por la que se publique en el BOE la Autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea (CE). En ningún caso habrá aplicación retroactiva ni más allá del 31 de mayo de 2023.
14. Exención La suma de la energía en (3) deberá coincidir mensualmente con (2) en la primera fila. Se deben proporcionar los criterios para la estimación, teniendo en cuenta históricos o info tipo de la CNMC. Semanal Quincenal Semanal Quincenal
15. Exención ➢ Se debe justificar si la posición neta compradora ha sido suscrita por otra empresa distinta del titular de la UADQ pero que pertenezca al mismo grupo empresarial. ➢ Plazo de 5 días hábiles (¿23 de mayo inclusive?) para presentar información a OMIE. Revisión formal durante 7 días hábiles y 2 días hábiles extra para subsanación. La CNMC revisará con detalle. ➢ OMIE establecerá un formato electrónico de envío, se debe seguir el procedimiento que establezca. ➢ OMIE comunicará a REE el valor horario de energía de cada UADQ exenta. ➢ Cuando se trate de representación en nombre propio ante OMIE, deben presentar lo de los representados en un único documento por país, manteniendo la desagregación de los contratos de cobertura entre sus UADQ. En nombre ajeno, corresponderá a los representados.
16. Exención Distribución de los volúmenes de energía exentos entre las UADQ por parte de OMIE: I. Para cada mes de aplicación del mecanismo, los volúmenes de energía se desagregarán entre todas las horas del mes de manera lineal, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal. II. En caso de que un mismo Agente de Mercado (AM) cuente con varias UADQ, la energía horaria resultante será distribuida cada hora entre las UADQ proporcionalmente al volumen de energía asociado a cada UADQ, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal. III. La energía horaria resultante será tenida en cuenta en el proceso de reparto del coste del ajuste, restándola a la energía programada correspondiente a la UADQ horaria, hasta alcanzar un valor nulo (igualmente en el caso de que sea superior a la medida en BC). El reparto lineal se llevará a cabo con independencia de la modalidad de coberturas a plazo declaradas.
17. Exención Dudas y comentarios: ➢ Cargas pico o perfiles solares. ➢ PPAs pay as produced (¿estimación?). ➢ Opciones (CALL/PUT). ➢ Saldo con ventas de cobertura como representante de productores, ➢ ¿Se pueden utilizar Plantillas 2 y 3 siendo comer no integrada? ➢ Los contratos no estándar se pueden reportar durante un mes a REMIT. La inexactitud o la falsedad tendrá la consideración de infracción muy grave de la LSE.
18. LIQUIDACIONES Y GARANTÍAS
19. Liquidación El volumen económico del coste o ingreso para las UADQ pertinentes: ❑ IMPAJ (h,d): coste o ingreso total en la hora h del día d asociado a la liquidación del ajuste realizada por OMIE. ❑ DCAJ(up,h,d): derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up. ❑ OPAJ(up,h,d): obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up. ❑ RENTAFR(h,d): renta de congestión.
20. Liquidación RENTAFR(h,d) incorpora los siguientes conceptos: • Importe de la renta de congestión en el MD en la interconexión Francia-España asignada al sistema español, descontados los costes horarios de remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo. • Ingresos adicionales correspondientes a las rentas de congestión netas procedentes de las subastas mensuales de capacidad con Francia respecto al mismo mes del año anterior, que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste, prorrateados entre todos periodos de los días del mes natural siguiente. Entendemos que únicamente una renta de congestión muy elevada con un reducido derecho de cobro de las instalaciones de producción con derecho de ajuste podría provocar un ingreso para las UADQ.
21. Liquidación A las UADQ se les anotará una obligación de pago cuando el término IMPAJ (h,d) sea mayor que cero: ❑ EUA(ua,h,d,z): energía de la UADQ ua situada en la zona de precio z en el último PHF. ❑ EEXU(ua,h,d,z): energía asignada a la UADQ exenta del pago del mecanismo de ajuste. ❑ EEXA(ag,h,d,z): energía exenta del pago del coste del mecanismo correspondiente al agente ag. ❑ EEX(ag,z,m): energía declarada exenta en el mes m al que pertenece el día d. ❑ n: número de horas del mes m al que pertenece el día d.
22. Liquidación A las UADQ se les anotará un derecho de cobro cuando el término IMPAJ (h,d) sea menor que cero: Entendemos que sólo podría ser IMPAJ (h,d) negativo si: RENTAFR(h,d) > (DCAJ(up,h,d) - OPAJ(up,h,d)). El resultado del reparto de las energías exentas por agente EEXA(ag,h,d,z) y por UADQ EEXU(ua,h,d,z) se truncará a un decimal en todos los casos.
23. Garantías ➢ Tendrá la consideración de infracción muy grave la falta de programación por parte de los AM correspondientes a sus UADQ con el objetivo de evitar el coste de la liquidación del mecanismo de ajuste. ➢ OMIE requerirá a los agentes titulares de UADQ la formalización de garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste. ➢ Se calcularán valorando la energía máxima diaria de compra que no esté exenta, a un precio de riesgo de ajuste y se añadirán impuestos y cuotas aplicables. ➢ En caso de insuficiencia de garantías para cubrir el requerimiento calculado, los agentes dispondrán de 3 días hábiles para aportar las garantías necesarias y dar cumplimiento al requerimiento.
24. Garantías ➢ En caso de incumplimiento de la obligación de pago de la liquidación del ajuste de OMIE, éste procederá a ejecutar las garantías. Si no fueran suficientes, se prorrateará la cantidad adeudada entre las instalaciones de producción objeto del mecanismo de ajuste. ➢ OMIE suspenderá de participación a aquellos titulares de UADQ que incumplan la obligación de pago, así como aquellos que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. ➢ La suspensión acordada por OMIE será comunicada a REE para que proceda a suspender la participación de las UPR y también suspenderá de participación a aquellos titulares de UADQ que incumplan su obligación de pago de la liquidación de REE. ➢ La suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al CoR, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación.
25. Garantías ❑ Pmax(ua,z): Potencia máxima, expresada en MW. No se considerarán almacenamiento (bombeo o baterías), SSAA, unidades genéricas o unidades porfolio de compra. Si se modifica al alza → recálculo. ❑ EEXA(z,d): energía diaria exenta del pago del ajuste, expresada en MWh. ❑ p: número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horaria. ❑ r: resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria. ❑ n: número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 2. ❑ PRAJ: precio de riesgo de ajuste, expresado en €/MWh. Se actualizará, cuanto menos, semanalmente.
26. Garantías ❑ Cmax: coste máximo del mecanismo del ajuste que se puede producir en un periodo de programación, al concurrir al mercado toda la energía susceptible de ser retribuida. ❑ Ec: energía mínima de compra no exenta del pago del coste del ajuste, del conjunto de UADQ que se haya producido en un periodo de programación dentro del periodo de cálculo. El periodo de cálculo comprenderá un intervalo de 30 días cerrados, que podrá revisar OMIE.
27. Garantías ❑ Pmax(up): potencia máxima de cada instalación (up) con derecho a percibir el ajuste, expresada en MW. ❑ α: factor de modulación que tomará valores según el precio de referencia del gas (1 hasta 100 inclusive , 0,75 entre 100 y hasta 200 inclusive y 0,5 a partir de 200). ❑ r: resolución del periodo, tomando 1 en resolución horaria. ❑ max(Y): máxima cuantía unitaria del ajuste de costes en los días comprendidos en el periodo de cálculo. ❑ δ: Coeficiente de minoración dependiente de la programación del conjunto de instalaciones con derecho a ajuste, y de la energía máxima de dichas instalaciones en un periodo de entrega.
28. Garantías La hora del periodo de cálculo con el máximo cociente entre: ❑ Ep: La suma de energía programada en los MD+MI para el día de entrega a todas unidades de venta con derecho a percibir el ajuste de costes en esa hora. ❑ Emax: La suma de la energía máxima horaria de las mismas unidades de venta anteriores. El valor del coeficiente de minoración tendrá un decimal y se redondeará al decimal superior. El OM podrá establecer un valor mínimo para este parámetro por instrucción. LAS GARANTÍAS EN OMIE PODRÍAN MANTENERSE ENTRE UN 0% (MUCHA GENERACIÓN CON CCGT, ENERGÍA EXENTA Y BAJO PRECIO DEL GAS NATURAL) Y UN 50/60% (ALTO PRECIO DEL GAS NATURAL FUNDAMENTALMENTE) INFERIORES A LOS NIVELES ACTUALES
29. OTROS ASPECTOS
30. Otros aspectos ➢ Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros y con la conformidad previa del Gobierno portugués, se podrá suspender temporal o definitivamente la aplicación del mecanismo regulado en el RDl, cuando así se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de interés general. ➢ Según el valor del combustible y el precio de los derechos de emisión del CO2, se podrá, suspender la aplicación del ajuste a las centrales de carbón. ➢ OMIE definirá el precio de adquisición aplicable a las UADQ que será, para cada periodo de programación, la suma del precio de la casación más la parte proporcional que corresponda a del ajuste a los consumidores. ➢ Algunos mercados organizados ya han trasladado que utilizarían el precio único (de casación) como subyacente para los derivados de electricidad.
31. Otros aspectos ➢ Sobre la minoración correspondiente a cada instalación de generación de energía eléctrica a que hace referencia el RDl 17/2021, el PtGN, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste, no podrá ser superior al valor del precio de referencia del gas natural, PRGN, del RDl 10/2022. ➢ El valor unitario a aplicar a los comercializadores de financiación del bono social será en €/CUPS, calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los comercializadores y el número total estimado de clientes. Los comercializadores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido por el número de clientes que tengan el último día del mes al que se refiera la aportación. ➢ Los agentes responsables de las instalaciones sujetas al ajuste, deberán identificar las UOF beneficiarias ante OMIE a partir del quinto día hábil de la entrada en vigor del RDl 10/2022.
32. PVPC, RECORE y TNP
33. PVPC Una de las condiciones para la aprobación del mecanismo por parte de la CE es la reforma del actual PVPC. o Mandato de realizar las modificaciones en su metodología de cálculo, para reducir su volatilidad e incrementar la protección de los consumidores. o Se introducirá una componente de precio basada en una cesta de productos de mercados a plazo –anuales, trimestrales y mensuales– y una componente de precio del MD y MI, que garantice una cierta exposición a la señal de precio de corto plazo. o La nueva fórmula de fijación del coste de la energía del PVPC se aplicaría a principios de 2023. o La medida orientará la estrategia de compra de energía de los CoR, dando más liquidez a los mercados a plazo.
34. PVPC y RECORE El RDl 6/2022 ya modificó el mecanismo de retribución del RECORE. Ahora se vuelva a revisar para incentivar la exposición de esta energía a los mercados a plazo y satisfacer la demanda de energía que generará el PVPC. o Se incorpora al mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado que será de aplicación para el RECORE del 2023 y posteriores, con referencias a productos de mercados a plazo anuales, trimestrales y mensuales. o Para cada año del semiperiodo regulatorio se establecerán los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos a plazo, de forma que sean coherentes con los coeficientes utilizados en el cálculo del PVPC. o Para el 2023 se establecen los valores de los coeficientes de ponderación y se fija el periodo a considerar para calcular el precio medio del futuro anual, para tener e tiempo suficiente para adoptar una estrategia de venta.
35. RECORE ❑ Pmi: Precio medio anual del MD y MI en el año “i”, en €/MWh. ❑ Pfanuali: Precio medio del futuro anual con liquidación en el año “i”, en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones publicadas por OMIP, en los seis meses anteriores al inicio de su liquidación. Para el año 2023 se considerarán las cotizaciones desde el 1 de octubre de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2022. ❑ Pftrimi,k: Precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”, en €/MWh. Con la media aritmética de las cotizaciones publicadas por OMIP, en los tres meses anteriores al inicio de su liquidación. ❑ Pfmeni,l: Precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”, en €/MWh. Con la media aritmética de las cotizaciones publicadas por OMIP, en el mes anterior al inicio de su liquidación. ❑ ai, bi, ci,k, di,l: Coeficientes de ponderación, en tanto por uno, para año “i”, trimestre “k” y mes “l”. del año “i”. ❑ Capunti: Coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología, para el año “i”. Coeficiente 2022 2023 ai 1 0,75 bi 0 0,15 ci,k 0 0,025 di,l 0 0
36. PVPC y RECORE ➢ Para los años 2024 y 2025, la ponderación de los futuros será igual o superior al 50 % y al 75 %, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes serán fijados por Orden antes del 1 de julio del año anterior. ➢ En el caso de las instalaciones de pequeña potencia el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se calculará únicamente considerando el precio medio anual del MD y MI para cada año (ai = 1 y el resto = 0). ➢ La CNMC calculará para cada año natural el precio medio anual del MD y MI y el coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología y los publicará anualmente antes del 15 de enero del siguiente año. ➢ El mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se aplica en las actualizaciones de los parámetros retributivos, que se llevan a cabo en cada semiperiodo y periodo. La introducción de precios de mercados a plazo hace necesario retrasar la fecha límite para la actualización de los mismos, al objeto de disponer de la información relativa a los precios de los mercados de futuros utilizados, hasta el 28 de febrero del primer año de cada periodo regulatorio.
37. PVPC y RECORE ➢ El Gobierno, antes del 1 de octubre de 2022, realizará las modificaciones necesarias en el RECORE. ➢ La modificación del PVPC podrá incorporar el término correspondiente a las subastas de energía inframarginal a que hace referencia el RDl 17/2021, en caso de que se habilite la participación de las CoR. ➢ OMIE comunicará a REE el importe horario del ajuste correspondiente al MD y al MI1 antes de las 19h CET, para el PVPC. ➢ REE calculará, a su vez, el importe horario del ajuste correspondiente a las RRTT. El valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro, OCh del RD 216/2014, incorporará, adicionalmente un valor EDCGASh, correspondiente con la cuantía relativa al pago o cobro de los comercializadores por la liquidación del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
38. TNP ➢ A efectos del precio PpeninD definido en el Anexo I del Real Decreto 738/2015, de TNP, se considerará el componente del mecanismo de ajuste incluido en el precio medio final diario del mercado peninsular de los comercializadores y consumidores directos publicado por REE. En el cálculo del precio PpeninD se descontará esta componente del mecanismo de ajuste, que incluye tanto la correspondiente a OMIE como la de REE. ➢ Para el cálculo del precio de los CoR en TNP, no se descontará del precio horario final peninsular de adquisición de energía de los CoR que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular el coste del mecanismo de ajuste (ya que es un precio indexado). ➢ El coste del ajuste establecido en el Artículo 7 no se descontará del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda. DUDA: ¿No se paga el ajuste en Mercado Libre en TNP pero sí en PVPC y sí en Península?
39. PRICING
40. 0 50 100 150 200 250 300 PRECIO MIBGAS PRICING - Incertidumbres
41. PRICING - Incertidumbres 1. Evolución del precio del gas natural. 2. Porcentaje de energía exenta del pago del ajuste a lo largo de la vigencia del mecanismo. 3. Rentas en la congestión. 4. Porcentaje de demanda cubierto con gas y carbón. Reducción de hidro/bombeo, aumento de exportaciones. 5. Costes del ajuste y de la regularización de medidas de demanda con REE. 6. Ausencia (¿todavía?) de derivados con subyacente en el precio de adquisición. Predecir el precio de casación será sencillo, pero el coste del ajuste puede ser mucho más complicado. Precio fijo con pass-through del ajuste.
42. Con un precio del gas natural de 80 €/MWh, podríamos tener un precio de casación unos 70 €/MWh inferior (algo menos por la entrada de más ciclos menos eficientes). Se conseguirá reducir el sobrecoste de los SSAA actuales de REE. Esto podría implicar unos 6.000 MM€ a compensar del ajuste. Sin contar la parte del ajuste de SSAA de REE, con un 20% de energía a precio fijo, el sobrecoste sería de unos 30 €/MWh. Con un 60% de energía a precio fijo de 60 €/MWh y con un 70% de energía a precio fijo ya pasaría a ser de 80 €/MWh. PRICING - Incertidumbres
43. info@neuroenergia.com