{"id":129864,"date":"2022-09-16T14:02:38","date_gmt":"2022-09-16T12:02:38","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=129864"},"modified":"2022-09-16T14:02:40","modified_gmt":"2022-09-16T12:02:40","slug":"subasta-renovables-electrointensivos-primer-trimestre-2023","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/subasta-renovables-electrointensivos-primer-trimestre-2023\/","title":{"rendered":"Las subasta de renovables de los electrointensivos prevista para el primer trimestre de 2023"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16 de septiembre de 2022. La situaci\u00f3n de los consumidores electrointensivos en medio de la crisis energ\u00e9tica es muy delicada. Ante la falta de ofertas a precios suficientemente competitivos, la industria electrointensiva est\u00e1 preparando su propia subasta de PPA para proyectos de energ\u00edas renovables para cubrir parte de su demanda para los siguientes doce a\u00f1os.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Industria electrointensiva<\/a><\/div>\n

El 15 de setiembre tuvo lugar la edici\u00f3n n\u00famero 25 de los webinars mensuales organizados por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong><\/a>. En esta ocasi\u00f3n, se cont\u00f3 con la colaboraci\u00f3n de Jorge Sim\u00e3o, COO en OMIP<\/strong>, y Pablo Villaplana, COO en OMIClear<\/strong>, que analizaron la situaci\u00f3n de los mercados de futuros de electricidad en Espa\u00f1a y el papel de las c\u00e1maras centrales de contrapartidas. En la mesa de an\u00e1lisis posterior, se a\u00f1adi\u00f3 Fernando Soto, director general de la AEGE<\/strong>, que describi\u00f3 la situaci\u00f3n actual de las empresas electrointensivas y el estado de preparaci\u00f3n de la futura subasta de PPA para renovables<\/strong> con consumidores electrointensivos<\/strong>. La grabaci\u00f3n del evento<\/a> est\u00e1 disponible en el sitio web de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n

La dram\u00e1tica situaci\u00f3n de los consumidores electrointensivos en medio de la crisis energ\u00e9tica<\/h2>\n

El consumo de la industria electrointensiva<\/strong> representa el 10% de toda la demanda el\u00e9ctrica<\/strong> de Espa\u00f1a, y el coste de la electricidad ronda el 60% de sus costes de producci\u00f3n. Con estos datos, y teniendo en cuenta que el precio de la electricidad<\/strong> se ha multiplicado por cinco en apenas dos a\u00f1os, es f\u00e1cil adivinar que la situaci\u00f3n de estas empresas con gran consumo de energ\u00eda es complicada.<\/p>\n

Seg\u00fan coment\u00f3 Fernando Soto en el webinar, hay varias empresas de la asociaci\u00f3n, de varios sectores industriales, con paradas parciales de la producci\u00f3n, otras que despu\u00e9s de paradas por mantenimiento han decidido no retomar la producci\u00f3n temporalmente, y otras que han aplicado ERTEs<\/strong> a la espera que la perspectiva de la situaci\u00f3n mejore.<\/p>\n

La situaci\u00f3n, adem\u00e1s, est\u00e1 agravada por el hecho de que solo un 10% de la energ\u00eda que estas industrias est\u00e1n consumiendo en 2022 est\u00e1 cubierta con instrumentos de cobertura a precios fijos, ya sean futuros o contratos bilaterales<\/strong>. Por lo que el 90% de la energ\u00eda consumida la est\u00e1n comprando en el mercado diario<\/strong> con los niveles de precios y la volatilidad<\/strong> que eso conlleva. Seg\u00fan explica Fernando Soto, eso se debe a que, en el pasado, los mercados de futuros<\/strong> no ten\u00edan suficiente liquidez y los contratos a precio fijo que se le ofrec\u00edan no eran a precios competitivos.<\/p>\n

El impacto del tope del gas y la excepci\u00f3n ib\u00e9rica en la industria electrointensiva<\/h2>\n

Durante la primera parte del webinar, Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0, Associate Partner en AleaGreen<\/strong>, mostr\u00f3 c\u00f3mo la excepci\u00f3n ib\u00e9rica<\/strong>, con su tope al precio del gas<\/strong> en el mercado el\u00e9ctrico<\/strong>, est\u00e1 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 ib\u00e9rico claramente por debajo de los precios del resto de grandes mercados en Europa.<\/p>\n

A\u00fan as\u00ed, Fernando Soto explic\u00f3 que esta medida ha tenido un efecto colateral en la industria electrointensiva. Si bien el nivel de los precios ha bajado, al a\u00f1adir el precio de ajuste para la compensaci\u00f3n a las centrales de ciclos combinados de gas<\/strong>, el perfil horario de los precios cambia y, en muchas ocasiones, los precios m\u00e1s altos se dan durante las horas de la madrugada.<\/p>\n

Eso ha obligado a muchas industrias que ten\u00edan turnos de noche intentar trasladar la mayor parte de la producci\u00f3n hacia las horas de m\u00e1xima producci\u00f3n solar<\/strong> que es donde se encuentran los precios finales m\u00e1s bajos. Este desplazamiento del consumo hacia las horas del pico solar es algo que tambi\u00e9n se ha venido observando en el perfil de consumo de las centrales de bombeo<\/strong><\/a>.<\/p>\n

La soluci\u00f3n: PPA renovables<\/h2>\n

Coment\u00f3 Fernando Soto que, ante la imposibilidad de conseguir contratos a precios fijos comparables a los de la tarifa ARENH en Francia, la asociaci\u00f3n tom\u00f3 la iniciativa de dise\u00f1ar sus propias subastas de energ\u00eda renovable<\/strong> para cubrir parte del consumo de electricidad de sus empresas. Estaba prevista la celebraci\u00f3n de esta subasta a finales de este a\u00f1o 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.<\/p>\n

La subasta estar\u00e1 abierta no solo a las empresas asociadas a la AEGE<\/strong>, sino a todos los consumidores electrointensivos, y la intenci\u00f3n es conseguir PPA<\/strong> con proyectos de energ\u00edas renovables a precios competitivos, a diferencia de las ofertas que reciben ahora con precios muy condicionados por la situaci\u00f3n actual de precios altos del gas. Para Fernando Soto, no tiene sentido que un PPA renovable a 12 a\u00f1os est\u00e9 ligado al precio del gas, el precio debe reflejar el coste de la instalaci\u00f3n m\u00e1s el beneficio empresarial, pero no tiene porqu\u00e9 reflejar el impacto del precio del gas en el mercado.<\/p>\n

El producto a subastar ser\u00e1 PPA a 12 a\u00f1os pay\u2011as\u2011produced con el objetivo de cubrir hasta un 30%-40% de su consumo anual de electricidad. De todas maneras, recuerda Fernando Soto, esto no ser\u00e1 una soluci\u00f3n para la energ\u00eda de 2023, que en su mayor parte no est\u00e1 cubierta a precio fijo y las previsiones indican que los precios continuar\u00e1n en niveles muy altos en los mercados mayoristas.<\/p>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa y la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/h2>\n

La siguiente edici\u00f3n de esta serie de webinars mensuales se est\u00e1 preparando para el d\u00eda 20 de octubre<\/a>. Ser\u00e1 la edici\u00f3n n\u00famero 26 y contar\u00e1, por tercer a\u00f1o consecutivo, con la participaci\u00f3n de Deloitte<\/strong>. En medio de una crisis energ\u00e9tica sin precedentes, los ponentes analizar\u00e1n todos los aspectos relativos a la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas 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.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>
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\nPrevisiones de mercado para grandes consumidores y electrointensivos<\/a>