El 2021 el preu del gas i les emissions de CO2 han patit un increment de preus sense precedents amb la corresponent afectació al preu de l’electricitat al mercat majorista. Aquest fet ha portat un seguit de conseqüències a les empreses però, què és el que ha passat exactament? Ha afectat a totes les empreses per igual? Quin impacte ha tingut en els contractes de subministrament per a les empreses?
L’equip de consultors de Grupo Trebol Energia (una companyia que negocia actualment un total de 5.000 GWh: 3564 CUPS elèctrics i 306 cups de gas), motivat per un encàrrec de la Comissió d’Energia d’Enginyers Industrials de Catalunya ha analitzat què ha passat amb els contractes dels seus clients industrials del sector serveis. Quines han estat les conseqüències dels diferents fets que han anat esdevenint arran de l’evolució a l’alça dels preus d’OMIE així com l’aprovació del RD Llei 17/2021 i els diferents moviments realitzats per les comercialitzadores? Ho analitzem tot seguit.
Quina és la realitat que ens hem trobat?
Aquesta crisi del sistema elèctric ve donada per l’elevat preu del gas natural, que s’ha incrementat de forma brusca, impactant molt directament tant en el mercat de l’electricitat com en d’altres àmbits del sistema energètic i del teixit industrial. Aquests màxims històrics en la tarifa elèctrica estan colpejant les empreses de manera directa. El resultat és que pràcticament el 50% dels contractes que gestiona el Grupo Trébol han estat renegociats, o trencats. En alguns casos motivats per les comercialitzadores tant de grups integrats com les independents que van començar a trencar contractes després de l’estiu per no ser sostenibles econòmicament. En d’altres casos per recomanació de la companyia i, sobretot, en contractes principalment indexats a mercat per tal de reduir l’impacte en els pressupostos.
Com són els contractes a la indústria?
Els contractes de subministrament energètic majoritàriament s’emmarquen en una estratègia que integra la compra d’energia a curt (mercat spot), mig (mercat de futurs, productes anuals, trimestral, mensual) i llarg termini (PPA i contractes bilaterals). Busquen esmorteir el risc de preus del mercat i aprofitar els moments de preus baixos amb metodologies que es basen en previsions fiables del preus de mercat.
És per aquest motiu que la majoria de contractes combinen contractes a llarg termini en la modalitat de PPA, amb preus indexats i amb cobertures o clicks trimestrals amb durades variables. Una bona estratègia consisteix en diversificar el subministrament energètic que permeti adquirir l’electricitat en diferents terminis amb les millors condicions.
Efecte COVID-19 en els contractes de subministrament
L’inici de la pandèmia de COVID-19 va comportar una aturada de l’activitat econòmica i, en conseqüència, una caiguda dels preus del mercat majorista. Aquesta situació anormal que es va viure durant el 2020 va fer que l’estratègia mixta habitual en empreses industrials donés pas a una contractació principalment indexada per tal d’aprofitar els preus baixos del mercat. Aquest canvi sobtat de paradigma feia que els consumidors fossin escèptics a contractar preus fixes, clicks o PPAs, apostant per estratègia indexada.
L’alteració de passar de preus de mínims històrics a preus de màxims històrics ha agafat per sorpresa les empreses i la conjuntura ha deixat poc marge de negociació per a esmorteir els efectes dels increments de preus. No hem d’oblidar que l’aturada econòmica associada a la COVID-19 ha suposat per a moltes empreses una crisi productiva i econòmica que ha reduït la capacitat financera i, per tant, la seva ràtio de solvència: la manca de solvència fa que les condicions econòmico-financeres en els contractes de subministraments energètics siguin pitjors.
Avui dia ens trobem amb uns preus que són tres vegades superiors als de fa un any i les condicions financeres dels contractes són pitjors degut a la pujada de les primes de risc.
Anàlisi per tipologia de comercialitzadora
La casuística és diversa i depèn de la tipologia de contracte, del volum d’energia fixada, i del tipus de comercialitzadora. Bàsicament, però, ens hem trobat amb renegociacions dels termes del contracte en vigor i amb trencaments unilaterals de contractes per part de les comercialitzadores. La selecció de trencament de contractes s’ha realitzat de manera arbitrària i, si analitzem la tipologia d’empreses que han patit aquest tipus d’acció, veiem que són principalment clients de 6.X TD, atès que trencant pocs contractes són capaces d’acumular un volum d’energia important.
En molts casos han estat els clients que han triat de trencar el contracte si no era 100% fix ja que les condicions indexades han estat molt dures.
Les comercialitzadores integrades (AELEC, anteriorment UNESA amb un 73,4 % de quota de mercat) han prioritzat els clients que tenen contractat els subministraments d’electricitat i gas conjuntament preservant-los de trencar els contractes. Aquestes comercialitzadores han ofert preus molt per sota de mercat per clients PIME. Quan els preus del pool van començar a trobar-se a prop dels 200 €/MWh aquestes companyies han ofert estratègies de captació a nous clients PIME entorn als 70 €/MWh.
En les comercialitzadores mitjanes, el comportament ha estat variable. Algunes han tingut un comportament exemplar mantenint preus i d’altres han trencat contractes passant a indexat els contractes i amb marges molt per sobre de mercat.
Les comercialitzadores més petites que tenien contractes basats en PPA han mantingut els contractes. Els que eren preus fixes a 12 o 24 mesos, tot i tenir cobertures, han optat pel trencament de contracte amb les conseqüents penalitzacions.
A dia d’avui, al voltant de 15 comercialitzadores han fet fallida i, convé recordar que, en cas de fallida els deutes de REE acaben repercutint a les altres comercialitzadores. Caldrà veure si a curt termini les comercialitzadores no acaben aplicant una prima de risc en concepte de comercialitzadores que han fet suspensió de pagaments.
Els nous contractes que s’estan signant són a preu fix i s’estan oferint per les comercialitzadores integrades. Es caracteritzen per oferir contractes a preus més baixos que els preus de mercat actuals i també per tenir una durada més elevada (2 o 3 anys). Aquests nous contractes també incorporen penalitzacions més elevades passant de 5-10 € /MWh a 20-30 €/MWh.
Cronologia
Aquests són els principals canvis que han tingut lloc durant el 2021:
- Evolució de preus gener al desembre de 2021, augmentant el mercat un 230% respecte l’any 2020 i un 135% respecte el 2019.
- Canvi de regles de funcionament del mercat diari i intradiari per adaptar les ofertes als límits de cassació europeus amb el qual s’elimina el límit que hi havia fins el moment de 0 a 180 €/MWh, publicat el 20 de maig.
- Modificació l’1 de Juny del nou sistema tarifari detallat a la Circular 3/2020, amb redistribució de períodes segons tipus de consumidor i on es posa el focus en el consum d’energia per sobre de la potència contractada.
- Aprovació RD-Llei 17/2021 de mesures urgents per mitigar l’escalada de preus del gas natural que afecta tant a la generació com al consumidor final amb els següents canvis:
- Minoració de la retribució de l’activitat de producció d’energia elèctrica per a les instal·lacions generadores de més de 10 MW no emissores de gasos d’efecte hivernacle.
- Reducció dels càrrecs del sistema elèctric fins a finals d’any (2021).
- Reducció del Impost Especial sobre l’Electricitat, passant d’un 5,1127% a un 0,5% amb un mínim segons usos.
- Modificació RD- Llei 17/2021 , en relació als windfall profit dels grans grups i esmorteint el seu efecte. Amb l’aprovació del RD- Llei 17/2021 a més de fer una comunicació als clients de comercialitzadora modificant les condicions del contracte es van desconnectar centrals de generació al·legant que l’energia ja estava compromesa.
Amb tot això, és de preveure que la quota de mercat dels grans grups es veurà incrementada de manera significativa. Aquests grups, han realitzat campanyes de preus de 60-70€/MWh quan en el mercat es cotitzaven preus a 200€/MWh. A l’inici de 2021, les quatre empreses que composen AELEC van suposar el 73,4%. Aquest 2021, caldrà veure quina és la quota mercat després del 2021 (previsió de publicació juny de 2022). Tot fa indicar que aquest context ha beneficiat les grans comercialitzadores que disposen de generació . I és que als clients industrials se’ls ha incrementat el pressupost energètic per 2022 en un 150% -300% en funció de la tarifa, essent les 6.1 les més afectades (costos regulats més baixos).
Ja al mes de juliol, la ministra Teresa Ribera va emplaçar la CNMC per a realitzar una investigació sobre l’increment dels preus de l’electricitat. Potser convindria que aquesta investigació contemplés també la separació efectiva de les figures establertes en la llei del sector elèctric i l’efectiva separació d’activitats.
