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Gestión del riesgo en la cogeneración

Gabriel Aguiló, Head Renewables en Axpo Iberia

A pesar de que las cogeneraciones cuentan con un régimen retributivo especifico, la exposición al mercado es clara, lo que genera la necesidad de una adecuada gestión del riesgo.

 

La Regulación actual Ley (2013) y Real Decreto 413 /2014 supusieron un cambio trascendental en el modelo de retribución de la producción, pasando de un modelo que retribuye la producción a uno que retribuye la inversión (RI) y los costes de operación (RO) en su caso. Para mantener la retribución en una “rentabilidad razonable”, se establecen unos mecanismos de ajuste en función del precio de mercado y los costes de combustibles. En 2020 entrará en vigor un nuevo Periodo Regulatorio en el que se revisarán todos los conceptos retributivos, incluyendo la rentabilidad razonable, y se fijarán las bases para el periodo 2020-2026 con un semiperiodo en 2023.

Este modelo retributivo implica la necesidad de llevar a cabo acciones de gestión de los riesgos en los distintos mercados a los que un productor está expuesto. Centrándonos en las cogeneraciones, estos mercados serían principalmente el eléctrico, combustibles y CO2. Aunque hay cierta cobertura, ésta siempre es a futuro salvo en el mercado eléctrico en el caso en que los precios cierren fuera de los límites establecidos, eso sí, para un número de horas por instalación.

La volatilidad en los mercados es una realidad y en estos años se han visto importantes oscilaciones en los mercados, muchas de ellas por motivos ajenos a la propia operativa de mercado.

Si tomamos los ingresos como energía producida por precio de mercado, hay distintos factores de riesgo que se deben tener en cuenta:

A esto hay que sumar que el mercado es solo una parte de la gestión de riesgos a la que debe hacer frente un industrial con cogeneración.

Volviendo a los riesgos de mercado, hay distintos instrumentos de cobertura que pueden ayudar a la gestión del riesgo para adaptarse a la visión de mercado y la exposición a éste que desee tomar el productor.

Desde el punto de vista de venta de electricidad, una vez analizados los costes y con el objetivo de asegurar un margen mínimo, la primera alternativa sería cerrar una cobertura sobre el precio de mercado para una producción determinada. Si hay flexibilidad en la planta, estas coberturas se pueden gestionar y así obtener un margen adicional.

En el caso de alta volatilidad en el mercado o para buscar una posición intermedia de exposición al mercado, las opciones son una herramienta que cada vez va ganando más peso. La opción nunca es la peor alternativa y ayuda en la gestión ante incertidumbre de mercado. Además, las opciones se pueden adaptar a amplios requerimientos (ej: precio mínimo, banda de precio).

De cara al nuevo periodo regulatorio las opciones pueden ser una buena herramienta para asegurar valores fijados en los parámetros retributivos incluyendo el riesgo de reliquidación. No hay que olvidar que la estructura retributiva no elimina el riesgo dentro de los límites de precio, pudiendo llegar a ser éste de 6 €/MWh.

Una vez vistas algunas modalidades de garantías de ingresos desde el punto de vista eléctrico, habría que analizar los costes de generación, gas, fuel, CO2 y resto de costes asociados. El mercado ofrece distintas alternativas para cerrar los costes de combustibles en función de las distintas referencias y formulas aplicadas. Una gestión activa de éstas puede suponer una considerable reducción de costes. Si el objetivo es asegurar un margen que cubra la actividad de la planta, se pueden hacer coberturas directamente del margen electricidad – gas (spark spreed).  En estas coberturas es importante tener en cuenta el coste de CO2 y valorar el cierre de un precio fijo por los derechos o bien incluirlo dentro de la cobertura del margen (clean spark spreed)

Adicionalmente en la gestión de las cogeneraciones surge la Retribución a la Operación (RO), un ingreso diseñado para ser una cobertura a los costes variables de las instalaciones. Sin embargo, este diseño no ha conseguido ser del todo preciso para las cogeneraciones.

La actualización de la RO está basada en la variación de los precios de materias primas, que cada vez tienen que ver menos con el coste del gas en España: el Brent y tipo de cambio asociado a los contratos de largo plazo del Norte de África, los cuales se están quedando obsoletos como precio referencia del gas en España; además de los precios de gas en Gran Bretaña (NBP) y Estados Unidos (HH), que son referencias que se han desligado del precio del GNL en la península (especialmente preocupante el caso del HH).

El decalaje temporal de 6 meses entre el cálculo de la Ro y el periodo en el que las cogeneraciones incurren en los costes de combustible, generan una discrepancia que desvirtúa el impacto final de dicha actualización.

La RO también puede ser objeto de coberturas que ayuden en la gestión y reducción de incertidumbres en esta parte de la retribución.

Pero si lo que se busca es una gestión integral del riesgo de mercado de la cogeneración, la alternativa puede ser un acuerdo de Tolling, que mitiga los riesgos de mercado a cambio de ingresos fijos. A cambio de recibir un pago fijo (pago por capacidad), el productor cede la gestión de mercado de la cogeneración. También supone un apoyo financiero, ya que el gas se paga con los ingresos eléctricos sin verse afectado por los coeficientes de cobertura y evita garantías de crédito gracias a la cesión de los derechos de cobro.

En resumen, a pesar de que las cogeneraciones cuentan con un régimen retributivo especifico, la exposición al mercado es clara, lo que genera la necesidad de una adecuada gestión del riesgo. Si la cobertura se analiza correctamente y se obtiene el margen esperado, se puede decir que la operación ha salido bien independientemente de los precios que finalmente marque el mercado.

Artículos sobre cogeneración | 04 de julio de 2019

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