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05.07.2025 NeuroDate Los servicios de ajuste tras el apagón

05.07.2025 NeuroDate Webinar Los servicios de ajuste tras el apagón

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Neuro Energía

July 05, 2025
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  1. Neuroenergía o COMERCIALIZADORAS (POWER y GAS): Asesoría (inicio de actividad,

    operaciones, gestión, estrategia, legal, futuros, proyección de garantías, etc.). Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. Neuro360 (Compra, contratación, switching, facturación, ERP/CRM/BI, etc.). Backoffice completo. o PRODUCTORES y BESS: Asesoría. Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. Servicios de ajuste. Neuropool. Backoffice para representantes. Centro de Control o COMUNIDADES ENERGÉTICAS SmartCEL – Gestor de Comunidades Energéticas o DISTRIBUIDORES NeuroPhi – Software de gestión completo para distribuidores (Switching, facturación, medidas, informes, rutas, etc.) o FORMACIÓN [email protected]
  2. ACENEL o Única Asociación que representa a las comercializadoras indepedendientes

    de electricidad (NO Gas, NO petróleo, NO IBEX 35, NO representación). o La mayor asociación de comercializadoras por número de socios (40). o Representación ante AAPP: Reuniones periódicas con Ministerio y CNMC. o Elaboración de propuestas normativas, consultas y alegaciones. o Análisis y resumen de cualquier norma o propuesta con incidencia en el negocio. o Participación activa y difusión a los socios de comités y grupos de trabajo: CAM, CTSOSEI, Cambio de Comercializador CNMC, Seguimiento de Medidas de REE, etc. o Punto de encuentro y de puesta en común entre los socios. Negociación colectiva. o Eventos con ponentes e invitados de interés. [email protected]
  3. ÍNDICE 1. Pool 2. Futuros 3. Costes soportados por la

    demanda 4. Desvíos 5. Servicios de Ajuste 6. NeuroScore 7. Normativa
  4. Pool – Rolling Year (€/MWh) -25 25 75 125 175

    225 01/07/2024 01/08/2024 01/09/2024 01/10/2024 01/11/2024 01/12/2024 01/01/2025 01/02/2025 01/03/2025 01/04/2025 01/05/2025 01/06/2025 PMD MIN MAX 74,33 €/MWh Batería 1h 90,6 Batería 2h 85,8 Batería 4h 76,4 Batería 6h 68,3 Batería 9h 56,6 Batería 12h 44,9 Fuente: OMIE
  5. Apuntamiento Solar FV (v.p.u.) 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50

    0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2023 2024 2025 2025 Proyección • Datos estimado con recurso (previsión FV D+1). • Hasta 2022 incl. la media anual era >= 0,9 • Este año, presumiblemente, saldrá sobre 0,6. • Los futuros, arrojan 0,5 para 2026 y sobre 0,55 a partir de ahí (muy poca liquidez). Fuente: Elaboración propia con datos de OMIE y REE
  6. Intradiarios y Spreads (€/MWh) Desde el 19 de marzo de

    2025 -25,00 -5,00 15,00 35,00 55,00 75,00 95,00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 PMD S1 S2 S3 PMI1 PMI2 PMI3 Desde el 19 de marzo de 2025 • Se puede ver el efecto en horas de amanecer y atardecer del paso de un MD horario a MI Qh • Una gestión activa puede permitir sacar > 1 €/MWh. La liquidez media es ligeramente superior a 4 GWh por hora (1 GWh por Qh). • 36,5% tanto en IDA1 como en IDA2. • 12% en IDA3 (1/2 periodos) y 15% en Continuo. Fuente: OMIE
  7. • Poco líquido, aunque desde el cambio a IDAs, desde

    las 22h del día D-1 hasta las 9h del día D es el único mercado que permite gestionar H1-H12 y puede haber cambios importantes de predicción renovable. • Según cómo estén las interconexiones y los precios en países vecinos, pueden darse movimientos bruscos si los precios convergen hacia el español (si eran diferentes), cambian los flujos o se publica un aumento de interconexión. • Tienen más liquidez cuanto más cerca estamos de la entrega y el comportamiento está muy influenciado en cómo se prevé que vayan a salir los servicios de ajuste. Mercado Intradiario Continuo
  8. Futuros - CAL’26 (€/MWh) 0 5 10 15 20 25

    30 35 40 45 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 CAL26 MIBGAS CAL'26 MIBGAS (eje derecho) El CO2 se ha mantenido bastante estable entre 72-82 €/t (una diferencia de 10 € son unos 3-4 €/MWh en costes de CCGT). Fuente: MIBGAS y MEFFPower
  9. Futuros Qs (€/MWh) 0 10 20 30 40 50 60

    0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Q425 Q126 Q226 MIBGAS Q4'25 • MIBGAS sólo ponemos Q4’25 porque el resto de plazos se mueven en el entorno. • Desde primavera, Q4’25 y Q1’26 están correlacionados. • Q2’26 no se ve tan influenciado por los movimientos del gas al tener una mayor aportación renovable. Fuente: MIBGAS y MEFFPower
  10. Restricciones Técnicas PBF RT3 (€/MWh) 0 5 10 15 20

    25 30 35 0 20 40 60 80 100 120 140 160 PMD RT3 Suben cuando el precio baja → Menos grupos térmicos acoplados. RT3 (eje derecho) Fuente: REE
  11. Restricciones Técnicas TR RT6 (€/MWh) 0 2 4 6 8

    10 12 14 16 0 20 40 60 80 100 120 140 160 PMD RT6 Parece comportamiento semejante a RT3 pero cambia desde el apagón. RT6 (eje derecho) Fuente: REE
  12. RT3 Vs RT6 (€/MWh) 0 2 4 6 8 10

    12 14 16 0 5 10 15 20 25 30 35 RT3 RT6 Hay cierta correlación inversa entre ambos componentes. Cuando hay más RT3 suele haber menos RT6 y viceversa. RT6 (eje derecho) Fuente: REE
  13. RT3 Vs RT6 (€/MWh) -4 1 6 11 16 21

    26 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Dif 2025 Vs 2024 RRTT_2024 RRTT_2025 Proyección_2025 RRTT 2019 (1), 2020 (2), 2021 (3), 2022 (5), 2023 (8), 2024 (9) y en 2025 +2 €/MWh respecto en ene-abr frente a 2024. Podrán bajar RRTT pero… ¿CT3? BS3: 2-2,5 €/MWh RAD3: 1 €/MWh Fuente: REE
  14. Sobrecoste Menor Producción (€/MWh) -200,0 -150,0 -100,0 -50,0 0,0 50,0

    100,0 150,0 200,0 250,0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 SC MIN SC MAX SC MEDIO Junio 2025 o Mayor Consumo Fuente: REE
  15. Sobrecoste Mayor Producción (€/MWh) Junio 2025 o Menor Consumo -300,0

    -200,0 -100,0 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 SC MIN SC MAX SC MEDIO Fuente: REE
  16. Banda Secundaria (Potencia) 0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00

    14,00 16,00 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 Título del eje BS3 Bajar (€/MW) BS3 Subir (€/MW) BS3 Bajar Qh (€/MW) BS3 Subir Qh(€/MW) BS3 (€/MW) Último año móvil hasta el 19 de noviembre de 2024 (subir/bajar) y hasta el 18 de marzo de 2025 (Qh) 1.200 MW SUBIR 1.200 MW BAJAR Y el % empleado es bajo. Un sistema BESS que sea capaz de dar 1 MW a subir y 1 MW a bajar podría haber sacado entre 8-20 €/MW por Qh en el último año. Fuente: REE
  17. Servicios de Ajuste – SUBIR (€/MWh) -25 -5 15 35

    55 75 95 115 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 Spread Secundaria Spread Terciaria Promedio_PMD PreSecEnerSub PreTerEnerSub Último año móvil Fuente: REE
  18. Servicios de Ajuste – BAJAR (€/MWh) Último año móvil 0

    20 40 60 80 100 120 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 Spread Secundaria Spread Terciaria Promedio_PMD PreSecEnerBaj PreTerEnerBaj Fuente: REE
  19. Análisis Situación Competencia Fuente: CNMC 0 200.000 400.000 600.000 800.000

    1.000.000 1.200.000 1.400.000 1.600.000 1.800.000 2.000.000 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 500.000 2019T1 2019T2 2019T3 2019T4 2020T1 2020T2 2020T3 2020T4 2021T1 2021T2 2021T3 2021T4 2022T1 2022T2 2022T3 2022T4 2023T1 2023T2 2023T3 2023T4 2024T1 2024T2 2024T3 Columnas Eje Derecho - Líneas Eje Izquierdo RESTO AUDAX BON PREU ENI FACTOR ENERGÍA FENIE ENERGÍA GESTERNOVA HOLALUZ MÁSMÓVIL OCTOPUS ENERGY
  20. Incremento Consumo (%) 2.0 TD 14,00% 3.0 TD 9,00% 6.1

    TD 4,00% 6.2 TD -0,25% 6.3 TD -0,05% 6.4 TD 0,60% DEMANDA 11,00% Comparativa contra Junio de 2024. El dato de Demanda es de REE (sin descontar nada). El valor por tarifa es estimación de Neuroenergía. Fuente: Elaboración propia con datos REE (p48) Nº Comercializadora o Grupo Crecimiento Junio (GWh) Crecimiento (%) 1REPSOL 171 23,1% 2NATURGY 169 13,7% 3MET 156 390,3% 4AXPO 129 62,7% 5AUDAX 90 47,5% 6FORTIA 70 14,0% 7L'ENERGÈTICA 45 4295,6% 8OCTOPUS 38 184,0% 9FACTOR 37 31,5% 10VISALIA 36 51,4% 11MAS MÓVIL 30 92,1% 12ENERGYA VM 25 14,8% 13ALPIQ 22 73,0% 14ENERGÍA NUFRI 22 66,0% 15FENIE 17 14,2% 16ATLAS 14 30,8% 17TELECOR 14 14,7% 18BON PREU 11 107,3% 19ENI 11 4,9% 20IMAGINA 9 66,9% 21ENCE 7 355,8% 22ENERXIA GALEGA MAIS 7 50,2% 23NORDY 6 21,1% 24COMERCIALIZADORA DEL MEDITERRÁNEO 6 44,0% 25RENOVAE 5 75,7% 26CYE 5 19,1% 27BASSOLS 4 44,4% 28PETRONIEVES 4 47,7% 29CLARA ENERGÍA 4 97,7%
  21. RDl 7/2025 – Refuerzo Sistema Eléctrico • Flexibilización de hitos

    administrativos (promotores renovables), reduciendo riesgo de caducidad de permisos. • Almacenamiento: Utilidad pública, tramitación exprés en proyectos hibridados, prioridad de despacho. • Autoconsumo: Se amplía el radio a 5 km, se permite combinar modalidades y se crea el gestor de autoconsumo. • Acceso y conexión para demanda, dando más certidumbre y seguridad. Se mejora la planificación de red. • Se inicia la regulación del agregador independiente (acceso directo a mercado y datos sin permiso del comercializador y responsabilidad de desvíos, aunque sin definir el modelo de corrección y compensación). • CNMC y REE deben emitir informes y planes técnicos tras el apagón de abril. Se habilita a REE para actuar como punto de acceso centralizado a datos de clientes finales (previo desarrollo por orden ministerial). • Reactivación de descuentos del 80 % en peajes para electrointensivos.
  22. Anteproyecto RD Contratación • Más de un comercializador: Viene desde

    la UE. Se va a permitir uno por periodo de liquidación (ISP - cuarto de hora), pero la obligación tenderá incluso a permitir más de uno por cada cuarto de hora. • Discernir la especial protección entre consumidores vulnerables (penalizaciones, impagos), personas físicas en su vivienda habitual y personas físicas. Hay 2.0 TD de autónomos, empresas, incluso multipuntos de grandes grupos. • Llamadas comerciales: Hay mucha preocupación y casos de fraude, si bien ya tenemos la Orden TDF/149/2025, por la que se establecen medidas para combatir las estafas de suplantación de identidad a través de llamadas telefónicas y mensajes de texto fraudulentos y para garantizar la identificación de la numeración utilizada para la prestación de servicios de atención al cliente y realización de llamadas comerciales no solicitadas. • Garantías con los gestores de red: Centralizar, agrupar y permitir distintas formas de aportación económica. • Agregador: Establecer modelos de corrección y compensación justos, acordes con el beneficio para el sistema. PVPC hasta que lo permita Europa