El mercado cuarto horario y el modo re-reforzado

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1. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía El mercado cuartohorario y el modo reforzado
2. Actividades info@neuroenergia.com • 01 COMERCIALIZADORAS (POWER y GAS) • Asesoría: Inicio de actividad, operaciones, estrategia, futuros... • Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. • Neuro360 y NeuroONE: ERP/CRM/BI completo. • Backoffice. • 02 PRODUCTORES y BESS • Asesoría. • Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. • Neuropool y NeuroONE. • Centro de Control • 03 DISTRIBUIDORES DE ELECTRICIDAD • NeuroPhi – ERP de gestión completo. • 04 FORMACIÓN
3. • Única Asociación que representa a las comercializadoras indepedendientes de electricidad (sin influencia de Gas, Petróleo, Multinacionales, Representación de Productores). • La mayor asociación de comercializadoras por número de socios (40). • Representación ante AAPP: Reuniones periódicas con Ministerio y CNMC. • Elaboración de propuestas normativas, consultas y alegaciones. • Análisis y resumen de cualquier norma o propuesta con incidencia en el negocio. • 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. • Punto de encuentro y de puesta en común entre los socios. Negociación colectiva. • Eventos con ponentes e invitados de interés. ACENEL info@acenel.es
4. Neurodate (II) – El mercado cuartohorario y el modo reforzado
5. Índice 1. Pool 2. Futuros 3. Costes soportados por la demanda 4. Desvíos 5. Servicios de Ajuste 6. NeuroScore 7. Normativa
6. POOL
7. Pool – Rolling Year (€/MWh) -25 25 75 125 175 225 PMD MIN MAX 74,33 €/MWh Fuente: OMIE Batería 1h 90,6 Batería 2h 85,8 Batería 4h 76,4 Batería 6h 68,3
8. Pool – Rolling Year (€/MWh) -25 25 75 125 175 225 01/12/2024 01/01/2025 01/02/2025 01/03/2025 01/04/2025 01/05/2025 01/06/2025 01/07/2025 01/08/2025 01/09/2025 01/10/2025 01/11/2025 PMD MIN MAX Fuente: OMIE 68,12 €/MWh Batería 1h 99,3 Batería 2h 94,1 Batería 4h 84,4 Batería 6h 76,0 H Qh 1h 101,0 104,2 2h 96,4 98,9 4h 88,0 90,0 6h 79,1 81,0
9. 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 Fuente: Elaboración propia con datos de OMIE y REE • Los futuros, arrojan 0,47 (2026) y 0,515 en adelante (muy poca liquidez). • Es muy probable que en 2026 < 0,4. Esto implica un precio solar capturado del entorno de 20 €/MWh. • Datos estimados con recurso (previsión FV D+1). • Hasta 2022 incl. la media anual era >= 0,9, luego va bajando del orden de 10-15 pp (0,82 en 2023 y 0,65 en 2024). • Este año, con suerte, superará escasamente los 0,5. • No es lineal el descenso. En 2026 el apuntamiento en Q1 debería bajar mucho más.
10. Intradiarios y Spreads (€/MWh) -90 -70 -50 -30 -10 10 30 50 70 90 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 Sp IDA1 Sp IDA2 Sp IDA3 Sp MAX IDA1 Sp MAX IDA2 Sp MAX IDA3 Sp MIN IDA1 Sp MIN IDA2 Sp MIN IDA3 Desde el 1 de octubre de 2025: Más rentables con el modo re- reforzado. • Una gestión activa puede permitir sacar > 2 €/MWh, incluso más. La liquidez media está entre 1-1,5 GWh por Qh. • 36,5% tanto en IDA1 como en IDA2. • 12% en IDA3 (1/2 periodos) y 15% en Continuo.
11. FUTUROS
12. Futuros - CAL’26 (€/MWh) 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 40 45 50 55 60 65 70 01/01/2025 01/02/2025 01/03/2025 01/04/2025 01/05/2025 01/06/2025 01/07/2025 01/08/2025 01/09/2025 01/10/2025 01/11/2025 CAL26 MIBGAS CAL'26 MIBGAS (eje derecho) El CO2 se ha mantenido bastante estable entre 70-80 €/t (una diferencia de 10 € son unos 3-4 €/MWh en costes de CCGT). Ahora está en torno a 83 €/t. Fuente: MIBGAS y MEFFPower
13. Futuros - CAL’26 (€/MWh) 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 01/01/2025 01/02/2025 01/03/2025 01/04/2025 01/05/2025 01/06/2025 01/07/2025 01/08/2025 01/09/2025 01/10/2025 01/11/2025 Q126 Q226 Q326 Q426 MIBGAS CAL'26 MIBGAS (eje derecho) Fuente: MIBGAS y MEFFPower • Bajada reciente por posible acuerdo en Ucrania. Dependencia USA/RUS/CHN. • Con tanta renovable, a CP dan casi más miedo los servicios de ajuste.
14. COSTES SOPORTADOS POR LA DEMANDA
15. Restricciones Técnicas PBF RT3 (€/MWh) 0 5 10 15 20 25 30 35 0 20 40 60 80 100 120 140 160 01/12/2024 01/01/2025 01/02/2025 01/03/2025 01/04/2025 01/05/2025 01/06/2025 01/07/2025 01/08/2025 01/09/2025 01/10/2025 01/11/2025 PMD RT3 Suben cuando el precio baja → Menos grupos térmicos acoplados. RT3 (eje derecho) Fuente: REE
16. RT3 Vs RT6 (€/MWh) 0 5 10 15 20 25 30 35 01/12/2024 01/01/2025 01/02/2025 01/03/2025 01/04/2025 01/05/2025 01/06/2025 01/07/2025 01/08/2025 01/09/2025 01/10/2025 01/11/2025 RT3 RT6 Desde el modo re-reforzado, se nota bajada en RT6. RT3 ha subido, pero aparentemente en menor cantidad. Suelen ir inversamente correlacionados. Fuente: REE
17. RT3 Vs RT6 (€/MWh) 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Dif 2025 Vs 2024 RRTT_2024 RRTT_2025 Proy 2025 Proy 2026 RRTT 2019 (1), 2020 (2), 2021 (3), 2022 (5), 2023 (8), 2024 (9) y en 2025 será cerca de 15 €/MWh. RRTT 2026 esperamos un mínimo de 16 €/MWh, seguramente más hacia 20 €/MWh. BS3: 2-2,5 €/MWh RAD3 (2026): 2,2 €/MWh Fuente: Elaboración propia con datos de REE
18. Qué dice la CNMC en CNS/DE/502/25 • Contratos a precio fijo • En los contratos de duración determinada y precio fijo el comercializador no puede modificar unilateralmente las condiciones ni resolver antes de vencimiento, según Directiva 2019/944 modificada por 2024/1711. • La cláusula típica “te aviso, subo el precio y si no te gusta te vas” es insuficiente si en el momento de contratar no se explicó de forma clara qué elementos podían variar y cómo se calculan (doctrina TJUE asunto C-92/11). • Conceptos regulados vs. energía • Sí se pueden trasladar variaciones de conceptos regulados (peajes, cargos, bono social…) si el contrato lo prevé y de forma simétrica al alza y a la baja. • Pero el coste de los servicios de ajuste: • No es coste regulado (la CNMC critica que algunos lo presenten así). • Forma parte del componente de energía y debe estar internalizado en el precio fijo. • Conclusión nuclear de la CNMC • En un contrato a precio fijo, no es acorde subir el precio alegando que se han disparado los servicios de ajuste. • Otra cosa distinta son ofertas no fijas, con cláusulas de revisión claras, objetivas y transparentes, en cuyo caso sí se pueden trasladar variaciones previstas en el contrato. Traslación del aumento en SSAA
19. Otro punto de vista • El acuerdo es una recomendación/consulta sin efecto vinculante. El control último de las cláusulas lo tiene la jurisdicción civil (y consumo). Aunque el Informe marca el criterio oficial que usarán la propia CNMC al supervisar y sancionar, los Servicios de Consumo y muchos jueces civiles como referencia interpretativa. • No habría “prohibición absoluta” de revisar precios fijos (sólo modificaciones unilaterales basadas en cláusulas genéricas y poco transparentes). • Directiva 2024/1711 no está transpuesta y por tanto el Estado (CNMC) no puede invocarla con efecto directo en contra de las comercializadoras, aunque sí puede tener efecto interpretativo indirecto. • La propia definición de “precio fijo” en la Directiva acepta la repercusión de elementos no determinados por el suministrador. Los servicios de ajuste pueden verse como riesgo exógeno no cubrible en mercados a plazo y, por tanto, legítimamente repercutible mediante cláusulas de traslado. • En B2B la libertad contractual es mucho más amplia y que la “abusividad” se centra en B2C. • Posibilidad de usar rebus sic stantibus, aunque la jurisprudencia es restrictiva. Traslación del aumento en SSAA
20. Algunas conclusiones • En contratos B2C a “precio fijo” ya firmados, la posición de la CNMC es la que tiene más papeletas de ganar ante un juez, por varias razones: • Va alineada con la LSE art. 44 y con la doctrina del TJUE sobre cláusulas de revisión oscuras en energía. • El mensaje político y regulatorio de la Directiva es claro: el consumidor debe poder elegir un contrato donde el precio no se toque durante la vigencia, y el riesgo de mercado lo asume quien ofrece ese producto. • Si el contrato se ha vendido como “precio fijo” y la cláusula de traslado de servicios de ajuste es genérica (“se trasladarán los costes del sistema que pudieran variar”), es muy probable que un juez la vea como falta de transparencia / desequilibrio y la tumbe. • En contratos B2B y en nuevos productos bien diseñados • En B2B hay mucha más autonomía de la voluntad, y cláusulas claras de pass-through de SSAA es defendible si: • Están muy explicitadas (definición de índices, fuentes, fórmulas). • Operan simétricamente (sube/baja). • No se venden como “precio fijo puro” sino como precio base + ajustes definidos. • Para contratos futuros: • Reetiquetar productos (dejar de llamar “fijo” a lo que no lo es). Traslación del aumento en SSAA
21. DESVÍOS
22. Sobrecoste Menor Prod (€/MWh) -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 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 MAX -P SC MIN -P SC MEDIO -P Oct-Nov 25 o Mayor Consumo Fuente: REE 13 €/MWh
23. Sobrecoste Mayor Prod (€/MWh) -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 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 MAX +P SC MIN +P SC MEDIO +P Oct-Nov 25 o Menor Consumo Fuente: REE 29 €/MWh; problema: • GOAs → BRP, Potestativa. • Análisis dinámico por qh, día e intradía. • El otro SC es el de mayores sustos (miles de €/MWh).
24. 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 Sobre toda la cartera en barras de central: Referencia para la Demanda (€/MWh) Fuente: REE Desde el 1 de abril de 2022 → Metodología ISH: • Posición única: Beneficia a empresas verticalmente integradas. • Desvío dual (único bajo determinados supuestos): Perjudica a las Unidades menos predecibles (demanda, renovables). Precio calculado con el desvío de todos los BRP (SLIQ ante REE): Esto implica que se calcula con 2xDemanda. Proporcionalmente, un desvío “bueno” para un Sujeto que no tenga generación (y menos gestionable) sería a partir del doble de lo que vemos. Si en los últimos años el DSV está en 0,4-0,5 €/MWh → 1 €/MWh en adelante. • 1 €/MWh: Aceptable. Con una optimización del desvío se podría bajar a 0,5 €/MWh o menos. • 2 €/MWh: Mejorable. Cartera pequeña, irregular o con mucho autoconsumo. • > 3 €/MWh: Hay que crecer en demanda o trasladar este desvío a los clientes.
25. SERVICIOS DE AJUSTE
26. Banda Secundaria (€/MW) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 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 Banda Bajar Qh Banda Subir Qh Banda 2024 • 2024 es desde 01/12/2023 al 18/11/2024. • Qh desde el 19/03/2025 Fuente: REE 1.000-1.500 MW a Subir y a Bajar y el % empleado es bajo. Un sistema BESS que sea capaz de dar 1 MW a subir y 1 MW a bajar podría obtener entre 6-20 €/MW por Qh en el último año.
27. Servicios de Ajuste (€/MWh) 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 PMD aFRR Subir mFRR Subir aFRR Bajar mFRR Bajar Fuente: REE 12-17 €/MWh de Spread a Subir 20-37 €/MWh de Spread a Bajar Último año móvil
28. NeuroSCORE
29. Competencia (Libre Vs Regulado) 62,00% 64,00% 66,00% 68,00% 70,00% 72,00% 74,00% 18.000.000 20.000.000 22.000.000 24.000.000 26.000.000 28.000.000 30.000.000 Mercado Libre Mercado Regulado %ML Fuente: CNMC El total de suministros ha pasado de 29,4 a 30,6 MM
30. Iberdrola Vs Endesa 9.100.000 9.300.000 9.500.000 9.700.000 9.900.000 10.100.000 10.300.000 10.500.000 5.000.000 5.500.000 6.000.000 6.500.000 7.000.000 7.500.000 8.000.000 Iberdrola Endesa Grupo Iberdrola Grupo Endesa Fuente: CNMC Estamos en la mayor diferencia en el sentido Iberdrola > Endesa (+600.000 suministros en el grupo). Columnas: eje izquierdo
31. Volúmenes totales por grupos 0,00 2.000.000,00 4.000.000,00 6.000.000,00 8.000.000,00 10.000.000,00 12.000.000,00 CHC Endesa Iberdrola Naturgy Repsol Total Independientes 2019T1 2021T3 2022T4 2025T2 Fuente: CNMC • 2019 T1: Menor cuota de Independientes. • 2021 T3: Mayor cuota previa a la crisis energética. • 2022 T4: Menor cuota post-crisis. • 2025 T2: Mayor cuota que nunca… y subiendo.
32. Independientes 0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 1.400.000 1.600.000 1.800.000 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 500.000 RESTO AUDAX BON PREU ENI FACTOR FENIE GESTERNOVA HOLALUZ MÁSMÓVIL OCTOPUS VISALIA SOM Fuente: CNMC Columnas: eje derecho Con más crecimiento: Octopus, Eni, MásMóvil, Factor y Visalia.
33. NºComercializadora o Grupo Crecimiento Noviembre (GWh) Crecimient o (%) 1REPSOL 239 30,9% 2MET 153 364,7% 3NATURGY 115 8,8% 4AXPO IBERIA S.L.U 97 42,0% 5AUDAX 95 51,6% 6OCTOPUS ENERGY ESPAÑA, S.L 76 161,8% 7ENERGIES RENOVABLES PUBLIQUES DE CATALUNYA SAU 51 532,9% 8ENERGYA VM 45 31,0% 9FORTIA ENERGIA, S.L 42 8,3% 10FACTOR 33 26,4% 11VISALIA 32 40,9% 12ENERGÍA COLECTIVA S.L 26 59,8% 13ALPIQ ENERGÍA ESPAÑA, S.A.U 18 57,4% 14ENERGIA NUFRI SLU 18 50,0% 15ATLAS ENERGIA COMERCIAL 18 37,8% 16GESTERNOVA S.A 12 18,4% 17LUXIA ENERGIA Y CONSULTORES, S.L. 8 _ 18ATENCO ENERGIA SL 8 170,8% 19BON PREU, S.A.U 8 39,8% 20HANWHA ENERGY RETAIL SPAIN, S.L.U 7 40,6% 21ROFEICA ENERGIA, S.A 7 40,4% 22 COMERCIALIZADORA DE ELECTRICIDAD Y GAS DEL MEDITERRÁNEO S.L 7 50,2% 23RENOVAE 7 88,2% 24FUTURA GREEN RENOVABLES 7 _ 25ENERXIA GALEGA MAIS, S.L 6 39,4% 26ELECTRA CALDENSE ENERGIA, S.A 6 38,2% 27SWAP 5 28,3% 28POTENZIA COMERCIALIZADORA SL 5 28,5% 29GEO ALTERNATIVA SL 4 44,8% Incremento Consumo (%) 2.0 TD 5,00% 3.0 TD 5,00% 6.1 TD 1,50% 6.2 TD 0,00% 6.3 TD 1,50% 6.4 TD -1,00% DEMANDA 4,00% Comparativa: noviembre 2025 Vs 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)
34. NORMATIVA
35. Rampas • Desde principios de octubre: Con el objetivo de mitigar las variaciones de tensión ante cambios de programa derivados de la generación con electrónica de potencia → Limitación a la rampa de variación de la producción a todos los módulos de parque eléctrico de más de 5 MW en RdT. • El cambio entre la potencia máxima y 0 MW, o viceversa, se debe realizar en un tiempo mínimo de 15 min, tanto por cambios de programa y consignas, como por disponibilidad de recurso primario. Medidas urgentes en varios PPOO (modo re-reforzado): • Se flexibiliza la hora de publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) para garantizar una solución completa de restricciones técnicas → Más IDAs1 canceladas. • Se incorpora la posibilidad de gestionar la programación de generación por falta de reserva a subir en el proceso de resolución restricciones técnicas al PDBF → Más RT3 y menos RT6. • REE puede establecer la obligación de seguimiento del PTR (Programa en Tiempo Real con rampas preestablecidas) de todas las instalaciones habilitadas para aFRR, aunque no tengan participación activa en aFRR mediante la presentación de ofertas de Rampas y modo re-reforzado
36. RR (Reservas de Sustitución): • Desaparece en 2026 y seguiremos teniendo rondas del MIC horarias y con cierre un mínimo de 1h antes de que comience. • Implicaciones en formación del precio de desvío único/dual. • Más energía a terciaria → Encarecimiento del precio del desvío. SRAD se abre para agr. demanda a partir de 0,1 MW… y aún así ojo a la subida. Precio final cuartohorario desde el 1/1/2026 → Primera publicación en febrero. Muchísimas propuestas: • Adaptación Directiva Mercado Electricidad: Test de estrés, precios fijos y más de un suministrador. • Autoconsumo: 5 km, con excedentes compartidos, almacenamiento distribuido (baterías sin FV). • Criterios de Protección. • Sustituto parcial del RDl 7/2025 • Retribución redes distris. Otros temas
37. Pérdidas DIC25-ABR26 Fuente: REE y estimación de Neuroenergía Según nuestros cálculos, en los próximos 5 meses el sobrecoste en desvíos por utilizar exclusivamente las pérdidas estimadas por REE, frente al que será el valor real, podría situarse en torno a: • 0,9 €/MWh en Baja Tensión, • 0,4 €/MWh en Alta Tensión.
38. GRACIAS