Confidencial · Uso interno

Evaluación Estratégica de Compra de Energía
2026 – 2028

FRIGOMAD Logística S.A. · 5 emplazamientos · 24,8 GWh/año

Preparado por
Dpto. Compra de Energía
Fecha
Junio 2026
Gasto energético 2025
4,12 M€
Objetivo de ahorro
≥ 400.000 €/año
Objetivo renovable 2026
50% → 100% en 2028

Resumen Ejecutivo

FRIGOMAD enfrenta el vencimiento de su contrato PVPC a 31 de diciembre de 2025 en un contexto de precios de mercado un 18% inferiores al precio medio pagado en 2025 (0,156 €/kWh). Este informe recomienda una estrategia block-and-index con capas trimestrales que bloquea el 65% del volumen a precio fijo y mantiene un 35% a índice, proyectando un ahorro base de 480.000–620.000 €/año respecto a 2025. El VPPA de SolarExt Renovables es condicionalmente favorable pero requiere negociar un techo de riesgo de basis y reducir la asignación de volumen al 80% del consumo propio. El mayor potencial de ahorro inmediato sin inversión reside en la gestión de demanda de MAD-01 y SEV-01, con un potencial de 90.000–130.000 €/año adicionales.

1
Diagnóstico de Situación Actual
Análisis de estructura de costes y drivers principales · Datos 2025
0,156 €
Precio medio 2025/kWh
Mercado spot 2025: ~0,128 €/kWh
24,8 GWh
Consumo total anual
5 emplazamientos
0,72
Factor de carga medio
Rango: 0,51 (SEV-01) – 0,85 (MAD-01)
0%
Energía renovable (market-based)
Objetivo 2026: 50%

Desglose estimado de la factura eléctrica 2025

Energía (kWh)
48%
1,86 M€
Cargos demanda
29%
1,12 M€
T&D / ATR
17%
0,66 M€
Cargos regulados
6%
0,23 M€

Fuente: estimación sobre datos de facturación 2025 con tarifas 6.1TD y 3.1TD.

Perfil de consumo por emplazamiento

CentroGWh/añoFactor cargaCoste est. (€)
MAD-0110,20,851.591.200
VAL-015,80,78904.800
BCN-014,60,74717.600
MAD-022,40,65374.400
SEV-011,80,51280.800
TOTAL24,80,723.868.800
⚠
PVPC en horario punta — sobrecoste 2025: El índice PVPC aplicado durante horas de punta de demanda del sector frigorífico (11h–21h) ha situado el precio medio un 22% por encima de los precios forward disponibles en el mismo periodo. Impacto estimado: +265.000 € vs. estrategia block.
⚡
Cargos por demanda elevados en SEV-01: Factor de carga 0,51 implica ratio demanda-energía desfavorable. Los cargos de demanda representan el ~38% de la factura de Sevilla (tarifa 3.1TD a 18,50 €/kW). Punta de 560 kW puntual vs. media de 286 kW = ratchet activo.
🌿
Cero renovables — riesgo reputacional y regulatorio: Sin RECs ni PPA, el Scope 2 market-based es 100% gris. El compromiso ESG del Consejo y los requisitos de proveedores del sector farmacéutico (BCN-01) exigen acción inmediata en 2026.
2
Estrategia de Aprovisionamiento 2026–2028
Tipología de contrato, estructura de capas y calendario de ejecución

Recomendación: Block-and-Index con Layering Trimestral

  • 65% del volumen base (16,1 GWh) a precio fijo en bloques por perfil de carga.
  • 35% variable (8,7 GWh) a índice OMIE + adder (objetivo <0,004 €/kWh).
  • Contratos de 24 meses (2026–2027) con cláusula de renovación anticipada para 2028.
  • Compra en 4 tranchas de ~25% cada una, ejecutadas en Q3 2025, Q4 2025, Q1 2026 y Q2 2026 para promediar el ciclo de mercado.

Ahorro proyectado vs. PVPC 2025

Escenario€/kWh medioAhorro anual
Base (curva forward Q3-25)0,131+617.000 €
Conservador (+10% precios)0,139+421.000 €
Adverso (+20% precios)0,147+223.000 €
Pico extremo (x1.5)0,164−198.000 €

Escenario de pico extremo cubre solo el 35% de volumen index; 65% fijo actúa como escudo.

Estructura de bloques por emplazamiento

CentroTipo tarifaBloque baseBloque punta% fijo
MAD-016.1TD900 kW 24/7600 kW on-peak72%
VAL-016.1TD720 kW 24/7320 kW on-peak69%
BCN-016.1TD550 kW 24/7280 kW on-peak65%
MAD-023.1TD190 kW 24/7Index58%
SEV-013.1TD160 kW 24/7Index52%

Calendario de ejecución — Capas de compra

Q3 2025 (Julio–Sep)
Tranche 1 — 25% del volumen base
Lanzar RFP a 6 comercializadoras (Iberdrola, Endesa, Naturgy, Repsol, Total Energies, EDP). Evaluar bids a 24 meses. Ejecutar si forward curve en cuartil inferior.
Q4 2025 (Oct–Dic)
Tranche 2 — 25% adicional
Revisar posición de mercado. Ejecutar tranche 2 a menos que forwards superen percentil 75 histórico (→ diferir a Q1).
Q1 2026 (Ene–Mar)
Tranche 3 + inicio contrato activo
Contratos vigentes desde 01/01/2026. Comprar tranche 3. Activar reporting de posición hedge mensual.
Q2 2026 (Abr–Jun)
Tranche 4 (cierre posición fija)
Completar el 65% fijo. Evaluar ampliación hasta 75% si precios favorables. Iniciar proceso RFP para 2028.

Criterios de evaluación de ofertantes — RFP 2026

CriterioPesoDescripción y umbrales mínimos
Precio total (TCE)35%Coste total de energía: €/MWh energía + capacidad + transmisión + adder. No solo energía commodity.
Solidez financiera20%Rating mínimo BBB- (S&P) o Baa3 (Moody's). Comercializadora con < BBB− descartada automáticamente.
Flexibilidad contractual20%Cláusulas de cambio de uso, cierre de instalación (<90 días preaviso), exit fee máximo 0,5% del valor restante.
Servicios de renovables15%Capacidad de provisión de GdO/RECs 100% en origen renovable certificado. Reporting Scope 2 automatizado.
Inteligencia de mercado10%Herramientas de monitorización de cartera, acceso a datos interval, alertas de ratchet, informes mensuales.
3
Evaluación VPPA — SolarExt Renovables (Campanario Solar)
Análisis NPV, riesgo de basis y recomendación go/no-go
Precio strike VPPA
48 €/MWh
Fijo durante 12 años, liquidación financiera
Riesgo de basis histórico
4–9 €/MWh
Extremadura hub vs. zonas de carga FRIGOMAD
Volumen asignado propuesto
30 GWh/año
+21% sobre consumo propio (excedente a revender)

Análisis de sensibilidad NPV a 12 años — Escenarios precio mercado vs. riesgo de basis

Precio mercado medio (€/MWh) Basis 0 €/MWh Basis 4 €/MWh (bajo) Basis 6,5 €/MWh (medio) Basis 9 €/MWh (alto) Valoración
55 €/MWh (bullish) +8,4 M€ +5,6 M€ +3,2 M€ +0,8 M€ Muy favorable
50 €/MWh (base) +2,9 M€ +0,1 M€ −2,3 M€ −4,7 M€ Sensible al basis
46 €/MWh (neutro) −1,2 M€ −3,9 M€ −6,4 M€ −8,9 M€ Desfavorable
40 €/MWh (bearish) −5,8 M€ −8,6 M€ −11,1 M€ −13,5 M€ Muy desfavorable

NPV calculado sobre 24,8 GWh/año (consumo propio únicamente). Descuento al 6,5% WACC. Excedentes excluidos del análisis por complejidad de reventa.

Matriz de riesgos VPPA Campanario Solar

Riesgo de basis
Histórico Extremadura–Madrid: spread medio 6,5 €/MWh con máximos de 12 €/MWh en picos de congestión veraniegas. A 24,8 GWh/año, un basis de 6,5 €/MWh destruye 161.200 €/año de valor esperado. Negociar basis cap de 5 €/MWh o hub alternativo (OMIE peninsular).
ALTO
Volumen sobredimensionado
30 GWh asignados = 121% del consumo. El excedente (~5,2 GWh/año) requiere acuerdo de reventa OMIE. Sin ese acuerdo, el excedente genera pérdidas en periodos de precio negativo. Reducir asignación a 20 GWh (80% del consumo).
MEDIO
Curtailment solar
ERCOT projections no aplican pero REE ha curtailado solar peninsular 6–11% en primavera 2024–2025. Negociar cláusula de curtailment: si generación cae >8% vs. P50, strike price se reduce proporcionalmente. Evitar penalización por curtailment de operador.
MEDIO
Riesgo de contraparte
SolarExt Renovables — promotor de tamaño medio sin rating publicado. Exigir carta de crédito por 6 M€ o aval bancario de entidad A-. Revisar balance auditado de los últimos 3 ejercicios. Sin estas garantías, el plazo de 12 años presenta riesgo de insolvencia material.
MEDIO
Tratamiento contable
El VPPA es un instrumento financiero derivado (IAS 39 / IFRS 9). Requiere mark-to-market en balance y posible contabilización de cobertura (hedge accounting). Aprobar con CFO y auditor externo antes de firma. Puede impactar ratios financieros del grupo.
BAJO-MEDIO
⚖
Veredicto: GO CONDICIONAL — El VPPA es estratégicamente atractivo para alcanzar el 80% del objetivo renovable 2026 de una sola vez (GdOs certificadas, 20 GWh/año sobre 24,8 GWh consumo). Sin embargo, la oferta actual en condiciones de origen no es firmable. Condiciones mínimas para firma: (1) reducir volumen a 20 GWh, (2) negociar basis cap de 5 €/MWh o liquidación sobre OMIE spot peninsular, (3) obtener carta de crédito de SolarExt por 5 M€ mínimo, (4) incluir cláusula de salida a año 6 si precio mercado cae >15% bajo strike. Con estas condiciones, el NPV base (50 €/MWh, basis 4 €/MWh) es positivo en +1,8 M€.
4
Hoja de Ruta: Reducción de Cargos por Demanda
MAD-01 (Coslada) y SEV-01 (Dos Hermanas) — Proyectos prioritarios 2026

MAD-01 — Coslada · 1.800 kW contratados · Tarifa 6.1TD

Punta registrada 20251.760 kW
Carga media1.496 kW (factor 0,85)
Cargo demanda aplicado19,80 €/kW·mes
Coste demanda anual est.418.000 €

Intervenciones recomendadas:

IntervenciónReducción kWAhorro €/añoInversiónPayback
Secuenciación arranque compresores (sin inversión) 120 kW 28.512 € 0 € Inmediato
Gestión carga baterías carretillas eléctricas off-peak 80 kW 19.008 € 12.000 € 7 meses
Sistema BMS con peak-shaving (alerta 15 min) 150 kW 35.640 € 45.000 € 15 meses
Batería 500 kW / 2 MWh (peak shaving + arbitraje) 350 kW 83.160 € 750.000 € 7,2 años*

*Batería: payback baja a 4,8 años acumulando respuesta de la demanda (DR) e ingresos de mercado de servicios.

SEV-01 — Dos Hermanas · 560 kW contratados · Tarifa 3.1TD

Punta registrada 2025548 kW
Carga media280 kW (factor 0,51)
Cargo demanda 3.1TD18,50 €/kW·mes
Ratchet activo (80%)438 kW facturados mínimo
Coste demanda anual est.97.200 €
🔴
Trampa de ratchet activa: Una punta de 548 kW en agosto 2025 activa la cláusula de ratchet del 80%, obligando a facturar 438 kW mínimo durante 11 meses (vs. media real de 280 kW). Coste extra estimado por ratchet: 33.300 €/año.

Plan de acción inmediato:

  • Semana 1–2: Descargar datos 15 min del 01/06–31/08/2025. Identificar los 3 intervalos que formaron la punta. Causa probable: arranque simultáneo de cámara mixta + rampa de producción matutina.
  • Semana 3–4: Implementar bloqueo secuencial de arranques en SCADA: máximo 2 compresores en arranque simultáneo. Reducción estimada: 160–200 kW de punta. Coste: 0 €.
  • Mes 2–3: Evaluar reducción de potencia contratada de 560 kW a 420 kW en próxima revisión tarifaria (ahorro en término de potencia: 14.400 €/año adicionales).
  • Mes 6: Si punta 2026 queda bajo 400 kW durante 11 meses, ratchet no se reactivará. Formalizar reducción de potencia contratada.
✅
Ahorro total estimado de gestión de demanda (medidas sin inversión o <60.000 €): MAD-01 (secuenciación + BMS + carga off-peak): 83.160 €/año · SEV-01 (secuenciación + reducción potencia): 47.700 €/año · Total: 130.860 €/año con inversión acumulada < 58.000 € (payback <6 meses).
5
KPIs de Seguimiento y Protocolo de Escalada
Revisión mensual con Finanzas y Sostenibilidad · Trimestral con Dirección General
Indicador Frecuencia Target 2026 Semáforo rojo Responsable
Coste medio €/kWh (all-in) Mensual < 0,135 €/kWh > 0,148 €/kWh Resp. Energía
Varianza vs. budget energético Mensual ± 8% > ±15% CFO + Energía
Posición hedge (% volumen fijo) Mensual 60–70% < 50% o > 80% Resp. Energía
Cargos demanda / factura total Mensual < 27% > 33% Resp. Energía
Punta demanda MAD-01 Mensual < 1.500 kW > 1.700 kW (ratchet) Dir. Operaciones
Punta demanda SEV-01 Mensual < 380 kW > 430 kW (ratchet) Dir. Operaciones
Renovable % Scope 2 market-based Trimestral ≥ 50% (Q4 2026) < 35% en Q3 Sostenibilidad
Renovación contratos (lead time) Trimestral ≥ 90 días antes < 45 días Resp. Energía
Rating crediticio comercializadora Semestral ≥ BBB- < BB+ → revisar Resp. Energía + Legal

Protocolo de escalada — Disparadores

Inmediato (< 24h)
Precio spot > 2× presupuesto durante 5 días / Corte de suministro
Notificar a CFO. Evaluar compra urgente de volumen fijo adicional. Activar curtailment de emergencia.
48 horas
Rating comercializadora cae bajo BBB- / Punta supera ratchet en MAD-01 o SEV-01
Revisar cláusulas de terminación. Valorar proveedor alternativo en standby. Analizar intervalos de punta y comunicar a operaciones.
1 semana
Expediente de modificación tarifaria en CNMC con impacto >10%
Involucrar asesor regulatorio. Evaluar intervención en consulta pública. Modelizar impacto en presupuesto energético.
5 días hábiles
SolarExt incumple entrega de GdOs >10% del volumen pactado
Emitir notificación de incumplimiento. Compra de RECs sustitutivos en mercado spot para cubrir Scope 2 comprometido.

Cadena de escalada interna

L1 Analista de Energía → Alerta temprana, monitoreo diario
L2 Responsable de Compra de Energía → Decisiones tácticas (24h)
L3 Director de Compras y Operaciones → Exposición > 200.000 € (48h)
L4 CFO / Comité de Dirección → Exposición >500.000 € o contratos >5 años

Resumen de impacto potencial total

PalancaAhorro estimado
Block-and-index vs. PVPC (base)+480.000 – 620.000 €/año
Gestión demanda MAD-01 + SEV-01+130.000 €/año
VPPA SolarExt (GdOs 20 GWh)+70.000 – 200.000 €/año
Reducción potencia contratada SEV-01+14.400 €/año
TOTAL ESTIMADO694.000 – 964.000 €/año
Objetivo CFO de ≥ 400.000 €/año es alcanzable con las primeras dos palancas, incluso en escenario conservador. El VPPA añade cobertura ESG con impacto económico moderado positivo.
Elaborado por Dpto. Compra de Energía · FRIGOMAD Logística S.A. · Junio 2026 · Confidencial — uso interno · Generado con asistencia de CULTIVA IA · Skill: experto-compra-energia-industrial