Boletines de Electricidad - Enero 2018

El precio del mercado de energía eléctrica en Mibel ha empezado a ceder a corto y medio plazo después de incoarse expedientes sancionadores con multas ridículas a dos operadores del mercado eléctrico en plenas navidades por presunta manipulación de los precios mayoristas a través de ofertas de venta de generación especulativas (tecnología térmica basada en turbinas de gas de ciclos combinados),ÔǪ, un año después de haberse producido. Tarde, mal y sin enviar las señales adecuadas (ejemplarizantes) para evitar o mitigar este tipo de actuaciones en el libre mercado.

El precio spot o de contado del mercado diario (Commodity) ha cerrado a 57,94 €/MWh en el mes de diciembre. Dicho nivel supone un valor menor -3,84 €/MWh (-6,6%) sobre media esperada (Spot & Balance Dic) hace un mes (cotizaba 61,78). La mayor demanda (invierno), el repunte inducido (manipulado por algunos países miembros OPEP) de los precios internacionales de los combustibles y el abuso excesivo de más exportaciones de España a Francia ha evitado mayores caídas. Los consumidores dentro de España no deberíamos pagar la factura de la luz de los franceses, a menos que se nos compense los daños y perjuicios de esos intercambios de energía de apoyo continuo ante eventuales planes de mantenimiento y revisión de plantas nucleares, por ejemplo. Hay que hacérselo ver. Muy bonito el mercado europeo, hasta que se ven abusos como éstos, quizás porque deberían haber dos precios, unos hasta cubrir la demanda nacional y otro para las exportaciones. Pero "es de locos" estar pagando el precio marginal para toda la demanda (nacional + internacional).

La volatilidad y los movimientos especulativos de los precios de la generación se repiten estacionalmente en la campaña de fin de año, volviendo a asustar a los consumidores industriales con precios desorbitantes tanto de pool como de operación técnica, para cerrar contratos de suministro lo más alto posible en próxima temporada. Se recomienda negociar con aquellos proveedores que disponen de coberturas year-ahead realizadas en la primavera. Otra recomendación es cambiar la fecha de vencimiento de contratos, extendiéndola del 31 de diciembre a 31 de marzo, coincidiendo con el calendario interanual de muchas multinacionales (que va de 1 de abril del año actual a 31 de marzo del año siguiente). Si un suministro opta por indexarse al mercado a través de comercializadora o generadora, o bien por comprar directamente en pool, debe tratar de realizar coberturas cuando más barato sea el precio futuro. Toca espabilar.

Así, el Precio Carga Base 2017 (media aritmética de todas las horas del año) ha cerrado en el Spot a 52,24 €/MWh, lo cual supone una caída de 0,33 €/MWh (0,6%) respecto a la previsión de hace un mes. El Calendar 2017 dejó de cotizar en OMIP a 46,0 a finales Dic 2016, siendo máximo 51,05, media 45,74 y mínimo 39,70. Por tanto, el 2017 ha cerrado en tremendo contango respecto al Carga Base 2016 (39,67 €/MWh), inclusive superando el valor máximo de los futuros, debido a repunte histórico del Spot en enero-febrero y segundo semestre del año. Igual no nos sorprenderemos si dentro de un año se abre otro tímido expediente sancionador.

Los Reyes Magos nos han traído algo de lluvias (aumento del producible hidráulico tanto fluyente como almacenable), de viento (debido a variaciones del tiempo atmosférico) y de sol (más producción fotovoltaica) en el mes de enero de 2018, llegando muchas horas a precios nulos (0 €/MWh) no porque la demanda se satisface sólo con renovables, sino porque hay mucha generación (especial y convencional) tomadora de precio (Price Takers) que oferta a precio cero bien porque no les compensa parar la planta y volver a arrancarla o bien esperando que otros marquen el precio marginal (térmica o hidráulicas regulables).

Así, lo que llevamos de mes y el futuro de balance de enero anticipan un Precio Carga Base de 48,72 €/MWh, que supone una espectacular caída de 29,4% (14,33 €/MWh) respecto a los futuros de Ene 2018 (63,05 €/MWh) de hace un mes.

Cuidado, que "no todo lo que brilla es oro". Aún con la caída de enero, la previsión del Precio Carga Base 2018 cae tan solo un 0,9% (0,44 €/MWh) respecto a valores de hace un mes, bajando de 52,35 a 51,91 €/MWh.

Cabe enfatizar que el Calendar 2018 dejó de cotizar en OMIP a 52,41 a finales Dic 2017, siendo máximo 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Por tanto, el 2018 está en leve backwardation, pero rozando el máximo futuro, debido a precios con tendencia alcista para resto del año.

Los futuros suben en toda la curva forward (a corto, medio y largo plazo), respecto a valores de hace un mes.

  • Q4 2017: Cae de 59,2 (última previsión) a 57,9 (Cierre OMIE). Perdiendo -1,3 €/MWh (-2,2%).
  • Q1 2018: Cae de 56,63 a 50,43 €/MWh. Perdiendo -6,2 €/MWh (-10,9%).
  • Q2 2018: Sube de 49,23 a 50,50 €/MWh. Ganando +1,27 €/MWh (+2,6%).
  • Q3 2018: Sube de 51,05 a 53,25 €/MWh. Ganando +2,20 €/MWh (+4,3%).
  • Q4 2018: Sube de 52,55 a 53,40 €/MWh. Ganando +0,85 €/MWh (+1,6%).

El Calendar 2019 prácticamente se mantiene en torno a 49,0 €/MWh (nivel similar hace un mes).

El Calendar 2020 ha subido +0,71 €/MWh (+1,49%) pasando de 47,54 a 48,25.

El Calendar 2021 ha subido +0,69 €/MWh (+1.47%) pasando de 47,06 a 47,75.

El Calendar 2022 ha empezado a cotizar desde el 2 de enero al mismo nivel del 2021, demostrando falta de liquidez, si bien repuntando los próximos 4 años. Ojalá pronto la comercialización pueda evolucionar con clientes valientes que puedan contratar el suministro quinquenalmente (4 ó 5 años vista), requiriendo mayor transparencia, competencia y eficiencia, así como una supervisión más dura, continua y especializada de los mercados energéticos.

Benchmarking a partir de previsiones de mercado a medio plazo sigue arrojando precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, si bien la brecha se va estrechando un poco. De hecho, hay algunas comercializadoras de las grandes utilities que ya no quieren ir a pérdidas (hipotéticamente frente a precios Spot o Futuros), y están ofertando sólo a precio indexado (pass-pool / pass-through).

Las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2018 se mantienen sin cambios en baja, media y alta tensión, dado que se prevé una demanda en 2018 superior (0,5-1,0%) a la de 2017.

Las tarifas de garantía de potencia (definidas como tarifas variables para los consumidores) también siguen congeladas, si bien es importante destacar que hay un enorme descuadre entre los costes del sistema (352,46 Millones €) asociados a la remuneración del cargo por capacidad que cobran los generadores térmicos (CCGT's) frente a lo que pagamos todos los consumidores (736,55 Millones €) de forma directa en mercado mayorista (OS) o a través de comercializadora. Estamos hablando de un concepto que ha venido utilizando el Gobierno desde la liberalización del mercado, como una variable de holgura, para financiar otros conceptos ajenos al objetivo para el cual se ha constituido esa tarifa (cobro a consumidores) o incentivo (pago a generadores). Son unos 384 Millones € para "encaje de bolillos".

Respecto a los peajes de autoconsumo, su publicación en BOE se produjo el 28 de diciembre, por medio de corrección a la Orden ETU/1282/2017, de 22 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2018 (en la citada orden no se incluyeron inicialmente). En la Memoria de Informe Preceptivo de la CNMC se indica una recaudación nula de ingresos por cargos por autoconsumo.

Respecto a los FEE's de remuneración de operadores del mercado (OMIE) y del sistema eléctrico (REE), después de un cierto tiempo que llevaban congelados, se ha producido una subida media de 35,5% y 17,6%, respectivamente:

  • Generadores > 1 MW:
    • Fee OMIE sube de 8,73 a 11,83 €/MW disponible.
    • Fee OS sube de 38,43 a 48,18 €/MW disponible.
  • Consumidores (de forma indirecta por Comercializadora):
    • Fee OMIE sube de 0,02476 a 0,03357 €/MWh.
    • Fee OS sube de 0,10865 a 0,12772 €/MWh.

Respecto al FEE por Gestión de la Demanda, la subasta para 2018 celebrada antes de Nochebuena, ha supuesto una caída del 29% del coste total anual, en línea con lo que habíamos anticipado.

SUBASTAS DE INTERRUMPIBILIDAD (GESTION DEMANDA INTERRUMPIBLE)

 

Capacidad

Precio Medio

Coste Anual

Variación

Meses

Año

MW

€/MW/año

Millón€/año

M€/año

%

 

2015

3.020

168.166

      507,9 €

 

 

12

2016

2.890

173.973

      502,8 €

-    5,1 €

-1,0%

12

2017

2.975

176.420

      524,8 €

    22,1 €

4,4%

12

2018

2.600

143.393

      372,8 €

- 152,0 €

-29,0%

5

Es muy importante saber gestionar esta información, ya que podría suponer una subida de aproximada de 1,3 €/MWh en el Término de Energía de los contratos de suministro eléctrico en vigor o recientemente suscritos antes del 1 de enero de 2018, pero sólo durante los primeros 5 meses del año (Ene-May), y una bajada de aprox. 3,3 €/MWh a partir del 1 de junio de 2018. Dichos precios han sido estimados en barras de central, por tanto, deben considerarse los coeficientes de pérdidas para facturación a cliente final. "Quien calla, otorga". Desde luego, es muy probable que las comercializadoras "no muevan ficha" por la variación de este concepto, excepto en aquellos casos en los que se factura de forma "transparente" y explícita (pass-through del Operador del Sistema a Cliente Final). Nosotros encantados de aportar valor (servicio) analizando caso por caso y haciendo escuela, ya que la facturación de este concepto no es nada trivial.

Respecto a los coeficientes de pérdidas horarios, también es posible que las comercializadoras trasladen aquellas subidas derivadas del incremento horario respecto a los valores definidos antiguamente en periodos tarifarios. De hecho, ya hay algunas que lo están haciendo y están en su derecho.

Respecto a los peajes regionales, nos consta que muchas comercializadoras ya los han venido facturando a cliente final, si bien suponen poco coste, de momento, pero vamos que debería dañar (desgastar) a los políticos en aquellas Comunidades Autónomas (CCAA) que han hecho de "conejillo de indias" (Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja). Ese cambio regulatorio ha tenido muy poca difusión en medios de prensa, radio y TV, convencionales y digitales. Ya veremos si se contagian otras CCAA o si por el contrario desaparece de una vez ese complemento territorial del ATR, especialmente si entra en la agenda de próximas elecciones regionales y locales. Desde luego, nadie sacó este asunto en las recientes elecciones en Cataluña, quizás porque no tocaba o por ser el menor complemento territorial aplicable.

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