Boletines de Electricidad - Febrero 2017

El precio de contado del mercado de energía eléctrica en el Mibel ha seguido la tendencia de finales del año pasado, empezando el nuevo año por las nubes con la excusa de precios de balance de gas el doble de lo máximo en ciertos días en el Mibgas cuando se sabe que el coste de importación del gas es más estructural y competitivo, estando indexado a fórmulas sobre derivados del petróleo y tipo de cambio euro/dólar americano, y estos no se han disparado.

Precio contado (OMIE) repuntó adicionalmente +11,0 €/MWh (+18,2%) en enero, cerrando a 71,49 €/MWh. Dicha subida es 3,63 €/MWh (+5,1%) mayor que la media esperada hace un mes. No obstante, los ruidos de inexpertos y algunas opiniones infundadas de periodistas y políticos desconocedores de la realidad más la primera intervención inaudita de la Fiscalía General del Estado debido a la ausencia de una supervisión estricta con penalizaciones ridículas por parte de la autoridad competente han frenado el precio a inicios de este mes de febrero, provocando correcciones a la baja a corto y medio plazo en los futuros.

Aún así, la previsión del Precio Carga Base para 2017 se dispara a 49,29 €/MWh, lo cual implica una subida escandalosa de 9,62 €/MWh (+24,3%) por encima del año 2016 (39,67). El Calendar 2017 dejó de cotizar en OMIP a 46,0 a finales de diciembre de 2016, siendo máximo 51,05, media 45,74 y mínimo 39,70. Por tanto, el 2017 está en agresivo contango, muy cerca del valor máximo de los futuros, debido a los tremendos repuntes desde el pasado verano hasta finales de enero. Como anécdota, merece la pena destacar que el precio horario máximo en enero llegó a alcanzar 101,99 €/MWh y se produjo cuando se pagan las jubilaciones y pensiones (día 25). Curiosamente, el precio horario mínimo fue de 40,80 €/MWh el día 28. Dicho precio mínimo es superior al precio medio de todo el año 2016 (39,67).

Los futuros se han comportado francamente mejor que el contado (spot) respecto a valores de hace un mes, experimentando leves  bajadas.

  • Q1 2017: cayó de 58,93 a 58,35 €/MWh. Caída -0,58 €/MWh (-1,0%).
  • Q2 2017: se mantiene en 43,90 a €/MWh. (Repite).
  • Q3 2017: cayó de 49,35 a 48,70 €/MWh. Caída -0,65 €/MWh (-1,3%).
  • Q4 2017: cayó de 47,35 a 46,35 €/MWh. Caída -1,00 €/MWh (-2,1%).

Así, el precio para todo el 2017 se corrige -0,56 €/MWh (-1,1%) pasando de 49,85 a 49,29.
El Calendar 2018 pierde -1,55 €/MWh (-3,5%) pasando de 44,85 a 43,30. 
Los tres años siguientes, 2019-2021, caen uniformemente -1,5 €/MWh (-3,5%) pasando de 43,75 a 42,25 el 2019,  de 43,37 a 41,87 tanto 2020 como 2021. 2021 sigue cotizando a mismo nivel que el 2020 desde el 2 de enero.

Concluyendo, el benchmarking a partir de las previsiones de mercado a medio plazo arroja precios inaceptables respecto a ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo. Si persisten contratos a precios indexados, deberían realizarse coberturas para tramos de potencia (branches) o bien para parte o todo el consumo previsto en algunos meses o trimestres interesantes. La estrategia más astuta observada para aquellos consumidores directos (agentes de mercado mayorista) o bien que optan por contratos indexados a precios del pool, ha sido la de un CAP (precio techo), evitando las subidas especulativas del pool, aprovechando las bajadas del pool por debajo del CAP (depende de la prima de riesgo).

Las liquidaciones tanto de Gestión de Demanda Interrumpible (GDI) como la Garantía de Potencia (GP o Cargo por Capacidad) son susceptibles de actualización mensual o al final del año o del contrato por el carácter provisional de la GDI y de las pérdidas óhmicas en redes de distribución y transporte. El precio de referencia de la GDI se mantiene en torno a (2,0-2,2 €/MWh) en barras de central.

Las tarifas de ATR de electricidad para 2017 siguen igual que en 2016, dado que se prevé una demanda en 2017 superior en 0,7% a la de 2016, así como las tarifas de garantía de potencia y los FEE’s de remuneración de operadores mercado (OMIE) y sistema eléctrico (REE). Los peajes de autoconsumo son los únicos que se han ajustado a la baja, tanto el término de potencia como el de energía.

Y por si las subidas exageradas del mercado mayorista no fuesen suficientes, el día 27 de enero han entrado en vigor oficialmente las nuevas tasas regionales aplicables a la electricidad, inicialmente en 4 Comunidades Autónomas (CCAA): Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Estas malas intenciones (ansiedad para aumentar la recaudación de las arcas regionales sin un beneficio claro para los consumidores, en general) se han planteado como suplementos territoriales de forma aditiva en formato binómico de las tarifas de ATR. En principio, se han definido como tarifas de ATR adicionales moderadas y sólo para el año 2013, para dos subperiodos: 7 meses (Ene-Jul) y 5 meses (Ago-Dic). Si bien el impacto de estas tarifas es inicialmente bajo, se teme que con el tiempo vayan incrementándose y extendiéndose a otras CCAA. Es cuanto menos un trato discriminatorio, penalizar a los consumidores de energía eléctrica en cuatro CCAA rompiendo la unicidad y homogeneidad que existía en todo el territorio peninsular español. Muy difícil de explicar a una industria que tenga plantas conectadas al mismo nivel de tensión en diferentes CCAA, y tengan que pagar más tarifas de ATR en Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Aunque la factura por la cuantía total por este importe no va a ser una cuestión impagable, el Gobierno y esas CCAA han pasado el marrón a las comercializadoras que hayan tenido contrato de suministro de energía eléctrica con los consumidores en 2013, o bien a las distribuidoras en el caso de que el ATR esté contratado directamente con el cliente, para recaudar la nueva tarifa de ATR. Será muy difícil que un consumidor pague a una comercializadora que pudo haber tenido hace cuatro años y haya cambiado a otra comercializadora en la actualidad. Más difícil cobrar a un suministro que haya cambiado de titular o se haya dado de baja. El hecho de que la Ley del Sector Eléctrico haya dejado abierta esa posibilidad, hasta ahora no se había desarrollado nada al respecto. No está el horno para bollos. Además, ÔÇ£no vendeÔÇØ políticamente hablando.

El impacto económico de estos suplementos de ATR territoriales, supone un aumento del precio medio total diferente en cada Comunidad Autónoma, aproximadamente, de menos a más:

  • Cataluña: 0,1 €/MWh, 0,1% sobre precio medio total del suministro de energía eléctrica en la actualidad.
  • Valencia: 0,2 €/MWh, +0,2% sobre precio medio total.
  • La Rioja: 0,6 €/MWh, +0,6%
  • Castilla-La Mancha: 0,7 €/MWh, 0,7%.

Adjuntamos las tablas de los ATR adicionales. Para el primer subperiodo: Ene-Jul 2017, las nuevas tarifas suponen un incremento al ATR que se pagó en esos mismos meses:

  • Cataluña: +0,006% en potencia y 0,01% en energía, excepto en periodos p4-p6 para tarifa 6.2A y p3-p6 para tarifas 6.3A y 6.4A, que no tienen subida.
  • Valencia: +0,26% tanto potencia como energía.
  • La Rioja: +1,7% tanto potencia como energía.
  • Castilla La Mancha: +2% tanto potencia como energía.

 

Para el segundo subperiodo: Ago-Dic 2017, las nuevas tarifas suponen un incremento al ATR que se pagó en esos mismos meses (cuyas tarifas subieron realmente desde 3 de agosto de 2013, en su momento, y no desde 1 de agosto, pero vamos se nota que no se ha prestado suficiente atención al respecto):

  • Cataluña: +0,006% en potencia y 0,01% en energía, excepto en periodos p4-p6 para tarifa 6.1A,  p3-p6 para tarifas 6.2A y 6.3A, y todos los periodos de la tarifa 6.4A, que no tienen subida.
  • Valencia: +0,26% tanto potencia como energía.
  • La Rioja: +1,7% tanto potencia como energía.
  • Castilla La Mancha: +2% tanto potencia como energía.

 

   Descargar archivo