Boletines de Electricidad - Diciembre 2018

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en Noviembre cae a 61,97 €/MWh, una bajada de -3,1  €/MWh (-4,8%) respecto a Oct. Dicho cierre ha sido 1,73 €/MWh (+2,8%) superior a la previsión de hace un mes (se anticipaba 60,24).

Las cotizaciones a corto plazo anticipan corrección a la baja en Dic a 59,09 €/MWh rebotando en Ene a 63,43 y Feb a 63,75.

La suspensión temporal (6 meses: 7 Oct 2018 – 6 Abr 2019) del Impuesto sobre los ingresos por venta de producción eléctrica y del Impuesto Especial sobre Hidrocarburos (IEH) a las plantas que consumen gas natural está empezando a influir en corrección de los precios del mercado tanto de contado como de futuros. Dichos impuestos se aprobaron de forma temporal por el anterior gobierno para reducir el déficit tarifario del sistema de actividades reguladas, y habiéndose minimizado dicho déficit aún seguían aplicándose. Ojalá la suspensión temporal sea permanente en primavera y evitemos distorsiones de los precios por una carga fiscal que eleva aún más los costes reales de la materia prima y producción de electricidad.

Por su parte, las variaciones de los precios internacionales del petróleo, de los derechos de emisión de CO2 y del tipo de cambio euro/dólar americano están introduciendo mayores volatilidades en los precios de la electricidad a medio, largo y muy largo plazo.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para este año 2018 se corrige mínimamente a 57,06 €/MWh, lo cual supone una bajada de -0,07 €/MWh (-0,12%) respecto a la previsión de hace un mes (57,13), ya que quedaba únicamente mes y medio por cerrar en el spot. Cabe recordar que el contrato de futuros 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. El 2018 sigue en CONTANGO respecto al Carga Base 2017 (52,24 €/MWh), cotizando por encima del valor máximo de los futuros. También 2019 en CONTANGO adicional. Los años siguientes (2020-2023) en BACKWARDATION respecto a 2019.

En cuanto a futuros anuales, excepto 2018, repuntan todos respecto a valores de hace un mes:

  • Calendar 2018 prácticamente se mantiene en 57,1.
  • Calendar 2019 ha subido de 59,8 a 61,3. Incremento +1,5 (2,5%).
  • Calendar 2020 ha subido de 53,3 a 54,1. Incremento +0,8 (1,6%).
  • Calendar 2021 ha subido de 50,2 a 51,9. Incremento +1,7 (3,4%).
  • Calendar 2022 ha subido de 47,9 a 48,9. Incremento +1,0 (1,9%).
  • Calendar 2023 ha subido de 46,7 a 47,7. Incremento +1,4 (3,0%). Supone el precio anual más barato de los próximos cinco años.

Las previsiones de mercado a medio plazo siguen arrojando precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, pero la brecha se va reduciendo. Los precios fijos de las renovaciones de contratos a cliente final están anticipando subidas entre 10 y 15 €/MWh, según nivel de tensión, volumen de consumo o perfil de carga.

Si no hay reversión a la media de los precios en pool y futuros a corto y medio plazo, las comercializadoras independientes (no verticalmente integradas en utilities) inclusive las grandes comercializadoras podrían entrar en riesgo de impago. Algunas han rescindido o renegociado contratos pactados a precios de pool de 46-50 €/MMh. Se están viendo forzadas a trasladar las subidas a cliente final. Se advierte eventual desaparición de los recientes entrantes que carecen de músculo financiero. Sería lamentable para la competencia y eficiencia del mercado (minorista).

Los consumidores deben revisar dramáticamente sus estrategias de aprovisionamiento. Desde ya, se recomienda negociar contratos de suministro de energía quinquenales, como mínimo, para capturar precios más competitivos. Esa es una alternativa eficaz cuando los presupuestos de la facturación eléctrica se vuelven inviables o infactibles en las próximas dos temporadas sucesivas. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos. En ese sentido, el RDL15/2018 ya permite Contratación Bilateral Física entre consumidores y generadores/comercializadores sin necesidad de ser agente de mercado (es decir, sin necesidad de convertirse en Consumidor Directo).

Otro aspecto favorable del RDL 15/2018 es el nuevo tratamiento de los autoconsumos, que vuelve a dar mayor libertad de contratación del suministro de las fábricas asociadas a la cogeneración y demás tecnologías.

Respecto a las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2019 se mantienen los peajes actuales, incluyendo la fusión de los niveles de tensión entre 30 kV y 72,5 kV en la tarifa 6.2A. Esto supone una bajada del ATR a la industria conectada en zona de distribución donde la red de media tensión está en 30kV, discriminando a otros consumidores en redes de media tensión de otras distribuidoras (10 kV, 15 kV y 25 kV). Así, todos los consumidores que hayan estado a Tarifa 6.1B deben exigir refacturación del ATR desde 7 Oct 2018.

Respecto a los Suplementos Territoriales se extienden a todas las Comunidades Autónomas (CCAA) peninsulares con valores mínimos (insignificantes a nivel de consumidor final) y carácter retroactivo (dudoso) para consumos (facturaciones) del ejercicio 2013. Esto se veía venir cuando se establecieron estos peajes para Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Se empieza con FEE’s insignificantes (a modo de ensayo) que irán subiendo sigilosamente.

Se mantiene la tarifa de garantía de potencia en enero 2019.

Los fees de operadores de mercado y del sistema bajan en enero 2019:

  •   Fee Operador del Mercado:
    • Compradores (Consumidores / Comercializadores): 0,03164 €/MWh cayendo 5,7% (0,00193 €/MWh) respecto a valor actual.
    • Generadores (Potencia > 1 MW): 11,16 €/MW cayendo también 5,7% (0,67 €/MW).
  •   Fee Operador del Sistema:
    • Compradores (Consumidores / Comercializadores): 0,1261 €/MWh cayendo 1,3% (0,00162 €/MWh) respecto a valor actual.
    • Generadores (Potencia > 1 MW): 44,61 €/MW cayendo también 1,3% (0,57 €/MW).

Respecto al FEE de interrumpibilidad, actualmente se está pagando una media de aprox. 1,15 €/MWh. El fee para Enero-Junio 2019 se actualizará con la subasta que se llevará a cabo a mediados de diciembre 2018.

Como novedad industrial, en primera mitad de 2019 se desarrollará e implantará el primer Estatuto del Consumidor Electrointensivo, que permitirá reducción de costes energéticos para la mediana y gran industria concentrada en ámbitos territoriales reducidos, garantizando unas condiciones de conexión a la red pública de manera que esta no quede afectada. (Evitando deslocalización a otros países con menores costes). Os iremos informando las novedades concretas que vayan aplicándose (redes de reparto cerradas…).

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