Boletines de Electricidad - Diciembre 2019

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) pierde lo que había ganado hace un mes, cerrando NOV a 42,2 €/MWh, variación -5,0 €/MWh (-10,6%) respecto OCT. Dicho cierre ha sido superior en +2,2 €/MWh (+5,3%) respecto a la previsión de hace un mes (se anticipaba 40,0) debido a un poco más demanda y producción térmica, entre otras razones.

No obstante, se reconfirma una brutal caída de los precios  en DIC a niveles sorprendentemente más bajos que los previstos hace un mes, dando lugar a un cierre del cuarto trimestre no visto desde hace muchos años:

  • DIC se espera a 40,4 €/MWh, lo cual es inferior en -8,5 €/MWh (-21,2%) respecto a previsión de hace un mes (48,9). Causas: mayor producción renovable por aportaciones hidráulicas (plantas fluyentes), por volatilidad del tiempo atmosférico (eólica) y menores precios de balances de gas en el mercado secundario MIBGAS. Ha habido días de pool con precios horarios inferiores a 10 €/MWh.

Se aplana el perfil de la curva de precios forward en los próximos tres años. El 2019 (48,2) se hunde aún más respecto al 2018 (57,3). Calendar 2020 (48,4) y 2021 (49,0) en ligero CONTANGO respecto 2019, pero con fuerte tendencia bajista a largo plazo, resto de años en BACKWARDATION, desde 2022 hasta 2026. La caída de futuros a muy largo plazo se debe principalmente a la expansión de la generación renovable (principalmente solar) y autogeneración (autoconsumo) mediante Acuerdos de CompraVenta de Energía Eléctrica (Power Purchase Agreements) entre comercializadores/traders y promotores/constructores, como instrumentos financieros haciendo bancables las nuevas inversiones. Ya empiezan a detectarse ciertos problemas de acceso y conexión  a la red por falta de capacidad de transferencia (available transfer capability) y además se anticipa un mayor riesgo de déficit de ingresos del sector eléctrico por menor demanda (ralentización de la actividad económica). Cuidado con los riesgos regulatorios. Hay que ver la letra pequeña de los contratos (cláusulas de salvaguarda).

Como ya sabéis, el precio SPOT Carga Base 2018 batió record histórico al alza (únicamente por debajo de 2008) cerrando a 57,29 €/MWh, sabiendo que los futuros 2018 alcanzaron máximo 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Así, el cierre del contado (spot) ha resultado casi 4 €/MWh superior al valor máximo del futuro. Un escándalo. “No hay mal que dure cien años ni cuerpo que lo resista.” Los drivers explicativos der oferta y demanda han revertido la tendencia a la media de los últimos registros históricos.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2019 cae a 48,24 €/MWh, siendo menor -0,54 €/MWh (-1,1%) respecto a la previsión de hace un mes (48,78). Cabe recordar que el contrato de futuros Calendar 2019 dejó de cotizar en OMIP a 61,9 a finales Dic 2018, máximo 64,40, media 47,17 y mínimo 39,80. El 2019, por tanto, ha revertido en BACKWARDATION respecto al Carga Base 2018 (57,29), y cotiza acercándose al valor medio de los futuros.

Cae la curva forward hasta 2023, y sube levemente a muy largo plazo debido a niveles de saturación (soporte) de los PPA’s:

  • Calendar 2019 ha bajado de 48,78 a 48,24. Decremento -0,54 €/MWh (-1,11%).
  • Calendar 2020 ha bajado de 53,50 a 48,35. Decremento -5,50 (-9,63%). Es el futuro en caída libre sin haber tocado suelo aún.
  • Calendar 2021 ha bajado de 52,0 a 49,0. Decremento -3,0 (-5,77%). Fuerte tendencia bajista.
  • Calendar 2022 ha bajado de 47,90 a 46,73. Decremento -1,17 (-2,44%).
  • Calendar 2023 ha bajado de 46,90 a 46,18. Decremento -0,72 (-1,54%).
  • Calendar 2024 ha subido de 44,90 a 45,33. Incremento +0,43 (+0,96%).
  • Calendar 2025 ha subido de 42,90 a 43,28. Incremento +0,38 (+0,89%).
  • Calendar 2026 ha subido de 41,90 a 41,98. Incremento +0,08 (+0,19%).

Tal como hemos venido anticipando, los precios finales indexados al mercado mayorista a medio y largo plazo ya son más atractivos que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo en mercado minorista. Por ello, no se recomienda fijar precios para el 100% del volumen (único click) en 2020-2026. Conviene indexar una parte a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through) haciendo coberturas parciales (por ejemplo, 20%), aumentando el volumen total cubierto poco a poco (estrategia multi-click). En lo que va de media, esta estrategia ha supuesto sendos costes evitados (ahorros) en 2019 y también se espera lo mismo en 2020-2021.

Las nuevas estrategias y herramientas de gestión de riesgos requieren reorganizarse internamente para facilitar la toma de decisiones. Se recomienda negociar contratos de suministro de energía quinquenales, como mínimo, para capturar precios más competitivos a muy largo plazo. Minimizando presupuestos de la facturación eléctrica en próximas temporadas, con posibilidad de mantenerlo a largo plazo. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos.

La política energética a medio y largo plazo anticipa cambios estructurales de reorganización del mercado eléctrico que pueden afectar la liquidez, las volatilidades y el comportamiento estacional de los precios mayoristas. Desde la agregación de zonas o perímetros de equilibrio (mercados locales) hasta la contratación bilateral física de plantas ya amortizadas partiendo del Marco Legal y Estable (mercado regulado) siendo sobreremuneradas gracias a la liberalización del mercado (inclusive habiendo cobrado costes hundidos, los famosos CTC’s – Costes de Transición a la Competencia). Ojo con los posibles cambios anunciados en los valores máximos y mínimos del mercado eléctrico. Parece una locura multiplicar por más de 15 el tope máximo, no así permitir precios negativos (por ejemplo: generadores dispuestos a pagar con tal de no tener que parar para volver a arrancar durante el día). Sin duda aumentará la volatilidad de los precios y la necesidad de hacer gestión de riesgos de precios (coberturas).

De momento, se mantienen las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad el 1 enero 2020, si bien persisten las intenciones de cambios metodológicos en las tarifas de ATR. Se supone que serán tarifas aditivas, que remunerarán únicamente los costes de redes eléctricas, pero aún no se sabe cómo van a recaudarse los costes de los horrores de políticas energéticas de los distintos gobiernos. Con la supuesta anunciada bajada de remuneración de las actividades reguladas, muy probablemente se materialice una sustancial bajada de las nuevas tarifas de ATR, pero penalizando más los excesos de potencia y de reactiva (cuando supera el 33% del consumo de activa). Impacto mínimo por eventual subida de los fees de remuneración de los operadores del mercado y/o del sistema, que se pagan por todos los consumidores directamente (agente de mercado como Consumidor Directo) o a través de comercializadora ante Operadores del Mercado/Sistema. Uno ya no sabe a qué atenerse cuando le prometen una bajada, dejando lagunas regulatorias. Lo ideal es que los horrores de política energética se financien contra los Presupuestos Generales del Estado, pues son medidas que supuestamente han tomado los gobiernos para beneficiar a todos los ciudadanos, y no sólo a los consumidores de energía.

Prácticamente todas las Comunidades Autónomas (CCAA) han recaudado ya los Suplementos Territoriales de ATR con valores mínimos (insignificantes a nivel de consumidor final) y carácter retroactivo (dudoso) para consumos (facturaciones) del ejercicio 2013. Las CCAA deberían reducir gastos igual que toda la Administración pública, en general, para evitar búsqueda novedosa de ingresos a costa de los consumidores.

Sigue siendo una falta de respeto y transparencia de la propia Ley de Haciendas Locales que prohíbe taxativamente que las suministradoras facturen expresamente la Tasa por Uso de Vuelo, Suelo y Subsuelo a cliente final (consumidor) de servicios como electricidad, gas canalizado, GLP, gas butano,  gas propano, agua, telefonía fija y móvil (convencional o por fibra óptica), TV Digital, Netflix,…, la famosa tasa municipal equivalente al 1,5% de la facturación descontando IVA e Impuestos Especiales. Eso conlleva a ciertas arbitrariedades de tal manera que algunos consumidores o comercializadoras no pagan nada o bien se libran de pagar, aunque algunas aprovisionan esos importes por si algún día se los reclama cada Ayuntamiento donde están sus suministros (si acaso no han preescrito).

La nueva subasta de interrumpibilidad para el primer semestre 2020 está a punto de celebrarse anticipando una fuerte caída de volumen y por tanto el precio resultante volverá a caer otra vez a niveles muy por debajo del coste real de un servicio como tal en países desarrollados. Habrá mayor pelea por casación de exceso de oferta respecto a la menor demanda estimada (impuesta) por las autoridades competentes supuestamente porque el sistema ya no necesita tanta demanda industrial gestionable (interrumpible). Ya veremos cómo cambia este coste con el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, exclusivo para la reducción de costes energéticos de 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. No se trata sólo de evitar posible deslocalización a otros países con menores costes energéticos, sino de aprovechar al máximo el servicio que la demanda es capaz de ofrecer al Operador Técnico del Sistema para garantizar mayor estabilidad y seguridad operativa inclusive en tiempo real. Las industrias han invertido mucho en sus redes internas y comunicaciones externas, en equipos sofisticados, en telemedida en tiempo real, relés de deslastre de cargas, etc., pero la remuneración del servicio prestado ha ido decreciendo a tal punto que ya está dejando de ser interesante. Es como echar a las industrias del sistema interrumpible. Las industrias al interrumpir no contaminan. Mientras que las plantas de generación si contaminan (Ciclos Combinados operando con turbina de gas, a ciclo abierto). La interrumpibilidad es como el kWh no consumido, ese no contamina y además reduce las emisiones de CO2 porque se requiere menor producción eléctrica.

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