Boletines de Electricidad - Diciembre 2020

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) repunta en NOV a 41,9 €/MWh, +5,4 €/MWh (+14,7%) respecto OCT, debido a aumento de la demanda, satisfecha con mayor térmica convencional y menor producible renovable. Dicho precio de NOV 2020 ha sido -0,25 €/MWh (-0,6%) ligeramente menor que el de NOV 2019. Significa que el precio se ha recuoperado a niveles de hace 1 año después de 6 meses de subidas consecutivas en año actual. Futuros DIC (42,8) siguen repuntando en plena campaña de fin de año pues lo que no puedan subir en este mes será difícil que ocurra con la caída de la actividad económica (oleadas de desempleo) que se prevé en 2021 aparte de una expansión de la capacidad de solar fotovoltaica (y el autoconsumo no participa en el proceso de casación del mercado, pero resta demanda).

Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 sube a 34,0 €/MWh, un +0,9% (+0,3 €/MWh) por encima del nivel previsto hace un mes.

La curva de precios forward magnifica perfil en contango a medio plazo (2021) y backwardation a largo plazo (2022-2030), estableciendo referencias de precios más altos para nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, de renovables y sistemas de almacenamiento. Sube toda la curva forward.

Estimación de cierre de Calendar 2020 pasa de 33,7 a 34,0 €/MWh. Incremento +0,3 €/MWh (+0,9%). Este correctivo se debe a la reciente subida de los precios del gas.

  • Calendar 2021 sube de 44,2 a 50,2. Incremento +6,0 (+13,6%).
  • Calendar 2022 sube de 44,2 a 49,3. Incremento +5,1 (+11,7%).
  • Calendar 2023 sube de 42,6 a 46,9. Incremento +4,3 (+10,1%).
  • Calendar 2024 sube de 42,0 a 44,0. Incremento +2,0 (+4,8%).
  • Calendar 2025 sube de 42,0 a 43,8. Incremento +1,8 (+4,4%).
  • Calendar 2026 sube de 41,8 a 43,6. Incremento +1,8 (+4,4%).
  • Calendar 2027 sube de 41,0 a 42,9. Incremento +1,9 (+4,6%).
  • Calendar 2028-2029-2030 han empezado a cotizar desde 24 Junio 2020, pasando de 40,3, 40,1 y 40,0 €/MWh a 42,2, 42,0 y 41,8, respectivamente.

Los nuevos PPA’s han subido cotización a niveles de 41,0 €/MWh a 10 años vista… tendencia alcista.

Se confirma el retrasa de la entrada en vigor de la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad (fecha prevista 1 Nov 2020 queda postergada a lo largo de 2021, preliminarmente al inicio del segundo trimestre). Por tanto, se mantienen las vigentes y es muy probable que se vuelvan a retrasar, ya que al parecer las distribuidoras aún no han empezado a implantar los cambios en sus sistemas de información, medición y control.

De momento, tal como se temía, el cambio total, sumando las nuevas tarifas de ATR y los cargos del sistema eléctrico, supondrá un encarecimiento de los costes regulados. Para un perfil carga base, la propuesta inicial implica una subida media de aproximadamente un 20%, 12%, 6% y 4% para las 4 tarifas de ATR en alta tensión, 6.1A(1-30kV), 6.2A(30-72,5kV), 6.3A(72,5-145kV) y 6.4A(>145kW), respectivamente. Esto será un varapalo para la industria, en general. Indudablemente, los presupuestos previstos para 2021 van a descuadrarse, caso de no ajustarse los nuevos cargos del sistema eléctrico.

Independientemente de ello, la nueva definición de periodos tarifarios, por si sola, supone un impacto de una subida enmascarada de aprox. 8%-12%, según nivel de tensión y perfil de carga, respecto a la definición actual (especialmente la del periodo horas valle –p6– todo el mes de agosto, y las 6 horas de duración de periodo de horas punta o superpunta que aumentan a 9 horas).

Cabe advertir que en horas valle (periodo P6) se penalizarán por primera vez sobrecompensaciones de reactiva (efecto capacitivo) del factor de potencia. Esta penalización será de forma horaria a todos los excesos que superen un Coseno phi de 0,98 capacitivo, precio 0,05 €/kVArh. Debe analizarse cada caso particular para verificar cómo se comporta el sistema de compensación de reactiva (estática o dinámica) y comprobar si se inyecta más capacitiva que la exenta.

En plena pandemia del Covid-19, el 26 Marzo 2020, se publicó en BOE una subida de 2,1% del coste unitario de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) recaudado a través del IDAE, que trasladan las comercializadoras energéticas a sus clientes finales: sube de 0,24 (2019) a 0,245 €/MWh.

La subasta de interrumpibilidad para el primer semestre 2020 ha supuesto una bajada imprevisible en el precio de la gestión de la demanda (interrumpible), muy por debajo del coste real de este tipo de servicio complementario en países desarrollados. Según liquidaciones del Operador del Sistema en los mercados mayoristas, en barras de central, ha caído de una media de 0,75 €/MWh (2019) a 0,03 €/MWh (Ene-Jun 2020). Para el segundo semestre 2020 no se ha convocado subasta, afectando a los consumidores interrumpibles. Ya veremos cómo se transforma el servicio de gestión de la demanda interrumpible con el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, exclusivo para la optimización 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.

Como novedad, tenemos nueva propuesta del gobierno sobre financiación del coste de los incentivos a las renovables, cogeneración de alta eficiencia energética, biomasa y residuos, en fin todo el sistema retributivo regulado previsto en la lucha contra el cambio climático (descontando las tarifas de acceso), pretendiendo que en vez de llevárselos a los Presupuestos Generales del Estado (PGE), sean financiados por el sector privado a través de los agentes del mercado. Aún no se sabe si será cofinanciado únicamente por agentes (incumbentes) del mercado con capacidad recaudatoria compensable contra el déficit tarifario, nos referimos sólo a las empresas reguladas (Comercializadoras de Referencia, antes denominadas de Último Recurso) y/o liberalizadas (Comercializadoras del mercado libre) de los operadores dominantes y principales, o si se cubrirá también por todas las demás empresas (nuevos entrantes) mayormente sin suficiente músculo financiero y/o sin activos de generación, distribución y/o transporte (no pueden netear posiciones verticalmente integradas). En todo caso, esto afectará la estructura de los precios minoristas y mayoristas de los suministros de electricidad, gas y derivados del petróleo, ya que los agentes tenderán a trasladar esos costes regulados al cliente final como pasa con las pérdidas en las redes eléctricas, la garantía de potencia, fondo nacional de eficiencia energética, fees de los operadores de mercado y sistema. Otra cosa es que actualmente sólo recaen en los clientes (suministros) de electricidad.

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