Boletines de Electricidad - Enero 2014

El precio de contado (OMIE) en diciembre ha alcanzado niveles especulativos (abusivos) entre 55-95 €/MWh, que han batido registros históricos de 2008, supuestamente para un cierre 2013 mayor que sin una manipulación descarada del precio marginal del pool. Este comportamiento anómalo se ha propagado a la curva forward del mercado de futuros a muy corto plazo (resto Dic y Ene-Feb). Aún así, prácticamente no se está notando en los precios de los contratos de suministro de energía eléctrica para la nueva temporada, lo cual da una idea del carácter transitorio de la coyuntura actual.

Se espera que el cierre de diciembre no supere 74 €/MWh, lo cual supondría 31% por encima del precio base de noviembre (41,8 €/MWh). El futuro base Q4 2013 aumenta dramáticamente 19,5% (9,1 €/MWh), pasando de 46,5 a 55,6 €/MWh. El precio de la última subasta de energía primaria para el mercado regulado (CESUR) para el mismo Q4 cerró a 47,58 €/MWh. Ya advertimos que el poder de mercado a corto plazo (especulación en contado y futuros previamente a la siguiente subasta) no debe hacernos creer a ciegas en los futuros a medio y largo plazo.

Con dichas subidas, el precio base de cierre estimado para todo el año 2013 (OMIE + OMIP) aumentaría 2,29 €/MWh, un 5,4% respecto a la previsión del mes pasado; el valor previsto pasa de 42,8 a 45,1 €/MWh, si bien dejó de cotizar en el OMIP a 53,6 a finales de diciembre 2012, siendo su cotización máxima 55,5, media 52,7 y mínima 48,5. Por tanto, el cierre del contado 2013 estará por debajo (aprox. 3,4 €/MWh) del valor mínimo de los futuros cotizados para el mismo periodo de ejercicio.

La fuerte subida del precio del OMIE carece de fundamento técnico. Ni el petróleo ni el gas ni los embalses están a niveles de 2008, contamos con una sobrecapacidad de generación instalada en el sistema que prácticamente duplica la demanda máxima del sistema. Sólo en CCGT’s tenemos 25.339 MW para un total de 62.619 MW de Régimen Ordinario. Añadiendo 39.636 MW de Régimen Especial, tenemos una capacidad instalada de 102.255 MW. La demanda máxima no supera los 41 GW en 2013. No obstante, el efecto de parada de más del 20% de la cogeneración y biomasa por las incertidumbres en el nuevo sistema de remuneración (pendiente de definición), y la menor producción solar y eólica en otoño podría estar acentuando la subida de precios, pero no a niveles tan exagerados. De todas maneras los precios del pool no son fijados por el Régimen Especial, sino por ofertas de generación térmica y del valor del agua (coste de oportunidad) de las hidráulicas con embalses.

Los futuros 2014, 2015 y 2016 aumentan 2,6 a medio plazo y 1,8 €/MWh a largo plazo.  El 2014 pasa de 48,5 a 51,1. El 2015 de 50,1 a 51,9. El 2016 pasa de 50,4 a 52,1. Estos futuros siguen por debajo de sus máximos cotizados 56,5, 56,6 y 56,25, respectivamente. Los valores medios acumulados hasta la fecha son 51,1, 51,6 y 50,7, respectivamente. Los mínimos 46,4, 47,6 y 47,8, respectivamente. Por tanto están cotizando alrededor de sus valores medios.

La cogeneración mantiene una expectativa firme de un régimen económico que supuestamente compensará la excesiva carga fiscal de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética, que grava tanto gastos (impuesto especial de hidrocarburos) como ingresos (Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica) así como la repentina eliminación de los complementos tarifarios por eficiencia energética y discriminación horaria, y bonificación por reactiva mediante el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. La agonía de la cogeneración se agudiza por la incertidumbre del nuevo régimen retributivo cuya metodología ha cambiado en verano y aun sigue pendiente de la definición de los parámetros. La remuneración se está realizando de forma provisional, sin tener certeza de cuánto se cobrará finalmente para garantizar la supervivencia de la cogeneración en España, así como de las fábricas asociadas (consumidoras de vapor).

Para las fábricas ahora sale más rentable producir vapor con caldera, excepto si el nuevo marco retributivo del Régimen Especial llega a compensar la supresión de los complementos por eficiencia, DH y reactiva, así como el sobrecoste de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), y la excesiva carga fiscal que gravan los combustibles utilizados para cogeneración y el precio de venta de la producción vertida a la red. Adicionalmente, existen nuevos costes no previstos en las inversiones iniciales, como el coste de despacho delegado, el peaje de generación, el fee de Agentes Vendedores y los fees regulados de los Operadores del Mercado y del Sistema ya aplicados actualmente, y que aún no han sido reconocidos en el régimen económico de la cogeneración.

Si no se remunera correctamente a la cogeneración, tendremos una pérdida de la eficiencia energética para el sistema en su conjunto, incumpliendo los compromisos europeos y asumiendo riesgos de sanción. Pero a su vez, lo más perjudicial será en materia de economía, seguridad y abastecimiento energético, que sufrirá el consumidor final. Tendrá un impacto dramático en la continuidad del suministro especialmente en las zonas de influencia de la cogeneración, es decir, redes de reparto y distribución colindante, con el consiguiente aumento del riesgo de apagones (intermitentes y/o temporales), de carácter local o generalizado (black-out), en aquellas redes que no cuentan con sistemas de gestión y regulación de tensión-reactiva. Si llega a parar la cogeneración será imposible garantizar la seguridad del sistema eléctrico interconectado español. El Operador del Sistema y los gestores de las redes de distribución y transporte lo tendrán muy complicado. La reactiva es un problema de ámbito local, al lado de la demanda, y casualmente la cogeneración está allí donde más se la necesita no sólo para garantizar la estabilidad en las redes del par tensión-reactiva, sino también del par potencia-frecuencia.

La siguiente Subasta CESUR se celebrará el 19 de diciembre. Debido al mal diseño y al comportamiento especulativo del contado y futuros a corto plazo, el precio previsto para Q1 2014 es de 57,1 €/MWh, lo cual supondría un aumento del 20% en el precio de casi la mitad de la energía suministrada a mercado regulado a Tarifa TUR en Baja Tensión. Por tanto, el Término de Energía de la TUR podría subir aproximadamente un 10%.

Respecto a las tarifas de acceso a la red (ATR), el 3 agosto 2013, se publicó y entró en vigor la propuesta de Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Energía, escondiendo una subida sin precedentes, consistente en aumentar onerosamente la parte fija (Término de Potencia) y reducir la parte variable (Término de Energía). Esta medida responde a un afán recaudatorio para minimizar el déficit tarifario especialmente en industrias que operan a dos turnos diarios, comercios y hogares, mandando una señal equivocada al consumidor en cuanto a eficiencia energética. Se supone que no habrá subida del ATR en enero 2014, ojalá no se suba en junio con carácter retroactivo, después de las Elecciones Europeas.

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Como ya sabéis, el pasado 30 de octubre se publicó en el BOE la Ley 16/2013, de 29 de octubre, por la que se establecen determinadas medidas en materia de fiscalidad medioambiental y se adoptan otras medidas tributarias y financieras. El Artículo 6, Apartado 5 establece las exenciones parciales del impuesto sobre la compra de electricidad (hasta un 85% en la práctica) que será aplicable a la industria química, procesos electrolíticos, procesos mineralógico y metalúrgicos.