Boletines de Electricidad - Enero 2019

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en diciembre cae ligeramente a 61,81 €/MWh, una bajada de -0,2  €/MWh (-0,26%) respecto a noviembre. Dicho cierre ha sido +2,72 €/MWh (+4,4%) superior a la previsión de hace un mes (se anticipaba 59,09), debido a la campaña de fin de año para cerrar lo más caro posible contratos de suministro en 2019.

Las cotizaciones de futuros a corto plazo anticipan repuntes al alza en enero a 63,1 €/MWh corrigiendo a la baja en febrero a 60,4 y Mar a 54,8.

Las variaciones de los precios internacionales del petróleo, gas, derechos de emisión de CO2 y tipo de cambio euro/dólar americano siguen introduciendo mayores volatilidades en los precios de la electricidad a medio, largo y muy largo plazo, si bien no se explica por qué los futuros a largo plazo están 14 €/MWh por debajo de los futuros de este año de elecciones locales y regionales en España.

El precio Carga Base 2018 ha cerrado finalmente a 57,29 €/MWh, sabiendo que los futuros Calendar 2018 alcanzaron un valor máximo de 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Por tanto, el cierre del contado ha resultado casi 4 €/MWh superior al valor máximo del futuro. Expertos explican dicha desviación debido a factores como la inestabilidad política, depreciación del euro frente al dólar americano, niveles altos del crudo y sus derivados, así como del gas, y de los derechos de emisión de CO2.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para este año 2019 repunta a 60,3 €/MWh, lo cual supone una bajada de -1,0 €/MWh (-1,6%) respecto a la previsión de hace un mes (61,3). Cabe recordar que el contrato de futuros Calendar 2019 dejó de cotizar en OMIP a 61,9 a finales Dic 2018, siendo máximo 64,40, media 47,17 y mínimo 39,80. El 2019 por tanto sigue en CONTANGO respecto al Carga Base 2018 (57,29 €/MWh), cotizando por debajo del valor máximo de los futuros.

Los siguientes años desde 2020 están en BACKWARDATION respecto a 2019.

• Calendar 2019 ha bajado 61,3 a 60,3. Decremento -1,0 (-1,6%).
• Calendar 2020 ha subido de 54,1 a 55,5. Incremento +1,4 (+2,6%).
• Calendar 2021 ha bajado de 51,9 a 50,6. Decremento -1,4 (-2,6%).
• Calendar 2022 ha bajado de 48,9 a 48,4. Decremento -0,5 (-1,0%).
• Calendar 2023 ha bajado de 47,7 a 47,5. Decremento -0,2 (-0,5%).
• Los Años 2024 y 2025 han empezado a cotizar en enero a niveles de 46,7 y 46,4, respectivamente. El 2016 cotizando igual que el 2025 (aún sin liquidez). Suponen los precios anuales más baratos.

 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, y cambiando de sentido a muy largo plazo. Los precios fijos de las renovaciones de contratos a cliente final para 2019 están anticipando subidas entre 10 y 15 €/MWh, según nivel de tensión, volumen de consumo o perfil de carga respecto a 2018.

Los consumidores deben revisar astutamente sus estrategias de aprovisionamiento. Se recomienda negociar contratos de suministro de energía quinquenales, como mínimo, para capturar precios más competitivos a muy largo plazo. Esa es una alternativa eficaz cuando los presupuestos de la facturación eléctrica se vuelven inviables o no factibles en las próximas temporadas. 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, 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).

 La subasta de interrumpibilidad para el primer semestre 2019 ha sido más eficiente que la del mismo periodo 2018, cayendo un 45,7%. El año pasado se casaron 8 bloques de 90 MW, mientras que este año se han casado  21 bloques de 40 MW (no hay de 90 MW). Y los pequeños de 5 MW pasaron de 376 a 352. El coste total ha sido de 202,3 Millones de euros (antes 372,8 M€). Lo cual supone un precio medio equivalente aprox. 0,65-0,85 €/MWh frente a la media de  1,15 €/MWh en 2018. Está afectado por los coeficientes de pérdidas en redes eléctricas.

Como novedad industrial, sigue pendiente de desarrollo e implantación 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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