Boletines de Electricidad - Enero 2020

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) se hunde en DIC a 33,80 €/MWh, variación -8,4 €/MWh (-19,9%) respecto NOV. Dicho cierre ha sido inferior en -6,6 €/MWh (-19,4%) respecto a la previsión de hace un mes (se anticipaba 40,4) debido a menor demanda, mayor producible renovable (hidráulica y eólica) y térmica más barata (gas a precios mínimos), entre otras razones. 

La tendencia (estadística) se ha repetido en 2019, según registros históricos, precios del pool altos a inicios del año, tienden a caer al final del año (y viceversa). De hecho, el comportamiento previsto en 2020 es a la inversa.

  • ENE 2020 se anticipa con un cierre en el Spot a 39,8 €/MWh, cuando el futuro cotizaba en torno a 46,6 €/MWh hace un mes.

Así, el Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2019 ha cerrado a 47,68 €/MWh, siendo menor -0,56 €/MWh (-1,2%) respecto a la previsión de hace un mes (48,24). 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, el Spot ha revertido en BACKWARDATION respecto al Carga Base 2018 (57,29), y ha cerrado ligeramente por encima del valor medio de los futuros.

Cae toda la curva de precios forward debido a niveles de saturación (soporte) de PPA´s, físicos y/o financieros, con renovables teniendo en cuenta el coste marginal de plantas térmicas de ciclo combinado (CCGT´s):

  • Calendar 2019 ha bajado de 48,24 a 47,68. Decremento -0,56 €/MWh (-1,2%).
  • Calendar 2020 (cierre previsto ENE y Balance Año) ha vuelto a bajar notablemente de 48,3 a 44,3. Decremento -4,0 (-8,3%). Futuro que estaba en caída pero puede que haya tocado un nivel mínimo.
  • Calendar 2021 ha bajado de 49,0 a 47,4. Decremento -1,6 (-3,3%). Fuerte tendencia bajista.
  • Calendar 2022 ha bajado de 46,7 a 45,9. Decremento -0,8 (-1,7%).
  • Calendar 2023 ha bajado de 46,2 a 45,0. Decremento -1,2 (-2,6%).
  • Calendar 2024 ha bajado de 45,3 a 44,5. Decremento -0,8 (-1,8%).
  • Calendar 2025 ha bajado de 43,3 a 42,5. Decremento -0,8 (-1,9%).
  • Clendar 2026 ha bajado de 42,0 a 41,4. Decremento -0,6 (-1,3%).
  • Los Futuros de 2024 a 2026 han invertido el comportamiento de hace un mes (antes habían subido y ahora pierden nivel).
  • Calendar 2027 ya ha comenzado a cotizar, en niveles de 42,25 €/MWh, entre los precios de 2026 y 2025.

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. Muchos industriales han optado por alargar los contratos indexados entre 3 y 5 años para ir haciendo coberturas en aquellos meses o trimestres o años más atractivos.

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. Ya se ha activado el plazo de 6 meses para modificaciones de los Procedimientos de Operación para neteos de desvíos en zonas o perímetros de equilibrio (física o virtualmente):

  • Se permitirá la agregación de instalaciones de consumo (demanda), instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para ofrecer servicios de balance.
  • Se permitirá a los propietarios de instalaciones de consumo (demanda), terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía, tanto de fuentes convencionales como renovables, así como a los propietarios de unidades de almacenamiento de energía, convertirse en proveedores de servicios de balance.

Asimismo, la gestión de desvíos podrá programarse (ajustarse) en intervalos o subperiodos cuartohorarios (cada 15 minutos), lo cual es coherente con las lecturas reales (potencia máxima cuarto-horaria) almacenadas en los registradores  de los contadores de energía eléctrica. A futuro, lo ideal sería que los registradores almacenasen la potencia máxima instantánea de los contadores inteligentes (online, es decir, en tiempo real) integrada (por minutos o inclusive en segundos) a lo largo de 15 minutos para determinar el consumo cuartohorario real. En la actualidad, el uso de la potencia máxima cuartohoraria facturada como un consumo medio cuartohorario es 'un atraco a mano armada' para el consumidor. No es lo mismo, liquidar la energía con lectura de potencia máxima que potencia media cada 15 minutos.

Los eventuales cambios previstos en los valores máximos y mínimos del mercado eléctrico (pool) barajan elevar (entre 1.000 y 1.500 €/MWh) el máximo actual (180 €/MWh) y bajar el precio suelo (entre 0 y 14 €/MWh) permitiendo ofertas de venta a precios negativos sin limitar nivel por abajo. Esto último tiene cierto sentido: generadores dispuestos a pagar con tal de no tener que parar para volver a arrancar durante el día. Pero elevar el límite máximo sin duda aumentará la volatilidad (especulación) de los precios y obligará hacer una gestión activa de riesgos de variación de precios (coberturas). No debe confundirse el coste de oportunidad de la compraventa de energía horaria sin redes eléctricas a través del Operador del Mercado (diario o mercados continuos, inclusive intradiarios) con los mercados de servicios auxiliares o complementarios o de ajustes o balances del Operador Técnico del Sistema (equilibrio de flujos de potencia o flujos de cargas con redes). Una cosa es la gestión de mercados de energía como commodity y otra la gestión de redes y equilibrio del sistema (generación/transporte/distribución/consumo) en cada punto de la red en tiempo real.

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 políticas energéticas estatales. Con la bajada de la 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).

Cabe advertir que si se cambia la definición de periodos tarifarios, el impacto en las tarifas de ATR sea la que fuere, será de una subida de aproximadamente 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 barajan aumentar a 9 horas).

Se ha aprobado una bajada de un 16% del fee de remuneración del Operador del Mercado (se mantiene la del Operador del Sistema), que se pagan por todos los consumidores directamente (agente de mercado como Consumidor Directo) o a través de comercializadora ante el Operador del Mercado.

  • Los generadores convencionales (por CIL) y las renovables, cogeneración y residuos (potencia > 1 MW) pagarán 9,37 €/MW (antes 11,16).
  • Los consumidores a través de sus correspondientes comercializadoras y los consumidores actuando como agentes de mercado (figura de consumidor directo) pagarán 0,02657 €/MWh (antes 0,03164) según consumo del último Programa Horario Final (PHF), elevado a barras de central, es decir, el consumo de contador (almacenado en registrador como la potencia promedio de las cuatro potencias máximas cuartohorarias) afectado por el coeficiente horario de pérdidas en las redes eléctricas de distribución y transporte.

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.

Los ayuntamientos también se siguen beneficiando a través de la Ley de Haciendas Locales, de la Tasa por Uso de Vuelo, Suelo y Subsuelo a cliente final (consumidor) de servicios como electricidad, gas natural canalizado, butano y 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. Lo extraño es que dicha Ley prohíbe taxativamente que las suministradoras revelen esa tasa en las facturas a cliente final. Aparte de la carencia de transparencia, y flexibilidad a la autoliquidación, la práctica habitual podría conllevar a ciertas arbitrariedades de tal manera que algunos consumidores (directos) o comercializadoras 'se escapan' y no pagan nada ('se libran de pagar') parcial o totalmente, aunque otros aprovisionan esos importes por si algún día se los reclama cada Ayuntamiento donde están sus suministros (si acaso no ha prescrito o extinguido dicha obligación).

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 provisionales del Operador del Sistema, salvo error metodológico, en los mercados mayoristas, en barras de central, ha caído de una media de 0,75 €/MWh (2019) a 0,03 € /MWh (en enero 2020). Ya veremos cómo cambia este coste 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. 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 ante un repunte de la demanda firme (no interrumpible) del sistema.

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