Boletines de Electricidad - Febrero 2018

El precio spot o de contado del mercado diario (Commodity) ha cerrado a 49,98 €/MWh en mes de enero 2018. Dicho nivel supone un valor mayor +1,26 €/MWh (+2,5%) sobre media esperada (Spot & Balance Dic) hace un mes (cotizaba 48,72). La mayor demanda (invierno), el repunte inducido (manipulado por algunos países miembros OPEP) de los precios internacionales de los combustibles y el abuso excesivo de más exportaciones de España a Francia ha influido en esta subida.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para todo el año 2018 se estima 51,37 €/MWh, lo cual supone una caída de -0,54 €/MWh (-1,1%) respecto a la previsión de hace un mes (51,91). El Calendar 2018 dejó de cotizar en OMIP a 52,41 a finales de diciembre de 2017, siendo máximo 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Así, el 2018 está en backwardation respecto al Carga Base 2017 (52,24 €/MWh), pero cotizando por encima del valor medio de los futuros.

En lo que llevamos de mes y el futuro de balance de febrero anticipan un repunte del Precio Carga Base en torno a 53,26 €/MWh, que supone una subida de +6,6% (+3,3 €/MWh) respecto al Spot de Ene 2018, pero a la vez anticipa una caída de -2,0% (-1,04 €/MWh) respecto a los futuros de Feb 2018 (54,3 €/MWh) hace un mes.

Los futuros caen en toda la curva forward (a medio y largo plazo), respecto a valores de hace un mes. A corto siguen estables.

  • Q1 2018: prácticamente se mantiene, en torno a 50,44 €/MWh.
  • Q2 2018: Cae de 50,50 a 48,85 €/MWh. Perdiendo -1,65 €/MWh (-3.3%).
  • Q3 2018: Cae de 53,25 a 52,90 €/MWh. Perdiendo -0,35 €/MWh (-0,7%).
  • Q4 2018: Cae de 53,40 a 53,23 €/MWh. Perdiendo -0,17 €/MWh (-0,3%).

En cuanto a contratos de futuros anuales, de 2020 a 2022 caen todos 1,55 €/MWh (3,2%):

  • Calendar 2019 se mantiene en torno a 49,05 €/MWh (nivel similar hace un mes).
  • Calendar 2020 ha caído de 48,25 a 46,70.
  • Calendar 2021 ha caído de 47,75 a 46,20.
  • Calendar 2022 ha empezado a cotizar desde el 2 Ene al mismo nivel del 2021.

Benchmarking a partir de previsiones de mercado a medio plazo sigue arrojando precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, si bien la brecha se va estrechando un poco. De hecho, hay algunas comercializadoras de las grandes utilities que ya no quieren ir a pérdidas (hipotéticamente frente a precios Spot o Futuros), y están ofertando sólo a precio indexado (pass-pool / pass-through).

Las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2018 se mantienen sin cambios en baja, media y alta tensión, dado que se prevé una demanda en 2018 superior (0,5-1,0%) a la de 2017.

Las tarifas de garantía de potencia (definidas como tarifas variables para los consumidores) también siguen congeladas, si bien es importante destacar que hay un enorme descuadre entre los costes del sistema (352,46 Millones €) asociados a la remuneración del cargo por capacidad que cobran los generadores térmicos (CCGT’s) frente a lo que pagamos todos los consumidores (736,55 Millones €) de forma directa en mercado mayorista (OS) o a través de comercializadora. Estamos hablando de un concepto que ha venido utilizando el Gobierno desde la liberalización del mercado, como una variable de holgura, para financiar otros conceptos ajenos al objetivo para el cual se ha constituido esa tarifa (cobro a consumidores) o incentivo (pago a generadores). Son unos 384 Millones € para ÔÇ£encaje de bolillosÔÇØ.

Respecto a los FEE’s de remuneración de operadores del mercado (OMIE) y del sistema eléctrico (REE), después de un cierto tiempo que llevaban congelados, se ha producido una subida media de 35,5% y 17,6%, respectivamente:

  • Generadores > 1 MW:
    • Fee OMIE sube de 8,73 a 11,83 €/MW disponible.
    • Fee OS sube de 38,43 a 48,18 €/MW disponible.
  • Consumidores (de forma indirecta por Comercializadora):
    • Fee OMIE sube de 0,02476 a 0,03357 €/MWh.
    • Fee OS sube de 0,10865 a 0,12772 €/MWh.

Respecto al FEE por Gestión de la Demanda, la subasta para 2018 celebrada antes de Nochebuena, ha supuesto una caída del 29% del coste total anual, en línea con lo anticipado.

SUBASTAS DE INTERRUMPIBILIDAD (GESTION DEMANDA INTERRUMPIBLE)

 

Capacidad

Precio Medio

Coste Anual

Variación

Meses

Año

MW

€/MW/año

Millón€/año

M€/año

%

 

2015

3.020

168.166

      507,9 €

 

 

12

2016

2.890

173.973

      502,8 €

-    5,1 €

-1,0%

12

2017

2.975

176.420

      524,8 €

    22,1 €

4,4%

12

2018

2.600

143.393

      372,8 €

- 152,0 €

-29,0%

5

Es muy importante saber gestionar esta información, ya que podría suponer una subida de aprox.  1,3 €/MWh en el Término de Energía de los contratos de suministro eléctrico en vigor o recientemente suscritos antes de 1 de enero 2018, pero sólo durante los primeros 5 meses del año (Ene-May), y una bajada de aprox. 3,3 €/MWh a partir de 1 de junio 2018. Parece que el Operador del Sistema está aplicando una tarifa plana para todo el año, en torno a 1,5 €/MWh, repercutiendo el coste anual entre la demanda anual estimada con la real en lo que llevamos de año y la prevista para el resto del año. Os recordamos que dichos precios han sido estimados en barras de central, por tanto, deben considerarse los coeficientes de pérdidas para facturación a cliente final. ÔÇ£Quien calla, otorgaÔÇØ. Desde luego, es muy probable que las comercializadoras ÔÇ£no muevan fichaÔÇØ por la variación de este concepto, excepto en aquellos casos en los que se factura de forma ÔÇ£transparenteÔÇØ y explícita (pass-through del Operador del Sistema a Cliente Final). Nosotros encantados de aportar valor (servicio) analizando caso por caso y haciendo escuela, ya que la facturación de este concepto no es nada trivial.

Respecto a los peajes regionales, nos consta que muchas comercializadoras ya los han venido facturando a cliente final, si bien suponen poco coste, de momento, pero vamos que debería dañar (desgastar) a los políticos en aquellas Comunidades Autónomas (CCAA) que han hecho de ÔÇ£conejillo de indiasÔÇØ (Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja). Este cambio regulatorio ha tenido muy poca difusión en medios de prensa, radio y TV, convencionales y digitales. Tal como hemos comentado antes, esto ya se está contagiando a las demás CCAA, de hecho se están estimando esos complementos para Andalucía, Aragón, Asturias, Cantabria, Castilla-León, Extremadura, Galicia, Islas Baleares, Islas Canarias, Madrid, Murcia, Navarra y País Vasco.

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