Boletines de Electricidad - Febrero 2019

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en enero ha subido ligeramente a 61,99 €/MWh, un incremento de +0,2  €/MWh (+0,31%) respecto a dic. Dicho cierre ha sido inferior en -3,42 €/MWh (-5,7%) respecto a la previsión de hace un mes (se anticipaba 59,38), debido a la campaña de fin de año para cerrar lo más caro posible contratos de suministro en 2019. Se repite la misma historia en mercados minoristas, lo cual induce a flexibilizar la contratación en periodos interanuales (estacionales) en vez de anuales (naturales), y a tomar decisiones pasadas las fiestas navideñas.

Las cotizaciones de futuros a corto plazo anticipan dramáticas correcciones de toda la curva forward a la baja respecto a valores de hace un mes.

Viendo los cierres de contado y los balances de febrero se espera caiga a 54,51 €/MWh (-12,1%), y bajadas sucesivas en marzo a 51,25 (-6,0%) y abril a 48,3 (-5,8%).

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 los futuros a largo plazo (2021-2022) y a muy largo plazo (2023-2026) están unos  5 y 10 €/MWh, respectivamente, por debajo del cierre esperado de 2019, año de elecciones locales y regionales en España. Toda la curva forward de electricidad a medio y largo plazo está en BACKWARDATION.

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 especialmente a los derechos de emisión de CO2. La entrada de nuevos agentes financieros (no energéticos) sin posiciones físicas en CO2 están actuando de forma libre (especulativa) en los mercados de CO2 por la falta de regulación, control y supervisión a nivel europeo. Se puede advertir que es un fallo de la regulación pan-europea de un mercado de CO2 meramente ideologizado (politizado) afectando el bolsillo de los consumidores domésticos (hogares/familias) y mermando la competitividad de los productos manufacturados en Europa Occidental frente a otros mercados internacionales.

 La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para este año 2019 cae a 56,8 €/MWh, lo cual supone una bajada de -3,6 €/MWh (-5,9%) respecto a la previsión de hace un mes (60,4). 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 (57,29).

  • Calendar 2019 ha bajado 60,3 a 56,8. Decremento -3,6  (-5,9%).
  • Calendar 2020 ha bajado de 55,5 a 54,5. Decremento -1,0 (-1,8%).
  • Calendar 2021 ha subido de 50,6 a 51,85. Incremento +1,25 (+2,5%).
  • Calendar 2022 ha subido de 48,4 a 49,1. Incremento +0,7 (+1,4%).
  • Calendar 2023 ha subido de 47,5 a 47,8. Incremento +0,3 (+0,6%).
  • Calendar 2024 ha subido de 46,75 a 46,82. Incremento +0,07 (+0,15%).
  • Los años 2025 y 2026 con muy poca liquidez suponen los precios anuales más baratos. Han pasado de 46,4 a 45,5, un decremento de -0,85 €/MWh (-1,8%).

 Las previsiones de precios finales del mercado minorista a medio plazo siguen arrojando precios ligeramente mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, pero la brecha se va reduciendo, con tendencia de cambio de sentido a largo y muy largo plazo.

 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 infactibles en la próxima temporada. 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 donde no se puede elegir el nivel de tensión de suministro (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 en proceso 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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