Boletines de Electricidad - Julio 2018

Sigue escalada alcista del precio spot o de contado del mercado diario (Commodity) en junio alcanzando 58,5, un aumento adicional de +3,5 €/MWh (+6,5%) respecto a mayo. Dicho cierre de junio ha sido 0,4 €/MWh superior al previsto hace un mes (se esperaba 58,1).

Las cotizaciones de Julio cotizan alrededor de 61 €/MWh, esperando que siga subiendo en Ago (62,8), Sep (65,9), se relaje en Oct (65,0), tocando techo en Nov (67,3) y relajándose en Dic (67,1).

Se espera que los precios sigan fluctuando resto de año en una banda acotada entre 55 y 65 €/MWh.

El principal motivo del repunte de los precios del mercado eléctrico ha sido la escalada especulativa de los precios internacionales del gas y del petróleo, y de los derechos de emisión de CO2, acentuada por la depreciación del tipo de cambio del euro frente al dólar, así como por las incertidumbres derivadas de problemas de geopolítica internacional y nacional.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para todo el año 2018 se estima 57,5 €/MWh, lo cual supone una subida de +1,6 €/MWh (+2,8%) respecto a la previsión de hace un mes (55,9). El Calendar 2018 dejó de cotizar en OMIP a 52,41 a finales Dic 2017, siendo máximo 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Así, el 2018 mantiene tendencia en CONTANGO respecto al Carga Base 2017 (52,24 €/MWh), cotizando por encima del valor máximo de los futuros. Los años siguientes (2019-2022) en BACKWARDATION respecto a 2018.

Sube toda la curva forward a corto y medio plazo respecto a valores de hace un mes:

  • Q1 2018: Ha cerrado a 48,13 €/MWh.
  • Q2 2018: Sube de 51,93 al cierre de 52,05 €/MWh. Ganando +0,12 €/MWh (+0,23%).
  • Q3 2018: Sube de 61,80 a 63,20 €/MWh. Ganando +1,40 €/MWh (+2,3%).
  • Q4 2018: Sube de 61,60 a 66,42 €/MWh. Ganando +4,82 €/MWh (+7,8%).

En cuanto a futuros anuales suben todos:

  • Calendar 2018 ha subido de 55,92 a 57,51. Ganando +1,60 (+2,9%).
  • Calendar 2019 ha subido de 52,70 a 55,63. Ganando +2,93 (+5,6%).
  • Calendar 2020 ha subido de 47,66 a 48,50. Ganando +0,84 (+1,8%).
  • Calendar 2021 ha subido de 47,08 a 47,90. Ganando +0,82 (+1,7 %).
  • Calendar 2022 sigue cotizando desde 2 Ene al mismo nivel 2021. Ha empezado a moverse por debajo del 2021 desde viernes 6 de Julio.

Benchmarking a partir de previsiones de mercado a medio plazo sigue a precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, abriéndose brecha conforme mayor factor de utilización de la potencia contratada. Cabe advertir que algunas comercializadoras de grandes utilities no quieren asumir pérdidas (hipotéticamente frente a precios Spot o Futuros), y están ofertando sólo a precio indexado (pass-pool o pass-through)... Así empezó a generalizarse la contratación del gas frente a precio fijo, si bien requiere una gestión activa de cartera mediante hedging a medio y largo plazo, con un seguimiento y control de precios y mercados.

Respecto a las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2018 se suponía que ya no seguiría sin cambios en media tensión, dado que se prevé una demanda en 2018 superior (0,5-1,0%) a la de 2017. Sin embargo, La ley de Presupuestos Generales del Estado (PGE), ya aprobados para este año, establecen la eliminación de la tarifa de ATR 6.1B (entre 30 y 36 kV), y aunque aún no se han revelado los nuevos valores aplicables a los clientes conectados en ese subescalón de tensión (30-36) ni en el inferior (1-30), se supone que bajarán la recaudación por un importe equivalente a 40 millones de euros, compensándose esa pérdida de ingresos desde los PGE al sistema de actividades reguladas del sector eléctrico.

Las tarifas de garantía de potencia (definidas como tarifas variables para los consumidores) también siguen congeladas, si bien es importante destacar que sigue existiendo 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 'encaje de bolillos'.

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, desde Enero 2018 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 a los peajes regionales, suponen poco coste, de momento, pero debería dañar (desgastar) a los políticos en aquellas Comunidades Autónomas (CCAA) que han hecho de 'conejillo de indias' (Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja). Esto ya está contagiando a las demás CCAA. Pronto se aplicarán complementos para Andalucía, Aragón, Asturias, Cantabria, Castilla-León, Extremadura, Galicia, Islas Baleares, Islas Canarias, Madrid, Murcia, Navarra y País Vasco.

   Descargar archivo