Boletines de Electricidad - Junio 2019

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en mayo cae a 48,39 €/MWh, decremento de -2,0  €/MWh (-4,0%) respecto a abril. Dicho cierre ha sido inclusive inferior en -0,6 €/MWh (-1,2%) respecto a la previsión de hace un mes (se anticipaba 48,98). Hemos tenido un mes de campañas por las elecciones locales, regionales y europeas, y no se ha notado la aplicación del Impuesto (realmente tasa no desgravable) sobre Venta de Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y sobre el consumo de gas (Impuesto Especial sobre Hidrocarburos IEH) para las plantas de generación. Se esperan precios bajos-moderados a corto-medio plazo y recuperación de precios a largo plazo.

Viendo los cierres de contado y los balances de junio se espera caiga a 46,4 €/MWh (-4,1%), y subida en julio a 49,9 (+7,5%), caída moderada en agosto 48,95 (-1,9%), y subidas sucesivas a la vuelta del cole septiembre 52,3 (+6,8%) y Q4 2019 a 58,7 (OCT 57,1; NOV 59,2; DIC 59,9). Este cambio desde junio se debe principalmente a la caída de los costes de la materia prima (gas indexado al crudo y sus derivados), que está sufriendo un fuerte correctivo a corto, medio y largo plazo.

Sólo el precio del 2020 sigue en CONTANGO, pero con fuerte tendencia bajista, resto de años en BACKWARDATION hasta 2026. La caída de los futuros a muy largo plazo se debe principalmente a la expansión de la generación renovable y autogeneración (autoconsumo) mediante clásicos Acuerdos de Compra Venta de Energía Eléctrica (Power Purchase Agreements) entre comercializadores/traders y promotores independientes, como instrumentos financieros que hacen bancables las nuevas inversiones.

Como ya sabéis, el precio SPOT Carga Base 2018 cerró a 57,29 €/MWh, sabiendo que los futuros de 2018 alcanzaron máximo 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 siguen actuando de forma libre, frenética y descontrolada (especulativa) en los mercados de CO2 por la falta de regulación, control y supervisión a nivel europeo. Denota fallo de regulación pan-europea de un mercado de CO2 meramente ideologizado (politizado) afectando el bolsillo de consumidores domésticos (hogares/familias) y mermando la competitividad de 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 2019 cae a 53,12 €/MWh, siendo inclusive menor -2,73 €/MWh (-4,9%) respecto a la previsión de hace un mes (55,85). 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, ha cambiado recientemente a BACKWARDATION respecto al Carga Base 2018 (57,29 €/MWh), pero sigue cotizando por debajo del valor máximo y por encima del valor medio de los futuros.

La curva forward muestra leves subidas de las cotizaciones a largo y muy largo plazo, a tener en cuenta en presupuestos lejanos, se podría deducir que ya han tocado fondo:

  • Calendar 2019 ha bajado de 55,85 a 53,12. Decremento -2,73 €/MWh (-4,9%).
  • Calendar 2020 ha bajado de 55,55 a 55,30. Decremento -0,25 (-0,45%).
  • Calendar 2021 ha subido de 50,73 a 51,75. Incremento +1,02 (+2,0%).
  • Calendar 2022 ha subido de 48,30 a 49,05. Incremento +0,75 (+1,6%).
  • Calendar 2023 ha subido de 47,00 a 47,89. Incremento +0,89 (+1,9%).
  • Calendars 2024 y 2025 han subido 0,97 €/MWh a niveles de 46,97  y 46,47, respectivamente.
  • Calendar 2026 tiene poca liquidez pero ha ido subiendo poco a poco de 45,0 a 46,47 €/MWh, un incremento de +1,47 (+3,3%) alcanzando ya el mismo nivel del 2025. Justamente es el coste variable medio estimado de una planta de ciclo combinado (CCGT).

Las previsiones de precios finales del mercado minorista a medio plazo ya empiezan a igualarse con las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, la brecha se ha ido reduciendo dramáticamente, con tendencia de cambio de sentido. Por ello, no se recomienda fijar precios de golpe y porrazo (único click) en 2019-2020. Conviene indexarse a los precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through) haciendo coberturas parciales (por ejemplo, branches de 20%-25%) aprovechando precios futuros más bajos en determinados meses, trimestres o semestres o años, y aumentar el volumen total cubierto poco a poco (estrategia multi-click). En lo que va de media, esta estrategia ha supuesto sendos ahorros (costes evitados).

Estas nuevas estrategias de aprovisionamiento requieren reorganizarse internamente para facilitar toma de decisiones. 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 actual o próxima temporada. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos.

El nuevo tratamiento de los autoconsumos vuelve a dar mayor libertad de contratación del suministro de las fábricas asociadas a la cogeneración y demás tecnologías. Cuidado asumir 100% los riesgos regulatorios en decisiones de inversión en proyectos de autogeneración para autoconsumo o bien exportación de excedentes. El nuevo Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, viene a mejorar el tratamiento de los excedentes de autoproducción a nuevos proyectos, si bien no reconoce retroactividad a instalaciones existentes. Aún así, las distribuidoras advierten que ambas normativas siguen necesitando desarrollo de normativa específica a nivel técnico (ITC’s = Resoluciones, Procedimientos, contratos de acceso y conexión a la red de distribución) para que despegue definitivamente la promoción de la generación distribuida orientada a autoconsumo sea con renovables o bien otras tecnologías. Estamos recorriendo ese camino al parecer irreversible, pero nunca lo que pueda surgir con eventuales cambios de gobierno.

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. Desde la agregación de zonas o perímetros de equilibrio (mercados locales) hasta la contratación bilateral física de plantas ya amortizadas desde el Marco Legal y Estable (mercado regulado) siendo sobreremuneradas gracias a la liberalización del mercado (inclusive habiendo cobrado costes hundidos, los famosos CTC’s – Costes de Transición a la Competencia).

Aunque se avizoran cambios metodológicos en el cálculo de las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2020 aún se siguen manteniendo los peajes, incluyendo la fusión de los niveles de tensión entre 30 kV y 72,5 kV en la tarifa 6.2A (desde 7 Oct 2018).

Respecto a los Suplementos Territoriales se han extendido 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 sigue manteniendo la tarifa de garantía de potencia en enero 2019. Ya veremos los nuevos cambios en 2020.

Los fees de operadores de mercado y del sistema han bajado 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 del 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. Vamos a ver lo que resulta para el segundo semestre 2019, en la segunda subasta prevista entre el 17 y 21 Junio 2019.

Como novedad industrial, aún se sigue puliendo 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 surgiendo y aplicándose (redes de reparto cerradas,…).

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