Boletines de Electricidad - Mayo 2018

Después de que el precio spot o de contado del mercado diario (Commodity) haya caído brutalmente a 40,2 €/MWh en marzo, comienza una escalada alcista en abril a 42,7, un aumento de +2,5 €/MWh (+6,2%). Dicho cierre de abril es un valor mayor +2,5 €/MWh (+5,9%) sobre media esperada hace un mes (cotizaba 40,1). El principal motivo ha sido la escalada especulativa de los precios del gas y del petróleo y la depreciación del tipo de cambio del euro frente al dólar.

En lo que llevamos de mes, el spot y el futuro de balance de mayo anticipan un mayor repunte del Precio Carga Base en torno a 50,4 €/MWh, que supone una subida de +18% (+7,7 €/MWh) respecto al cierre del Spot de abril, y a la vez una variación alcista de +7,2% (3,6 €/MWh) respecto a las cotizaciones de los futuros de Mayo (46,7 €/MWh) hace un mes.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para todo el año 2018 se estima 54,01 €/MWh, lo cual supone una subida de +2,69 €/MWh (+5,0%) respecto a la previsión de hace un mes (51,32). 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 invierte tendencia y ya está en CONTANGO respecto al Carga Base 2017 (52,24 €/MWh), cotizando muy por encima del valor medio 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 46,63 a 49,89 €/MWh. Ganando +3,26 €/MWh (+7,0%).
  • Q3 2018: Sube de 54,73 a 58,95 €/MWh. Ganando +4,22 €/MWh (+7,7%).
  • Q4 2018: Sube de 55,68 a 58,90 €/MWh. Ganando +3,22 €/MWh (+5,8%).

En cuanto a futuros anuales, suben todos:

  • Calendar 2018 ha subido de 51,32 a 54,01. Ganando +2,69 (+5,2%).
  • Calendar 2019 ha subido de 50,25 a 51,90. Ganando +1,65 (+3,3%).
  • Calendar 2020 ha subido de 47,10 a 47,70. Ganando +0,60 (+1,3%).
  • Calendar 2021 ha subido de 46,40 a 46,65. Ganando +0,25 (+0,5%).
  • Calendar 2022 sigue cotizando desde 2 Ene al mismo nivel 2021.

Benchmarking a partir de previsiones de mercado a medio plazo anticipa 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, hasta que la indexación ganó por goleada frente a precio fijo. La captura de menores precios (por ejemplo, trimestralmente) es plausible con una gestión activa de carteras mediante hedging a medio y largo plazo.

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 de euros 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, 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 que habíamos anticipado, ya que cubre únicamente 5 meses (ene-may).

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

 

El Gobierno ha establecido segunda subasta para resto año (Jun-Dic) durante la cuarta semana de mayo (del día 21 al 25), lo cual redundará en mayor coste anual para conjunto del sistema y, por ende, para consumidores. Los principales cambios en esta subasta son: i) sustitución del producto 90 MW por un producto nuevo 40 MW para aumentar número de empresas oferentes en la subasta; y ii) la exigencia a participantes de no tener deudas pendientes con servicio de interrumpibilidad en 4 años naturales anteriores a nueva temporada. Cabe destacar el oneroso coste de cada subasta que empezó con 1,3 millones euros (2015), superando medio millón desde entonces. Para 2019 sería conveniente una única subasta a finales de este año.

Respecto a los peajes regionales, suponen poco coste, de momento, pero vamos que 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.

Como novedad en esta edición se exponen estadísticos de los futuros anuales (valores mínimos, medios y máximos) durante el tiempo que han cotizado.

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