Boletines de Electricidad - Mayo 2018

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en abril sube a 50,41 €/MWh, un incremento de +1,6 €/MWh (+3,3%) respecto a marzo. Dicho cierre ha sido superior en +0,37 €/MWh (+0,7%) respecto a la previsión de hace un mes (se anticipaba 50,04). Si bien en primavera y especialmente en Semana Santa cae la demanda, hemos tenido un mes de campañas por las elecciones generales (Congreso de los Diputados y Senado), y aun no se ha notado la nueva aplicación de los impuestos (realmente tasas no desgravables) sobre Venta de Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y sobre el consumo de gas (Impuesto Especial sobre Hidrocarburos IEH) para las plantas de generación. Y seguimos hasta el 26 de mayo mareando la perdiz con las campañas de elecciones locales (municipales), regionales (autonómicas) y europeas. Con lo cual aún se esperan precios moderados a medio-largo plazo e inclusive con leve tendencia bajista a corto plazo. 

Viendo los cierres de contado y los balances de mayo se espera caiga a 48,98 €/MWh (-2,8%), y subidas sucesivas en junio a 51,6 (+5,4%) siguiendo una tendencia estacional de repuntes moderados hasta el verano julio 54,4 (+5,4%) y agosto 55,6 (+2,3%), y mayores subidas a la vuelta del cole septiembre 58,4 (+5,0%) y Q4 2019 a 61,9 (OCT 59,4; noviembre 62,4; diciembre 63,9). Este cambio desde junio se debe en parte a que ya ha terminado el experimento de suspensión temporal del IVPEE y del IEH. Por otra parte, también se debe a subidas de temperaturas en verano, así como a la subida contenida de los combustibles. 

Las volatilidades de los precios internacionales del petróleo, gas, derechos de emisión de CO2 y tipo de cambio euro/dólar americano siguen introduciendo mayores incertidumbres 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) siguen en BACKWARDATION, entre unos  4 y 9 €/MWh, respectivamente, por debajo del cierre esperado de 2019. La caída de los futuros a muy largo plazo se debe principalmente a la expansión de la generación renovable mediante los clásicos Acuerdos de CompraVenta de Energía Eléctrica (Power Purchase Agreements) entre comercializadores/traders y promotores independientes. 

El precio Carga Base 2018 cerró a 57,29 €/MWh, sabiendo que los futuros Calendar 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 55,8 €/MWh, siendo inclusive menor -0,6 €/MWh (-1,0%) respecto a la previsión de hace un mes (56,4). 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 está en BACKWARDATION respecto a 2018 (57,29), no obstante se aprecian tremendas bajadas de las cotizaciones a muy largo plazo, a tener en cuenta en presupuestos lejanos:

  • Calendar 2019 ha bajado de 56,4 a 55,8. Decremento -0,6 €/MWh (-1,0%).
  • Calendar 2020 ha bajado de 55,75 a 55,55. Decremento -0,2 (-0,36%).
  • Calendar 2021 ha bajado de 50,90 a 50,73. Decremento -0,17 (-0,33%).
  • Calendar 2022 ha bajado de 49,15 a 48,30. Decremento -0,85 (-1,73%).
  • Calendars 2023, 2024, 2025 y 2026 han caído 1,0 €/MWh a niveles de 47,0  46,0 45,5  y 45,0  respectivamente.
  • Calendar 2026 tiene muy poca liquidez pero a los precios anuales más baratos. 

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 dramáticamente, con tendencia de cambio de sentido a largo y muy largo plazo. Por ello, no se recomienda fijar precios de golpe y porrazo (único click) en 2019-2020 porque tenemos precios que baten récord histórico de últimos 5 y 10 años, pero si indexarse a los precios del mercado (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). 

Los consumidores deben revisar sus estrategias de aprovisionamiento y 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. Cabe recordar que 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). No obstante, cada vez hay más altas de Consumidores Directos  en el pool. 

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. 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. 

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 Transisión a la Competencia). 

Respecto a las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2019 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. 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 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. Curiosamente, de esto nadie habla en campañas regionales y municipales, supuestamente por ignorancia o desconocimiento. 

Se sigue manteniendo la tarifa de garantía de potencia en enero 2019. 

Los fees de operadores de mercado y del sistema han bajado en enero 2019 y deberían haberse repercutido en las facturaciones de los contratos de compraventa de energía eléctrica:

  • 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). 

Lo mismo aplica para la subasta de interrumpibilidad del primer semestre 2019, que 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,…). De momento, el proyecto aún sigue puliéndose después de la consulta pública. 

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