Boletines de Electricidad - Noviembre 2018

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en octubre cae a 65,08 €/MWh, una bajada de -6,2  €/MWh (-8,69%) respecto a sep. Dicho cierre ha sido 1,31 €/MWh inferior a la previsión de hace un mes (se anticipaba 66,39).

Las cotizaciones a corto plazo anticipan corrección a la baja en Nov a 60,24 €/MWh rebotando en Dic a 61,6. Dichas previsiones suponen caídas de -7,76 (-12,9%) y -6,75 (-11,0%) respecto a las de hace un mes.

El 7 oct 2018 ha entrado en vigor el Real Decreto Ley 15/2018, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. La suspensión temporal (6 meses) del 7% de impuesto sobre los ingresos por venta de producción eléctrica y del Impuesto Especial sobre Hidrocarburos (IEH) a las plantas que consumen gas natural está empezando a influir en corrección de los precios del mercado tanto de contado como de futuros.

No obstante, el tratamiento fiscal (anual) del impuesto sobre ventas (imputable sobre el beneficio de los generadores) no es tan fácil de trasladar al consumidor de forma tangible, máxime si la suspensión cubre menos de tres meses en 2018 y un trimestre y algo más en 2019. Debería de eliminarse de forma permanente pues en algunos casos este impuesto grava un 50%-75% de los beneficios de un generador, conllevando a problemas de cash-flow para pagar los combustibles y fungibles, que están en máximos históricos.

La eliminación del Impuesto Especial sobre Hidrocarburos (IEH) a las plantas que consumen gas natural sí que se deben notar cuanto antes, pero debe solicitarlo el titular de cada planta con carácter inmediato y retroactivo (desde entrada en vigor del RDL15/2018). La eliminación del IEH se notará totalmente cuando se obtenga resolución favorable a todas las plantas que lo soliciten.

Por tanto, la bajada de precios que ha comenzado en octubre ha sido más por temperaturas moderadas y menor demanda respecto sep. Los cambios de tiempo atmosférico y un otoño lluvioso han aumentado el producible eólico e hidráulico, ayudando a frenar la escalada alcista de más de 18 meses consecutivos de subidas de precios de la electricidad a corto, medio y largo plazo. Las revisiones interanuales de las nucleares deben escalonarse para no volver a parar más de una planta a la vez.

Asimismo, las correcciones de los precios internacionales del gas y petróleo, y de los derechos de emisión de CO2 están influyendo en bajadas de los precios de la electricidad a medio, largo y muy largo plazo.

Así, la previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para todo el año 2018 se corrige a 57,13 €/MWh, lo cual supone una bajada de -1,32 €/MWh (-2,3%) respecto a la previsión de hace un mes (58,45). 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. El 2018 sigue en CONTANGO respecto al Carga Base 2017 (52,24 €/MWh), cotizando por encima del valor máximo de los futuros. También 2019 en CONTANGO adicional. Los años siguientes (2020-2023) en BACKWARDATION respecto a 2019.

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

  • Q4 2018: Sufre caída de 67,58 a 62,33 €/MWh. Perdiendo -5,25 €/MWh (-7,8%).

En cuanto a futuros anuales caen todos respecto a valores de hace un mes:

  • Calendar 2018 ha caído de 58,45 a 57,13. Perdiendo -1,3 (-2,3%).
  • Calendar 2019 ha caído de 61,0 a 59,8. Perdiendo -1,2 (-2,0%).
  • Calendar 2020 ha caído de 54,8 a 53,3. Perdiendo -1,5 (-2,7%).
  • Calendar 2021 ha caído de 50,38 a 50,25. Perdiendo -0,13 (-0,26%).
  • Calendar 2022 ha caído de 49,88 a 47,95. Perdiendo -1,93 (-3,9%).
  • Calendar 2023 ha empezado a cotizar el 4 Sep 2018 en 51,15 y cotizaba a 49,6 hace un mes, cayendo a 46,4. Ha perdido -3,3 (-6,6%). Supone el precio anual más barato de los próximos cinco años.

Las previsiones de mercado a medio plazo siguen arrojando precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, pero esa brecha se ha reducido muchísimo. Los precios fijos de las renovaciones de contratos a cliente final están anticipando subidas entre 10 y 15 €/MWh, según nivel de tensión, volumen de consumo o perfil de carga.

Si no caen aún más los precios desorbitantes en el pool y en los futuros a corto y medio plazo, las comercializadoras independientes (no verticalmente integradas en utilities) inclusive las grandes comercializadoras están en riesgo de suspensión de pagos. Algunas están rescindiendo o renegociando contratos en vigor. Se están viendo forzadas a trasladar las subidas a cliente final. Se advierte eventual desaparición de los recientes entrantes que carecen de músculo financiero. Sería lamentable para la competencia y eficiencia del mercado (minorista).

Los consumidores deben revisar dramáticamente sus estrategias de aprovisionamiento. Desde ya, se recomienda negociar contratos de suministro de energía quinquenales, como mínimo, para capturar precios más competitivos. Esa es una alternativa eficaz cuando los presupuestos de la facturación eléctrica se vuelven inviables o infactibles en las próximas dos temporadas sucesivas. 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 2018, como ya habíamos anticipado, lo más novedoso del RDL 15/2018 es que todos los consumidores de la banda de tensión entre 30kV y 36kV pasan automáticamente a la tarifa 6.2, que se redefine de 30kV a 72,5kV. Esto supone una bajada significativa a la industria conectada en zona de distribución de Iberdrola donde la red de media tensión está en 30kV. 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.

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