Boletines de Electricidad - Noviembre 2019

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) rebota en OCT a 47,2 €/MWh, variación de +5,1 €/MWh (+12,0%) respecto SEP. Dicho cierre ha sido superior en +1,0 €/MWh (+2,1%) respecto a la previsión de hace un mes (se anticipaba 46,2) debido a una mayor demanda y mayor participación de térmicas en cobertura de la demanda, entre otras razones.

No obstante, se espera una brutal caída de los precios  en NOV y DIC a niveles sorprendentemente más bajos que los previstos hace un mes:, dando lugar a un cierre del cuarto trimestre no visto desde hace muchos años:

  • NOV  40,0, cayendo -7,2 €/MWh (-15,3%) respecto OCT, se anticipaba 53,5 hace un mes. La caída es de -13,5 €/MWh (-33,9%) respecto a previsión de hace un mes. Se debe a la mayor eolicidad y menores precios de balances de gas en el mercado secundario MIBGAS. Ha habido días de pool con una media de 18 €/MWh.
  • DIC 48,9, subiendo +8,9 €/MWh (+22,4%) respecto a NOV, pero se anticipaba 56,1. La previsión supone una corrección bajista de -7,2 €/MWh (-14,6%) respecto a valores de hace un mes.

Se mantiene el perfil de la curva de precios forward. El 2019 se hunde respecto al 2018. Calendar 2020 sigue en CONTANGO respecto 2019, pero con fuerte tendencia bajista, resto de años en BACKWARDATION, desde 2021 hasta 2026. La caída de futuros a muy largo plazo se debe principalmente a la expansión de la generación renovable (principalmente solar) y autogeneración (autoconsumo) mediante Acuerdos de CompraVenta de Energía Eléctrica (Power Purchase Agreements) entre comercializadores/traders y promotores/constructores, como instrumentos financieros haciendo bancables las nuevas inversiones. Ya veremos cuántos de esos proyectos llegan a conectarse a la red y si se mantiene el previsible déficit de ingresos del sector eléctrico. Cuidado con los riesgos regulatorios. Hay que ver la letra pequeña de los contratos (cláusulas de salvaguarda).

Como ya sabéis, el precio SPOT Carga Base 2018 batió record histórico al alza (únicamente por debajo de 2008) cerrando a 57,29 €/MWh, sabiendo que los futuros 2018 alcanzaron máximo 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Así, el cierre del contado (spot) ha resultado casi 4 €/MWh superior al valor máximo del futuro.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2019 cae a 48,78 €/MWh, siendo menor -1,64 €/MWh (-3,2%) respecto a la previsión de hace un mes (50,42). 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 revertido en BACKWARDATION respecto al Carga Base 2018 (57,29), pero sigue cotizando por debajo del valor máximo, acercándose al valor medio de futuros.

Cae toda la curva forward hasta 2023, y sube levemente a muy largo plazo (debido a PPA’s):

  • Calendar 2019 ha bajado de 50,42 a 48,78. Decremento -1,64 €/MWh (-3,24%).
  • Calendar 2020 ha bajado de 55,30 a 53,50. Decremento -1,80 (-3,25%).
  • Calendar 2021 ha bajado de 53,20 a 52,0. Decremento -1,20 (-2,26%).
  • Calendar 2022 ha bajado de 49,00 a 47,90. Decremento -1,10 (-2,24%).
  • Calendar 2023 ha bajado de 47,58 a 46,90. Decremento -0,68 (-1,43%).
  • Calendar 2024 ha bajado de 47,00 a 44,90. Decremento -2,10 (-4,47%).
  • Calendar 2025 ha bajado de 44,60 a 42,90. Decremento -1,70 (-3,81%).
  • Calendar 2026 ha bajado de 44,30 a 41,90. Decremento -2,40 (-5,42%).

Por fin, según lo que anticipábamos, los precios finales indexados al mercado a medio plazo resultan ser más atractivos que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo. Por ello, no se recomienda fijar precios para el 100% del volumen (único click) en 2020-2026. Conviene indexar una parte a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through) haciendo coberturas parciales (por ejemplo, 50%), aumentando el volumen total cubierto poco a poco (estrategia multi-click). En lo que va de media, esta estrategia ha supuesto sendos costes evitados (ahorros) en 2019 y también se espera lo mismo a futuro 2020-2021.

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 se sabe lo que pueda surgir con eventuales cambios de gobierno. Es recomendable no asumir el 100% de los riesgos regulatorios (hay que protegerse contractualmente entre partes).

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 partiendo del 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). Ojo con los posibles cambios anunciados en los valores máximos y mínimos del mercado eléctrico. Parece una locura multiplicar por más de 15 el tope máximo, no así permitir precios negativos (por ejemplo: generadores dispuestos a pagar con tal de no tener que parar para volver a arrancar durante el día). Sin duda aumentará la volatilidad de los precios y la necesidad de hacer gestión de riesgos de precios (coberturas).

Soplan sendos cambios metodológicos en cálculo de las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 1 de enero de 2020. Se supone que serán tarifas aditivas, que remunerarán únicamente los costes de redes eléctricas, pero aún no se sabe cómo van a recaudarse los costes de los horrores de políticas energéticas de los distintos gobiernos (no se salva ninguno). Con la supuesta anunciada bajada de remuneración de las actividades reguladas, muy probablemente se materialice una sustancial bajada de las nuevas tarifas de ATR, pero penalizando más los excesos de potencia y de reactiva (cuando supera el 33% del consumo de activa). Aparte, no se sabe si se van a definir costes como los de los fees de los operadores del mercado y del sistema que se pagan por todos los consumidores porque se sacaron de las tarifas de ATR, pero sin reducirlas y cobrando nuevos fees a través de las comercializadoras ante los Operadores del Mercado y del Sistema. Uno ya no sabe a qué atenerse cuando le prometen una bajada, dejando en el aire estas lagunas regulatorias. Lo ideal es que los horrores de política energética se financien contra los Presupuestos Generales del Estado, pues son medidas que supuestamente han tomado los gobiernos para beneficiar a todos los ciudadanos, y no sólo a los consumidores de energía.

Respecto a Suplementos Territoriales de ATR 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. Las CCAA deberían reducir gastos igual que toda la Administración pública, en general, para evitar búsqueda novedosa de ingresos a costa de los consumidores.

La subasta de interrumpibilidad del segundo semestre 2019 ha sido aún más eficiente que la del primer semestre, cayendo coste semestral un 6,1%. Esto supone un ajuste adicional del precio de la interrumpibilidad a un nivel medio de unos 0,77 €/MWh en barras de central, a partir de las liquidaciones del Operador del Sistema del mes de Julio, afectadas por los coeficientes de pérdidas en redes eléctricas para cuantificar el precio en barras de consumo. La media del primer semestre ha estado en torno a 0,81 €/MWh. La bolsa de interrumpibilidad ha caído brutalmente desde 2017 (unos 500 M€) hasta 2018 (aprox. 196 M€), lo cual supone pérdida de competitividad en los costes netos de suministro eléctrico para la gran industria (interrumpible) en España. Ya veremos cómo cambia este coste con el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, exclusivo para la reducción de costes energéticos de 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).

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