Boletines de Electricidad - Octubre 2018

Revierte precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en septiembre cayendo a 66,4 €/MWh, una bajada de -4,9 €/MWh (-6,8%) de agosto a septiembre. Dicho cierre ha sido 8,3 €/MWh inferior a la previsión de hace un mes (se anticipaba 74,7).

Las cotizaciones a corto plazo anticipan aún subida en Nov a 68,0 €/MWh tocando techo en Dic (68,4).

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. Se supone que debe repercutir en reducciones de los precios del mercado mayorista y de los contratos bilaterales físicos de compraventa entre generadores y compradores por los menores costes de producción de energía eléctrica derivados de la suspensión temporal (6 meses) del 7% de impuesto sobre los ingresos por venta de producción eléctrica, porque su aplicación ha sido automática (por oficio). No obstante, el tratamiento fiscal (anual) de dicho impuesto (imputable sobre el beneficio de los generadores) no es tan fácil de trasladar al consumidor de forma tangible, máxime si la suspensión cubre sólo tres meses en 2018 y otros tres en 2019. Debería 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.

Mientras que la eliminación del Impuesto Especial sobre Hidrocarburos (IEH) a las plantas que consumen gas natural sí que se puede notar 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 en breve en el mercado mayorista una vez se obtenga resolución favorable a todas las plantas que lo soliciten.

Por tanto, la bajada de precios en Sep ha sido más por temperaturas moderadas y menor demanda respecto Ago. Los cambios de tiempo atmosférico y un otoño lluvioso se espera aumenten el producible eólico, y ayuden a contener (frenar) la escalada alcista de más de 18 meses consecutivos de subidas de los precios de la electricidad y también en los futuros a corto, medio y largo plazo. Las revisiones interanuales de las nucleares deben escalonarse para no volver a parar tres plantas a la vez.

En sentido contrario, siguen las presiones alcistas por elevados precios internacionales del gas y petróleo, y de los derechos de emisión de CO2, acentuada por la depreciación del tipo de cambio del euro frente al dólar, y las incertidumbres derivadas de problemas de geopolítica internacional y nacional. Aún no se vislumbra un respiro.

Así, la previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para todo el año 2018 se estima 58,5 €/MWh, lo cual supone una bajada de -2,4 €/MWh (-4,1%) respecto a la previsión de hace un mes (60,9). 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:

  • Q1 2018: Ha cerrado a 48,13 €/MWh
  • Q2 2018: Ha cerrado a 52,05 €/MWh
  • Q3 2018: Ha cerrado a 65,77 €/MWh, en línea con previsión mes pasado
  • Q4 2018: Sufre corrección brutal de 77,38 a 67,58 €/MWh. Perdiendo -9,8 €/MWh (-12,7%)

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

  • Calendar 2018 ha caído de 60,9 a 58,5. Perdiendo -2,4 (-4,0%)
  • Calendar 2019 ha caído de 63,9 a 61,0. Perdiendo -2,9 (-4,6%)
  • Calendar 2020 ha caído de 56,9 a 54,8. Perdiendo -2,1 (-3,7%)
  • Calendar 2021 ha caído de 53,0 a 50,4. Perdiendo -2,6 (-4,9%)
  • Calendar 2022 ha caído de 52,9 a 49,9. Perdiendo -3,0 (-5,7%)
  • Calendar 2023 ha empezado a cotizar el 4 Sep 2018 en 51,15 y actualmente cotiza a 49,6

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 está reduciendo progresivamente. Los precios fijos de las renovaciones de contratos a cliente final están anticipando subidas entre 10 y 20 €/MWh, según nivel de tensión, volumen de consumo o perfil de carga.

Si no se revierte la coyuntura de precios desorbitantes en el pool y la operación técnica, las comercializadoras independientes (no verticalmente integradas en utilities) inclusive las grandes comercializadoras están en riesgo de suspensión de pagos y pueden ir a la quiebra, a menos que rescindan o renegocien 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 de las empresas comercializadoras o generadoras. Esa es una alternativa eficaz cuando los presupuestos de la facturación eléctrica se vuelven inviables o infactibles. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos. En ese sentido, el RDL 15/2018 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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