Boletines de Electricidad - Septiembre 2018

Revienta el precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en Julio y Agosto alcanzando medias máximas del año sucesivamente 61,88 y 64,33 €/MWh, un aumento adicional de +3,4 (+5,8%) de junio a julio y +2,5  €/MWh (+4,0%) de julio a agosto. Dichos cierres han sido 0,88 y 1,58 €/MWh superiores a las previsiones de hace dos meses (se anticipaban 61,0 y 62,7). Como si no pasa nada.

Peor aún, las cotizaciones de Sep cotizan alrededor de 70,4 €/MWh, esperando que siga subiendo en Oct (74,8), Nov (78,7), tocando techo en Dic (78,8).

El motivo del repunte de los precios del mercado eléctrico aparte de la escalada especulativa de los precios internacionales del gas y del 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, hay corrillos que se quejan de cuatro cuestiones clave:

  1. La reciente implantación de los nuevos cambios estructurales a nivel europeo (market coupling) en la gestión de la energía en mercados mayoristas que pretenden una imposible convergencia de precios por las limitaciones físicas de la capacidad de intercambio internacional del mercado español (isla energética).
  2. La progresiva implantación de mercados de commodities continuos (de seis mercados intradiarios de ajuste del commodity se están operando prácticamente ajustes en mercados horarios) prácticamente duplicando el papel de los mercados de ajustes que gestiona el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España), con la diferencia de que en éstos últimos no actúa la demanda (comercializadores, importadores, consumidores directos) mientras que en mercados continuos actúan todos los agentes, tanto compradores como vendedores.
  3. Las nuevas reglas para agregación o neteo de carteras por misma denominación social (CIF/NIF) recientemente aplicadas por el Operador del Mercado, siendo esta nueva regulación un obstáculo para la libertad de gestión de la energía adquirida o vendida en el pool. Esto podría afectar la cuenta de resultados de los agentes vendedores, comercializadores y cogeneradores obligando a posibles nuevas estrategias para la agregación de la energía.
  4. El cambio del Gobierno central que aun no se ha hecho notar en los mercados energéticos, echándose en falta mayor control y supervisión por parte de las autoridades reguladoras, y el envío de globos sonda que avisan amenazas de cierres de plantas nucleares a largo plazo y una mayor apuesta por las renovables a medio plazo. En ese sentido, debería apostarse por potenciar el mantenimiento o la ampliación de la cogeneración, como la herramienta más eficaz en ahorro y eficiencia energética.

La previsión del Precio Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para todo el año 2018 se estima 60,9 €/MWh, lo cual supone una subida de +3,3 €/MWh (+5,5%) respecto a la previsión de hace dos meses (57,5). 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 mantiene tendencia en CONTANGO respecto al Carga Base 2017 (52,24 €/MWh), cotizando por encima del valor máximo 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 dos meses:

  • Q1 2018: Ha cerrado a 48,13 €/MWh.
  • Q2 2018: Ha cerrado a 52,05 €/MWh.
  • Q3 2018: Sube de 63,20 a 65,50 €/MWh. Ganando +2,3 €/MWh (+3,6%).
  • Q4 2018: Sube brutalmente de 66,42 a 77,38 €/MWh. Ganando +10,96 €/MWh (+16,5%). Puede suponer un claro abuso de poder dominante susceptible de una sanción ejemplar.

En cuanto a futuros anuales suben todos respecto a valores de hace dos meses:

  • Calendar 2018 ha subido de 57,51 a 60,86. Ganando +3,34 (+5,8%).
  • Calendar 2019 ha subido de 55,63 a 63,91. Ganando +8,28 (+14,9%).
  • Calendar 2020 ha subido de 48,50 a 56,88. Ganando +8,38 (+17,3%).
  • Calendar 2021 ha subido de 48,4 a 53,0. Ganando +4,6 (+9,5%).
  • Calendar 2021 ha subido de 47,9 a 52,9. Ganando +5,0 (+10,4%).

Las previsiones de mercado a medio plazo siguen arrojando precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, pero se prevé que esa brecha se va a ir reduciendo progresivamente. Si no se revierte la situación y se consolidan las subidas, las comercializadoras se verán forzadas a trasladar las subidas a cliente final. Se advierte eventual desaparición de los recientes entrantes que carecen de músculo financiero o bien no tienen actividades verticalmente integradas en toda la cadena de valor de la energía. Sería lamentable para la competencia y eficiencia del mercado.

A la vista de las citadas previsiones anuales, los consumidores industriales deben revisar dramáticamente sus estrategias de aprovisionamiento. Desde ya, se recomienda empezar a 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.

Respecto a las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2018 está a punto de aprobarse un ATR adicional en el ejercicio 2013 como Suplementos Territoriales para todas las Comunidades Autónomas (CCAA) peninsulares: Andalucía, Aragón, Principado de Asturias, Cantabria, Castilla-La Mancha, Castilla y León, Cataluña, Extremadura, Galicia, La Rioja, Madrid, La Región de Murcia, Navarra y Comunitat Valenciana. Esta medida podría ser ilegal y recurrible al haber pasado ya 4-5 años desde 2013. Sigue habiendo dudas razonables sobre el destino final de esos subsidios a los presupuestos de los gobiernos regionales. La vaca eléctrica se está quedando sin leche. Esto se veía venir cuando se establecieron peajes adicionales para Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja, ahora son todas las CCAA. Y se empieza con FEE’s insignificantes sometidos a posteriores subidas.

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