Boletines de Electricidad - Septiembre 2019

El precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) se desploma en agosto a 44,96 €/MWh, variación de -6,5  €/MWh (-12,6%) respecto a julio. Dicho cierre ha sido inferior en -6,04 €/MWh (-13,4%) respecto a la previsión de hace dos meses (se anticipaba 51,0) debido a una menor demanda casada en mercado, efecto de creciente autogeneración para autoconsumo y exportación (gratis) vertida a la red, mayor oferta de generación con estrategia de tomadores de precio, y menores precios del gas, entre otras razones. Cabe decir que la media en agosto es la menor del año, inclusive por debajo de la primavera/Semana Santa. Hemos tenido un verano con grandes volatilidades en los mercados de combustibles. Aún con atentados terroristas en alta mar y en tierra firme, se esperan bajadas sucesivas de precios en septiembre y una recuperación de precios en otoño-invierno por la mayor demanda, si bien se advierte que los precios del gas y derivados del petróleo están muy frenados a medio, largo y muy largo plazo, con una fuerte tendencia de reversión por debajo de valores medios históricos. La progresiva reducción del uso de combustibles fósiles y el aumento de la oferta de gas pueden llevar los precios de la materia prima a niveles mínimos en 2020, si bien a corto y medio plazo se observa fuerte presión alcista. 

Viendo los cierres de contado OMIE y los futuros de balances de mes de SEP se espera una caída a un nivel de resistencia de 41,7 (-7,3%%), repuntando en el cuarto trimestre, OCT 50,5 (+21,2%), NOV 62,0 (+22,8%) y DIC 62,8 (+1,3%). Este cambio se debe supuestamente a la tensión (especulación) en los precios del crudo y del gas creada por ataques terroristas en Arabia Saudí, acentuada por la campaña de Navidad, renovaciones  de contratos de suministro para la próxima temporada, ajustes de cuentas y resultados de las actividades en competencia, etc. 

Aún así se mantiene el perfil de la curva de precios forward. Calendar 2020 sigue en CONTANGO, 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 clásicos Acuerdos de CompraVenta de Energía Eléctrica (Power Purchase Agreements) entre comercializadores/traders y promotores independientes, como instrumentos financieros que hacen 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. 

El precio SPOT Carga Base 2018 batió record histórico (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. 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 sigue actuando de forma libre, frenética y descontrolada (especulativa) en los mercados de CO2 por la falta de regulación, control y supervisión a nivel europeo. Sigue latente este 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 52,02 €/MWh, siendo menor -1,68 €/MWh (-3,2%) respecto a la previsión de hace dos meses (53,7). Cabe recordar que el contrato de futuros Calendar 2019 dejó de cotizar en OMIP a 61,9 a finales de diciembre 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 €/MWh), pero sigue cotizando por debajo del valor máximo y por encima del valor medio de futuros. 

Cae toda la curva forward, excepto año 2021, con mayores bajadas de las cotizaciones a muy largo plazo (debido a PPA´s):

  • Calendar 2019 ha bajado de 53,70 a 52,02. Decremento -1,68 €/MWh (-3,1%).
  • Calendar 2020 ha bajado de 56,75 a 56,60. Decremento -0,15 (-0,3%).
  • Calendar 2021 ha subido de 53,15 a 53,75. Incremento +0,60 (+1,1%).
  • Calendar 2022 ha bajado de 49,90 a 49,45. Decremento -0,45 (-0,9%).
  • Calendar 2023 ha bajado de 48,13 a 47,80. Decremento -0,33 (-0,7%).
  • Calendar 2024 ha bajado de 47,05 a 46,95. Decremento -0,10 (-0,2%).
  • Calendar 2025 ha bajado de 46,55 a 44,55. Decremento -2,0 (-4,3%).
  • Calendar 2026 ha ido cayendo por debajo ya del nivel 2025, pasando de 46,55 a 44,25. Decremento -2,3 (-4,9%). Supone aproximadamente el coste variable medio estimado de una planta equivalente a un gran ciclo combinado (CCGT). 

Las previsiones que arrojan los precios finales indexados al mercado ya empiezan a igualarse a medio plazo con las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, la brecha se ha ido reduciendo dramáticamente, con tendencia de cambio de sentido inclusive desde inicios de año para ciertos perfiles de carga. Por ello, no se recomienda fijar precios para el 100% del volumen (único click) en 2019-2021. Conviene indexarse a precios del mercado mayorista (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). En lo que va de media, esta estrategia ha supuesto sendos costes evitados (ahorros). 

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 desarrollos 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 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 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). 

Ya están de camino sendos cambios metodológicos en el cálculo de las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2020 pero 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 (desde 7 Oct 2018). Con la supuesta anunciada bajada de remuneración de las actividades reguladas, muy probablemente se materialice una sustancial bajada de las tarifas de ATR. 

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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