Boletines de Electricidad - Septiembre 2020

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) sigue repuntando en AGO a 36,2 €/MWh, +1,6 €/MWh (+4,5%) respecto JUL, debido al leve aumento de la demanda después del confinamiento (estado de alarma). Dicho precio de AGO 2020 ha sido -8,7 €/MWh (--19,5%) inferior al de AGO 2019. Llevamos 5 meses de subidas consecutivas y los futuros anticipan contango hasta finales del año.

Adiós a precios del pool bajos a medio plazo. Tendencia alcista por encima de 43 €/MWh a lo largo del otoño, superando 43 en Sep y repuntando último trimestre (>45 €/MWh). Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 sube a 35,4 €/MWh, un +5,1% (+1,7 €/MWh) por encima del nivel previsto hace dos meses.

La curva de precios forward en contango a medio plazo (2020-2022) y backwardation a largo plazo (2023-2030), estableciendo referencias aun más competitivas para nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, de renovables y sistemas de almacenamiento, quizás “una guerra de precios” que nos va a traer otra moratoria financiera recién saliendo de la causada por las nucleares construidas y no energizadas por decisiones políticas arbitrarias, que al final terminamos pagando todos como consumidores, especialmente la industria. Si creemos una cobertura 100% basada en renovables, apaga y vámonos. Técnicamente empeoraría aún más la calidad de onda de tensión, que por cierto la de corriente ni se mide. En cualquier caso, la estabilidad (transitoria y permanente) del sistema interconectado va a peor por muchas falsas expectativas que arrojan las nuevas tecnologías. Una solar no produce reactiva no regula tensiones no contribuye a la estabilidad y mantenimiento de la frecuencia. Las condiciones obligatorias en materia de regulación del par frecuencia-potencia primaria deben ser vigiladas de inmediato. La cogeneración, por su parte, contribuye a los servicios complementarios ahí donde más necesita la demanda, al lado de las fábricas que requieren no sólo electricidad sino energía térmica ambas de alto rendimiento energético y con regulación frecuencia-potencia primaria y secundaria. Por ello, el precio de los certificados de energía de origen de cogeneración de alta eficiencia está en alza. La cogeneración debe renovarse y quizás la hibridación con renovables y sistemas de almacenamiento de energía sea una solución salomónica, pero de paños calientes (temporal), pues requiere un esfuerzo inversor adicional al del Plan Renove. La realidad es que algunas cogeneradoras han decidido parar porque ya no son viables a los precios del gas repuntando y los precios de compraventa de electricidad que están apareciendo en mercados mayoristas y también por la crisis macroeconómica que ya se está empezando a sentir con una bajada media de producción industrial de aproximadamente un 20% en septiembre en ciertos sectores. Es para echarse a temblar. Urge el apoyo decisivo a la cogeneración por parte de las administraciones estatales, regionales y locales para evitar que desaparezca definitivamente. Las redes de distribución no están preparadas ni lo van a estar para asegurar la calidad del servicio en un escenario sin cogeneración.

Volviendo a los precios:

  • Calendar 2020 ha subido de 33,7 a 35,4 €/MWh. Incremento +1,7 €/MWh (+5,1%).
  • Calendar 2021 ha subido de 44,4 a 46,0. Incremento +1,6 (+3,6%).
  • Calendar 2022 revierte cayendo de 45,4 a 44,1. Decremento -1,3 (-2,9%).
  • Calendar 2023 sigue cayendo de 43,5 a 41,9. Decremento -1,6 (-3,6%).
  • Calendar 2024 revierte cayendo de 43,0 a 41,4. Decremento -1,6 (-3,7%).
  • Calendar 2025 sigue cayendo de 41,9 a 40,4. Decremento -1.5 (-3,5%).
  • Calendar 2026 sigue cayendo de 40,8 a 39,3. Decremento -1,5 (-3,6%).
  • Calendar 2027 sigue cayendo de 39,7 a 38,5. Decremento -1,2 (-3,0%).

Calendar 2028-2029-2030 ha empezado a cotizar desde 24 Junio 2020 cayendo desde niveles de 40,6-39,8-39,1 hasta 38,6-37,5-36,4 a mediados de Julio y ahora a 37,9-37,3-36,7, respectivamente. Sube el 2030 ligeramente, de 36,4 a 36,7, un 0,9% en los dos últimos meses. Pero la curva sigue en contango a largo plazo.

Las nuevas políticas energéticas a medio y largo plazo con cambios estructurales de reorganización del mercado eléctrico, siguen aumentando la liquidez, la volatilidad y acentuando el comportamiento estacional de los precios mayoristas.

Se retrasa la entrada en vigor de la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad (fecha prevista 1 Nov 2020 queda postergada a lo largo de 2021, preliminarmente al inicio del segundo trimestre) hasta que se conozca el desdoblamiento definitivo de las tarifas multiperiodo binómicas actuales en dos tipos de tarifas preservando la misma estructura multiperiodo: i) peajes, y ii) cargos del sistema eléctrico. Así, los peajes remunerarán únicamente los costes de las redes eléctricas. Con la bajada de la remuneración de las actividades reguladas, se ha aprobado una sustancial bajada de las nuevas tarifas de ATR, pero penalizando más los excesos de potencia y de reactiva. A falta de sumarle los cargos del sistema eléctrico.

Ya se conoce la propuesta inicial de Real Decreto para la metodología y definición de los cargos del sistema eléctrico. La propuesta de cargos del sistema eléctrico actualizará el precio unitario de pagos por capacidad (tarifa denominada garantía de potencia) y el Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC). Esa tarifa dejó de pagarse a la generación renovable y cogeneración, así como a la nuclear e hidráulica ordinaria (fluyente o regulable con embalse) y bombeo, quedando en exclusiva para las plantas termoeléctricas, sin reducir sus valores regulados, supuestamente para incentivar la disponibilidad de dichas plantas para la regulación Frecuencia-Potencia (F-P) del sistema eléctrico y evitar su desmantelamiento. Dicha tarifa debería sustituirse por un mercado de capacidad a largo plazo, en el cual la oferta y demanda de potencia para el sistema defina ese precio unitario (señal de precio correcta para la expansión óptima del sistema de generación). De momento, aunque parezca que dicha tarifa sobra y debería ser eliminada, por el exceso de capacidad instalada de Ciclos Combinados (CCGT’s), la realidad es que las renovables no garantizan potencia firme para mantener (asegurar) la frecuencia estable en 50 Hz (hercios). La cogeneración si contribuye a la regulación F-P, pero no la están pagando esa tarifa por la prestación de ese servicio ahí donde más se necesita (al lado de la demanda industrial).

De momento, tal como se temía, el cambio total, sumando las nuevas tarifas de ATR y los cargos del sistema eléctrico, supondrá un encarecimiento de los costes regulados. Para un perfil carga base, la propuesta inicial implica una subida media de aproximadamente un 20%, 12%, 6% y 4% para las 4 tarifas de ATR en alta tensión, 6.1A(1-30kV), 6.2A(30-72,5kV), 6.3A(72,5-145kV) y 6.4A(>145kW), respectivamente. Esto será un varapalo para la industria, en general. Indudablemente, los presupuestos previstos para 2021 van a descuadrarse, caso de no ajustarse los nuevos cargos del sistema eléctrico.

Independientemente de ello, la nueva definición de periodos tarifarios, por si sola, supone un impacto de una subida enmascarada de aprox. 8%-12%, según nivel de tensión y perfil de carga, respecto a la definición actual (especialmente la del periodo horas valle –p6– todo el mes de agosto, y las 6 horas de duración de periodo de horas punta o superpunta que aumentan a 9 horas).  Por lo tanto, sin incluir los costes de política energética, lo comido por lo servido. Es decir, la bajada de las tarifas de ATR se diluirán con el efecto de la subida por cambio del calendario eléctrico.

Cabe advertir que en horas valle (periodo P6) se penalizarán por primera vez sobrecompensaciones de reactiva (efecto capacitivo) del factor de potencia. Esta penalización será de forma horaria a todos los excesos que superen un Coseno phi de 0,98 capacitivo, precio 0,05 €/kVArh. Debe analizarse cada caso particular para verificar cómo se comporta el sistema de compensación de reactiva (estática o dinámica) y comprobar si se inyecta más capacitiva que la exenta.

En plena pandemia del Covid-19, el 26 Marzo 2020, se publicó en BOE una subida de 2,1% del coste unitario de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) recaudado a través del IDAE, que trasladan las comercializadoras energéticas a sus clientes finales: sube de 0,24 (2019) a 0,245 €/MWh.

La subasta de interrumpibilidad para el primer semestre 2020 ha supuesto una bajada imprevisible en el precio de la gestión de la demanda (interrumpible), muy por debajo del coste real de este tipo de servicio complementario en países desarrollados. Según liquidaciones provisionales del Operador del Sistema en los mercados mayoristas, en barras de central, ha caído de una media de 0,75 €/MWh (2019) a 0,03 €/MWh (Ene-Jun 2020). Ya veremos cómo cambia este coste con el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, exclusivo para la optimización 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. No se trata sólo de evitar posible deslocalización a otros países con menores costes energéticos, sino de aprovechar al máximo el servicio que la demanda es capaz de ofrecer al Operador Técnico del Sistema para garantizar mayor estabilidad y seguridad operativa inclusive en tiempo real. Las industrias han invertido mucho en sus redes internas y comunicaciones externas, en equipos sofisticados, en telemedida en tiempo real, relés de deslastre de cargas, etc., pero la remuneración del servicio prestado ha ido decreciendo a tal punto que ya está dejando de ser interesante. Es como echar a las industrias del sistema interrumpible. Las industrias al interrumpir no contaminan. La interrumpibilidad es como el kWh no consumido, ese no contamina y además reduce las emisiones de CO2 porque se requiere menor producción eléctrica ante un repunte de la demanda firme (no interrumpible) del sistema. Para el segundo semestre no ha habido subasta. Desde junio, el Operador del Sistema ya puede empezar a explorar nuevos mecanismos de gestión de la demanda por lo menos con una parte de los grandes consumidores interrumpibles, perímetros de equilibrio y también es una oportunidad para promover nuevas instalaciones de almacenamiento para participar en los servicios de ajuste del sistema.

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