Boletines de Electricidad - Febrero 2020

Repunte del precio del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en ENE a 41,1 €/MWh, variación +7,3 €/MWh (+21,6%) respecto DIC, debido a olas de frío (mayor demanda), si bien hemos tenido mayor producible renovable (hidráulica y eólica) y térmica más barata (gas a precios mínimos). Aún así, el precio ENE 2020 ha sido 21 €/MWh inferior al de ENE 2019. Las incertidumbres en geopolítica energética, el Brexit y la depreciación del Euro frente al Dólar Americano están presionando los precios de los combustibles a niveles más altos y volátiles.

Los mercados están descontando una fuerte caída de la actividad económica, y de la demanda, a lo largo del primer semestre 2020, con precios del pool por debajo de 40 €/MWh. Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 cae a 40,5 €/MWh, un -8,5% (-3,8 €/MWh) por debajo del nivel previsto hace un mes.

Cae toda la curva de precios forward entre 2021 y 2024 y repunta entre 2025 y 2027 debido a niveles de saturación (soporte) de PPA´s, físicos y/o financieros, con renovables teniendo en cuenta el coste marginal de plantas térmicas de ciclo combinado (CCGT´s):

  • Calendar 2021 ha bajado de 47,4 a 44,2. Decremento -3,1 (-6,6%).
  • Calendar 2022 ha bajado de 45,9 a 44,3. Decremento -1,65 (-3,6%).
  • Calendar 2023 ha bajado de 45,0 a 43,7. Decremento -1,2 (-2,7%).
  • Calendar 2024 ha bajado de 44,5 a 43,7. Decremento -0,8 (-1,8%).
  • Calendar 2025 ha repuntado de 42,5 a 42,9. Incremento +0,4 (+1,0%).
  • Calendar 2026 ha repuntado de 41,4 a 42,8. Incremento +1,3 (+3,2%).
  • Calendar 2027 ha repuntado de 42,2 a 42,8. Incremento +0,5 (+1,2%).

Por tanto, los precios del segundo quinquenio tienden a crecer respecto a los del primer quinquenio de esta década. Puede entenderse que los PPA´s están empezando a encarecerse a largo plazo (10 años) por incertidumbres mayormente regulatorias o difícilmente gestionables.

Los precios finales indexados al mercado mayorista a medio y largo plazo están siendo más baratos que las ofertas de comercializadoras a precio fijo en mercado minorista. No se recomienda fijar precios para 100% del volumen (único click) en 2020-2024. Conviene indexar una parte a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through) haciendo coberturas parciales (por ejemplo, 20%), aumentando el volumen total cubierto poco a poco (estrategia multi-click). Esta estrategia permite captar ahorros (costes evitados) mientras el mrecado se mantenga bajo. Muchos industriales han optado por alargar los contratos indexados entre 3 y 5 años para ir haciendo coberturas en aquellos meses o trimestres o años más atractivos.

Las nuevas estrategias y herramientas de gestión de riesgos obligan a 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. Minimizando presupuestos de la facturación eléctrica en próximas temporadas. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos.

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. Ya se ha activado el plazo de 6 meses para modificaciones de los Procedimientos de Operación para neteos de desvíos en zonas o perímetros de equilibrio (física o virtualmente):

  • Se permitirá la agregación de instalaciones de consumo (demanda), instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para ofrecer servicios de balance.
  • Se permitirá a los propietarios de instalaciones de consumo (demanda), terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía, tanto de fuentes convencionales como renovables, así como a los propietarios de unidades de almacenamiento de energía, convertirse en proveedores de servicios de balance.

Asimismo, la gestión de desvíos podrá programarse (ajustarse) en intervalos o subperiodos cuartohorarios (cada 15 minutos), lo cual es coherente con las lecturas reales (potencia máxima cuarto-horaria) almacenadas en los registradores  de los contadores de energía eléctrica. A futuro, lo ideal sería que los registradores almacenasen la potencia máxima instantánea de los contadores inteligentes (online, es decir, en tiempo real) integrada (por minutos o inclusive en segundos) a lo largo de 15 minutos para determinar el consumo cuartohorario real. En la actualidad, el uso de la potencia máxima cuartohoraria facturada como un consumo medio cuartohorario es 'un atraco a mano armada' para el consumidor. No es lo mismo, liquidar la energía con lectura de potencia máxima que potencia media cada 15 minutos.

Los eventuales cambios previstos en los valores máximos y mínimos del mercado eléctrico (pool) barajan elevar (entre 1.000 y 1.500 €/MWh) el máximo actual (180 €/MWh) y bajar el precio suelo (entre 0 y 14 €/MWh) permitiendo ofertas de venta a precios negativos sin limitar nivel por abajo. Esto último tiene cierto sentido: generadores dispuestos a pagar con tal de no tener que parar para volver a arrancar durante el día. Pero elevar el límite máximo sin duda aumentará la volatilidad (especulación) de los precios y obligará hacer una gestión activa de riesgos de variación de precios (coberturas). No debe confundirse el coste de oportunidad de la compraventa de energía horaria sin redes eléctricas a través del Operador del Mercado (diario o mercados continuos, inclusive intradiarios) con los mercados de servicios auxiliares o complementarios o de ajustes o balances del Operador Técnico del Sistema (equilibrio de flujos de potencia o flujos de cargas con redes). Una cosa es la gestión de mercados de energía como commodity y otra la gestión de redes y equilibrio del sistema (generación/transporte/distribución/consumo) en cada punto de la red en tiempo real.

Finalmente, se ha aprobado la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad que entrarán en vigor a finales de 2020 (Noviembre). 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. 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 (cuando supera el 33% del consumo de activa). Definitivamente, mientras no se publiquen cómo se van a recaudar los demás costes de horrores de política energética, no sabemos si la nueva tarifa de ATR + dichos costes supondrán un encarecimiento de la metodología actual.

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). Ojo aquellos consumidores que tengan contratos convencionales (precios fijos binómicos multiperiodo). Deberían forzar a mantener los precios del retailing con la estructura de periodos tarifarios (actual o antigua) y el ATR si que sería una variación regulada aplicable con la nueva estructura a partir de su entrada en vigor.

Desde 1 Enero 2020 ha bajado un 16% del fee de remuneración del Operador del Mercado (se mantiene la del Operador del Sistema), que se pagan por todos los consumidores directamente (agente de mercado como Consumidor Directo) o a través de comercializadora ante el Operador del Mercado.

Los generadores convencionales (por CIL) y las renovables, cogeneración y residuos (potencia > 1 MW) pagarán 9,37 €/MW (antes 11,16).

Los consumidores a través de sus correspondientes comercializadoras y los consumidores actuando como agentes de mercado (figura de consumidor directo) pagarán 0,02657 €/MWh (antes 0,03164) según consumo del último Programa Horario Final (PHF), elevado a barras de central, es decir, el consumo de contador (almacenado en registrador como la potencia promedio de las cuatro potencias máximas cuartohorarias) afectado por el coeficiente horario de pérdidas en las redes eléctricas de distribución y transporte.

En sentido contrario, se ha aprobado una subida brutal de la remuneración de las actividades reguladas del Operador del Sistema con carácter retroactivo desde 1 Enero 2020:

Un fee fijo de 200 €/mes a pagar por cada agente de mercado (generador, comercializadora, consumidor directo,...). En el caso de los generadores, esto equivale al fee que pagaba un generador de aprox. 4,5 MW. Por tanto, si la capacidad disponible es mayor, pues ese es el incremento para el generador respecto a lo que pagaba antes.  Para los compradores, es un nuevo fee que no pagaba antes.

Un fee variable de 0,13741 €/MWh, que si lo comparamos con lo que pagaban los compradores (comercializadores y consumidores), supone un incremento del 9% para ellos por su consumo programado. Para los generadores están obligados a pagar este nuevo fee por su energía programada. Si la demanda y oferta deben pagar ese mismo fee se estaría duplicando la retribución variable del OS... aparte de que sube un 9% para las partes compradoras.

Tanto los fees de OM y OS se liquidan en barras de central, con lo cual se incrementan por el efecto de las pérdidas técnicas (óhmicas por simplicidad lineales) estimadas por el propio OS en cada hora.

Prácticamente todas las Comunidades Autónomas (CCAA) han recaudado ya los Suplementos Territoriales de ATR 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. En el caso de Cataluña, vuelve a ser pionera promoviendo un nuevo fee a los generadores (excepto renovables: solar, eólica, biomasa y biogás) que están instalados ahí. Para la Cogeneración se baraja una tasa de 5 €/MWh, no desgravable. La nueva normativa en proceso de aprobación prohíbe trasladar esa tasa a los consumidores. Obviamente, en el caso de la cogeneración implicaría que se reconozca ese nuevo coste regulado en su retribución.

Los Ayuntamientos también se siguen beneficiando a través de la Ley de Haciendas Locales, de la Tasa por Uso de Vuelo, Suelo y Subsuelo a cliente final (consumidor) de servicios como electricidad, gas natural canalizado, butano y propano, agua, telefonía fija y móvil (convencional o por fibra óptica), TV Digital, Netflix,..., la famosa tasa municipal equivalente al 1,5% de la facturación descontando IVA e Impuestos Especiales. Lo extraño es que dicha Ley prohíbe taxativamente que las suministradoras revelen esa tasa en las facturas a cliente final. Aparte de la carencia de transparencia, y flexibilidad a la autoliquidación, la práctica habitual podría conllevar a ciertas arbitrariedades de tal manera que algunos consumidores (directos) o comercializadoras 'se escapan' y no pagan nada ('se libran de pagar') parcial o totalmente, aunque otros aprovisionan esos importes por si algún día se los reclama cada Ayuntamiento donde están sus suministros (si acaso no ha prescrito o extinguido dicha obligación).

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, salvo error metodológico, en los mercados mayoristas, en barras de central, ha caído de una media de 0,75 €/MWh (2019) a 0,03 €/MWh (en enero 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. Mientras que las plantas de generación si contaminan (Ciclos Combinados operando con turbina de gas, a ciclo abierto). 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.

Cuidado con la nueva obligación que se quiere forzar a la industria electrointensiva de contratar PPA´s como mínimo a 5 años. No necesariamente puede conducir a una reducción de costes respecto a hacer lo mismo de forma libre (no regulada). La ventaja sería el aval que pondría el Estado para facilitar (obligar) a ello.

Y por si todos estos nuevos costes adicionales no fuesen suficientes para provocar cierres o suspensión de pagos o quiebra de la cogeneración, se baraja una reducción fulminante de la retribución en 2020 de aprox. una media del 35% respecto a la de 2019. La indexación al precio del crudo Brent u otros derivados del petróleo, no es lo mismo que el precio del gas facturado por la cogeneración. Asimismo es necesaria la compensación de los costes de los derechos de emisión de CO2 desde 2008, por lo menos y la remuneración de los servicios complementarios de frecuencia-potencia y tensión-reactiva que aporta la generación, así como la reducción de pérdidas en las redes de distribución y transporte y garantía de la calidad y continuidad del suministro por estar ahí donde más se necesita (al lado de la demanda), lo cual ahorra inversiones en redes y aumenta la eficiencia energética del sector.

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