Boletines de Electricidad - Mayo 2020

Brutal caída del precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) tocando fondo en ABR a 17,65 €/MWh, variación -10,1 €/MWh (-36,4%) respecto MAR, debido a menor demanda, y mayor cobertura con renovables (eólica), autoconsumos (solar), cogeneración y térmica convencional aún más barata (gas a precios más bajos que los registros históricos de hace 20 años). De hecho, el precio ABR 2020 ha sido 32,8 €/MWh (-65%) inferior al de ABR 2019.

Los mercados ya venían descontando caída de precios del gas, actividad económica y demanda, a lo largo del primer semestre 2020, acentuada por la pandemia por Covid-19 con precios del pool por debajo de 20 €/MWh a muy corto plazo (Abr-May), alrededor de 30 €/MWh a lo largo del verano, superando 35 en Sep y repuntando último trimestre (>40 €/MWh). Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 cae a 32,2 €/MWh, un -9,1% (-3,2 €/MWh) por debajo del nivel previsto hace un mes.

Cae toda la curva de precios forward con más fuerza a medio plazo (2020-2021) y menos a largo plazo (2022-24), corrigiendo y minimizando precios a muy largo plazo (2025-27) con niveles de soporte de nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, de solar Foto-Voltaica, teniendo en cuenta el coste marginal de plantas térmicas de ciclo combinado (CCGT’s) a precios de gas nunca vistos:

  • Calendar 2020 ha bajado de 35,4 a 32,2 €/MWh. Decremento -3,2 €/MWh (-9,1%).
  • Calendar 2021 ha bajado de 42,7 a 41,3. Decremento -1,4 (-3,3%).
  • Calendar 2022 ha bajado de 43,8 a 43,5. Decremento -0,3 (-0,7%).
  • Calendar 2023 ha bajado de 43,5 a 42,75. Decremento -0,75 (-1,7%).
  • Calendar 2024 ha bajado de 42,8 a 42,3. Decremento -0,5 (-1,2%).
  • Calendar 2025 ha bajado de 42,9 a 42,1. Decremento -0,8 (-2,0%).
  • Calendar 2026 ha bajado de 42,8 a 41,7. Decremento -1,11 (-2,6%).
  • Calendar 2027 ha bajado de 42,6 a 41,5. Decremento -1,11 (-2,6%).

Precios indexados al mercado mayorista a corto, medio y largo plazo más baratos que las ofertas de comercializadoras a precio fijo en mercado minorista. Dado que los precios del pool están a niveles bajísimos es momento ideal para hacer coberturas de compradores, fijando precio para el mayor porcentaje (Branch) de consumo (bloque de potencia media) por lo menos balance de año 2020 hasta lo más lejos posible, teniendo en cuenta las nuevas previsiones de consumo después del Covid-19. Conviene aprovechar que estamos en un estadio de precios muy bajos haciendo coberturas al 50% de previsiones de consumo realistas (plausibles) para asegurar la mitad de los presupuestos, sabiendo que ya estamos en recesión económica, aumentando poco a poco el volumen cubierto (estrategia multi-click) conforme avancemos en la actividad económica, indexando resto de la demanda a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through).

Se recomienda negociar contratos de suministro de energía quinquenales, como mínimo, para capturar precios más competitivos a muy largo plazo para una buena parte del consumo (50%) dejando el resto indexado. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos.

La política energética a medio y largo plazo con cambios estructurales de reorganización del mercado eléctrico, afectarán la liquidez, la volatilidad y el comportamiento estacional de los precios mayoristas. Las modificaciones de los Procedimientos de Operación para neteos de desvíos en zonas o perímetros de equilibrio (física o virtualmente) se esperan próximamente:

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.

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. Definitivamente, mientras no se publiquen cómo se van a recaudar los demás costes 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).  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. 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) descontando los precios del ATR actual, y aplicando el nuevo ATR con la nueva estructura a partir de su entrada en vigor. Si el contrato de suministro estuviese indexado al mercado mayorista, la parte regulada se liquida y factura de forma más sencilla y transparente.

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. Si necesitáis más información o apoyo para analizar vuestro caso particular, para ver cómo se comporta vuestra batería de condensadores y comprobar si se inyecta más capacitiva que la exenta.

Desde 1 Enero 2020 ha bajado un 16% del fee de remuneración del Operador del Mercado, que se pagan por todos los consumidores:

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 (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.

Cabe destacar que en plena pandemia del Covid-19, el 26 Marzo 2020, se publicó en BOE la actualización del coste unitario de contribución del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) recaudado a través del IDAE, que trasladan las comercializadoras energéticas a sus clientes finales: ahora es de 0,245 €/MWh (antes 0,24 en 2019).

Prácticamente todas las Comunidades Autónomas (CCAA) siguen recaudando 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 aplicará una nueva tasa autonómica, 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,…, la famosa tasa municipal del 1,5% de la facturación descontando IVA, Impuestos Especiales, alquiler contador y tarifas de ATR. 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 (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.

La nueva obligación forzando a la industria electrointensiva a 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 supuesta ventaja sería el aval que pondría el Estado para facilitar (obligar) a ello. De momento, la libertad de contratación está al borde de ruptura de contratos, ya que los precios del pool están por debajo de los precios de los PPA’s. Si se obligan PPA’s a los electrointensivos, podría generarse y reclamarse un perjuicio económico si los precios no levantan cabeza.

Y por si todos estos nuevos costes adicionales no fuesen suficientes para provocar suspensión de pagos o quiebra de la cogeneración, faltaba la puntilla : reducción fulminante de la retribución en 2020 de aprox. una media del 35% respecto a la de 2019. La indexación del gas al precio del crudo Brent u otros derivados del petróleo, y del tipo de cambio euro/dólar americano, suponen precios del gas facturados a la cogeneración más altos que los de los HUBs gasistas, aparte de las mermas de las redes, tarifas de transporte y distribución, y demás costes de almacenamiento subterráneo y costes de regasificación. 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 (F-P) y Tensión-Reactiva (V-Q) que aporta la cogeneración, 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 evita congestiones y colapsos en las redes, ahorra inversiones en redes y aumenta la eficiencia energética del sector.

La cogeneración sigue infravalorada por el regulador, las autoridades competentes, distribuidores, gestores y operadores de redes, inclusive Operador del Sistema, en vez de ser la punta de lanza de la eficiencia energética y servicios complementarios (F-P / V-Q) para consolidar las industrias en España que requieren energía térmica más eficiente que producirla con calderas (derroche/despilfarro del uso de gas). Asimismo, la trigeneración (calor y frio), la cogeneración industrial (calor y producción eléctrica) y la microcogeneración (inclusive autoconsumos) deberían ser pilares fundamentales de la nueva política energética orientada a maximizar las oportunidades y beneficios para la economía, el empleo, la salud y el medio ambiente, como herramientas para tratar de alcanzar los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030: i) reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, ii) penetración de energías renovables y iii) eficiencia energética.

Para finalizar, se recuerda que durante el Estado de Alarma (incluyendo prórrogas) en España, el Gobierno ha abierto la posibilidad de ajustar (bajar) la potencia contratada o suspender los contratos de suministro sin necesidad de esperar 12 meses desde última subida de potencia. Caso de Pymes (facturación inferior 50 millones euros y una plantilla inferior a 250 empleados) y Autónomos pueden dejar de pagarse y acumularse facturas vencidas retrasando pago a plazos en 6 meses posteriores al final de la última prórroga.

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