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Expertos prevén malas expectativas para el mercado eléctrico durante el 2019

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Europa Press. – Expertos prevén que en este año 2019 se mantengan «las malas expectativas» para el mercado de la electricidad y la tendencia «alcista» en el sector gasista.

Así, durante la jornada ‘Situación actual del mercado de la energía: Estrategias de compras y costes energéticos’, el manager operations performance de la consultora Ayming, Javier Díaz, afirmó que las previsiones en el mercado eléctrico para este 2019 no son favorables, ya que se prevé un aumento o mantenimiento de los precios de los derechos de CO2, principal referente del mercado actualmente, debido a la entrada en funcionamiento de la MSR (Reserva de Estabilidad del Mercado).

Por el contrario, Díaz aseguró que «una primavera climatológicamente activa o un cambio normativo que actualice los mecanismos de fijación de precio del mercado o en su defecto una legislación que contribuya a la contención de precios, pueden hacer que la situación cambie».

Es significativo que el sector gasista, durante el 2018, estuvo marcado por una alta volatilidad del Brent, mientras que para este ejercicio prevé que el escenario más probable se sitúa en 65 dólares el barril de media, con una tendencia ligeramente alcista a lo largo del año. 

En cuanto a la profesionalización de las compras de energía, David Puentes, director de Ayming, señaló que puede ayudar a la contratación de los suministros de electricidad y gas, logrando un ahorro anual a las empresas de entre el 3% y el 8% en los costes.

 

Precio de la electricidad más bajo de Europa

España registró hace unos días el menor precio mayorista de la electricidad de los principales países europeos del entorno, con 61,04 euros por megavatio hora (MWh), impulsada por la producción récord de la eólica.

De esta manera, el precio del ‘pool’ en España se situará muy por debajo del que marcarán mercados como Reino Unido (85,5 euros por MWh), Alemania (85,8 euros por MWh) o Francia, con 85,9 euros por MWh y una punta para la jornada por encima de los 100 euros por MWh.

En este sentido, fuentes del sector han asegurado que el principal motivo para este nivel de precios en Europa es la menor producción renovable en todo el ‘Viejo Continente’ con respecto a España.

Específicamente, en España la eólica ha alcanzado una generación récord de 377 gigavatios hora (GWh) durante los últimos días de enero, representando más del 44% del total del ‘mix’ de generación, según datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) según estimaciones de Red Eléctrica de España (REE).

Así, estos niveles de precios del conocido como ‘pool’ sitúan enero, con una media hasta ahora de unos 63,5 euros por MWh, por encima de los niveles del pasado mes de diciembre, cuando el precio medio en el mercado mayorista de la electricidad fue de 61,8 euros por MWh.

Con respecto a enero del año pasado, la diferencia de precios del ‘pool’ en España es todavía mucho mayor, ya en el primer mes de 2018 el precio medio de la electricidad fue de algo menos de 50 euros por MWh.

Finalmente, cabe destacar que el precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad.

La irrupción de las empresas petroleras y gasistas es una de las principales preocupaciones de los directivos del sector eléctrico

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Europa Press.- La irrupción de las empresas petroleras y gasistas en el mercado se convierte en la segunda principal amenaza para las compañías eléctricas, según el 48% de los directivos encuestados, de acuerdo con los resultados de la Global Power & Utilities Survey 2018 elaborada por PwC. Además, el informe considera que, en la actualidad, muchas compañías ajenas al sector eléctrico están «muy atentas» a las oportunidades que se puedan presentar en el mercado de la electricidad.

Para el socio responsable de Energía en PwC, Carlos Fernández Landa, ninguno de los eslabones que componen la cadena de valor del sector va a seguir como hasta ahora. En este sentido, ha destacado que el mercado eléctrico está evolucionando hacia un modelo mucho más digital, donde la tecnología va a ser disruptiva en muchos aspectos y donde la personalización y la gestión del cliente están tomando un protagonismo «fundamental«.

«Vamos hacia un mercado más descentralizado del que hemos estado acostumbrados a ver, en el que los competidores ya no van a ser únicamente los tradicionales y donde seremos testigo de modelos de negocio nuevos y muy diferentes», ha asegurado Fernández Landa. En esta dirección, explicó que el sector, tradicionalmente acostumbrado a inversiones a largo plazo y a gran escala, deberá ajustarse en el futuro a las nuevas tecnologías y a ciclos más cortos en el tiempo, lo que va a exigir a las compañías a contar con modelos de negocio «más ágiles y dinámicos».

La convergencia de los avances tecnológicos, las nuevas medidas regulatorias, la generación de energía descentralizada, los cambios en los hábitos de consumo y la aparición de nuevos competidores que están transformando el sector eléctrico conforman las principales preocupaciones de las empresas eléctricas, para un 82% de los encuestados. El estudio revela una contradicción. Los directivos son «plenamente conscientes» de que tienen que adaptarse al nuevo entorno competitivo, pero son «pocos» los que transforman a fondo sus modelos de negocio para cumplir con el cambio de expectativas de los consumidores y aprovechar las nuevas disrupciones tecnológicas.

En 2015, solo el 26% de los encuestados pensaba que los modelos de negocio tradicionales del sector eléctrico seguirían funcionando en el futuro. Tres años más tarde, el 65% de los directivos cree que adaptar su modelo de negocio es «clave» y, de hecho, la mayoría (79%) ya ha ejecutado cambios en mayor o menor medida. Concretamente, el 54% de los directivos encuestados asegura haber hecho algún cambio, el 20% haber tocado su modelo de negocio en varias ocasiones y un 5% haberlo transformado completamente. Un 21% reconoce que no lo ha cambiado en absoluto.

El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico asciende hasta mayo a 1.487 millones de euros, 525 millones menos de lo previsto

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Europa Press. – El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.487,5 millones de euros hasta mayo, 524,7 millones menos de lo previsto, según la quinta liquidación provisional de 2018 del sector eléctrico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Según ha informado la comisión, este resultado de liquidación se debió, fundamentalmente, a la menor retribución adicional de los sistemas no peninsulares (-242,4 millones de euros), a la menor retribución específica peninsular (-69,7 millones de euros) y a la menor retribución de la actividad de distribución (-125,4 millones de euros), así como a una mayor facturación por peajes de acceso (+69 millones de euros).

En otro sentido, la demanda en consumo registrada fue de 84.469 GWh, un 3,4% superior al valor promedio observado en años anteriores. Ya que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, que ha dado como resultado un coeficiente de cobertura del 74,92% y se aplica a cada uno de los costes a pagar con cargo a la liquidación.

En lo referente a las energías renovables, se han liquidado 63.620 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada entre enero y mayo ascendió a 2.939,3 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente.

Como consecuencia de estos desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el coeficiente de cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 490,6 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente.

Además, la liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado ascendió a 30,167 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente.

Según la CNMC, a la fecha del cierre de la liquidación se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicados en los territorios extrapeninsulares.

Gas

Así, en el sector gasista, el déficit del sistema fue de 14 millones de euros, frente a los 80 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 80,8%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de la liquidación, se ha calculado un índice de cobertura del 98,8% de la retribución acreditada.

El total de ingresos liquidables declarados fue de 1.311 millones de euros, un 6,3% superior a los ingresos previstos para la liquidación y un 5,8% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior.

Enagás emite 500 millones de euros en bonos a 10 años y un cupón del 0,75%

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EFE / Servimedia.- Enagás, empresa propietaria de la mayoría de las infraestructuras gasistas, ha cerrado una emisión de bonos a 10 años en el euromercado por un importe de 500 millones de euros a un cupón anual de 0,75%. La emisión se ha cerrado con una demanda final de más de 1.300 millones de euros, más de dos veces la cifra ofertada, según ha detallado la compañía.

Los bonos, que se han colocado a través de la filial Enagás Financiaciones, tienen un precio de emisión del 99,397%. La emisión, con vencimiento en 2026, tiene como objeto cancelar deuda existente. La refinanciación extenderá la vida media de la deuda sin variar los niveles de deuda bruta, deuda neta ni coste medio. Además, la operación incrementará el porcentaje de deuda a tipo fijo. El cierre de la emisión y el desembolso de los bonos tendrá lugar el día 27. Enagás solicitará la admisión a negociación de los bonos en el mercado regulado de la Bolsa de Luxemburgo y la gasista destacó que la emisión pone de manifiesto la positiva acogida que la compañía tiene en los mercados de capitales.

La embajadora de Argelia subraya que cualquier cambio en el accionariado del gasoducto Medgaz pasa por el diálogo

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EFE.- La embajadora de Argelia en España, Taous Feroukhi, subrayó que un eventual cambio en la estructura accionarial del gasoducto Medgaz pasa por el diálogo entre las partes y que el resultado debe ser algo beneficioso para todos. Cuestionada por una posible venta de la participación de Cepsa en esta infraestructura gasista que conecta Argelia y España, Feroukhi recordó que los acuerdos energéticos son a «largo plazo», no cosas que se cambien «fácilmente».

Para que se lleve a cabo una retirada o una venta de participación necesitas «consultas, diálogo» y eso, apuntó, ocurre en el seno de Medgaz. La embajadora insistió también en que cualquier cambio debe terminar «inevitablemente» en algo «beneficioso» para todas las partes. Lo cierto es que se especula con un eventual interés de Cepsa por vender su participación en este gasoducto, que conecta Beni Saf, en Argelia, con la costa almeriense, y que es la principal vía de entrada de gas en España. Desde Cepsa evitaron pronunciarse sobre esta operación. El capital de Medgaz está repartido entre la estatal argelina Sonatrach (43,9%), Cepsa (42%) y Gas Natural Fenosa (14,9%).

La CNMC cree que 2016 podría requerir un «moderado» incremento de peajes en el sistema gasista

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Redacción / Agencias.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) cree que el ejercicio 2016 podría requerir un «moderado» incremento de peajes en el sistema gasista, algo que no sería necesario en los años sucesivos al producirse un superávit de las actividades reguladas. Así lo advierte el regulador en el informe sobre la propuesta de previsión de la evolución de las diferentes partidas e ingresos del sistema de gas natural para el periodo 2015-2020.

En caso de producirse superávit después de 2016 se destinaría, según el regulador, a la amortización anticipada del déficit de las actividades reguladas del 2014. El informe de la CNMC recoge una previsión de incremento de la demanda del 2,6% en 2015 y de entre el 0,1% y el 2,6% para el período 2016-2020, frente a las estimaciones de Industria en su propuesta, que recogen un alza del 3% este año y de entre el 1,2% y el 1,4% para el resto del periodo con la excepción de 2018, cuando se espera un repunte del 4% asociado a la incorporación de Canarias al sistema gasista.

Como resultado de las diferencias en la previsión de la demanda, los ingresos previstos por la CNMC hasta 2020 son ligeramente inferiores a los previstos en la propuesta de Industria, mientras que no hay diferencias significativas en las tendencias de evolución de los costes. En cualquier caso, la CNMC señala la dificultad de las predicciones de demanda de gas a largo plazo por factores tales como la variabilidad de los consumos por la climatología, el efecto de la renta o de la eficiencia energética sobre la demanda, la actividad de recarga de buques en función de precios y demanda internacionales o la incertidumbre del impacto de la modificación de la retribución de la distribución gasista sobre la captación de clientes.

Por otra parte, la CNMC considera necesaria una mayor explicación sobre las hipótesis consideradas en la determinación de la demanda, los costes y los ingresos para que los agentes puedan contar con escenarios alternativos de previsión. Sobre las referencias de sostenibilidad del sistema, la CNMC considera que el previsible superávit del ejercicio 2015, de 27 millones de euros según el escenario de demanda de la CNMC, «debería destinarse» a liquidar las anualidades pendientes correspondientes a desajustes de ejercicios anteriores, aspecto no contemplado en la propuesta.

Los cambios de comercializador registrados en el sector eléctrico y gasista crecieron casi un 3% en el cuarto trimestre del pasado año

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El estudio, que se ha elaborado con la información remitida por 536 agentes distribuidores y comercializadores, pone de manifiesto que el número de solicitudes de cambio de comercializador recibidas por los distribuidores durante el cuarto trimestre de 2014 fue de 940.094 en el sector eléctrico, lo que supone un aumento del 14% con respecto al tercer trimestre del año 2014. En el sector gasista, el número de solicitudes fue de 244.305, con un incremento del 22,5% con respecto al tercer trimestre de 2014.

Dado que no todas las solicitudes formuladas por los comercializadores están bien realizadas o contienen la información que corresponde a la del punto de suministro, el número de solicitudes aceptadas en el cuarto trimestre de 2014 fue de 876.895 en el sector eléctrico y de 215.527 en el sector gasista. Esto representa una tasa de aceptación del 93,3% en el sector eléctrico y del 89,3% en el sector gasista.

En cuanto a la movilidad por segmento de mercado, se observan unas tasas de cambio de comercializador en el sector eléctrico del 2,8% para el segmento doméstico/comercial, del 6,3% para las pymes y del 4,4% para el industrial. En el sector gasista, se han registrado en el mismo periodo unas tasas de cambio del 2,9%, 4,5% y 1,9% en los segmentos doméstico/comercial, pymes e industrial, respectivamente.

Respecto a la movilidad entre el mercado regulado y el libre, en el sector eléctrico se observa que casi la mitad de solicitudes de cambio de comercializador se producen en el mercado libre. En concreto, 466.586, lo que supone un aumento del 28% con respecto al mismo trimestre del año anterior. Por su parte, sigue produciéndose un volumen importante de cambios de comercializador del mercado regulado al mercado libre: 410.464 solicitudes.

Y un elemento a señalar en este trimestre es que se ha producido un ligero cambio en la tendencia del número de clientes que vuelven al comercializador de referencia desde el mercado libre, al pasar de 46.739 solicitudes en el trimestre anterior a 61.974 solicitudes en este cuarto trimestre, con un incremento en el periodo de un 32,6%.

En general, estos movimientos indican que continúa avanzando la liberalización del mercado minorista, según concluye la CNMC, pues además de continuar la salida de consumidores desde el mercado regulado al libre, se producen movimientos importantes de consumidores que ya están en el mercado libre en busca de mejores ofertas.

El gas frena el ritmo de salida al mercado libre

En el sector de gas natural, prevalecen los movimientos de cambio de comercializador entre comercializadores del mercado libre (con 205.567 solicitudes), y se detecta una disminución del número de solicitudes correspondientes a clientes que pasan de la comercializadora de último recurso al mercado libre. Es decir, un movimiento contrario al que se detecta en el sector eléctrico.

Del análisis de los datos relativos a la movilidad entre grupos empresariales, se deduce que en algunas empresas distribuidoras se registran ratios de rechazo medios superiores cuando las empresas comercializadoras no pertenecen a su grupo empresarial.

Por último, en el informe se incluye información detallada de la movilidad de los cambios de comercializador entre las empresas comercializadoras de los grupos más significados por su volumen de cambios y el resultado neto de los clientes que gana o pierde cada grupo en el trimestre para cada uno de los sectores de electricidad y de gas natural.

Del análisis continuado de los datos de cambio de comercializador se podrían derivar las actuaciones oportunas por parte de la Comisión dentro del ámbito de sus competencias.

Desde el 1 de julio de 2014, la CNMC ejerce las funciones de la Oficina de Cambios de Suministrador (OCSUM), de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Entre tales funciones destacan la supervisión de los cambios de comercializador, de forma que se garantice que éstos tengan lugar conforme a los principios de transparencia, objetividad e independencia.