Informe de mercado
Índice
La información contenida en el presente documento se basa en la información obtenida tanto de fuentes propias como de información de carácter público o suministrada por otras terceras entidades, sin que GRUPO ASE haya procedido a verificar la exactitud de la información obtenida por las fuentes citadas, así como está basada en la interpretación de los mercados de electricidad y gas que realizan los analistas de Grupo ASE. Grupo ASE se compromete a llevar a cabo su cometido con la mayor diligencia y profesionalidad, pero no garantiza ni asegura el resultado de sus análisis o de las recomendaciones realizadas. Los datos, informaciones, previsiones y recomendaciones contenidas en el presente documento han sido elaboradas con independencia de las circunstancias y objetivos particulares de sus posibles destinatarios y tienen como objetivo orientar a nuestros clientes facilitándoles un esquema analítico para la toma de decisiones e identificación de las diferentes tipologías de variables y riesgos, por lo que tienen un carácter orientativo y el uso que de las mismas se haga será responsabilidad exclusiva del cliente. Ni el presente documento ni su contenido constituyen una oferta, invitación o solicitud de compra, suscripción o cancelación de posiciones. Grupo ASE no asume ninguna responsabilidad por cualquier pérdida, directa o indirecta, que pudiera derivarse de la utilización de este documento o de la información, previsiones o recomendaciones contenidas en el mismo por parte de sus destinatarios. El cliente o destinatario del presente documento es el responsable último de las decisiones relativas a la aceptación del cierre de precios y posiciones a futuro, no pudiendo exigir a Grupo ASE ningún tipo de responsabilidad derivada del no cumplimiento de sus previsiones.
Market report
November 2020
Table of contents
Informe de mercado
Agosto 2021
Precio de la electricidad
POOL
105,94
€/MWh
▲ +14,63% vs julio 2021
▲ +192,7% vs agosto 2020
Mercado libre
110,82
€/MWh
▲ +176,48% vs agosto 2020
Demanda
▲ +0,42% vs agosto 2020
Generación
Futuros
Mercado ibérico
Q4-21: 130,00 (▲ +26,05%)
YR-22
España: 89,87 (▲ +23,11%)
Francia: 89,65 (▲ +16,40%)
Alemania: 86,88 (▲ +15,90%)
Materias primas y otros índices
Brent: ▼ -X%
Gas (MIBGAS): ▲ +24,3%
Carbón (API2 Yr-22): ▲ +X%
CO2 (EUA): ▲ +X%
Respecto al mes anterior
Índices ASE
ASE PTEI Total
ASE CTEI Total
Market report
November 2020
The price of electricity
POOL
41,94
€/MWh
▲ +14.62% vs October 2020
▼ -0,6% vs November 2019
The free market
X
€/MWh
▼ -X% vs November 2019
Demand
▼ -5.27% vs October 2020
Generation
▼ -3.4% vs October 2020
Futures
Q4-20: X (▼ -X%)
YR-21
Spain: X (+X%)
France: X (+X%)
Germany: X (▼-X%)
Commodities markets and other indexes
Brent: ▼ -X%
Gas (MIBGAS): ▲ +X%
Coal (API2): ▲ +X%
CO2 (EUA): ▼ -X%
Comparison with the previous month
Grupo ASE Indexes
ASE PTEI Total
Variation in the price for comprehensive electric power supply at high-voltage industrial rates
vs October 2019
Total ASE CTEI
Variation in consumption of comprehensive electric power supply at high-voltage industrial rates
vs October 2019
Un “parón” eólico permite la entrada de gas e hidráulica y sube la electricidad por encima de 100 €/MWh
- La eólica reduce inexplicablemente su aportación a la mitad en las horas diurnas respecto de la noche y favorece la entrada del gas y de la hidráulica, que marcan el 80% de los precios de casación.
- La demanda eléctrica sigue estancada y se aplana.
- La generación con carbón crece con fuerza en Europa, a pesar del alto precio de las emisiones, porque es más rentable que el gas, que ha subido un 1000%.
- La demanda asiática y los bajos flujos rusos disparan los precios del gas en Europa a récords históricos.
- Europa está sufriendo el incremento de precios energéticos más feroz de su historia.
Mercado SPOT eléctrico español (OMIE)
El precio diario del mercado mayorista (POOL) sigue en máximos históricos. En agosto se coloca en 105,94 €/MWh, un 14,6% más alto que el pasado mes de julio y triplica el de hace un año (+193%). Además, este mes de agosto es un 126% superior (más del doble) a la media de los últimos 5 años de un mes de agosto, de manera que es el agosto con el precio de la electricidad más caro desde que hay registros.
El aumento del precio de electricidad más feroz de la historia, en España y Europa, está impulsado por dos factores fundamentales: el incremento de los precios de gas mundiales en un 1000% anual y la elevada cotización de las emisiones de CO2, que sigue escalando gracias al impulso de la UE a las políticas de descarbonización. Sin embargo, nos llama la atención otro factor observado este verano en España: un comportamiento irregular de la aportación eólica al mix de generación.
La eólica reduce su aportación de forma inexplicable
De acuerdo con el análisis fundamental, el rápido crecimiento de la potencia instalada de eólica y fotovoltaica durante los últimos años en España, unido al estancamiento de la demanda, debería suponer una mayor presencia de tecnologías “baratas” que desplazaran a la generación hidráulica y de gas. Sin embargo, avanzado el verano, los precios en las horas punta de radiación solar se han mantenido muy altos, contradiciendo las previsiones.
La causa se encuentra en el comportamiento de la generación eólica. Durante agosto ha reducido un 50% su aportación en las horas diurnas respecto a las horas de la noche. Su escasez ha favorecido la entrada de las tecnologías más caras, como la hidráulica y el gas, que elevan los precios durante el día y que hacen que España haya resultado uno de los países más caros de Europa. El POOL español ha sido un 128% más alto que el alemán, que quema carbón.
Resulta extraño este comportamiento de la energía eólica que no tiene una explicación climática, dado que el calentamiento diurno del terreno produce turbulencia térmica en la mayor parte de la península.
Esta gráfica muestra la producción media horaria de agosto de hidráulica (azul), eólica (verde) y fotovoltaica (naranja). Se aprecia con claridad cómo la eólica desciende a medida que aumenta la fotovoltaica y cómo los precios se mantienen muy altos, mientras la hidráulica “dibuja” dos “jorobas” en su volumen, paralelas al precio del POOL.
Sin embargo, el día 7 de agosto no se produjo reducción de la producción eólica (línea verde) coincidiendo con la abundancia fotovoltaica (línea naranja) y el precio del POOL (línea roja) se desplomó en las horas diurnas, llegando casi a valores de “cero”, como muestra la gráfica de ese día:
El hecho de que lo ocurrido el 7 de agosto sea una excepción en lugar de la tónica habitual resulta sorprendente.
Cabe mencionar que más del 50% de la producción eólica española está en manos de cinco compañías eléctricas. Por otra parte, la actividad hidráulica ha llevado a las cuencas del norte de España a mínimos, con sus reservas al 50% de su media de los últimos diez años.
El hueco hidrotérmico marca el 80% de los precios de casación
El descenso diurno de la producción eólica ha llevado a que, durante agosto, el precio del POOL lo haya marcado el hueco hidrotérmico en el 80% de las horas. Es decir, una planta de ciclo combinado de gas (CCG) o una central hidroeléctrica. La hidráulica cerró con un precio medio de 107 €/MWh mientras que los CCG lo hicieron en 112 €/MWh.
Esta circunstancia ha llevado a que el POOL español fuera de los más caros de Europa durante agosto.
La demanda eléctrica se estanca y se aplana
A pesar de la recuperación de la actividad económica en España, con crecimientos del cercanos al 20% del PIB interanual, la demanda de electricidad se estanca en un crecimiento del 0,4% en agosto con respecto al mismo mes de 2020. De hecho, si comparamos el dato con agosto de 2019, cae un 1,6%.
Como el mes pasado, la curva de demanda se está “aplanando”. En las horas valle se incrementa en un 3,5%, mientras que durante el día y en las horas punta disminuye un 1,2%. Dos factores lo explican. Por un lado, el aumento del autoconsumo. Por otro, el reciente cambio tarifario, que ha tenido algún impacto en los hábitos de consumo.
Estamos observando con atención está tendencia, ya que tiene una enorme trascendencia para el sistema eléctrico y la formación de los precios.
La generación eléctrica en España se hunde un 5%
Durante agosto en España se ha producido un 5,2% menos de electricidad que hace un año por el aumento de las importaciones, la caída de las exportaciones a Francia y el estancamiento de la demanda. El saldo de interconexión, que en agosto de 2020 fue exportador (240 GWh), este mes ha sido importador (775 GWh).
A pesar del descenso en la generación, las renovables aportan un 8% más que en agosto del año pasado, por el espectacular incremento (+32%) de la fotovoltaica. Las renovables cubren el 44,4% del mix.
Europa sufre el incremento de precios energéticos más feroz de su historia
Las emisiones han subido un 60%, impulsadas por la política europea de descarbonización y la consiguiente especulación de grandes fondos de inversión. Sin embargo, los analistas de Grupo ASE apuntan al gas, dado que las centrales de ciclo combinado (CCG) son las que marcan el precio marginal de los mercados eléctricos europeos.
El año pasado, en estas fechas, el coste de oportunidad que determina la oferta de un ciclo combinado era de 40 €/MWh. Ahora se mueve en torno a 100 €/MWh. Un 85% de esta subida se explica por el incremento del precio de su materia prima, el gas, en los mercados.
La escasez de gas en Europa, por la combinación de las bajas importaciones de gas natural licuado (GNL), condicionadas por la presión de la demanda asiática, y un volumen muy bajo de flujo en los gaseoductos rusos, han disparado el precio del gas un 1000% en el último año.
El gas ha subido tanto que ahora mismo las plantas de carbón resultan competitivas. En los últimos meses, Alemania ha reducido su producción eléctrica con gas en un 36% a la vez que ha duplicado su generación con carbón. Algo parecido ha ocurrido en Reino Unido y Holanda. Este tirón en la demanda de carbón ha elevado su precio un 100% en el último año.
En este creciente déficit de suministro energético, Europa está atrapada entre su política de descarbonización y el mayor incremento de los costes de las materias primas energéticas de la historia.
Para 2030 los mercados europeos esperan eliminar más de 70 GW de carbón y 20 GW de nuclear. Esta capacidad deberá ser sustituida por generación renovable, cuya inestabilidad conducirá a un déficit de generación, dado que las pilas todavía resultan tecnológica y económicamente inviables.
Los ciclos combinados de gas deberían cubrir esta brecha por su agilidad de incorporación al mix y por la estabilidad de su producción. Sin embargo, la producción continental está disminuyendo y Europa cada vez depende más del gas natural licuado (GNL), que llega por mar, y del suministro por gaseoducto desde Rusia.
Sin embargo, el GNL es un arma de doble filo por su alta volatilidad. Europa, que creía que tenía garantizado su suministro de gas, está viendo como en 2021 el apetito de Asia y de los países emergentes la coloca en una situación compleja si no encuentra alternativas.
En nuestra opinión, es probable que la respuesta futura de la UE para defender la competitividad de su industria venga más por la imposición de aranceles al carbono de los productos que vengan de fuera, que por relajar sus objetivos climáticos y el mercado de derechos de emisión de CO2. Se trata de un gran desafío en su implementación y está por ver si la nueva administración de EEUU lo apoya y lo impulsa.
La demanda asiática y los bajos flujos rusos disparan los precios del gas en Europa a récords históricos
La principal causa del mayor rally alcista de la historia de los precios de energéticos en Europa es el aumento del precio del gas. El rápido crecimiento de la demanda asiática de esta materia prima en 2021, encabezada por los dos mayores importadores del mundo (China y Japón) aleja los cargamentos de GNL de Europa. La rigidez de este mercado de GNL, donde la oferta no responde con agilidad a la subida del precio, está dificultando que Europa aumente sus reservas de cara al invierno.
Los inventarios de gas europeos en mínimos
En estos momentos las reservas europeas de gas se encuentran al 60% de su capacidad, más de 20 puntos menos que hace un año y muy por debajo de su media en estas fechas. Europa va a afrontar el invierno con unas reservas significativamente más bajas de lo habitual.
Por tanto, si el invierno es frío en Europa o Asia, el precio del gas se podría elevar aún más que el año pasado, dado que entonces Europa contaba con una amplia reserva. Los mercados de futuros recogen esta fuerte prima de riesgo y el último trimestre de 2021 cotiza en 50 €/MWh (TTF), estableciendo un récord histórico.
Rusia no responde a los precios
El mantenimiento de los gaseoductos Nordstream 1 y Yamal durante los últimos dos meses ha supuesto una disminución sustancial en los volúmenes rusos, que ahora son la principal fuente de aprovisionamiento para Europa. Por tanto, se agrava aún más la situación de este verano y los precios suben en los mercados de gas un 1.000% respecto a hace un año. Se sitúan cerca de los 45 €/MWh en agosto.
La falta de respuesta de la empresa Gazprom rusa, que no ha aumentado los flujos hacia Europa, ha quedado patente en estos últimos meses. La causa aparente ha sido la reacción a las sanciones de EE. UU. que entorpecían la puesta en marcha del gaseoducto Nordstream 2, que conecta con Alemania.
Sin embargo, el mantenimiento de la situación lleva a especular sobre la posibilidad de que Rusia no disponga de suficiente volumen para Europa, ante un mercado nacional muy ajustado, con unas reservas en mínimos, a lo que se añade el crecimiento de las exportaciones fuera de Europa, como a Turquía y China.
Aunque es posible que sea algo temporal, por primera vez se altera la percepción europea de que el gas siempre puede fluir.
Nordstream2
El nuevo gaseoducto Nordstream2 tiene un alto potencial para aumentar los flujos rusos hacia Europa. Podría satisfacer hasta el 12% del consumo total de gas de Europa y Reino Unido. Está completado al 99% y podría estar listo a final de septiembre. La expectativa de que pudiera en funcionamiento el último trimestre de 2021 ha contenido los precios de gas a corto plazo. Sin embargo, la ausencia de datos concretos ha llevado a que unos días más tarde los precios recuperaran posiciones.
Los fundamentos alcistas prevalecen firmes
La interconexión cada vez mayor del mercado global de gas a través del transporte de gas natural licuado (GNL) supone un cambio de paradigma en el aprovisionamiento europeo. La previsión de oferta de gas podría ser insuficiente para satisfacer la demanda de los próximos dos años si Asia y otros países emergentes mantienen sus tasas de crecimiento de demanda.
Por tanto, es muy poco probable que los mercados de gas europeos vuelvan a registrar los precios de 2020. Sin embargo, con los altos precios actuales del gas no deberíamos descartar una cierta destrucción de la demanda que lleve al equilibrio del mercado. De hecho, ya está pasando en Europa con el regreso del carbón. Un petróleo bajista también está ejerciendo presión sobre el GNL porque su demanda no es tan fuerte como se esperaba.
En este momento todos los factores alcistas están “contabilizados” en la curva de precios a corto plazo y cualquier situación imprevista podría llevar a una relajación de su cotización. En todo caso, cualquier corrección debería interpretarse en el contexto de impulsores fundamentales muy firmes.
Fuerte prima de riesgo en los mercados de futuros europeos
El aumento del precio del gas, el carbón y las emisiones de CO2 ha llevado a la mayor subida de los precios de los futuros eléctricos europeos desde que existen registros. Las cotizaciones actuales baten cualquier lógica anterior.
El 4º trimestre español (Q4-21) alcanza los 130 €/MWh, con una subida del 26%. En Francia su precio es de 122 €/MWh y el Alemania de 106,09 €/MWh. El año 2022 cotiza en España a 89,9 €/MWh tras subir un 23%. En Francia y Alemania ha cerrado en 89,7 €/MWh y 86,9 €/MWh respectivamente.
A largo plazo (5 y 10 años), también los contratos suben ante el avance del Yr-22 y el Yr-23. España sigue manteniendo un fuerte descuento frente a Alemania y Francia, superior a los 10 €/MWh. La cotización de 5 años en España se mueve en los 56,8 €/MWh, mientras que en Francia y Alemania supera los 70 €/MWh.
Nuestro análisis
La ferocidad con la que se están incrementando los precios energéticos es de tal magnitud, que algunas eléctricas se están viendo obligadas a cancelar contratos de comercialización ante posiciones cortas en el largo plazo que habían tomado con sus clientes.
Muchos consumidores se preguntan cuánto va a durar esta situación porque, día a día, este verano estamos viendo cómo se baten los precios máximos del POOL.
Sin embargo, de acuerdo con el análisis fundamental realizado por Grupo ASE, los altos precios eléctricos que estamos viendo carecen de lógica y no se podrán mantener de forma sostenida. Con una demanda estancada, que se aplana y disminuye en las horas punta, hay suficiente capacidad renovable para que en este momento el precio eléctrico en España sea el más bajo de Europa.
Los datos demuestran que la producción eólica se reduce en un 50% respecto de la noche, sin explicación aparente, lo que favorece la entrada del gas y la hidráulica, que marcan los precios máximos. El día 7 de agosto fue la excepción y vimos cómo se desplomaba el precio del POOL en las horas centrales. Si alguna compañía estuviera aprovechando la situación para maximizar los beneficios de la hidráulica, no sería sostenible ni podría durar mucho, por varios motivos:
- La hidráulica es un recurso limitado. En este momento las reservas hidráulicas del Miño y del Duero, donde se concentra la mayor parte de la potencia hidráulica, se encuentran al 52% y 75% del año pasado y muy por debajo de la media histórica.
- La generación eólica se reduce notablemente durante el verano respecto al resto del año, lo que facilita que los ciclos combinados de gas y la hidráulica marquen el precio marginal.
- En lo que va de 2021 la potencia fotovoltaica ha aumentado un 30%. Los ciclos combinados tendrán cada vez menos hueco, sobre todo en horas punta. Y aunque no disponemos de datos de autoconsumo, nuestra estimación es que en la actualidad puede restar cerca de un 1% anual a la demanda en las horas centrales.
- El mercado de gas español está ahora aprovisionándose por gaseoducto desde Argelia, con precios indexados a Brent referenciados seis meses atrás. Esto permitirá que el mercado español pueda incluso tener una prima de descuento sobre el TTF holandés, el mercado de referencia europeo.
Con esto no estamos previendo un desplome de los precios de electricidad. Descartamos que retornen a niveles de 2020, pero sí que abandonen la zona actual de máximos históricos.
España debería tener el precio más bajo de Europa si analizamos su mix eléctrico. Además, la escasa interconexión con Europa nos “libra” de las tensiones de déficit eléctrico que vive Europa. A medida que Alemania desacople sus centrales térmicas de carbón y nucleares, durante los próximos años se convertirá en un gran importador de electricidad y tensionará los mercados europeos.
No obstante, lo que prevemos es una alta volatilidad del precio de electricidad debido a la inestabilidad del mercado de gas y a la intermitencia de las renovables. Para protegerse de esta volatilidad, y como venimos diciendo en los últimos meses, los consumidores disponen de una señal de precio muy competitiva a largo plazo en los mercados de futuros, dada la necesidad de nuevos actores que financien los nuevos parques renovables. No queremos pecar de optimistas, pero el panorama no lo vemos tan negro como pinta el mercado a corto plazo, basándose en todos los riesgos alcistas.
Juan Antonio Martínez y Leo Gago
Analistas de Grupo ASE
"
El encarecimiento del gas (+100%) y de las emisiones de CO2 (reforzadas políticamente), llevan el precio de la energía en Europa a máximos históricos.
"
El 7 de agosto no se redujo la producción eólica durante las horas centrales, como ha sido habitual en agosto, y el precio de la electricidad bajó hasta casi cero.
"
Los precios del gas que nos llega desde Argelia están indexados a Brent, referenciados seis meses atrás, lo que puede llegar a generar una prima de descuento sobre el TTF holandés.
Continue reading in Spanish
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
El POOL ha cerrado el mes en 105,94€/MWh, con un aumento del 193% frente al mismo mes del año anterior y una subida del 126% en relación a julio.
Agosto 2021
105,94
€/MWh
▲
+14,63% vs julio 2021
▲
+192,7% vs agosto 2020
Evolución del mercado eléctrico diario histórico (POOL)
Precio mercado diario año móvil (365 días)
59,50
€/MWh
Precio del POOL medio horario
Los precios del POOL han crecido un 14,5% en las horas valle y un 14,7% en las horas punta. En las horas ‘solares’ el precio ascendió un 13,6%.
PVPC
El precio de la luz en la tarifa de Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (potencia inferior a 10kW), también conocida como PVPC y regulado por el Ministerio de Industria, ha sido de 0,17562 €/kWh. Sube un 84,4% respecto a agosto del año pasado.
Agosto 2021
0,17562
€/KWh
▲
+84,43% vs agosto 2020
Fuente: OMIE/ESIOS
Precio medio final mercado libre
El precio final medio para los comercializadores libres y consumidores directos ha sido de 110,82€/MWh, una vez sumados todos los componentes del precio. Esto supone un encarecimiento del 176,5% sobre agosto del año pasado.
Agosto 2021
110,82
€/MWh
▲
+176,5% vs agosto 2020
Repercusión de los sobrecostes y componentes del precio final mercado libre
Los costes provisionales del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de interrumpibilidad en el mercado libre, han representado un coste de 4,88€/MW. En comparación con agosto de 2020 los sobrecostes suben 0,96 €/MWh (+14,3%) por el fuerte incremento de las restricciones, del 90% (+1,6 €/MWh) y de los procesos OS, del 219% (+0,92 €/MWh). Los pagos por capacidad se redujeron en 1,5 €/MWh, por la nueva tarifa publicada el 1 de junio.
Precios de la energía en Europa
Comparativa por mercados
Portugal
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Agosto 2021
105,99
€/MWh
▲
+14,46% vs julio 2021
▲
+193,52% vs agosto 2020
Año móvil
59,49
€/MWh
Italia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Agosto 2021
112,40
€/MWh
▲
+9,48% vs julio 2021
▲
+178,77% vs agosto 2020
Año móvil
67,64
€/MWh
Francia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Agosto 2021
77,30
€/MWh
-1,3% vs julio 2021
▲
+108,3% vs agosto 2020
Año móvil
56,66
€/MWh
Alemania
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Agosto 2021
82,70
€/MWh
▲
+1,63% vs julio 2021
▲
+140,76% vs agosto 2020
Año móvil
54,48
€/MWh
Nordpool
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Agosto 2021
65,39
€/MWh
▲
+21,12% vs julio 2021
▲
+643,92% vs agosto 2020
Año móvil
35,72
€/MWh
A pesar de la recuperación de la actividad económica en España, con un crecimiento del PIB interanual que ronda el 20%, la demanda de electricidad se estanca en un 0,4% en agosto con respecto a agosto de 2020. Si comparamos el dato con agosto de 2019, cae un 1,6%.
Además como observamos el mes pasado, la curva de demanda se está “aplanando”. La demanda en las horas valle se ha incrementado un 3,5%, mientras que por el día y horas punta disminuye un 1,2%. Dos pueden ser los factores que estén alterando el comportamiento de los consumidores. Por un lado, el aumento del autoconsumo. Por otro, el reciente cambio tarifario, aprobado el 1 de junio, que ha tenido algún impacto en los hábitos de consumo. En cualquier caso, los datos revelan un aplanamiento:
Mix de generación
La generación de electricidad ha disminuido un 5,2% respecto a agosto del año pasado. El aumento de las importaciones y la caída de las exportaciones a Francia, junto al estancamiento de la demanda han sido las principales causas. El saldo de interconexión el año pasado fue exportador (240 GWh), mientras que este año ha sido importador (775 GWh).
A pesar de que se ha producido menos electricidad, la generación renovable ha aumentado un 8% por el espectacular incremento de la producción fotovoltaica (+32%). Las renovables han cubierto el 44,4% del mix.
Participación de las tecnologías en el mix de generación
Este mes la generación la nuclear ha liderado las horas valle de la noche y la fotovoltaica las horas centrales del día. Destaca también la reducción de la generación eólica en las horas ‘solares’.
Generación renovable y libre de emisiones
Renovables
La generación proveniente de fuentes renovables ha representado el 44,4% del mix, frente al 39% del año pasado, gracias al aumento de la generación fotovoltaica.
Libres de emisiones
La generación libre de emisiones de CO2 ha representado en agosto el 70,5% del mix, frente al 63,8% del mismo mes del año anterior. El volumen de emisiones en Toneladas de CO2 se reduce un 29% respecto al mismo mes del año pasado por el crecimiento de la producción fotovoltaica.
Evolución de la potencia instalada
Estos son los últimos datos de potencia instalada publicados por REE. Reflejan un crecimiento de la potencia eólica (+3%) y de la fotovoltaica (+ 26,5%) en 2021.
Generación eólica
Generación eólica durante el mes
En la segunda semana del mes, la generación eólica cubrió durante tres más más del 30% y presionó a la baja los precios del POOL de esos días. Sin embargo, la reducción de la eólica en las horas diurnas impidió que lo que ocurrió el día 7 se repitiera en más ocasiones.
Evolución mensual de la producción eólica y la potencia instalada
La producción eólica de este mes ha sido un 10,8% superior a la media de los últimos cinco años.
Generación fósil o hueco térmico
El hueco térmico se reducido hasta el 17,9% del mix, frente al 25,5%, del año anterior. El crecimiento de la generación renovable, sobre todo por la fotovoltaica, hace bajar la aportación de los ciclos combinados de gas.
Márgenes de chispas limpias (CSS)
La rentabilidad de una central de ciclos combinados de gas (CCG) está determinada en gran medida por la propagación máxima de chispas limpias (Peak CSS), que es la diferencia entre el costo variable de gas y carbono de la planta y el precio de la energía. El siguiente gráfico muestra la evolución histórica promedio mensual y trimestral de las CSS con respecto al TTF gas en el momento de la entrega. El CSS medio de 2020 estimado por Grupo ASE se sitúa en 7,84 €/MWh, mientras en 2019 fue de 13,69€/MWh. En marzo de 2021 los CSS han sido negativos: -2,22 €/MWh. La reducción de la demanda y el crecimiento de la producción renovable han ido reduciendo el hueco térmico, apenas han trabajado y no ha sido rentable la producción de electricidad con los CCG.
Generación hidráulica y estado de los embalses
Las reservas hidroeléctricas se encuentran a un 75,5% de su nivel el año pasado y a un 80,5% en relación a la media de los últimos diez años.
El hueco hidrotérmico marca el 80% de los precios de casación
En el 80% de las horas de este mes el precio del POOL lo ha marcado el hueco hidrotérmico. Es decir, una central de ciclo combinado de gas o una central hidroeléctrica. La hidráulica ha cerrado con un precio medio de 107 €/MWh y los ciclos combinados a de 112 €/MWh. La disminución (sin explicación aparente) de la aportación eólica al mix en las horas centrales del día ha permitido que las hidráulicas y el gas dominaran los precios de casación y ha llevado a que el POOL español fuera de los más caros en Europa este mes de agosto.
Tecnologías que marcan el precio marginal del mercado diario
El saldo de la interconexión ha sido importador, con 301 GWh y una disminución del 55% frente al año pasado.
Saldo de intercambio con Francia
Saldo de intercambio con Portugal
Fuerte prima de riesgo en los mercados de futuros europeos
El encarecimiento del gas, el carbón y las emisiones de CO2 ha provocado la mayor subida de los precios de los fututos eléctricos europeos desde que existen registros. Las cotizaciones baten cualquier lógica anterior.
El 4º trimestre español (Q4-21) alcanza los 130 €/MWh, tras subir un 26%. En Francia su precio es de 122 €/MWh y el Alemania de 106,09 €/MWh. El año 2022 (Yr-22) sube en España un 23% hasta los 89,9 €/MWh, mientras que en Francia y Alemania cierra en 89,7 €/MWh y 86,9 €/MWh respectivamente.
En cuanto a los productos a largo plazo (5 y 10 años), también suben ante el avance del Yr-22 y Yr-23. España sigue manteniendo un fuerte descuento frente a Alemania y Francia, superior a los 10 €/MWh. La cotización de 5 años en España se mueve en los 56,8 €/MWh, mientras que en Francia y Alemania supera los 70 €/MWh.
¿Cómo funciona el precio solar?
La opción de precio fijo SOLAR supone fijar un precio fijo para un volumen de consumo determinado perfilado proporcionalmente a los índices de productividad indicados en el siguiente cuadro para un periodo determinado:
Análisis
La competencia de ASIA por el GNL no da tregua y sigue impulsando los precios en Europa
A Europa se le acaba el tiempo. Tradicionalmente, los meses de finales del verano y el otoño desciende la demanda asiática y Europa aprovecha para absorber gran parte de los excedentes de gas natural licuado (GNL) y llenar sus reservas de cara al invierno. Pero este año el “apetito” asiático parece no tener fin y los pedidos desde el Pacifico Oriental para septiembre y octubre siguen elevados. Todo apunta a que la competencia agresiva de Asia, formada por los tres dragones (Corea del Sur, Japón y China), a la que se han sumado India y Paquistán, dominará el mercado de GNL hasta final de año y dejará escaso margen a Europa para aprovisionarse.
Por otra parte, en los últimos meses Brasil también ha incrementado su demanda debido a escasez de recursos hídricos para generación, de manera que EEUU también ha desviado cargas con destino a Europa hacia América del Sur. Europa apenas representado el 12% de las importaciones de GNL en lo que llevamos de tercer trimestre. Se trata de una cifra insuficiente.
Esto ocurre cuando Europa necesita más gas que nunca porque sus reservas se encuentran en un nivel (60%) muy por debajo de la media habitual en estas fechas (85%). La producción continental del campo holandés de Groningen está disminuyendo y los mantenimientos rusos de Yamal y Nordstream1 han reducido sus flujos hacia Europa en verano, agravando la situación.
Todos estos fundamentos han impulsado los precios de los mercados europeos a máximos históricos en las últimas semanas y han acentuado la tendencia alcista de la que veníamos. Incluso aunque entrará en funcionamiento el nuevo gaseoducto Nordstream2, es posible que el suministro fuera escaso para Europa si el próximo invierno resultara tan frío como el de 2020. Sin embargo, también cabe la posibilidad de que el invierno sea suave, como los de 2018 y 2019. En ese caso, la presión sobre los mercados podría dar un giro muy brusco.
Nada se puede descartar, pero el panorama que tiene Europa por delante hasta la primavera que viene parece convulso y así lo reflejan los mercados de futuros del TTF holandés (referente europeo) con máximos históricos.
La oferta de GNL mundial está resultando escasa para el aumento actual de la demanda. La escasez y el alto precio del gas impulsar en Europa el retorno al carbón como fuente de generación. Pero eso presionaría los precios de las emisiones de CO2 y nos llevaría de nuevo a una espiral de aumentos de precios energéticos. A ver cómo sale Europa de esta trampa.
TTF (Holanda)
Los fundamentos alcistas de escasez de suministro y bajas reservas siguen impulsando los mercados. El precio diario del TTF cierra agosto en 43,9 €/MWh con una subida del 22% respecto a julio y del 507% frente a agosto de 2020 (7,23 €/MWh). Se trata del su máximo histórico desde que hay registros.
Los productos de futuros también han subido debido a la perspectiva de incertidumbre de fluidez del suministro, a la alta demanda asiática y al bajo nivel de almacenamiento. El Q4-21 sube hasta los 50,6 €/MWh (+25%) y el Q1-22 hasta los 48,5 €/MWh (+29%). El Yr-22 se coloca en 33,5 €/MWh (+ 22%).
La noticia de la puesta en marcha del nuevo gaseoducto Nordstream 2, a mediados de agosto, supuso un respiro, pero cuando se confirmó que solo eran rumores, el precio recupero rápidamente el impulso alcista.
PVB español (MIBGAS)
Por tercer mes, España se coloca como el mayor importador de gas de Europa en lo que va de año. Los flujos de gas desde Argelia se encuentran en las tasas más elevadas de la última década y se espera que se mantengan altos, dado que los precios están indexados al precio promedio del petróleo en los 6 meses anteriores. El precio de los intercambios ronda los 20,85 €/MWh, menos de la mitad de su cotización en el TTF holandés (43,9 €/MWh). Aunque a partir de marzo la tendencia podría invertirse, es probable que la fluidez del gaseoducto argelino compense el déficit de GNL durante el resto del año. Esto presionará para que la curva del PVB español se reduzca frente al TTF.
El precio diario español ha sido de 44,4 €/MWh (+0,5 € sobre el TTF). En cuanto a los futuros, el Q4-21 cotiza en 52,35 €/MWh (+2,22 €/MWh sobre el TTF) y el Yr-22 en 34,73 €/MWh (+1,24 €/MWh sobre el TTF).
Henry Hub (EEUU)
La elevada presión de las exportaciones de GNL, junto con una demanda interna de gas más fuerte, está subiendo los precios al contado del Henry Hub en un 11%. También ha elevado la curva de futuros del Q4-21 y del Yr-22 cerca del 20%. Cabe mencionar que las temperaturas récord en algunas partes de EE. UU durante este verano llevaron a una fuerte demanda de gas para el suministro de energía.
No obstante, los precios de Henry Hub podrían caer el próximo año, a medida que las temperaturas se acerquen a los promedios históricos y aumente la producción de EE. UU.
Emisiones de CO2
El mercado de emisiones cierra con una cotización de 42,55 €/t, con una subida del 14% en un solo mes. Las emisiones casi triplican su precio con respecto a hace un año. Es probable que los precios de EUA sigan su escalada y aumenten a nuevos máximos históricos en abril. Las instalaciones cubiertas por el RCDE UE deben entregar derechos correspondientes a sus emisiones de 2020 a más tardar el 30 de abril. El ciclo de cumplimiento de este año se complica por el hecho de que no pueden utilizar EUA emitidas en 2021 para cubrir su cumplimiento de 2020 y ha habido un retraso en la primera subasta del mercado primario de CO2 hasta fines de enero de 2021.
Brent
El barril de Brent ha cerrado marzo a 63,54 dólares, lo que supone una caída del 4% y un freno a la carrera alcista que encuentra una fuerte resistencia en el nivel de los 65$/barril. Si atravesara ese nivel, podría alcanzar los 67,50$/barril, incluso subir hasta los 70$/barril. Sin embargo, en caso de romper por debajo, bajaría hasta el nivel de 60$/barril y la siguiente resistencia la encontraría en los 55$/barril.
La OPEP ha anunciado recientemente que va a aumentar la producción mientras en Estados Unidos los productores de petróleo de esquisto ya están incrementando los suministros que mandan al mercado. Si el dólar estadounidense empieza a fortalecerse, podría llevar a una caída del precio.
Carbón
Frenazo en la cotización del carbón a lo largo de este mes. Al cierre de febrero el API2 el mes frente marcaba 65,25 $/t, lo que arroja una reducción de 5,1% respecto a enero. Sin embargo, comparado con febrero del año pasado sube un 18,6%. El API2 Cal 22 también corrige a la baja. Al cierre cotizaba en 68,7 $/t, con un descenso del 1,3% respecto a enero y con una subida del 8,65% en relación a febrero de 2020. Al margen de la previsión de días fríos en los primeros días de febrero, que provocó un ligero ascenso, la tendencia del resto del mes, de temperaturas suaves, ha provocado que poco a poco su cotización se haya ido reduciendo hasta llegar a tocar 62,5 $/t. Sin embargo, una serie de problemas en los países exportadores, vinculados al abastecimiento, ha tensionado un poco el mercado y le ha llevado a recuperar algo de terreno del que había perdido. No obstante, la previsión en el medio plazo es bajista, dado que no se espera una recuperación en la demanda en los próximos meses en función, sobre todo, por las temperaturas que se esperan.
Grupo ASE, con la información que le proporcionan 600 puntos de suministro, elabora índices de precio y consumo de electricidad:
- Índice ASE PTEI: muestra la evolución del precio por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.
- Índice ASE CTEI: muestra la evolución del consumo por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.
Índice ASE PTEI Total: comercialización + distribución
El índice ASE PTEI Total de julio se ha incrementado un 15,29% frente a julio del año pasado.
Índice ASE PTEI desglosado: Energía y Accesos a la Red (ATR)
El índice ASE PTEI de Energía, que refleja el coste de aprovisionamiento de las empresas en los mercados eléctricos, creció en julio un 25,31% , mientras que el coste de los accesos (distribución) bajó un 2,4% en relación a julio de 2020.
Índice ASE CTEI (Consumo)
Febrero reflejó un descenso del 6,72% del consumo frente al mismo mes del año anterior.
Tu energía, al abrigo del grupo
GRUPO ASE
(Sede central)
Gran Vía 81, piso 6º, departamento 2.
48011 – Bilbao (Bizkaia)
Tel: 944 18 02 71
ase@grupoase.net
MÁS SEDES
Comunitat Valenciana
Plaza Constitución, 7
Entresuelo izquierda
03550 – San Juan (Alicante)
Tel: 966 593 464
ase@grupoase.net
Región de Murcia
Avenida Libertad, 2, 2-D
30009 – Murcia
Tel: 618 212 774
ase@grupoase.net
Comunidad de Madrid
Avenida de América, 32
28922 – Alcorcón (Madrid)
Tel: 912 262 209
ase@grupoase.net
Catalunya
Cardenal Cisneros, 24
08225 · Terrassa (Barcelona)
Tel: 607 861 575
ase@grupoase.net
Andalucía
Calle Pago del Lunes, 9
18195 · Cúllar Vega (Granada)
Tel: 858 952 918
ase@grupoase.net
