Informe de mercado
Julio 2021
Índice
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El gas se dispara un 500% y la electricidad triplica su precio en Europa
- Eólica y fotovoltaica deberían crecer un 35% más para neutralizar el impacto del gas en el precio de la luz.
- Los ciclos combinados de gas continúan fijando el coste de oportunidad del POOL, a pesar de que han reducido su aportación un 46% por el crecimiento renovable, la subida de las importaciones y el descenso de la demanda.
- El factor climatológico va a ser determinante en la evolución de la demanda de gas mundial y, dada la escasez de oferta, también de su cotización.
- El paquete ‘Fit for 55’ no tiene impacto en el mercado de emisiones porque coincide con las expectativas de los inversores.
Mercado SPOT eléctrico español (OMIE)
El precio diario del mercado mayorista (POOL) se sitúa en 91,54 €/MWh a 15 de julio, con el precio más alto sostenido desde que hay registros. Es un 9,4% más caro que el de junio y se sitúa un extraordinario 166% más arriba que hace un año. Además, es un 93% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de julio. Es decir, casi duplica esa media y triplica el precio de julio del año pasado.
Europa contra las cuerdas
El precio de la electricidad en Alemania está por encima de los 90 €/MWh, en Francia de los 86 €/MWh y en Italia de los 101 €/MWh. El principal motivo de este encarecimiento es que en julio los mercados diarios de gas están batiendo récords de máximos y superan los 35 €/MWh (TTF spot).
En esta época del año, Europa nunca había experimentado una subida del precio del gas de esta magnitud. Pero es que tampoco nunca antes había existido una competencia tan feroz entre Europa y Asia para atraer las cargas de gas natural licuado (GNL) mundial. Nuestra necesidad ha crecido debido a la escasez de suministro por gaseoducto desde Rusia y porque nuestros niveles de almacenamiento están muy bajos. Pero el sector eléctrico de China y Japón está absorbiendo los barcos gaseros procedentes de EE. UU. y Qatar.
Merkel viaja esta semana a EE. UU. con el propósito de desbloquear el nuevo gaseoducto con Rusia para aliviar esta situación. Pero el mercado comienza ya a descontar que llegaremos al invierno con escasez y altos precios, en niveles de 30-35 €/MWh. Además, la cotización de las emisiones de CO2 (EUA) añaden más “leña” al fuego al alimentar una espiral de precios que parece difícil de detener.
Una caída de la demanda haría retroceder al gas, así como a las emisiones de CO2, y detendría este ciclo de retroalimentación. Pero la fortaleza de la demanda asiática y el apoyo a las políticas de reducción de emisiones no hacen probable este escenario a corto plazo.
Si la demanda de GNL se debilitara considerablemente en el Pacífico oriental, la prima de Asia sobre Europa podría reducirse lo suficiente como para que los vendedores norteamericanos entregaran grandes volúmenes de GNL en las terminales europeas. Por tanto, la climatología va a ser un factor determinante en esta espiral de precio. La relajará o la prolongará.
La generación de electricidad retrocede un 5,7%
En los primeros quince días de julio, la generación de electricidad en España ha sido un 5,7% inferior a la registrada el mismo periodo del año pasado porque se ha reducido la demanda y, además, ha crecido la importación de electricidad.
La demanda baja un ligero 0,4% y continúa lejos de recuperar los niveles previos a la pandemia. Si la comparamos con julio de 2019, su descenso es del 5,4%. Con respecto a las importaciones desde Francia, han aumentado un 90%, hasta los 692 GWh, mientras que las exportaciones al país galo se han reducido un 30%, hasta los 265 GWh.
La producción renovable de la primera quincena crece un 12,6%. La fotovoltaica ha crecido un 34,6% y, aunque la eólica ha descendido un 6,7%, la generación renovable ha cubierto el 50% de la demanda en lo que llevamos de julio,
Estos tres factores, la reducción de la demanda y el crecimiento de las importaciones y de la generación renovable, han reducido la intervención de los ciclos combinados de gas (CCG) en un 46%. Sin embargo, a pesar de que los CCG solo han sumado un 13% al mix eléctrico, han seguido fijando el coste de oportunidad al resto de tecnologías. Para cambiar esta situación sería necesario que la generación eólica y fotovoltaica crecieran un 35% adicional.
El nuevo plan de reducción de emisiones europeo
El pasado miércoles, 14 de julio, la UE publicó la hoja de ruta para la lograr la reducción de las emisiones de carbono del 55% en 2030, en comparación con las de 1990. Se trata de un paquete (Fit for 55), que modifica la legislación existente e introduce nuevas medidas.
El acuerdo ratifica el recorte más pronunciado en el suministro de derechos de emisión (-4,2% anual) que ya se había anticipado. También eleva el objetivo de participación renovable en el consumo de energía al 40% para finales de la década, frente al 32% anterior. Este objetivo requiere en que las energías renovables eleven al 64% su peso en el mix eléctrico europeo, para lo que se necesita una potencia renovable adicional de 155 GW.
Estos objetivos se establecerán por países y se complementarán con metas específicas en los sectores de transporte, calefacción y refrigeración, edificios e industria y requerirán de una negociación intensa para ponerse de acuerdo.
El mercado de emisiones actual (EUA)
Entre las nuevas medidas se confirma que el sector del transporte de aviación y marítimo se suman al mercado actual de fijación de precios del carbono, en el que ya estaban incluidas las industrias de uso intensivo de energía (10.000 instalaciones). Sin embargo, para el sector del transporte por carretera y los edificios se establecerá un sistema separado.
La imposición de aranceles se pospone
Una de las medidas que más expectativas había creado era la aplicación de aranceles al carbono a los productos procedentes de fuera de la UE, para compensar los derechos de emisión que paga la industria europea.
Sin embargo, actualmente hay sectores industriales en Europa que están protegidos mediante asignación gratuita de derechos, por lo que poner aranceles sería una práctica ilegal para la Organización Mundial del Comercio (OMC). Así que, de momento, parece la aplicación de un impuesto al carbono no arrancará hasta 2025, hasta que la asignación de derechos gratuita se elimine gradualmente
Reacción del mercado
La respuesta del mercado el día 14 (-1,4%) da a entender que la mayor parte de las medidas coincidían con las expectativas y, por tanto, ya habían sido descontadas por los inversores. El único factor potencialmente alcista sería la ampliación al sector de la aviación, pero será muy limitado por las grandes exenciones.
El Pacto Verde Europeo y su impacto
El mercado de hidrocarburos (gas y petróleo) mundial está experimentando una fuerte recuperación de los precios, por el retorno de la actividad económica y por la limitada capacidad de respuesta de suministro al incremento de la demanda. Veremos si es coyuntural o estructural.
A esta situación hay que sumar el alto precio de las emisiones, por el refuerzo político europeo a la descarbonización, que amenaza a la industria europea y a su competitividad.
En este contexto de difícil equilibrio entre economía y política, la UE sigue reforzando e impulsando el Pacto Verde Europeo para alcanzar los objetivos de descarbonización de Paris. La meta es lograr emisiones cero en 2050, con el objetivo intermedio de reducir sus niveles en un 55% en 2030 (respecto a 1990).
Para lograrlo, Europa debe repensar toda la economía, poniendo en el centro del tablero a los sectores que más huella de carbono generan: energía, movilidad, industria y edificación. En los próximos años, habrá importantes cambios regulatorios y políticas económicas que tendrán un gran impacto en los mercados energéticos.
Esta transición hacia una economía más sostenible, con menor dependencia de las energías fósiles, puede ser la única alternativa para que Europa no sufra las tensiones geopolíticas que vive actualmente. El objetivo merece la pena, pero aún queda un largo y difícil camino por recorrer.
Mercado de futuros eléctricos
Los futuros eléctricos continúan subiendo a corto
Se mantiene la fuerte escalada de precios en los mercados eléctricos de futuros europeos a corto plazo, como consecuencia de la previsión de los elevados precios de gas y emisiones de CO2.
El mercado español experimenta un fuerte repunte en el corto plazo, con una subida del 11,6% del precio del Q3-21 (3º trimestre), que sube hasta los 86,75€/MWh. Los precios del 4º trimestre también se encarecen de forma notable (+11%) hasta los 84,80 €/MWh. Por su parte, el Yr-22 español avanza un 6,3% hasta los 66,50 €/MWh.
En Europa, el Yr-22 francés sube hasta los 66,79 €/MWh (+4,1%) y el Yr-22 alemán se sitúa en 65,30 €/MWh (+2,1%). En cuanto al largo plazo (5 y 10 años), España sigue presentando una fuerte prima de descuento de más de 10 €/MWh frente a los mercados alemán y francés.
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La subida de la electricidad es generalizada en Europa: en Alemania está por encima de los 90 €/MWh, en Francia de los 86 €/MWh y en Italia de los 101 €/MWh
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En esta época del año, Europa nunca había experimentado una subida del gas de esta magnitud, con su precio por encima de 35 €/MWh (TTF spot)
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La escasez de suministro ruso y el bajo nivel de almacenamiento nos empujan a subir el precio para competir por el GNL mundial con el reactivado mercado asiático
Análisis
La demanda asiática, las bajas temperaturas y el mercado de CO2 elevan los precios un 200% y disparan los mercados energéticos europeos
Además de la subida de las emisiones de CO2, hay otro factor decisivo que explica la subida del POOL en abril: el incremento del precio del gas.
El mercado de gas se ha dado la vuelta con respecto a hace un año, cuando Europa recibía todos los excedentes de gas natural licuado (GNL) debido al hundimiento de la demanda en Asia. Entonces Europa pudo disponer de un alto nivel de depósitos y el precio de sus mercados se hundió a mínimos históricos.
La situación cambió bruscamente en el inicio de 2021. Europa ha tenido que competir con los países asiáticos para atraer la oferta de GNL. El “tiron” de la demanda de China y la India, junto a la intensa ola de frío que vivió Asia en enero, provocó fuertes subidas en los precios.
Ahora Europa está viviendo un invierno frío, lo que añade más demanda y eleva los precios. Además, los niveles de los depósitos de gas en Europa se encuentran al 25%, la mitad que hace un año. No es preocupante, dado que nos encontramos a final de la temporada de gran consumo, pero los precios se han tensionado en Europa. El TTF holandés cotiza en 20 €/MWh, con una fuerte subida del 200% respecto a hace un año.
La buena noticia es que las importaciones de GNL están creciendo a buen ritmo desde marzo y, de cara al verano, se espera que Europa atraiga más excedentes por la caída de la demanda estacional en Asia. Esto permitiría llenar los almacenes y supondría una cierta relajación de los precios. Lo que es evidente es que la evolución de los precios de gas será la clave de los precios de electricidad en Europa en los próximos meses.
La situación de incertidumbre es muy elevada, sobre todo porque las previsiones de demanda de gas asiática son inciertas. Una oscilación en su demanda puede tener un impacto del precio del gas en Europa de +/- 10 €/MWh en la curva del TTF de los próximos meses.
A su vez, la volatilidad del gas se traduce en una variación de +/-20 €/MWh en los precios de electricidad. Si añadimos la fluctuación de las emisiones de CO2, los precios eléctricos podrían oscilar 30 €/MWh arriba o abajo en Europa en los próximos meses. La volatilidad está asegurada.
Emisiones de CO2
El precio de las emisiones sigue su imparable ascenso y supera los 40 €/t, anotándose una subida del 20% respecto a finales de enero. Las políticas y reformas de la Comunidad Europea parecen encaminadas a impulsar sustancialmente los precios de las emisiones en los próximos años y esto atrae a los especuladores hacia el mercado de CO2 (EUA).
Brent
El Brent supera los 50$ impulsado por una posible recuperación de la demanda en 2021, cuando las vacunas comiencen a distribuirse y el USD se mantenga bajo. A pesar del panorama sombrío de la segunda ola a nivel mundial, con un balance de casos, bajas y hospitalizaciones peor que en la primera ola, los inversores continúan mostrando su confianza en la rápida recuperación de la economía el próximo año.
Carbón
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