Informe de mercado
Junio 2021
Índice
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El POOL sube un 21,4% con el gas “desatado” y una producción nuclear y eólica muy disminuida
- La parada programada de dos centrales y otra imprevista reducen la producción nuclear al 60% de su capacidad.
- La climatología ha sido adversa: escasa producción eólica y altas temperaturas que elevan la demanda eléctrica.
- El gas ha producido el 18% de la electricidad y traslada al POOL sus costes, que se han elevado en 50 €/MWh en los últimos doce meses.
Mercado SPOT eléctrico español (OMIE)
El precio de la luz en el mercado mayorista (POOL) se colocó el 15 de junio en 90,95 €/MWh y el precio medio de la primera quincena de junio se sitúa en 81,50 €/MWh, su valor más alto en un mes de junio desde que hay registros. Es un 21,4% más caro que el de mayo y está un extraordinario 166% por encima del que marcaba hace un año. Además, es un 81% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de junio.
El precio de electricidad bate récords empujado por el gas
El mes de junio arranca como finalizó mayo, con precios de electricidad muy superiores a los que viene siendo habituales en estas fechas y al alza. La principal causa continúa siendo la misma: el incremento mundial sin precedentes de los precios de gas.
Los mercados de gas europeos están sometidos a una fuerte presión por la disminución del suministro que llega desde Noruega, así como por la menor llegada de cargueros con GNL a los puertos, que se desvían atraídos por la alta demanda asiática. La estrechez del suministro que venimos sufriendo desde hace meses, junto con la alta demanda del pasado invierno, han llevado el volumen almacenado a mínimos de hace siete años.
La situación de incertidumbre de suministro y la posibilidad de que Europa se enfrente a la llegada del próximo invierno con un escaso stock elevan el precio de gas de los mercados (Hubs). El mercado holandés de gas (TTF), el de referencia para toda Europa, ha registrado un precio medio de 27 €/MWh durante la primera quincena de junio. Es un 450% más elevado que hace un año, cuando cotizaba a 5 €/MWh y duplica su valor respecto a 2019, cuando se movía en 13,4 €/MWh.
¿En cuánto afecta la subida del mercado de gas al de electricidad?
Los ciclos combinados de gas (CCG) son lo que aportan la seguridad al sistema eléctrico y, por consiguiente, marcan el coste de oportunidad al resto de tecnologías del mix. Con la practica desaparición del carbón en España, los CCG asumen su papel de fuente de respaldo en solitario y marcan el precio de la electricidad, sobre todo cuando las energías renovables no pueden abastecer la demanda.
El coste de producir 1 MWh de electricidad de un CCG viene determinado, sobre todo, por la cotización del gas natural (materia prima). Por eso el incremento del precio del gas en algo más de 22 €/MWh respecto del año pasado ha elevado el precio de sus ofertas de electricidad en 40 €/MWh, solo por este concepto. Si añadimos el impacto que provoca la subida del mercado de emisiones de CO2, el precio de generación de un ciclo combinado de gas (CCG) se ha visto incrementado en 50 €/MWh respecto a hace un año. Esta subida en el precio de las ofertas de los CCG en las subastas diarias (POOL) se traslada rápidamente al precio de electricidad de los consumidores.
¿Durante cuánto tiempo se mantendrán los precios altos de gas y electricidad en Europa?
La demanda asiática seguirá presionando los precios de gas
El gas natural licuado (GNL) representa en 25% del suministro europeo y su flexibilidad es fundamental para el funcionamiento de los mercados de gas en Europa.
En estos momentos la demanda de GNL desde Asia es muy elevada y se prevé un aumento interanual superior al 20% en junio y julio, que continuará limitando la reposición del stock de gas europeo. Por tanto, los precios en Europa se mantendrán altos durante el verano, para poder competir y atraer las cargas procedentes de EE. UU.
La demanda asiática en auge y la limitada capacidad logística del GNL amenazan con elevar los precios durante los próximos años.
Incertidumbre de suministro en el Norte de Europa
El 50-60% del suministro de gas europeo, que llega a través de Noruega y Rusia, se ha visto reducido por una serie de circunstancias.
El mantenimiento de la infraestructura noruega durante el segundo trimestre está obligando a países como Alemania a inyectar gas desde sus puntos de almacenamiento para satisfacer la demanda. Además, aunque ese mantenimiento termina a finales de junio, la previsión es que los flujos noruegos se mantengan durante el tercer trimestre por debajo del promedio de los últimos años.
Por otra parte, Rusia tiene programadas en julio las obras sobre las infraestructuras de Stream y Yamal, lo que implicará un descenso de su aporte de gas a Europa.
Ciclo de retroalimentación
Los ciclos combinados de gas tienen una ventaja competitiva sobre los ciclos térmicos de carbón en cuanto a su nivel de emisiones (producen la mitad). Sin embargo, aunque el precio de las emisiones está en 55 €/t., la cotización tan elevada que tiene ahora el gas reduce esa ventaja y frena el cambio de una tecnología a otra en Europa porque el carbón sigue siendo competitivo.
La generación de electricidad con carbón implica más demanda de emisiones de CO2 (EUA) y presiona el precio de las emisiones al alza. Surge así un ciclo de retroalimentación alcista del precio de la electricidad y del gas.
Romper esta dinámica a corto plazo pasa porque se reestablezca la normalidad en el suministro de gas en Europa. Desde grupo ASE confiamos en que más temprano que tarde el mercado reaccionará a estos precios elevados y los mercados se relajarán, posiblemente a final del verano. Además, la puesta en marcha del Stream 2, que conectará Rusia y Alemania, duplicará el flujo de gas ruso para el próximo invierno y debería relajar los precios.
Pero a largo plazo, la situación es compleja. La estabilidad de los precios energéticos solo llegará con un aumento de la generación renovable y una menor dependencia de las energías fósiles, que es lo que está acelerando la UE con el mercado de emisiones de CO2 (EUA). Esperemos que no se pasen de frenada porque la industria europea y los ciudadanos más desfavorecidos tienen un límite de coste energético.
La limitada producción nuclear y la escasa generación eólica aumentan el precio de electricidad
La tecnología fotovoltaica continúa creciendo mes a mes, se incrementa un 37% y aumenta su peso en el mix hasta el 12,5%. No es el caso de la generación eólica, que ha reducido su volumen (-17%) respecto a la primera quincena de junio del año pasado. También la hidráulica ha minorado su producción un 7%.
La producción nuclear en lo que llevamos de mes se ha situado en un 60% de su plena carga debido a las paradas programadas de Trillo y Vandellós y una no programada de Ascó II, debido a un incendio, que ya se ha restablecido.
La menor aportación de las tecnologías nuclear, hidráulica y eólica, junto con un incremento de la demanda por las altas temperaturas, han aumentado la producción eléctrica de los ciclos combinados de gas (+ 13%) que han aportado un 18% al mix eléctrico de esta primera quincena. Dado que esto se ha producido en un momento crítico, con precios de gas y de emisiones en máximos, la presión ha sido muy fuerte sobre los precios del POOL en España. Cuando se incorporen las centrales nucleares, los precios de POOL se relajarán en parte de las horas del día.
Precios eléctricos europeos en máximos
Todos los mercados eléctricos de Europa están elevando sus cotizaciones a consecuencia del incremento de los precios de gas y de las emisiones de CO2. En España la subida es mayor (salvo en Reino Unido) porque ha habido menor aportación nuclear y eólica de lo habitual y por la mayor demanda de electricidad por el aumento del calor.
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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Este mes arranca como finalizó mayo, con el precio de la luz muy superior a lo habitual en estas fechas y subiendo a causa del encarecimiento del gas
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El gas es un 450% más caro que hace un año en Europa, cuando cotizaba a 5 €/MWh y duplica su valor respecto a 2019, cuando se movía en 13,4 €/MWh
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La pérdida de competitividad de precio del gas supone más intervención del carbón en Europa y por tanto, mayor presión alcista sobre las emisiones de CO2
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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