El precio diario del mercado mayorista (POOL) de agosto se sitúa en 36,20 €/MWh, un 19,5% más barato que hace un año. El precio se recupera un 4,5% respecto a julio, debido a las altas temperaturas, que han estado 5ºC por encima de la media de un mes de agosto. Sin embargo, el precio continúa barato: agosto ha sido un 28,6% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie y el POOL de los últimos 12 meses se sitúa en 34,32 €/MWh, el más bajo desde que hay registros.

Los costes de los servicios complementarios
Los costes provisionales del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de Interrumpibilidad en el mercado libre, han representado en agosto un coste de 3,88€/MW, con una reducción de 0,5 €/MWh respecto a hace un año (4,38 €/MWh). Esta disminución se debe al descenso de los costes de interrumpibilidad.

La demanda eléctrica reduce su caída pero sigue por debajo del año pasado
La demanda viene registrando tasas negativas desde enero de 2020 y acumula un descenso en lo que va de año del 6,4%. Sin embargo, agosto ha sido muy caluroso, con temperaturas 5ºC por encima de lo habitual. Por eso a nivel interanual agosto se ha saldado con una bajada de la demanda eléctrica de solo el 1,6%. Se aleja así del desplome que se produjo en los meses más duros del bloqueo, cuando alcanzó tasas negativas del 17% en abril y del 12% en mayo.

Lo que está por ver es si durante los próximos meses, cuando se suavicen las temperaturas, esta recuperación tiene o no continuidad. Además, algunas empresas que reanudaron su actividad después de los bloqueos no han hecho su pausa habitual en agosto.

El índice ASE CTEI, que refleja la evolución de la curva de la demanda de las empresas clientes de Grupo ASE, mayoritariamente medianas y pequeñas del ámbito industrial, registró el pasado mes de julio una reducción del 9,03% respecto a julio de 2019. Se trata de un muy mal dato, que incluso empeora los de los anteriores meses más duros del bloqueo. Es un indicador de que la recuperación económica parece lejos de producirse.

Crece la generación renovable y las exportaciones a Francia
A pesar de la caída del 1,6% de la demanda, la generación eléctrica ha sido un 2,1% superior a la del año pasado. Es el segundo mes en el que esto ocurre: la generación aumenta, aunque la demanda baja. La explicación está en el fuerte crecimiento de la producción renovable, que aumenta un 37,6% respecto a hace un año. Todas las tecnologías renovables crecen. En especial la fotovoltaica (+84,3%), seguida de la hidráulica (+54%) y la eólica (+25,5%). Esta aportación extra presiona los precios a la baja y facilita la exportación de electricidad.

En lo que va de año, la generación renovable ha crecido un 16,5% a pesar del contexto de fuerte reducción de la demanda: -6,4% de enero a agosto. Este incremento de la presencia de renovables provoca que las tecnologías fósiles reduzcan su aportación al mix (-12,2%) y, también, que crezcan las exportaciones a Francia.

El POOL español cierra agosto en 36,20 €/MWh mientras que el francés lo ha hecho en 37,11 €/MWh. Resulta llamativo porque el precio de nuestro vecino, especialmente en los meses de verano, es históricamente más bajo. Por eso este mes de agosto hemos exportado 834 GWh, mientras que el año pasado solo fueron 104 GWh. Ese aumento de las exportaciones supone un 3,3% de la generación total nacional.

En lo que queda de 2020, la instalación de potencia renovable continuará al alza. En estos momentos hay proyectos en construcción para aumentar el parque renovable otro 10% para finales de año. Esto, sumado a la reducción de la producción nuclear programada en Francia para 2021, puede revertir la balanza del saldo energético a favor de España durante los próximos meses. Sin duda, será un alivio para los nuevos proyectos de renovables, que pueden encontrar una oportunidad en las expectativas de un POOL más caro francés para 2021 dado el actual contexto energético español, muy complejo por la reducción de la demanda eléctrica y los bajos precios.

Los ciclos combinados reducen su aportación al mix
Los bajos precios que viene registrado el gas en los mercados, junto a la caída del Brent y a un dólar muy débil, están haciendo muy competitivo el precio de casación de los ciclos combinados de gas (CCG). Junto a la caída de la demanda eléctrica y la mayor producción renovable, es el principal motivo por el que los precios de electricidad están tan bajos en España en 2020.

En agosto los CCG marcaron un precio marginal de casación de 33,07€. Por debajo de las renovables y de la cogeneración (33,21 €/MWh) y de la hidráulica (40,15 €/MWh). Con la práctica desaparición del carbón en España, ahora más que nunca, los CCG fijan el precio de electricidad en España y el coste de oportunidad para el resto de las tecnologías.

Aunque han ganado en competitividad, los CCG han perdido peso en el mix. Este mes de agosto han aportado menos de una cuarta parte (23,9%), mientras el mismo mes del año pasado produjeron más de un tercio (33,4%). Esto se debe a la menor demanda eléctrica y al crecimiento de la generación renovable. En lo que va de año, mientras los CCG han reducido su producción un 24,3%, las renovables la han elevado un 16,5%.

En todo caso, a pesar de que las renovables continúan ganando terreno, la evolución de los mercados de gas y Brent y la paridad dólar/euro seguirá marcando la tendencia de los precios de la electricidad durante los próximos años.

Fuertes subidas en los futuros eléctricos de España y Europa
Debido a la rápida y fuerte recuperación de los precios de los mercados de gas y de las emisiones de CO2, que vuelven a estar cera de los 30 €/ton, los mercados de futuros experimentan importantes subidas en la última semana de agosto. En España el Q4-20 (4º trimestre) se eleva un 14,5% y se coloca en 46,90 €/MWh y el €Yr-21 se anota un 4,1% hasta los 45,35 €/MWh.

La situación es similar en Europa. En Francia el Q4-20 ha subido un 11,7% y cierra en 56,80 €/MWh, con la incertidumbre de la disminución de la generación nuclear aún en el aire. Por su parte, el Yr-21 francés ha subido un 6,5% hasta los 47,20 €/MWh. De esta forma, el diferencial de Francia con España ahora se mueve en 1,8 €.

En Alemania el Q4-20 también ha registrado un fuerte incremento del 11,2%, que lo sitúa en 41,52 €/MWh y su producto Yr-21 ha cerrado en 41,88 €/MWh tras subir un 7,1%.

Recuperación en los mercados de gas
En el principal mercado de gas europeo, el TTF holandés, el precio spot de agosto ha sido de 7,23 €/MWh. Es un 47,3% más alto que el de julio, aunque aún un 25% más bajo que hace un año, cuando se movía en 10 €/MWh. El mercado español MIBGAS también sube con fuerza: un 47,8% respecto a julio, que coloca el precio medio en 9,4 €/MWh. La prima de MIBGAS sobre el TTF se ha movido en agosto por encima de los 2 €, algo más alta que en meses anteriores.

El aumento en los mercados spot también impulsa los precios de cara al invierno. En el mercado TTF el Q4-20 sube un 28,3% y cierra agosto con 12,77 €/MWh. La curva de 2021 de TTF también subió de forma importante con una subida del 16,5% hasta los 13,924 €. Por su parte, el Q-4 en MIBGAS avanza un 27,9% y cierra con 13,76 €/MWh.

Tras una primavera e inicio de verano con precios mínimos históricos en los grandes centros de referencia (TTF y NBP), los precios del gas en Europa se están recuperando rápidamente.

A mediados de marzo las medidas de bloqueo por la pandemia y las altas temperaturas habían destruido la demanda. Sin embargo, siguió produciéndose un exceso de oferta sin precedentes y continuó la llegada masiva de importaciones de gas natural licuado (GNL) desde EEUU a Europa. De esta forma, los centros de almacenamiento europeos alcanzaron niveles récord a finales de la pasada primavera. Esta tormenta perfecta llevó al precio del gas a caer por debajo de los 5 €/MWh, un nivel difícil de prever.

La presión fue tan elevada que el mayor centro europeo de gas TTF (Holanda) cotizaba por debajo del Henry Hub (EEUU). Algo insólito y que ha llevado ahora a un efecto contrario sobre los precios de gas:

Las altas temperaturas de este verano en Europa, junto a las medidas de desbloqueo, han elevado la demanda eléctrica. Con los precios de gas tan bajos, los CCG han ido reemplazando al carbón. Además, en Francia han parado algunos reactores por el fuerte calor, aumentando el requerimiento a los CCG para cubrir la demanda eléctrica. Este aumento de la producción eléctrica de los CCG ha elevado bruscamente la demanda de gas las últimas semanas.

El incremento de la demanda se ha encontrado con la interrupción de la llegada de gas natural licuado (GNL) desde EEUU: Europa había perdido atractivo para los productores americanos, dado que el precio spot TTF ni siquiera cubría los costes de transporte y licuefacción. Pero a medida que la señal de precio en Europa suba, esto podría cambiar. Y es que, a esta expectativa de reducción de la oferta desde EEUU hay que sumar otros factores como:

• Trabajos de mantenimiento de la línea noruega, que afectan al suministro de gas en agosto y septiembre a Europa.
• El huracán Laura, que amenazó con detener la producción de gas en el Golfo y el envío de cargas hacia Europa.
• Las altas temperaturas que vive EEUU este verano, que han elevado la demanda de gas, y presionando los precios spot del Henry Hub a máximos anuales.
• El crecimiento de la demanda de GNL de China y otros países como Turquía, por su atractivo precio frente al suministro de gas por tubería, más vinculado al brent.
• El cierre por mantenimiento de la instalación de Gorgon en Australia.
• Las olas de calor que azotan Japón y Corea del sur, los dos mayores importadores de GNL mundiales, que elevan su demanda.

Todos estos acontecimientos han tensionado los mercados de gas, que han visto como las expectativas de los precios de septiembre y octubre se han disparado rápidamente y con ello toda la curva de la largo de 2021.

El Brent, estable
Los mercados del Brent se mueven mucho en lateral, en los 45 $/barril, sin dirigirse hacia ninguna parte. En este momento el factor que más está influyendo es la caída del dólar estadounidense.

En todo caso, los riesgos bajistas persisten. La demanda global continúa por debajo de los niveles previos a la COVID-19 y la producción de crudo en EEUU está creciendo. Las economías más importantes del mundo siguen recuperando actividad a un ritmo lento y, por tanto, es probable que siga habiendo un exceso de reservas acumuladas en el mercado.

¿Se trata de una corrección de precios o de un cambio de tendencia?
El comportamiento de los mercados de futuros eléctricos en España y Europa se explica principalmente por los movimientos de los mercados de gas. Las plantas de CCG dominan la fijación de los precios de energía en casi toda Europa, dado el descenso del peso del carbón.

Sin duda, el foco mundial está puesto ahora en el mercado de gas de EEUU (Henry Hub). La producción de esquisto americana impulsa la oferta mundial de GNL por su estrecha vinculación con los centros europeos.

En este momento las plataformas de EEUU han disminuido su producción un 40% en 2020 a consecuencia de los bajos precios del gas y del crudo WTI, que ha llevado a la quiebra a numerosas empresas. Esta menor producción de gas esquisto, que ha coincidido con una elevada demanda por la ola de calor y con el huracán Laura, ha incrementado de forma desorbitada los precios spot del Henry Hub: de los 1,8 $/MMbtu a los 2,7 $/MMbtu (+50%) en agosto.

Además, la evolución de los precios también afecta a los contratos a plazo de EEUU y esto, a su vez, repercute sobre los mercados de futuros de gas en Europa, como el TTF. La ligera recuperación de la demanda asiática de GNL eleva los precios de JKM y reduce los volúmenes de excedentes de GNL de EEUU que van a Europa.

De esta forma, la recuperación de los precios de los contratos de futuros de EEUU y de Europa podría estar respaldada por la caída de la oferta de GNL que se espera, junto a la recuperación de los mercados de GNL de Asia, a medida que se reactive la economía.

El recorte de las inversiones en la producción de petróleo y gas se han visto muy afectadas por la caída de sus precios y, por tanto, de la rentabilidad de sus activos. El desacoplamiento de la demanda y de la oferta es cíclica porque las inversiones de capital y la puesta en marcha de la producción son complejas, llevando a una alta volatilidad de los precios. Podríamos estar de nuevo en un contexto de inflexión de precios de las materias primas de rápida recuperación, que además estaría reforzado por un dólar muy bajo, debido a la política fiscal expansiva que la FED está adoptando frente la crisis de la COVID-19.

Estos argumentos podrían explicar un rápido crecimiento de los precios de gas y, por tanto, de la electricidad en Europa en los próximos meses, así como una duración prolongada.

Sin embargo, otros factores que podrían frenar esta escalada de precios en seco. Todos los impulsores alcistas de agosto son de corto plazo y pueden agotarse pronto, llevando a una nueva caída de los precios spot de gas y electricidad en los próximos meses.

Al margen de que, en el peor de los casos, EEUU reduzca su producción un 50%, existe abundancia de GNL y un exceso de productores e inversiones a nivel mundial (Rusia, Qatar y Australia). Los actuales precios del mercado TTF ofrecen un gran atractivo para que en octubre Europa vuelva a recibir muchas cargas de GNL que presionen a la baja el precio para el invierno. Además, las olas de calor ya habrán cesado en Europa, Estados Unidos y Asia. El suministro con Noruega se habrá restablecido, al igual que la producción de Gorgon (Australia).

Por otra parte, la demanda de gas presenta grandes incertidumbres: por un lado, los inviernos cada vez más cálidos reducen la demanda de gas doméstico. Por otro, los rebrotes de COVID-19 amenazan la recuperación de la demanda eléctrica industrial. Sectores importantes y con una elevada demanda de energía, como el transporte, el automóvil o el turismo, tardarán en recuperar niveles preCOVID.

Por último, en 2020 se han venido realizando grandes inversiones en energías renovables, que disminuirán la necesidad de gas para la generación de electricidad durante 2021.

Apostar por la dirección de los precios del gas y la electricidad presenta ahora más incertidumbre que nunca, con el añadido del cambiante contexto postpandémico en plena transición hacia las energías renovables. De momento, los mercados se están recuperando mucho más rápido que las expectativas económicas reales, con el riesgo de quedar atrapados si los precios no corrigen.