Informe de mercado
Septiembre 2020
Índice
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Demanda extra francesa, poco viento y gas caro suben el POOL un 16,8% en el inicio de septiembre
El precio de la luz en el mercado mayorista se sitúa en valores de 2019 por primera vez en lo que llevamos de año
La producción eólica es un 30% inferior a la del año pasado.
Los altos precios en Francia, a causa de su recorte nuclear, presionan al mercado español y al resto de Europa.
Los mercados de gas mantienen la recuperación iniciada en agosto.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) en los primeros quince días de septiembre se sitúa en 42,28€/MWh, tras avanzar un 16,8% desde agosto. Se sitúa así muy próximo al nivel de septiembre de 2019 (42,11 €/MWh), circunstancia que se produce por primera vez este año. Aun así, sigue siendo un 18% inferior a la media de los últimos cinco años.
Los precios eléctricos se han recuperado rápidamente en estas dos primeras semanas de septiembre por varios motivos, algunos coyunturales.
En primer lugar, el incremento de precios del gas respecto a los últimos meses. El movimiento se inició en la última semana de agosto y se ha mantenido en lo que llevamos de septiembre. El precio diario sube un 19% en MIBGAS y un 49,1% en el TTF holandés, el principal mercado de referencia en Europa.
En segundo lugar, la producción eólica ha sido un 30% más baja que hace un año y repercute en la formación del precio diario. Debido a su escasez, los ciclos combinados dominan prácticamente las 24 horas del día, sin apenas diferencias entre las horas pico y valle.
En tercer lugar, Francia está registrando precios muy altos, algunos días por encima de los 55€/MWh. La disminución de su producción nuclear y las altas temperaturas que ha experimentado han elevado su demanda eléctrica y han forzado al país a importar electricidad de sus vecinos. Esta presión sobre su entorno provoca subidas en todo el continente, especialmente en países mejor conectados con Francia: en Alemania o Italia el POOL ha registrado subidas de alrededor del 25%.
La conexión con España es menor, pero estimamos que el efecto de las exportaciones en un momento de baja producción eólica ha subido el precio el precio del POOL ibérico en torno a un 4% (1,5 – 2 €/MWh) durante la primera quincena de septiembre.
Por otro lado, la demanda eléctrica está registrando una reducción del 1,8% anual. Pero, si tenemos en cuenta las temperaturas y laboralidad, la demanda corregida muestra un descenso muy superior, del 4,4%.
A pesar de la menor demanda interna, las exportaciones a Francia han provocado un aumento de la generación del 0,7% en relación a septiembre del año pasado. Este tirón exportador permite a los ciclos combinados de gas incrementar su producción un 8% y a la hidráulica un 46%. Por su parte, la producción fotovoltaica sigue imparable y ha crecido un 97% respecto a 2019, aunque aún tiene un peso limitado en el mix (7,3%).
En consecuencia, la evolución del precio del POOL durante la segunda quincena de septiembre estará ligada a las previsiones meteorológicas y a las tensiones que genere el parque nuclear francés.
Mercado de futuros eléctricos
Los futuros español y europeos acusan la subida en las emisiones de CO2 y la preocupación por el recorte nuclear francés
El riesgo francés
La incertidumbre sobre la disponibilidad que pueda tener el parque nuclear francés durante este invierno eleva los precios energéticos en toda Europa. El pasado 28 de agosto, el gigante energético EDF anunció una reducción de 44GW que limita a aproximadamente el 53% su generación nuclear.
La posibilidad de un invierno frío con poca disponibilidad nuclear en Francia podría incrementar la generación térmica y la demanda de importaciones. Esta situación, que no sería nueva, en la medida en que recuerda a la que vivimos en el invierno de 2016, está influyendo en los mercados de futuros franceses y europeos de cara al invierno y a 2021.
La Comisión Europea eleva al 55% el plan de recorte de emisiones para 2030
También pesa en el mercado de futuros que el mercado de emisiones de CO2 (EUA) ha vuelto a superar los 30€/t. La propuesta de la Comisión Europea (CE) para reducir un 55% (frente al 40% vigente) su volumen de emisiones respecto a 1990 ha provocado una respuesta alcista de este mercado.
Mercado español de Futuros
En lo que va de septiembre, y contra todo pronóstico dado el contexto, los mercados de futuros españoles han experimentado una reducción del 3,4% para el Q4-20, que cotiza en 45,3 €/MWh. En oposición a la subida de los demás países europeos, en España parece pesar la incertidumbre sobre los efectos de los rebrotes de la COVID-19 en la demanda energética y la previsión de una mayor producción renovable en el último trimestre.
La curva de largo plazo (Yr-21-25) se reduce un 2,4% y baja a 43,3 €/MWh, con oscilaciones. Los elevados precios del CO2 impulsan un 2,2% la cotización del Yr-21, que alcanza los 46,35 €/MWh, mientras el Yr-22 baja un 4,7% hasta los 44,4 €/MWh.
Los mercados europeos
Los futuros alemán y francés del Q4-20 subieron un 1,2% y un 0,6% respectivamente. El Q4-20 francés cotiza en 57,12 €/MWh y el alemán en 42 €/MWh. En cuanto al Yr-21, en Alemania cotiza en 43,07 €/MWh (+2,8%) y el francés en 48,97 €/MWh (+ 3,7%). El diferencial francés y español sube a los 2,62 €/MWh.
Las curvas de largo plazo (Yr-21-25) en Francia y Alemania han experimentado un repunte y cotizan en 50,03 €/MWh en Francia y en 47,23 €/MWh en Alemania. La cotización del mercado español se sitúa 6,8 €/MWh por debajo del francés y 4 €/MWh más bajo que el alemán, unas cifras muy significativas.
Los mercados de futuros seguirán condicionados por las interrupciones nucleares en Francia para este invierno y la evolución de las cotizaciones del CO2, tras la propuesta de la CE para endurecer la reducción de las emisiones. La expectativa de que las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde EEUU se reanuden, un invierno cálido que suponga una demanda débil y las restricciones europeas por los rebrotes de COVID podrían echar por tierra la expectativa alcista. Sin embargo, y mientas se aclaran estas incertidumbres, seguiremos viendo una gran volatilidad en los mercados.
Análisis
La esperada recuperación de la oferta corrige a la baja los futuros sobre gas en Europa
Los valores diarios del mercado de referencia europeo del gas, el holandés TTF, han crecido en lo que llevamos de septiembre un 49% respecto de agosto. Su precio medio se sitúa en 10,78 €/MWh, por encima de los 7,23 €/MWh de agosto y muy lejos de los 4-5 €/MWh a los que cotizó entre mayo y julio.
En aquel momento los precios estaban muy bajos en Europa por el exceso de oferta de GNL, el elevado stock y la destrucción de la demanda. Pero desde el verano la oferta de GNL que ha llegado a Europa se ha reducido mucho. Por un lado, ha bajado el interés para los productores ante una señal de precio tan baja y, por otro, los compradores han mostrado poco apetito, dada la baja demanda y el elevado stock.
Sin embargo, el brusco crecimiento de estas dos semanas es consecuencia de tres factores: la indisponibilidad nuclear francesa, las cancelaciones de GNL provocadas por el huracán Laura y los trabajos de mantenimiento en el gaseoducto noruego (que suministra el 25% del gas a Europa). La reducción de la oferta y el aumento de la demanda para refrigeración en Europa a finales de verano han equilibrado el mercado y aumentado los precios diarios rápidamente.
Mercados de futuros
En cuanto al mercado de futuros, la escalada de precios que se registró a finales de agosto se ha corregido durante esta primera quincena de septiembre. Han influido las perspectivas de que los productores norteamericanos reanuden las cargas de GNL, animados por una señal de precio más atractiva. También la inminente reactivación del gaseoducto de Noruega. Además, hay que tener en cuenta que Europa dispone de mucho gas almacenado y está al 92% de su capacidad.
Por tanto, el precio del producto TTF para el Q4-20 se ha visto reducido en un 3,2% hasta los 12.36 €/MWh, mientras el Yr-21 ha bajado un 3,9% hasta los 13,37 €/MWh. Es probable que esta tendencia bajista continúe a medida que disminuyan las interrupciones y el suministro de GNL crezca. Sin embargo, la evolución de los precios del mercado de CO2 (EUA) podría ser un factor condicionante al alza.
MIBGAS Mercado español
Los precios diarios y de los contratos de futuros se están debilitando a consecuencia de: disponer de inventarios completos, una demanda débil ante los rebrotes de COVID y el repunte de entregas de GNL. Estas circunstancias han permitido que la prima respecto al TTF se haya reducido a 0,4€/MWh e incluso haya sido negativa algunos días.
Los valores diarios durante la primera quince de septiembre en el MIBGAS en 11,19 €, un 19% más que la media de agosto. El precio del cuarto trimestre de 2020 (Q4-20) se redujo un 5,2% hasta los 13,05 € y el Yr-21 también un 5,2% hasta los 14,33 €.
La perspectiva de un clima más frío, por la llegada de borrascas, puede reducir la demanda de gas para refrigeración a la vez que aumentar la producción eólica, lo que reduciría la producción de los CCG el resto del mes y provocaría una presión bajista sobre el precio.
Henry Hub
La producción norteamericana se está recuperando del efecto del huracán Laura y mantiene la vista puesta en la evolución del huracán Sally, que de momento se aleja de los yacimientos más importantes. La previsión de que la producción retorne a la normalidad pronto y un aumento de la exportación de GNL son factores alcistas para el mercado.
Sin embargo, el huracán conlleva bajada de las temperaturas y un posible descenso de la demanda, algo que podría afectar negativamente a los precios. A ello se suma cierta preocupación respecto al almacenamiento, ya que si las reservas siguen aumentando los productores podrían vender por debajo del precio del mercado.
Por otro lado, el dólar estadounidense empieza a fortalecerse y podría representar un problema para el avance de este mercado, aunque el gas natural es algo menos sensible que otras materias primas a las fluctuaciones de la divisa.
Emisiones de CO2
El precio de los EUAs ha vuelto a registrar un fuerte impulso, fundamentado en la propuesta de la CE de aumentar el objetivo des reducción de las emisiones desde el 40% hasta el 55% en 2030.
Brent
El precio del barril de Brent se ha reducido un 10,5% hasta los 40,5 $ en los últimos días. Los productores de petróleo y los traders se enfrentaban a un escenario desolador en relación con la recuperación de la demanda de combustibles a nivel mundial, dado el aumento de los casos de COVID-19 y su daño a la economía.
El martes, la Agencia Internacional de la Energía también redujo sus pronósticos de demanda para este año. Sus predicciones sobre la recuperación de la economía, teniendo en cuenta la pandemia, fueron bastante precavidas. Esta noticia llegó después de que la OPEP dijera que espera una caída de la demanda de petróleo a nivel mundial aún más brusca de lo que había pronosticado anteriormente. El pasado miércoles se publicaron los datos oficiales de importación de crudo desde Japón. El cuarto importador más grande del mundo ha mostrado una caída superior al 25% respecto al año anterior.
Carbón
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