Informe de mercado
Septiembre 2020
Índice
Market report
September 2020
Table of contents
Informe de mercado
Septiembre 2020
Precio de la electricidad
POOL
41,96
€/MWh
▲ +15,9% vs agosto 2020
▼ -0,4% vs septiembre 2019
Mercado libre
46,35
€/MWh
▼ -11,9% vs septiembre 2019
Demanda
19.458 GWh
▼ -2,4% vs agosto 2020
Generación
20.431 GWh
▲ +1,3% vs agosto 2020
Futuros
Mercado ibérico
Q4-20: 43,50 (▼ -7,25%)
YR-21
España: 45,35 (+0,0%)
Francia: 47,18 (+0,00%)
Alemania: 41,36 (▼-1,2%)
Materias primas y otros índices
Brent: ▼ -9,6%
Gas (MIBGAS): ▲ +20,5%
Carbón (API2): ▲ +4,6%
CO2 (EUA): ▼ -6%
Respecto al mes anterior
Índices ASE
ASE PTEI Total
Evolución del precio por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.
▼ -11,43%
vs agosto 2019
ASE CTEI Total
Evolución del consumo por el suministro completo de electricidad en tarifas industriales de alta tensión.
▼ -9,14%
vs agosto 2019
Market report
September 2020
The price of electricity
POOL
41,96
€/MWh
▲ +15,9% vs August 2020
▼ -0,4% vs September 2019
The free market
46,35
€/MWh
▼ -11,9% vs September 2019
Demand
19.458 GWh
▼ -2,4% vs August 2020
Generation
20.431 GWh
▲ +1,3% vs August 2020
Futures
Spain and Portugal market
Q4-20: 43,50 (▼ -7,25%)
YR-21
Spain: 45,35 (+0,0%)
France: 47,18 (+0,00%)
Germany: 41,36 (▼-1,2%)
Commodities markets and other indexes
Brent: ▼ -9,6%
Gas (MIBGAS): ▲ +20,5%
Coal (API2): ▲ +4,6%
CO2 (EUA): ▼ -6%
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
▼ -11,43%
vs August 2019
Total ASE CTEI
Variation in consumption of comprehensive electric power supply at high-voltage industrial rates
▼ -9,14%
vs August 2019
Los rebrotes frenan la recuperación de la demanda eléctrica, que cae un 2,4%
- El precio de la luz en España subió un 15,9% en septiembre y todavía es un 0,4% más barata que hace un año.
- El resto de Europa sufre mayores incrementos: la luz se encareció en Francia un 27,2% y en Alemania un 28%.
- La exportación de electricidad a Francia marca máximo histórico.
La demanda interna de electricidad interrumpe su acercamiento a niveles previos a la COVID-19. A la caída del 2,4% registrada en septiembre, un mes en el que tradicionalmente sube la actividad industrial tras el verano, se le une otro indicador, el de ASE CTEI, que ha reflejado un descenso histórico (-9,1%) del consumo de las pymes industriales en agosto. Sin embargo, el precio del POOL sube por la presión de la demanda externa y por la recuperación del precio del gas. Nuestras exportaciones a Francia alcanzan niveles históricos y el parque de generación español responde con un avance de las renovables. Por eso, aunque produce un 1,3% más electricidad que hace un año, sus emisiones de CO2 se reducen un 14,7%. Según los analistas de Grupo ASE la incertidumbre eleva la volatilidad. En septiembre, los mercados de futuros reducen expectativas y registran descensos.
El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) cierra septiembre en 41,96 €/MWh. Sube un 15,9% desde agosto y se acerca a niveles pre-pandemia. Aun así, continúa un 0,4% más barato que hace un año y se mantiene un 18,7% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie y, en general, el más barato del último lustro.
La recuperación de la demanda eléctrica se atasca
La demanda eléctrica española cae un 2,4% en septiembre. Los rebrotes rompen con la remontada de los meses anteriores. Además, como indicamos en nuestro informe de agosto, el impacto de las elevadas temperaturas y un importante número de empresas que no hizo la tradicional pausa veraniega desvirtuaron el dato de los meses de verano.
Por otra parte, el índice ASE CTEI revela que la recuperación no ha llegado a las medianas y pequeñas empresas del ámbito industrial. Su consumo en agosto fue un 9,1% más bajo que el año anterior, el peor dato desde que se inició su cálculo, en 2011.
Las exportaciones a Francia crecen un 158% y suben la luz en España
La producción nuclear supone un 70% del mix energético en Francia, tradicional mayor exportador de electricidad de la Unión Europea, Las medidas sanitarias en el mantenimiento de sus reactores han reducido su aportación y provocan la necesidad de importar electricidad de sus vecinos, lo que presiona al alza el precio en todo el continente.
Como se aprecia en el gráfico, el precio en Francia (color azul) fue inferior al de España (línea roja), en la primavera y verano de años anteriores. En aquellos momentos, España importaba de Francia gran cantidad de electricidad muy barata. Sin embargo, en los últimos meses el precio en España y Francia ha sido similar y ha crecido la exportación de electricidad española a Francia (barras grises).
En septiembre se ha batido el récord mensual de exportación a Francia desde que hay registros: 1.163 GWh. Una cifra tan alta, que equivale al 80% de la producción fotovoltaica de septiembre en España. Según las estimaciones de los analistas de Grupo ASE, la presión de la demanda francesa de electricidad podría haber llegado a encarecer el precio español cerca de 2 €/MWh (+5%).
Si con la llegada del frio a Europa persistieran las interrupciones nucleares, se mantendrían las exportaciones, pero su impacto en el precio no sería mayor. Lo limita la línea de interconexión, de solo 2.800 MW, que apenas supone el 5% de la capacidad de intercambio
El POOL español es barato en Europa
En septiembre, las interrupciones nucleares en Francia y la escasa producción eólica en muchos de los países europeos, ha presionado al alza el precio de la electricidad en toda Europa. El POOL español, a 41,96 €/MWh ha sido el más bajo entre los principales mercados. En Francia ha subido un 27,2%, hasta los 47,2 €/MWh, y en Alemania un 28%, hasta los 43,69 €/MWh. Italia (48,8 €/MWh) y Reino Unido (48,14 €/MWh) también han experimentado repuntes.
El tirón de las exportaciones eleva la producción eléctrica en España
La generación eléctrica en España crece un 1,3% en septiembre porque las exportaciones compensan la caída de la demanda nacional de electricidad. Al haber más potencia renovable instalada que hace un año, estas tecnologías generan un 18,3% más y alcanzan un 38,2% de la producción total. Destaca el crecimiento de la fotovoltaica (+75%), que aporta un 7% al mix. La hidroeléctrica, con la capacidad de sus embalses un 28% por encima de 2019, genera un 37,7% más que hace un año. Y la eólica, que se mantiene pero que por sí sola suma un 19% al mix.
A la baja la producción a través de energías fósiles (-15,6%) y nuclear (-2,2%). Estas tecnologías continúan en los primeros puestos del mix: la nuclear con un 24% y las fósiles con el 22%, pero el retroceso fósil reduce las emisiones de CO2, que son un 14,7% inferiores a las de hace un año.
Precios marginales de casación de las diferentes tecnologías en septiembre
La turbinación de bombeo, que apenas satisface un 1% de la demanda, ha marcado el precio en el 10% de las horas del mes con el precio de oferta más elevado de todas las tecnologías, de 50,41 €/MWh. En precio le sigue la hidráulica (47,45 €/MWh) que ha cerrado en el 37,3% de las horas del mes. La flexibilidad de estas dos tecnologías para acoplarse al sistema y para almacenar, les facilitan aprovechar la escasez de oferta y las horas caras para generar electricidad.
A mucha distancia en el precio de sus ofertas les siguen los ciclos combinados de gas (CCG). Con un precio muy competitivo de 38,34 €/MWh se han hecho con el 25% de las horas de casación. Finalmente, las tecnologías renovables y la cogeneración, con un precio de 35,06 €/MWh, han cerrado el 26% de horas de casación restantes.
Los costes de los servicios complementarios se mantienen estables
Los costes provisionales del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de interrumpibilidad en el mercado libre, representan un coste de 4,59€/MW en septiembre. Los sobrecostes han sido prácticamente los mismos que en septiembre del año pasado (3,92 €/MWh). Dentro de los costes del sistema, destaca el aumento de las restricciones (+0,96 €/MWh) y la disminución de los costes de interrumpibilidad (-0,79 €/MWh).
Los futuros eléctricos bajan a corto y a largo plazo
En España los mercados de futuros eléctricos han corregido a la baja durante septiembre en el corto y largo plazo, salvo el producto Yr-21, que ha mantenido su cotización en 45,35 €/MWh, aunque con una fuerte volatilidad. La baja demanda eléctrica y los precios de materias primas contenidos llevan la cotización del 4º trimestre (Q4-20) hasta los 43,5 €/MWh, tras descender un 7,2%.
La incertidumbre relacionada con los rebrotes de COVID-19, la evolución del gas y de las emisiones de CO2, así como de las interrupciones nucleares en Francia, elevan la volatilidad a largo plazo. La cotización del Yr-22 baja un 4,7% hasta los 44,40 €. El periodo Yr-21-25 (5 años) retrocede un 3,5% y se sitúa en 42,75 €/MWh, muy por debajo del mismo producto francés, que está en 48,56 € y del alemán, en 45,79 €.
En Europa, el Q4-20 francés baja un 9,3% hasta los 51,49 €/MWh y el Q-4 alemán retrocede un 4,2%, hasta los 39,76 €/MWh. Por su parte, el Yr-21 francés se mantiene en 47,18 €/MWh y el alemán baja un 1,2% hasta los 41,36 €/MWh.
Los mercados diarios de gas se recuperan de la COVID-19
Los ajustes por el lado de la oferta, por las cancelaciones de gas natural licuado (GNL) desde EEUU y el impacto que ha tenido la interrupción del gaseoducto de Noruega por los trabajos de mantenimiento, han elevado los precios spot del gas en los grandes centros europeos en septiembre. Los precios spot de TTF marcan máximos del año y triplican su cotización de abril y mayo. Su precio medio diario de septiembre ha sido de 11,08 € /MWh, tras anotarse una subida del 53,3%.
La cotización del Yr-21 retrocede un 2,2% hasta los 13,61 €/MWh y se reduce así la curva de contango (precio spot inferior al precio a futuro) tan pronunciada que había hace unos meses. Los precios spot llegaron a situarse por debajo de los 5 €/MWh mientras el precio del Yr-21 se mantenía en 12-13 €/MWh. Por tanto, esta podría ser una señal de que el mercado pueda encontrar una estabilización de precio sostenible en este nivel.
En España el mercado diario de gas (MIBGAS) ha cerrado septiembre a 11,33 €/MWh con una subida del 20,5%. Se posiciona en máximos de ocho meses por alta demanda de gas para producción de electricidad y hace descender bruscamente la prima con el TTF hasta los 0,25 €, frente a los 2,17 € de agosto.
Mercado de emisiones de CO2 (EUA)
Después del anuncio de la comisión europea de recortar las emisiones al 55% para 2030, la cotización de los derechos de diciembre 2020, subió hasta los 30 €/t, durante algunos días, pero no ha podido romper esta barrera y ha retrocedido de nuevo a los 26 -27 €. Un comportamiento que resulta lógico si tenemos en cuenta que el nuevo objetivo no afecta al corto plazo, pero al tratarse de un mercado estrecho, cualquier noticia genera mucho ruido.
La Comisión Europea está utilizando la recuperación de la COVID-19 para acelerar la transición hacia una Europa más verde, pero la pandemia y la realidad económica pueden imponerse y socavar estos objetivos.
Brent
El precio del Brent sigue plano, moviéndose entre 40 y 45 $/barril, al calor de la OPEP y a la espera de acontecimientos que lo muevan en una u otra dirección. Es difícil recordar algún periodo en el que los mercados del crudo se movieran tan poco durante tanto tiempo.
En todo caso, hay un riesgo de bajada en el largo plazo porque hay problemas serios con la recuperación de la demanda y, además, países como Rusia o Iraq están empezando a hacer declaraciones en contra de recortar su producción. Además, el dólar estadounidense se está fortaleciendo de nuevo, lo que hará que el valor del petróleo crudo y de las materias primas en general se devalúen.
¿Qué podemos esperar para los próximos meses?
En Septiembre, que para muchos marca el inicio del curso, los mercados diarios de electricidad y gas han arrancado con fuertes subidas. Pero básicamente porque venimos de precios deprimidos por el efecto de la pandemia, que ha destruido la demanda en un momento de sobreoferta. La pregunta es si esta subida de septiembre constituye el preludio de una recuperación sostenible.
En la actualidad, la cotización del futuro del Yr-21 se mueve entre los 45 y los 46 €/MWh, muy por encima de los mercados diarios, anticipando una recuperación de los precios para 2021. Y algo parecido ocurre en los mercados de gas. ¿A qué se debe?
Existen factores impulsores del precio para 2021, que el mercado puede estar descontando:
- El equilibrio entre oferta y demanda en los mercados de gas natural licuado (GNL).
- La subida del precio de las emisiones de CO2 hasta los 30 €/t.
- Una reducción de la producción nuclear francesa en 2021 superior a la esperada, a causa de los rebrotes.
- El aumento la demanda asiática de GNL.
- Una recuperación económica y de la demanda mundial apoyada en el agresivo estímulo fiscal.
Sin embargo, otros factores que pueden detener en seco la recuperación de los precios están tomando fuerza:
- La demanda eléctrica en España está lejos de recuperarse y sigue cayendo.
- La oferta renovable crecerá en 2021 a un fuerte ritmo y a precios muy competitivos.
- Los precios diarios del gas en Europa reactivarán los envíos de GNL desde EEUU, incrementando el peso del lado de la oferta.
- El precio de gas que llega a Europa por gaseoducto, indexado al Brent, ha bajado un 40%.
- Los precios de CO2 no han podido mantener el nivel de 30€/t.
- Los rebrotes de COVID podrían frenar la recuperación de la demanda de gas en Asia y en Europa.
- Inviernos cada vez más cálidos implican menos demanda de energía.
- Los almacenes de gas en Europa y EEUU están en máximos históricos.
- La Unión Europea vigilará la apreciación del euro frente al dólar, con una guerra de divisas si hace falta.
Por todo ello, la volatilidad del producto YR-21 está garantizada hasta su entrega a finales de diciembre. Veremos qué factores son los que acaban por imponerse. Habrá que estar muy atentos.
Juan Antonio Martínez y Leo Gago
Analistas de Grupo ASE
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Nuestras exportaciones a Francia, en niveles históricos, elevan el POOL cerca de +2 €MWh, según los analistas de Grupo ASE
"
El POOL español marca el precio más bajo entre los principales mercados europeos
"
Se produce un 1,3% de electricidad más que en 2019 pero con un 14,7% menos de emisiones de CO2 por el avance renovable
"
Los futuros corrigen a la baja tras las subidas de agosto, excepto el Yr-21, que se mantiene muy volátil
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Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2020
41,96
€/MWh
▲
+15,9% vs agosto 2020
▼
-0,4% vs septiembre 2019
En septiembre, el POOL ha cerrado en 41,96 €/MWh. Con el aumento del 15,9% respecto al mes pasado, se coloca un 0,4% por debajo de septiembre de 2019. La subida del precio del gas y la demanda eléctrica desde Francia, por las interrupciones de su producción nuclear, motivan su evolución en el último mes.
Evolución del mercado eléctrico diario histórico (POOL)
Precio mercado diario año móvil (365 días)
34,33
€/MWh
▼
-0,4% vs septiembre 2019
Precio del POOL medio horario
El precio medio del POOL en septiembre aumenta 5,76 €/MWh en las horas valle y 6,2 €/MWh en las horas punta en relación al pasado mes de agosto.
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 0,10143 €/kWh en septiembre. Se reduce un 0,3% respecto al mismo mes septiembre de 2019, cuando fue de 0,10175kWh.
Septiembre 2020
0,10143
€/KWh
▼
-0,3% vs septiembre 2019
Fuente: OMIE/ESIOS
Precio medio final mercado libre
El precio final medio de septiembre para los comercializadores libres y consumidores directos ha sido de 46,35€/MWh, una vez sumados todos los componentes del precio. Esto supone un descenso del 11,9% respecto al mismo mes del año pasado.
Septiembre 2020
46,35
€/MWh
▼
-11,9% vs septiembre 2019
Repercusión de los sobrecostes y componentes del precio final mercado libre
Los sobrecostes del sistema provisionales en septiembre fueron de 4,39 €/MWh. A causa del aumento de las restricciones, suben 0,92 €/MWh sobre los del año pasado, cuando fueron de 3,47 €/MWh.
Precios de la energía en Europa
Comparativa por mercados
Portugal
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2020
41,93
€/MWh
▲
+16,18% vs agosto 2020
▼
-0,5% vs septiembre 2019
Año móvil
34,19
€/MWh
Italia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembr 2020
48,80
€/MWh
▲
+21,03% vs agosto 2020
▼
-4,65% vs septiembre 2019
Año móvil
38,74
€/MWh
Francia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2020
47,20
€/MWh
▲
+27,19% vs agosto 2020
▲
+32,8% vs septiembre 2019
Año móvil
31,81
€/MWh
Alemania
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2020
43,69
€/MWh
▲
+27,19% vs agosto 2020
▲
+22,2% vs septiembre 2019
Año móvil
31,48
€/MWh
Nordpool
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2020
15,73
€/MWh
▲
+78,95% vs agosto 2020
▼
-52,22% vs septiembre 2019
Año móvil
17,15
€/MWh
La demanda peninsular de energía eléctrica en septiembre ha experimentado un descenso del 2,4% respecto a la registrada el mismo mes del año pasado. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha disminuido un 3,7%.
Mix de generación
La aportación de las energías renovables crece un 18,2% y sube hasta el 38,6% del mix. Las energías fósiles siguen a la baja: los ciclos combinados lo hacen con una caída del 15,6% de su producción, aunque mantienen una notable aportación del 22% del mix. La producción nuclear lidera el mix con el 24% del total de la generación, pero también registra un leve descenso del 2,2%. En cambio, la producción fotovoltaica sigue su espectacular crecimiento en 2020, con una subida del 75%, aunque aún represente solo un 7% del mix. La energía hidráulica, con los embalses con un 28% más de capacidad disponible de generación que el año pasado, también crecieron un notable 37,7%. La eólica cerró con un empate y aporto el 19% del mix. La cogeneración creció un 3,5% y produjo el 12% del mix.
Participación de las tecnologías en el mix de generación
En septiembre la generación nuclear y la eólica han dominado en las horas valle y la nuclear, mientras los ciclos combinados han liderado las horas punta. Entre las 12:00 y las 16:00, la suma de la oferta de solar fotovoltaica y térmica superó a las del resto.
Generación renovable y libre de emisiones
Renovables
La generación proveniente de fuentes renovables en septiembre aumento un 18,4% respecto al año pasado y represento el 38,6% del mix. Su participación y disminuye frente a otros meses, por la estacionalidad de la demanda y una menor producción eólica, típica en verano. Comparado con septiembre de 2019 (33%), la participación renovable ha crecido en más de 5 puntos porcentuales.
Libres de emisiones
La generación libre de emisiones CO2 ha representado en septiembre el 63,4% del mix, frente al 58,3% que alcanzó en septiembre de 2019. La reducción de las emisiones en volumen de Toneladas de CO2 respecto a hace un año es del 11,7%. Esta notable reducción se debe a una mayor participación de las renovables en el mix y también a la caída de la demanda eléctrica.
Evolución de la potencia instalada
Últimos datos de potencia instalada publicados por REE:
Generación eólica
Generación eólica durante el mes
La fuerte generación eólica registrada en la tercera semana de septiembre permitió que los precios del POOL se redujeran.
Evolución mensual de la producción eólica y la potencia instalada
La producción eólica del mes de septiembre fue de 3.804 MWh, prácticamente la misma que del año anterior y un 24% superior a la media de los últimos 5 años.
Generación fósil o hueco térmico
El hueco térmico en septiembre ha bajado al 23,8% de la generación, frente al 29,6%, del año anterior. La disminución de la demanda y el aumento de las renovables han reducido el hueco de estas tecnologías para entrar en las ofertas de casación.
Generación hidráulica y estado de los embalses
La producción hidráulica fue de 1.686 MWh, un 28% superior a la del mismo mes del año pasado. Además, es un 5,2% superior a la media mensual de un mes de septiembre de los últimos 5 años. Las reservas hidráulicas, en cuanto a energía disponible (GWh), se encuentran un 27,7% por encima del año pasado y un 3,5% sobre la media de los últimos 10 años.
Análisis del precio marginal de casación del mercado diario
Los precios marginales de casación experimentaron un fuerte aumento frente al mes pasado debido al incremento de la hidráulica, dado que los precios del resto de tecnologías se encuentran por debajo de los del año pasado. Respecto a agosto, el incremento ha sido notable en todas las tecnologías.
Tecnologías que marcan el precio marginal del mercado diario
La mayor generación renovable en septiembre ha reducido las horas en las que los ciclos combinados de gas (CCG) marcaron precio frente al año pasado. La hidráulica, con mayor producción, también aumenta las horas de casación.
En septiembre las interconexiones tuvieron un notable saldo exportador. El precio competitivo de España en el marco europeo y las interrupciones nucleares en Francia permiten que las exportaciones a nuestro país vecino experimenten un fuerte impulso.
Saldo de intercambio con Francia
Saldo de intercambio con Portugal
En España los mercados de futuros eléctricos han corregido a la baja durante septiembre, tanto en el corto como en el largo plazo. La excepción la presentan los productos del Yr-21, que han mantenido su cotización al cierre, aunque con una fuerte volatilidad.
Corrección a la baja en el corto plazo tras la fuerte subida de agosto
La baja demanda eléctrica y los precios de materias primas contenidos están reduciendo las cotizaciones a corto plazo, con una bajada del 7,2% en el 4º trimestre (Q4-20), hasta los 43,5 €/MWh.
Mantenimiento del Yr-21 y fuerte descenso de los precios en el largo plazo
Toda la incertidumbre se centra en el Yr-21. Su precio se mantiene al cierre en 45,35 €/MWh. Sin embargo, ha experimentado una fuerte volatilidad durante septiembre debido a los rebrotes de COVID-19, a los precios del gas y de las emisiones de CO2 y a las interrupciones nucleares en Francia.
En septiembre hemos visto un fuerte descenso de los precios a largo plazo en España. La cotización del Yr-22 baja un 4,7% hasta los 44,40 €. El periodo Yr-21-25 (5 años) recorta un 3,5% y se sitúa en 42,75 €/MWh. Cabe destacar que el precio en España de los próximos 5 años sigue cotizando muy por debajo del francés, que lo hace en 48,56 € y del alemán que se sitúa en 45,79 €.
Análisis
Las señales bajistas retoman fuerza pero persiste la incertidumbre sobre los próximos contratos
Las señales bajistas emergentes como la recuperación de la prima entre el TTF y el Henry Hub, que hará crecer las importaciones de gas natural licuado (GNL) desde EEUU, y los rebrotes de la pandemia, han frenado los precios a largo plazo de los mercados de futuros de gas en Europa.
No obstante, en el corto plazo los productos con entrega en los próximos meses han subido debido a las incertidumbres que aún se mantienen sobre ellos: la disponibilidad nuclear francesa, el corte del suministro con Noruega por mantenimiento y las interrupciones del suministro en los EE. UU. tras el huracán Laura, que han afectado los flujos de GNL hacia Europa. El almacenamiento europeo está al 95%. Esto es solo dos puntos por debajo de 2019 pero más de 25 puntos porcentuales por encima de 2018.
Sin embargo, en las próximas semanas podríamos ver señales bajistas de nuevo en el corto plazo. Las inyecciones podrían llenar por completo los almacenes europeos a mediados de octubre, lo que reduciría la demanda antes de noviembre. Además, los pronósticos meteorológicos para la primera quincena de octubre en Europa están por encima de la media en cuanto a temperaturas, viento y niveles de precipitación. Por otra parte, la infraestructura de gas noruega irá recuperando la normalidad en la segunda quincena de octubre.
TTF (Holanda)
La interrupción del suministro de Noruega y la llegada del frio aumentan la demanda de gas y elevan los precios
Los precios spot de TTF han marcado máximos del año y triplican los de abril y mayo. El precio medio diario del TTF en septiembre ha sido de 11,08 € /MWh, tras subir un 53,3%. La cotización del Q4-20 avanza un 5,8% hasta los 13,51 €/MWh, mientras toda la curva de largo baja.
La cotización del Yr-21 retrocede un 2,2% hasta los 13,61 €/MWh. De esta forma se reduce la curva de contango (precio spot inferior al precio a futuro) tan pronunciada que había hace unos meses, cuando los precios spot se situaban por debajo de los 5 €/MWh mientras el precio del Yr-21 se mantenía en 12-13 €/MWh. Esta podría ser una señal de que el mercado puede encontrar una estabilización del precio sostenible en este nivel.
MIBGAS (España)
El precio diario sube un 20,5% y alcanza el máximo en 8 meses
En España el mercado diario de gas (MIBGAS) cierra septiembre en 11,33 €/MWh, con una subida del 20,5% y marcando su máximo en 8 meses, debido a la alta demanda de gas para producción de electricidad. No obstante, el precio continúa por debajo del año pasado en estas fechas, cuando se movía en 11,94 €. La prima con el TTF en septiembre ha descendido bruscamente hasta los 0,25 € desde los 2,17 € del mes pasado. Los precios de importación desde Argelia, vinculados al Brent y al tipo de cambio EUR/USD, han caído un 40%, desde los 20 €/MWh de hace un año a los 12,7 €/MWh actuales.
Según el operador de la red de gas Enagás, en octubre se espera que se realicen 19 entregas de GNL a España, tres menos que el mismo mes de hace un año. Las reservas de gas se encuentran al 90% de su capacidad, ligeramente por debajo al del año pasado en estas fechas. Pero la previsión de demanda de gas para este invierno en España también es mucho menor, en parte por el efecto de los rebrotes de COVID-19 sobre la economía. La previsión para el Q4-20 se mantiene en 13,74 €/MWh y la del Yr-21 baja un 4,1% hasta los 14,49 €/MWh.
Henry Hub
La destrucción de la demanda sigue castigando los precios
El mercado diario de gas de EEUU (Henry Hub) ha retrocedido un 13,5% por la fuerte presión debida a los altos niveles de reservas acumuladas y al debilitamiento de la demanda asociada con las previsiones meteorológicas.
De momento, los mercados esperan que aumente la demanda de exportaciones de gas natural licuado (GNL) para aliviar el problema de la escasez de espacio de almacenamiento. Las exportaciones de GNL desde EEUU hacia Asia y Europa ayudarían a absorber parte de las reservas acumuladas y a ajustar el desequilibrio que hay entre la oferta y la demanda. Sin embargo, parte de esa demanda de exportaciones dependerá de una recuperación continua de la economía y del aumento de las necesidades energéticas tanto a nivel comercial como industrial. Y, en estos momentos, hay una pandemia mundial que no deja que la economía funcione correctamente y supone un factor más a tener en cuenta al analizar la demanda de GNL durante el próximo otoño e invierno. En este momento los futuros también registran descensos para el otoño y el invierno con bajadas del 4,7% y 2,8%.
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Los futuros corrigen a la baja tras las subidas de agosto, excepto el Yr-21, que se mantiene muy volátil
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El gaseoducto de Noruega está previsto que recupere la normalidad a partir de la segunda semana de octubre
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Los precios spot de TTF marcan máximos anuales y apuntan a una recuperación de exportaciones de GNL desde EEUU
Tras el anuncio de la Comisión Europea de incrementar el recorte de las emisiones hasta el 55% para 2030, la cotización de los derechos de emisiones de CO2 de diciembre 2020 subió hasta los 30 €/t, durante algunos días. Pero su cotización no ha podido romper esa barrera y ha retrocedido de nuevo hasta los 26 -27 €/t. Un comportamiento lógico si tenemos en cuenta que el nuevo objetivo no afecta al corto plazo. Pero este es un mercado altamente especulativo y cualquier noticia genera mucho ruido. La Comisión Europea está utilizando la recuperación de la COVID-10 para acelerar la transición hacia una Europa más verde, pero la pandemia y la realidad económica pueden imponerse y socavar estos objetivos.
Emisiones de CO2
Al igual que el Brent, el CO2 también vio reducida su cotización en el mes de septiembre. Al cierre, la cotización era 26,91 €/ton, lo que supone un descenso del 6,04% respecto del mes anterior. Tras el cierre al alza del mes anterior, la decisión del Parlamento Europeo por lo que se refiere al objetivo de reducción de emisiones de CO2, ampliándolo aún más hasta un 60% de cara al año 2030 impulsó fuertemente el precio de las mismas hasta llegar al valor histórico más alto de cotización, 30,76 €/ton a mitad de mes. Sin embargo, la sensación que hay en el mercado al respecto de la situación económica se va volviendo más pesimista. Esto ha arrastrado de nuevo la cotización a la baja aunque, si bien es cierto, encuentra soporte en el entorno de los 26 €/ton.
Brent
Retroceso en la cotización del Brent durante el mes de septiembre. Al cierre del mes la cotización del crudo mostraba 40,95 $/barril, lo que supone un descenso del 9,6% respecto del mes anterior. El mes inició en los mismos términos que cerró el anterior, probablemente soportado por los posibles efectos que podría tener el huracán Laura en la costa Este de EEUU; sin embargo, la producción se rehízo con mucha rapidez. Pero por encima de todo, sigue estando presente que la demanda de petróleo sigue estando extremadamente débil, y esto está provocando que algunos países de la OPEP, como Arabia Saudí, hayan tenido que reducir los precios de venta. Por su parte, la OPEP continúa con su plan de programación de cortes, y esto está dando cierto soporte al precio. Sin embargo, todo apunta a que, con limitaciones, el recorrido es a la baja.
Carbón
Corrección al alza de la cotización del carbón en septiembre. Al cierre del mes, el API2 el mes frente marcaba 57,95 $/t, que arroja un aumento del 8,8% respecto del mes anterior, aunque sigue un 15,03 % menos que el mismo mes del año pasado. A su vez, el API2 Cal 21 también corrige al alza, al cierre cotizaba en 60,35 $/t, lo que supone un aumento del 4,57% respecto del mes anterior; respecto al mismo mes del año 2019, el descenso es del 12,15%.
El movimiento al alza se ha producido entre la primera semana y la última del mes; inicialmente, un aumento en la demanda en Asia, acompañado de un problema en una de las minas más importantes de Colombia provocaron ese aumento; tras esta situación, la cotización del carbón se mantuvo estable, sufriendo un pequeño repunte la semana pasada por las dudas al respecto de la resolución del conflicto laboral en dicha mina. No obstante, las dudas al respecto de la evolución de la economía hacen pensar que ese recorrido al alza debe ser corto.
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 desciende un 14,33% frente a agosto de 2019.
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, baja en agosto un 20,19% y el coste de los accesos (distribución) baja 1,80% en relación a agosto de 2019.
Índice ASE CTEI (Consumo)
Agosto se anotó un descenso del 9,14% del consumo frente al mismo mes del año anterior.
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