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.