Informe de mercado
Índice
La información contenida en el presente documento se basa en la información obtenida tanto de fuentes propias como de información de carácter público o suministrada por otras terceras entidades, sin que GRUPO ASE haya procedido a verificar la exactitud de la información obtenida por las fuentes citadas, así como está basada en la interpretación de los mercados de electricidad y gas que realizan los analistas de Grupo ASE. Grupo ASE se compromete a llevar a cabo su cometido con la mayor diligencia y profesionalidad, pero no garantiza ni asegura el resultado de sus análisis o de las recomendaciones realizadas. Los datos, informaciones, previsiones y recomendaciones contenidas en el presente documento han sido elaboradas con independencia de las circunstancias y objetivos particulares de sus posibles destinatarios y tienen como objetivo orientar a nuestros clientes facilitándoles un esquema analítico para la toma de decisiones e identificación de las diferentes tipologías de variables y riesgos, por lo que tienen un carácter orientativo y el uso que de las mismas se haga será responsabilidad exclusiva del cliente. Ni el presente documento ni su contenido constituyen una oferta, invitación o solicitud de compra, suscripción o cancelación de posiciones. Grupo ASE no asume ninguna responsabilidad por cualquier pérdida, directa o indirecta, que pudiera derivarse de la utilización de este documento o de la información, previsiones o recomendaciones contenidas en el mismo por parte de sus destinatarios. El cliente o destinatario del presente documento es el responsable último de las decisiones relativas a la aceptación del cierre de precios y posiciones a futuro, no pudiendo exigir a Grupo ASE ningún tipo de responsabilidad derivada del no cumplimiento de sus previsiones.
Market report
November 2020
Table of contents
Informe de mercado
Septiembre 2021
Precio de la electricidad
POOL
156,14
€/MWh
▲ +47,39% vs agosto 2021
▲ +272,12% vs septiembre 2020
Mercado libre
160,26
€/MWh
▲ +245,76% vs septiembre 2020
Demanda
▲ +1,9% vs septiembre 2020
Generación
▼ -4,7% vs septiembre 2020
Futuros
Mercado ibérico
Q4-21: 130 (0%)
YR-22
España: 135,50 (▲ +50,77%)
Francia: 135,22 (▲ +50,8%)
Alemania: 129,28 (▲ +48,8%)
Materias primas y otros índices
Brent: ▲+8,8%
Gas (MIBGAS): ▲ +43,9%
Carbón (API2 Month+1): ▲ +101,7%
CO2 (EUA): ▲ +2%
Respecto al mes anterior
Índices ASE
ASE PTEI Total
ASE CTEI Total
Market report
November 2020
The price of electricity
POOL
41,94
€/MWh
▲ +14.62% vs October 2020
▼ -0,6% vs November 2019
The free market
X
€/MWh
▼ -X% vs November 2019
Demand
▼ -5.27% vs October 2020
Generation
▼ -3.4% vs October 2020
Futures
Q4-20: X (▼ -X%)
YR-21
Spain: X (+X%)
France: X (+X%)
Germany: X (▼-X%)
Commodities markets and other indexes
Brent: ▼ -X%
Gas (MIBGAS): ▲ +X%
Coal (API2): ▲ +X%
CO2 (EUA): ▼ -X%
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
vs October 2019
Total ASE CTEI
Variation in consumption of comprehensive electric power supply at high-voltage industrial rates
vs October 2019
El gas continúa subiendo la electricidad y el primer trimestre de 2022 supera los 215 €/MWh
- El abandono del carbón en Europa y China eleva tanto la demanda de gas que la oferta mundial no puede responder por su estrechez y lentitud de reacción, a pesar de la subida de precio.
- Muchas pequeñas comercializadoras eléctricas y de gas no podrán aguantar por coberturas insuficientes para afrontar la escalada de precio, mientras las grandes están cancelando contratos argumentando el “decretazo del Gobierno”.
- Un tercio de los días de septiembre no hubiéramos necesitado gas (que encarece el precio) en las horas centrales del día si la eólica no hubiera reducido su aportación cuando aumenta la fotovoltaica.
- El crecimiento sin precedente del coste energético en Europa aboca a consumidores intensivos a cortes de producción y si la oferta no reacciona a las señales de precio, el ajuste puede venir por la destrucción de la demanda, con un alto coste económico.
Mercado SPOT eléctrico español (OMIE)
El precio diario del mercado mayorista (POOL) se sitúa en setiembre en 156,14 €/MWh. Un mes más, se trata del precio más alto desde que hay registros. Es un 47,5% más elevado que el de agosto y está un extraordinario 272% por encima del que marcaba hace un año. Además, es un 214% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de septiembre.
Emergencia energética
La gran escalada de los precios energéticos que vive Europa en 2021 ha rebasado toda previsión y no existe paralelismo histórico. La industria europea se está viendo afectada por un aumento del coste energético sin precedentes.
Los precios alcanzan un nivel tan alto que los sectores más intensivos se ven abocados al cierre de producción. Ejemplos de ello son el parón voluntario de las plantas de fertilizantes o los recortes en el sector del acero. Es un fenómeno global, la industria China está “racionalizando” el consumo energético con paradas programadas.
Podría ser un claro indicador de que los precios están alcanzando su techo dado que, si la oferta energética es incapaz de reaccionar a las señales elevadas de precio, el ajuste puede venir por la destrucción de la demanda. Esta salida de la crisis energética tendría un alto coste económico por la caída de la actividad.
En el corto plazo, una climatología ventosa y un invierno suave podrían remediar una situación que se avecina crítica. En todo caso, el problema de raíz continuaría ahí: la política de descarbonización implicará un déficit energético transitorio durante toda la década.
Mientras esto ocurre, los mercados diarios de gas y electricidad siguen batiendo nuevos records de máximos. Las pequeñas comercializadoras de electricidad y gas se están descapitalizando y muchas no podrán aguantar esta situación debido a que las coberturas son insuficientes para hacer frente a la escalada del precio.
Distinta es la situación de las grandes, que están cancelando contratos en vigor con sus clientes argumentando el “decretazo del gobierno”. Son empresas verticalmente integradas, con cobertura natural de generación sobre el riesgo de subida del POOL. Cabe mencionar que el año pasado, cuando el POOL estuvo en mínimos históricos, las comercializadoras no adoptaron la misma política de cancelación de sus contratos con coberturas muy superiores.
Las empresas que conforman el tejido productivo estaban viendo el final del túnel después de la emergencia sanitaria y ahora se encuentran con una emergencia energética, que puede tener consecuencias económicas devastadoras.
En su intento por evitar que la sangre llegue al rio, el Gobierno ha reducido en un 50% el coste eléctrico de distribución (término de peaje + potencia) hasta el 31 de diciembre. Toda ayuda es buena, pero será insuficiente para que las empresas puedan soportar el impacto de la subida del mercado eléctrico. La guerra entre Gobierno y grandes eléctricas está abierta.
¿Hasta cuándo durará esta situación?
El rally alcista de los precios energéticos tiene su origen principalmente en el gas.
Las noticias apuntan a que a partir de marzo los precios de gas comenzarán a corregir, una vez haya pasado el invierno. Sin embargo, lo que vemos hoy no es un breve estallido de la demanda que impulsa el mercado, como sucedió con Filomena en enero. Por eso, no podemos restar importancia a lo que subyace bajo esta subida.
Lo que se respira es preocupación por la escasez de oferta ante la creciente demanda de gas por la descarbonización. China y Europa están endureciendo las restricciones a la generación con carbón. De hecho, China ha prohibido las importaciones de carbón de su principal proveedor, Australia. Y esto eleva la demanda de gas muy rápidamente porque ofrece una solución a corto plazo: emite menos CO2 que el carbón y resuelve los problemas que provoca la intermitencia de las renovables.
Sin embargo, los productores de gas no son capaces de aumentar la oferta para atender este crecimiento. Ni siquiera, como sería natural en otros mercados de materias primas, estimulados por su alto precio. El mercado del gas es muy complejo desde el punto de vista logístico y de producción.
Si revisamos algunos factores, veremos que no se puede producir una caída sostenida de los precios:
- La baja cotización del gas y del petróleo en 2019 y 2020 desincentivó la inversión en nuevos proyectos. Y hay que tener en cuenta que poner en marcha un nuevo suministro lleva entre 3 y 5 años, por lo que hasta 2025 no podríamos ver una nueva “ola” de gas natural licuado (GNL).
- Las grandes compañías están abandonando un sector demonizado. La inversión en nuevas plantas y mantenimiento tiene un alto riesgo ante el fenómeno de la descarbonización.
- Las averías y mantenimientos de las plantas de gas, como las que se han producido este verano en Noruega, Rusia o Australia, junto a la época de huracanes en el Golfo, suponen importantes interrupciones en el suministro. En un mercado con una oferta tan estrecha, supone un alto riesgo de volatilidad de los precios.
- La negativa de Rusia a aumentar la oferta de gas con el precio a 80 €/MWh, podría deberse a un problema de capacidad. Por tanto, las esperanzas europeas de que el Nordstream 2 resuelva los problemas de suministro de gas podrían estar sobrevaloradas.
Por tanto, la caída del precio difícilmente vendrá dada por una rápida respuesta de la oferta. Sin embargo, por el lado de la demanda podría haber un ajuste a corto plazo. Además de una reducción de la demanda de gas para la industria, la demanda para calefacción también podría descender.
China y Japón, que son los dos mayores importadores del mundo de GNL, han estado aprovisionándose a fuerte ritmo durante los últimos meses para estar preparados para el peor de los casos: un invierno con temperaturas extremas como el del año pasado. La capacidad adicional que les proporciona el gas que han almacenado podría reducir su demanda un 8% durante el invierno, lo que liberaría volumen de GNL hacia Europa.
Un invierno más templado, como lo fue el de 2018 o 2019, disminuiría aún más la presión sobre el mercado de gas. Las cotizaciones del gas para el invierno rondan los 90 €/MWh, muy lejos de los 12-14 €/MWh del año pasado.
El pánico asiático a quedarse sin abastecimiento ha contagiado a Europa, donde el nivel de almacenamiento está más bajo que otros años en esta época. Sin embargo, no hay riesgo de desabastecimiento, ya que las reservas europeas superan el 72% de su capacidad. Por tanto, la volatilidad intra-día del 15% es exagerada. Y, de hecho, si el próximo invierno fuera suave, podríamos ver una fuerte corrección a los 25-30 €/MWh en Europa.
¿Por qué el precio es tan alto en España?
Respecto a otros países del entorno, nuestra situación se podría definir de privilegiada para un contexto energético como el actual:
- Tenemos una escasa dependencia del gas y del carbón. Sólo un 14,5% de nuestro mix depende de estas dos tecnologías con elevados costes, mientras en Alemania o Italia, esta cifra alcanza el 40-50%.
- Un 75% de nuestra generación está libre de emisiones, lo que implica menos impacto de los altos precios del CO2.
- Nuestro parque renovable ya supone más del 55% de la potencia instalada y sigue creciendo.
- Disponemos de un parque de generación muy diversificado (garantía de suministro), que hemos desarrollado obligados por nuestro histórico aislamiento de interconexión eléctrica con el resto de Europa.
- Nuestra escasa interconexión no hace menos vulnerables a las tensiones de déficit energético que pueden darse en Europa por el cierre de las plantas de carbón (nosotros ya hemos hecho los deberes en este tema).
- Tenemos una elevada capacidad de almacenamiento y contamos con la conexión por gaseoducto con Argelia, que nos permite garantizar una parte importante de nuestras necesidades a un precio estable y muy competitivo, lo que reduce nuestra dependencia de la volatilidad de los precios de GNL.
A pesar de estos factores, nuestro mercado eléctrico se sitúa en la parte alta de la tabla de los precios eléctricos de la UE.
Además, contamos con una Red Eléctrica Inteligente. Somos uno de los países pioneros en el despliegue de contadores inteligentes. Por tanto, algo no está funcionando bien en nuestro mercado eléctrico. Pero en España este asunto, de vital importancia, es un tema tabú cuando se quiere entrar en profundidad.
La competitividad de nuestras empresas está en juego y debemos asegurarnos de que el mercado eléctrico es eficiente y transparente. Y, de una vez, realizar una política energética industrial.
La generación en España se reduce un 4,7%
Este mes la generación de electricidad en España se ha reducido un 4,7% en relación con septiembre del año pasado. La producción renovable ha disminuido un 8,9%, mientras que la no renovable ha descendido un 2%.
La energía nuclear ha liderado el mix energético con el 25% del total. Le siguen los ciclos combinados de gas, con el 22%, su aportación más elevada de los últimos doce meses. Por su parte, la fotovoltaica ha crecido un 31% y supone el 10% del mix.
La generación eólica cae un 22,2%
Entre las tecnologías que más aportan al mix, la que más recorta su producción ha sido la eólica, con un descenso del 22,2%. Su aportación es decisiva para restar presencia al gas y evitar que los precios se vean impulsados por los altos precios de gas y CO2.
En septiembre la producción horaria eólica ha estado un 47,3% por debajo de la media anual.
El mes pasado observamos que, desde que comenzó el verano, la producción eólica se reduce de forma muy importante en las horas centrales del día, coincidiendo con la mayor radiación solar.
Sin embargo, cuando analizamos los datos mensuales medios, salvando los meses de verano, el comportamiento de la eólica es muy diferente. Este gráfico muestra la producción media del verano frente a la del resto del año, hora a hora:
Su producción en las horas centrales se llega a reducir en 2.000 MWh respecto al resto de horas del día, mientras que durante el resto del año se mantiene. No hay una respuesta climática a este fenómeno. Si en septiembre la producción eólica hubiera tenido un comportamiento similar al del resto del año, los ciclos combinados de gas posiblemente no hubieran sido necesarios en las horas centrales del día en al menos un tercio de los días de este mes.
De hecho, el único día en que la producción eólica se mantuvo constante fue el 13 de septiembre, coincidiendo con una reducción de la producción fotovoltaica peninsular del 50%.
Cuando llegue el invierno, la producción eólica debería duplicarse respecto a los niveles de septiembre. En circunstancias normales, en muchas horas del día, deberíamos ver cómo desplazan a los ciclos combinados de gas y, en consecuencia, cómo se reducen los precios del mercado español.
La demanda eléctrica sigue aplanándose
La demanda de electricidad ha crecido un 1,9% este mes con respecto a septiembre de 2020. Pero, si comparamos el dato con septiembre de 2019 cae, un 1%.
Además, como venimos observando en los últimos tres meses, su curva se “aplana”. La demanda en las horas valle se incrementa en un 3,3%, mientras que por el día y horas punta solo sube un 0,8%. El crecimiento del autoconsumo podría explicar gran parte de este cambio, que tiene un importante impacto en el mercado.
Los mercados de futuros: las cotizaciones a corto plazo se incrementan hasta un 80%
La locura que viven los mercados de gas se ha trasladado al mercado eléctrico y se registra el mayor rally alcista desde que hay cotizaciones. El precio del primer trimestre de 2022 en España y el resto de Europa cotiza en niveles superiores a los 215 €/MWh. Es un 83% más que el mes pasado y supera en un 27% el precio de septiembre (156,14 €), que ha sido el más alto desde que registros.
El año 2022 en España sube un 50% hasta los 135,5 €/MWh. En Francia se eleva hasta los 135,2 €/MWh y en Alemania hasta los 129,3 €/MWh, tras subir un 48,8%.
Respecto al largo plazo (5 y 10 años), también sube ante el avance del Yr-22, Yr-23 y Yr-24. España sigue manteniendo un fuerte descuento frente a Alemania y Francia, superior a los 10 €/MWh. La cotización de 5 años en España se mueve en torno a 72,56 €/MWh, un 27,8% más que el mes pasado. Por su parte, en Francia cotiza en 87,4 €/MWh y en Alemania en 86,6 €/MWh.
Nuestro análisis
Un invierno suave y ventoso en todo el hemisferio norte puede provocar a corto plazo una caída importante de los precios de gas y electricidad nivel mundial. Pero, como ya hemos explicado, solo una reducción de la demanda puede hacer corregir los precios a más largo plazo.
La situación es muy compleja. Los comercializadores de gas y electricidad han roto los contratos de cobertura anteriores (los que eran competitivos) con sus clientes. Los pequeños comercializadores, por no poder digerir los desvíos por los altos precios del POOL. Las “grandes”, que tienen coberturas naturales con su propia generación, con el argumento del “decretazo” del ministerio.
Si la industria se tambalea con los precios energéticos de hoy, aún más con los que cotizan para el próximo invierno, que son un 30% más altos.
En el norte de Europa y China las empresas están tomado medidas de reducción de su producción para disminuir el impacto de los costes energéticos, que no pueden asumir. Esto podría generalizarse en breve a todos los niveles y sectores, con un alcance muy difícil de prever.
En un momento como el actual, con una economía muy frágil, que aún se recupera de una pandemia y una transición energética para la que no estamos preparados, los mercados están alterados y erráticos. Encontrar coberturas será complicado para superar está fase y habrá que hacerlo con la cabeza fría y analizando bien las necesidades de cada empresa, el mercado y con quién firmar acuerdos. Estamos ante una emergencia energética y hay que evitar que el remedio sea peor que la enfermedad.
Juan Antonio Martínez y Leo Gago
Analistas de Grupo ASE
"
El viento y temperaturas suaves aliviarían la situación, pero subyace el déficit energético que provoca la descarbonización
"
El mercado del gas contagia al eléctrico y los futuros se disparan un 80% a corto, con el primer trimestre por encima de 215 €/MWh
"
A cinco y diez años, el mercado eléctrico español mantiene una prima de más de 10 euros frente a Alemania y Francia
Continue reading in Spanish
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
El POOL ha cerrado el mes en 156,14 €/MWh, con una subida del 47,4% respecto a agosto y un aumento del 272% frente a septiembre del año pasado.
Septiembre 2021
156,14
€/MWh
▲
+47,39% vs agosto 2021
▲
+272,12% vs septiembre 2020
Evolución del mercado eléctrico diario histórico (POOL)
Precio mercado diario año móvil (365 días)
68,20
€/MWh
Precio del POOL medio horario
Los precios del POOL han aumentado un 45% en las horas valle y en un 47,5% en las horas punta. En las horas ‘solares’ el precio ha subido un 48,8%.
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, es de 0,21790 €/kWh. Respecto al mismo mes del año pasado, el PVPC sube un 115%.
Septiembre 2021
0,2179
€/KWh
▲
+114,82% vs septiembre 2020
Fuente: OMIE/ESIOS
Precio medio final mercado libre
El precio final medio de septiembre para los comercializadores libres y consumidores directos es de 160,26 €/MWh, una vez sumados todos los componentes del precio. Por tanto, supone una subida del 246% sobre el mismo mes del año pasado.
Septiembre 2021
160,26
€/MWh
▲
+245,8% vs septiembre 2020
Repercusión de los sobrecostes y componentes del precio final mercado libre
Los costes provisionales del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de interrumpibilidad en el mercado libre, han representado este mes un importe de 4,12€/MW. Los sobrecostes bajan 0,18 €/MWh (-4,9%) frente al mismo mes del año pasado debido a la reducción de los pagos por capacidad en 1,76 €/MWh.
Precios de la energía en Europa
Comparativa por mercados
Portugal
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2021
156,53
€/MWh
▲
+47,68% vs agosto 2021
▲
+273,31% vs septiembre 2020
Año móvil
68,91
€/MWh
Italia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2021
158,59
€/MWh
▲
+41,09% vs agosto 2021
▲
+224,98% vs septiembre 2020
Año móvil
76,78
€/MWh
Francia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2021
135,31
€/MWh
▲
+75,05% vs agosto 2021
▲
+186,67% vs septiembre 2020
Año móvil
64,00
€/MWh
Alemania
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2021
126,81
€/MWh
▲
+53,33% vs agosto 2021
▲
+190,25% vs septiembre 2020
Año móvil
61,41
€/MWh
Nordpool
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Septiembre 2021
86,01
€/MWh
▲
+31,53% vs agosto 2021
▲
+446,79% vs septiembre 2020
Año móvil
41,58
€/MWh
La demanda de electricidad sube un 1,9% en septiembre, con respecto a 2020. Pero si comparamos el dato con septiembre de 2019, cae un 1%.
Además, como venimos observando en los últimos tres meses, la curva de demanda se está “aplanando”. La demanda en las horas valle se incrementa en un 3,3%, mientras que por el día y en horas punta solo aumenta un 0.8%. El crecimiento del autoconsumo podría explicar gran parte de este cambio, que tiene un importante impacto.
Mix de generación
La generación de electricidad en España se ha reducido un 4,7% en septiembre respecto al mismo mes del año pasado. La producción renovable ha disminuido un 8,9%, mientras que lo no renovable solo ha descendido un 2%. La energía nuclear lidera el mix energético, con el 25%. Le siguen los ciclos combinados de gas con el 22%, su máximo de los últimos doce meses. La fotovoltaica ha aumentado un 31% y ya supone el 10% del mix de generación del mes.
Participación de las tecnologías en el mix de generación
La generación nuclear ha liderado las horas valle de las noches, mientras que la fotovoltaica ha “reinado” en las horas centrales del día. Destaca la reducción de la generación eólica en las horas centrales y el aumento de los ciclos combinados de gas.
Generación renovable y libre de emisiones
Renovables
La generación proveniente de fuentes renovables redujo al 37,5% su aporte al mix por la disminución de la producción eólica.
Libres de emisiones
La generación libre de emisiones de CO2 ha representado el 63,3% del mix, frente al 64% de septiembre del año pasado. El volumen de las emisiones en Toneladas de CO2 se reduce un 28,7%, respecto al mismo mes del año pasado, por el aumento de la producción fotovoltaica y la disminución de la electricidad total generada.
Evolución de la potencia instalada
Estos son los últimos datos de potencia instalada publicados por REE:
Generación eólica
Generación eólica durante el mes
Solo dos días la generación eólica cubrió más del 30% de la demanda, pero apenas tuvo incidencia en una reducción del precio de electricidad.
Evolución mensual de la producción eólica y la potencia instalada
La producción eólica del mes de septiembre ha sido un 22% más baja que el año pasado, pero se mantuvo en la media de los últimos cinco años.
Generación fósil o hueco térmico
El hueco térmico de septiembre ha crecido hasta el 24,6% por la reducción de la producción eólica.
Márgenes de chispas limpias (CSS)
La rentabilidad de una central de ciclos combinados de gas (CCG) está determinada en gran medida por la propagación máxima de chispas limpias (Peak CSS), que es la diferencia entre el costo variable de gas y carbono de la planta y el precio de la energía. El siguiente gráfico muestra la evolución histórica promedio mensual y trimestral de las CSS con respecto al TTF gas en el momento de la entrega. El CSS medio de 2020 estimado por Grupo ASE se sitúa en 7,84 €/MWh, mientras en 2019 fue de 13,69€/MWh. En marzo de 2021 los CSS han sido negativos: -2,22 €/MWh. La reducción de la demanda y el crecimiento de la producción renovable han ido reduciendo el hueco térmico, apenas han trabajado y no ha sido rentable la producción de electricidad con los CCG.
Generación hidráulica y estado de los embalses
Las reservas hidroeléctricas se encuentran al 76,2% en relación a su nivel el año pasado y a un 80,4% sobre la media de los últimos diez años.
El hueco hidrotérmico marca el 82% de los precios de casación
El 80% del tiempo de septiembre el precio del POOL lo ha marcado el hueco hidrotérmico, es decir, una central de ciclo combinado de gas, bombeo o una central hidroeléctrica. La hidráulica cerró el precio más alto, con 160,7 €/MWh, seguida de los ciclos combinados, con 153 €/MWh.
Tecnologías que marcan el precio marginal del mercado diario
El saldo de la interconexión fue importador en septiembre, con 553 GWh que han cubierto el 2,8% de la demanda.
Saldo de intercambio con Francia
Saldo de intercambio con Portugal
Fuerte prima de riesgo en los mercados de futuros europeos
El notable aumento de los precios de los futuros de electricidad europeos para el 4 trimestre del año (+46%) y del primer trimestre del 2022 (+96%) no se produce de forma aislada. Es coherente y alineado con las subidas del precio del gas, el carbón y las emisiones de CO2.
La cotización del primer trimestre de 2022 cotiza en niveles superiores a los 215 €/MWh, tanto en España como en el resto de Europa. Ha subido un 83% desde el mes pasado. Este nivel de precios está por encima (+27%) del POOL de septiembre (156,14 €), que ha sido el más alto desde que hay registros.
En España el año 2022 sube un 50% hasta los 135,5 €/MWh. En Francia avanza hasta los 135,2 €/MWh y en Alemania (+48,8%) hasta los 129,3 €/MWh.
La cotización de los futuros a largo plazo (5 y 10 años), también sube, ante el avance del Yr-22, Yr-23 y Yr-24. La cotización de 5 años en España se mueve en los 72,56 €/MWh, con una subida del 27,8% frente al mes pasado. En Francia cotiza en 87,4 €/MWh y en Alemania en 86,6 €/MWh. Por tanto, España sigue manteniendo un fuerte descuento frente a estos dos países, superior a los 10 €/MWh.
¿Cómo funciona el precio solar?
La opción de precio fijo SOLAR supone fijar un precio fijo para un volumen de consumo determinado perfilado proporcionalmente a los índices de productividad indicados en el siguiente cuadro para un periodo determinado:
Análisis
Los altos precios de gas europeos
inducen a la destrucción de la demanda
El mercado de gas europeo continúa recibiendo “anémicas” importaciones de GNL debido a la fuerte competencia de China y Japón, que están dispuestos a pagar una fuerte prima por desviar las cargas. EE. UU., Rusia, Noruega y Argelia buscan hacer fluir todo el gas posible, pero no es suficiente y los almacenes europeos se encuentra al 72% de su capacidad, cuando lo normal en estas fechas sería rondar el 90%. En Alemania y Holanda, con la capacidad de almacenamiento más grande de Europa, la situación es aún más critica. Los almacenes alemanes están al 61% de su capacidad, mientras que los holandeses se encuentran al 63%.
Rusia es la única fuente potencial de suministro que podría aliviar la situación en Europa. Y como es habitual cuando entra el factor ruso, “huele” a política. Sin embargo, los bajos niveles de almacenamiento interno rusos, su alta demanda interna y que su capacidad de producción en algunas regiones está cayendo, no le están permitiendo aumentar la oferta hacia Europa. La región donde se concentra su nueva capacidad productiva es la península de Yamal, pero para que llegue con más fluidez a Europa hará falta poner en marcha el gaseoducto Nordstream2.
Con esta situación, los mercados no esperan una mejora de las importaciones de gas hacia Europa en el 4º trimestre del año. La llegada del invierno puede provocar escasez de gas, sobre todo si es frío y largo, como el de 2020. Esta perspectiva sigue impulsando los mercados de gas a precios máximos históricos. Son tan altos que inducen a la destrucción de la demanda. Las plantas de fertilizantes europeas han cerrado voluntariamente y las fundiciones de zinc y acero están interrumpiendo su producción. Pronto esta situación se trasladará a otros sectores.
Pero la llegada del invierno también producirá un aumento de la producción renovable en Europa. Un invierno suave en Asia y ventoso y lluvioso en Europa podría hacer cambiar de forma brusca la situación. Japón y China se han preparado para un invierno muy frío, pero si las temperaturas son cálidas, podrían liberar más GNL hacia Europa. No hay que descartar nada.
TTF Holanda
La perspectiva de un invierno muy ajustado dispara el precio del TTF
Los fundamentos alcistas de escasez de suministro y bajas reservas siguen impulsando los mercados. Los almacenes en Europa se encuentran al 72% frente al 89% medio de los últimos años. El mercado diario TTF cierra septiembre con un precio medio de 61,32 €/MWh, tras subir un 39,7% respecto al mes pasado y un 537% si lo comparamos con su precio hace un año (11,08 €/MWh).
Los productos de futuros a corto plazo han sido los que más han subido, ante la perspectiva de una reducción del 25% de las importaciones GNL para el invierno, respecto a la media de los 3 últimos años. Además, los resultados de las subastas de capacidad de entrega adicional de octubre a través de Ucrania muestran que Rusia no tiene previsto aumentar la inyección de gas hacia el noroeste de Europa. El Q4-21 subió hasta los 84,14 €/MWh (+66,45%) y el Q1-22 hasta los 95,13 €/MWh (+96%), lo que casi duplica su cotización respecto a finales de agosto.
PVB español (MIBGAS)
El mercado español alcanza nuevos máximos en septiembre
El precio medio diario español del gas ha sido de 66,88 €/MWh, con una prima de más de 2,5 €/MWh sobre el TTF. En cuanto a los futuros, el Q4-21 cotiza en 85,50 €/MWh (+1,36 €/MWh sobre el TTF) y el Yr-22 en 43,85 €/MWh.
El mercado español de gas (MIBGAS) ha alcanzado en septiembre nuevos máximos históricos, por las perspectivas de escasez de oferta de gas y altos precios del GNL. A ello se unen los bajos niveles de reservas, que se encuentran a un 38%, excluidas las estratégicas. Es decir, la mitad de las que teníamos el año pasado en estas fechas. La escasa producción eólica de septiembre ha incrementado su demanda para generación de electricidad y ha presionado su precio al alza. Las importaciones desde Argelia se mantuvieron en buen nivel y constantes.
HENRY HUB (EEUU)
Los precios del gas en EEUU están elevándose por la fuerte demanda para exportación de GNL hacia Asia y Europa. El precio del mercado diario ha subido un 9%, también impulsado por la fuerte demanda para generación eléctrica, que sigue ganando terreno al carbón en EEUU. Incluso aunque las temperaturas fueran más suaves, como indican las predicciones en la entrada del invierno y la demanda para calefacción de hogares se redujera, el mercado espera que la demanda para generación eléctrica y para exportar se mantenga fuerte durante los próximos meses. Esto ha elevado los precios de los mercados de futuros.
Emisiones de CO2
El mercado de emisiones cierra con una cotización de 42,55 €/t, con una subida del 14% en un solo mes. Las emisiones casi triplican su precio con respecto a hace un año. Es probable que los precios de EUA sigan su escalada y aumenten a nuevos máximos históricos en abril. Las instalaciones cubiertas por el RCDE UE deben entregar derechos correspondientes a sus emisiones de 2020 a más tardar el 30 de abril. El ciclo de cumplimiento de este año se complica por el hecho de que no pueden utilizar EUA emitidas en 2021 para cubrir su cumplimiento de 2020 y ha habido un retraso en la primera subasta del mercado primario de CO2 hasta fines de enero de 2021.
Brent
El barril de Brent ha cerrado marzo a 63,54 dólares, lo que supone una caída del 4% y un freno a la carrera alcista que encuentra una fuerte resistencia en el nivel de los 65$/barril. Si atravesara ese nivel, podría alcanzar los 67,50$/barril, incluso subir hasta los 70$/barril. Sin embargo, en caso de romper por debajo, bajaría hasta el nivel de 60$/barril y la siguiente resistencia la encontraría en los 55$/barril.
La OPEP ha anunciado recientemente que va a aumentar la producción mientras en Estados Unidos los productores de petróleo de esquisto ya están incrementando los suministros que mandan al mercado. Si el dólar estadounidense empieza a fortalecerse, podría llevar a una caída del precio.
Carbón
Frenazo en la cotización del carbón a lo largo de este mes. Al cierre de febrero el API2 el mes frente marcaba 65,25 $/t, lo que arroja una reducción de 5,1% respecto a enero. Sin embargo, comparado con febrero del año pasado sube un 18,6%. El API2 Cal 22 también corrige a la baja. Al cierre cotizaba en 68,7 $/t, con un descenso del 1,3% respecto a enero y con una subida del 8,65% en relación a febrero de 2020. Al margen de la previsión de días fríos en los primeros días de febrero, que provocó un ligero ascenso, la tendencia del resto del mes, de temperaturas suaves, ha provocado que poco a poco su cotización se haya ido reduciendo hasta llegar a tocar 62,5 $/t. Sin embargo, una serie de problemas en los países exportadores, vinculados al abastecimiento, ha tensionado un poco el mercado y le ha llevado a recuperar algo de terreno del que había perdido. No obstante, la previsión en el medio plazo es bajista, dado que no se espera una recuperación en la demanda en los próximos meses en función, sobre todo, por las temperaturas que se esperan.
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 de agosto se incrementa un 21,88% frente al mismo mes de 2020. El índice ASE PTEI de Energía, que refleja el coste de aprovisionamiento de las empresas en los mercados eléctricos, aumenta en agosto un 35,47%, mientras el coste de los accesos (distribución) baja un 1,73% en relación a agosto de 2020.
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, creció en julio un 25,31% , mientras que el coste de los accesos (distribución) bajó un 2,4% en relación a julio de 2020.
Índice ASE CTEI (Consumo)
El consumo creció en agosto 8,68% en comparación con el mismo mes del año anterior.
Tu energía, al abrigo del grupo
GRUPO ASE
(Sede central)
Gran Vía 81, piso 6º, departamento 2.
48011 – Bilbao (Bizkaia)
Tel: 944 18 02 71
ase@grupoase.net
MÁS SEDES
Comunitat Valenciana
Plaza Constitución, 7
Entresuelo izquierda
03550 – San Juan (Alicante)
Tel: 966 593 464
ase@grupoase.net
Región de Murcia
Avenida Libertad, 2, 2-D
30009 – Murcia
Tel: 618 212 774
ase@grupoase.net
Comunidad de Madrid
Avenida de América, 32
28922 – Alcorcón (Madrid)
Tel: 912 262 209
ase@grupoase.net
Catalunya
Cardenal Cisneros, 24
08225 · Terrassa (Barcelona)
Tel: 607 861 575
ase@grupoase.net
Andalucía
Calle Pago del Lunes, 9
18195 · Cúllar Vega (Granada)
Tel: 858 952 918
ase@grupoase.net
