Informe de mercado
Mayo 2021
Índice
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Market report
November 2020
Table of contents
Informe de mercado
Mayo 2021
Precio de la electricidad
POOL
67,12
€/MWh
▲ +X% vs abril 2021
▲ +X% vs mayo 2020
Mercado libre
X
€/MWh
▲ +X% vs mayo 2020
Demanda
▲ +X% vs mayo 2020
Generación
▲ +X% vs mayo 2020
Futuros
Mercado ibérico
Q3-21: X (▲ +X%)
YR-22
España: X (▲ +X%)
Francia: X (▲ +X%)
Alemania: X (▲ +X%)
Materias primas y otros índices
Brent: ▲ +X%
Gas (MIBGAS): ▲ +X%
Carbón (API2 Yr-22): ▲ +X%
CO2 (EUA): ▲ +X%
Respecto al mes anterior
Índices ASE
ASE PTEI Total
vs abril 2020
ASE CTEI Total
vs abril 2020
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 mercado de CO2 y la demanda asiática de gas disparan la electricidad en Europa
- El POOL eléctrico de las grandes economías europeas se dispara por el aumento del precio del CO2 (+150%) y del gas (+200%).
- El precio de la luz en POOL español sube un 268% respecto a hace un año.
• Las renovables generan un 11% más, pero no impiden la fuerte subida del precio de la luz. - Los ciclos combinados aumentan la producción en un 67% para satisfacer el crecimiento de la demanda.
- La demanda crece un 17%, pero sigue sin alcanzar los niveles anteriores a la pandemia.
- Los mercados de futuros se contagian y se disparan a corto plazo más de un 20%.
Mercado SPOT eléctrico español (OMIE)
El precio diario del mercado mayorista (POOL) cierra abril a 65,02 €/MWh, con una extraordinaria subida del 60% frente a marzo. Con respecto a hace un año, cuando estábamos en pleno confinamiento sanitario, se ha encarecido un 268% y es un 82% superior a la media del mes de abril de los últimos cinco años. En definitiva, es excepcionalmente superior a cualquier previsión y al precio medio histórico de un mes de abril.
¿Qué hay detrás de está fuerte subida del precio?
Se trata de un fenómeno que afecta a toda Europa. La media del precio Spot de las cinco grandes economías europeas (Alemania, Reino Unido, Francia, Italia y España) se ha elevado un 225% en abril. Su origen tiene un denominador común: la fuerte subida del precio de las emisiones de CO2, un 150% en el último año. Un incremento que puede tener un efecto de subida de los precios energéticos de carácter estructural y a largo plazo para Europa.
El mercado de CO2 (EUA) se creó en 2005 como un mecanismo para elevar gradualmente el precio de la electricidad, de forma que penalizara el uso de energías fósiles y favoreciera la transición energética hacía una economía más sostenible. Este año ha arrancado la 4ª fase (2021-2030), que supone un incremento del objetivo de reducción del 2,2% anual, para alcanzar la meta de bajar las emisiones de 2030 un 60% respecto a 1990.
En lo que llevamos de año el precio del CO2 acumula una subida del 47% y supera los 48 €/MWh. Está 15 €/MWh por encima del cierre de 2020 y esto implica que el precio del POOL se eleve un 15%. No podemos descartar que la cotización de las emisiones pueda seguir escalando en los próximos meses, alimentada por una fiebre especuladora y una política europea y mundial enfocada al Green Deal que no tiene vuelta atrás.
El otro factor que está teniendo un fuerte impacto en el precio energético y que quizás tenga un efecto más coyuntural es el aumento del precio del gas.
Europa ha pasado de nadar en la abundancia de gas natural licuado (GNL) procedente de EE. UU. (desde finales de 2019 y especialmente durante la pandemia) a una situación de “hambruna” en cuestión de meses. Si a ese factor añadimos el precio disparado del CO2 (que castiga más al carbón y, en comparación, hace más competitivo al gas) y el fuerte ritmo al que bajan los niveles de gas almacenado, todo ello lleva a que la cotización del gas natural en Europa haya subido más un 200%.
El GNL será un arma de doble filo para Europa durante los próximos años porque dependerá de la demanda asiática y causará una fuerte volatilidad en los precios eléctricos europeos junto a las emisiones de CO2.
La velocidad a la que ha subido el precio de la electricidad ha sorprendido a los mercados, a los agentes y a los consumidores. Un incremento causado por la escalada de precios de las emisiones de CO2 (+150%) y del gas (+200%).
Solo podríamos ver una relajación de los precios de la electricidad si los mercados de gas corrigen a la baja, pero la oferta de gas natural hacia Europa está llena de sombras. Noruega reducirá sus flujos en los próximos meses por el mantenimiento de su gaseoducto y Rusia también podría mantener los flujos por debajo del promedio.
EE. UU. es el único que podría aumentar las exportaciones de GNL hacia Europa. Pero eso dependerá en gran medida de la competencia y de la demanda asiática. Todo apunta a que el Green Deal nos empujará durante los próximos años a un mercado energético muy complejo, caro, volátil y cargado de incertidumbre.
La demanda se recupera respecto a hace un año
La demanda eléctrica ha crecido un extraordinario 17,3% este mes. Corregido por los datos de temperaturas y laboralidad, la cifra se queda en un aumento del 16,7% frente al año pasado.
Es lógico, dado que en abril del año pasado nos encontrábamos en pleno confinamiento y la actividad económica se redujo a las actividades esenciales. Sin embargo, la demanda de abril 2021 aún se sitúa un 3% por debajo de la media de los últimos años.
La generación renovable aumenta un 11% pero no frena el encarecimiento de la electricidad
El fuerte aumento de precio en el gas y en las emisiones de CO2 prácticamente ha anulado el impacto del crecimiento de la generación renovable, de más del 11% en abril, con un acumulado anual del 25%.
La generación fotovoltaica ha cubierto este mes el 8% del mix, pero en algunas horas centrales del día ha liderado la producción, superando el 21%. Hubiera generado un impacto mayor si el nivel de precios no fuera tan alto.
De hecho, en las horas centrales del día (de 11:00 a 18:00 horas), la generación fotovoltaica, que ha aumentado un 44%, ha provocado una disminución del precio de alrededor de 10-15 €/MWh frente al resto de horas. Según nuestras estimaciones, de no ser por la producción fotovoltaica el precio del POOL hubiera subido, como mínimo, un 5% adicional en el mes de abril.
La oferta eólica también ha crecido un significativo un 13% y ha cubierto el 22% del mix. Pero no se ha traducido en una bajada de precio porque la demanda ha aumentado más aún (un 17%) y porque una parada no programa de Ascó II ha mermado la generación nuclear que, pese a ello, ha representado un 22% del mix.
La hidráulica, que ha cubierto un 14% del mix, ha generado un 6,3% menos este mes por una disminución de las reservas de los embalses, que se encuentran al 61% de su capacidad, frente al 67% del año anterior.
El gas gana protagonismo y traslada su sobrecoste al POOL
En respuesta a la recuperación de la demanda eléctrica (+17%) y a la reducción de las importaciones, en España se ha generado un 14% más de electricidad este mes. El gas ha actuado como fuente de respaldo: ha producido un 67% más que hace un año y han aportado un 15% del mix.
Esta mayor participación de los CCG ha impulsado el precio del POOL de las últimas semanas por el sobrecoste que les supone la subida del precio de las emisiones de CO2 (EUA) hasta niveles de 48 €/t y la elevada cotización del gas a los CGG. Es una diferencia de más de 30 €/MWh, con respecto al año pasado en estas fechas, que se traslada de forma directa al POOL.
Los grandes beneficiados están siendo los generadores renovables, que elevan sus márgenes de beneficio gracias a las emisiones de CO2. La señal de precio elevada, que es el objetivo que buscaba la UE cuando creo este mecanismo, ya está resultando efectiva como palanca de cambio para la transición energética europea. Las empresas y consumidores seremos quienes pagaremos esta transición a través de la factura de la luz.
Fuerte subida de los precios marginales de todas las tecnologías
La generación hidráulica, con solo el 14% del mix, ha cerrado el 61% de las horas de casación con un precio medio de 67,3 €/MWh, un 38,2% más caro que el mes pasado. Los generadores hidráulicos se quedaron a solo 2 €/MWh del precio marginal de los ciclos combinados de gas (69,25 €/MWh).
La ventaja de la producción hidráulica frente al resto de tecnologías, para almacenar y generar energía de forma muy ágil, le está permitiendo sacar gran provecho de la situación actual.
Las energías renovables y la cogeneración casaron precio en el 17% de las horas con un precio de 49,67 €/MWh, muy por debajo del POOL.
Los índices ASE
Los índices ASE de consumo (ASE CTEI) nos revelan que, en marzo, la curva de demanda de las empresas clientes de Grupo ASE, mayoritariamente medianas y pequeñas del ámbito industrial, registraba un retroceso acumulado interanual del 3,62%.
El mercado de futuros eléctricos (OMIP)
FUERTE SUBIDA EN LOS FUTUROS EN ESPAÑA Y EUROPA POR LA SUBIDA DE LAS EMISIONES DE CO2 Y DEL GAS
En España, el mercado de futuros ha experimentado un fuerte repunte en el corto plazo. El Q3-21 (tercer trimestre) sube un 14% hasta los 69,85€/MWh. El 4º trimestre también se encarece de forma notable, un 10% hasta 68 €/MWh. El Yr-22 español se eleva un 13,5% hasta los 58,75 €, y recorta el diferencial respecto al Yr-22 francés, que subió hasta los 60,9€/MWh (+6,9%) y el alemán, que se colocó en 60,12 €/MWh (+5,9%).
Aun así, la brecha entre el mercado español y el resto de Europa se mantiene elevada. La subida de las emisiones por encima de los 45 €/t está presionando al alza los mercados de futuros europeos, pero el mercado español es menos dependiente del carbón y sufre menos este impacto. Los futuros a largo plazo (a 5 y 10 años) le dan a España una prima de descuento por encima de los 10 €/MWh sobre Alemania y Francia.
Los mercados de gas natural siguen su escalada ante la incertidumbre del suministro y la escalada del CO2
Toda la curva de precios del mercado de gas de referencia en Europa, el TTF holandés, ha registrado un importante repunte en abril. La alta demanda de gas, por las bajas temperaturas en Europa, junto con la estrechez de la oferta, los bajos niveles de almacenamiento y los altos precios de las emisiones de CO2 impulsan los precios spot. El precio medio de este mes ha sido de 20,4 €/MWh. Es un 15% superior a marzo y un 210% más caro que en abril de hace un año.
En España, las temperaturas también han sido más frías de lo habitual y la demanda de gas ha superado notablemente los niveles históricos en un 19% respecto a la media de los últimos 5 años. Los movimientos alcistas en el resto del continente europeo y las emisiones contribuyeron al que nuestro mercado diario aumentará un 21% respecto al mes pasado.
En cuanto a los futuros, las cotizaciones de mayo y del verano se han elevado un 25%, ante la incertidumbre de la oferta de gas durante los próximos meses. Los trabajos de mantenimiento en el gaseoducto noruego y la falta de reservas adicionales de capacidad rusa han disminuido las expectativas del suministro para reponer las bajas reservas europeas. De hecho, los precios de este verano (23,08 €/MWh) cotizan prácticamente en los mismos niveles que los del próximo invierno (23,82 €/MWh).
La reducción del suministro de gas natural licuado (GNL) procedente de EE. UU. y la fuerte demanda de este invierno han dejado las reservas europeas a solo el 23% de su capacidad, un 21% menos que hace un año y sólo 4 puntos más que en 2018, cuando se produjo el mínimo en los últimos 4 años.
A esto hay que sumar el aumento de los precios de emisiones de CO2, que penalizan con mayor severidad al carbón y decantan la generación eléctrica con fuentes fósiles hacia el gas.
Cabe la posibilidad de que el mercado pueda comenzar a descontar la incertidumbre y la reducción de la demanda asiática, por el coronavirus en India y por la subida de las temperaturas. Pero, de momento, los altos precios en Europa y Asia permiten que los márgenes para los productores norteamericanos sean muy amplios, lo que asegura el suministro.
ANÁLISIS GRUPO ASE:
SITUACIÓN EXTREMADAMENTE PELIGROSA
La fuerte subida del coste de producción de electricidad de los ciclos combinados en 30 €/MWh respecto al año pasado ha elevado el precio de electricidad en España y en Europa. Si desglosamos esta subida, la parte correspondiente al incremento del mercado de CO2 ha tenido un impacto de 6 €/MWh, mientras que el incremento del gas natural ha provocado una subida de 24 €/MWh. Teniendo en cuenta que los precios de las emisiones podrían estabilizarse en torno a los 45-50 €/MWh. No esperamos que las emisiones tengan mucho más efecto de recorrido alcista sobre el precio de electricidad.
Esto nos lleva a focalizar más la atención sobre los mercados de gas natural. En apenas unos meses el mercado se ha visto sorprendido por un estratosférico incremento del precio del gas, que ha tenido cuatro veces más impacto en la subida del precio de la electricidad que el de las emisiones de CO2.
La complejidad del mercado de gas natural es enorme (producción, logística, factores geopolíticos…) Pero, por encima de todos los factores, destaca uno: la demanda asiática. La producción de GNL, tanto de EE. UU. como a nivel mundial, es bastante previsible y apenas puede incrementarse. Sin embargo, la cantidad de esta oferta que llega a Europa y presiona los precios a la baja, depende de la demanda asiática. Cuando esta absorbe un 75% o más del GNL mundial, la oferta hacia Europa se resiente y los precios europeos suben con fuerza.
Si la demanda asiática crece a un ritmo débil durante los próximos años, como lo venía haciendo en 2019 antes de la pandemia, los precios de gas deberían volver a relajarse y Europa tendría hueco para absorber más GNL.
Sin embargo, si la demanda asiática crece con más fuerza, como en 2017 y 2018, los precios seguirán tensionados. La diferencia entre un crecimiento débil o más fuerte de la demanda asiática se traduce en un precio del gas natural de +/- 15 €/MWh, que se traslada a la electricidad en +/- 25 €/MWh. Por tanto, la volatilidad asociada es enorme.
Este invierno ha sido un claro ejemplo de fuerte y brusco crecimiento de la demanda asiática. En las últimas semanas muestra signos de debilitamiento, pero aún es pronto para saber si es estacional o no.
Europa tendrá que reponerse de gas natural durante el verano para afrontar con garantías el suministro del próximo invierno. Si el mercado asiático se relaja, veremos bajar los precios en Europa. Pero, si no se reduce la demanda asiática, los precios repuntarán aún más el invierno que de lo que lo han hecho este año, lo que elevará aún más los precios de la electricidad… A ver si ahora vamos a echar de menos al carbón.
Juan Antonio Martínez y Leo Gago
Analistas de Grupo ASE
"
La cotización del gas natural licuado depende de la demanda asiática y provoca volatilidad en el precio eléctrico
"
El impacto del CO2 en la subida de la luz es de 6 €/MWh y el del gas de 24 €/MWh, por el sobrecoste de los ciclos combinados
"
El incremento de la demanda eléctrica y el descenso de las importaciones elevan la generación, que se apoya en el gas
"
La fotovoltaica rebaja el precio alrededor de 10-15 €/MWh en las horas centrales del día, sin ella abril habría sido un 5% más caro
"
Europa tendrá que reponer gas natural durante el verano para afrontar con garantías el suministro del próximo invierno
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Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Mayo 2021
67,12
€/MWh
▲
+X% vs abril 2021
▲
+X% vs mayo 2020
El POOL ha cerrado en 65,02€/MWh, con un aumento del 268% frente al mismo mes del año anterior y un 43,1% más caro que el mes pasado.
Evolución del mercado eléctrico diario histórico (POOL)
Precio mercado diario año móvil (365 días)
44,30
€/MWh
Precio del POOL medio horario
Los precios del POOL han subido un 54% en las horas valle y un 38,2% en las horas punta. En las horas solares el precio se ha elevado un 44,6%.
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 0,13403 €/kWh. Sube un 70,3% respecto a abril del año pasado.
Mayo 2021
0,13579
€/KWh
▲
+X% vs mayo 2020
Precio medio final mercado libre
El precio final medio de marzo para los comercializadores libres y consumidores directos es de 70,51€/MWh, una vez sumados todos los componentes del precio. Esto supone un incremento del 180% sobre el mismo mes del año pasado.
Mayo 2021
X
€/MWh
▲
+X% vs mayo 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 un coste de 5,49€/MW. Los sobrecostes bajan 1,86 €/MWh, (-25,3%) frente al mismo mes del año pasado, por la bajada de las restricciones (-2,32€/MWh).
Precios de la energía en Europa
Comparativa por mercados
Portugal
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Mayo 2021
X
€/MWh
▲
+X% vs abril 2021
▲
+X% vs mayo 2020
Año móvil
X
€/MWh
Italia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Mayo 2021
X
€/MWh
▲
+X% vs abril 2021
▲
+X% vs mayo 2020
Año móvil
X
€/MWh
Francia
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Mayo 2021
X
€/MWh
▲
+X% vs abril 2021
▲
+X% vs mayo 2020
Año móvil
XX
€/MWh
Alemania
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Mayo 2021
X
€/MWh
▲
+X% vs abril 2021
▲
+X% vs mayo 2020
Año móvil
X
€/MWh
Nordpool
Precio del mercado eléctrico diario (POOL)
Mayo 2021
X
€/MWh
▲
+X% vs abril 2021
▲
+X% vs mayo 2020
Año móvil
X
€/MWh
La demanda peninsular de energía eléctrica ha registrado un fuerte aumento del 17,3% respecto a abril de 2020. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, crece un 16,4%.
El incremento de la demanda ha sido más intenso entre las 7:00 y 10:00, como viene ocurriendo durante los últimos meses. En las horas de mayor radiación solar disminuye la demanda, posiblemente por el aumento del autoconsumo.
Mix de generación
La generación ha crecido este mes un 14%. La producción eólica y nuclear lideran el mix con el 22% y un aumento anual del 12,8% y 3,1% respectivamente. Los ciclos combinados de gas (CCG), con el 15%, son la tercera tecnología del mix tras incrementar un 66,7% anual su producción. La hidráulica se reduce un 6,3% y se coloca como cuarta fuente del mix con un 14%. En quinta posición se sitúa la cogeneración, con el 12% y un incremento anual del 14,7%. La fotovoltaica crece un 43,1% y avanza hasta el 8% del mix.
Participación de las tecnologías en el mix de generación
En marzo la generación eólica ha dominado todas las horas de generación. Destaca la fuerte presencia de la energía solar (fotovoltaica y termosolar) en las horas centrales del día, cuando alcanzan en algunas horas cerca del 25% del mix.
Generación renovable y libre de emisiones
Renovables
La generación eólica y la nuclear han dominado en todas las horas de generación, excepto en las centrales del día, en las que la solar (fotovoltaica y termosolar) llega a alcanzar casi el 25% del mix.
Libres de emisiones
La generación libre de emisiones CO2 este mes ha representado el 70,9% del mix frente al 75,4% del mismo mes del año anterior. El aumento de las emisiones (en volumen de Toneladas de CO2) respecto a abril de 2020 es del 18,9%.
Evolución de la potencia instalada
Estos son los últimos datos de potencia instalada publicados por REE:
Generación eólica
Generación eólica durante el mes
En la primera semana de abril, la generación eólica cubrió más del 30%. Así mismo, en algunos días aislados ha presionado a la baja el precio del POOL.
Evolución mensual de la producción eólica y la potencia instalada
La producción eólica de abril ha sido un 12,8% superior a la del mismo mes del año anterior, pero un 2,3% inferior a la media de los últimos cinco años.
Generación fósil o hueco térmico
El hueco térmico ha aumentado este mes hasta el 16,6% del mix frente al 11,4%, del año anterior. El crecimiento de la demanda ha incrementado el hueco de las tecnologías fósiles.
Márgenes de chispas limpias (CSS)
La rentabilidad de una CCGT está determinada en gran medida por la propagación máxima de chispas limpias (Peak CSS), es decir, por 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 los CSS con respecto al TTF (mercado de gas de referencia en Europa), 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. Pues bien, en marzo de 2021 los CSS fueron negativos: -2,22 €/MWh. La reducción de la demanda y el crecimiento de la producción renovable provocó que apenas trabajaran y no resultara rentable la producción de energía con los CCG.
Generación hidráulica y estado de los embalses
Las reservas hidroeléctricas se encuentran al 91,2% del año pasado, pero a un 103,9% sobre la media de los últimos diez años.
Análisis del precio marginal de casación del mercado diario
La generación hidráulica, con solo el 14% del mix, ha cerrado el 61% de las horas de casación con un precio medio de 67,3 €/MWh, un 38,2% más elevado que el mes pasado. Se han quedado a apenas 2 €/MWh del precio marginal de los ciclos combinados de gas (69,25 €/MWh). La ventaja de la producción hidráulica frente al resto de tecnologías, para almacenar y generar energía de forma muy ágil, le permite sacar gran provecho de la situación actual. Las energías renovables y la cogeneración casaron precio en el 17% de las horas con un precio de 49,67 €/MWh, muy por debajo del POOL.
Tecnologías que marcan el precio marginal del mercado diario
El saldo de la interconexión ha sido importador, con 293 GWh, un 22% más elevado que el año pasado.
Saldo de intercambio con Francia
Saldo de intercambio con Portugal
Fuerte subida en los futuros en España y Europa por la subida de las emisiones de CO2 y del gas
En España, el mercado de futuros ha experimentado un fuerte repunte en el corto plazo. El Q3-21 (tercer trimestre) sube un 14% hasta los 69,85 €/MWh. El 4º trimestre también se encarece de forma notable, un 10% hasta 68 €/MWh. El Yr-22 español se eleva un 13,5% hasta los 58,75 €, y recorta el diferencial respecto al Yr-22 francés, que subió hasta los 60,9 €/MWh (+6,9%) y el alemán, que se colocó en 60,12 €/MWh (+5,9%).
Aun así, la brecha entre el mercado español y el resto de Europa se mantiene elevada. La subida de las emisiones por encima de los 45 €/t está presionando al alza los mercados de futuros europeos, pero el mercado español es menos dependiente del carbón y sufre menos este impacto. Los futuros a largo plazo (a 5 y 10 años) le dan a España una prima de descuento por encima de los 10 €/MWh sobre Alemania y Francia.
¿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 mercados de gas natural prosiguen su escalada ante la incertidumbre del suministro y la escalada del CO2
Toda la curva de precios del mercado de gas de referencia en Europa, el TTF holandés, ha registrado un importante repunte en abril. La alta demanda de gas, por las bajas temperaturas en Europa, junto con la estrechez de la oferta, los bajos niveles de almacenamiento y los altos precios de las emisiones de CO2 impulsan los precios spot. El precio medio de este mes ha sido de 20,4 €/MWh. Es un 15% superior a marzo y un 210% más caro que en abril de hace un año.
En España, las temperaturas también han sido más frías de lo habitual y la demanda de gas ha superado notablemente los niveles históricos en un 19% respecto a la media de los últimos 5 años. Los movimientos alcistas en el resto del continente europeo y las emisiones contribuyeron al que nuestro mercado diario aumentará un 21% respecto al mes pasado.
En cuanto a los futuros, las cotizaciones de mayo y del verano se han elevado un 25%, ante la incertidumbre de la oferta de gas durante los próximos meses. Los trabajos de mantenimiento en el gaseoducto noruego y la falta de reservas adicionales de capacidad rusa han disminuido las expectativas del suministro para reponer las bajas reservas europeas. De hecho, los precios de este verano (23,08 €/MWh) cotizan prácticamente en los mismos niveles que los del próximo invierno (23,82 €/MWh).
La reducción del suministro de gas natural licuado (GNL) procedente de EE. UU. y la fuerte demanda de este invierno han dejado las reservas europeas a solo el 23% de su capacidad, un 21% menos que hace un año y sólo 4 puntos más que en 2018, cuando se produjo el mínimo en los últimos 4 años.
A esto hay que sumar el aumento de los precios de emisiones de CO2, que penalizan con mayor severidad al carbón y decantan la generación eléctrica con fuentes fósiles hacia el gas.
Cabe la posibilidad de que el mercado pueda comenzar a descontar la incertidumbre y la reducción de la demanda asiática, por el coronavirus en India y por la subida de las temperaturas. Pero, de momento, los altos precios en Europa y Asia permiten que los márgenes para los productores norteamericanos sean muy amplios, lo que asegura el suministro.
Henry Hub (EEUU)
El gas natural sigue atrayendo vendedores cada vez que sube y en estos momentos parece cerca de una rotura bajista.
Todo apunta a que la falta de demanda relacionada con la subida de las temperaturas y las elevadas reservas presionarán a la baja al precio, que podría acabar cayendo hasta 2,25$ e, incluso, hasta 2,00$.
Emisiones de CO2
El mercado de emisiones cierra el mes con un nuevo máximo de 48,82 €/t. Sube un 14,7% solo en el mes de abril y cerca de un 50% en lo que llevamos de 2021. El 30 de abril, la fecha en la que las instalaciones debían entregar los EUA que cubrían las emisiones de 2020, el precio llegó a superar los 49 €/t. Las emisiones triplican su precio con respecto a hace un año y encarecen la producción de electricidad en los mercados eléctricos. No solo incrementan los costes de producción de los ciclos térmicos de carbón y gas, también elevan la señal del precio en los mercados del carbón y del gas, de manera que generan un doble impacto sobre los precios energéticos europeos.
Sin duda, detrás de esta subida hay un movimiento especulativo muy claro, ya que la percepción de los inversores en estos momentos es que el mercado de CO2 tiene un apoyo muy fuerte por las instituciones europeas y que la nueva administración Biden ha dado un giro de 180º en su política ambiental. Este movimiento Green Deal convierte al mercado de emisiones de CO2 (EUA) en un mercado refugio para inversores, que confían en que el valor de los EUA siga escalando a lo largo de esta década.
La UE dispone de mecanismos para inyectar liquidez, en caso de que la especulación disparé su valor, o de retirarla si la señal de precio se sitúa por debajo de lo esperado. Por tanto, es de esperar que el precio se mueva entre los 45-75 €/t, pero desconocemos a qué velocidad. También es previsible que, a medida que se incentiva la generación renovable, caiga la demanda de CO2, pero habrá que esperar para saber si la UE deja todo el peso en el mercado de emisiones para que “haga su trabajo” o introducen nuevas reglas.
En junio habrá una reunión de la UE, con una nueva fiscalidad. Se conocerán las estrategias nacionales y una revisión del objetivo de energías renovables para 2030, que se estableció en el 32%. Se puede dar la paradoja de que un incremento del objetivo de las energías renovables haga caer el precio de los EUA.
Brent
El barril de Brent cierra el mes con una subida del 4,9%. El crudo ha mostrado una tendencia alcista durante las últimas semanas. Tanto la reapertura de las economías como una mejor perspectiva están presionando el precio hacia arriba y todo apunta que la producción se podrá mantener por encima de los 6 MM de barriles diarios actuales.
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 desciende un 7,78% frente a marzo 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, bajó en marzo un 11,31% mientras que el coste de los accesos (distribución) descendió un 0,93% en relación a marzo de 2020.
Índice ASE CTEI (Consumo)
Marzo reflejó un descenso del 3,62% del consumo frente al mismo mes del año pasado.
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