El precio de la electricidad en el mercado mayorista ha cerrado abril a 17,65 €/MWh, su nivel más bajo desde hace 6 años. Es también el segundo mes más barato desde julio de 2007, solo por detrás de los 17,12 €/MWh de febrero de 2014. La caída de la demanda es colosal, del 17% frente al año pasado y mayor que la registrada en la última crisis económica (2009-2014). Casi la mitad de la energía (49,6%) se ha generado con fuentes renovables. Los futuros bajan a corto y repuntan a largo.
El precio de la electricidad en el POOL de abril se sitúa en 17,65 €/MWh. Desciende un 36,4% desde marzo y es un 65% más bajo que el registrado en abril de 2019 (50,41 €/MWh). Con el dato de abril, el POOL de los últimos doce meses experimenta una importante bajada y se sitúa en los 40,18 €/MWh.
Demanda y materias primas en mínimos históricos
El descenso de la demanda, del 17% frente a abril de 2019, es tan fuerte que se coloca un 15% por debajo del de abril de 2014, el mínimo de registros de demanda durante la crisis económica de 2009-2014. Es tan elevado que apenas deja espacio para el hueco térmico (producción de electricidad con gas y carbón).
Los índices ASE de marzo de 2020 revelan una reducción de la demanda eléctrica anual de empresas, en su mayoría medianas y pequeñas, del 4,35% sobre marzo de 2019. Teniendo en cuenta que el confinamiento empezó a mediados de marzo, cuando conozcamos los datos de abril mejorará la visión real del efecto que están teniendo las medidas sanitarias en la reducción de la demanda eléctrica de las pymes.
A la reducción de la demanda se une que las materias primas de las que se aprovisionan las centrales de ciclo combinado (gas) y térmicas (carbón) se encuentran en mínimos históricos. Esta ‘tormenta perfecta’ hunde los precios.
Incluso con la central de Almaraz I parada y Ascó “a medio gas”, lo que implica una reducción de la producción nuclear de un 11,3%, las cifras de generación del resto de tecnologías son alarmantemente bajas. La caída de la demanda eléctrica de abril, de un 17% respecto a hace un año, no se había visto en el pasado. La generación solo ha descendido un 10,9%, pero porque se han reducido las importaciones en un 78%.
Casi la mitad de la energía es renovable
Si analizamos la producción de electricidad en abril por tecnologías, la reducción ha sido muy desigual. Las energías fósiles, que son las últimas en entrar en el sistema, han descendido notablemente respecto al año pasado: un 54,2% en el caso del carbón y un 39,7% en el caso de los ciclos combinados de gas. De este modo, el hueco térmico se ha situado en el 9%, frente al 18,5% que representó el año pasado.
Por su parte, las energías renovables han aportado un 51,2% de la demanda y un 49,6% del mix. La producción fotovoltaica continúa creciendo, se ha incrementado un 74,4% y eleva su aportación al mix al 7%. Y destaca el crecimiento de la producción hidráulica, que se eleva un 49,6% respecto a hace un año.
Abril de 2020 ha sido unos de los más lluviosos desde que hay registros y se ha notado: la hidráulica ha producido un 17% del mix. También se aprecia crecimiento de las reservas hídricas, que ahora están al 65% de su capacidad máxima, 16 puntos por encima del año pasado (48,9%).
Por el contrario, la escasez de viento ha reducido la producción eólica hasta el 20,1% de la generación total, muy por debajo de la media de un mes de abril. Su aportación al mix ha sido del 22%, más baja de lo habitual. De haberse producido una producción media, podríamos haber visto precios “cero” en abril. Algo que ha ocurrido en otros países de Europa, incluso con precios negativos (en España no está permitido) en algunos días.
Los costes de los servicios complementarios
Los costes provisiones del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de Interrumpibilidad en el mercado libre, han sumado en abril 7,5 €/MW. Esto representa un importante aumento sobre abril del año anterior (4,57 €/MWh) y respecto al mes pasado (4,8 €/MWh). El peso de los costes del sistema sobre el precio final aumentó hasta el 23,1% y el precio medio libre de comercialización en abril, incluidos los costes del sistema se situó en 32,5 €/MWh.
El fuerte incremento de los costes del sistema se ha debido al aumento de las restricciones. En abril crecieron hasta los 5 €/MWh, cuando el año pasado representaron 1,84 €/MWh. Este ascenso de las restricciones podría deberse a la incertidumbre en cuanto al comportamiento de la demanda. Las previsiones de demanda de REE podrían estar sufriendo importantes desvíos y por tanto realizándose ajustes en la generación para asegurar el equilibrio generación-demanda.
El gas continúa en mínimos históricos
Los mercados de gas siguen rompiendo récords a la baja y han entrado en terreno desconocido. En los últimos días de abril, el spot TTF se mueve en los 5,5€/MWh y mayo cotiza en torno a los 6 €/MWh. Esto supone una reducción de más del 55% respecto al año pasado.
La guerra entre el GNL (gas natural licuado) -principalmente procedente de EEUU- y los gaseoductos (Rusia y Noruega) está presionando los precios a la baja en Europa. A la vez se hunde la demanda de gas en Asia, principal mercado importador de GNL, lo que hace que se desvíen más metaneros hacia el viejo continente. En consecuencia, los almacenes de gas en Europa están un 20% por encima de los niveles habituales en estas fechas. Las importaciones de GNL seguirán llegando y es posible que antes del verano los almacenes de Gas estén llenos.
Hay tanto gas en Europa que los precios de gas en los grandes centros de Europa (Hubs) están cotizando en el corto plazo por debajo del equivalente al Henry Hub (EEUU). Esto ya está originando cancelaciones de importaciones de GNL.
Y en un contexto de reducción de la demanda de gas, por la baja demanda eléctrica, descenso de la producción industrial y suaves temperaturas, solo la quiebra de las empresas de esquisto y una recuperación de la demanda de Japón, Corea y China, principales consumidores mundiales, conseguiría aliviar los bajos precios de Gas. Pero esta recuperación no se espera a corto plazo.
Algo parecido sucede con el Brent, que se mueve en precios por debajo de los 25$ el barril. La tregua entre Rusia y Arabia Saudí, con un recorte de producción, no ha sido suficiente para calmar a los mercados. La caída de la demanda es muy superior al recorte de la producción y la capacidad de almacenamiento está agotada. Nuevamente, la quiebra de productores y la recuperación de la demanda parecen la única solución en un mercado con excesos de suministros. Y esto parece que tampoco cambiará en poco tiempo.
Las emisiones de CO2 bajan moderadamente
El mercado de emisiones de CO2 en Europa aguanta algo mejor, de momento, el hundimiento de la demanda energética. La tendencia de los precios en el mercado del carbono está impulsada principalmente por la regulación de la UE, a través de la Reserva de Estabilidad del Mercado (MSR), que endurecerá el mercado de la EUA con más retiradas de permisos de emisiones para 2021.
Desde que comenzó la crisis sanitaria y se adoptaron las medidas de confinamiento a mediados de marzo, su precio ha retrocedido de los 24€ a los 19,5 €/ton. Esto supone un retroceso del 20%. Marzo cerro con 17,5 €/MWh por lo que en Abril ha habido una subida del 11%.
Hay que tener en cuenta que gran parte demanda de emisiones provienen de sectores del transporte (sobre todo aviación) y producción de electricidad (con carbón y gas). Ambos sectores se están viendo muy afectados.
El mercado de emisiones podría estar aguantando bien el soporte de los 20 €/t por haberse convertido en un valor refugio para fondos e inversores. La retirada de parte de los fondos de los mercados energéticos (Brent, carbón y gas) por su incertidumbre y volatilidad, podrían haberlos empujado hacía este mercado.
La apuesta de la Unión Europea por cambio de modelo energético parece solida y la crisis sanitaria no debería hacer retroceder el precio, solo retardar su subida. La poca liquidez de este mercado podría ser otro de los factores de la volatilidad.
Los futuros eléctricos caen en corto y repuntan a largo
Los mercados spot europeos están registrando mínimos de precios y las medidas sanitarias adoptadas por los diferentes países lastran las expectativas de demanda eléctrica para los próximos meses. Era por tanto esperable que los mercados a corto plazo avanzaran un descuento importante del precio a muy corto plazo.
En España el mes de mayo cotiza muy cerca de los 21 €/MWh, con un descenso del 15% durante abril. El Q3-20 cerró en 33,5 €/MWh. Son valores extraordinariamente bajos, pero aún lejos de los que se están registrando en mercado spot, claramente por debajo de los 20 €/MWh.
Sin embargo, a largo plazo el precio del Yr-21 lejos de bajar ha experimentado un repunte. En la primera quincena de abril el Yr-21 subió de los 39 €/MWh a los 43 €/MWh, con un incremento del 10%. En las dos últimas semanas ha vuelto a retroceder y cotiza sobre los 41,4 €/MWh. No obstante, el Yr-21 cierra abril con un 6% de subida sobre marzo.
Esta subida del Yr-21 podría estar sustentada en la recuperación del precio de las emisiones de CO2 en abril y el fuerte soporte que presentan en los niveles de 20 €/t. También están presentes expectativas del impacto sobre la reducción de la producción nuclear anunciadas en Francia. No sería la primera vez que el mercado francés “calentara” el mercado de futuros europeos por una posible reducción de la producción nuclear.
El 16 de abril, EDF revisó a la baja su proyección de producción nuclear francesa para 2020 de 375-390TWh a solo 300TWh. Además, pronosticó un rango de 330-360TWh para 2021 y 2022. Esto supone una reducción de la oferta nuclear del 25% en 2020 y del 10% en 2021. Muy importante, si tenemos en cuenta que la energía nuclear representa el 65%-70% del mix francés.
El Q1-21 (primer trimestre de 2021) cotiza en Francia a 51,73 €/MWh, con un importante ascenso del 13,0%. Su Yr-21 se sitúa en 43,21 €/MWh, con un incremento del 8,7%. Con esta subida el mercado francés para el 2021 se sitúa 1,81 €/MWh por encima del español, una cifra nunca vista hasta la fecha.
Puedes ampliar esta información en nuestro Informe de Mercado Energético de abril. Encontrarás todos los datos relevantes para comprender la evolución de mercado eléctrico. Además, incluimos gráficas interactivas y comentadas por nuestros analistas, que facilitan tanto una visión global como en detalle de todos estos factores.
