La luz sigue bajando y cierra el mes de mayo más barato desde 2007

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El POOL cierra mayo a 21,25 €/MWh. Aunque sube un 20,4% respecto a abril, lo elevado de ese porcentaje se debe a que estamos en niveles tan bajos que cualquier movimiento supone despunte porcentual. Pero si comparamos esta cifra con la registrada en mayo de 2019, desciende el 56,1%. Así mismo, desciende un 52% con respecto a la media de los últimos 5 años. Estos datos nos dan una imagen más contextualizada de la situación que atraviesa el sector.

Caída de la demanda sin precedentes

El descenso anual de la demanda en mayo es extraordinario: baja el 12,5% respecto al mismo mes del año pasado. Eso sí, es algo inferior al de abril, que fue del 17,5%. El inicio de la desescalada ha incrementado la demanda, pero seguimos en valores históricamente bajos y que hacen prever que la recuperación será lenta.

Por otra parte, los índices ASE de abril de 2020 nos han revelado que la curva de demanda de las empresas clientes de Grupo ASE, mayoritariamente medianas y pequeñas del ámbito industrial, se comportó mejor de lo esperado. Concretamente, su reducción sobre abril de 2019 fue del 6,55%. Aunque es un descenso importante, queda muy lejos del recorte del 17,5% que experimentó la demanda general en ese mismo periodo.

 

La generación tradicional, contra las cuerdas

El sector de la generación eléctrica se enfrenta a una situación compleja. La producción de electricidad ha descendido un 11,8% en mayo. Coincide una caída de la demanda nunca visto antes con el crecimiento del parque de generación renovable: su producción ha crecido en mayo un 10,8% respecto a 2019.

Es tal la presión de la oferta renovable en las subastas diarias sobre el nivel de precios, que el parque nuclear ha tenido que reducir a un 57% su nivel de producción respecto a su plena carga. El parque nuclear español funcionó a casi la mitad de su capacidad generadora, con casi todas las centrales nucleares bajando su potencia hasta el mínimo técnicamente posible. Las centrales de Cofrentes, Almaraz II, Ascó II y Vandellós II funcionan entre el 66 y el 69% de su potencia, mientras que Almaraz I y Ascó II están paradas por estar realizando recarga de combustible.

Se trata de una situación inédita. Esta reducción de nuclear supone retirar aproximadamente un 13% del total de generación de mayo, para aliviar la caída del 12% de la demanda. Pero esta medida no ha conseguido reducir la presión sobre el nivel de precios porque el aumento de la generación renovable, en un 10,8%, apenas deja hueco a los ciclos combinados de gas, que han visto reducida su contribución en un 49% respecto al año pasado.

Esta coyuntura se aprecia sobre todo en las horas valles de madrugada, cuando no existe producción fotovoltaica y los ciclos combinados están aprovechando para cubrir el hueco dejado por las centrales nucleares. De esta forma, el precio en las horas valle (entre las 24:00 y 8:00 horas) se ha incrementado un 29,3% con respecto al mes pasado, mientras que en las horas punta el precio ha subido un 16,6%.

De hecho, el precio medio horario de mayo es muy plano, sin apenas señal económica entre las horas punta (horas de alta demanda) y las horas valle (baja demanda). La subida del precio de mayo ha tenido que ver con esta situación y puede ser un anticipo de lo que veremos en el futuro: un mix cada vez más participado por generación renovable y respaldado por ciclos combinados de gas, donde carbón y nuclear pierden peso.

La fotovoltaica gana protagonismo en el mix

La generación proveniente de fuentes renovables en mayo aumentó un 10,8% respecto al año pasado y represento el 54,5% del mix, marcando un nuevo record. La producción eólica se redujo en un 15%, pero lo compensó la caída de la demanda y el aumento de la generación hidráulica (+45,7%) y de la fotovoltaica (+83,9%).

La fotovoltaica continúa aumentando su presencia y su producción crece un 84% respecto al mismo mes del año pasado. En la siguiente gráfica, donde se muestra la participación de las diferentes tecnologías en mayo, se puede apreciar que se erige como principal tecnología del mix en las horas centrales del día. En concreto, entre las 11:00 y 15:00 horas la producción fotovoltaica supone algo más del 20% del mix.

 

Los costes de los servicios complementarios

Los costes provisionales del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de Interrumpibilidad en el mercado libre, han representado en mayo un 5,62 €/MW. Los sobrecostes de mayo fueron muy similares a los del mismo mes del año pasado, cuando sumaron 5,43 €/MWh.

La reducción de los costes de interrumpibilidad está compensando el aumento de las restricciones del sistema, que podría estar provocada por la mayor participación de las renovables y el comportamiento de la demanda. Ambas obligan al sistema eléctrico a disponer de una mayor capacidad de seguridad e incurrir en mayores costes.

 

Los futuros reducen expectativas de precio a corto

Los mercados de futuros eléctricos experimentan en mayo un descenso en España, arrastrados por las expectativas de una recuperación muy lenta de la demanda, basadas en las medidas de prevención sanitaria y en los bajos precios de los mercados de gas. En el corto plazo el Q3-20 (3º trimestre) cerró en 31,70 €/MWh, con un descenso del 5,4%, mientras el Q4-20 (4º trimestre) bajó un 3,29% y se situó en 39,75 €/MWh. El Yr-21 registró un ligero ajuste negativo del 1,7% y cerró en 40,70 €/MWh.

Ni siquiera el anuncio de la reducción nuclear programada en Francia para 2020 y 2021 ha afectado de forma importante las expectativas del mercado español, que en otros momentos sí hubiera visto una importante elevación de los precios futuros.

Francia está experimentando un aumento de los precios de su mercado de futuros, como consecuencia del anuncio realizado a mitad de abril: reducción de la producción nuclear en más de un 15% para 2020 y del 10% para 2021. Su Q4-20 cotiza en un sorprendente 56,82 €/MWh, con un aumento del 6,5 %. Solo la cotización del Q3-20, a 29,75 €/MWh se salva de las subidas, por la escasa demanda provocada por las medidas sanitarias y los precios competitivos del gas, que permitirán cubrir las “faltas” de producción nuclear.

El Yr-21 francés se sitúa en 45,18 €/MWh con un aumento del 4,6%. Su diferencial con el español crece hasta los 4,5€/MW, algo nunca visto. Sin embargo, Alemania ha visto reducirse todos sus productos de corto plazo, mientras que su Yr-21 sube un ligero 1,5% hasta los 36,85 €/MWh.

 

El gas se desploma y el Brent se recupera

Su cotización en los grandes centros europeos continúa cayendo, debido a la presión de los bajos precios del gas natural licuado (GNL), que se mantienen en niveles históricamente bajos debido al exceso de oferta estructural, a la baja demanda y a la sensación de que la capacidad de almacenamiento se agotará a finales del verano.

Esta situación ha provocado que el principal mercado europeo, el holandés TTF, haya visto una caída sin precedentes del mercado spot hasta los 4,68 €/MWh, así como un desplome del 29,4% de la cotización del Q3-20, hasta los 4,98 €/MWh. El mercado españolo MIBGAS cerró el spot de mayo en 5,15 €/MWh y el Q3-20 en 6,65 €/MWh, con un descenso del 19,4%.

Por su parte el Brent registra en mayo una subida del 40% y cierra en 35,33 $ el barril. Su cotización intenta despegar hacia arriba, pero el nivel de 35$ presenta una gran resistencia y habrá que esperar para saber si es capaz de romperlo, dado que las previsiones de demanda de crudo a nivel mundial siguen siendo débiles. El precio del futuro del carbón para 2021 (API2 Yr-21) baja un 2% y las emisiones de CO2 (EUA) avanzan un 9,3% en mayo, presentando una gran volatilidad.

 

Pesa la caída de la demanda y el excedente de oferta de energía barata

Los mercados de gas suponen un importante factor para determinar el precio de la electricidad en España y Europa. No hay que olvidar que, ya antes de la crisis sanitaria, veníamos de una reducción de los precios de electricidad y de energía a nivel mundial.

La capacidad de producción de GNL supera su demanda global y la crisis económica provocada por la COVID-19 agudiza aún más esta situación. La capacidad de crecimiento del uso del gas para generación eléctrica podría haber ayudado a equilibrar la sobreoferta en Europa, pero no va a ser posible con una demanda eléctrica europea deprimida y temperaturas más cálidas. De hecho, la sustitución del carbón alemán y la reducción de nuclear francesa debería haber incrementado su precio, pero estamos viviendo la situación contraria.

Si la oferta y la demanda no se equilibran, los almacenes de gas alcanzarán su tope a final de verano. Porque, aunque EEUU ha reducido su producción y envíos a Europa, otros grandes productores (Rusia, Qatar, África…) están dispuestos a ocupar su lugar y ganar cuota de mercado. Y aunque el Brent se ha desacoplado del gas ya hace mucho tiempo, gran parte del gas que viene por tubería suele estar indexado a Brent, por lo que sus fórmulas tradicionales lo harán más competitivo en los próximos meses. La recuperación de los precios de gas y Brent no parece fácil por el exceso crónico de oferta, pero el tiempo pondrá a cada uno en su sitio y los precios en algún momento se recuperarán, como siempre pasa.

Puedes ampliar esta información en nuestro Informe del Mercado Energético. Encontrarás los datos más relevantes en la formación de los precios, representados en gráficas interactivas y explicados por nuestros analistas.

 

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