Novedades sector energético NOVIEMBRE 22

Novedades sector energético NOVIEMBRE 22

1.Titulares y tema del mes: Sin acuerdo europeo con el gas

  • Los precios de la electricidad vuelven a descender en España y Portugal hasta valores no vistos desde agosto de 2021: 124,4 €/MWh (con recargo).
  • La demanda de electricidad en España cae un 9% siendo el noviembre de menor demanda en 16 años. 
  • Sin embargo, los precios eléctricos en Europa repuntaron un 10% por el gas.
  • Los futuros eléctricos siguen en descenso aunque de forma más moderada.
  • Los almacenamientos terminan de llenarse en la fecha más tardía en comparación con otros años, el 13 de noviembre. 
  • En consecuencia el precio del gas ha estado a la baja durante la primera parte del mes, alcanzando mínimos no vistos desde mediados de junio. 
  • Y tras los mínimos, vuelta a la volatilidad con una tendencia alcista por la llegada del frío. Los futuros del gas terminan un 12% más alto.
  • La producción nuclear incumple una vez más, el plan de rearranques de reactores y tan sólo aumenta un 7% su producción, lo cual representa un 30% por debajo de la media histórica. 
  • La Comisión Europea propone un mecanismo de techo al gas en 275 €/MWh, que finalmente no sale adelante por el desacuerdo entre países. 
  • Alemania aprueba un precio máximo del gas en 70 €/MWh para su industria y de 130 €/MWh para la electricidad para un 70% del consumo. 
  • El petróleo se acerca a los valores mínimos del año tras la menor actividad en China por el COVID.
  • El precio de los derechos de emisión de la UE sube ante el mayor consumo.
  • Frío y temperaturas bajas en las dos últimas semanas del mes, llevando a mayores salidas de gas de los almacenes de las previstas. 
  • Rusia quiso tensar la cuerda amenazando del corte total de suministro por Ucrania acusando de quedarse gas dirigido a Moldavia, que finalmente no se llevó a cabo. 
  • La Comisión Europea impone un mínimo de reservas de gas del 45% para el 1 de febrero. 
  • Los mayores ascensos ibérico para la segunda mitad del 2023 (+15%) y el 2024 (+27%). 
  • Las huelgas vividas en Francia retrasan todavía más la vuelta de la mitad del parque nuclear con una producción un 30% de la media.
  • Mucho protagonismo para los futuros del gas que bajan más de un 30% para este invierno y para el resto del 2023. 
  • Los almacenamientos alcanzan el 95% de llenado. 
  • A pesar de ello, los precios de futuros siguen un 100% por encima de antes del inicio de la guerra de Ucrania. 
  • Tras los grandes avances regulatorios de septiembre, en octubre se ha ralentizado tras las divergencias de fondo entre los estados miembros.
  • Avanzan algunas medidas mientras se estancan las de calado como topar el precio del gas en Europa, bien para todo el consumo de gas, o bien para la generación eléctrica. 
  • La reducción de la producción anunciada por la OPEP y Rusia, eleva el precio del Brent a los 95 $/bbl.

 

 

Europa frena las reformas, ante nuevas medidas de calado, por discrepancias entre los estados miembros

Los 27 no logran ponerse de acuerdo, aún, para imponer un precio máximo al gas para Europa o para el sector eléctrico.

Los 27 volvieron a fracasar en el intento de aprobar el Reglamento de medidas urgentes del gas, que incluye todo un paquete del que destacaba la propuesta realizada por la Comisión Europea de poner un precio máximo al gas. 

El altísimo precio fijado en 275 €/MWh provocó la decepción de buena parte de los países no consiguiendo el acuerdo necesario para su aprobación. Además de esta medida estrella, hay otras medidas que, si bien tienen consenso, se espera que se aprueben en este mes de diciembre. 

Donde si hemos visto avances significativos es en la aprobación de propuestas de reducción de precios por parte de los distintos países. Las medidas más comentadas han sido las que está a punto de aprobar Alemania con un paquete de ayudas valorado en 54.000 millones de Euros que va a limitar el precio de la energía para sus consumidores. 

En el caso de los industriales, el precio máximo del gas será de 70 €/MWh mientras que la electricidad es de 130 €/MWh. Para los consumidores domésticos el gas no debe de ser superior a los 120 €/MWh y la electricidad en 400 €/MWh. Con el objetivo de que estas ayudas no supongan un aumento del consumo, están limitadas a un 70% del consumo en el caso de la industria y a un 80 % en el caso del doméstico. 

 

En España, tras un preocupante silencio, el Gobierno ha anunciado ayudas para reducir el precio del gas a los consumidores gasintensivos por una cantidad valorada en 3.000 millones de Euros. Poco más se conoce de esta idea presentada a finales de mes. 

En Portugal, no ha habido más noticias tras el anuncio por parte del Gobierno en octubre, de reducir el precio de la energía en las facturas de los consumidores, valorada en un 30% para la electricidad y entre un 23% y un 42% para el gas. 

 


2.Evolución de los Fundamentales que afectan al mercado eléctrico

Cuando hablamos del mercado eléctrico en España tenemos que analizar no sólo el precio de la electricidad sino de aquellos fundamentales que tienen influencia en las tecnologías que forman el mix de generación. Habitualmente seguimos el precio de los combustibles como el carbón y el gas; y también de otros índices que influyen en éstos, como el petróleo, los derechos de emisiones de CO2 y el tipo de cambio Euro/dólar.

La débil demanda en China devuelve al Brent a valores cercanos a los mínimos del año

Evolución del Brent en ($/bbl)

El precio del Brent en noviembre desciende 3 $/bbl en valor promedio con respecto al mes anterior, tras producirse una bajada de los precios en la segunda mitad de mes. 

La política de COVID Cero implantada en China ha obligado a las autoridades de este país a llevar a cabo confinamientos masivos en numerosas zonas con alta densidad de población ante el aumento de casos. Esto ha provocando una caída de la actividad y del consumo de combustibles. China es el primer importador de petróleo de mundo. De esta manera, los precios de referencia del petróleo Europeo, el Brent, que en se acercaron a los 100 $/bbl el pasado 7 de noviembre, finalmente terminaron el mes en los 85 $/bbl. 

 

Más información, en Ver+.

El precio del Euro ha repuntado con respecto al dólar abaratando el Brent al terminar con un cambio por encima de los 1,04 $/€, viniendo desde los 0,99. 

Evolución del futuro del CO2

Las temperaturas suaves que ha vivido Europa en la primera quincena y la ausencia de novedades regulatorias, han provocado una bajada del precio del CO2 durante buena parte del mes de noviembre. 

Sin embargo, las previsiones de temperaturas más frías y el aumento de la utilización de las centrales térmicas para generación eléctrica, devolvieron las subidas en la última semana del mes. 

Los derechos de emisión de la UE terminaron con un precio de 85 €/t, el nivel más alto desde agosto. 

El frío impulsa el precio del CO2 al valor más alto desde agosto

3.El mercado eléctrico en España

España y Portugal con el precio más bajo desde agosto de 2021 mientras que en Europa suben


Con la llegada de noviembre entramos en los 5 meses del año con mayor producción eólica en la Península Ibérica, aunque también entramos en los meses más fríos por lo que es habitual tanto un aumento de la demanda como un aumento de la producción renovable eólica. Y noviembre del 2022 ha sido fiel al comportamiento renovable con datos muy positivos y algún récord, pero no así la demanda, que ha visto una importante caída respecto al mismo mes del año pasado. Esto último, es algo que ya viene siendo tendencia. 
Así pues, más viento y baja demanda, nos han dibujado un mes donde la aportación de los ciclos combinados y el carbón (lo que llamamos el hueco térmico), ha sido bastante más reducida. Tras unos meses de liderazgo absoluto del gas y los ciclos combinados en la generación de electricidad en España, este mes ha bajado casi un 40%. 
Todo esto nos deja una gran noticia para el consumidor ibérico, ya que tanto el precio en el mercado mayorista, OMIE, como el precio con el recargo del tope del gas, han descendido hasta valores que no habíamos visto desde agosto del año pasado. 
El precio del mercado spot ha sido de 115,56 €/MWh para España y de 155,38 €/MWh para Portugal, un 9.2% menos que en octubre. El coste del tope del gas ha caído hasta los 9 €/MWh (un 75% menos que el mes anterior) marcando el valor mínimo mensual hasta la fecha. Recordemos que en agosto, este concepto marcó un máximo de 154 €/MWh. 
¿A qué se debe un valor tan reducido del tope del gas?
Dos razones: Un precio del gas muy reducido (con lo que la compensación que se ha pagado a las centrales de ciclo combinado y cogeneración ha sido muy baja) y un reducido uso de los ciclos combinados, carbón y cogeneración. En particular esta situación se ha dado en la segunda quincena.
El precio total con recargo ha sido de 124,4 €/MWh, un 24% menos que octubre y el nivel más competitivo desde agosto de 2021. 
España y Portugal han  sido una excepción dentro de Europa durante el mes de noviembre, ya que el resto de mercados spot eléctricos europeos han visto subidas en sus precios. Los ascensos han sido moderados ya que no superan el 16%. 
Lo vemos mejor en la tabla de más abajo. 
 

España y Portugal la excepción dentro de Europa

Veamos el precio medio de los distintos mercados para el mes de Octubre y la evolución del precio medio mensual en España en los 3 últimos años:

 


Tecnologías de generación

  • Se rompen 5 meses de liderazgo de los ciclos combinados gracias a una gran aportación eólica que pasa a ser la tecnología de mayor generación en noviembre. No habíamos producido tanta energía eléctrica del viento desde febrero del 2021 con un promedio de 9.500 MW.
  • La nuclear vuelve a ser la segunda por orden de mérito, a pesar de contar con un reactor en recarga durante todo el mes de noviembre. 
  • Fuerte caída del hueco térmico por el buen comportamiento de las renovables desplazando a los ciclos combinados al 3er puesto con 4.400 MW de casación. Un 38% menos que en octubre. 
  • A pesar de las menores horas de luz, el peso de la solar fotovoltaica sigue en aumento y con 2.200 MW es la 4ª tecnología de casación. 
  • La cogeneración recupera terreno respecto a los meses anteriores con una producción media de 2.100 MW, es decir un 38% que la media de los últimos 5 años. En octubre la caída fue del 51%. 
  • La producción hidroeléctrica dobla los datos de los mínimos históricos de octubre e incluso supera los del año pasado.  
  • A pesar de este buen dato de producción, las reservas hidráulicas para generación eléctrica están al 31% de su capacidad total, un 5% menos que el año pasado y un 18% menos que la media de los últimos 5 años. Si comparamos con la media de los 10 últimos años tenemos un cuarto menos de reservas. Mejoran los datos respecto a octubre. 
  • Las interconexiones internacionales reducen significativamente la exportación eléctrica sentido España a Portugal mientras que vuelve a aumentar la de España a Francia. 

Evolución del mix de tecnologías que han participado en la formación del precio del mercado diario en GWh/mes (Fuente OMIE).

Demanda eléctrica en España

La demanda eléctrica nacional experimentó en noviembre un descenso del 6,8% con respecto al mismo mes del año anterior y una vez descontados los efectos de temperatura y laboralidad. En términos brutos, se estima una demanda de 19.495 GWh, que representa un 9,1% inferior a la de noviembre de 2021.

De confirmarse estos datos, noviembre habría sido el quinto mes con menor demanda desde el año 2007 y el noviembre con menor consumo. Por cierto, el mes de octubre se ha confirmado como el 3º de menor demanda nacional. 

El comportamiento de la demanda en noviembre sigue con la tendencia de descenso observada también en los meses anteriores. Así, en los once primeros meses de 2022 una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda es un 2,8% inferior a la registrada en el año anterior. 

Las renovables generaron este mes de noviembre un 5,6% más que en el mismo mes de 2021 y alcanzaron los 10.200 GWh, lo que supone el 46,9% del mix, una participación que no lograban desde mayo de este 2022. Por otra parte, el 67,3% de la producción eléctrica del mes procedió de tecnologías que no emiten CO2 equivalente, es decir renovables más nuclear. 

 

 

 

 

Evolución de la demanda nacional bruta y corregida por laboralidad y temperatura desde 2021 (Fuente REE)

21 de noviembre, día histórico para la eólica

El viento permitió que el lunes 21 de noviembre, la producción eólica alcanzase los 416 GWh con los que obtuvo una cuota del 52,8% sobre el total de energía diaria generada, la mayor participación de esta tecnología desde que Red Eléctrica cuenta con registros diarios.
De hecho, el 21 de noviembre a las 20.55 horas, los aerogeneradores españoles produjeron 20.607 MW en un instante, estableciendo una nueva marca. 


4.El mercado a plazo: Iberia y Europa

Los precios a plazo bajan para el 2023 y suben del 2024 en adelante

Se moderan los descensos de los futuros eléctricos europeos que bajan para el 2023, aunque suben en los años siguientes. 

Las caídas han sido algo desiguales, destacando la intensidad de las mismas para los futuros del próximo invierno en Francia. El mes más destacado ha sido el futuro para diciembre que cayó un 45% hasta cerrar en 412 €/MWh. Y aunque en el país galo, también se han visto descensos del 20% para enero y febrero, los futuros aún siguen en valores por encima de los 735 €/MWh. 

Es llamativo porque Francia no ha cumplido con el plan de puesta en marcha de reactores que era muy exigente para el mes de noviembre, ya que hasta 10 reactores se esperaba que estuvieran en funcionamiento a finales de mes. Sin embargo los retrasos han llevado a que el aumento se haya quedado en la mitad. 

Los futuros de España y Portugal han destacado por las subidas de los productos de largo plazo. Es decir, del 2024 en adelante. Entre 2024 y 2032, los ascensos promedian un 13%, con algunos productos anuales llegando a subir un 16% durante el mes de octubre. 

Sin embargo, hemos asistido a una bajada de precios para los futuros del 2023, con alguna excepción. El precio baja un 5% y cierra el mes por debajo de los 200 €/MWh con un comportamiento muy desigual. De hecho, es la segunda mitad del 2023 la que es artífice principal de las bajadas del precio total de este año. 


España y Portugal mantienen un diferencial importante de precios de futuros para el 2023

5.Los mercados de gas

Europa retrasa hasta mediados de mes la temporada de salidas de gas de los almacenamientos

La tendencia bajista que el mercado del gas europeo ha mantenido en septiembre y octubre, ha seguido durante las primeras dos semanas del mes, coincidiendo con un periodo de menor consumo de gas y de finalización del llenado de almacenamiento en Europa. 

A partir de ahí el mercado ha vuelto a una situación de mucha volatilidad con cambios importantes en pocas sesiones; y con una tendencia al alza por el aumento del consumo impulsado por el frío. 

El balance de noviembre ha sido de subidas del 12% para el 2023, y además termina el mes en precios de 145 €/MWh, muy alineados entre los distintos trimestres. Es decir, sin la estacionalidad de precios característica del gas cuando no escaseaba, con niveles mucho más altos para el invierno, que para el verano. Como ejemplo de la volatilidad, si el cierre del mes hubiera sido un día antes, la subida de precios se habría quedado en sólo un 5%. Y si hubiera sido un día después, la subida habría sido del 8% en lugar del 12%. 

Poco a poco la demanda de finales de mes de noviembre ha ido reduciendo aquel exceso de gas que fue muy comentado el mes anterior con la imagen de buques metaneros anclados en las costas de Cádiz. O dicho de otra manera, el momento de los bajos precios del gas, ha llegado a su fin y hemos regresado a las dinámicas anteriores, que como ya hemos comentado se caracterizan por la volatilidad

Los almacenamientos europeos han alcanzado su mayor valor de llenado el día 13 de noviembre con un 95,6%. Habíamos finalizado octubre en el 95% por lo que el dato puede parecer menor al comparar. Sin embargo, la clave ha sido el día tan tardío en el que hemos alcanzado este máximo, y que en los días posteriores apenas ha habido salidas de gas relevantes. En años anteriores, el máximo se había alcanzado 15 días antes o incluso un mes antes. 

La previsión de frío de finales de mes, ha llevado a un aumento en la velocidad de salida de gas de los almacenamientos que causa inquietud e incertidumbre, y se traslada a los precios. 

Como noticias destacadas, a finales de mes la Comisión Europa ha aprobado que los países miembros deberán tener un 45% de los almacenamientos para el 1 de febrero. Es un nivel muy asumible si las temperaturas de estos dos próximos meses se mantienen cercanas a las estacionales. 

Y por último, se retrasa la puesta en marcha de la terminal de exportación de GNL de Freeport hasta mediados de enero. Aunque los retrasos no son deseables, parece que esta vez si que es una fecha en firme y que el GNL volverá para reforzar la época el invierno. 

Las temperaturas van a seguir siendo el principal aspecto clave en la evolución de los precios, caracterizados por la volatilidad. 

Los países miembros deberán tener un 45% de los almacenamientos para el 1 de febrero


Evolución de estos valores de futuros

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