Landing septiembre - Endesa Informes de Mercados

1.Mercado energético español

Europa asiste a su primer mes sin gas ruso del Nord Stream 1, vía de entrada de más del 10% del gas.
La resaca tras la extrema tensión vivida en agosto nos ha dejado unos mercados que ya han asumido un futuro sin apenas gas ruso, por lo que la parada total del Nord Stream no ha impactado en los precios del gas.
El impactante sabotaje del Nord Stream a finales de mes, tampoco ha afectado a los precios energéticos.
Que han tenido bajadas generalizadas tanto en gas como en electricidad, aunque se mantiene un nivel elevadísimo.
Ante esta situación de precios energéticos insostenibles a medio y largo plazo, todos los países están tomando medidas para reducir el impacto en los consumidores.
La Comisión Europea aprueba un Plan de Intervención de Emergencia basado en la reducción de consumos, la fijación de 180 €/MWh como precio máximo a la renovable y nuclear; y un impuesto a los beneficios extraordinarios de empresas energéticas.
Reino Unido limita la factura anual de gas y electricidad. Alemania quiere dedicar 200.000 Millones de Euros a reducir las facturas de gas y electricidad. Francia limita la subida de la tarifa eléctrica a un 15% tras el 5% que aplicó para 2022.
España aprueba el RDL 17/2022 que rebaja el IVA del gas al 5%, permite a la cogeneración participar del mecanismo de excepción ibérica y crea el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda.

Los precios mayoristas europeos entre los 340 y los 420 €/MWh en septiembre, un 30% menos que agosto.
España y Portugal reducen el precio mensual hasta los 245 €/MWh volviendo a ser de los mercado mayoristas más competitivos tras los nórdicos (212 €/MWh) y Polonia (172 €/MWh).
España exporta un 13% de su generación eléctrica, unos 4.000 MW.
Sin apenas gas ruso y con mantenimientos en Noruega, los almacenamientos de gas han mantenido un buen ritmo de inyecciones alcanzando un excelente 89% de capacidad.
Los altos precios del gas están provocando una destrucción de demanda a nivel europeo superior al 10% en algunos países.
Si bien, mantienen a Europa como destino preferente de los metaneros. Importaciones reducidas en Asia.
Los precios del petróleo tocan mínimos de antes de la guerra en Ucrania, ante la subida de los tipos de interés.
CO2 en mínimos por la debilidad de la demanda y posible intervención.

Tras la tormenta vivida en Agosto, Europa acelera todas las medidas posibles para reducir los precios de la energía

La Comisión Europea aprueba el Plan de Intervención de Emergencia con tres importantes medidas

Con el susto aún en el cuerpo, Europa ha pisado el acelerador a la hora de buscar y aprobar medidas para reducir el impacto de los altos precios energéticos en los consumidores finales. De hecho ya se han aprobado 3 grandes medidas:

Una bajada de consumo eléctrico del 5% en horas de precio máximos y recomendación de una reducción del 10% para todos los estados miembros.
Tope de precio a las energías inframarginales (renovables, nuclear e incluso el lignito -el carbón autóctono-) en 180€/MWh.
Impuesto sobre los posibles beneficios extraordinarios de las compañías petroleras y gasistas.

Los expertos de la Comisión Europea estiman que supondrá un recaudación de 140.000 millones que los Estados Miembros podrán destinar a reducir el impacto a los altos precios en los consumidores.

A la par de las iniciativas de la UE, todos los países están estudiando y aprobando medidas de contención de los precios del consumidor. Recordamos una vez más que los altísimos precios mayoristas no se trasladan de la misma manera al consumidor, e incluso en buena parte de los mercados, se hace de forma parcial, como es el caso de Francia en la electricidad con la venta de una gran parte de la producción nuclear.

España, alumno aventajado

España ha sido un alumno aventajado a la hora de tomar medidas, muy presionado por la problemática de la tarifa regulada del consumidor doméstico, la PVPC, que no apantalla los precios mayoristas para el cliente más común. De hecho, la principal medida aprobada por la Comisión Europea, que es el establecimiento de un precio máximo de 180 €/MWh a las renovables y la nuclear para recaudar la diferencia con el precio mayorista, ya tiene una medida más estricta implantada en España por la que estas tecnologías tienen su precio de venta limitado a 67 €/MWh desde el mes de abril y hasta final de año. Es de esperar que altas previsiones recaudatorias por parte de la UE, sin embargo, tengan un impacto limitado en nuestro país por este motivo.

En septiembre se ha aprobado el RDL 17/2022 con tres grandes novedades. La principal ha sido una reducción del IVA del gas del 21 al 5% para todos los consumidores. También se ha regulado que la cogeneración pueda participar del mecanismo de la excepción ibérica y por último, se ha creado una nueva interrumpibilidad, conocida como el servicio de respuesta activa de la demanda.

El cambio de nuestro mayor proveedor energético ha provocado que Europa tenga un camino muy difícil por delante. Especialmente para este invierno donde vamos a depender y mucho del comportamiento de las temperaturas , de la destrucción de demanda y el ahorro energético de los consumidores (principalmente domésticos) y de la fiabilidad de las llegadas de gas desde Noruega y del GNL.

No sólo este invierno, sino que el resto del 2023 va a ser retador para poder vivir sin el gas ruso. En septiembre, Países Bajos inició la operación de una nueva planta de regasificación de GNL, que pertenece a los 8 proyectos de ampliación de las importaciones de gas para los próximos 12 meses.

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.

CO2 y petróleo en mínimos desde la guerra de Ucrania

Evolución del Brent en ($/bbl)

La inflación está marcando los titulares macroeconómicos con anuncios de subidas de tipos de interés por parte de los grandes bancos centrales. El mayor coste del dinero está asociado a un menor crecimiento económico y por lo tanto a una moderación del consumo. Algo que afecta de lleno a las previsiones del mercado del petróleo.

Los precios del Brent han mantenido una tendencia bajista sostenida desde el mes de junio, pero que en el caso de septiembre ha llegado a alcanzar precios de 85 $/bbl, niveles anteriores al inicio de la guerra en Ucrania.

Evolución del futuro del CO2

La Unión Europea ha lanzado y ha aprobado ya una serie de medidas para reducir el impacto de los altos precios energéticos en los consumidores. Una parte de estas medidas, como veremos más adelante, están encaminadas a una reducción de consumos. Ante este escenario y otras especulaciones de intervención del mercado de los derechos de emisiones, el precio del CO2 se han hundido a valores que no veíamos desde el inicio de la guerra. Si a principios de mes los precios del CO2 estaban por encima de los 80 €/t, al finalizar septiembre esos valores se han situado en torno a los 67 €/t.

Es de esperar que los precios de las emisiones sigan deprimidos ante el panorama de reducción de consumos para el próximo invierno.

3.El mercado eléctrico en España

De los precios insólitos de agosto a precios elevadísimos en septiembre

Si la mayor parte de mercados europeos promediaron precios históricos entre los 440-540 €/MWh en agosto, septiembre ha representado una importante bajada con Niveles entre los 340-420 €/MWh. ¡Pero qué niveles!

Un mes más, la excepción ibérica ha mantenido los precios en la Península en una situación más competitiva, en 244 €/MWh. Representa una bajada de 65 €/MWh sobre el precio récord de agosto de 308,6 €/MWh (precio mayorista más coste del recargo). La relajación de los precios del gas, una buena aportación renovable y una menor demanda; han provocado que los precios hayan sido un 21% más bajos que los de agosto.

Los altos precios que mantienen los distintos mercados europeos están muy influenciados por los altos precios del gas que afecta al coste de los ciclos combinados y a la situación de la producción nuclear en Francia, que a pesar de haber mejorado un 4% este mes respecto a agosto, se mantiene en valores un 40% más bajos que la producción del año pasado.

Notable mejora en renovables

A pesar de la sequía que conlleva una baja contribución hidráulica, septiembre ha tenido su mejor dato en producción renovable de toda la serie histórica de este mes. El importante crecimiento de las instalaciones solares fotovoltaicas, junto a un buen dato de producción eólica han compensado la menor hidráulica.

Según datos de REE, en lo que llevamos de año se han instalado ya 3.500 MW de nueva capacidad renovable. España cuenta ya con 47.330 MW entre la eólica y la solar fotovoltaica instalada. En lo que llevamos de año, la potencia instantánea máxima demandada ha sido de 38.284 MW el pasado 14 de Julio, en plena ola de calor.

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

Tencologías de generación

Respectos a las tecnologías de generación que han tenido más impacto en el mercado español, destacamos:

España se está convirtiendo en un exportador de energía eléctrica para sus vecinos franceses y portugueses. Los saldos exportadores han alcanzado los 4.000 MW por primera vez. Son casi 2.9 TWh y representa el 12.8% de la generación.
En el mes de septiembre se ha alcanzado el récord histórico de exportación a Francia (2.560 MW) aumentando en más de 400 MW los saldos exportadores de agosto. Portugal ha visto una disminución de las exportaciones de España en 250 MW sumando 1.060 MW. Marruecos mantiene niveles de meses pasados en 350 MW.
Los ciclos combinados vuelven a liderar la casación de energía en el mercado mayorista español y en el ibérico. Al menos el dato de septiembre ha sido algo menor que el récord de agosto, ya que de 9.000 MW se ha bajado a 8.400 MW.
La nuclear se mantiene como la segunda tecnología de producción con 6.700 MW. El pasado 26 de septiembre se inició la parada para efectuar la recarga de la central nuclear de Almaraz-2 que se prolongará hasta el 4 de noviembre si no hay contratiempos. En octubre se espera que Vandellós-2 inicie su recarga a partir del día 15.
El buen comportamiento de la eólica mantiene esta tecnología como la tercera en orden de mérito de producción con 5.600 MW.
Por la parte negativa, se mantienen un mes más la cogeneración y la hidráulica. En el caso de la cogeneración, septiembre ha registrado la menor producción mensual de la historia reciente de esta tecnología aportando alrededor de 1.100 MW. Un 65% menos que el mismo año de 2021. Téngase en cuenta que el carbón ha supuesto 950 MW. Es de esperar que este dato mejore significativamente en los próximos meses dada la noticia favorable que ha recibido el sector al permitirse su participación en el mecanismo de excepción ibérica (el tope al gas). Es decir, que a partir del 1 de octubre una planta de cogeneración podrá aspirar a recibir el precio del mercado mayorista, más la compensación adicional que hasta ahora recibían los ciclos combinados y las plantas de carbón. En este caso, estas instalaciones no podrán recibir las primas que tienen reconocidas y que en la situación actual no cubrían los costes de generación.
En el caso de la hidráulica la situación de sequía mantiene unos niveles de generación muy bajos y las perspectivas siguen siendo preocupantes.

La producción de energía solar entre el 1 de enero y el 10 de septiembre de este año ha sido de 21 TWh superando toda la producción solar fotovoltaica del año 2021 que fue de 20,95 TWh.

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 septiembre un descenso del 3,5% 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 20.427 GWh, un 2,7% inferior a la de septiembre de 2021, según información provisional de Red Eléctrica.

La generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 37,2% de la producción. El 58,2% de la producción eléctrica procedió de tecnologías que no emiten CO2 equivalente.

Se confirma la tendencia de descenso de la demanda que se observaba también el pasado mes de agosto. En los nueve primeros meses de 2022, una vez corregida la influencia de ambos factores, la demanda peninsular (ojo, no es la nacional) es un 2,8% inferior a la registrada en el mismo periodo del año anterior.

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

4.El mercado a plazo: Iberia y Europa

Los mercado a plazo europeos se estabilizan de forma muy dispar. Los ibéricos recuperan precios de antes de la crisis de agosto

Si mirásemos únicamente la foto que nos ha dejado septiembre en los mercados de futuros eléctricos de Europa, las bajadas son generalizadas y muy importantes especialmente en Alemania. Los futuros para el próximo invierno han descendido entre 250 y 300 €/MWh en los últimos 30 días. Una realidad algo incompleta. Ya que si extendemos la visión al mes de agosto, el resultado final es muy distinto según los mercados.

En el caso de España y Portugal los precios de futuros para los próximos meses afectados por la excepción ibérica, apenas habrían variado respecto a como comenzaban agosto. Sin embargo en el cómputo de estos dos últimos meses, es llamativa la bajada de precios de los futuros que ya no están afectados por este mecanismo. En especial el 2024 que baja casi el 30% recuperando niveles del mes de junio.

En el caso de Francia y Alemania, a pesar de los importantísimos descensos de septiembre, los precios a finales del mes han sido entre un 20 y 30% más altos de cómo empezaban agosto. Por lo que podríamos decir que hasta este momento, la situación de crisis excepcional vivida en agosto ha representado un importantísimo aumento de los precios eléctricos a futuro para buena parte de los países europeos. Son mercados que están mas afectados por la reducción de la llegada de gas ruso y que presentan mucha incertidumbre de cara al próximo invierno.

Un dato poco conocido pero que nos refleja la situación actual es el de los precios eléctricos en Alemania para la presente década (2021-2030) que apuntan a un valor 5 veces mayor que los precios de la década pasada (2011-2020). De 37 €/MWh a 200 €/MWh.

Ante esta situación de precios insostenibles, la UE ya planteó en agosto una intervención urgente de los precios energéticos en Europa. En septiembre se ha aprobado el Plan de Intervención de Emergencia basado en 3 grandes medidas:

Una bajada de consumo eléctrico del 5% en horas de precio máximos y recomendación de una reducción del 10% para todos los estados miembros.
Tope de precio a las energías inframarginales (renovables, nuclear e incluso el lignito -el carbón autóctono-) en 180€/MWh.
Impuesto sobre los posibles beneficios extraordinarios de las compañías petroleras y gasistas.

Intervención urgente de los precios energéticos en Europa

Evolución del precio del futuro de 2023 para varios mercados europeos

5.Los mercados de gas

De no fluir gas por el Nord Stream a no tener Nord Stream

Septiembre será recordado por la imagen de unos enormes vórtices que aparecieron un lunes de finales de mes en medio del Mar Báltico. Adiós al Nord Stream. En estos 30 días del mes de septiembre hemos pasado de una situación sin flujos de gas por el Nord Stream, a casi perder al menos 3 de los 4 tubos que circulan por debajo del Mar Báltico y que hasta hace pocos meses suponían más del 10% del suministro anual de gas a Europa.

Desde finales de agosto, Rusia había dejado de suministrar gas a Alemania por este gasoducto clave. De hecho, éste fue el desencadenante de la excepcional situación vivida en unos mercados de gas europeos completamente rotos, donde alcanzamos precios inimaginables. Podríamos pensar que tras el sabotaje al Nord Stream los precios del gas han vuelto a dispararse. Sin embargo, la parte positiva de lo vivido el mes anterior, es que los mercados ya habían interiorizado que no íbamos a recibir más gas ruso por esta vía para los próximos años.

Septiembre ha servido para templar esos nervios vividos en agosto reflejándose en unos precios del gas que empezaban en valores cercanos a 250 €/MWh para este invierno y han terminado por debajo de los 200 €/MWh. Siguen siendo valores muy elevados y de hecho la demanda de gas en Europa está cayendo más de un 10% en algunos países.

Ha sido muy importante que los almacenamientos de gas en Europa han seguido llenándose a ritmos muy elevados incluso sin tener gas del Nord Stream y con una bajada importante de las entradas de gas desde Noruega por ser septiembre el mes donde se concentran la segunda parte de los mantenimientos anuales de los campos y compresores de la industria de producción de gas. Con unas entradas de gas totales al centro-oeste de Europa en valores mínimos de 5 años y que han sido un 12% menos que las de agosto, los almacenamientos han logrando inyectar una cifra espectacular de gas. 93
TWh para sumar 986 TWh. El 89% de la capacidad total. Estamos niveles muy cercanos a los objetivos definidos en mayo.

Destacamos que Alemania ha alcanzado el 91.5% del llenado, lo cual son 224 TWh. El 25% de su consumo anual.

El almacenamiento de gas en Europa ha crecido a ritmos muy elevado

La actividad regulatoria está siendo muy relevante e intensa tanto a nivel europeo como de los distintos países

La UE ha aprobado por la vía de urgencia el Plan de Intervención de Emergencia. Si bien estas medidas están menos enfocadas al mercado del gas, han sido objeto de mucho debate:

La posibilidad de incorporar medidas de "topar" el precio del gas. Varios países han solicitado que se ponga un precio máximo al gas que se negocia dentro de la UE compensando las compras adicionales que se están haciendo actualmente. No parece que los expertos de la Comisión Europea sean muy favorables a esta medida.
Si podríamos ver en los próximos meses que se siga debatiendo una segunda medida - muy conocida ya en España y Portugal- encaminada a poner un precio máximo al gas para la generación eléctrica.
Existe un tercer debate muy complejo, por el cuál se pretende establecer un nuevo índice de precio del gas que esté más vinculado a los precios internacionales del GNL u otros índices para reducir la dependencia del TTF .

Esta última iniciativa está basada a que en los últimos meses hemos asistido a un desacoplamiento de los precios del gas en Europa, en donde los mercados con mayor influencia del GNL y por lo tanto, menor del gas ruso, están negociando precios más competitivos del gas, que los mercados de centro de Europa. España y Portugal serían parte de estos países con precios más competitivos, pero con índices sin liquidez.

Octubre y Noviembre serán meses claves para el debate e implantación de estas medidas.

Por último, no nos olvidamos del mercado internacional del GNL donde ha sorprendido los menores datos de importación de la región del noreste asiático que hasta ahora suponía el 70% de todas las importaciones de GNL y que este año debido a los altos precios en Europa está reduciendo el volumen de compras.

Evolución de estos valores de futuros

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