La cotización del gas natural sigue en mínimos, de ahí que haya suavizado el tradicional encarecimiento de julio. Sin embargo se espera que haya un cambio de tendencia para otoño.
El precio de la electricidad en el mercado mayorista cierra julio un 9,05% (51,46 €/MWh), con respecto a junio. Sin embargo, a pesar del signo alcista, es una subida moderada, comparada con los que suele ser habitual en esta época del año. Tradicionalmente suben los precios por el incremento de la demanda.
De hecho, esta cifra supone una reducción del 16,84% respecto a 2018. Además, es un 0,6% más baja que la media de los últimos cinco años de su serie (51,76 €/MWh). Y está por debajo del pool de los últimos doce meses que, con el dato de julio, se sitúa en 57,25 €/MWh.
Según los analistas del Grupo ASE, los ciclos combinados (gas) están compitiendo en cualquier franja horaria contra el resto de las tecnologías del mix. Es como consecuencia de los bajos precios del gas con el que se aprovisionan.
La presión sobre la oferta y el resto de tecnologías sitúan los precios por debajo de los de 2018. En julio de 2018 los ciclos combinados casaban sus ofertas de producción de electricidad a 61,17 €/MWh. Actualmente están cerrando a 48,62€/MWh, un 20,5% más baratos. Lo hacen por debajo de las renovables (50,85 €/MWh) y han cubierto el 31,72% de horas de casación.
Cotización del gas natural
La cotización del gas en el mercado spot, donde se aprovisionan los ciclos combinados, se ha reducido un 55%, comparando con julio de 2018. Se debe, principalmente, a la caída de la demanda por las temperaturas moderadas, tanto en Europa, como en Asia y EEUU.
Otra causa es la abundancia de la oferta desde Rusia y EEUU. Además, la gran flota de buques estadounidenses, especializados en GNL, conecta rápidamente los mercados, reduciendo tiempos y precios, a nivel internacional.
Todo ello hace que Europa pueda importar y almacenar gran cantidad de gas. No obstante, la tendencia prevista en Asia y Europa, con respecto a la recuperación de la demanda en el 4º trimestre, auguran una escalada del precio.
Mientras llega, las compañías eléctricas han visto cómo su parque de ciclos combinados de gas ha ganado presencia en los últimos meses. No sólo lidera el mix de julio con el 31,5% de la producción de electricidad, además de enero a julio ha duplicado su aportación.
Por otra parte, los elevados precios que registran las emisiones de CO2 han dejado fuera de combate al carbón. Ha reducido su producción eléctrica en un 81% en julio y un 50% en lo que va de año.
Mercado de futuros y evolución de la demanda
El mercado de futuros Ibérico (OMIP) apenas registró variaciones en las cotizaciones a corto plazo. El Q4-19 retrocedió un 0,8%, mientras el Q1-20 subía un 0,3% y el YR-20 se encarecía un 1,7%, hasta los 56,75€/MWh.
Mientras, Alemania registró subidas generalizadas (Q4-19 y el Yr-20 subieron un 2,7% y 4,3% respectivamente), liderando las subidas en los futuros eléctricos. En Francia, las subidas fueron más moderadas.
La demanda peninsular de energía eléctrica en julio fue un 2,7% superior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Sin embargo, si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica descendió un 3,4%.
Evolución de las materias primas
Los precios spot de Gas (TTF) experimentaron movimientos al alza y a la baja a lo largo del mes. Cerraron a 9,565 €/MWh, lo que representa un ligero avance del 2,34%.
En cuanto a las previsiones, las cotizaciones de Gas TTF a corto plazo siguen anticipando importantes subidas: el Q4-19 se sitúa en 17,5 €/MWh y el Yr-20 en 18,3 €/MWh.
El CO2 continuó en julio su senda alcista, con un avance del 6,82%, y se sitúa en los 28,04 €/ton. El Carbón (API2) sube un 16,75% en julio y cotiza en 57,9/ton. Y, por su parte, el Brent baja un 1% hasta los 65,18 $ el barril.
Las reservas hidráulicas disminuyeron en julio un 13,3%. Con esta variación, el nivel de las reservas se encuentra a un 76,1% respecto del año pasado y a un 82,3% de la media de los últimos 10 años.
Expectativas alcistas para otoño e invierno
No se prevé de momento un cambio en la demanda y, por lo tanto, en el precio de los mercados spot de gas. Sin embargo, las previsiones de precios para después del verano (Q4-19) son alcistas en Europa por la expectativa de incremento de demanda.
Esta coyuntura de moderación está llevando a una alta dependencia del gas y al desarrollo de un gran mercado de GNL, gracias a la movilidad gasista. Por eso las compañías eléctricas están modificando su estrategia de compra de gas. Están pasando de contratos de largo plazo a compras a spot (mercado diario).
De ahí que los analistas de ASE apunten la necesidad de esperar a los próximos meses para saber si el incremento de la demanda compensa el actual excedente en el lado de la oferta y se recuperan los niveles habituales de precio de esta materia prima.
Muy interesante. Gracias.