El gas produce un tercio de la electricidad en julio y la abarata un 17% frente a 2018

Así han suavizado el encarecimiento que tradicionalmente se produce en julio. Sin embargo, como señalan los analistas de Grupo ASE, los futuros sobre el gas para el último trimestre auguran la ruptura de esta tendencia de cara al otoño.

El precio de la electricidad en el mercado mayorista cierra julio a 51,46 €/MWh, un 9,05% por encima de junio. Sin embargo, a pesar del signo alcista, es una subida moderada teniendo en cuenta la evolución habitual de los precios en esta época del año, que se elevan 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.

Como vienen destacando los analistas de Grupo ASE en sus últimos informes, los ciclos combinados (gas) están compitiendo en cualquier franja horaria contra el resto de las tecnologías que participan en el mix, gracias a los bajos precios del gas con el que se aprovisionan.

Esta presión sobre la oferta y el resto de tecnologías coloca los precios muy por debajo de los que se registraban hace un año. 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.

El gas está un 55% más barato que hace un año

La cotización del gas en el mercado spot, donde se aprovisionan los ciclos combinados, se ha reducido un 55% frente al mismo mes del año pasado. Esa rebaja se explica por la confluencia de tres factores, principalmente:

• La caída de la demanda por las temperaturas moderadas. No sólo en Europa, también en Asia y EEUU.
• La abundancia de oferta de GNL desde Rusia y Estados Unidos, con un importante excedente.
• La gran flota de buques especializados en el transporte de GNL que ha desarrollado EEUU y que le permite conectar los mercados rápidamente. Los barcos desvían su destino según la demanda en Asia o Europa, modificando la oferta y reduciendo los precios a nivel internacional.

Esta situación coyuntural está permitiendo a Europa importar y almacenar gran cantidad de gas. Sin embargo, los mercados de futuros prevén una recuperación de la demanda en Asia y Europa para el 4º trimestre del año, con una escalada importante del precio.

Mientras, los bajos precios del gas suponen una alegría para varias compañías eléctricas, que han visto cómo su parque de ciclos combinados de gas, que prácticamente estaba inutilizado, ha ganado un gran protagonismo en los últimos meses. No solo 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 a su tradicional competidor “fósil”: el carbón ha reducido su producción eléctrica en un 81% en julio y un 50% en lo que va de año.

Alemania lidera las subidas en los futuros eléctricos

El mercado de futuros alemán registró en julio subidas generalizadas. El Q4-19 y el Yr-20 subieron un 2,7% y 4,3% respectivamente. En Francia Yr-20 también subió, pero con menor intensidad, anotándose un 1,5%. Sin embargo, su Q4-19 bajó un 1,3%.

Por su parte, 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.

La demanda crece un 2,7%

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 y 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

La continuidad de los bajos precios de los mercados spot de gas está permitiendo una reducción del precio eléctrico (pool) frente a julio de 2018. Las expectativas de un verano moderado se están confirmando, dado que no se prevé un cambio en la demanda y, por tanto, en los precios de gas a corto plazo. Pero las previsiones de precios para después del verano (Q4-19) son alcistas en Europa, por la expectativa de que se incremente la demanda de gas de cara al otoño e invierno.

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). Por tanto, habrá que 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.