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Los mercados durante el mes de junio

Análisis de los mercados de electricidad y gas en España de la mano de Javier Díaz, Responsable del área de Consultoría de Energía en Ayming

Mercados de electricidad en España
Como ya ocurrió en mayo, este mes de junio se ha situado como el más caro de la historia reciente. Tenemos que remontarnos a 2005 para encontrar un precio más caro en este periodo del año y estaremos de acuerdo en que poco tiene que ver el actual mercado con el que había en ese momento.

El mercado diario ha promediado durante el mes de junio un precio de 58.46 €/Mwh,  suponiendo  un incremento del 6.1% respecto a mayo de este año, un 14% respecto a la cotización de junio de 2017 y a la media de los últimos 4 años. Estas cifras muestran un encarecimiento de más de 8 €/Mwh. Con ello, el precio del año natural 2018 se sitúa, una vez transcurrido el primer semestre, en 50.05 €/Mwh.

Si analizamos las principales razones de esta situación vemos que siguen siendo muy similares a las de meses anteriores. Debemos empezar destacando el hueco térmico que ha vuelto a dejar la nuclear, que aunque se coloca como la segunda tecnología con el 19.6%, ha reducido su aportación un 4% respecto al junio pasado. Esto se debe a que ha seguido sufriendo el parón parcial de su parque y que se ha visto acrecentado este mes por el desplome de la eólica, que ha perdido un 10% respecto a su registro de junio de 2017, al situarse en el 14.2%. La hidráulica ha cubierto una parte significativa de ese hueco, al situarse como la principal tecnología, con una aportación que del 19.7% respecto al 9.5% del ejercicio pasado, pero volviendo a marcar precios como una de las tecnologías más caras. Veamos porqué.

El precio de las emisiones de CO2, aunque ha experimentado cierta corrección durante junio al llegar a tocar los 14.24 €/ton y recuperó después hasta los 15.26 €/ton, sigue en cotas muy altas. Esta situación, sumada al precio de las materias primas como el carbón, que de nuevo vuelve a estar en casi en 100 $/ton, y el gas, que ha visto reducidas sus reservas en Europa tras las olas de frío, presionan el precio marginal al alza. Con todo, el precio de casación de la hidráulica se coloca de forma continuada por encima de los 55 €/Mwh. En concreto, durante junio más allá de los 60 €/Mwh de media.

Para completar el mix de generación, la cogeneración y el ciclo casi han igualado sus contribuciones en el mismo periodo del 2017, con un 11.8% y 11.9% respectivamente, reduciendo ligeramente el carbón su aportación del 13.9% al 12.3% que ha tenido este mes. Mientras, la solar fotovoltaica con un 4% y la solar térmica con un 3.3%, han incrementado en un 2.1% y en un 2.8% su aportación.

El mercado de futuros por su parte, abría el mes de junio por encima de los 54.25 €/Mwh para el año 2019. Continuó con la tendencia bajista iniciada en los últimos días de mayo hasta situarse el día 21 de junio en el valor más bajo del mes, cortando cerca de los 52 €/Mwh. Aunque posteriormente, y siguiendo la tendencia del Brent tras la reunión de Viena de la OPEP+ y el repunte en la cotización de las emisiones de CO2, ha recuperado parte del terreno perdido hasta cerrar el mes nuevamente por encima de los 53.5 €/Mwh.

Sin dejar el OMIP, destacar que tanto 2020 como 2021, que comenzaron el mes en 50 €/Mwh y 49 €/Mwh respectivamente, y siguiendo la tendencia del 2019, fueron corrigiendo hasta los 48 €/Mwh. A diferencia de 2019, que durante los últimos días del mes sufrió el mencionado repunte de precio, estos productos a más largo plazo se mantuvieron estables y cierran el mes casi sin diferencias entre sus cotizaciones, lo que no ocurría desde finales de 2017.

Por el contrario, los contratos a corto plazo como son Q3 y Q4 de 2018, siguen cotizando en niveles desorbitados, por encima de los 64 €/Mwh. Esperemos que la realidad del mercado diario finalmente sea más liviana durante el resto de 2018 que lo que indica el mercado de futuros. De lo contrario, podría cerrarse el año como el más caro de la historia reciente, con un precio promedio de 57 €/Mwh, que supondría casi 5 €/Mwh de encarecimiento respecto a 2017, el año más caro de nuestro pasado reciente.

Mercados de gas natural en España
Durante el mes de junio, toda la actualidad del Brent ha estado marcada por una cita que el sector tenía marcada en rojo en el calendario, la reunión del comité de OPEP+ (alianza formada por 24 países que acordaron a comienzos de 2017, la reducción de la oferta en 1.8 mbd) del 21 de junio en Viena, previa a la reunión semestral ordinaria de la OPEP.

Este encuentro ha condicionado el comportamiento del mercado durante todo el mes, ya que la cotización del oro negro ha reflejado tanto las expectativas que había en el posible acuerdo que se alcanzara en esta cita, como las posteriores reacciones al mismo.

A comienzos de junio, el Brent se situaba en el entorno de los 77 $/barril, cotización que fue cayendo hasta los 73 $/barril en los días previos a la cita. Esta corrección se producía por las expectativas que tenía el mercado de que en dicho encuentro, Arabia Saudí y Rusia impondrían su posición de flexibilizar el actual compromiso de reducción de la oferta. Aunque no se indicaron valores concretos, se esperaba un incremento de al menos 1.5 mbd, argumentando altos representantes de ambos países que debía realizarse este esfuerzo para controlar la cotización del petróleo, y evitar que un precio muy elevado merme el crecimiento económico e impacte negativamente en la demanda.

Si bien EE.UU. había intentado presionar de forma individual a varios países integrantes de la alianza, se llegaba a la cita sabiendo que Irán, Venezuela e Irak eran contrarios a este incremento de la producción. Lo que se confirmó cuando el Ministro de Petróleo iraní declaró antes del inicio, que desestimaba que se alcanzara un acuerdo, manteniendo que la situación actual del mercado se debe a la tensión política introducida por Trump y no a un posible desequilibrio entre la oferta y la demanda.

Tras la reunión se confirmaba el acuerdo de incrementar la producción en un millón de barriles diarios entre todos los integrantes, lo que suponía mantener el cumplimiento del acuerdo al 100% (en mayo llegó a alcanzar el 152%).

Si se estima que la reducción en la oferta ha llegado a situarse recientemente en 2.8 mbd, de los que el acuerdo OPEP+ es responsable de una reducción de 1.8 millones de barriles diarios, y la debilidad de Venezuela de otro millón de barriles, podemos considerar que el acuerdo alcanzado compensa el diferencial perdido recientemente. Se mantiene no obstante el acuerdo de reducción de la oferta en los términos acordados desde hace más de 18 meses, lo que no cumple con las expectativas generadas en los mercados. Se esperaba que fuera bastante más ambicioso. La reacción del mercado colocó de nuevo el Brent cerca de los 79 $/barril con los que cerramos el mes.

Además, como a medio plazo se estima que la oferta continúe reduciéndose hasta finales de 2019 por los embargos a Irán, el empeoramiento de la situación venezolana, etc. no parece que se abra un escenario que impulse la caída de precios. Podría ocurrir que las nuevas presiones que está ejerciendo Trump sobre Arabia Saudí tras conocerse el acuerdo, solicitándole que incremente su producción en 2 mbd, surtan efecto o se produzca un incremento significativo de la producción de esquisto estadounidense en los próximos meses.

De hecho, recuperamos la opinión de Morgan Stanley que actualiza su previsión para el segundo semestre de 2018 hasta los 85 $/barril desde los 77 $/barril que pronosticaba antes, considerando que los “riesgos para los precios del petróleo están firmemente inclinados al alza”.

Por el lado de la demanda, habrá que seguir de cerca las consecuencias de la posible guerra comercial entre EE.UU. y China, que podría conllevar un deterioro de la misma, cuyo sólido crecimiento durante 2018 está contribuyendo claramente al encarecimiento del Brent.

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