Los mercados durante el mes de septiembre

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: El día de la marmota
Septiembre ha vuelto a dejarnos un panorama similar al de los últimos meses, con un mercado diario en máximos y un OMIP manteniéndose también en cotas históricas, que se resiste a cotizar para el año 2019 en valores por debajo de los 60 €/Mwh.
Este mes no me voy a detener demasiado en analizar en profundidad las razones que nos han llevado a estos niveles de precios, ya que lamentablemente siguen siendo las mismas que en meses anteriores, al margen de algunas variaciones que hayan podido sufrir los fundamentales de referencia. Por lo que para conocerlas solo debemos rescatar cualquiera de los informes de los meses anteriores, especialmente el del pasado mes de agosto.
Solo confirmar que el foco continúa centrado en el precio de materias primas como el carbón y gas, la inestabilidad del Brent, el rally de los derechos de emisiones de CO2, la componente estacional y por supuesto el comportamiento de la gran hidráulica, que sigue marcando los precios en casi tres cuartos de todas las horas del mes.

Acuerdo sobre las razones pero no en las conclusiones
Este mes me gustaría aprovechar este espacio para compartir con vosotros una reflexión que me surgió hace unos días después de leer un artículo que hacía un análisis técnico muy riguroso sobre las razones de la situación actual, terminando con una serie de conclusiones. Ese mismo día cayó en mis manos la opinión, también muy completa técnicamente, de otra figura de igual relevancia que la anterior dentro del sector, que sin ser contraria a la primera, si obtenía unas conclusiones diferentes en algunos puntos. Siendo estos solo dos de los muchos artículos leídos en los últimos meses sobre el dramático escenario que estamos viendo en el mercado eléctrico, sí podían representar las dos posiciones que estoy viendo que conviven en el sector actualmente, al explicar el porqué de lo que está sucediendo.
El primero de los artículos tras hacer una profunda comparativa de la evolución histórica del precio de algunos de los principales fundamentales que afectan al precio de la electricidad en España, concluía que la situación actual, si bien no dejaba de ser un desgraciado cúmulo de situaciones adversas, quedaba justificada por los niveles de cotización máximos que estaban alcanzando casi todas estas referencias. Es decir, que el precio era caro pero que respondía a la realidad a la que tenía que hacer frente la generación.
Mientras que el segundo artículo, coincidiendo en el planteamiento técnico con el anterior, ponía de manifiesto que aun teniendo en cuenta el precio alcista de las materias primas, existiría la posibilidad de estar disfrutando en este momento de un precio que aunque fuera caro – ya que es imposible eliminar el impacto de tener un Brent en 80 $/barril, un carbón a 100 $/ton, un gas por encima de los 27 €/Mwh y las emisiones por encima de los 20 €/Mwh – podría ser más ajustado si el comportamiento de la hidráulica estuviera siendo diferente.
Y es en este punto donde creo que más coincido con esta postura. Ya que si bien es cierto que la gran hidráulica está en manos de empresas privadas – que por definición propia deben intentar obtener los máximos beneficios posibles –, no deja de ser una concesión de un bien público como es el agua. Por lo que en mitad de una tormenta perfecta, y con unos activos ya amortizados, quizás debería ser considerada como una alternativa para mitigar el estropicio que puede llegar a suponer la consolidación en el mercado de estos niveles de precios hasta que llegue, si es que llega, la reforma del sistema de casación de precios.
En línea con este argumento, eché de menos en la comparecencia de la Ministra Ribera, alguna referencia al respecto, sobretodo porque su Secretario de Estado sí lo había citado en una aparición pública previa como una de las medidas a incluir en próximas reformas.

Mercados de gas natural en España: La sombra de Irán empieza a materializarse en el mercado
Irán. Acostúmbrense a escuchar este nombre durante los próximos meses ya que este país situado a medio camino entre Oriente Medio y Asia Occidental va a marcar la actualidad y el devenir de la cotización del Brent durante los próximos meses. Dicho esto, hay que aclarar que lo será de forma involuntaria, ya que al margen de complicadas cuestiones geopolíticas, históricas, etc. que podrían ser fruto de un análisis mucho más profundo, la realidad es que no han sido ellos los que han decidido estar en la situación en la que se encuentran, ni sobre todo, en la que se encontrarán a comienzos de noviembre cuando entren en vigor las sanciones impuestas por EE.UU. a todos sus productos petrolíferos.

Poca relevancia hasta hace unas semanas
Dada la dimensión del asunto, sorprende que hasta hace unas semanas apenas se haya hablado sobre él o al menos no tanto como correspondería por la posible magnitud de las consecuencias que pueda tener. Si bien es cierto que durante estos meses se iba comentando la entrada en vigor de las primeras sanciones (no petrolíferas) al régimen iraní, la realidad es que desde el pasado mes de mayo, cuando Trump decidió sacar a EE.UU. del pacto nuclear, podíamos prever que o pasaba algo que suavizara relaciones entre ambos países, o que nos enfrentamos a la salida de varios millones de barriles diarios de Brent del mercado mundial. Este es el motivo por el que en los últimos meses venimos destacando la importancia de este hecho y de la fecha, 4 de noviembre de 2018, a la hora de tomar cualquier decisión relacionada con la contratación del gas en España.

Los datos más relevantes
Tras la confirmación de que EE.UU. abandonaba unilateralmente el acuerdo nuclear firmado el 14 de julio de 2015 entre Irán, Francia, Reino Unido, Rusia, China, Alemania y los propios EE.UU, anunciaban sanciones de diferente índole, siendo una de las más importantes el embargo a nivel mundial del petróleo iraní. Esto conllevará que de los más de 3 mdb que producía Irán a comienzos de año, se verán reducidos entre 1.5 y 1.8 mdb, según los analistas.
Al margen de cuál sea el dato final, lo que es innegable es que el efecto que puede tener en el mercado es preocupante. Sobre todo en un momento como el actual, en el que la oferta muestra signos de cierta debilidad (Venezuela, Libia, etc. incluso los EE.UU.), y parece que solo Arabia Saudí y Rusia puedan en caso de acuerdo tener la capacidad para suplir en el mercado dicha cifra.

El hoy, el mañana y la decisión de la OPEP+
Independientemente de cómo se desarrollen los acontecimientos en los próximos meses, la realidad es que el mercado ya está notando la reducción de la cuota iraní, ya que según informan fuentes internacionales, ya se han dejado de inyectar en el mercado unos 500.000 barriles diarios en el mes de agosto. Lo que unido a otros aspectos que tensionaron la oferta durante las 3 primeras semanas del mes, como la temporada de huracanes en el Golfo, sostuvieron la cotización en los 77 y 79 $/barril.
A esto se une la decisión tomada por la alianza OPEP+ en Argel el pasado día 23 de septiembre, de posponer la decisión sobre un posible aumento de la oferta hasta al menos la cumbre de Viena de diciembre. Lo que ha terminado por dinamitar la tensa calma que se vivía, llevando la cotización del oro negro a los 85$/barril en los que se sitúa.
Para el futuro más próximo se contemplan escenarios en los que el Brent pueda situarse de forma puntual (esperemos) en los 90 $/barril, o incluso más altos si Irán reacciona de alguna manera, por ejemplo, en el estrecho de Ormuz.