El descenso renovable sube la luz un 7,37% en la primera quincena de septiembre

El avance de septiembre del Informe mercado energético de Grupo ASE constata que la disminución de la generación solar y eólica ha hecho que el precio de la electricidad se eleve un 15% en las horas solares. Por otra parte, las elevadas reservas de gas europeas mantienen contenido el precio del gas en el mercado diario. Sin embargo, los futuros sobre el gas auguran un precio un 50% más caro para este invierno provocando un fuerte contango.

Hasta el 15 de septiembre, el precio medio de la electricidad del mercado mayorista (POOL) de este mes se sitúa en 103,13 €/MWh. Sube un 7,37% respecto a agosto, pero está un 57,7% más barato que hace un año porque entonces la guerra en Ucrania hizo temer por el suministro energético para el invierno, recuerdan los analistas de Grupo ASE.

En estos días, el precio del mercado diario se ha movido en la banda de 100-120 €/MWh. Eso sí, cabe destacar la excepción del primer domingo de este mes, que registró un precio de 63,85 €/MWh por la elevada producción eólica que hubo ese día.

Respecto a Europa, el precio español se sitúa entre el francés (96,65 €/MWh) y el alemán (107,53 €/MWh).

La reducción eólica y fotovoltaica eleva un 15% los precios en las horas solares

La subida del precio de la electricidad que observamos en lo que va de mes se debe a un fuerte descenso de la producción fotovoltaica (-23,84%) y de la eólica (-11,6%) respecto al mes pasado. Esto ha provocado que el precio se incrementara un 15,03% en las horas de radiación solar. Sin embargo, señalan los analistas de Grupo ASE, durante la madrugada y el final del día se ha mantenido e, incluso, ha sido más bajo que el mes anterior.

Las reservas de gas españolas están llenas

El 14 de septiembre las reservas de gas españolas alcanzaron el 100% de su capacidad, es decir, están 24 puntos porcentuales por encima del nivel que registraban ese mismo día el año pasado. Este nivel ha permitido que la cotización en MIBGAS se mantuviera en un precio medio diario de 34,80 €/MWh en la primera quincena.

Las importaciones desde Argelia permanecen muy sólidas, en casi 70 mcm/d. En agosto descargaron 25 buques con GNL, los mismos que el año pasado, y en esta primera quincena han sido 11. Las reservas en los tanques de GNL están al 66%, con 15.638 GWh de gas almacenado (unos 20 días de autonomía para el sistema).

Aunque el mercado holandés (TTF) ha mostrado la misma tendencia, se registra una ligera prima con el mercado español, dado que el precio promedio del TTF de la primera quincena ha sido de 33,63 €/MWh.

Las importaciones de gas europeas están en su nivel más bajo en dos años

A 15 de septiembre, las importaciones europeas de gas se han situado en un promedio de 548 mcm/d, frente a los 770 mcm/d del mismo periodo del año pasado, esto es un 28,86% menos.

Las importaciones europeas de gas natural licuado (GNL) han descendido un 17%. Desde agosto, el gas se está negociando en el TTF a un nivel más bajo que en su homólogo asiático (JKM). Los grandes compradores asiáticos están siendo más activos en la atracción de las cargas de GNL, ante la perspectiva de que aumente la demanda para el segundo semestre de 2023. De hecho, las previsiones de importaciones de China, Japón, Corea del Sur e India se han revisado al alza en un 3%.

A ello se suma el mantenimiento de las instalaciones del gran yacimiento noruego de Troll. El 9 de septiembre las importaciones noruegas se situaron en su punto más bajo del año (107 mcm/d), frente a los 310 mcm/d que se registraron el 18 de agosto pasado, cuando comenzaron esas operaciones de mantenimiento. A lo largo de la semana que viene está previsto que aumente la llegada de gas noruego a Europa, de forma que la actual capacidad indisponible de 200 mcm/d descienda a 85 mcm/d.

En todo caso, a pesar de ese limitado suministro desde Noruega y de la caída de las importaciones de GNL, la débil demanda de gas ha permitido a Europa seguir incrementando el nivel de sus reservas, que a 15 de septiembre están al 94,31% de su capacidad.

La incertidumbre mantiene caro el gas para el invierno

Una huelga en las plantas de GNL de Chevron (Australia), las recurrentes prórrogas en el mantenimiento del mayor yacimiento de gas noruego (Troll) y los informes de cargamentos cancelados en el puerto franco de GNL de Freeport (USA), mantienen los precios para el final del próximo invierno y para 2024 un 50% más altos que el precio spot actual.

El precio diario del mercado holandés TTF de la primera quincena está en un promedio diario de 33,63 €/MWh, frente a los más de 50 €/MWh a los que se cotiza para el 2024. La prima supera los 15-20 €/MWh.

Esta fuerte curva de contango en el precio del gas de referencia en Europa (TTF) se explica por las actuales elevadas reservas de gas de la UE. Han superado el 90% con casi tres meses de antelación y la demanda de gas sigue muy débil. Por eso, en este contexto, los precios spot y a corto plazo se están manteniendo contenidos, aunque con cierta volatilidad por la incertidumbre que generan las huelgas y los mantenimientos noruegos.

Sin embargo, para el invierno y el próximo año, el mercado mantiene una elevada prima de riesgo. Los analistas de Grupo ASE explican que algunos escenarios apuntan a una posible vuelta a los patrones climáticos históricos más fríos en Europa, así como a una mayor competencia por la carga marginal de GNL de contado (GNL no comprometido en contratos a largo plazo) entre las cuencas del Pacífico y el Atlántico. 

La magnitud del descuento (casi 10 €/MWh) que presenta el mes de octubre (36 €/MWh) respecto a noviembre (45 €/MWh), ofrece un lucrativo margen para los comerciantes de GNL. En estos momentos, prefieren esperar a ver qué pasa en los próximos meses para, cuando empiece el invierno, descargar en las terminales europeas y vender más caro.

Esto, alertan los analistas de Grupo ASE, puede provocar una acumulación de buques de GNL "en el agua", al utilizarlos como "almacenamiento flotante", lo que haría subir las tarifas de los fletes porque reduciría la capacidad naviera de transporte de GNL.

Precisamente, esta parada en el ciclo de transporte marítimo puede conllevar una escalada de los precios futuros, cuando llegue el invierno. En la segunda semana de septiembre los buques que han salido de Estados Unidos se han reducido a solo 18, la cifra más baja desde julio de 2022.