Los precios de la energía para 2019 de los que no se habla

Es parte de la naturaleza humana la necesidad de tener una explicación «lógica» para todo lo que sucede y en el mercado de la energía eso no es diferente. Como es normal, uno tiende a confiar en el hecho de que una acción desencadena una reacción y cuanto más informado esté acerca de esas acciones, mejores serán su capacidad de (intentar) «predecir» sus reacciones.

Bueno, el mercado de la energía ha estado haciendo un buen trabajo en contradecir este razonamiento. Las commodities energéticas, como todos los bienes, registran variaciones de precios de acuerdo a la relación entre la oferta / demanda y la especulación. Algunos confían en estos dos factores y los compradores y vendedores deciden sobre esos principios.

2018 está siendo un año atípico para la energía, no sólo debido a los rangos de precios observados, sino principalmente por su comportamiento frente a los fundamentales del mercado a lo largo del año, lo que aumenta la incertidumbre en los próximos meses y, más importante aún, en relación a 2019.

En las siguientes líneas, intentaremos comprender los movimientos del mercado en la primera mitad del año y comprender los factores clave que podrán afectar a los próximos meses.

Clima

2017 fue un año realmente seco, especialmente en los países del sur, como España y Portugal, pero la falta de lluvia causó importantes caídas en los niveles de agua en Europa, afectando a las poblaciones y la agricultura, y limitando la producción de energía a partir de fuentes hidroeléctricas. Para ayudar (o no) a esta situación, el invierno fue especialmente seco, frío y prolongado, demandando más energía para la electricidad y la calefacción.

Las temperaturas frías se prolongaron hasta finales de abril, pero al menos llegó la lluvia y llegó con toda su fuerza. En Portugal, por ejemplo, desde diciembre de 2017 hasta marzo de 2018, el país pasó de una situación de sequía extrema a un estado de humedad saludable y sus niveles de agua alcanzaron los niveles máximos en abril.

En España, la recuperación ha tardado más, pero, como se muestra en la Figura 2, las reservas hidroeléctricas aumentaron significativamente después de marzo y han estado en niveles saludables desde entonces.

El invierno crudo experimentado en el hemisferio norte presionó seriamente los precios del gas en todos los mercados en Europa y Asia.

El Mibgas, que se utilizaba principalmente como mercado de ajuste, registró aumentos significativos arrastrado por el mismo comportamiento del resto de los Hubs gasistas europeos.

El TTF, el mercado holandés de gas que es utilizado como referencia en Europa, tuvo problemas en la primera mitad de 2018 debido a los siguientes factores:

• Su principal campo de gas, Groningen (el campo de gas más grande de Europa) tuvo que disminuir su capacidad de producción en invierno debido a los episodios de terremoto;
• El número de tanques de GNL que llevan gas a los puertos europeos se redujo significativamente debido a la gran demanda por parte del mercado asiático que afecta a los suministros de Europa durante las olas de frío vividas en febrero y marzo;
• Las interrupciones en las interconexiones entre el Reino Unido-Noruega y Noruega-Europa también tuvieron un gran impacto en los precios spot.

La «injection season» se retrasó un mes y la demanda de gas en un mercado ya ajustado condujo a un considerable agotamiento de las reservas estratégicas en toda Europa con la temporada de inyección iniciada a finales de abril con sólo 50 TWh equivalentes de gas natural, lo que corresponde al 10% de la capacidad total de las reservas.

En condiciones «normales», el producto anual para el año natural (YR + 1) corresponde a un promedio de precios al contado donde los meses entre septiembre y marzo presentan precios superiores al año+1 y los meses entre abril y agosto presentan los precios en el año+1. Sin embargo, en 2018, el producto Calendar para 2019 ha cotizado por debajo de los precios promedio mensual desde enero. Esta «anomalía» está relacionada con la presión alcista en el mercado de gas durante el período de verano debido a los siguientes factores:

• La «injection season» es el enfoque principal del mercado y la mayoría de los países intentan recuperar las reservas estratégicas hasta niveles saludables para el próximo invierno. Sin embargo, los niveles todavía siguen por debajo del 50%, o sea, 30 TWh por debajo de los niveles de 2017;
• Niveles saludables de importaciones de gas hacia Asia, especialmente de Japón, Corea del Sur y China.
• Flujos más altos de lo esperado en el centro y el norte de Europa debido a un verano caluroso que obliga a una mayor demanda de gas para fines de refrigeración.

Los altos precios del gas natural Spot, en la mayoría de los hubs europeos, también están arrastrando los precios a futuro, pero también los fuertes precios del carbón y del petróleo están influyendo en los precios de 2019.

Carbón

El mercado del carbón resucitó en 2016 y la tendencia alcista adquirió gran importancia en mayo de 2017, principalmente debido a la escasez de suministro y al aumento del apetito chino por las importaciones de carbón después de recortar su producción nacional (averiguar por qué aquí).

Una vez más, la larga estación seca experimentada en Europa dio otra oportunidad al carbón para renacer y participar de forma constante en 2017/2018. En España, el carbón contribuyó más del 8% en el mix energético y en Portugal las centrales térmicas de carbón que participaron con el 17% del mix del país.

A pesar de esto, la industria del carbón se enfrenta a un enemigo enorme: la eliminación general mundial con la Unión Europea liderando el camino con el objetivo de recortar considerablemente su confiabilidad en este producto en los próximos años. Países como Portugal, Francia, Italia y otros ya han establecido sus fechas de eliminación total hasta 2030.

Hasta allí, el carbón también dependerá principalmente del apetito de China y la India: el primero tiene la intención de sustituir una gran parte del carbón por una capacidad renovable para encontrar el cambio climático y controlar los niveles internos de emisión (gran artículo aquí). El segundo quiere impulsar su economía interna centrándose también en el carbón, pero invirtiendo en las plantas térmicas más eficientes. Por el lado de la oferta, la administración de Trump está haciendo esfuerzos para impulsar esta industria a pesar de varios movimientos en contra de ella.

Emisiones de CO2

Probablemente el personaje despreciado de una película, el mercado ETS se revitalizó el año pasado y está llegando a toda potencia para convertirse en uno de los productos más importantes y relevantes para la energía y el gas natural en Europa, especialmente después del 2020 cuando comience el cuarto paquete. Todo comenzó con rumores de diferentes países como Francia y el Reino Unido que comenzaron a amenazar con imponer un precio mínimo en las emisiones de sus países para controlar las emisiones de CO2 y alinearse con el compromiso de la COP21. Incluso Alemania mencionó esta posibilidad, a pesar de la dificultad de materializarla, ya que el país depende en gran medida del carbón. Después del primer impulso vino el apalancamiento: la aprobación de la reforma del mercado ETS estableció objetivos nuevos y más ambiciosos hacia una Unión Europea más sostenible con los objetivos de reducir los derechos de emisión en los años siguientes y recortar gradualmente algunas asignaciones gratuitas. Los EUA pasaron de los 6 € / tonelada a la cifra actual por encima de los 17 € / tonelada en menos de un año, y las noticias especulativas recientes pronostican que llegue a los 100 € / tonelada en la próxima década.

Esta evolución tuvo un impacto tremendo en el mercado de energía y, por consiguiente, en el mercado del gas o al revés. De hecho, los altos precios de los Derechos en la primera etapa benefician al gas contra el carbón, especialmente con los precios actuales del carbón una vez que la quema de carbón se vuelve más costosa que la quema de gas natural. Sin embargo, en una segunda etapa dañará el mercado de energía ya que la quema de gas será mucho más costosa que antes. Por lo tanto, la fuente de energía térmica y controlable y (al mismo tiempo) competitiva será restringida a la energía hidroeléctrica nuclear.

Nuclear

Francia vuelve a poner en riesgo el invierno de 18/19 debido a los recientes incidentes y fallas en los controles de seguridad de sus plantas nucleares. Según informes recientes, 30 de los 58 reactores nucleares deberán evaluarse antes de que finalice el año en curso, y esto puede afectar en gran medida al suministro en toda Europa, reviviendo la pesadilla experimentada hace dos inviernos. Para obtener más información al respecto, puede consultar «France: Europe’s Energy Plug”.

En Iberia, los debates sobre la eliminación del carbón y la energía nuclear se han producido con mayor frecuencia para desarrollar el plan de transición energética del país. Actualmente, se espera que tres reactores nucleares finalicen su ciclo de vida en junio / julio de 2020 y se están llevando a cabo debates para determinar si se trata de una decisión factible. En términos de 2018, 3 de 8 reactores nucleares estaban fuera de línea, lo que afecta la combinación de energía en la península. Vandellós II, que estaba inactivo desde abril, volvió a conectarse el 24 de julio, pero sólo duró 72 horas antes de ser obligado a detenerse nuevamente debido a problemas técnicos.

Los precios de la energía obedecen a varios fundamentos y la mayoría de ellos fueron descritos y analizados en los párrafos anteriores. Pero el mercado de la energía ibérico descubrió otro argumento importante y menos «intuitivo» que explica sus movimientos recientes. Me refiero al comportamiento del mercado Spot y al conjunto de precios de casación por hora que hemos estado presenciando. Para obtener más información al respecto, lea uno de los últimos artículos de Magnus aquí.

De hecho, los precios al contado actuales ingresaron en una nueva gama de precios y, al mirar atrás en la historia, el comportamiento de la definición del precio no está relacionado con la combinación de energía.

 

¿Qué nos depara el futuro?

Como yo, la mayoría de los entusiastas del mercado y observadores son testigos de un mercado realmente incierto y sin una visión clara sobre los próximos meses / año. Logramos un punto de temporada en el que se espera que los precios bajos sean poco frecuentes y en los que un pequeño incidente podría tener un gran impacto en el mercado hacia los meses de mayor consumo (es decir, en invierno).

Europa está experimentando un verano seco y caluroso y los pronósticos no predicen ninguna corrección de la situación, al menos hasta septiembre. Las temperaturas superiores a 30 ºC en países como Suecia, generando incendios en sus bosques y con temperaturas de Laponia alrededor de los 33ºC, son signos críticos del cambio climático y están obligando a la demanda a adaptarse a lo que se puede llamar una ola de calor. Por otro lado, los países del sur están experimentando un verano más suave en Portugal con temperaturas por debajo de los 30 ºC. Esta situación afecta en una reducción de la demanda, ya que se requiere menos consumo de refrigeración en Iberia. Sin embargo, noticias apuntan para una ola de calor extrema en el sur, con temperaturas que podrían llegar a los 45 ºC, hito que cambiaría por completo el panorama de la demanda peninsular.

El gas natural tendrá un papel más importante en los precios de la energía en los próximos meses, en los mercados Spot y futuros. Los niveles actuales de las reservas estratégicas europeas jugarán un punto sensible de (ine)estabilidad en términos de asegurar las necesidades de suministro para el invierno de 18/19. Las previsiones meteorológicas apuntan a un invierno más suave y seco que podría evitar los picos de la demanda en condiciones normales. Sin embargo, cualquier movimiento en términos de escasez de suministro debido a una mayor demanda de GNL en Asia o interrupciones puntuales debido a problemas en Groningen o en las interconexiones entre el Mar del Norte y Europa podría afectar negativamente el precio de este commodity extendiéndose a los precios de energía en toda Europa y, como consecuencia, afectando a Iberia.

En la Península seguimos siendo fuertemente dependientes del gasoducto que conecta España y Argelia, un país que se ha mantenido estable en los últimos años, pero donde los conflictos y la inestabilidad han ido creciendo en las fronteras con Mali y Libia. Una posible interrupción en el suministro de gas de este país africano agravaría los rangos de precios actuales para el invierno 18/19, similar a lo que sucedió en 2017.

Se espera que el consumo de carbón disminuya considerablemente en Europa, ya que las medidas en 2019 deben ser adoptadas para alcanzar los objetivos de descarbonización, pero aun así el API2 está fuertemente relacionado con lo que sucede en Asia y China probablemente mantendrá su ambigüedad, tratando de implementar un cambio drástico de carbón a gas mientras consume más carbón importado que nunca para reducir su producción interna, y la India está aumentando a un ritmo acelerado su consumo de carbón. Esto podría presionar los precios a pesar del menor uso de este combustible fósil en el Viejo Continente.

El último trimestre de 2018 es testigo de los precios más caros en la historia de electricidad, con un precio promedio por encima de los 67 € / MWh. Los niveles actuales de precios SPOT en 62 € / MWh en un verano no muy caluroso en Iberia, con buenos niveles de agua para generar energía y con la participación normal de las energías renovables que complica nuestro trabajo para explicar la situación actual basada únicamente en los fundamentos.

La CNMC, la entidad reguladora del mercado español abrió una investigación para evaluar la posibilidad de manipulación del mercado. Aunque esta investigación podría causar una corrección de precios en los próximos meses, las reglas del mercado y la forma en que está diseñado el mercado permiten que esta estrategia de oportunidad de costos que podría estar siendo adoptada por las grandes empresas de Eléctricas.

Los precios para 2019 en España y Portugal están actualmente por encima de los 56 € / MWh, 8 € / MWh más que en el mismo período del año pasado para el año+1 producto y la tendencia al alza se repite en todos los países europeos.

En Portugal, las discusiones sobre el peso regulatorio en los precios de la energía, la mayor parte atribuidas al CAE y al CMEC, se han producido con mayor frecuencia, pero creo firmemente que los entusiastas del mercado y los profesionales deberían gastar su energía centrándose en lo que sucede en el mercado, y en la preparación de sus clientes y negocios para el próximo año, ya que el 2018 se perfila como el año más caro en el mercado libre de energía, pero el escenario esperado para 2019 se está preparando para ser mucho peor.

¡Brace! ¡Brace! Prepárate para el impacto!

 

Jorge Seabra | Energy Consultant