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El mayor coste de las emisiones de CO2 se está compensando con la bajada del precio del gas y carbón

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Redacción.- Desde el 1 de abril los precios en Europa han tenido una cierta estabilidad a juicio de AleaSoft Energy Forecasting, que asegura que se ha compensado la subida de los precios de las emisiones de CO2 con la bajada del gas y el carbón y además con la ligera bajada de las demandas de electricidad producto de las mejores condiciones meteorológicas de la primavera, con temperaturas algo más elevadas y más horas de sol en este período de 40 días.

El precio de los futuros de derechos de emisiones de CO2, para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX cerró el viernes 10 de mayo a 25,61 €/t. El miércoles 8 de mayo el precio tuvo un pico hasta alcanzar los 26,92 €/t. Desde que se confirmó el 11 de abril que el Brexit se alejaba hasta octubre, los precios de las emisiones de CO2 han subido hasta superar los 27 €/t y también aumentaron las fluctuaciones, que se sitúan en una banda entre los 24,70 €/t y 27,54 €/t.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para junio cerraron el 10 de mayo a 14,00 €/MWh continuando los precios con valores estables desde el 18 de abril cuando estaban a 14,60 €/MWh, creando una banda entre los 14,00 €/MWh y los 14,60 €/MWh. El precio de los futuros del carbón API 2 para el mes de junio en el mercado ICE cerró con un valor de 61,50 $/t el 10 de mayo. Desde el 24 de abril los precios han oscilado entre los 60 y 64 $/t.

Las fluctuaciones de precios en este período son debidas principalmente a las variaciones en la producción eólica, sobre todo en Alemania y España, que son los líderes europeos generando energía con esta tecnología. En el caso de Alemania, los precios pudieran haber estado estables en 40 €/MWh, pero cuando ha habido mucho viento han caído muy por debajo, incluso han sido negativos el 22 de abril con -14 €/MWh. En el mercado eléctrico español las fluctuaciones de la producción eólica han provocado precios en la banda entre 40 €/MWh y 60 €/MWh. También en este período de 40 días ha habido fluctuaciones en la temperatura y en la producción solar.

En la segunda semana de mayo, comparada con la anterior en que estaba el primero de mayo y es fiesta en la mayoría de los países, los precios subieron debido al aumento de la demanda, excepto en España y Portugal, en que los precios bajaron producto de una mayor producción eólica. En el grupo de mercados con precios más altos, en la segunda de semana de mayo continúan estando el mercado N2EX de Gran Bretaña, el mercado italiano IPEX y el mercado MIBEL de España y Portugal. Durante la semana han tenido de media unos precios de 50 €/MWh al igual que la semana anterior.

En el grupo con precios de mercado más bajos se encuentran el mercado Nord Pool y los mercados EPEX SPOT de Bélgica, Países Bajos, Francia y Alemania con un precio medio semanal de 41,34 €/MWh. Entre estos mercados, Alemania, Francia y Bélgica registraron precios negativos durante algunas horas del 12 de mayo, pero sin llegar a registrar un precio promedio diario por debajo de cero. Los precios más bajos fueron durante la hora 16 con Alemania a la cabeza con -22,96 €/MWh, seguido por Francia con -12,27 €/MWh y Bélgica con -8,39 €/MWh. Otros mercados conectados también se vieron arrastrados a precios negativos en algunas horas: Dinamarca, Austria y Suiza.

En la segunda semana de mayo, la producción eólica tuvo una subida en los principales mercados europeos excepto en Alemania con una bajada del 3,3%. La subida en Francia fue de un 58%, en Portugal, de 99%, en España, de 36%, y en Italia, de un 37%. Para la semana actual, se pronostica un retroceso de la producción eólica después de la subida de la semana anterior. La caída más pronunciada se espera en Italia y Portugal, algo menor en España y Francia, e incluso un ligero aumento en Alemania.

En cuanto a la producción solar, que incluye la tecnología fotovoltaica y termosolar, durante la segunda semana de mayo ha descendido un 4,3% en Alemania, mientras en España la caída alcanzó el 20% con respecto a la semana anterior. Por su parte, en Italia la semana anterior registró un aumento del 5,3% en la producción de energía solar. Para la semana actual se prevé una disminución de la producción solar en Italia de cerca del 20%, mientras que en Alemania y en España la tendencia se espera al alza entre un 15% y un 20%.

Los precios de los futuros de electricidad europeos para el tercer trimestre de 2019 aumentaron en la mayoría de los mercados entre un 0,3% y un 1,6% el 10 de mayo con respecto al viernes anterior. Para el caso del mercado OMIP de España y Portugal, así como el italiano, se mantienen sin cambio, mientras que para Reino Unido disminuyó tanto en el mercado ICE como en EEX. En el caso de los futuros para el 2020, el aumento fue más generalizado entre un 0,5% y 1,4%. Solo se mantuvo invariable el mercado MTE italiano y disminuyeron los mercados ICE y EEX de Reino Unido.

Los futuros eléctricos auguran que el precio de la luz seguirá elevado en 2019 con una subida del 8%

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Europa Press.- Los futuros eléctricos vaticinan que los altos precios de la luz se prolongarán en este 2019, después de un 2018 que cerró como el segundo año con el precio medio del mercado eléctrico más caro desde 1998, y auguran una subida del pool para este ejercicio de en torno a un 8% con respecto al 2018.

Según datos de la consultora Grupo ASE, el mercado ibérico de futuros (OMIP) cerró en 2018 la cotización para este 2019 en 61,9 euros por megavatio hora (MWh), lo que supone ese 8% más con respecto a los 57,29 euros por MWh en que cerró el pool de media para el conjunto de 2018. El mercado de emisiones seguirá siendo protagonista en el precio eléctrico en Europa, con una cotización del CO2 que se mantendrá en los altos niveles actuales.

Los analistas de la consultora destacan que, prueba de ese peso del mercado de emisiones, es que las fuertes bajadas del precio del barril de crudo Brent y del gas no han reducido los precios de los mercados de futuros eléctricos europeos en diciembre. Además, las proyecciones de la curva de precios para 2020 también se han incrementado en los últimos meses con un precio de 56,4 euros por MWh.

El precio mayorista de la electricidad, el conocido como pool, cerró el año 2018 con una media para el ejercicio de 57,29 euros por MWh, un 11,1% más caro que en 2017 y un 26,5% más elevado que la media de los últimos cinco años. El pool tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante a la carga fiscal.

Rosa María Sanz (Naturgy) releva a Antonio Peris en la presidencia de Sedigas

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Europa Press.- Rosa María Sanz ha tomado el relevo a Antonio Peris en la presidencia de Sedigas, en representación del Grupo Naturgy, cuyo mandato se extiende hasta la Asamblea General de 2020, según indicó la patronal gasista. Sanz era ahora responsable del negocio de Infraestructuras España & EMPL-Medgaz, que incluye los negocios de redes de gas y electricidad de España y los gasoductos del Magreb, dentro de la reorganización que acometió Naturgy en su estructura a finales de mayo.

Peris, actual director corporativo de Recursos de Naturgy, fue elegido presidente de Sedigas por primera vez en mayo de 2008 y reelegido en dos ocasiones (2012 y 2016), por lo que deja el cargo después de 10 años al frente de la patronal. Según los estatutos de Sedigas, cada 4 años se eligen las personas jurídicas que regirán la vida de la asociación, y que deberán designar una persona física que las represente. El actual mandato comenzó en mayo de 2016, por lo que expirará en 2020, y el nuevo nombramiento será ratificado por el consejo directivo de la asociación que ya ha sido convocado.

La nueva presidenta de Sedigas es ingeniera Superior Industrial por la Universidad Politécnica de Madrid y cuenta con 26 años de experiencia en el campo energético. Entre otras responsabilidades, es miembro del comité de dirección de Naturgy y del consejo de administración de Global Power Generation, Ghesa, OMIE y OMIP. También fue responsable de las ventas internacionales de gas y GNL del Grupo Naturgy y del desarrollo e implantación del Centro de Control Eléctrico y las mesas de Trading. Trabajó en Red Eléctrica de España (REE) y el OMEL, donde ocupó diversos cargos en áreas de operación de la red y mercado eléctrico de generación.

La OMIP registra la primera transacción de contratos futuros de gas natural entre Axpo Iberia y Feníe Energía

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Europa Press.- La Bolsa Ibérica de Derivados (OMIP) ha registrado la primera transacción de contratos futuros de gas natural, según indicó el gestor del mercado. En concreto, el negocio consistió en 250 contratos, con un volumen de 91 gigavatios hora (GWh), del contrato Cal-2019 de gas natural. La transacción fue llevada a cabo por Axpo Iberia y Feníe Energía a través del bróker CIMD.

OMIP señaló que ha ampliado recientemente su cartera de contratos y servicios actual con el lanzamiento del registro OTC de contratos de futuros de gas natural con transferencia de titularidad en el Punto Virtual de Balance Español (PVB). El director de Operaciones de OMIP, Jorge Simao, destacó que el lanzamiento de los productos de gas natural constituye «un importante desarrollo» en los servicios que OMIP ofrece a los clientes. La cartera de productos de OMIP incluye contratos de derivados de electricidad con subyacente España, Portugal, Francia y Alemania, con varios perfiles de carga (base y punta) y en particular para la generación solar, incluyendo asimismo contratos derivados de gas natural, abarcando una madurez desde el día siguiente hasta dos años.

Los futuros eléctricos apuntan a nuevas subidas de la luz por el temor a un nuevo parón nuclear en Francia

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Europa Press.- Los contratos a plazo para la compra de electricidad en el mercado mayorista apuntan a nuevas tensiones en el recibo de la luz el próximo invierno en forma de subidas, tal y como sucedió el año pasado, ante los temores a un nuevo parón del parque nuclear en Francia próximamente.

El mercado de futuros OMIP registra una subida del 8,3% para el primer trimestre de 2018 y para el total del próximo ejercicio sitúa el precio por encima de los 48 euros por megavatio hora (MWh), con un incremento del 5,3%, según datos del Grupo ASE. La posibilidad de que Francia se vea obligada a paralizar de nuevo parte de su parque nuclear no ha tardado en trasladarse a las cotizaciones a largo plazo. «El mercado se muestra muy sensible a estas noticias porque aún tiene muy reciente lo que ocurrió el invierno pasado: un parón que provocó un fuerte aumento del precio de los mercados mayoristas europeos», según indicaron.

En septiembre el país galo anunció el cierre de su central nuclear de Tricastin por el peligro de rotura de una presa, un motivo alejado del problema de las altas concentraciones de carbono de los reactores que provocaron el cierre el año pasado. No obstante, los mercados de futuros eléctricos y de gas europeos han reaccionado con un fuerte repunte.

El mercado mayorista de electricidad de España, también conocido como pool, cerró en septiembre en los 49,15 euros por MWh, con un incremento del 3,6% frente a agosto y del 12,8% con respecto al año pasado. No obstante, este precio se situó un 2,5% por debajo de la media de los últimos cinco años (50,43 euros por MWh). El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad.

Ya el invierno pasado se vivió, especialmente en el mes de enero, un episodio alcista cuando la subida de la demanda por la ola de frío, unido a otros factores como la exportación a Francia por la indisponibilidad nuclear o la reducción en las aportaciones del agua, llevó a marcar, uno tras otro, los registros más elevados en el mercado mayorista de electricidad desde 2013.

Así, con una predicción meteorológica anticiclónica sobre España durante los meses de otoño, no se prevén cambios en la tipología de las fuentes de generación que vienen conformando el mix de generación en los últimos meses, con una importante presencia del carbón y del gas. De esta manera, los expertos de Grupo ASE prevén que se presenta un otoño de precios «inestables y elevada incertidumbre, por encima de los últimos cinco años», y donde resultarán claves la influencia de lo que ocurra en Francia y la evolución climatológica por su incidencia en la generación eólica en la demanda de electricidad.

Enagás se hace con un 13% del mercado de gas Mibgas

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Europa Press.- Enagás ha tomado una participación del 13,33% en el operador del mercado organizado de gas Mibgas, que se ha consolidado como la principal plataforma de intercambio de este hidrocarburo tras su integración en julio con la sociedad Iberian Gas Hub, promocionada por Bilbao Gas Hub. En concreto, el gestor del sistema gasista ha logrado la autorización definitiva de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a esta operación, a la que no ha impuesto condiciones y considera ajustada a la normativa.

La entrada de Enagás en Mibgas ya estaba prevista y forma parte del proceso de «dispersión del capital social» de la nueva plataforma del mercado contemplado en la Ley 8/2015, en la que se recogen los porcentajes en los que participarán los diferentes agentes. Hasta ahora, Mibgas estaba participado al 100% por el operador español Omel y por el portugués Omip, a razón de un 50% para cada uno, si bien la legislación establece que la participación conjunta de estos dos agentes debe situarse en el 30%. Así, Omel debe conservar un 20% del capital de Mibgas, mientras que Omip ha de retener otro 10%.

Los gestores técnicos del sistema gasista de España y Portugal tendrán un 20%; dos tercios de este porcentaje, un 13,33%, será para Enagás, mientras que su homólogo tomará el resto. Para el 50% restante solo existe el condicionamiento de que las empresas o agentes con actividades en el sector energético no podrán tener de forma individual más del 3%, ni sumar entre todos el 30%. El resto de los sujetos tienen una limitación del 5%. Mibgas acaba de incorporar a Repsol como agente del mercado organizado. Así, el número de agentes que pueden comprar y vender gas llega a 31.

El recibo de la luz apunta a subidas en las próximas semanas pese al buen momento de los embalses

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Europa Press.- El recibo de la luz está a punto de interrumpir el abaratamiento del 19% que acumula en lo que va de año y se prepara para iniciar previsiblemente en las próximas semanas un cambio de tendencia que se irá consolidando conforme avance el año, según datos de los mercados a plazo.

El inicio de las subidas en las próximas semanas se producirá a pesar de que los embalses superan el 75% de su capacidad y se encuentran no solo por encima de los niveles de 2015, sino también de la media del decenio. En las cuencas del Duero, Tajo y Sil se han tenido que realizar desembalses por el exceso de capacidad. El recurso hidráulico, que las compañías eléctricas pueden utilizar con criterios de oportunidad económica, es uno de los elementos que contribuyen a las bajadas del recibo en los últimos meses, junto a la abundancia de viento, cuyo efecto sobre el mercado mayorista es inmediato.

Los precios futuros publicados por el operador ibérico Omip para las próximas semanas apuntan a entre 30 y 39 euros por megavatio hora (MWh), así como a una media de 39,76 euros en junio, lo que situará, de conformarse esta tendencia, en unos 30 euros la media del segundo trimestre. Este nivel es parecido a los 30,61 euros de media con que se cerró el primer trimestre, si bien responde a que en abril y en la primera quincena de mayo los precios han continuado bajando, hasta el entorno de los 24 euros, de modo que será a partir de las próximas semanas cuando se produzca el cambio de tendencia.

El coste de lo que cuesta la electricidad, que tiene un peso cercano al 37% sobre el recibo final de la luz, apunta a los 44,1 euros en el tercer trimestre, que será el más caro del año, con un nivel un 44% superior al primero en términos de mercado mayorista. Para el cuarto trimestre, se espera una media de 42,7 euros. De confirmarse estas previsiones del mercado, se habrá roto una racha de varios meses de fuertes bajadas en el recibo de la luz. La rebaja interanual del 19,4% es fruto de abaratamientos del 3,1% en abril, del 0,4% en marzo, del 6,5% en febrero y del 10,6% en enero, según datos del INE.

Endesa adquiere 410 GWh de energía de origen solar para el próximo trimestre

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Servimedia.- Endesa ha comprado en el mercado de subastas 410 gigavatios hora (GWh) de energía de origen solar para el próximo trimestre, equivalentes a una capacidad instalada de 681 megavatios (MW) de paneles fotovoltaicos. Según la eléctrica, el precio de compra fue de 39,6 euros por megavatio hora (MWh). La compañía destaca que el volumen obtenido confirma la buena aceptación por parte del mercado de productos financieros que reducen la volatilidad de los ingresos de los productores solares.

En julio, Endesa anunció que iba a promover la puesta en marcha de subastas trimestrales para los productores solares, que ha organizado y supervisado OMIP, el gestor independiente de la Bolsa de Derivados de la Energía en la Península Ibérica. En éstas subastas, Endesa figura como comprador final y único de la energía por un volumen aproximado de 500 GWh al trimestre (en función de la producción solar de cada periodo marcada por la estación del año). Para ello, se han establecido contratos financieros a plazo basados en el índice publicado por OMIP, el SPEL Solar, que recibió el visto bueno del regulador financiero portugués CMVM el 17 de septiembre.

La primera subasta para comprar energía solar, promovida por Endesa, se celebrará el 29 de septiembre

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Redacción / Agencias.- El regulador financiero portugués (CMVM) otorgó luz verde al lanzamiento del producto SPEL Solar por parte del gestor de la Bolsa de Derivados de la Energía en la Península Ibérica (OMIP), lo que permitirá la celebración el próximo 29 de septiembre de la primera subasta de energía solar para la Península Ibérica, promovida por Endesa, según informó la eléctrica.

La subasta, coordinada por OMIP, está dirigida a productores solares de forma que les permita vender su energía a plazo, directamente o a través de representantes. Hasta ahora, el mercado mayorista a plazo no ofrecía herramientas financieras de gestión de riesgo que se adaptaran al perfil específico de la producción solar. Endesa destacó que así ofrecerá un precio de mercado estable al productor «en un entorno transparente, fiable y competitivo con el que puede reducir la volatilidad de sus ingresos».

Además, supone también la creación de un índice específico para la producción de origen solar (SPEL Solar), el primero en toda Europa que servirá también de referencia para analizar la evolución y el comportamiento de esta tecnología en los mercados financieros. «Se trata de un mecanismo novedoso en el mercado financiero a nivel internacional al tratarse de un producto diseñado específicamente para la producción de energías renovables, en esta ocasión para fotovoltaica, de aplicación también a la termosolar», destacó Endesa.

Los productores de energía solar tendrán de plazo hasta el 25 de septiembre para inscribirse, fecha en la que finaliza el periodo de calificación. El volumen de contratación se conocerá una semana antes de la celebración de la subasta y el 28 se publicará el precio de salida. Endesa será el comprador final y único de la energía, a través de contratos financieros a plazo basados en el índice publicado por OMIP, hasta un máximo de 500 gigavatios (GWh). Los contratos diseñados por OMIP y OMIClear serán incluidos en la carpeta de productos del Mercado de Derivados del Mibel, asumiendo OMIClear el papel de contraparte central responsable de toda la gestión de riesgo y liquidaciones.

OMIP y Endesa ponen en marcha la primera subasta del mercado ibérico para la compra de energía solar

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Redacción / Agencias.- OMIP, gestor de productos derivados de energía en la Península, y la compañía eléctrica Endesa han puesto en marcha la primera subasta eléctrica trimestral en el mercado ibérico dedicada exclusivamente a la compraventa de producción solar, cuya primera edición se celebrará a finales de septiembre. La subasta, organizada por OMIP, tendrá como único comprador a Endesa, hasta un máximo de 500 gigavatios hora (GWh), según indicaron durante la presentación de la puja.

Estos 500 GWh suponen alrededor de un 20% de la producción solar fotovoltaica para el cuarto trimestre del año, que coincide con los meses de otoño, de menor generación. La subasta ofrece a los productores solares la posibilidad de vender a Endesa su electricidad a plazo mediante un sistema de coberturas, lo que significa garantizarse un precio fijo por la producción al margen de la volatilidad del mercado. En la práctica, supone que si el precio de mercado es inferior al pactado, el productor recibe la diferencia, y si es mayor, la tiene que abonar. Hasta ahora, el mercado mayorista a plazo no ofrecía herramientas financieras de gestión de riesgo que se adaptaran al perfil específico de la producción solar.

Actualmente, el precio del mercado supone alrededor de un 20% de la retribución final que reciben los productores solares fotovoltaicos, apuntó el portavoz de Endesa, Óscar Neira, que defendió la relevancia de la producción solar fotovoltaica para Endesa, promotora de la subasta, por su peso en la cobertura de la demanda, pues supone el 5% del total, al tiempo que ha señalado que la subasta dará liquidez a su generación.

El director ejecutivo de OMIP, Jorge Simao, detalló que el producto a subastar está adaptado a la producción prevista para las plantas fotovoltaicas y es flexible, ya que tiene que ajustarse a las variaciones por estacionalidad y climatología. Simao considera que la puesta en marcha de esta subasta es un «paso importante» ya que «puede atraer nuevos actores al mercado de la electricidad», con beneficios para las empresas, consumidores y la «eficiencia del mercado». Simao avanzó que ya se trabaja para la puesta en marcha de un mercado de cobertura por subasta similar para la generación eólica. Asimismo, también abren la puerta para crear en el futuro subastas similares pero para periodos más largos o con otras compañías como compradoras.