Septiembre 2019

Índice

1. Artículo de opinión

2. Precios energía septiembre

3. Resumen generación eléctrica

4. Aspectos destacados

5. Valores históricos promedio

6. Mercado de futuros OMIP

7. Mercados europeos

8. Commodities

9. Actualidad Enerjoin

10. Noticias de interés

Deconstrucción renovable con incongruencia

caramelizada

Por todos es sabido el apego existente en nuestro país por resolverdeterminadas cuestiones reservando un importante papel a la improvisación yterminar finalmente dejando las cosas manga por hombro.

En este artículo vamos a hablar de una noticia reciente que trata sobre laejecución de garantías de algunos de los proyectos adjudicatarios en lassubastas renovables del año 2017 por parte del Gobierno. En aquel año, elentonces Ministro, Álvaro Nadal convocó una serie de subastas deadjudicación de proyectos renovables, que ya por entonces gozaban de

una controversia significativa, puesto que no dejaban contento a ninguno

de los participantes. El diseño de las mismas fue objeto de mucha polémica,porque daba la sensación de que beneficiaba claramente a unastecnologías frente a otras y porque su marco regulatorio determinaba que losadjudicatarios cobrarían una rentabilidad en función de la inversiónrealizada y no del precio energético ofertado.

Finalmente se adjudicaron unos 9000 MW, en su mayoría de generacióneólica, que tendrían que estar operativos para el 31 de diciembre de 2019.Pues bien, a 31 de mayo únicamente se había concluido menos de 300

MW. El problema viene dado por el baremo en cuanto a requisitos técnico-

económicos que se aplica a este tipo de proyectos, que en muchos casosoptan a ser beneficiarios de las subastas sin poseer una mínima consolidación,y si además le sumamos un margen tan estrecho en el horizonte temporal, nospodemos encontrar en una situación como la actual. Después de unoscuantos años con una puesta en marcha casi residual de proyectosrenovables, hemos querido instalar una potencia de 9.000 MW en poco másde dos años para cumplir con el objetivo “20-20”, y todos sabemos lo que

ocurre cuando queremos construir nuestra casa en terrenos pantanosos einestables, que tarde o temprano los cimientos se tambalean.

La Administración se encuentra con la inviabilidad de prorrogar los plazos deejecución por el posible agravio que puedan argumentar empresas que noconcurrieron a la subasta al verse incapaces de cumplir con el plazo inicial

y ha tirado por la calle de en medio, incautando las garantías financieras de

los proyectos que no han llegado a tiempo para cumplir los primeros hitos en

cuanto a permisos administrativos y registros. Por ello, ya se han ejecutado

garantías de 18€ por MW en cada proyecto que no ha cumplido con los

plazos. Además, se espera que en torno a 3000 MW de los atribuidos en la

subasta no lleguen a tiempo para el 31 de diciembre, y vean sus garantías

(60 €/MW) embargadas en un porcentaje significativo. Si finalmente se da

esta circunstancia, que todo indica que así va a ser, las empresas

adjudicatarias perderán los derechos obtenidos en las subastas celebradas,

además de una gran parte de las garantías financieras aportadas y tendrán

que buscar la manera de recuperar ese dinero vía contratos bilaterales

que garanticen unos ingresos acordes a la rentabilidad esperada (ardua

tarea) en lugar de dejar todo en la variabilidad del mercado, que poco a

poco irá registrando una tendencia a la baja.

El contexto actual es un claro aviso a navegantes para diferentes empresas

del sector, y veremos en qué medida se puede ver afectada su capacidad

de financiación en futuros proyectos ante la incertidumbre del marco general,

el riesgo de la rentabilidad a obtener en productos merchant, o con un

horizonte de subastas como la celebrada recientemente en Portugal que ha

registrado precios significativamente bajos.

Nos encontramos entonces con una receta que contiene, por un lado una

nefasta política energética llevada a cabo durante años, un mejorable

diseño del sistema de subastas, un excesivamente ambicioso programa de

objetivo renovable, una preocupante tendencia a la especulación y una

escasa capacidad de análisis. Con todo ello, si seguimos por la misma senda

se dará el cocktail perfecto para que podamos disfrutar de una nueva

burbuja, la energética.

1. Artículo de opinión

Sergio santos. Dpto. de Operaciones

Septiembre 2019

-5,2% -39,8% -6,3% -40,9%

ago-19 sep-18 ago-19 sep-18

42,11 €/MWh46,3 €/MWh

2. Precios energía septiembre

* Fuente : REE

Continúa la tendencia descendente de los últimos meses en el Pool, que ha cerrado el mes de septiembre en un

promedio de 42,11 €/MWh.

Se trata de una bajada del 6,3% con respecto al mes anterior, y de un 41% con respecto al promedio marcadojustamente hace un año. El aumento de la generación eólica en el último mes ha propiciado que el precio haya caídopor debajo del promedio de Agosto, que ya era significativamente bajita.

El precio final, una vez sumados los mercados de banda secundaria y terciaria gestionados por el Operador del Sistemaha sido de 46,3 €/MWh.

Precio final energía Promedio OMIE

Septiembre 2019

3. Resumen generación eléctrica

(1) No incluye generación de bombeo

* Fuente REE

La producción de Ciclos Combinados ha vuelto a ser la más relevante del mix energético, al igual que en los últimos

meses. Sin embargo ha descendido su participación por el repunte de la generación eólica en el mes de septiembre, queha contribuido con un 18,9% del total.

El Carbón, definitivamente ha pasado a ser una tecnología casi residual en su contribución debido al hándicap de lasemisiones de CO2 que arrastra y el crecimiento de los Ciclos Combinados y la Fotovoltaica.

Nuclear; 24,9%

Carbon

2,2%

Ciclo Combinado

26,5%

Cogeneración

11,3%

Turbinación bombeo

0,8%

Res. No Renovables

0,7%

Eólica

18,9%

Hidráulica (1)

5,8%

Solar Fotovoltaica

4,1%

Solar Térmica

2,3% Otras Renovables

2,4%

Septiembre 2019

4. Aspectos destacados

La demanda continúa bajando con respecto al mes anterior debido a las temperaturas moderadas que hemos tenido

durante el último mes y cae un 3,9% frente al dato de septiembre de 2018.

Sube la contribución renovable con el incremento de la eólica y la subida progresiva de la generación solar. Las

reservas hidráulicas son un 22,95% más bajas que en 2018 y lastran la producción de las principales centraleshidroeléctricas. En cuanto a las interconexiones, destaca el saldo importador con Francia de 810.815 GWh.

ago-19 sep-18

20.025 GWh -6,27% -3,94%

Ciclo Comb. 26,90%

Nuclear 24,80%

Eólica 18,80%

22.346 Hm3 -8,14% -22,95%

Balance Resultado

ES-FR -239.787 MWh

FR-ES 1.050.602 MWh

ES-PT -994.024 MWh

PT-ES 378.975 MWh

ES-MA -86.252 MWh

MA-ES 3.524 MWh

Saldo Exportador

Saldo Exportador

-615.049

-82.728

Resultado

Información

33,30%

Saldo Importador810.815

Demanda energía

Principales fuentes de generación

Contribución energía renovable

Reservas hidráulicas**

Interconexiones

* Fuentes: ESIOS (REE) y Embalses.net

** Datos de la 1ª semana del mes posterior

Septiembre 2019

5. Valores históricos promedio

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Enero 29,06 41,19 51,06 50,50 33,62 51,60 36,53 71,49 49,98 61,99

Febrero 27,68 48,03 53,48 45,04 17,12 42,57 27,50 51,74 54,88 54,01

Marzo 19,62 46,70 47,57 25,92 26,67 43,13 27,80 43,19 40,18 48,82

Abril 27,42 45,45 41,21 18,17 26,44 45,34 24,11 43,69 42,67 50,41

Mayo 37,28 48,90 43,58 43,45 42,41 45,12 25,77 47,11 54,92 48,39

Junio 40,12 50,00 53,50 40,87 50,95 54,73 38,90 50,22 58,46 47,19

Julio 42,91 50,82 50,29 51,16 48,21 59,55 40,53 48,63 61,88 51,46

Agosto 42,94 53,53 49,34 48,09 49,91 55,59 41,16 47,46 64,33 44,96

Septiembre 46,44 58,47 47,59 50,20 58,89 51,88 43,59 49,15 71,27 42,11

Octubre 42,63 57,46 45,65 51,49 55,11 49,90 52,83 56,77 65,08

Noviembre 40,93 48,38 42,07 41,81 46,80 51,20 56,13 59,19 61,97

Diciembre 46,34 50,07 41,73 63,64 47,47 52,61 60.49 57,94 61,81

Promedio 36,95 49,92 47,26 44,20 41,97 50,32 39,67 52,22 57,29 49,93

Precio medio aritmético España (€/MWh)

*Fuente OMIE

*Elaboración Propia

El promedio del último mes deja el precio de septiembre como el más barato de la última década de su serie, y junto conlos descensos consecutivos de los últimos meses sitúa el promedio de 2019 por debajo de los 50 €/MWh por primera

vez en lo que va de año.

Septiembre 2019

6. Mercado de futuros

Mercado de futuros español OMIP (€/MWh)

Fuente: OMIP

Q1 - 2020 Q2 - 2020 Q3 - 2020 Yr - 2020 Yr - 2021 Yr - 2022 Yr - 2023

Max 60,75 53,91 58,32 58,25 54,35 50,00 48,35

Min 54,70 50,95 55,20 55,05 52,50 48,75 47,10

Cierre 57,78 51,30 55,44 55,83 52,80 49,23 47,61D

Mes Anterior 55,70 51,85 57,16 56,35 53,00 49,25 47,76

Variación 3,73% -1,06% -3,01% -0,92% -0,38% -0,04% -0,31%

Corto Plazo Largo Plazo

Al cierre de septiembre las coberturas a largo plazo registran ligeros descensos en sus distintos horizontes temporales

con respecto al cierre del mes anterior. A pesar del descenso significativo de los mercados spot en los últimos meses, lascotizaciones siguen sin variar de forma palpable.

En el corto plazo, destaca el incremento del primer tramo de 2020, con la Q1 cerrando cerca de los 58 €/MWh.

Septiembre 2019

7. Mercados europeos

Promedios mensuales mercado eléctrico

POOL €/MWh ago-19 sep-18

Portugal 42,14 -6,69% -69,20%

Francia 35,20 5,14% -76,05%

Alemania 35,45 -3,98% -54,67%

Italia 51,48 3,13% -48,25%

Nord Pool 32,96 -9,56% -45,57%

Reino Unido 40,57 -2,50% -83,31%

Casi todos los mercados europeos han seguido una misma evolución a la baja con respecto al mes de agosto, salvo

el EPEX francés, que marcó un promedio de 35,20 €/MWh, lo que se traduce en una subida de en torno al 5% desde elúltimo mes. En el lado contrario, destaca la bajada de un 9,5% del NORD POOL.

Si comparamos los datos frente a los alcanzados en septiembre del año pasado, podemos ver una gran diferencia que,en casos como el OMIE o el mercado francés, supone una caída del precio en torno al 70%.

Septiembre 2019

8. Commodities

60,75 $ USD/Barril 9,86 TTF €/MWh 59,50 USD/t 24,65 €/t

En el caso de las principales materias primas, cambia la tendencia de su valor de cotización con respecto al mesanterior. Tanto el Brent como el TTF y el carbón registran subidas en septiembre. Sin embargo el CO2 desciende casi un6% al cierre de mes situándose en 24,65 el €/t.

El excedente de reservas de gas ha permitido mantener las cotizaciones por debajo de 10 €/MWh pero con la

estacionalidad, el incremento de la demanda y descenso de temperaturas, se espera que su valor de cotización sesitúe a corto plazo en torno a los 15 €/MWh.

60,43 $ USD/Barril 9,23 TTF €/MWh 54,50 USD/t 26,10 €/t

Cierre agosto 2019

Cierre septiembre 2019

Petróleo Brent Gas Natural TTF Carbón Emisiones CO2

Fuentes: Cincodías, Powernext, Investing y Sendeco.

Septiembre 2019

9. Actualidad Enerjoin

El pasado 25 de septiembre tuvo lugar la tercera edición de la Noche de la Automoción

organizada por el CAAR, y Enerjoin, como partner energético de la institución estuvo

presente. Más de 350 asistentes entre los distintos socios y colaboradores del clúster se handado cita en el evento que ha puesto de manifiesto la vitalidad de un sector de laeconomía aragonesa que emplea a más de 25.000 personas y factura 8.800 millones deeuros al año.

Septiembre 2019

A lo largo de la jornada del jueves 5 de septiembre acudimos al IV Foro Anual de la

Energía. Una jornada de debate con ejecutivos de los principales actores del sector para

poner encima de la mesa las claves de los principales compromisos del Gobierno en su luchacontra el cambio climático.

Durante este mes, dos de nuestros clientes han adquirido el equivalente a las garantías de

origen renovable del primer semestre de 2019. Se trata sin duda de un hito, dada la

complejidad de los Consumidores Directos para poder cerrar este tipo de productos, quetienen una demanda cada vez más elocuente.

10. Noticias de interés

El Consejo de Estado frustra el hachazo de la CNMC al sector energético.

Las importaciones de gas natural se disparan casi un 40% en agosto.

Un apagón en Tenerife deja sin luz a toda la isla.

El organismo que vela por el cumplimiento de la Constitución tumba las circulares con las que la CNMC quiere imponer recortesmultimillonarios a los ingresos de eléctricas y gasistas. (Fuente: Expansión)

Los principales suministradores fueron Argelia y Qatar con un 22,1% y un 19,1% del total respectivamente. (Fuente: El Periódico de la Energía)

Tras nueve horas, el operador del sistema REE ha anunciado que se ha recuperada todo el suministro. (Fuente: El país)

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