boletin periodico de energia y sociedad numero 78

05 de octubre de 2012
Número 78
Boletín de Energía y Sociedad
Número 78, 05 de octubre de 2012
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CONTENIDO
Novedades en el sector
Informe CNE en relación a la supervisión de la negociación en el mercado OMIP y en el
mercado OTC y su efecto en la 15ª y 16ª subastas CESUR supervisadas por la CNE
La UE y Australia acuerdan vincular sus mercados de CO2
p. 2
p. 7
Reflexiones de interés
An unconventional bonanza. New sources of gas could transform the world’s energy markets,
says Simon Wright—but it won’t be quick or easy
p. 10
Evolución de los mercados energéticos
p.14
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos el primer informe de la Comisión Nacional de Energía de supervisión de las subastas CESUR,
que incorpora por primera vez información completa de las transacciones realizadas en el mercado no
organizado y el mercado de futuros gestionado por OMIP, muy relacionados con el resultado de dichas
subastas. El análisis de las subastas CESUR 15ª y 16ª, realizadas en junio y septiembre de 2011, concluye que
no hay indicios de comportamientos que pudieran suponer una manipulación del mercado.
Además, comentamos el acuerdo entre la unión europea y Australia para vincular sus mercados de CO2,
constituyendo el mayor mercado de emisiones del mundo, lo que apoya la constitución del mercado de
emisiones que se está implantando a nivel europeo y que será plenamente efectivo a partir de enero de 2013.
…y ponemos el acento en el reportaje especial del The Economist, An unconventional bonanza, donde se hace
un recorrido sobre la historia del gas natural y se ponen de relieve aspectos clave para entender cómo el gas
no convencional puede impactar en el panorama geopolítico y el mercado energético a nivel global.
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Novedades en el sector
Informe CNE en relación a la supervisión de la negociación en el mercado OMIP y en
el mercado OTC y su efecto en la 15ª y 16ª subastas CESUR supervisadas por la CNE
La Comisión Nacional de Energía publicó en septiembre el informe de supervisión de las subastas
CESUR, contando por primera vez con toda la información de los mercados no organizados, gracias a
la colaboración con la CNMV. Esto es una experiencia pionera en el ámbito de supervisión de los
reguladores energéticos europeos en el contexto del impulso para analizar los mercados a plazo no
organizados en línea con el Reglamento Europeo sobre integridad y transparencia del mercado.
Enlace: Informe de la CNE en relación a la supervisión de la negociación en el mercado OMIP y en el mercado OTC y su
efecto en la 15ª y 16ª subastas CESUR
La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el 4 de septiembre un informe que analiza y
determina la inexistencia de manipulación por parte de los agentes del resultado de las subastas
CESUR.
Recordemos que dichas subastas permiten a los Comercializadores de Último Recurso adquirir con
carácter trimestral la energía para el suministro a sus clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso
(TUR). En definitiva, el precio resultante en dicha subasta - en la que ofrecen energía en libre
competencia los distintos agentes vendedores - forman parte del precio de la TUR para el próximo
trimestre.
El informe publicado por la CNE es el resultado del análisis realizado sobre el comportamiento de
los mercados a plazo, incluido el no organizado u over the counter (OTC), en los días previos a las
subastas CESUR. En concreto, el informe examina la decimoquinta y decimosexta subasta CESUR,
que fijaron la TUR para el tercer y cuarto trimestre de 2011.
Este análisis respondía a la solicitud de la propia CNE y del Gobierno de investigar los efectos del
mercado a plazo (principalmente OTC) sobre el resultado de las subastas CESUR, ante la posibilidad
de que algunas prácticas en dichos mercados hayan podido provocar alteraciones en el resultado de
las mismas.
El análisis de la CNE supone una actuación inédita hasta el momento, dado que es el primer
ejercicio de supervisión en el que se dispone de información completa sobre transacciones
realizadas en el ¿todos? los mercados a plazo.
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Los mercados a plazo
Con carácter general, existen dos tipos de mercados a plazo para la negociación de energía
eléctrica: los de futuros (mercado organizado) y los OTC (mercado no organizado).
Tanto en España como en la práctica mayoría de los mercados Europeos, el volumen negociado en
los mercados a plazo eléctricos ha experimentado un crecimiento continuado durante los últimos
años. En particular, el mercado OTC se ha convertido en el de mayor relevancia para la contratación
a plazo tanto en España como en el resto de Europa (Figura 1).
 El mercado de futuros del MIBEL es gestionado por OMIP y funciona desde julio de 2006; en él
cotizan básicamente futuros de carga base y punta, siendo el subyacente los precios del mercado
diario español y portugués. Aunque los futuros sobre el mercado español presentan una mayor
liquidez que en el caso portugués, el volumen negociado supone un porcentaje limitado de la
demanda total en ambos casos.
 El mercado OTC español es un mercado bilateral no organizado en el que las partes,
normalmente a través de una agencia de intermediación (bróker), negocian contratos a plazo
con liquidación financiera, y por tanto son considerados contratos financieros (es decir, sin
entrega física de energía) que generan gran parte de la liquidez.
Figura 1: Volumen de negociación a plazo por tipo de mercado en España (izquierda) y distribución de la negociación
por segmentos del mercado mayorista de electricidad en Alemania, Francia, Reino Unido, Nordpool y Holanda en el
periodo 2006-2009 (derecha)
A diferencia de los mercados organizados (ie, OMIP), donde los volúmenes y precios de liquidación
son publicados a modo de referencia por parte del propio operador del mercado, el mercado OTC
presenta unas condiciones inferiores de trasparencia. Las agencias de intermediación remiten
electrónicamente a los agentes que participan en el mercado datos sobre las transacciones
intermediadas durante la sesión de negociación (precios y volúmenes), si bien no existe una
publicación de resultados como se produce en el mercado organizado.
Una característica compartida por ambos tipos de mercados hace relación al mecanismo de
liquidación. En el caso del mercado OTC español, la liquidación de la contratación a plazo tiene
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carácter financiero (contratos por diferencias), y en el mercado OMIP se da la opción a los agentes
sobre si las posiciones a plazo tienen liquidación física o liquidación financiera a vencimiento
(liquidación por diferencias con respecto al precio en el mercado diario).
La liquidez del mercado diario, y la utilización de dicho mercado como subyacente en los contratos a
plazo, hace que la liquidación por diferencias o liquidación mediante entrega física sean
prácticamente equivalentes.
Por último, y como resalta el propio informe de la CNE, la gran mayoría de los agentes participa
tanto en el mercado OTC, en OMIP y subastas CESUR, lo que refuerza la interrelación existente
entre los diferentes mecanismos de negociación.
La influencia del mercado OTC sobre las subastas CESUR
La fuerte interrelación de los mercados hace que el precio del mercado OTC y OMIP en los
productos equivalentes al negociado en la subasta CESUR suponga, en las fechas previas a la
subasta, un precio de referencia para el resultado de ésta.
Esta influencia del mercado OTC es lógica en cualquier mercado, especialmente a medida que el
mercado OTC adquiere una mayor liquidez. De hecho, el mercado OTC está desarrollando también
un papel relevante en la formación de precios a plazo de electricidad, que influyen en las
cotizaciones de los contratos negociados en OMIP y en los contratos bilaterales entre
comercializadores y grandes consumidores.
Este comportamiento es común en la práctica totalidad de los mercados europeos de electricidad y
gas, donde los productos OTC suponen el volumen negociado más representativo. El informe de la
CNE refleja que en el periodo 2006-2010 la negociación en el mercado OTC representó, en
promedio, el 74% del volumen total negociado en el conjunto de los principales mercados
europeos.
En un contexto de mercados interrelacionados, existe el riesgo de que determinados agentes
puedan alterar los precios de un mercado a través de una manipulación directa sobre dicho
mercado (por ejemplo, mercado spot) o indirecta con operaciones en otro mercado
interrelacionado (por ejemplo, mercado OTC).
Es decir, el riesgo que la CNE pretende analizar a través de su ejercicio de supervisión, corresponde
a la posible “manipulación de mercado” a través de la realización de transacciones, órdenes o
divulgación de información, que den señales falsas o engañosas de oferta, demanda o precio,
fijando niveles de precio artificiales que no se no se justifican por las fuerzas del mercado. A modo
de ejemplo, determinadas operaciones en el mercado OTC encaminadas a realizar ventas de
pequeño volumen por debajo del precio del mercado podría acarrear una caída de precios tanto en
dicho mercado OTC como en el propio mercado diario. Si dicho agente ha tomado posiciones de
gran volumen de compra en el mercado diario, podría obtener cuantiosos beneficios que
contrarrestaran las pérdidas iniciales provocadas por la venta.
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La correcta supervisión de que estas prácticas no se produzcan ha contado hasta el momento con
una barrera: la indisponibilidad por parte de la CNE de información completa sobre las
transacciones realizadas sobre los mercados a plazo (especialmente OTC).
Esta asimetría en la capacidad de supervisión de los reguladores energéticos entre los mercados
spot y plazo ha sido también explícitamente señalada por REMIT (Regulation on Energy Market
Integrity and Transparency) que insta a reguladores energéticos y autoridades financieras a
colaborar más en este sentido. En este contexto, la CNE ha contado con la colaboración de la CNMV
para la realización del análisis publicado en su informe.
Alcance del análisis de la CNE sobre las subastas CESUR y conclusiones obtenidas
En definitiva, el objetivo de la CNE era analizar si ha habido prácticas irregulares por parte de los
agentes en los mercados a plazo (OTC y OMIP) con el objetivo de manipular los resultados de la
subasta CESUR a favor de sus intereses.
Para ello, la CNE llevó a cabo un análisis pormenorizado de las operaciones en dichos mercados en
torno a cinco ejes de investigación:
 Evolución de la liquidez de los contratos negociados en OTC y OMIP equivalentes al producto
subastado en cada una de las subastas CESUR, especialmente durante los meses previos a la
subasta.
 Nivel de concentración de dichas transacciones, o lo que es lo mismo, la evolución de la
concentración de la negociación de los productos OTC equivalentes alrededor de aquellos
agentes con intereses posteriores en la subasta.
 Análisis de determinadas transacciones realizadas en mercado OTC y en OMIP que, bajo la
opinión de la CNE, ocasionan una mayor influencia sobre el precio de equilibrio de la subasta.
 Análisis de las posiciones finales de los agentes, identificando la ponderación de las posiciones de
los agentes en uno y otro mercado.
 Análisis individualizado de ciertas empresas con una actividad más destacada en relación al
contrato trimestral equivalente al negociado en la subasta correspondiente.
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Figura 2: Evolución de los precios OMIP vs. Precio CESUR durante los 90 días previos a la subasta. Fuente: CNE a partir
de los datos del administrador de las subastas y OMIP
En las conclusiones del informe, la Comisión Nacional de la Energía asegura que la negociación de
los contratos trimestrales asociados a las subastas analizadas no muestra indicios de posible
manipulación del mercado, ni siquiera en los días previos a la celebración de la subasta. A modo de
ejemplo, no se observan comportamientos anómalos en la evolución de la liquidez de los productos
trimestrales asociados a las subastas analizadas, ni tampoco se observa una elevada concentración
de la negociación en torno a determinados agentes, y las posiciones finales de los mismos muestra
igualmente heterogeneidad, no obteniéndose indicios sobre comportamientos de manipulación.
En definitiva, el informe de la Comisión Nacional de la Energía supone una buena noticia al constatar
la inexistencia de manipulación de los precios del mercado alrededor de las subastas CESUR, si bien,
advierte de la necesidad de mejorar su capacidad de supervisión de los mercados a plazo, para lo
que propone reformas en los mecanismos de supervisión y una mejor colaboración con la CNMV.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Mecanismos de protección de los consumidores de electricidad
y de gas en España, Las tarifas de acceso: estructura, Costes y liquidación de los ingresos, Las subastas de energía para el
suministro de Último Recurso (CESUR), Las tarifas de Último Recurso (TUR), El suministro de Último Recurso (SUR),
Formación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidad, Formación de precios en el mercado
mayorista diario de electricidad
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La UE y Australia acuerdan vincular sus mercados de CO2
La Unión Europea y Australia han anunciado la vinculación de sus mercados de derechos de CO2, que
se hará plenamente efectiva en 2018, constituyendo el primer mercado intercontinental de
emisiones y demostrando el apoyo a este tipo de mecanismo como herramienta efectiva y eficiente
para la lucha contra el cambio climático.
Enlace: Artículo de El País: La UE y Australia acuerdan vincular sus mercados de CO 2
Australia and European Commission agree on pathway towards fully linking emissions trading systems
La Unión Europea y Australia han anunciado la unión de sus mercados de derechos de emisión de
CO2. El proceso se iniciará en julio de 2015, cuando las empresas australianas podrán empezar a
comprar derechos en la UE, para culminar en julio de 2018, momento en que las empresas
europeas podrán adquirir derechos en Australia, pasando a constituir el primer mercado
intercontinental de derechos de emisiones. La Unión Europea también se encuentra en
negociaciones con Nueva Zelanda, en un paso más para vincularse a los mercados en desarrollo de
Asia-Pacífico.
Esta iniciativa por parte de países como Australia, que en su día se negó a ratificar el protocolo de
Kioto, respalda los mercados de carbono como un medio eficiente para combatir el cambio
climático reduciendo las emisiones.
Mercados de emisiones a nivel global
El mercado de emisiones europeo empezó a funcionar en 2005 bajo un esquema de planes
nacionales de asignación (PNAs) que dará paso a un sistema de subastas a partir de enero del 2013.
Siguió a esta iniciativa la implantación de los mercados en Nueva Zelanda y Suiza (2008), Estados
Unidos/Canadá a partir de 2009 (RGGI1, California, WCI2) y Australia en 2010. Actualmente, los
mercados de emisiones más relevantes en volumen a nivel global son los estadounidenses y el
europeo (Figura 3) y en su conjunto representan algo menos del 27% de las emisiones globales de
CO2 en 2004.
1
Regional Greenhouse Gas Initiative
2
Western Climate Initiative
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Figura 3: Tamaño de los mercados de CO2 regionales. Fuente: Capoor and Ambrosi (2008), RGGI (2008), California
Market Advisory Committee (2007), WCI (2007), FOEN (2008), New Zealand Ministry for the Environment (2007),
Australia Prime Ministerial Task Group on Emissions Trading (2007), CAIT (2008)
La creación de un mercado intercontinental es un proyecto ambicioso y atractivo, ya que el
incremento de volumen de mercado facilitará la estabilidad, liquidez y capacidad de establecer un
precio coherente y uniforme para el CO2 que evite la generación de asimetrías que puedan afectar a
la competitividad de los sectores emisores entre los países que participan.
Diseño del mercado: sobreasignación, sectores difusos y riesgo de deslocalización
El momento de este anuncio no puede ser más oportuno, ya que el mercado europeo abandonará,
como sistema primario de asignación de derechos, los planes de asignación de derechos de emisión
nacionales (PNAs), que han existido entre 2005 y 2012, para pasar a un sistema de subastas a nivel
europeo partir de enero de 2013.
El esquema actual ha presentado ciertos problemas en su aplicación, entre ellos el precio de los
derechos, la dificultad de integrar los sectores difusos y el riesgo de deslocalización de la industria
afectada.
El diseño del mercado europeo, definido originalmente en la Directiva 2003/87/EC, se ha visto
afectado por la reducción de actividad ligada a la crisis económica que a su vez ha llevado a una
reducción de emisiones, resultando en un hundimiento de los precios (Figura 4). Esto está
desincentivado las inversiones en tecnologías menos emisoras.
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[€/T]
30
28,3
73%
25
20
EUA
15
CER
10
7,49
90%
5
2,16
0
2008
2009
2010
2011
2012
Figura 4: Evolución de los precios de los derechos de emisión de CO2 y EUA. Fuente: Sendeco2
Así, la tonelada de CO2 se encuentra actualmente por debajo de los 8 €/tCO2, cuando las previsiones
internacionales esperaban precios muy superiores, del orden de entre 15 y 20 €/tCO2.. Por otro
lado, entre los ajustes que van a tener que realizar Australia, se cuenta la eliminación del precio
mínimo por tonelada que había fijado en 15,8 $/tCO2 (12,29 €/tCO2).
Otro punto débil del mercado europeo de emisiones es la dificultad de integrar los llamados
sectores difusos, edificación y transporte, que contribuyen significativamente a las emisiones de
gases de efecto invernadero pero que no se enmarcan dentro de la Directiva de comercio de
derechos de CO2. Actualmente estos sectores son responsabilidad directa de cada Estado miembro,
quien debe proveerse de los derechos necesarios para hacer frente a las emisiones por encima de
los límites nacionales marcados para estos sectores y por lo tanto no existe un incentivo directo por
parte de los usuarios finales de acometer reducciones de emisiones de CO2.
Finalmente, una de las dificultades del modelo es lograr un mercado efectivo de emisiones que
preserve la competitividad de las industrias europeas frente a las situadas en países que no han
optado por la limitación a las emisiones. Con el fin de mitigar este riesgo, la Unión Europea ha
identificado más de ciento cincuenta sectores que tendrán un tratamiento especial, como percibir
un alto porcentaje de derechos de emisión gratuitos en la tercera fase de este mercado (20122020).
Con este movimiento la Unión Europea ha querido reforzar el mercado de los derechos de emisión
con un mecanismo eficiente que fomenta que otros países europeos participen. De este modo, el
mercado gozará de un mejor funcionamiento y una mayor liquidez, ayudando a dar un paso
importante en la lucha global contra el cambio climático.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Preguntas frecuentes. ¿Cuál es el objetivo del comercio de
emisiones?, El cambio climático y los acuerdos internacionales, El esquema “Cap and Trade” en Europa y los incentivos a
reducir emisiones, Expanding Carbon Markets through New Market-based Mechanisms: A synthesis of discussions and
submissions to the UNFCCC, The Promise and Problems of Pricing Carbon: Theory and Experience, Effects of the
Uncertainty about Global Economic Recovery on Energy Transition and CO2 Price
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Reflexiones de interés
An unconventional bonanza. New sources of gas could transform the world’s
energy markets, says Simon Wright—but it won’t be quick or easy.
La aparición de shale gas en los Estados Unidos está cambiando el mercado energético internacional
y le ha permitido situarse como el segundo país en el ranking de las reservas de gas natural
(convencional y no convencional) después de Rusia. Esto tiene un impacto en la política energética
del país, en los ámbitos de generación eléctrica, transporte y mercados de emisiones.
Enlace: An unconventional bonanza
Enlace: Entrevista con el autor, Simon Wright
Desde los años 50 del siglo pasado, los Estados Unidos han tenido un enfoque "perverso" en su
estrategia energética, que ha marcado parte de la geopolítica mundial del siglo XX. Han maximizado
la demanda construyendo coches cada vez más grandes y menos eficientes, y desarrollando un
estilo de vida de alta demanda de energía.
A la vez, han condicionado el suministro propio de energías primarias limitando la búsqueda y
extracción de petróleo, el desarrollo de la energía nuclear, y la minería de carbón.
El gap creado se ha cerrado importando petróleo de países, en muchos casos políticamente
inestables, o que simplemente con malas relaciones con Estados Unidos.
Pero esa dinámica está cambiando muy rápidamente debido a varios factores, que a su vez, pueden
hacer cambiar la dinámica de los mercados energéticos mundiales. El shale gas es quizás uno de los
más importantes, aunque no el único. Políticas de eficiencia energética, el desarrollo de energías
renovables, así como el aumento de la eficiencia de algunos métodos extractivos están ayudando a
cerrar el gap de necesidad de petróleo de los Estados Unidos.
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Figura 5: Comparación de la evolución del consumo de petróleo vs la evolución de la producción de petróleo en los
Estados Unidos. Fuente: BP, U.S. Department of Energy
Pero como se ha mencionado, quizás el cambio más revolucionario ha sido que en sólo 5 años, se ha
pasado de que la tecnología existente para romper las rocas que contenían el gas natural
("fracking") fuera utilizada sólo por empresas especializadas a que la mayoría de las grandes
compañías de energía usen dicha técnica. La razón: la madurez de una tecnología que empezó a
investigarse en Estados Unidos hace tres décadas (con un fuerte apoyo gubernamental) y el
aumento de los precios del gas.
Esto ha hecho que los enormes depósitos de shale gas de los Estados Unidos se hayan vuelto
reservas viables, cambiando el mapa energético y geopolítico mundial.
Figura 6: Mapa mundial de reservas viables de gas natural. Fuente: Agencia Internacional de la Energía y BP
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El resultado ha sido una explosión en la producción local de gas natural, que ha llevado a una caída
de los precios del gas del 70% desde 2008, "matando" literalmente el negocio de importación de
gas en los Estados Unidos.
Figura 7: Evolución de las importaciones y exportaciones de gas natural en los Estados Unidos. Fuente: BP, U.S.
Department of Energy
La abundancia de gas barato puede tener varios efectos:
1. Puede hacer difícil la viabilidad de proyectos basados en otras fuentes de energía como carbón,
nuclear, renovables, etc. El gas esta ya ganando la batalla: el carbón está siendo expulsado del
sistema y proyectos de energía eólica y solar están siendo cancelados.
2. El gas se ha vuelto tan barato que pronto cambiará el mapa del sector del transporte por
carretera. Camiones y coches, serán transformados a gas. UPS ya tiene flotas enteras de camiones
basados en gas natural licuado (GNL).
3. El tercer impacto será en las emisiones de CO2. La mayor parte de plantas de generación
eléctricas serán plantas de de gas natural. Aunque el metano es más limpio que el carbón, tiene
claramente más emisiones que las plantas nucleares, o las renovables. Por tanto, la capacidad de
reducir las emisiones totales de CO2 puede verse afectada, al menos las correspondientes a la
generación de electricidad.
4. Un cuarto efecto es que la demanda petróleo de Estados Unidos disminuirá, produciendo
presiones a la baja en su precio, lo que, unido a un GNL barato, puede dificultar el desarrollo de
vehículos eléctricos e híbridos.
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Figura 8: Las energías renovables no pueden competir. Fuente: BP, U.S. Department of Energy
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: What is shale gas and why is it important?, Environmental and
safety aspects of shale gas production, Will Natural Gas Prices Decouple from Oil Prices across the Pond?, World Energy
Outlook 2011. Are we entering a golden age of gas?, The Geopolitics of Natural Gas, La cadena de valor del gas natural
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Evolución de los mercados energéticos
En el periodo analizado (del 19 de septiembre al 3 de octubre) los precios medios del petróleo Brent
correspondientes a los contratos con vencimiento a uno y tres meses han descendido
significativamente, continuando con esta tendencia decreciente que empezaron a principios de
septiembre.
Las cotizaciones medias diarias del gas natural de referencia en el Reino Unido (NBP) han tenido un
comportamiento contrario en el caso del contrato con vencimiento a un mes (+1,02%) y similar al
comportamiento del Brent en el caso del contrato con vencimiento a tres meses (-3,59%). El precio
del carbón europeo API2 continua con la tendencia bajista, descendiendo durante el periodo
analizado más de un 3,50% el contrato con vencimiento a un mes. Por su parte, las cotizaciones
medias de los derechos de emisión de CO2 (EUAs) han descendido más de un 2,80%, colocándose el
contrato EUA-12 en un precio medio de 7,66 €/t.
Los precios de los mercados spot de electricidad en Europa evolucionaron de forma similar con una
tendencia decreciente excepto en el mercado de Nord Pool que los precios crecieron un 23,48% con
respecto al periodo anterior. El descenso de los precios ha sido de una manera significativa en
Alemania (-9,14%) seguido de España y Francia con un descenso medio de 7,15%. Por otro lado, los
precios de los contratos negociados en el mercado a plazo español descendieron de una manera
poco significativa en el caso del Q1 2013 (- 0,39%) situándose en 50,76 €/MWh, en el caso del Call13 el precio de los contratos negociados crecieron un 2,88% hasta situarse en los 54,26 €/MWh.
Durante la quincena analizada (del 19 de septiembre al 3 de octubre) los precios medios del
petróleo Brent correspondientes a los contratos de vencimiento a uno y tres meses han sufrido un
significativo descenso, un 3,50% de media aproximadamente, debido a los temores que existen
sobre las malas perspectivas de crecimiento mundial y la incertidumbre que existe sobre si España
va a solicitar un rescate inminente.
Del mismo modo, las cotizaciones medias de los contratos a vencimiento a un mes y tres meses del
carbón europeo CIF ARA han descendido con respecto a la quincena anterior. Este descenso ha sido
más pronunciado en el contrato con vencimiento en noviembre, cuyo descenso ha sido de un 3,51%
situándose en 88,28 $/t, mientras que el contrato con vencimiento en el primer trimestre de 2013
ha descendido un 2,29% marcando de media 91,35 $/t. Ambos tipos de contratos continúan con la
tendencia descendiente que les ha caracterizado desde el año pasado.
Los precios medios del gas natural en el mercado británico NBP experimentaron un aumento de un
1,02% durante la quincena analizada respecto a la quincena anterior, situándose de media en
25,76 €/MWh para los contratos de vencimiento en noviembre. A pesar de este incremento en el
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precio, este contrato continua en una senda con poco movimiento, desde inicios de 2012 en el que
no ha superado en ningún momento la barrera de los 26 €/MWh. Por el contrario, el contrato del
NBP con vencimiento en el primer trimestre del año 2013 ha descendido un 3,59%, situándose en
los 27,77 €/MWh.
Después de superar los 8 €/t, el precio de los derechos de emisión de CO 2 sigue una senda
descendente. Los precios se situaron de media en 7,66 €/t. Estimaciones de analistas expertos
consideran que el precio de los derechos de emisión de CO2 podría llegar a doblar su precio debido
al gran volumen de derechos que se van a negociar a finales de 2013, llegando a un máximo de
17,50 €/t en 2015.
Los precios medios spot de los principales mercados eléctricos de Europa evolucionaron de forma
similar exceptuando el mercado de Nord Pool durante la quincena analizada (del 19 de septiembre
al 3 de octubre). Los precios de España y Francia descendieron de media un 7,15% respecto a la
quincena anterior, situándose de media en 47,66 €/MWh y 45,28 €/MWh respectivamente. En la
misma línea, en Alemania los precios descendieron (-9,14%), colocándose en un valor medio de
42,51 €/MWh. Los mercados de Portugal e Italia descendieron de una manera menos significativa
con un descenso de un 4,68% y un 5,38% respectivamente. En cambio, en el mercado de Nord Pool
los precios evolucionaron a la alza (-23,48%), registrando de media 28,37 €/MWh.
Por otra parte, los precios negociados en el mercado a plazo de la electricidad en España se
mantuvieron prácticamente estables en el caso del contrato del Q1-13, situándose de media en
50,76 €/MWh y ascendiendo significativamente en el caso del contrato para 2013 (+2,88%)
situándose de media en 54,26 €/MWh. A pesar de que el contrato Q1-13 no presenta mucha
variación con respecto al periodo anterior analizado, la tendencia de los dos contratos a futuros es
creciente debido a que el mercado está ya descontando la posible subida en el precio de la luz que
se va a producir cuando entren en vigor los impuestos establecidos en la reforma fiscal que va a
afectar al sector energético según publicó ya el Gobierno.
Los precios a plazo de los mercados de Francia y Alemania descendieron, en especial para el Q1-13
en Francia (-3,95%) situándose en los 54,50 €/MWh y para la Call-13 en Alemania (-2,19%),
situándose en los 47,73 €/MWh.
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Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa
Precio medio spot (€/MWh)
19/09-03/10
04/09-18/09
Variación (%)
España OMIE
47,66
51,30
-7,09%
Portugal OMIE
48,97
51,37
-4,68%
Francia
45,28
48,84
-7,30%
Alemania
42,51
46,78
-9,14%
Italia GME
73,35
77,53
-5,38%
Nord Pool
28,37
22,98
23,48%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
Tabla 2. Evolución de las cotizaciones medias a plazo de los combustibles (petróleo, gas y
carbón) y de los derechos de emisión de CO2
Unidade
s
19/09-03/10
04/09-18/09
Var. (%)
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
110,57
114,60
-3,51%
Brent entrega a 3 mes (contrato M+3)
$/bbl
109,81
113,69
-3,42%
Gas Natural (NBP) entrega en Nov. 2012
€/MWh
25,76
25,50
1,02%
Gas Natural (NBP) entrega en Q1 2013
€/MWh
27,77
28,81
-3,59%
Carbón API2 ARA entrega en Nov. 2012
$/t
88,28
91,49
-3,51%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2013
$/t
91,35
93,49
-2,29%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2012
€/t
7,66
7,89
-2,82%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange
www.energiaysociedad.es
16
2-ene-12
9-ene-12
16-ene-12
23-ene-12
30-ene-12
6-feb-12
13-feb-12
20-feb-12
27-feb-12
5-mar-12
12-mar-12
19-mar-12
26-mar-12
2-abr-12
9-abr-12
16-abr-12
23-abr-12
30-abr-12
7-may-12
14-may-12
21-may-12
28-may-12
4-jun-12
11-jun-12
18-jun-12
25-jun-12
2-jul-12
9-jul-12
16-jul-12
23-jul-12
30-jul-12
6-ago-12
13-ago-12
20-ago-12
27-ago-12
3-sep-12
10-sep-12
17-sep-12
24-sep-12
1-oct-12
€/MWh
OMIE (España)
OMIE (España)
Nord Pool
Nord Pool
Francia
Francia
www.energiaysociedad.es
GME
GME
Alemania
Alemania
3-oct-12
18-sep-12
3-sep-12
19-ago-12
4-ago-12
20-jul-12
5-jul-12
20-jun-12
5-jun-12
21-may-12
6-may-12
21-abr-12
6-abr-12
22-mar-12
7-mar-12
21-feb-12
6-feb-12
22-ene-12
7-ene-12
23-dic-11
8-dic-11
23-nov-11
8-nov-11
24-oct-11
9-oct-11
24-sep-11
9-sep-11
€/MWh
05 de octubre de 2012
Número 78
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa
140
120
100
80
60
40
20
0
OMIE (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMIE (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
17
05 de octubre de 2012
Número 78
Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones de los combustibles con entrega al mes siguiente y
de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales)
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic-12 (€/t, eje dcho.)
19-sep-12
4-sep-12
20-ago-12
5-ago-12
21-jul-12
6-jul-12
21-jun-12
5
6-jun-12
8
80
22-may-12
85
7-may-12
11
22-abr-12
90
7-abr-12
14
23-mar-12
95
8-mar-12
17
22-feb-12
100
7-feb-12
20
23-ene-12
23
105
8-ene-12
110
24-dic-11
26
9-dic-11
115
24-nov-11
29
9-nov-11
120
25-oct-11
32
10-oct-11
125
25-sep-11
35
10-sep-11
130
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh)
19/09-03/10
04/09-18/09
Variación (%)
España entrega en Q1 2013
50,76
50,96
-0,39%
España entrega en 2013
54,26
52,74
2,88%
Francia entrega en Q1 2013
54,50
56,74
-3,95%
Francia entrega en 2013
49,94
50,93
-1,94%
Alemania entrega en Q1 2013
50,57
50,68
-0,22%
Alemania entrega en 2013
47,73
48,80
-2,19%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP, Powernext y EEX
www.energiaysociedad.es
18
05 de octubre de 2012
Número 78
Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con
vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales)
€/MWh
65
55
Vencimiento en Q32012
45
España
Francia
3-oct-12
24-sep-12
15-sep-12
6-sep-12
28-ago-12
19-ago-12
10-ago-12
1-ago-12
5-jul-12
14-jul-12
26-jun-12
17-jun-12
8-jun-12
30-may-12
21-may-12
12-may-12
3-may-12
24-abr-12
6-abr-12
15-abr-12
28-mar-12
19-mar-12
1-mar-12
Vencimiento en Q42012
10-mar-12
21-feb-12
12-feb-12
3-feb-12
25-ene-12
7-ene-12
16-ene-12
29-dic-11
20-dic-11
35
Vencimiento en
Q2-2012
23-jul-12
Vencimiento en
Q1-2012
Alemania
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP, Powernext y EEX
Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con
vencimiento en Cal+1 (medias semanales)
55
45
35
Vencimiento en
Cal-2012
Vencimiento en Cal-2013
20-oct-11
29-oct-11
7-nov-11
16-nov-11
25-nov-11
4-dic-11
13-dic-11
22-dic-11
31-dic-11
9-ene-12
18-ene-12
27-ene-12
5-feb-12
14-feb-12
23-feb-12
3-mar-12
12-mar-12
21-mar-12
30-mar-12
8-abr-12
17-abr-12
26-abr-12
5-may-12
14-may-12
23-may-12
1-jun-12
10-jun-12
19-jun-12
28-jun-12
7-jul-12
16-jul-12
25-jul-12
3-ago-12
12-ago-12
21-ago-12
30-ago-12
8-sep-12
17-sep-12
26-sep-12
€/MWh
65
España
Francia
Alemania
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP, Powernext y EEX
www.energiaysociedad.es
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