El gas eleva el precio de la luz un 30% más por las noches y penaliza a la industria
- Cuando no hay fotovoltaica y escasea la eólica, por las noches, los ciclos combinados de gas producen más y encarecen el precio de la electricidad en esa franja, con un mayor impacto en la industria por su perfil de consumo.
- La demanda de gas de la industria se ha hundido un 32%, más que durante el confinamiento por la Covid (-21,2%) y el sector textil es el más castigado (-44%).
- El precio medio de agosto es el más alto de la historia, a pesar de que el mecanismo del tope al gas logra que la electricidad sea un 36% más barata que en las principales economías europeas.
- La sequía más grave de Europa en 500 años reduce la producción hidráulica y afecta a la nuclear (en Francia) y a la térmica (en Alemania).
El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) español se ha situado en 154,89 €/MWh en agosto. Sin embargo, sumando el sobrecoste que supone para los consumidores el ajuste por la compensación al gas, se sitúa en 307,92 €/MWh. Sube un 19% respecto a julio, casi duplica (+190%) el de hace un año y, como destacan los analistas de Grupo ASE, establece máximo histórico.
Las noches son un 30% más caras que los días
El coste de ajuste de compensación tiene mucho más impacto en las horas en las que los ciclos combinados de gas producen más, que suelen coincidir con los momentos de baja o nula radiación solar y escasa generación eólica.
El importe del ajuste está vinculado al volumen de producción de los ciclos combinados y al precio diario del gas (MIBGAS). Ambos están subiendo.
La aportación de los ciclos combinados ha crecido más de un 130% por la caída de las importaciones desde Francia, el aumento de la generación para exportación y la disminución de la producción hidráulica (-45%). Y a esto hay que añadir que los precios del gas se han multiplicado por 4 o 5.
Las noches son un 30% más caras que los días
El coste de ajuste de compensación tiene mucho más impacto en las horas en las que los ciclos combinados de gas producen más, que suelen coincidir con los momentos de baja o nula radiación solar y escasa generación eólica.
El importe del ajuste está vinculado al volumen de producción de los ciclos combinados y al precio diario del gas (MIBGAS). Ambos están subiendo.
La aportación de los ciclos combinados ha crecido más de un 130% por la caída de las importaciones desde Francia, el aumento de la generación para exportación y la disminución de la producción hidráulica (-45%). Y a esto hay que añadir que los precios del gas se han multiplicado por 4 o 5.
Los sectores más afectados están siendo el textil (-44%), el químico y farmacéutico (-34,8%), el del papel (-26,4%) y el metalúrgico (-16,2%). El resto de la industria cae un promedio de 23,4% y el sector agroalimentario disminuye un 20,5%.
El tope al gas reduce el precio eléctrico en España un 36% sobre Europa
La crisis energética en Europa se ha acelerado vertiginosamente en las últimas semanas con la subida estratosférica de los precios de gas y de la electricidad.
En España, el coste de ajuste de compensación se ha disparado a más de 200 €/MWh en muchos días y el precio total (el de OMIE más el ajuste de compensación) ha llegado a superar los 400 €/MWh. No obstante, sin este mecanismo el precio habría estado por encima de los 600 €/MWh, como ha ocurrido en Francia o en Alemania.
El mercado spot eléctrico español con 302,19 €/MWh (incluido el ajuste del precio al gas), está muy por debajo del precio promedio de 475 €/MWh de las grandes economías europeas. En concreto, es un 34,4% más bajo que el alemán, un 38% menor que el francés y un 44,4% inferior al de Italia.
Los precios eléctricos para el próximo invierno en Alemania y Francia han llegado a superar los 1.000 €/MWh, lo que podría llevar a una parada en seco de la industria europea en las próximas semanas. Sin embargo, los futuros han retrocedido a última hora, debido al anuncio de intervención inmediata por parte de Bruselas, dada la gravedad de la situación y para frenar la escalada de los precios, que se han multiplicado por seis respecto a hace un año.
Europa sufre la sequía más dura en 500 años y se agrava la crisis energética
Al racionamiento de gas del gas ruso desde inicios de año, en las últimas semanas se ha sumado una grave reducción de la oferta de generación eléctrica europea causada por una grave sequía que afecta a casi la mitad del continente.
La brusca reducción de la capacidad de generación nuclear, hidroeléctrica y térmica europea hace que el sector eléctrico necesite más que nunca la contribución de los ciclos combinados. De hecho, la escasez de generación eléctrica que está provocando tiene un impacto mayor que las restricciones de gas ruso por la guerra, hasta el punto de que el precio de gas diario en el TTF ha superado los 300 €/MWh en los últimos días de agosto.
La falta de precipitaciones y el bajo nivel de los embalses ha reducido la generación hidráulica europea a mínimos históricos. En España, por ejemplo, la producción hidráulica está al 41% respecto al promedio de los últimos 7 años.
Pero hay más consecuencias. En Francia, el bajo nivel de los ríos está afectando a los ciclos de refrigeración de sus centrales nucleares, que han reducido su producción a solo un 39% de su capacidad. Y, en Alemania, el bajo nivel del Rin dificulta a las barcazas el suministro de carbón a las centrales térmicas.
Aumenta la presión sobre los mercados y se genera una espiral ascendente del precio del gas y de las emisiones de CO2, que acaba trasladándose a los precios de la electricidad. Solo una destrucción de la demanda de gas y electricidad, que ya se está dando, puede frenar esta espiral frenética de los mercados energéticos.
