La luz cae un 60 % en el último año por el aumento renovable, la caída de la demanda y el abaratamiento del gas
- La electricidad de mayo ha sido un 55% renovable y la mitad de cara en las «horas solares».
- El autoconsumo y la reducción del consumo eléctrico industrial hunden la demanda a niveles de la pandemia.
- La caída del precio del gas lleva los futuros eléctricos del tercer trimestre a 84 €/MWh.
El precio medio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) español ha sido de 74,21 €/MWh en mayo. Aumenta 0,65% respecto a abril, pero es un 60,3% más bajo que hace un año. El mecanismo de «tope al gas» no ha llegado a funcionar porque la cotización de MIBGAS (29,23 €/MWh) está muy por debajo del «tope» fijado en 57,20 €/MWh.
La aceleración de la caída en el precio del gas, el hundimiento de la demanda y el incremento de la generación renovable mantienen la tendencia bajista iniciada a comienzos de año, explican los analistas de Grupo ASE.
Con respecto al contexto europeo, España (74,21 €/MWh) se mantiene por debajo del precio medio de la electricidad de las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido e Italia) que se sitúa en 89,50 MWh, un 20,6% por encima del español.
El precio «solar» es un 50% más bajo que el de las horas «pico»
Entre las 10:00 y las 18.00 horas los precios han rondado los 50 €/MWh, frente a los más 100 €/MWh de las horas «pico» (entre las 20.00 y las 24.00 horas).
En esas «horas solares» la producción fotovoltaica ha cubierto el 36% del mix y el precio no ha bajado más porque el parque nuclear no ha trabajado a plena carga. Las paradas de Almaraz I (desde el 17 de abril al 23 de mayo), de Ascó I (desde el 29 de abril) y de Trillo (desde el 24 de mayo) han reducido la aportación nuclear al mix en un 28,7%.
La producción solar ha crecido un 11,8% y la eólica un 10,7%. Por eso, más de la mitad de los días de mayo, si la producción nuclear no se hubiera reducido en aproximadamente 2000 MW, los ciclos combinados de gas (CCG) no habrían intervenido en las horas solares, como ocurrió el pasado mes de abril y el precio de la electricidad habría sido más bajo.
Aunque han crecido las exportaciones (+27,4%) y el consumo de las centrales de bombeo (+70%), al desplomarse la demanda (-8,7%), la generación ha sido un 4,3% inferior a la de abril. Y, como las únicas tecnologías que no han reducido su actividad han sido la eólica y la solar, la aportación renovable ha crecido un 2,2% y ha supuesto un 55,6% del total.
La demanda eléctrica está en niveles de pandemia
Con un extraordinario retroceso del 8,7%, el promedio diario de la demanda eléctrica ha sido de 562 GWh, prácticamente igual al registrado en mayo de 2021 (560 GWh) en plena pandemia. Ese descenso ha sido más acusado en las horas de máxima radiación solar (entre el 11% y el 12%) debido al auge de las instalaciones de autoconsumo tanto en hogares como en empresas.
El otro factor que explica gran parte de este desplome es la reducción del 7,7% de la demanda del conjunto de las empresas que tienen un consumo eléctrico medio/alto en 2023 (de enero a abril). Los sectores más afectados están siendo el del papel, el químico, el siderúrgico y de alimentación.
El gas acelera su caída y desciende también a largo plazo
La tendencia bajista de los precios del gas se inició a finales de 2022 por la importante reducción de la demanda y el elevado suministro de gas natural licuado (GNL), que han permitido elevar el nivel de las reservas de gas. En mayo, el precio medio spot diario del TTF ha sido de 31,50 MWh, un 59% inferior al de hace un año. El español (MIBGAS) mantiene una ligera prima de descuento y se sitúa en 29,23 MWh.
Esa reducción en el precio diario y la mejora de las expectativas de oferta de gas se trasladan a una importante caída de las cotizaciones de los contratos de futuros sobre el gas. El del próximo invierno (TTF WIN-23 oct 23-Mar24) cierra en 42,90 MWh con una caída del 23,3% en el último mes y una reducción cercana al 50% en lo que va de 2023.
Este invierno (desde octubre de 2022 hasta marzo de 2023) la demanda de gas ha bajado un 17,1%, superando las mejores expectativas de la Comisión Europea (-15%). Las temperaturas por encima de la media han requerido menos calefacción y la industria ha recortado su consumo por la alta señal del precio. Algunos sectores han reducido su actividad (químico, metalúrgico y papel) y otros la han parado (fertilizantes).
También tiene impacto la recesión económica en algunos países europeos, como Alemania, y la menor producción de electricidad de los ciclos combinados de gas por el fuerte crecimiento renovable. La potencia instalada solar y eólica en los principales mercados europeos (Alemania, Francia, Italia, España, Holanda, Bélgica, Polonia y Austria) ha crecido (42,3% la solar y 12,8% de la eólica) y alcanza una potencia total de 300.000 MW.
Otra consecuencia «verde» del actual nivel de precios del gas es que incluso las centrales de carbón más eficientes van a tener dificultades para competir con sus homólogas de gas.Los futuros eléctricos caen arrastrados por el gas
El contrato de electricidad alemán para el tercer trimestre (Q3-23) ha bajado un 22,2% hasta los 83,92 €/MWh y el español ha descendido un 25,6% hasta los 84,50 €/MWh. Por su parte, el Yr-24 español ha roto la barrera de los 100 €/MWh y ha cerrado en 97 €/MWh, mientras el alemán se colocaba en 122,47 €/MWh, tras bajar un 16,9%. Los productos más lejanos también han reducido su cotización. El Yr-25 español ha recortado un 14,1% hasta los 79,43 €/MWh.
De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, la caída de los precios del gas, que se inició al comienzo de 2023, contribuye a aliviar los temores a corto plazo sobre la capacidad de Europa para equilibrar sus necesidades de gas y evitar la volatilidad extrema de los precios energéticos. Esta estabilidad de los precios es el primer paso para que pueda restablecerse la liquidez y normalidad en los mercados de futuros de gas y de electricidad continentales.
