La previsión del precio de la electricidad para verano sube un 23% por el temor a la escasez
- La baja producción eólica y nuclear registrada en la primera quincena de junio ha elevado el precio del POOL español un 45,42% en las horas “solares”.
- El gas ha abandonado su tendencia bajista y sube un 30% por los temores de escasez.
- La demanda de electricidad sigue en caída libre.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) español hasta el día 16 de junio se sitúa en 86,61 €/MWh. Esto implica un encarecimiento del 16,7 % respecto a mayo, pero se mantiene un 60,4 % más barato que hace un año.
De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, esta subida respecto al mes pasado se explica principalmente por la reducción de la oferta eólica y nuclear, que ha propiciado que en las horas de máxima radiación solar los precios aumentaran un 45,42 %. Entre las 10:00 y las 18:00 horas, el precio en la primera quincena de junio se ha situado en 71,69 €/MWh frente a los 49,42 € de mayo.
El gas abandona su tendencia bajista, escala un 30% y eleva los futuros eléctricos
El operador noruego Gassco anunció la semana pasada una prórroga de sus interrupciones planificadas y, además, anunció otras que no estaban previstas. Por eso los operadores del mercado que estaban apostando por un mercado bajista a corto plazo abandonaron sus posiciones a corto. Y, así, el producto con entrega en el mes frente del principal mercado europeo (TTF), julio 2023, inició una escalada entre los días 6 y 15 de junio y su precio recuperó los 40 €/MWh.
A esa subida en el precio también han contribuido otros temores:
- La noticia (no confirmada) de que el Gobierno holandés podría cerrar definitivamente el yacimiento de Groningen en octubre de 2023.
- La previsión de un aumento de la demanda de electricidad para refrigeración por las altas temperaturas.
- La fuerte sequía que vive Europa podría limitar la producción nuclear (problemas de refrigeración de los reactores) como ocurrió en 2022.
- La caída de las importaciones de gas natural licuado (GNL) en Europa y, principalmente, en el Reino Unido.
- El aumento de los precios del GNL en Asia, que llevará aparejada una subida de los precios europeos para competir por la limitada oferta de GNL.
- El recorte de la producción de petróleo promovida por la OPEP.
- Los precios del índice JKM de GNL de referencia en Asia han subido un 32% en lo que va de junio y las exportaciones GNL norteamericano han caído por tercera semana consecutiva, con la salida de 21 embarcaciones en la semana del 8 al 14 de junio.
El 16 de junio el mercado corrigió a la baja en más de un 15%, pero aún es pronto para saber si se trata de una corrección técnica o de una reducción de la preocupación del mercado por el suministro. En cualquier caso, la incertidumbre por la limitación de la capacidad de la oferta puede provocar fuertes oscilaciones (volatilidad) en las próximas semanas.
La menor oferta de gas y electricidad que podría sufrir Europa por todos estos factores ha derivado en un importante aumento de los precios de los futuros eléctricos en Europa a corto plazo, que también se ha trasladado al mercado español.
En concreto, en España el Q3-23 aumentó un 23,4% hasta los 105,5 €/MWh, mientras que el Q4-23 creció un 15,9% hasta los 118,75 €/MWh. Sin embargo, el Yr-24 ha visto una reducción del 5% hasta los 92 €/MWh, lo que amplía su prima de descuento frente al Yr-24 alemán, de referencia en Europa, que cotiza en 144,31 €/MWh.
La menor producción eólica y nuclear han elevado el precio spot de la luz
En cuanto al mercado diario de la electricidad (POOL), en la primera quincena de junio ha crecido la producción fotovoltaica (+ 13,3%) y se ha hundido demanda (- 12% anual). Sin embargo, la cantidad de electricidad generada con tecnología eólica ha bajado un 29,9% y la de origen nuclear ha sido un 13,6% inferior. Por tanto, se ha reducido la oferta de generación con “bajo coste de oportunidad” en el sistema eléctrico español, lo que ha permitido a la hidráulica y a los ciclos combinados de gas (CCG) aumentar su producción, con la consiguiente elevación del precio de la electricidad en las horas de máxima radicación solar.
El menor aporte nuclear se ha debido a las paradas programadas de Ascó I y de Trillo. Por su parte, la producción eólica cae un 29,9% respecto al año pasado y un 19,8% respecto a su promedio de los últimos 5 años. El descenso de estas dos tecnologías ha hecho necesario que el hueco hidrotérmico (hidráulica + gas) creciera un 44,5% respecto a mayo.
Por otra parte, el aumento del precio del gas spot en los últimos días ha incrementado el coste de generación de los CCG. La menor generación eólica y nuclear han coincidido con un descenso de las importaciones de gas argelino, lo que ha presionado al alza el precio spot del gas durante los últimos días. En todo caso, el precio del gas español mantiene una prima de descuento de 1 €/MWh sobre el principal mercado de referencia en Europa, el TTF holandés.
Se prevé que crezca la demanda por las altas temperaturas y que el incremento del precio del gas mantenga a la electricidad claramente por encima de los 100 €/MWh durante los próximos días. Sin embargo, de cara a fin de mes, los analistas de Grupo ASE apuntan a que una mejora de la producción eólica prevista para la última semana de junio y el acoplamiento de las centrales nucleares de Ascó I (18 de junio) y de Trillo (26 de junio), podría reducir los precios de electricidad en las horas centrales del día.
La demanda eléctrica en “caída libre”
La demanda eléctrica sigue en “caída libre” y se sitúa en la primera quincena de junio en un promedio diario de 591 GWh, un 8,1% más bajo que su promedio de los últimos cinco años. Como venimos reflejando en el Informe del mercado energético de Grupo ASE, este hundimiento, que no tiene precedentes, proviene del incremento del autoconsumo y de la caída de la demanda industrial y de los hogares como respuesta a la señal de precios altos.
La caída de la demanda en junio también viene acompañada por un descenso de las exportaciones (- 28%) a causa de la débil generación eólica que se ha registrado en la península.
