El descenso eólico y nuclear impulsa el precio de la electricidad por encima de 100 €/MWh
- Los ciclos combinados ganan protagonismo: aumentan su producción un 43,5% y dominan en la fijación de los precios.
- El inicio frío y poco ventoso de noviembre pone a prueba el mercado energético europeo y provoca un fuerte repunte en los precios del gas y la electricidad para 2025.
- Previsión para fin de mes: el aumento que se espera de generación eólica debería moderar los precios.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) español hasta el día 17 de noviembre se sitúa en 104,03 €/MWh. Es un 51,78% más alto que el mes pasado (68,54 €/MWh) y un 64% superior al de hace un año (63,45 €/MWh).
De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, este aumento en el precio se debe a que la reducción de la generación eólica y nuclear coincide con un incremento del precio del gas, que encarece la producción de los ciclos combinados. Por eso, en los últimos días el precio de la electricidad ha estado por encima de 120 €/MWh.
El frío y la ausencia de viento provoca picos de máximos en Europa
Los precios de la energía han crecido en toda Europa. Los mercados diarios eléctricos alcanzaron su punto máximo el miércoles 6 de noviembre a las 17:00 horas. En ese momento, Alemania marcó 820 €/MWh y Holanda, 550 €/MWh. Son niveles que no se veían desde la crisis energética. A día 17, el precio medio de la electricidad se sitúa en 124,70 €/MWh en Alemania y en 106,56 €/MWh en Francia, ambos por encima de España (104,03 €/MWh).
Los CCG aumentan su producción un 43,5% y dominan en la fijación de los precios
La generación eólica de la primera parte de noviembre ha sido un 60% inferior a su promedio de los últimos cinco años. A ello se ha unido la parada programada de dos centrales nucleares (Ascó I y Ascó II). Además, en esta época del año desciende la aportación fotovoltaica. A cambio, la generación de los ciclos combinados de gas (CCG) se ha incrementado un 43,5%.
En lo que va de mes, la generación de los CCG se ha situado en un promedio diario de 123 GWh, su nivel más alto desde septiembre del año pasado (141 GWh/día). Ocupan la tercera posición en el mix en noviembre, con una aportación del 18,5%. Solo por detrás de la nuclear (18,8%) y de la eólica que, a pesar de su descenso, continúa primera con el 19,7%.
Los ciclos combinados desempeñan un papel fundamental para satisfacer la demanda. Su alta disponibilidad y flexibilidad se hacen imprescindibles, sobre todo cuando las renovables no entran al sistema. Esta capacidad es la que permite a los CCG fijar los precios y ampliar sus márgenes de beneficios en momentos como este, cuando la nuclear, la eólica y la solar reducen su aportación.
Según explican los analistas de Grupo ASE, en España, con la práctica desaparición del carbón, los CCG se han convertido en la única tecnología capaz de garantizar las “luces encendidas” de nuestro sistema eléctrico. Y esto supone que están marcando el precio marginal del mercado en prácticamente todas las horas de noviembre. De hecho, los precios se han incrementado en todas las horas del día, en un promedio cercano a los 40 €/MWh (+64%).
El encarecimiento del gas se traslada al mercado eléctrico
Algunos días, los precios en las horas punta se han situado en 140 €/MWh, algo que, según señalan los analistas de Grupo ASE, no se veía desde los meses más duros de la crisis energética (2021 – 2023). La causa es el encarecimiento del gas (TTF y MIBGAS) y de las emisiones de CO2 (EUA), que ha llevado los costes de generación de los CCG a sus niveles máximos del año y que se acaba trasladando al mercado eléctrico.
Los costes de generación de un ciclo combinado de gas medio (con una eficiencia del 50%) han crecido hasta los 118,14 €/MWh a mitad de noviembre, por los precios actuales de gas y emisiones. Es un incremento del 81,5% desde los 65 €/MWh de finales de febrero.
En lo que llevamos de 2024, los ciclos combinados de gas han promediado un coste medio de producción de 90,42 €/MWh. Es decir, solo han sido rentables cuando el precio de la electricidad ha sido superior, lo que ha ocurrido en el 27% de las horas. En cambio, en lo que va de noviembre ha sucedido en el 82,1% de las horas.
Actualmente, España cuenta con un parque de CCG sobredimensionado (26.250 MW) y gestionado (en un 75%) por las tres grandes eléctricas (casi 20.000 MW). Estas centrales han requerido una inversión de 15.000 millones de euros para el sector, que hemos pagado en gran parte los consumidores. Ahora, su bajo coeficiente de utilización (11,5% de su capacidad), el riesgo de bajos precios del mercado eléctrico (incremento de las renovables), la retirada de los pagos por capacidad y las políticas de descarbonización han devaluado su valor.
En los últimos años, compañías como Repsol, Engie o Total han invertido (comprado) centrales de CCG, conociendo su valor estratégico para convivir como únicas tecnologías capaces de garantizar una transición renovable. Los analistas de Grupo ASE confían en que la competencia de los inversores impida que los rendimientos implícitos de estas centrales aumenten desorbitadamente, aprovechando momentos como el actual, con largos periodos de baja producción renovable.
La climatología impulsa el precio del gas
Los precios spot del gas en el mercado de referencia en Europa, el TTF holandés, se han situado en un promedio de 41,42 €/MWh en la primera quincena de noviembre. Esto supone un aumento del 3,2% sobre el mes pasado y su precio más alto en lo que llevamos de 2024. Por su parte, el precio spot español (MIBGAS) se colocó en 41,65 €/MWh, con una subida del 2,7%.
Los analistas de Grupo ASE señalan como principales impulsores el inicio frío de noviembre y el anuncio de la compañía rusa Gazprom de cortar el suministro por Austria, lo que implica dejar de recibir gas ruso (aunque sólo afecte a un volumen de 10 mcm/día).
A 1 de noviembre, las reservas de gas de la UE estaban al 95%, superando su objetivo de almacenamiento (90%). Sin embargo, en esta primera quincena Europa ha experimentado su primera prueba de la temporada de calefacción de invierno, con un período prolongado de bajas temperaturas y viento por debajo de la media.
Esta climatología ha supuesto una mayor demanda de gas y ha generado una acelerada retirada de reservas de 200 mcm/día frente los 30 mcm/día de octubre. En apenas quince días, las reservas han bajado más de 5 puntos, hasta el 90%. El mercado lo ha interpretado como una señal de alarma y los precios spot y de futuros del gas se han visto impulsados.
Los analistas de Grupo ASE explican que, con el actual nivel de almacenamiento (90%), no se prevé que Europa tenga problemas de suministro este invierno. Sin embargo, ahora lo que preocupa a los compradores es que finalice la temporada alta con pocas reservas y que la campaña de recarga del próximo verano sea muy dura por la competencia asiática.
En otras temporadas, tras un comienzo más frío de lo habitual en noviembre, han llegado temperaturas superiores a la media durante el resto de la temporada de invierno. De ser así, se reduciría el riesgo de bajada en el almacenamiento de gas europeo. Por tanto, la climatología será clave en las próximas semanas.
Previsión para fin de mes: el aumento que se espera de generación eólica debería moderar los precios
A partir del 20 de noviembre, las predicciones meteorológicas apuntan a un incremento de la generación eólica por encima de los 300 GWh/día en la península. Además, está previsto que la central nuclear de Ascó II se acople de nuevo al sistema. La suma de estos factores debería devolver los precios a un rango de 70-90 €/MWh.
