La luz baja un 1,3 % desde junio pero se coloca por encima de la media europea por primera vez desde febrero de 2022
- La producción renovable crece un 5,6% por el aumento de la fotovoltaica (+32,7%) y de la hidráulica (+37,6%), pero el descenso de la eólica (-21,6%), que ha sido mayor en las horas solares, impide que baje más el precio eléctrico.
- Los ciclos combinados son la tecnología que más reduce su aporte, pero sigue en segunda posición del mix solo por detrás de la nuclear.
- Los precios del gas vuelven a la senda bajista por la presión de las elevadas reservas de gas y porque la recuperación de la demanda asiática aún es tímida.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) español hasta el día 16 de julio se sitúa en 91,77 €/MWh. Baja un ligero 1,3% respecto al mes de junio y registra un fuerte descenso del 64,4% respecto a hace un año. Sin embargo, por primera vez desde febrero de 2022, se sitúa por encima de la media europea (+10,6%). Según los analistas de Grupo ASE, la explicación se encuentra en el descenso de la producción eólica.
El precio eléctrico español está siendo estable durante la primera parte del mes. Los días laborables el precio medio diario se ha movido entre 100-110 €/MWh y ha caído los fines de semana. Con respecto a las horas de máxima radiación (de 10 a 18h), el precio de la primera quincena de julio es de 65,67 €/MWh, frente a los 73,55 € de junio.
El descenso de las exportaciones y de la demanda reducen la generación eléctrica
La generación en España cae con fuerza (-9,0%) en la primera parte de julio por la reducción de la demanda (- 3,1%) pero, sobre todo, por la reducción del saldo exportador de España, del 79,6% respecto al mismo periodo del año pasado.
La desaparición del tope del precio del gas y el aumento de la producción nuclear francesa (+27%) han provocado que el saldo con Francia haya pasado de exportador a importador. En los primeros 16 días de julio las importaciones desde Francia se han incrementado en 800 TWh, cuando el año pasado en estas fechas apenas eran de 51 TWh. Por su parte, las exportaciones se han reducido a 291 TWh, frente a los 796 TWh del año pasado.
La producción renovable ha aumentado un 5,6%, impulsada por el incremento de la fotovoltaica (+ 32,7%) y de la hidráulica (+ 37,6%). Sin embargo, el precio no ha bajado más porque la eólica ha experimentado un fuerte descenso (- 21,6%) que no ha sido igual en todas las horas. El recorte ha sido especialmente acusado durante las horas solares, algo que no tiene explicación meteorológica y que se viene repitiendo en el periodo estival.
Por su parte, los ciclos combinados de gas (CCG), que han reducido su aportación en un 37,9%. Sin embargo, ocupan la segunda posición en mix, con una participación del 19,6%, solo por detrás de la nuclear (22,9%). Esta fuerte presencia de los CCG en todas las horas del día, especialmente en las punta, ha evitado una mayor caída del precio de la electricidad.
Las elevadas reservas de gas presionan a la baja los precios spot y a corto plazo
Tras el repunte que había experimentado en la parte final de junio, el precio spot del gas holandés (TTF) desciende en lo que va de julio hasta los 31,45 €/MWh. Esta caída se ha producido por el aumento de las reservas holandesas, que están al 80% de su capacidad, de manera que cumplen los objetivos de almacenamiento de la UE casi tres meses antes de lo previsto.
El mercado español (MIBGAS) ha mostrado un comportamiento similar. Se sitúa en 32,12 €/MWh, pero registra una ligera prima sobre el precio spot TTF que se explica por el fuerte descenso de las reservas de gas natural licuado (GNL) en España. Se han situado en el 50% de su capacidad, 31 puntos por debajo de su nivel hace un año, generando una mayor sensación de escasez.
El volumen de reservas es menor por las elevadas exportaciones a Francia de los últimos meses y por descenso en la llegada de cargueros de GNL. En lo que va de 2023 se han recibido 162 (12 en la última quincena) frente a los 173 que habían arribado en el primer semestre del año pasado.
Los precios asiáticos del GNL elevan su prima sobre el mercado europeo
La demanda china ha aumentado, igual que la prima del mercado asiático (12,04 $/MMbtu) frente al europeo (9,78 $/MMbtu), que ya alcanza los 2,26 $MMbtu. Es decir, se sitúa por encima de la diferencia de los costes de transporte desde Estados Unidos: 1,04 $/MMBtu a Europa y 2,22 $/MMBtu a Japón.
Sin embargo, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, la recuperación de la demanda del conjunto de países de la cuenca del Pacífico todavía es tímida. De hecho, China ha recortado su previsión de crecimiento.
