El gas subió el precio de la luz un 6,2 % en agosto a pesar de la fotovoltaica
- La producción fotovoltaica ha crecido un 35% en el último año y ya roza la segunda posición en el mix.
- La aportación eólica se reduce por las restricciones técnicas del sistema y el aumento de los vertidos económicos.
- La demanda continúa desplomándose en las horas solares por el autoconsumo.
- Aunque los almacenes de gas europeos están muy llenos, su precio se muestra muy volátil por la incertidumbre ante el próximo invierno.
El precio medio diario del mercado mayorista (POOL) español de agosto se ha situado en 96,05€/MWh. Sube un 6,2% respecto al pasado mes julio, pero está un importante 68,9% por debajo de su nivel hace un año.
La volatilidad ha sido elevada a lo largo del mes y los días con altas temperaturas y escasa generación eólica, el soporte que ha proporcionado el gas a la generación de electricidad, como está caro, ha impulsado hacia arriba el precio.
En contexto, el precio español ha sido muy similar al del promedio de las grandes economías europeas (96,86 €/MWh). Francia ha registrado el precio más bajo, con 90,87 €/MWh e Italia el más alto (111,89 €/MWh).
En comparación con el punto álgido de la crisis energética europea, cuando en agosto del año pasado los precios de la electricidad alcanzaron picos 500 €/MWh, la situación actual es mucho más contenida, al menos respecto de las expectativas que había entonces. No obstante, el gas y la electricidad continúan registrando precios muy por encima de su media histórica.
La fotovoltaica crece, pero los precios siguen anclados al gas
La producción fotovoltaica en España ha aumentado un 35% con respecto a hace un año porque en este periodo se han instalado 4.162 MW más de capacidad, lo que supone un crecimiento del 22,8%.
Con un total de 22.380 MW, la fotovoltaica ya es la tercera tecnología con más capacidad instalada en España. Solo la superan la eólica (30.371 MW) y los ciclos combinados de gas (26.250 MW).
Este extraordinario crecimiento hace que la fotovoltaica roce la segunda posición el mix, con el 19,5%. La nuclear es la primera (22,5%) pero, a pesar de ello, en las horas solares la fotovoltaica cubre hasta el 42% del total de la generación y duplica el aporte nuclear.
Sin embargo, como ha flojeado la aportación eólica, el crecimiento de la fotovoltaica no ha logrado expulsar a los ciclos combinados de gas (CCG) durante las horas centrales, en las que mantuvieron una cuota 10% del mix. Esa participación, aunque mínima, fue suficiente para que muchos días los precios siguieran anclados al coste del gas y se mantuvieran más altos de lo esperado.
Aumento de los vertidos eólicos
Parte de la disminución de la aportación eólica durante las horas solares se explica por las restricciones técnicas o paradas forzadas que se ordenan desde Red Eléctrica porque la acumulación de potencia en zonas concretas puede sobrecargar la red en los puntos donde se encuentran los activos renovables. En determinados momentos el sistema eléctrico es inflexible y tecnologías como el carbón y la nuclear resultan muy caras de parar, por sus altos costes fijos, mientras que reducir la eólica es bastante más barato.
Es posible que otra parte del descenso de eólica se deba a los denominados “vertidos económicos”, que se dan cuando las ofertas de las plantas eólicas no casan en la subasta diaria porque sus ofertas son más altas o porque no se alcanza un mínimo de ingresos para el activo (ofertas complejas).
Se reduce la exportación de electricidad
El saldo exportador de España ha descendido un 55,8% este mes respecto al mismo periodo del año pasado porque ha mejorado la producción nuclear en Francia. Ha crecido un 35% respecto al año pasado, cuando la sequía y los problemas de mantenimiento afectaron a gran parte de su parque nuclear.
También ha tenido un importante efecto en la disminución de las exportaciones, según señalan los analistas de Grupo ASE, la desaparición del efecto del “tope del precio del gas ibérico” este verano porque los precios del gas no han llegado al actual “tope” establecido.
Como consecuencia de este menor saldo exportador, la generación eléctrica ha caído un 6,7% en España. En concreto, los ciclos combinados de gas han reducido su producción un 41% respecto al mismo periodo del año pasado.
La demanda sigue desplomándose en las horas solares
La demanda eléctrica ha caído un 1,5% respecto al mismo periodo del año pasado, a pesar de las altas temperaturas en la península y del aumento de la actividad turística. Y, como viene ocurriendo en los últimos meses, la reducción ha sido mucho más pronunciada en las horas solares, con un descenso superior al 4% que se explica por el incremento de las instalaciones fotovoltaicas para autoconsumo en la industria y los hogares.
Solo en las horas de más demanda, entre las 20:00 horas y las 22:00, se ha registrado un ligero aumento de la demanda, del 1,5%.
Volatilidad en el precio del gas
El precio diario del gas europeo (spot TTF) ha experimentado una extrema volatilidad durante agosto y ha cerrado con una subida del 12,8%, hasta los 33,15 €/MWh. Por su parte, el precio promedio del mercado español de gas (MIBGAS), de 33,86 €/MWh, ha estado ligeramente por encima.
El mercado ha reflejado el temor ante el anuncio de huelgas de trabajadores en las instalaciones australianas, que representan alrededor del 10% del suministro mundial. Europa mantiene un escaso comercio directo con Australia, pero ese hipotético recorte podría llevar a los compradores asiáticos a recurrir al mercado de gas natural licuado (GNL). Y, por tanto, crecería su competencia con los compradores europeos por el GNL norteamericano.
Los trabajadores de la planta de Woodside (Australia) alcanzaron un acuerdo el 24 de agosto y los precios retrocedieron, pero volvieron a subir el 28, cuando los empleados de Chevron anunciaron que irían a la huelga. También ha añadido presión al precio el descenso de las importaciones de gas desde Noruega, del 45%, por interrupciones debidas a mantenimientos programados.
Esta elevada volatilidad del precio del gas evidencia la actual falta de flexibilidad global del mercado de GNL ante eventuales interrupciones de suministro, explican los analistas de Grupo ASE. Y, a su vez, conlleva una alta incertidumbre y grandes oscilaciones en su cotización, que repercuten directamente en los mercados eléctricos europeos porque la generación de electricidad a partir de gas (ciclos combinados), como combustible dominante en la fijación de precios del sistema marginalista, sigue impulsando tanto el nivel de los precios como la volatilidad del mercado de la electricidad.
El gas mantiene un precio alto para el invierno
Durante el primer trimestre de este año los precios de los futuros de gas cayeron bruscamente gracias a un invierno suave, una demanda moderada y las elevadas importaciones de GNL. Durante el segundo y tercer trimestre de 2023, los precios del verano siguieron cayendo. Sin embargo, los precios del invierno 23/24 se han mantenido relativamente altos.
Es habitual que se produzca un contango (curva alcista) para los meses de invierno porque los operadores suelen acumular una mayor prima de riesgo para las entregas invernales, por la mayor incertidumbre sobre la temperatura y la demanda. Sin embargo, este año es especialmente alta.
El motivo de este importante descuento entre el verano y el invierno se debe a la mejora de las perspectivas a corto plazo de los mercados europeos del gas por los altos inventarios de los almacenes. Mientras, a la vez, el mercado mantiene la sensación de un elevado riesgo ante el próximo invierno, por la posibilidad de unas temperaturas más frías y de una mayor competencia entre Asia y Europa.
La debilidad actual del precio del gas durante el verano (a pesar de su volatilidad) se basa en factores específicos de esta temporada, que han favorecido que las reservas de gas estén al 92% de su capacidad, 10 puntos por encima de su media de los últimos cinco años. En el caso de España, en agosto el almacenamiento de gas alcanzó el 100% de su capacidad.
