Gas e hidráulica regulable marcan precio el 70 % de las horas y suben la luz un 7,6 %
- El otoño, con un número decreciente de horas de sol, no ha llegado acompañado del volumen de viento habitual.
- La hidráulica regulable, con un precio promedio de 106,65 €/MWh encarece la electricidad, especialmente de 8 a 11 de la noche.
- Francia recupera la normalidad nuclear al 60% y aumenta sus exportaciones a España.
En septiembre, el precio diario de la electricidad en el mercado mayorista español (POOL) ha cerrado en 103,34 €/MWh. Es un 7,6 % más caro que el de agosto, pero está un 57,6% por debajo de su nivel hace un año.
La reducción de eólica y fotovoltaica ha supuesto mayor presencia de los ciclos combinados de gas (CCG) en el mix de generación, provocando la subida del precio. Los analistas de Grupo ASE apuntan que esta subida no ha sido mayor porque Francia ha recuperado normalidad (60%) en su generación nuclear y ha exportado más a España y porque la demanda continúa hundida, especialmente en las horas centrales.
El precio promedio de la electricidad en las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y Holanda) ha sido de 100,4 €/MWh, es decir, un 3 % inferior al español. Francia ha marcado el más bajo (88,71 €/MWh), Italia el más alto (116,36 €/MWh) y Alemania se ha acercado mucho a la media, con 100,72 €/MWh.
El crecimiento del hueco térmico eleva el precio eléctrico
Respecto a agosto, la producción eólica media diaria ha descendido un 12,8 %, mientras que la fotovoltaica se ha reducido un 20,72 %. En paralelo, el hueco térmico ha alcanzado el 23,5 % del mix de generación, su máximo en lo que va de año.
La entrada del otoño supone un número decreciente de horas de sol y no ha venido acompañada de un incremento de generación eólica. Por eso los CCG y la hidráulica regulable han mantenido una posición dominante en la fijación de los precios del mercado diario.
Concretamente, las tecnologías del hueco térmico han marcado el precio en el 70 % de las horas. La hidráulica regulable a un promedio de 106,65 €/MWh, centrando su participación en las horas pico del final del día (entre las 20:00 y 23:00 horas). Los CCG promediaron a 87,20 €/MWh. A diferencia de la hidráulica, su elevada participación también se produjo en las horas centrales del día, en las que presionaron las ofertas de la generación renovable.
La mayor actividad de los CCG también estuvo vinculada con una menor aportación nuclear. A causa de un incidente, Vandellós II realizó una parada no programada desde el 20 de septiembre. Esta central notificó una incidencia en la red eléctrica exterior a la central, que afectaba al funcionamiento del generador principal y que provocó la parada automática de la turbina y del reactor. Está previsto que vuelva a conectarse al sistema una vez subsane el problema.
La generación eléctrica baja un 12,4 % por la reducción de las exportaciones
Este mes la generación eléctrica en España se ha desplomado un 12,4% respecto al mismo periodo del año pasado. Los analistas de Grupo ASE señalan que esta caída no solo está relacionada con la reducción de la demanda, también con el fuerte descenso del saldo exportador, que es un 77,9 % inferior al de septiembre de 2022.
Ha cambiado el signo del saldo español con Francia, ha pasado a ser importador en los últimos meses. La mayor disponibilidad del parque nuclear francés, que ya se encuentra operativo en un 60% de su capacidad, le ha permitido recuperar 13 mil MWh de potencia nuclear respecto al año pasado y, así, exportar electricidad a España y a otros países.
La demanda energética de la industria sigue desplomándose
La demanda de energía de la industria continúa sin dar signos de recuperación, a pesar de han caído significativamente los precios de la electricidad y del gas respecto al año pasado por lo que, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, se trata de una reducción estructural.
El consumo eléctrico de las grandes empresas ha descendido un 10,6% en los últimos doce meses y actualmente ya solo representa el 46 % de la demanda total. Paralelamente, el descenso de la demanda de gas de la industria (a excepción de los sectores eléctrico y refino) acumula un 17,1 %.
Este recorte podría estar relacionado con varios factores como, según señalan los analistas de Grupo ASE, una menor actividad económica, la respuesta a los altos precios o el aumento de las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico en la industria, que representan el 47% de las instalaciones totales realizadas en España.
Respecto a la demanda general, septiembre registra un descenso del 3,4 % respecto al mismo mes del año pasado y acumula una caída del 4,3 % en lo que llevamos de 2023. El incremento de las instalaciones de autoconsumo sigue mostrando un gran impacto en la reducción de la demanda durante las horas solares, que muestran caídas superiores al 6 %.
Baja la importación de gas con las reservas llenas y se dispara la volatilidad
En las últimas semanas, los numerosos retrasos que han sufrido los trabajos de mantenimiento de las instalaciones noruegas, junto con las huelgas del gas natural licuado (GNL) en Europa, han impulsado los precios del gas spot y han provocado una fuerte volatilidad en el mercado. El precio promedio del mercado diario de septiembre en el TTF ha sido de 36,28 €/MWh y en MIBGAS, de 36,93 €/MWh.
La actual capacidad indisponible de los gaseoductos noruegos, de algo más de 100 mcm/d en los últimos días, debería recuperarse a mediados de octubre y podría devolver al mercado un sentimiento bajista, dado que las reservas de gas europeas están al 95,42 % de su capacidad, antes de empezar la temporada de invierno, y que su demanda está debilitada por una menor actividad económica y temperaturas suaves.
Las importaciones europeas de GNL, que representan alrededor del 40 % del suministro total de gas del continente, se han reducido alrededor de un 25 % menores respecto a las de septiembre de 2022. Se trata del menor nivel de importaciones de los dos últimos años.
Esta reducción de las importaciones de GNL obedece a un menor apetito europeo por las reservas en máximos históricos y una demanda de gas que sigue bajando. Pero también las señales de precio desde los mercados asiáticos han favorecido que los cargamentos de GNL hayan preferido destinos de Asia Oriental.
En septiembre, el índice de precio de referencia en Asia (JKM) ha promediado una prima de 2,3 $/MMBtu sobre el holandés TTF, de referencia en Europa. Esta diferencia es suficiente para cubrir los sobrecostes, puesto que el envío de ida y vuelta desde el Golfo de EE. UU. hasta Europa es de 2 $/MMBtu, mientras que hasta Japón ronda los 4,1$/MMBtu.
La reducción de la demanda está siendo la clave para que Europa capee la crisis, explican los analistas de Grupo ASE. En la actualidad, aparte de la posibilidad de un invierno frío, no se plantea otro escenario capaz de impulsar la demanda de gas dado el contexto de desaceleración de la actividad económica.
