La eólica lleva la electricidad a su precio más bajo desde marzo de 2021
- La generación renovable alcanza el 62,8% del mix y bate su anterior máximo histórico de febrero de 2021.
- España se desmarca en Europa con un precio de la electricidad un 36% más barato.
- Previsión: precios contenidos en el inicio de diciembre.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) español ha cerrado noviembre en 63,45 €/MWh, su nivel más bajo desde marzo de 2021, destacan los analistas de Grupo ASE. Retrocede un 38,45% respecto a octubre y aún más, un 49%, si lo comparamos con su cota de hace un año, cuando se situaba en 124,43 €/MWh.
El precio promedio de la electricidad de las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y Holanda) ha sido de 99,33 €/MWh, un 36% superior al español. En el periodo de enero a noviembre, el precio de la electricidad de las grandes economías europeas se sitúa en 106,96 €/MWh, un 20,4% por encima del español (88,89 €/MWh).
Las renovables alcanzan un histórico 62,8% del mix
Como ya ocurrió el mes pasado, en noviembre la generación eólica ha sido muy superior (+31%) a su promedio de los últimos cinco años. Por sí sola ha cubierto el 33,8% del mix de generación y ha respondido a más del 37% de la demanda. En resumen, es la causa principal de que noviembre tenga el precio mensual más bajo desde marzo de 2021, antes de comenzará la actual crisis energética (a finales de la primavera de 2021).
Al incremento de la producción eólica se ha sumado el importante crecimiento experimentado por la hidráulica (+180%) y la fotovoltaica (+30%). Por eso la generación de origen renovable ha cubierto el 62,8% del mix en noviembre. Se trata de un máximo histórico, que supera al que se estableció en febrero de 2021, cuando se alcanzó el 60,9%.
En lo que llevamos de año, de enero a noviembre, las renovables han aportado el 51,9% del mix, lo que son 8 puntos más que la media de los últimos cinco años (43,7%).
Volatilidad extrema de los precios
El aumento extraordinario de la generación eólica, que se ha sumado al incremento de la hidráulica y la fotovoltaica, ha permitido que los precios de la electricidad se hundieran en muchos momentos. Sin embargo, también ha ocurrido lo contrario. Los días en los que la aportación eólica fue más moderada se elevaron bruscamente porque el gas está caro y, por tanto, también los costos de los ciclos combinados de gas, que marcan el precio de la electricidad cuando las renovables no los dejan fuera.
La elevada volatilidad también se aprecia en la distribución horaria promedio. En las horas de radiación solar, el precio se situó por debajo de los 50 €/MWh. En cambio, en las horas punta prácticamente se duplicó, superando los 90 €/MWh.
Los analistas de Grupo ASE señalan que esta circunstancia ha hecho que empresas y negocios con curvas de consumo de electricidad en las horas centrales del día hayan visto enormemente reducido su precio. Por el contrario, explican, la rentabilidad de los proyectos de autoconsumo en hogares y negocios se ha visto lastrada por este efecto de la “curva de pato” de los precios.
Los ciclos combinados de gas reducen su producción un 46,2%
La aportación de la generación de los ciclos combinados de gas (CCG) al mix ha sido de solo un 11,6%, el dato más bajo en los últimos diez meses.
Los CCG se han visto desplazados por la alta generación renovable y, también, por la reducción del saldo exportador. Este ha descendido un 50% en comparación con el año pasado, por la desaparición del efecto del tope del gas y porque la producción nuclear francesa está muy por encima de los bajos niveles que registró el año pasado.
Esta reducción podría haber sido mayor, de no ser por dos centrales nucleares, que han estado desacopladas del sistema eléctrico (Cofrentes y Ascó II) por paradas programadas. Cofrentes se conectó el 19 de noviembre y Ascó II está previsto que lo haga el próximo 8 de diciembre.
Las reservas de energía disponible en los embalses aumentan un 17%
A 28 de noviembre, la energía disponible en los embalses se situaba en 11.005 GWh, con un extraordinario crecimiento del 17% desde los 9.108 GWh de final de octubre. Este volumen es un 54% más elevado que el de hace un año (7.135 GWh) y un 16% superior a su promedio de los últimos diez años (9.485 GWh). Las cuencas gallegas y del cantábrico se encuentran a más del 80% de su capacidad. Esta mayor energía disponible en los embalses garantiza una disminución de la demanda de gas para generar electricidad durante los próximos meses.
Previsión: precios contenidos en la primera parte de diciembre
De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, según las previsiones meteorológicas, la generación eólica va a mantener una notable aportación al mix eléctrico español, al menos hasta el 9 de diciembre. Además, el día 8 de diciembre está previsto el acoplamiento de la planta nuclear Ascó II. Ambos factores apuntan a la contención de los precios en el arranque de diciembre.
