El anticiclón reduce renovables y nos aboca al gas que mantiene el POOL en 200 €/MWh

El anticiclón reduce renovables y nos aboca al gas que mantiene el POOL en 200 €/MWh

La ausencia de borrascas reduce la aportación renovable al mix a solo un 38,4%, por el acusado descenso de la hidráulica y la eólica y a pesar del crecimiento de la fotovoltaica.

El mercado eléctrico español se ha “desacoplado” de Europa, donde sí llegan las borrascas, porque hemos aumentado la producción con gas (+371%) para suplir el descenso renovable.

La avalancha de gas natural licuado, por el descenso de la demanda asiática, así como la aparente próxima solución al conflicto ruso, recortan el precio del gas un 30% e interrumpen la carrera del CO2 hacia los 100 €/t.

El precio diario del mercado mayorista (POOL) español de los primeros 15 días de febrero se sitúa en 198,64 €/MWh. Baja un 1,53% respecto al mes pasado, pero es un extraordinario 597% más alto que hace un año y se sitúa por encima de la media europea debido a las diferencias climáticas, según apuntan los analistas de Grupo ASE.

Mientras en España la persistente situación anticiclónica ha disparado un 371% la producción de electricidad con ciclos combinados de gas (CCG) y mantiene elevado el precio de la electricidad, en Europa solo Italia (212,66 €/MWh) ha registrado un precio superior al español.

En el norte las temperaturas han sido templadas y ha aumentado la generación eólica, lo que conlleva una reducción de los precios de electricidad en la primera quincena de febrero. Alemania marca un precio medio de solo 133,55 €/MWh, muy por debajo del resto. Le siguen Holanda (168,47 €/MWh), Francia (193,31 €/MWh) y Reino Unido (194,41 €/MWh).

La persistencia anticiclónica reduce la aportación renovable un 36%

Aunque el volumen de electricidad generada es muy similar al del año pasado (+0,1%), la contribución renovable ha descendido un 36,2%. En la primera quincena su peso en el mix se sitúa en el 38,4%, frente al 60,5% que alcanzó en febrero de 2021. El descenso se debe a la hidráulica (-70,9%) y la eólica (-34,7%) se han visto afectadas por la ausencia de borrascas desde hace más de 5 semanas. Las reservas de los embalses se han reducido al 44,3% de su capacidad (frente al 62,3% del año pasado) y si la sequía se prolonga, la producción hidráulica de febrero podría la ser menor desde que hay registros.

En cambio, también debido a la persistencia del anticiclón, la generación fotovoltaica ha crecido un 93,8%. Prácticamente duplica su producción de hace un año, a pesar de que su potencia instalada en ese mismo periodo “solo” ha crecido un 24,5%.

El descenso hidráulico y eólico ha provocado un aumento de la producción de los ciclos combinados de gas (CCG) durante esta primera quincena de febrero, se dispara un extraordinario 371%. De esta forma, los CCG adelantan a la nuclear (23,1%) y lideran el mix con el 23,7% de la generación eléctrica.

El mercado de gas corrige a corto plazo

En estos momentos, las expectativas de los mercados de gas y, por tanto, de los de electricidad, se concentran principalmente en dos factores: la incertidumbre del suministro ruso y las importaciones de gas natural licuado (GNL). Ambos han provocado que en las últimas semanas se registraran máximos históricos de volatilidad.

En los dos últimos días los mercados de gas europeos han corregido ante la posibilidad de que el conflicto con Rusia pueda estar llegando a su fin, pero la incertidumbre por la inconsistencia y las fluctuaciones del volumen de sus gaseoductos hacia Europa han sido una de las principales causas de la volatilidad de los precios en los centros europeos y, en gran medida, han contribuido a que los precios se encuentren en máximos históricos.

A pesar de los precios récord que están marcando los mercados europeos, este invierno, las entregas de gas ruso a Europa por gaseoducto han sido inferiores a las de años anteriores y la causa no es solo geopolítica. También están influyendo decisiones de mercado, puramente económicas que se deben a las oportunidades que genera la flexibilidad de aprovisionamiento entre el mercado diario y el de futuros.

Avalancha de GNL hacia Europa

Un invierno asiático más suave de los previsto, junto a sus elevados niveles de reservas en previsión de un frío intenso, han llevado a un desmoronamiento de su demanda en el inicio de 2022 y han generado un excedente de GNL que se está desviando a Europa.

Ese volumen récord de llegadas ha provocado que la capacidad de regasificación del norte de Europa esté operando al 100%. Por tanto, su margen para aumentar y adaptarse ante un crecimiento del número de cargamentos es casi nulo e implica un freno al impacto de un potencial crecimiento de las llegadas de GNL y a la caída sostenida de su precio.

En todo caso, la demanda y los precios asiáticos podrían repuntar en los próximos días si se confirma la llegada de un frente frío a China, Japón y Corea durante la segunda quincena de febrero. Si se confirma, tendría consecuencias para Europa, cuyos mercados están cada vez más ligados a los precios del GNL asiático. Además, si se recuperara la demanda asiática, se reduciría la llegada de cargamentos a Europa.

En la primera semana de febrero, los derechos de emisión establecieron nivel récord en 96 €/tCO2. Pero ese rally alcista se ha visto truncado por la caída de los precios diarios de gas. El 16 de febrero las emisiones habían vuelto a valores similares a los de enero y cotizaban en 89,95 €/tCO2.

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