La dependencia del gas y el alto coste del CO2 triplican el precio de la luz en un año
La UE apuesta decididamente por una señal de energía muy cara como mecanismo para acelerar la transición energética.
El crecimiento de la demanda eléctrica (+17,3%) requiere mayor intervención del gas, que traslada sus sobrecostes al precio. Los mercados de futuros europeos se contagian y suben a corto, aunque España mantiene una posición privilegiada a largo plazo.
El POOL cierra abril en 65,02 €/MWh, con un extraordinario incremento mensual del 60%. Respecto a abril del año pasado, en pleno confinamiento sanitario, sube un 268%. También es un 82% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de abril. De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, se trata de un mes excepcionalmente caro, superior a cualquier previsión y que establece un máximo histórico de un mes de abril, al menos desde 2008.
Las emisiones de CO2 suben el precio de la luz en toda Europa
La fuerte subida de los mercados eléctricos afecta a toda Europa y su origen tiene un denominador común: el encarecimiento de las emisiones de CO2 en un 150% en el último año. Este incremento puede tener un efecto de subida de los precios energéticos de carácter estructural y a largo plazo para Europa, alertan los analistas de Grupo ASE. Tal y como explican, el mercado de CO2 (EUA) se creó en 2005 como un mecanismo para elevar gradualmente el precio de electricidad, penalizando a las energías fósiles y favoreciendo la transición energética hacía una economía más sostenible.
Este año ha arrancado la cuarta fase (2021-2030) que supone un incremento del objetivo de reducción del 2,2% anual para alcanzar la meta de bajar un 60% las emisiones de 2030 respecto a 1990. Los mercados, agentes y consumidores se han visto sorprendidos por la rápida subida del precio de emisiones de CO2, que se ha elevado un 45% en lo que llevamos de 2021.
El gas responde al crecimiento de la demanda y sube el nivel de precios
La demanda eléctrica ha crecido un espectacular 17,3% en abril. Corregido por los datos de temperaturas y laboralidad, el incremento se queda en el 16,7% anual. Hace un año nos encontrábamos en pleno confinamiento y con la economía reducida a las actividades esenciales. Sin embargo, no se ha recuperado el nivel previo a la pandemia y en abril todavía está un 3% por debajo de la media de los últimos años.
Este crecimiento de la demanda eléctrica ha provocado una mayor actividad de los ciclos combinados de gas (CCG), que han producido un 64% más que hace un año. Pero la subida de la cotización de las emisiones de CO2 (EUA) hasta niveles de 48 €/t y el elevado precio actual del gas suponen un sobrecoste para los CCG de más de 30 €/MWh con respecto a hace un año, que se traslada de forma directa al POOL.
Además de la subida de la cotización de las emisiones de CO2, la materia prima de los ciclos combinados de gas es un 200% más cara que hace un año. Europa ha pasado de nadar en la abundancia de gas natural licuado (GNL) procedente de EE. UU. (más aún durante la pandemia) a una situación de “hambruna” en cuestión de meses. El rápido crecimiento de la demanda en los países asiáticos ha “secado” la oferta hacia Europa y elevado el precio del gas en un 200%.
Aunque los mercados de gas podrían relajarse de cara al verano (cuando desciende la demanda asiática) y dar un respiro al precio de electricidad, nos enfrentamos a una situación muy compleja, volátil y de mucha incertidumbre durante los próximos meses y años. Los analistas de Grupo ASE remarcan que el GNL será un arma de doble filo para Europa porque dependerá de la demanda asiática y causará una fuerte volatilidad en los precios eléctricos europeos junto al coste de las emisiones de CO2.
La fotovoltaica rebaja la luz 10-15 €/MWh en las horas centrales
El fuerte aumento de precio en las emisiones de CO2 y el gas eleva el nivel de precios y anula el impacto del crecimiento de la generación renovable, que crece un 15% en abril y suma un 25% en lo que va de año.
En las horas centrales del día (de 11:00 a 18:00 horas), la generación fotovoltaica (+44%), ha reducido el precio de la electricidad en torno a 10-15 €/MWh frente al resto de horas. Según las estimaciones de los analistas de Grupo ASE, de no ser por la producción fotovoltaica este mes el precio del POOL habría aumentado, como mínimo, un 5% adicional.
La oferta eólica también ha crecido (+ 21%) respecto a hace un año. Pero ha tenido un efecto muy débil por el aumento de la demanda y una generación nuclear mermada por una parada no programada de la central de Ascó II. Por su parte, la hidráulica ha reducido su producción un 7,4% porque han bajado las reservas de los embalses. Se encuentran al 61% de su capacidad, frente al 67% del año pasado.
Las renovables elevan sus márgenes de beneficio gracias a las emisiones de CO2. La señal de precio caro es el objetivo que buscaba la UE. Tal como señalan los analistas de Grupo ASE, la palanca de cambio para la transición energética europea ya está funcionando.
Los mercados de futuros europeos se disparan a corto plazo
La situación del POOL contagia a los futuros eléctricos. En España se ha producido fuerte repunte en el corto plazo. El Q-3-21 (tercer trimestre) sube un 14% hasta 69,50€/MWh. El Q4-21 también se encarece de forma notable (+ 10%) y se sitúa en 68 €/MWh.
El Yr-22 español avanza un 12,8% hasta 58,35 €/MWh y recorta el diferencial respecto al Yr-22 francés (+5,7%) y el alemán (+4,9%). Aun así, la brecha entre el mercado español y el resto de Europa se mantiene elevada porque el mercado español es menos dependiente del carbón y está sufriendo menos este impacto. De hecho, los futuros a largo plazo (a 5 y 10 años) dan a España una prima de descuento por encima de los 10 €/MWh sobre Alemania y Francia.