La luz inicia el verano por encima de 80 €/MWh, el máximo histórico de un mes de junio
Informe del mercado energético de Grupo ASE mes de junio.
El encarecimiento del gas, que triplica su precio respecto a 2019, dispara un 84% el POOL de junio y es responsable del 90% de la subida acumulada en el primer semestre.
Eólica y fotovoltaica crecen considerablemente, pero su intermitencia requiere el respaldo de las centrales de ciclos combinados de gas.
Hemos recurrido más al gas porque el parque nuclear ha estado al 70% de su capacidad, con hasta tres centrales paradas en junio.
La hidráulica aprovecha su capacidad de almacenar y acoplarse rápido para ofertar a las horas más caras y ha cerrado precio el 66% de las horas de junio.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) en junio ha sido de 83,80 €/MWh. Sube un 24,9% desde mayo y es un extraordinario 172% más elevado que el atípico año pasado. Ampliando la perspectiva, supera en un 84% la media de los últimos 5 años de un mes de junio y es el más alto (de un mes de junio) desde que hay registros.
Aunque las energías renovables ganan terreno dentro del mix energético, las fuentes fósiles (gas y carbón) siguen proporcionando una gran parte de la generación eléctrica en Europa. En España los ciclos combinados de gas (CCG) han aportado el 17% del total de la electricidad de junio. Han sido la tercera fuente del mix y juegan un papel muy relevante para garantizar el suministro ante la estacionalidad e intermitencia de las renovables. Y así seguirá ocurriendo, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, hasta que las limitaciones de la renovables puedan resolverse (hidrógeno verde, baterías…).
El encarecimiento del gas explica el 90% de la subida de la luz del primer semestre
El precio del gas TTF (el mercado holandés, referente en Europa) cotiza por encima de los 32 €/MWh para el Q3-21 (tercer trimestre de 2021). Triplica el precio del verano de 2019 (10,2 €/MWh) y cuatriplica el del verano de 2020 (7,8 €/MWh). Su impacto directo en la subida de la electricidad es de más de 35 €/MWh. O, lo que es lo mismo, es responsable del 90% del encarecimiento de la luz del primer semestre de 2021 en el mercado mayorista.
El sentimiento general alcista y los altos precios de gas empujan al mercado de emisiones de CO2 (EUA) a niveles por encima de 50 €/t, que no se esperaban hasta dentro de tres o cinco años. La subida del gas provoca un efecto que retroalimenta la subida de las emisiones de CO2 que, a su vez, se ve reforzado por los objetivos de la UE de descarbonización de la economía para 2030.
Ambos, los precios del gas y de las emisiones de carbono (EUA) en 2021, en máximos históricos, han elevado los costes de producción de los generadores térmicos (ciclos combinados de gas y de carbón) en más de un 200% respecto a hace un año. Esos costes de producción se trasladan en sus ofertas de electricidad al POOL.
Oferta y demanda de gas se han desacoplado
Los mercados de futuros anticipan que los precios europeos del gas natural, la electricidad y los hidrocarburos se mantendrán muy elevados este verano. Los mercados de materias primas se enfrentan a una situación muy compleja, luchando por equilibrar la oferta y la demanda, a raíz de los desequilibrios que ha provocado el COVID19, explican los analistas de Grupo ASE.
La brusca recuperación de la actividad industrial y comercial a nivel mundial ha tropezado en Europa con escasez de gas. Por gaseoducto debido a los mantenimientos de las infraestructuras y al retraso en las instalaciones de los nuevos proyectos que ha provocado la pandemia y tensiones geopolíticas. Y por mar, el desvío de los cargamentos de gas natural licuado (GNL) hacia Asia, que ha disparado su demanda y con ella los precios. Desde finales de 2020, la oferta de gas no ha compensado su demanda. Por eso los niveles de almacenamiento están en mínimos y los precios en máximos.
Hasta pasado el verano no se espera recuperar la normalidad del suministro noruego ni la puesta en marcha del nuevo gaseoducto Nordstream2, que unirá Alemania y Rusia. Eso llevaría a una relajación del precio del gas y de la electricidad en Europa a partir del cuarto trimestre de 2021.
Las renovables crecen, pero requieren respaldo del gas
La generación renovable en España aumenta un 19,6% en el primer semestre de 2021 y ya cubre el 54% de la demanda nacional. La fotovoltaica es la que más, con un incremento espectacular del 36,2% anual. Y, aunque en junio solo ha representado el 12% del mix, en las horas centrales del día lo lidera, con más del 25% de la generación. La eólica ha producido el 17,8% de la electricidad de junio y se anota un notable crecimiento del 8,8%.
Ambas, por su intermitencia y estacionalidad, requieren el respaldo de tecnologías fósiles. Con la práctica desaparición del carbón en España, el peso recae sobre las centrales de ciclo combinado de gas. Y, aunque en los últimos años están reduciendo su aportación al mix, por la entrada de las renovables y la reducción de la demanda, siguen jugando un papel determinante en la formación de los precios de electricidad.
Los ciclos combinados han producido un 10,5% de la electricidad del primer semestre, con un recorte del 9,4% en su producción. Pero en junio el desacoplamiento de hasta tres centrales ha dejado al parque nuclear al 70% de su capacidad y ha aumentado la necesidad de recurrir al gas, que ha aportado el 17% del mix.
Destaca también la hidráulica. Ha aportado un 11,4% del mix, con un retroceso del 5,2%. Aun así, gracias a su capacidad de almacenar y acoplarse rápido, ha ofertado en las horas más caras y marcado el precio en el 66% de ellas, a 84,8 €/MWh. Un poco por debajo de los ciclos combinados de gas, que cerraron el 25% de las horas a 85,32 €/MWh.
