Un “parón” eólico permite la entrada de gas e hidráulica y sube la luz a 105,96 €/MWh

Un “parón” eólico permite la entrada de gas e hidráulica y sube la luz a 105,96 €/MWh

La eólica reduce inexplicablemente su aportación a la mitad en las horas diurnas respecto de la noche y favorece la entrada del gas y de la hidráulica, que marcan el 80% de los precios de casación.

La demanda eléctrica sigue estancada y se aplana. La generación con carbón crece con fuerza en Europa, a pesar del alto precio de las emisiones, porque es más rentable que el gas, que ha subido un 1000%. La demanda asiática y los bajos flujos rusos disparan los precios del gas en Europa a récords históricos. 

El precio diario del mercado mayorista (POOL) sigue en máximos históricos. En agosto se coloca en 105,94 €/MWh, un 14,6% más alto que el pasado mes de julio y triplica el de hace un año (+193%). Además, este mes de agosto es un 126% superior (más del doble) a la media de los últimos 5 años de un mes de agosto, de manera que es el agosto con el precio de la electricidad más caro desde que hay registros.

El aumento del precio de electricidad más feroz de la historia, en España y Europa, está impulsado por dos factores fundamentales: el incremento de los precios de gas mundiales en un 1000% anual y la elevada cotización de las emisiones de CO2, que sigue escalando gracias al impulso de la UE a las políticas de descarbonización. Sin embargo, los analistas de Grupo ASE llaman la atención sobre otro factor observado este verano en España: un comportamiento irregular de la aportación eólica al mix de generación.

La eólica reduce su aportación de forma inexplicable

De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, el rápido crecimiento de la potencia instalada de eólica y fotovoltaica durante los últimos años en España, unido al estancamiento de la demanda, debería suponer una mayor presencia de tecnologías “baratas” que desplazaran a la generación hidráulica y de gas. Sin embargo, avanzado el verano, los precios en las horas punta de radiación solar se han mantenido muy altos, contradiciendo las previsiones.

La causa se encuentra en el comportamiento de la generación eólica. Durante agosto ha reducido un 50% su aportación en las horas diurnas respecto a las horas de la noche. Su escasez ha favorecido la entrada de las tecnologías más caras, como la hidráulica y el gas, que elevan los precios durante el día y que hacen que España haya resultado uno de los países más caros de Europa. El POOL español ha sido un 128% más alto que el alemán, que quema carbón.

A los analistas de Grupo ASE les extraña este comportamiento de la energía eólica que no tiene una explicación climática, dado que el calentamiento diurno del terreno produce turbulencia térmica en la mayor parte de la península.

Esta gráfica muestra la producción media horaria de agosto de hidráulica (azul), eólica (verde) y fotovoltaica (naranja). Se aprecia con claridad cómo la eólica desciende a medida que aumenta la fotovoltaica y cómo los precios se mantienen muy altos, mientras la hidráulica “dibuja” dos “jorobas” en su volumen, paralelas al precio del POOL.

Sin embargo, el día 7 de agosto no se produjo reducción de la producción eólica (línea verde) coincidiendo con la abundancia fotovoltaica (línea naranja) y el precio del POOL (línea roja) se desplomó en las horas diurnas, llegando casi a valores de “cero”, como muestra la gráfica de ese día:

El hecho de que lo ocurrido el 7 de agosto sea una excepción en lugar de la tónica habitual resulta sorprendente y según los analistas de Grupo ASE debería ser investigado.

Cabe mencionar que más del 50% de la producción eólica española está en manos de cinco compañías eléctricas. Por otra parte, la actividad hidráulica ha llevado a las cuencas del norte de España a mínimos, con sus reservas al 50% de su media de los últimos diez años.

El hueco hidrotérmico marca el 80% de los precios de casación

El descenso diurno de la producción eólica ha llevado a que, durante agosto, el precio del POOL lo haya marcado el hueco hidrotérmico en el 80% de las horas. Es decir, una planta de ciclo combinado de gas (CCG) o una central hidroeléctrica. La hidráulica cerró con un precio medio de 107 €/MWh mientras que los CCG lo hicieron en 112 €/MWh.

La demanda eléctrica se estanca y se aplana

A pesar de la recuperación de la actividad económica en España, con crecimientos del cercanos al 20% del PIB interanual, la demanda de electricidad se estanca en un crecimiento del 0,4% en agosto con respecto al mismo mes de 2020. De hecho, si comparamos el dato con agosto de 2019, cae un 1,6%.

Como el mes pasado, la curva de demanda se está “aplanando”. En las horas valle se incrementa en un 3,5%, mientras que durante el día y en las horas punta disminuye un 1,2%. Dos factores lo explican. Por un lado, el aumento del autoconsumo. Por otro, el reciente cambio tarifario, que ha tenido algún impacto en los hábitos de consumo.

Los analistas de Grupo ASE están observando con atención está tendencia, ya que tiene una enorme trascendencia para el sistema eléctrico y la formación de los precios.

La generación eléctrica en España se hunde un 5%

Durante agosto en España se ha producido un 5,2% menos de electricidad que hace un año por el aumento de las importaciones, la caída de las exportaciones a Francia y el estancamiento de la demanda. El saldo de interconexión, que en agosto de 2020 fue exportador (240 GWh), este mes ha sido importador (775 GWh). A pesar del descenso en la generación, las renovables aportan un 8% más que en agosto del año pasado, por el espectacular incremento (+32%) de la fotovoltaica. Las renovables cubren el 44,4% del mix.

Europa sufre el incremento más feroz de precios energéticos de su historia

Las emisiones han subido un 60%, impulsadas por la política europea de descarbonización y la consiguiente especulación de grandes fondos de inversión. Sin embargo, los analistas de Grupo ASE apuntan al gas, dado que las centrales de ciclo combinado (CCG) son las que marcan el precio marginal de los mercados eléctricos europeos.

El año pasado, en estas fechas, el coste de oportunidad que determina la oferta de un ciclo combinado era de 40 €/MWh. Ahora se mueve en torno a 100 €/MWh. Un 85% de esta subida se explica por el incremento del precio de su materia prima, el gas, en los mercados.

La escasez de gas en Europa, por la combinación de las bajas importaciones de gas natural licuado (GNL), condicionadas por la presión de la demanda asiática, y un volumen muy bajo de flujo en los gaseoductos rusos, han disparado el precio del gas un 1000% en el último año.

El gas ha subido tanto que ahora mismo las plantas de carbón resultan competitivas. En los últimos meses, Alemania ha reducido su producción eléctrica con gas en un 36% a la vez que ha duplicado su generación con carbón. Algo parecido ha ocurrido en Reino Unido y Holanda. Este tirón en la demanda de carbón ha elevado su precio un 1000% en el último año.

En estos momentos las reservas europeas de gas se encuentran al 60% de su capacidad, más de 20 puntos menos que hace un año y muy por debajo de su media en estas fechas. Europa va a afrontar el invierno con unas reservas significativamente más bajas de lo habitual.

Por tanto, si el invierno es frío en Europa o Asia, el precio del gas se podría elevar aún más que el año pasado, dado que entonces Europa contaba con una amplia reserva. Los mercados de futuros recogen esta fuerte prima de riesgo y el último trimestre de 2021 cotiza en 50 €/MWh (TTF), estableciendo un récord histórico.

España puede tener el precio de la electricidad más bajo de Europa

Sin embargo, de acuerdo con el análisis fundamental realizado por Grupo ASE, los altos precios eléctricos que estamos viendo carecen de lógica y no se podrán mantener de forma sostenida. Con una demanda estancada, que se aplana y disminuye en las horas punta, hay suficiente capacidad renovable para que en este momento el precio eléctrico en España sea el más bajo de Europa.

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