La demanda eléctrica cae a su nivel más bajo en 19 años

La cotización diaria de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) está en niveles estratosféricos. Su precio medio de octubre es 199,90 €/MWh, un 28% más elevado que en septiembre y un extraordinario 446% más alto que hace un año. Además, supera en un 287% la media de los últimos 5 años de un mes de octubre.

La demanda cae a su nivel más bajo en 19 años

Este mes se ha registrado una demanda eléctrica de 19.073 GWh, la más baja desde 2003 (18.898 GWh). Lejos de mostrar signos de recuperación, en paralelo al crecimiento económico, la demanda retrocede por el avance del autoconsumo y la mejora de la eficiencia en la industria, los hogares y los servicios públicos.

La demanda de octubre es un 2,7% inferior a la del año pasado, a pesar de que 2020 estuvo marcado por la ‘paralización pandémica’. Si la comparamos con la de 2019, cae un notable 5,3%. Analizando su evolución por horas, vemos cómo ese descenso se concentra en las horas de mayor consumo, lo aplana la curva de demanda.

Los analistas de Grupo ASE señalan que esta tendencia parece que tendrá continuidad en los próximos años. Más aun con unos precios eléctricos tan elevados, cuya señal económica incita a los consumidores a invertir en eficiencia y autoconsumo. Es una muestra de que la transición energética y reducción de las emisiones no solo depende de la generación (oferta), también de la demanda. Solo la electrificación del transporte puede detener esta tendencia bajista.

La generación térmica (gas y carbón) crece un 43,6%

La menor demanda eléctrica ha supuesto una menor generación de electricidad en España, que se reduce un 2,6% en octubre. Este descenso afecta especialmente a la generación renovable (-19,3%), pero los ciclos combinados de gas (+36,6%) ganan cuota y el carbón (+126,6%) resucita.

La producción eólica e hidráulica ha sido escasa y ha permitido crecer ese hueco térmico. El carbón reaparece porque ha ganado competitividad frente al gas, que está tan caro que neutraliza el mayor coste en derechos de emisiones de CO2 del carbón. Es una mala señal para el avance de la transición energética y los analistas de Grupo ASE alertan de que se está produciendo con mayor nitidez en otros países de Centroeuropa como Alemania.

La eólica ha superado en un 10,8% su promedio de octubre de los últimos cinco años, pero retrocede un 25,9% respecto a octubre del año pasado. Por su parte, la hidráulica (-47,4%) se ha visto limitada por las escasas reservas, que se encuentran al 71,2% en comparación con las del año pasado.

La fotovoltaica ha sido la más estable entre las renovables. Su producción crece a un fuerte ritmo del 34,5% y en lo que llevamos de 2021 ha aumentado su potencia instalada un 23,9%.

Con respecto a la nuclear, incrementa un 5% su producción respecto al año pasado, a pesar de que la central de Ascó I se encuentra en parada programada desde el 16 de octubre.

El hueco hidrotérmico cierra el 78,98% de las horas

Generando solo un 5% de la electricidad, la hidráulica regulable (4%) y la del bombeo (1%), han marcado el precio de casación el 62,81% de las horas de octubre. Estas dos tecnologías fueron las más caras del mes. La hidráulica cerró con un precio promedio de 213,51 €/MWh y el bombeo a 233,51 €/MWh. Superan así a los ciclos combinados de gas, que marcaron precio el 13,14% de las horas a 206,60 €.

Las renovables y la cogeneración (antiguo régimen especial) también aprovecharon los altos precios del gas para elevar sus ofertas de casación y cerraron una cuarta parte de las horas (26,5%) con un precio medio de 170,93 €/MWh. Incluso el 31 de octubre, con una alta producción eólica que permitió que renovables y nuclear cubrieran más del 90% de la demanda en algunas horas, el suelo de precio estuvo en los 64 €/MWh.

Dependencia del gas

En Europa, sobre todo en España, las renovables han avanzado mucho. Pero la seguridad del suministro continúa dependiendo de los combustibles fósiles, lo que lleva a los precios eléctricos a niveles prohibitivos, dada la actual cotización del gas.

El mercado de gas holandés TTF, de referencia en Europa, ha registrado un precio de 86,4 €/MWh en octubre. Es un 742% más caro que hace un año. El insuficiente flujo de gas que llega por gaseoducto desde Rusia y Noruega obliga a Europa a importar gas natural licuado (GNL), cuyo precio sube por el desequilibrio entre su oferta y demanda.

La competencia por adquirirlo se ha intensificado por el incremento de la demanda asiática. Especialmente de China y Japón, los dos mayores importadores de gas del mundo, que registran crecimientos de dos dígitos. China por las restricciones a carbón e hidrocarburos, en plena recuperación postpandemia, y Japón por su almacenamiento, que ya está en máximos de sus niveles de los últimos cinco años, en previsión de un invierno tan frío como el pasado.

Rusia completa sus almacenes y anuncia más suministro a Europa

En Europa, los almacenes de gas alemanes se encuentran al 65% de su capacidad, cuando en estas fechas suelen estar al 95%. La situación es similar en Holanda, con sus reservas al 66%. Por eso el anuncio de Putin de que, con sus almacenes ya llenos, Rusia va a aumentar la inyección de gas en los almacenes de Gazprom de Alemania y Holanda tuvo una inmediata repercusión en los precios del gas y la electricidad.

Los futuros a corto plazo sobre el gas bajan. El producto del primer trimestre de 2022 ha retrocedido un 34,6% en el mercado holandés y el Yr-22 desciende un 21,1%, aunque se mantiene elevado (45,6 €/MWh) por la elevada incertidumbre para el año próximo.

Y ese descenso arrastra también a los futuros eléctricos. En España el producto primer trimestre de 2022 ha bajado un 28%, hasta 155 €/MWh, mientras el año 2022 registra una fuerte caída del 17,34% y se queda en 112 €/MWh. También en Francia el Yr-22 desciende un 14% (116,25 €/MWh) y en Alemania el recorte es del 15,7% (109,03 €/MWh).