El POOL de septiembre cerró a 49,15 €/MWh, con un incremento del 3,6% frente a agosto y del 12,8% en relación al año pasado. Aún así está un 2,5% por debajo de la media de los últimos cinco años (50,43 €/MWh), por lo que el precio puede calificarse de moderado.
La subida del precio en el POOL ha venido dada por dos factores: por un lado una menor producción eólica y, por otro, el incremento de oferta de los ciclos combinados de gas y el carbón, que aumentaron sus precios en algo más del 5%. No obstante, la subida está dentro de los parámetros habituales, ya que septiembre suele registrar ligeros repuntes frente al mes de agosto. La producción hidroeléctrica, como viene ocurriendo a lo largo del 2017, sigue muy por debajo de los niveles del año pasado, con una reducción que alcanza ya el 50%.
Mix con pocas variaciones
El mix de generación en septiembre fue muy similar al del mes pasado: los ciclos combinados de gas, el carbón y la energía nuclear mantuvieron sus cuotas porcentuales. Sin embargo, la energía eólica experimentó un descenso considerable, del 15%, y marcó su valor más bajo de producción en lo que va de año.
Por su parte, las importaciones se redujeron en un 23,6%, especialmente la procedente de Portugal (-500 MWh). La reducción de estas dos fuentes de electricidad al sistema tuvo un efecto limitado porque, a la vez, la demanda de electricidad en septiembre cayó un 3%.
Los rumores suben los precios a futuro
En el mercado de futuros eléctricos es donde se han dado las principales novedades en el mes de septiembre. Han subido todas las cotizaciones a corto y largo plazo ante los rumores de que Francia se vea obligada a paralizar de nuevo parte de su parque nuclear en los próximos meses. El mercado se muestra muy sensible a estas noticias porque aún tiene muy reciente lo que ocurrió el invierno pasado: un parón que provocó un fuerte aumento de la demanda y del precio de los mercados eléctricos mayoristas europeos.
La semana pasada Francia anuncio el cierre de su central nuclear de Tricastin por el peligro de rotura en una presa, un motivo muy alejado al problema de las altas concentraciones de carbono de los reactores que provocaron el cierre el año pasado. Sin embargo, los mercados de futuros eléctricos y de gas europeos reaccionaron con un fuerte repunte.
Hay ciertas dudas sobre cómo podría afectar a España una eventual nueva parada, que no se descarta que alcance las cuotas del año pasado y que cambiaría la ecuación de España, de país importador a exportador de electricidad. Esa demanda extra presionaría el precio. No obstante nuestra capacidad de importación/exportación es limitada. Por tanto, este efecto por sí solo no debería representar una fuerte subida del precio del mercado diario.
Suben los combustibles fósiles
En cuanto a las materias primas, el Brent registra una fuerte subida que le coloca por encima de los 57$ el barril, precio récord desde julio de 2015. EL resto de materias primas, gas (TTF Spot), carbón y emisiones, también experimentaron una subida en sus cotizaciones.
Inestabilidad en el precio de la luz
Con una predicción meteorológica anticiclónica sobre nuestro país durante los meses de otoño, no esperamos cambios en la tipología de las fuentes de generación que vienen conformando el mix de generación en los últimos meses. Es previsible que el carbón y el gas mantengan una importante presencia. Por tanto, hay que tener en cuenta la evolución de sus respectivos mercados de materias primas. Precisamente los precios de casación de los ciclos combinados y carbón registraron un fuerte repunte la última semana de septiembre, cerrando en valores de 53 €/MWh y 50 €/MWh respectivamente.
Nuestra previsión es que entramos en un otoño de precios inestables y elevada incertidumbre, por encima de la media de los últimos cinco años. Con respecto a su evolución, dos factores van a resultar claves: la influencia de lo que ocurra en Francia y la evolución climatológica (por su incidencia en la generación eólica y en la demanda de electricidad).
Si (
No(
