Hace un año el precio de la luz acusaba las consecuencias de la sequía, con una producción hidráulica baja y cara. El buen tiempo también repercutió en una escasa producción eólica. El precio del gas era elevado. Todos estos factores, opuestos a las circunstancias actuales, tensaron la oferta, a pesar de que el buen tiempo moderó la demanda. Además, importamos electricidad, más económica que la española en ese momento.
Las tecnologías que no emiten CO2 acapararon el 77,7% del mix
Los datos de producción eólica e hidráulica fueron muy significativos en marzo. Crecieron un 87% y un 64,5% respectivamente frente a febrero, gracias a las numerosas borrascas que han atravesado la península en las últimas semanas. Este incremento impactó positivamente en el precio del POOL, que no bajó más por el aumento de la demanda eléctrica (+4,8%) debido a las bajas temperaturas, por el crecimiento de las exportaciones a Francia y por la parada de la central de Vandellós II, que redujo la generación del parque nuclear un 15%.
La demanda eléctrica creció un 4,8% respecto a marzo del año pasado. Teniendo en cuenta las temperaturas y calendario laboral, el dato corregido fue de una subida del 5,1%. Con la cifra de marzo, la demanda ha crecido un 2,9% en el primer trimestre de 2018
El hueco térmico se redujo notablemente en marzo: el carbón produjo un 62,5% menos y el gas un 38,6% menos. En total, las fuentes fósiles solo representaron un 11% del mix, muy por debajo de las cifras de enero y febrero, con una media del 25%. Por su parte, las tecnologías que no emiten CO2 acapararon el 77,7% del mix eléctrico, lideradas por la eólica (33,3%). La hidroeléctrica generó un 20,1% y la nuclear un 19,3%.
Futuros y commodities al alza
El mercado de futuros eléctricos no se contagió de las rebajas en el POOL. Todos los productos registraron un repunte en sus cotizaciones, en línea con las subidas del resto de mercados de futuros europeos. El Q-3 (tercer trimestre) subió un 3,5% y el YR-19 un 3,2%, hasta los 50 €/MWh.
En Europa los mercados spot (del mercado diario) marcaron precios altos en Alemania y Francia y el YR-19 alemán se incrementó un 7,8% respecto a su cotización de febrero. El ascenso de las principales commodities (Gas y Brent) está detrás de estas subidas.
El gas (TTF) experimentó una subida del 4% respecto al mes frontal. El barril de Brent cerró marzo a 70,2 $, lo que representa una subida del +6,7% en el último mes. El carbón (API2) fue el único en retroceder, con una bajada del 3,3%. Por su parte, las emisiones de CO2 mantienen su escalada alcista y ya superan los 13 €.
Expectativa a la baja a corto plazo
Con la previsible recuperación de las temperaturas, la mejora de la situación de los embalses y el acoplamiento de la central de Vandellós II, programado para el 6 de abril, es de esperar que el próximo mes el precio de la luz se sitúe claramente por debajo de los 40 €/MWh.
Sin embargo, más allá de abril existen ciertos “nubarrones”, debido al repunte de los precios en los mercados de futuros gas en Europa, que podrían provocar una subida en el corto plazo del precio de electricidad y plantean una gran incertidumbre para el resto del año.
Fuente: Grupo ASE