El precio de la luz cierra enero a 41,10 €/MWh en el mercado mayorista de electricidad. Sube un 21,6% respecto a diciembre, pero hay que tener en cuenta que el mes pasado se registró una producción eólica extraordinaria. En realidad, el de enero es un precio bajo: un 33,7% más barato del que marcaba hace un año (61,99 €/MWh) y está un 24,3% por debajo de la media de los últimos cinco años de su serie (54,32€/MWh). Con el dato de enero, el pool de los últimos doce meses baja considerablemente y se sitúa en 45,91 €/MWh.
Menos demanda y más generación renovable y competitiva
La demanda eléctrica desciende en enero un 2,5%. Observando el dato con perspectiva, conviene destacar que en 2019 el descenso de la demanda ya fue del 1,8%. También que en los últimos años la demanda ha descendido a pesar del incremento del PIB. Ambos factores, que antes iban en paralelo, se han desligado.
En 2007 se alcanzó el pico de la demanda: 262.000 GWh. En 2019, en cambio, ha sido de 249.000 GWh, un 4,6% menor. Los analistas de Grupo ASE explican este descenso en base a tres circunstancias. Por un lado, la mejora de la eficiencia en el consumo de la industria, los hogares y la Administración. Por otro, temperaturas cada vez más suaves. Y, también, la caída del consumo de los grandes consumidores, que se reduce un 5,7% por la ralentización de la economía.
Como se aprecia en la siguiente gráfica, en paralelo a este comportamiento bajista de la demanda, la potencia instalada de generación crece. En 2019 se han incrementado en un 4,6%, destacando el crecimiento de la eólica (+7,4%) y la fotovoltaica (+7%).
La reducción de la demanda y el crecimiento de la oferta de generación presiona los precios, cada vez con mayor intensidad. Y, como la potencia instalada que está creciendo es renovable, cada vez deja menos espacio para hueco térmico (carbón y ciclos combinados).
Solo los días en los que se incrementa la participación de las energías fósiles, especialmente de los ciclos combinados, el precio de la electricidad experimenta un repunte. Eso sí, no se trata de un incremento notable, porque actualmente los ciclos combinados son muy competitivos.
La actual competitividad en precios de los ciclos combinados viene dada porque la cotización de su materia prima, el gas, está muy baja en los mercados europeos debido a la sobreoferta de GNL (Gas Natural Licuado). Y esto hace que los ciclos combinados se estén abasteciendo a precios mínimos históricos para ser invierno. El pronóstico es que su precio continúe bajando.
Este fenómeno se aprecia entre los días 22 y 25 de enero. La producción de energía eólica se redujo. El hueco lo cubrió la generación eléctrica a través de ciclos combinados de gas. En la gráfica se observa perfectamente el ligero repunte del precio:
La hidráulica compensa la reducción de eólica
El hueco térmico en enero ha sido del 19%, mientras que hace un año se elevaba al 26,9%. Se ha reducido considerablemente, a pesar de que la producción eólica ha sido menor. La generación hidráulica, en cambio, ha sido un 80% superior a la registrada en enero de 2019, por las fuertes lluvias. De esta forma, se ha reducido la participación de los ciclos combinados de gas. Además, el elevado saldo importador con Francia y Portugal también ha supuesto una menor necesidad de generación nacional.
Los mercados de futuros se desploman
En paralelo a la evolución que está experimentando el mercado diario, las cotizaciones del precio de la electricidad en el mercado de futuros español (OMIP), ha registrado un importante descenso en el corto plazo. El segundo y tercer trimestre de 2020 han bajado un 7% y 9% respectivamente. A largo plazo, el Yr-21 desciende un 4,3%.
La misma situación se está produciendo en el resto de los mercados de futuros eléctricos europeos, a causa de la caída de los precios en los mercados de gas y de la débil señal del mercado de CO2 en Europa.