La subida del precio del POOL coincide con el aumento de los peajes, la ligera reducción del término de potencia de la nueva tarifa y un descenso de algunos de los costes del sistema. De acuerdo a los analistas de Grupo ASE, todo ello puede traducirse en un incremento del 15% en el coste eléctrico para la empresa y la industria respecto a los últimos cinco años. Sin embargo, la subida de los precios energéticos es global y afecta también a Europa y al resto de los mercados.
Un mix más verde pero una electricidad más cara
Este mes la generación renovable ha representado el 52,6% del mix. La eólica ha producido un 24% del total. En segunda posición se sitúa la energía nuclear con el 22%. La fotovoltaica ha sido la tercera tecnología, con el 12% del total. Los siguientes puestos los ocupan la hidráulica (11%), la cogeneración (11%) y los ciclos combinados de gas (10%).
El impacto de las renovables se deja notar con claridad en las horas centrales del día, cuando la eólica y la fotovoltaica cubren más del 50% de la demanda y se produce una caída del precio del POOL. En concreto, en la franja de máxima radiación solar, la fotovoltaica llega a cubrir más del 25% de la demanda y se colocar primera en el mix.
Aunque la generación renovable ha crecido un 21,5% en lo que va de año y ya cubre el 55% de la demanda nacional, la seguridad del suministro depende, sobre todo, de los ciclos combinados de gas (CCG), que ofrecen una respuesta ágil y flexible. Por eso el precio del POOL está directamente indexado al coste de generación de los CCG que, a su vez, se ha visto muy incrementado por la evolución de los mercados de gas y emisiones de CO2.
El gas natural encarece el POOL en 30 €/MWh
El principal mercado de gas natural europeo (TTF) registra una cotización de alrededor de 25 €/MWh, lo que implica una subida del 400% respecto al año pasado. Este incremento se convierte en una subida en el mercado eléctrico de aproximadamente de 30 €/MWh. Coloca a la luz un 70 % por encima de su precio medio en esta época del año.
La oferta de gas hacia Europa se ha reducido de forma brusca. El gas natural licuado (GNL) que llega a Europa desde EE. UU. por barco se está desviando hacia su principal mercado, el asiático, por el incremento de la demanda desde estos países. Paralelamente, el suministro por gaseoducto desde Noruega está interrumpido por trabajos de mantenimiento. Y, por su parte, Rusia ha renunciado a aumentar el suministro de gas que llega por Ucrania como medida de presión política hacia Europa.
Coinciden también otros factores que impulsan los precios: un invierno más frío y largo de lo habitual en Europa, que ha reducido los inventarios a su punto más bajo de los últimos años, y la subida de la cotización del mercado de emisiones de CO2.
De mantenerse esta situación, cuando se inicie el invierno los inventarios estarían por debajo del 65%, su nivel más bajo desde 2014. Esta posibilidad lleva a que el precio del producto Invierno 2021-2022 se haya elevado por encima de los 25 €/MWh en el mercado de futuros (TTF). Es decir, un 25% por encima del último invierno.
Pero no todo son malas noticias. La puesta en marcha de la planta australiana de Gorgon, tras una larga pausa por mantenimiento, impulsará el suministro hacia Asia y aliviará el desvío de cargas de EE. UU. hacía Europa. Así mismo, se prevé que las exportaciones de GNL norteamericanas se mantengan en máximos, dados los altos márgenes que les reportan las subidas de los precios spot en Europa (TTF) y Asia (EAX).
También es de destacar el desistimiento de la administración Biden de sancionar a los promotores del nuevo gaseoducto Stream2, que conecta Rusia y Alemania. De esta forma, podría entrar en funcionamiento el próximo invierno y aumentar el caudal ruso hacia Europa. Por tanto, relajaría la actual tensión de suministro que vive Europa.
El mercado de emisiones de CO2 se mueve por encima de 50€/t
Los precios en el mercado de emisiones han subido más de un 100% en apenas seis meses. Han roto el nivel de los 25-30 €/t y se han establecido en un nuevo rango entre 50-55 €/t. Este avance impacta de forma directa en los precios eléctricos diarios en Europa, supone alrededor de 7-10 €/MWh. En el POOL español se traduce en una subida del 20%.
Los analistas de Grupo ASE se muestran cautelosos ante la espectacular subida del precio del mercado de emisiones de CO2 (EUA). Ha experimentado un fuerte impulso por la respuesta política europea de intensificar los objetivos de emisiones y establecer un nuevo “acuerdo verde”. Lo conoceremos con mayor detalle a lo largo de este verano, cuando se reúna la Comisión y se apruebe el paquete de medidas FIT FOR 55.
Aunque ha entrado a corto plazo una gran cantidad de especuladores, existe el riesgo de una corrección por la escasa generación con carbón en Europa y por la puesta en marcha de un mercado de emisiones en Reino Unido, que reducirá la demanda futura.
Los futuros suben impulsados por las emisiones de CO2 y el gas
El mercado de futuros español experimenta un fuerte repunte en el corto plazo. El Q3-21 sube un 11,3% hasta los 77,75 €/MWh. El cuarto trimestre también experimenta un notable incremento del 12% y se sitúa en 76,37€/MWh. Por su parte, el Yr-22 español avanza un 6,5% hasta los 62,55 €/MWh. Nuestros vecinos europeos registran movimientos similares. El Yr-22 francés se encareció un 6,6% (64,14 €/MWh) y el alemán subió un 6,4% (63,96 €/MWh).
Sin embargo, mientras a corto plazo los futuros españoles y europeos se sitúan por encima de los 60 €/MWh y marcan máximos, la señal a largo plazo del mercado español cotiza en mínimos históricos.El precio a 10 años español se sitúa por debajo de los 40 €/MWh y a partir de 2027 se coloca debajo de los 35 €/MWh. En cambio, Francia y Alemania se mueven en torno a 58 €/MWh. La subida de las emisiones presiona al alza los mercados de futuros eléctricos europeos, pero España es menos dependiente del carbón.