Previsión a futuro: A pesar de la presión positiva de las importaciones francesas y de la moderación del precio del gas y del carbón en sus respectivos mercados, pesa la escasa producción hidráulica. En las próximas semanas el precio de la luz en el pool es probable que se mueva en torno a los 52 €/MWh.
En el contexto del mercado eléctrico actual, el precio de la luz de enero se puede considerar moderado. Cerró enero con un precio medio medio de 49,98 €/MWh, un poco por encima de la media de los últimos cinco años (48,75 €/MWh), pero por debajo de lo que se esperaba: el precio medio del pool de los últimos tres meses se situaba en 58€/MWh y en diciembre el mercado de futuros eléctricos llegó a cotizar enero a 64 €/MWh. Una mayor producción eólica y, sobre todo, el peso de la importación de electricidad desde Francia ha logrado que el precio de la luz sea un 13,74% más bajo que en diciembre.
La diferencia con respecto al inicio del año pasado aún es más llamativa: un 30,12% por debajo de la cifra que llegó a alcanzar entonces. Ese fuerte contraste se debe a las circunstancias excepcionales que se produjeron hace un año, principalmente debido al cierre de las nucleares francesas, que tensionó los mercados eléctricos de toda Europa.
Las dos caras de enero
El último mes ha tenido dos periodos bien diferenciados: la primera semana de enero, con una demanda muy moderada y alta producción eólica, que supuso que el hueco térmico (producción de carbón y gas) fuera muy reducido. Ese contexto produjo precios de pool por debajo de 45 €/MWh.
Las circunstancias cambiaron a partir del 8 de enero. En ese momento el mercado diario inició un periodo muy estable, caracterizado por el incremento de la demanda y la reducción de la producción eólica. El hueco térmico creció de forma notable, elevando el precio del pool a valores medios de 53-54 €/MWh. Sólo algunos días, coincidiendo con fines de semana, menor demanda y alta producción eólica, hubo una relajación del precio por debajo de los 50 €/MWh. La electricidad francesa decantó las fuerzas y moderó el precio.
La importación reduce los precios marginales
La reducción del precio respecto al pasado mes de diciembre (-13,74%) ha tenido mucho que ver con el fuerte saldo importador registrado, al contrario que los meses precedentes, que fue exportador. Este cambio de signo, debido a la importación de energía más económica de nuestros países vecinos, sobre todo de Francia, ha permitido frenar una escalada en el precio del pool y reducir el hueco térmico (producción de carbón y gas) en un 28% en comparación con el mes anterior y en un 35% sobre enero del año pasado.
Es un dato muy significativo. De hecho, el precio medio marginal de los ciclos combinados se redujo a los 48,67 €/MWh frente a los 62,53 €/MWh de diciembre. Hace unos días conocimos que la Comisión Europea destinará 578 millones de euros para alcanzar el objetivo de interconexión del 10% con Francia en 2025, frente al actual 6%, algo que sin duda favorecerá la competitividad.
Producción eólica por encima de la media
Respecto al resto de energías que componen el mix de generación de electricidad, la producción hidráulica sigue en mínimos por la situación de los embalses; la producción nuclear trabajó casi a plena carga y la producción eólica fue notable: superó la media mensual en un 22% y estuvo un 14% por encima de la registrada en enero del año pasado.
La demanda eléctrica aumentó 1,9 puntos sobre diciembre, aunque con respecto a enero de 2017 se redujo en un 2,1%. Teniendo en cuenta las temperaturas y calendario laboral, el dato corregido fue algo menor, del 2%.
Las materias primas de las fuentes fósiles, a la baja
Entre las principales commodities, el gas (TTF) y el carbón (API2) registraron bajadas en enero, tanto en los mercados spot como en sus contratos de futuros del mes frontal (febrero de 2018). El gas bajó un 7,5% y el carbón un 4%. Por su parte, el barril de Brent frenó su escalada alcista en enero y tropieza con una barrera en los 70 $. Las emisiones de CO2 registraron una importante subida del 8,8%.
Los futuros eléctricos acusan la sequía
El mercado de futuros eléctrico español ha recogido la moderación del POOL, pero solo en el muy corto plazo. Sin embargo, a medio y largo plazo ha registrado ligeras subidas y de momento no traslada la evolución del pool, ni de las commodities del gas y el carbón, frente a los principales mercados de futuros eléctricos europeos, que sí lo hicieron y registraron importantes bajadas en el corto y largo plazo.
El producto Q2-18 español (segundo trimestre de 2018) incrementó su cotización hasta los 50,40 €/MWh (+3,5%) y el Yr-19 cerró a 49,25 €/MWh (+1,3%). Y es que en España hay que tener en cuenta la situación de los embalses que, de momento, no cambia. Se prevé una producción hidroeléctrica mínima histórica para 2018. Por eso los futuros eléctricos siguen previendo un precio eléctrico en los niveles actuales mientras no lleguen lluvias suficientes para corregir las reservas hídricas.
Pendientes de la climatología
De acuerdo a los analistas de Grupo ASE, si continúa la actual situación, con apenas producción hidráulica, pero con la presión positiva que aportan las importaciones desde Francia y el precio de las commodities de gas y carbón moderándose, durante las próximas semanas el precio del pool debe moverse en valores próximos a 52 €/MWh. De momento, habrá que continuar esperando a que la climatología pueda cambiar el escenario actual.
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