Los futuros eléctricos auguran un precio de la luz un 8% más caro en 2019

El precio de la electricidad en el mercado diario español (POOL) ha cerrado diciembre con un precio de 61,81 €/MWh. Desciende un ligero 0,26% con respecto a noviembre, pero continúa un 6,70% más caro que hace un año y un 9,5% por encima de la media de los últimos cinco años de su serie (56,43 €/MWh). Este pequeño ajuste se explica, principalmente, por la reducción de la demanda eléctrica. Con el dato de diciembre, el año 2018 cierra a 57,29 €/MWh, un 11,1% más caro que 2017 y un 26,5% más elevado que la media de los últimos 5 años.

Pool eléctrico. Diciembre 2018

En diciembre, como viene ocurriendo desde hace siete meses, el precio de electricidad en el mercado mayorista viene marcado por los altos precios de casación del gas y del carbón, que superan los 62 €/MWh y 56 €/MWh respectivamente. Estas cifras se sitúan 10 €/MWh por encima de las que registraban en 2017.

El alto precio de las emisiones de CO2 ha impactado en los costes de generación de estas tecnologías fósiles. En diciembre el mercado de emisiones de CO2 (EUA) cerró su cotización en 23,93 €/T. Es decir, su precio ha crecido un 200% en el último año. Sin duda, 2018 será recordado como el año en que el mercado de emisiones se convirtió en la referencia principal de los mercados eléctricos Spot y de Futuros europeos.

El resto de las tecnologías también suben sus ofertas de casación

Las ofertas de generación de otras tecnologías, como hidráulica o renovables han incrementado también en 10 € sus ofertas de casación respecto a hace un año. Se aprovechan de los costes de oportunidad derivados de las reglas del mercado marginalista, cuando sus competidores (Gas y Carbón) suben sus precios. Las renovables, por ejemplo, ofertaron en diciembre en precios de 57,6 €/MWh mientras el año pasado lo hacían a 47,62 €/MWh.

Por tanto, aquellos que pronostican un mercado eléctrico más barato por la oferta de energías renovables, tendrán que esperar hasta que exista una potencia instalada con peso suficiente para alterar la relación de fuerzas actual. Hoy por hoy, el precio del POOL viene marcado por las energías fósiles y la hidráulica, que son las que dan fiabilidad al mercado.

Los futuros europeos registran importantes subidas

Como ocurrió el mes pasado, los principales mercados europeos registraron importantes alzas en el producto año frente. En diciembre, el Yr-19 alemán cerró a 54,17 €/MWh, con una subida del 3,85%. El francés se situó en 60,32 €/MWh, con un ascenso del 4,6%. En España también subió el precio a futuro, pero más moderadamente: el Yr-19 registró un avance del 0,81%, para cerrar a 61,90 €/MWh.

Así, el diferencial entre el mercado español y sus principales socios europeos sigue reduciéndose notablemente. Con respecto al mercado francés, se sitúa a solo 1,58 €/MWh, cuando hace un año era de 6,75 €/MWh. Respecto a Alemania el diferencial en estos momentos es de 7,73 €/MWh, mientras que hace un año ascendía a 11,45 €/MWh.

La demanda desciende notablemente

La demanda eléctrica en diciembre se redujo un 4,3%, respecto a hace un año. Una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica registró un descenso del 4,8%.

Descenso mantenido de la demanda industrial

El índice ASE CTEI refleja una caída de la demanda eléctrica del 0,35% en noviembre. Este índice contabiliza el consumo de más de 800 puntos de suministro de empresas en toda España (a excepción de Baleares, Ceuta y Melilla) de más 163 actividades económicas distintas y un tamaño mayoritario entre mediano y pequeño.

Desde abril son ya siete los meses consecutivos en los que la tasa de variación interanual viene registrando descensos. Con el dato noviembre, el último disponible en este momento, se confirma la entrada en recesión de la demanda, con una tasa negativa del 0,35%. Cabe mencionar que este retroceso se ha producido en la misma proporción en las horas valle y en las horas punta.

Corrección de las commodities, a excepción del CO2

En cuanto a las commodities, el precio del barril de Brent cerró diciembre en 52,66$, con una rebaja del 10,9 %. Por su parte, el gas TTF (mes frente) ha registrado una bajada del 7,4%, cerrando a 22,78 €. El carbón (API2) aumentó un ligero 0,6% hasta los 86,7 €. Y el precio de los derechos de emisión de CO2 se encareció un 23,7%, hasta los 23,93 € (EUA).

Las reservas hidráulicas aumentaron en diciembre, en un 1,9%. El nivel de las reservas se encuentra un 159% respecto del año pasado y en un 95,8% de la media de los últimos 10 años.

Expectativas de un año 2019 un 8% más caro que 2018

El mercado ibérico de futuros (OMIP) cerró la cotización del Yr-19 en 61,90 €/MWh. Esto supone una previsión de un año 2019 un 8% más caro que el anterior 2018. El mercado de emisiones (EUA) seguirá marcando el precio eléctrico en Europa, con una cotización del CO2 que se mantendrá en los niveles actuales. Prueba de su peso es que las fuertes bajadas del precio del barril de Brent y del Gas no han reducido los precios de los mercados de futuros europeos en diciembre.

Cabe destacar también que las proyecciones de toda la curva de precios a más largo plazo (Yr-20, Yr-21…) sigue incrementándose en tasas muy altas en los últimos meses. El Yr-20 español subió hasta los 56,4 € en diciembre, con un crecimiento del 4,1%. En el actual contexto, parece que la subida del precio de electricidad viene a quedarse para largo.