La parada programada de dos centrales y otra imprevista reducen la producción nuclear al 60% de su capacidad. id:72968
Hoy, 16 de junio, el precio de la luz se sitúa en 94,63 €/MWh, cifra récord para este mes del año y en línea con la evolución de la primera parte del mes. El precio medio de la primera quincena es de 81,50 €/MWh, su valor más alto en un mes de junio desde que hay registros. Este precio es un 21,4% más caro que el de mayo y está un extraordinario 166% por encima del que marcaba hace un año. Además, es un 81% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de junio.
Este mes arranca como finalizó mayo, con precios de electricidad muy superiores a los habituales en estas fechas y al alza. De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, la principal causa continúa siendo la misma: el incremento sin precedentes de los precios de gas mundial.
El mercado holandés (TTF), el de referencia para toda Europa, ha registrado un precio medio de 27 €/MWh durante la primera quincena. Es un 450% más elevado que hace un año, cuando cotizaba a 5 €/MWh y duplica su valor respecto a 2019, cuando se movía en 13,4 €/MWh.
La escasez de nuclear y eólica la suple el gas
La tecnología fotovoltaica continúa creciendo mes a mes. Se incrementa un 37% y aumenta su peso en el mix hasta el 12,5%. No es el caso de la generación eólica, que ha reducido su volumen (-17%) respecto a la primera quincena de junio del año pasado. También la hidráulica ha minorado su producción un 7%. Por su parte, la producción nuclear se ha visto muy mermada. Se ha situado en un 60% de su plena carga debido a las paradas programadas de Trillo y Vandellós y a una no programada de Ascó II, causada por un incendio, que ya se ha restablecido.
La menor aportación de nuclear, hidráulica y eólica, junto con un incremento de la demanda por las altas temperaturas, aumentan la producción de los CCG (+ 13%) que aportan 18% al mix. De acuerdo a los analistas de Grupo ASE, cuando se incorporen las centrales nucleares, los precios de POOL se relajarán en parte de las horas del día.
La producción de electricidad con gas se ha encarecido 50 €/MWh
Los ciclos combinados de gas (CCG) aportan la seguridad al sistema eléctrico y, por consiguiente, marcan el coste de oportunidad al resto de las tecnologías. Con la práctica desaparición del carbón en España, los CCG asumen su papel de fuente de respaldo en solitario y marcan el precio de la electricidad, sobre todo cuando las energías renovables no pueden abastecer la demanda. Ese soporte se ha encarecido mucho en el último año.
El coste de producir 1 MWh de electricidad con un CCG viene determinado, sobre todo, por la cotización del gas natural (materia prima). Por eso el incremento del precio del gas en algo más de 22 €/MWh respecto del año pasado eleva el precio de sus ofertas de electricidad en 40 €/MWh. Si añadimos el impacto que provoca la subida del mercado de emisiones de CO2, el precio de generación de un CCG se ha incrementado en 50 €/MWh respecto a hace un año. Esta subida en el precio de sus ofertas en las subastas diarias (POOL) se traslada rápidamente al precio de electricidad de los consumidores.
La presión sobre el gas continuará al menos hasta el final del verano
El 50-60% del suministro de gas europeo proviene del norte y se ha visto reducido por trabajos de mantenimiento en la infraestructura noruega. Está previsto que terminen a finales de junio, pero no se espera que recupere su flujo habitual en el tercer trimestre. Por otra parte, en julio comienzan las obras de los gaseoductos rusos Stream y Yamal, lo que implicará un descenso de su aporte.
El gas natural licuado (GNL) representa un 25% del suministro europeo y su flexibilidad es fundamental para el funcionamiento de los mercados de gas en Europa. En estos momentos la demanda de GNL desde Asia es muy elevada y se prevé un aumento interanual superior al 20% en junio y julio, que continuará limitando la reposición del stock de gas europeo. Por tanto, los precios en Europa se mantendrán altos durante el verano, para poder competir y atraer las cargas procedentes de EE. UU.
El gas pierde competitividad frente al carbón, que eleva la cotización del CO2
Los ciclos combinados de gas tienen una ventaja competitiva sobre los ciclos térmicos de carbón en cuanto a su nivel de emisiones (producen la mitad). Sin embargo, aunque el precio de las emisiones está en 55 €/t., la cotización tan elevada que tiene ahora el gas reduce esa ventaja y frena el cambio de una tecnología a otra en Europa porque el carbón sigue siendo competitivo. Cuanto mayor sea la producción eléctrica con carbón más crece la demanda de emisiones de CO2 (EUA) y la presión alcista sobre su precio. Surge así un ciclo de retroalimentación alcista del precio de la electricidad y del gas.
Romper esta dinámica a corto plazo pasa porque se reestablezca la normalidad en el suministro de gas en Europa. Los analistas de Grupo ASE confían en que los mercados se relajarán, posiblemente, a final del verano. La puesta en marcha del Stream 2, que conectará Rusia y Alemania, duplicará el flujo de gas ruso para el próximo invierno y debería reducir la presión sobre el precio.
Pero a largo plazo, señalan los analistas de Grupo ASE, la situación es compleja. La estabilidad de los precios energéticos solo llegará con un aumento de la generación renovable y una menor dependencia de las energías fósiles, que es lo que está acelerando la UE con el mercado de emisiones de CO2 (EUA) y está encareciendo el recibo de la luz.
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