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El precio de la luz marca récord de un mes de julio en 92,42€/MWh y la eólica no compite

El precio de la luz marca récord de un mes de julio en 92,42€/MWh y la eólica no compite
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Informe del mercado energético de Grupo ASE - Julio

lunes 02 de agosto de 2021, 16:00h
Las renovables y las importaciones hunden el volumen de generación con gas, pero el hueco hidrotérmico cierra precio en el 87% de las horas de julio mientras la eólica no compite en las horas centrales. id:74671
El precio de la luz marca récord de un mes de julio en 92,42€/MWh y la eólica no compite
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El precio diario del mercado mayorista (POOL) en julio es de 92,42 €/MWh. Es un 10,4% más alto que el de junio y se sitúa un 166,8% por encima de su cota hace un año. Además, casi duplica (+ 95%) la media de los últimos 5 años de un mes de julio y se convierte en el mes de julio más caro desde que hay registros. Según los analistas de Grupo ASE, el precio de electricidad se está consolidando en unos niveles sin precedentes y existen señales de que parte de esta subida podría tener un carácter estructural a medio y largo plazo.

La oferta eólica no está entrando en las horas centrales

Los analistas de Grupo ASE alertan de un llamativo fenómeno: la producción eólica se ha reducido un promedio de hasta más de un 50% en las horas centrales del día, frente a las horas punta. Esta “retirada” de la oferta eólica sin explicación climatológica se produce en las horas en las que se incrementa la producción fotovoltaica. En esos momentos, la ausencia de competencia eólica deja espacio a los ciclos combinados de gas y a las centrales hidráulicas, que marcan precios altos de casación.

Resulta sorprendente que una tecnología con un coste de oportunidad cero no entre en la casación en las horas centrales del día y pierda la oportunidad de obtener una retribución, ya que no tiene la posibilidad de almacenar. Este tipo de actuación es propio de la hidráulica, que sí puede elegir el momento de producir. Ha ocurrido todos los días del mes de julio, resultando especialmente evidente los días 20 y 21. Este fenómeno desafía las reglas de un sistema de precio marginalista y según los analistas de Grupo ASE requiere investigación.

El hueco hidrotérmico marca el 87% de los precios de casación

El aumento de la demanda del verano en España, unido a la disminución de la generación eólica, incrementa la necesidad de una fuente de respaldo. Como las centrales de carbón están ya casi cerradas, son los ciclos combinados los que intervienen prácticamente en todas las horas y marcan el precio diario del POOL, repercutiendo sus elevados costes, muy encarecidos por el incremento del precio del gas y de las emisiones.

En el 87% de las horas de julio el precio lo ha marcado el hueco hidrotérmico. Es decir, una central de ciclo combinado de gas, una de carbón o una hidroeléctrica, que aprovecha su capacidad para almacenar energía para ofertar en las horas caras y obtener mayor rentabilidad. Por tanto, el precio de la electricidad en España depende de los costes variables de las centrales de gas (gas y derechos de emisión de CO2). De hecho, el pasado mes de junio el hueco de casación hidrotérmico llegó al 97%, el más alto de los últimos cinco años, cuya media es del 76,4% mensual.

Un aumento del hueco hidrotérmico conlleva, por regla general, una elevación de los precios de electricidad y viceversa, ya que cuando desciende baja el precio. Esta situación contrasta con el aumento de la generación renovable y la disminución del hueco térmico respecto a julio del año pasado.

Sin embargo, cuando la producción eólica se reduce y la demanda aumenta (es mayor en julio que en junio), los ciclos combinados y las centrales hidráulicas mantienen el predominio de las horas de casación.

El gas reduce a la mitad su aportación al mix

La generación de electricidad ha descendido este mes un 6,9%. Sin embargo, la generación renovable ha aumentado un 13,9% por el espectacular incremento (+ 36%) de la producción fotovoltaica. Las renovables han cubierto el 48% del mix y en las horas centrales del día la fotovoltaica lo ha liderado al cubrir más del 25% de la demanda.

La aportación de los ciclos combinados se ha reducido un 47,5% debido al crecimiento de la generación fotovoltaica y al aumento de las importaciones francesas (+ 83%). El mix de generación lo han encabezado las nucleares, con el 24%. En segunda posición, la eólica, con el 19,4%. Por su parte, los ciclos combinados han aportado un 14,4%, la mitad que hace un año.

Impulso de la UE a las políticas de descarbonización

Los objetivos de reducción de emisiones del 50% para 2030, anunciados por la Unión Europea hace dos años, comienzan a concretarse en normas y políticas concretas. El mercado va por delante de la política y los fondos de inversión han visto en el mercado de derechos de emisión de CO2 (EUA) una oportunidad.

En los últimos meses, la compra especulativa ha impulsado su precio por encima de los 50 €/t, lo que implica un incremento del 150% en un año. Los inversores perciben que la descarbonización requiere un precio mucho más alto del carbono y, también, que hay un apoyo político sin fisuras por parte de la UE.

La reducción de suministro de gas a Europa dispara la electricidad

El fuerte aumento de los precios del gas, junto a la elevada cotización del CO2, ha triplicado los costes de generación de los ciclos combinados de gas en Europa y, por tanto, también los precios de electricidad. Este encarecimiento del gas se debe al desequilibrio entre su oferta y su demanda.

Tradicionalmente, el gas natural licuado (GNL) flexibiliza el suministro del mercado europeo. Sin embargo, el rápido crecimiento de la demanda asiática de gas en 2021, encabezada por los dos mayores importadores del mundo, China (+17%) y Japón (+9%), está alejando de Europa los cargamentos de GNL procedentes de EE. UU. y Qatar. Para atraer esas cargas, los centros europeos, como el TTF holandés, deben elevar sus precios.

Por otra parte, también ha crecido la demanda de gas en Europa por un invierno largo y frío y por la recuperación de la actividad después del COVID. Como consecuencia, los inventarios de almacenamiento europeos se encuentran en su nivel más bajo (49%) de los últimos siete años.

La situación se podría paliar con un aumento del suministro por tubería desde Noruega y Rusia. Pero las interrupciones por los trabajos de mantenimiento junto a la postura de Rusia, que ha renunciado a aumentar las inyecciones como medida de presión, para que EE. UU. desbloquee el gaseoducto Nordstream2, están estrangulando la llegada del gas a Europa.

Este cuello de botella ha subido los precios de los mercados de gas diarios un 400% y los ha llevado a máximos históricos. Además, a corto plazo, incrementa el temor a que Europa no logre alcanzar los niveles de almacenamiento necesarios para garantizar el suministro óptimo en caso de que el próximo invierno sea frío. Todos los precios de la curva de futuros de gas se elevan e impulsan a los de la electricidad.

La demanda retrocede un 0,9% anual en julio y aplana su curva

A pesar de la recuperación de la actividad económica que refleja el crecimiento del 19,8% del PIB interanual, la demanda de electricidad cae un 0,9% en julio con respecto a 2020. Y si comparamos el dato con respecto a julio de 2019, cae un 4,2%. La demanda ha dejado de estar directamente ligada al crecimiento económico debido al aumento de la eficiencia energética y al impacto del autoconsumo.

Los analistas de Grupo ASE han estudiado los datos de la variación de la demanda horaria, para comprobar si el reciente cambio tarifario que se aprobó el 1 de junio ha tenido algún impacto en los hábitos de consumo.

Sí se han producido cambios. Mientras que en las horas valle la demanda se ha incrementado un 2% de promedio, respondiendo así a la señal de precio más económica, en las horas diurnas la demanda se hunde un 2,7% de promedio. En el descenso que se ha producido durante las horas centrales del día ha incidido el crecimiento del autoconsumo fotovoltaico.

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