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El precio medio de la luz cae un 28,8% en 2020, el más barato y verde en 17 años

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Informe del mercado energético de Grupo ASE

sábado 02 de enero de 2021, 09:25h
La producción eólica lidera el mix eléctrico y evita que la subida del gas encarezca la luz más de 10 €/MWh. id:66743
El precio medio de la luz cae un 28,8% en 2020, el más barato y verde en 17 años
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El precio diario del mercado mayorista (POOL) de diciembre se sitúa en 41,97 €/MWh, apenas un 0,7% más que en noviembre (41,94€/MWh). Con respecto al año pasado 2019, sube un notable 24,1%, pero se anota una bajada del 21,3% respecto a la media de los últimos 5 años. Y es que el precio medio anual del POOL cierra 2020 a 33,97 €. Es decir, es un 28,8% más barato que el de 2019 (47,68 €/MWh) y hay que retroceder hasta 2004 para encontrar un precio más bajo. Hace 17 años, cuando aún no existía el mercado ibérico de electricidad (MIBEL), el precio anual de la electricidad se situó en 28,9 €/MWh.

La caída de la demanda anual del 5,1% por el efecto de la COVID-19 ha sido uno de los factores más importantes, pero los analistas de Grupo ASE señalan otros aspectos ajenos a la pandemia con elevada repercusión, como el crecimiento de la generación renovable (+ 13,1%), los bajos precios del gas durante gran parte de 2020 y una sociedad cada vez más eficiente energéticamente.

La eólica evita un encarecimiento de más de 10 €/MWh

En invierno, la bajada de las temperaturas incrementa la demanda energética y, por ende, los precios de la electricidad y el gas en Europa y a nivel mundial. A su vez, la evolución de la cotización del gas influye en el precio de la electricidad porque los ciclos combinados de gas (CCG) suelen marcar los precios marginales de casación y el coste de oportunidad para el resto de las tecnologías. Sin embargo, aunque el gas ha subido, la producción renovable ha ganado posiciones en España a lo largo de 2020. De hecho, ha cubierto el 55% de la demanda en diciembre y ha limitado la influencia de los CCG, evitando el encarecimiento del precio de la luz.

Los analistas de Grupo ASE estiman que el incremento del precio del gas en más de un 15% y con las emisiones de CO2 superando los 32 €/tCO2, el precio de la luz se habría subido más de 10 €/MWh, de no ser porque la generación eólica de diciembre ha sido un 42% superior al promedio.

Crecimiento de la generación renovable

La generación eléctrica nacional ha aumentado un 6,5% en diciembre, pero cierra el año con un descenso del 3,1%. Por tecnologías el comportamiento ha sido muy distinto. Mientras las renovables crecen un 7% mensual y un notable 13,1% anual, las fósiles se reducen un 6,5% mensual y acumulan un descenso anual del 25%.

El mix de diciembre lo lidera la eólica, con el 32,6% y un ligero aumento anual del 1%. Le sigue la nuclear, con el 23,3%, sin cambios respecto a 2019. La hidráulica representa el 14% del mix y acaba el año con un crecimiento del 24% y los embalses hidroeléctricos a buen nivel de reservas: un 8% por debajo del año pasado, pero un 18,4% por encima de la media de los últimos 5 años. La cuarta posición la ocupan los ciclos combinados de gas (11,2%), que cierran un mal año (-25%) y eso a pesar de que los ciclos combinados habían absorbido la producción que antes aportaba el carbón, una tecnología actualmente residual que apenas contribuye con un 0,2% del mix.

La tecnología que más ha crecido en 2020 es la fotovoltaica, un 68% anual. Sin embargo, la baja radiación solar del invierno la relega a solo el 3,1% del mix de diciembre, aunque entre las 10 y las 13 horas, cuando se concentra su producción, supone un 6,2% del mix. Los analistas de Grupo ASE señalan que su concentración en horas punta y en determinados meses está modificando la curva de precios.

España exporta electricidad barata

El precio español de diciembre es uno de los más competitivos de las principales economías europeas. En Francia el precio diario de diciembre ha subido un 20,7% mensual y en Alemania un 12,2%. Destacan también los altos precios de electricidad que se están registrando en Italia y Reino Unido.

Los intercambios internacionales en diciembre reflejan un saldo exportador de 767 GWh, frente al saldo importador (de 449 GWh) registrado el mismo mes de hace un año. Este cambio de signo se debe, sobre todo, al crecimiento de las exportaciones a Francia, donde el precio ha sido más elevado por el impacto de las huelgas en su producción nuclear, y se ha basado en la gran producción eólica española y en la agilidad de los ciclos combinados para hacer frente a la demanda “pico”.

No se ha exportado más debido a la limitación de la línea de interconexión con Francia. El saldo internacional cierra 2020 con signo importador de 3.328 GWh, equivalente al 1,4% de nuestra demanda, y con una reducción de las importaciones del 51% respecto a 2019.

La demanda mensual crece por primera vez desde julio de 2019

En diciembre la demanda mensual ha aumentado un ligero 1,5%, rompiendo la tendencia negativa de los últimos 17 meses. Este descenso se ha debido a unas temperaturas algo más bajas que la media. El dato corregido con las temperaturas y laboralidad nos muestra un crecimiento de tan solo del 0,1%.

Durante 2020, el descenso de la demanda ha sido más acusado durante la pandemia, pero ya venía arrastrando un detrimento anterior, como refleja el gráfico de la evolución de la demanda durante los dos últimos años. Este descenso se produjo en 2019, incluso con tasas positivas de crecimiento del PIB. Por eso los analistas de Grupo ASE remarcan la importancia de la eficiencia energética de la industria y la sociedad en general. Cada vez más sensibles al coste eléctrico, adoptan medidas para reducir su consumo energético.

El mercado de futuros español se dispara contagiado por Europa

Los mercados de futuros españoles y europeos han vivido un mes de diciembre extremadamente volátil y con fuertes subidas, provocadas por diferentes acontecimientos. El principal es el compromiso de la UE de elevar al 55% la reducción de las emisiones para 2030 y el acuerdo comercial post-brexit alcanzado con Reino Unido, que ha disparado la cotización del mercado de emisiones de CO2 europeo (EUA). Supera los 33 €/t.CO2, su máximo desde que comenzó a funcionar en 2005. Este elevado precio hace prever que las plantas de generación eléctrica alimentadas por carbón y de gas en Europa trasladen este mayor coste a los precios de la electricidad.

Además, las huelgas en Francia han supuesto interrupciones en su producción nuclear, reduciendo su habitual estabilidad y encareciendo su precio de la luz. Y, por si fuera poco, suben los precios en los mercados de gas, carbón y Brent. Este cóctel dispara la cotización del Yr-21 en España un 11%, hasta los 50,84€, en línea con el resto de los mercados europeos.

El comportamiento del mercado de futuros eléctricos español (OMIP) está resultando tremendamente errático y, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, también está posiblemente sobrevalorado, ante la gran incertidumbre que viven los mercados energéticos. Citan como ejemplo la cotización del mes frente español (enero 2021), que cerró el 28 de diciembre a 59,5 €/MWh, cuando a primeros de diciembre cotizaba en 44 €/MWh. Es decir, experimentó una subida del 34%.

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