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Los futuros eléctricos predicen que la luz será un 25% más cara en el último trimestre del año
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Los futuros eléctricos predicen que la luz será un 25% más cara en el último trimestre del año

Extracto - Informe del mercado eléctrico de agosto

miércoles 02 de septiembre de 2020, 12:23h

Mientras el precio de la electricidad en el mercado mayorista es un 19,5% más barato que hace un año, los analistas de GRUPO ASE ALERTAN de que el mercado de futuros apunta a una subida del 25% en el 4º trimestre de 2020 y para 2021. Las altas temperaturas de agosto elevan la demanda eléctrica, pero sigue sin reponerse del efecto COVID y baja un 1,6% anual. La generación renovable crece un 37,6%, favorece un precio competitivo a nivel europeo y aumentan las exportaciones a Francia.

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El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) en agosto se ha situado en 36,20 €/MWh. Sube un 4,5% respecto a julio, debido a las altas temperaturas, pero sigue un 19,5% más barato que hace un año y marca un precio de la luz de agosto un 28,6% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie. Además, el POOL de los últimos 12 meses, en 34,32 €/MWh, es el más bajo desde que hay registros.

Sin embargo, tanto el mercado de futuros eléctricos español como el resto de los europeos están adelantando una subida de precio de en torno al 25% para el último trimestre de este año y todo 2021. En la última semana de agosto se ha registrado un fuerte incremento por la rápida y fuerte recuperación de los precios de los mercados de gas y de las emisiones de CO2, que vuelven a estar cera de los 30 €.

En España el Q4-20 (4º trimestre) sube un 14,5%, hasta los 46,90 €/MWh y el €Yr-21 avanza un 4,1% hasta los 45,35 €/MWh. En Francia el Q4-20 se incrementa un 11,7% y cierra a 56,80 €. Su Yr-21 se eleva un 6,5% hasta los 47,20 €. Y en Alemania el Q4-20 sube un 11,2% hasta los 41,52 € y el Yr-21 cierra en 41,88 €/MWh, con un avance del 7,1%.

El calor sube la demanda y crecen las renovables

Este mes de agosto ha sido muy caluroso. Se han registrado temperaturas 5ºC por encima de lo que suele ser habitual. Han influido en la demanda eléctrica que ha mejorado desde julio, aunque continúa por debajo del nivel de hace un año, pero ya solo con un retroceso del 1,6%.

Por su parte, la generación de electricidad ha sido un 2,1% superior a la de hace un año. Ese crecimiento se basa en una mayor producción renovable (+37,6%). Especialmente sube la generación fotovoltaica (+84,3%), seguida de la hidráulica (+54%) y de la eólica (+25,5%).

Sube la exportación de electricidad

El desajuste entre demanda (-1,6%) y generación (+2,1%) se debe a las exportaciones. Y es que el POOL español cierra agosto en 36,20 €/MWh mientras que el francés lo ha hecho en 37,11 €/MWh. Resulta llamativo porque el precio de nuestro vecino, especialmente en los meses de verano, es históricamente más bajo. Por eso este mes de agosto hemos exportado 834 GWh, mientras que el año pasado solo fueron 104 GWh. Ese aumento de las exportaciones supone un 3,3% de la generación total nacional.

Los ciclos combinados de gas marcan el precio

En agosto los ciclos combinados de gas (CCG) marcaron un precio marginal de casación de 33,07€, por debajo de las renovables y la cogeneración (33,21 €) y de la hidráulica (40,15 €). Con la práctica desaparición del carbón en España, ahora más que nunca, los CCG fijan el precio de electricidad en España y el coste de oportunidad para el resto de las tecnologías.

Los bajos precios que se vienen registrando en los mercados de gas, junto con la caída del Brent y un dólar muy débil, permiten a las centrales de CCG ofrecer el precio de casación más competitivo del mix. Sin embargo, el retroceso de la demanda y el crecimiento de la generación renovable, con un coste de oportunidad inferior al de los CCG, les restan protagonismo: este mes de agosto los CCG han aportado un 23,9% a la generación de electricidad, mientras el año pasado contribuyeron con un 33,4% al mix.

El peso del gas en la electricidad

Las altas temperaturas de este verano en Europa, junto con las medidas de desbloqueo, han elevado la demanda eléctrica. Con los precios de gas tan bajos, los CCG han ido reemplazando al carbón. Además, en Francia han parado algunos reactores por el fuerte calor, aumentando las necesidades de los CCG para cubrir la demanda eléctrica. Este aumento de la producción eléctrica de los CCG ha elevado bruscamente la demanda de gas las últimas semanas.

Este incremento de su demanda coincide con la interrupción de la llegada de gas natural licuado (GNL) desde EEUU: Europa había perdido atractivo para los productores americanos, dado que el precio spot TTF ni siquiera cubría los costes de transporte y licuefacción. Pero a medida que la señal de precio en Europa suba, esto podría cambiar. Y es que, a esta expectativa de reducción de la oferta desde EEUU hay que sumar otros factores como:

  • Trabajos de mantenimiento de la línea noruega, que afectan al suministro de gas en agosto y septiembre a Europa.
  • El huracán Laura, que amenazó con detener la producción de gas en el Golfo y el envío de cargas hacia Europa.
  • Las altas temperaturas que vive EEUU este verano, que han elevado la demanda de gas, y presionando los precios spot del Henry Hub a máximos anuales.
  • El crecimiento de la demanda de GNL de China y otros países como Turquía, por su atractivo precio frente al suministro de gas por tubería, más vinculado al brent.
  • El cierre por mantenimiento de la instalación de Gorgon en Australia.
  • Las olas de calor que azotan Japón y Corea del sur, los dos mayores importadores de GNL mundiales, que elevan su demanda.

De momento, en el principal mercado de gas de Europa, el TTF holandés, el precio spot de agosto ha sido de 7,23 €/MWh, un 47,3% más alto que el de julio. Y, a pesar de eso, un precio bajo, si tenemos en cuenta que hace un año se movía en 10 €/MWh.

A futuro, el mercado TTF para el Q4-20 sube un 28,3% y cierra agosto con 12,77 €/MWh. La curva de 2021 de TTF también subió de forma importante, con un avance del 16,5% hasta los 13,924 €/MWh. Mientras, en España, el Q4-20 se encarece un 27,9% en MIBGAS y cierra en 13,76 €/MWh.

¿Cambio de tendencia?

Lo que está sucediendo en los mercados de futuros eléctricos en España y Europa se explica principalmente porque las plantas de CCG dominan la fijación de los precios de energía en casi toda Europa, por el cada vez menor peso del carbón.

Sin embargo, todos los impulsores alcistas de agosto son de corto plazo y pueden agotarse pronto, con una caída de nuevo de los precios spot de gas y electricidad en los próximos meses. Hay otros factores que podrían frenar esta escalada de los precios de gas y electricidad en seco. La demanda de gas además presenta grandes incertidumbres: por un lado, los inviernos cada vez más cálidos reducen la demanda de gas doméstico y, por otro, los rebrotes de COVID amenazan la recuperación de la demanda eléctrica industrial.

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