Gas e hidráulica regulable marcan precio el 70% de las horas y suben la luz un 7,6%

Informe del mercado energético de Grupo ASE de septiembre de 2023. Precio luz y gas

La reducción de eólica y fotovoltaica ha supuesto un aumento del peso de los ciclos combinados de gas en el mix de generación, provocando la subida del precio, que no ha sido mayor porque, como apuntan los analistas de Grupo ASE en el Informe del mercado energético de septiembre, Francia ha recuperado normalidad (60%) en su generación nuclear y ha exportado más a España.

El precio promedio de la electricidad en las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y Holanda) ha sido de 100,4 €/MWh, es decir, un 3% inferior al español. Francia ha marcado el más bajo (88,71 €/MWh), Italia el más alto (116,36 €/MWh) y Alemania se ha acercado mucho a la media, con 100,72 €/MWh.

El crecimiento del hueco térmico eleva el precio eléctrico

Respecto a agosto, la producción eólica media diaria ha descendido un 12,8%, mientras que la fotovoltaica se ha reducido un 20,72%. Por eso este mes el hueco térmico ha alcanzado el 23,5% del mix de generación, su máximo en lo que va de año.

La entrada del otoño supone menor radiación solar (menos horas de sol) y, como no ha venido acompañada de un incremento de la generación eólica, los CCG y la hidráulica regulable han mantenido una posición dominante en la fijación de los precios del mercado diario. Concretamente, las tecnologías del hueco hidrotérmico han marcado el precio en el 70% de las horas en septiembre.

La hidráulica regulable cerró a un promedio de 106,65 €/MWh, centrando su participación en las horas pico del final del día (entre las 20:00 y 23:00 horas). Por su parte, los CCG promediaron un precio de casación de 87,20 €/MWh porque, a diferencia de la hidráulica, su elevada participación también se produjo en las horas centrales del día, en las que presionaron las ofertas de la generación renovable.

La mayor actividad de los CCG también estuvo vinculada a la menor aportación nuclear. A causa de un incidente, Vandellós II realizó una parada no programada desde el 20 de septiembre. Esta central notificó una incidencia en la red eléctrica exterior a la central, que afectaba al funcionamiento del generador principal y que provocó la parada automática de la turbina y del reactor. Está previsto que vuelva a conectarse al sistema una vez subsane el problema.

La generación eléctrica baja un 12,4% por la reducción de las exportaciones

En septiembre, la generación eléctrica en España se ha desplomado un 12,4% respecto al mismo periodo del año pasado. Como venimos comentando en los últimos tres meses, esta caída no solo está relacionada con la reducción de la demanda, también con el fuerte descenso del saldo exportador, que es un 77,9% inferior al de septiembre de 2022.

Como se aprecia en la gráfica, ha cambiado el signo del saldo español con Francia (barra azul), ha pasado a ser importador en los últimos meses. La mayor disponibilidad del parque nuclear francés, que ya se encuentra operativo en un 60% de su capacidad, le ha permitido recuperar 13 mil MWh de potencia nuclear respecto al año pasado y, así, exportar electricidad a España y a otros países.

La demanda energética de la industria sigue desplomándose

La demanda de energía de la industria continúa sin dar signos de recuperación, a pesar de han caído significativamente los precios de la electricidad y del gas respecto al año pasado.

El consumo eléctrico de las grandes empresas ha descendido un 10,6% en los últimos doce meses y actualmente ya solo representa el 46% de la demanda total. Paralelamente, el descenso de la demanda de gas de la industria (a excepción de los sectores eléctrico y refino) acumula un 17,1%.

Este recorte podría estar relacionado con varios factores como una menor actividad económica, la respuesta a los altos precios o el aumento de las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico en la industria, que representan el 47% de las instalaciones totales realizadas en España.

Respecto a la demanda general, septiembre registra un descenso del 3,4% respecto al mismo mes del año pasado y acumula una caída del 4,3% en lo que llevamos de 2023. El incremento de las instalaciones de autoconsumo sigue mostrando un gran impacto en la reducción de la demanda durante las horas solares, que muestran caídas superiores al 6%.

Baja la importación de gas con las reservas llenas y se dispara la volatilidad

En las últimas semanas, los numerosos retrasos que han sufrido los trabajos de mantenimiento de las instalaciones noruegas, junto con las huelgas del gas natural licuado (GNL) en Europa, han impulsado los precios del gas spot y han provocado una fuerte volatilidad en el mercado. El precio spot promedio de septiembre en el TTF ha sido de 36,28 €/MWh y en MIBGAS, de 36,93 €/MWh.

En el Informe del mercado energético de Grupo ASE, nuestros analistas también abordan los movimientos que se están produciendo en los mercados de futuros sobre el gas y la electricidad, así como la tendencia a converger del producto Yr-24 español con el alemán y el francés y sus causas. Así mismo, incluyen una previsión para el mes de octubre y un análisis a más largo plazo.

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El descenso renovable sube la luz un 7,37% en la primera quincena de septiembre

avance precio luz y gas septiembre 2023 Informe mercado energético Grupo ASE

La disminución de la generación solar y eólica hace que el precio de la electricidad se eleve un 15% en las horas solares. Lo analizamos, junto con las causas y consecuencias del fuerte contango que presenta el mercado del gas, en el Informe del mercado energético de Grupo ASE.

Hasta el 15 de septiembre, el precio medio de la electricidad del mercado mayorista (POOL) de este mes se sitúa en 103,13 €/MWh. Sube un 7,37% respecto a agosto, pero está un 57,7% más barato que hace un año porque entonces la guerra en Ucrania hizo temer por el suministro energético para el invierno, recuerdan los analistas de Grupo ASE.

La reducción eólica y fotovoltaica eleva un 15% los precios en las horas solares

La subida del precio de la electricidad que observamos en lo que va de mes se debe a un fuerte descenso de la producción fotovoltaica (-23,84%) y de la eólica (-11,6%) respecto al mes pasado. Esto ha provocado que el precio se incrementara un 15,03% en las horas de radiación solar. Sin embargo, señalan los analistas de Grupo ASE, durante la madrugada y el final del día se ha mantenido e, incluso, ha sido más bajo que el mes anterior.

Las reservas de gas españolas están llenas

El 14 de septiembre las reservas de gas españolas alcanzaron el 100% de su capacidad, es decir, están 24 puntos porcentuales por encima del nivel que registraban ese mismo día el año pasado. Este nivel ha permitido que la cotización en MIBGAS se mantuviera en un precio medio diario de 34,80 €/MWh en la primera quincena.

Las importaciones desde Argelia permanecen muy sólidas, en casi 70 mcm/d. En agosto descargaron 25 buques con GNL, los mismos que el año pasado, y en esta primera quincena han sido 11. Las reservas en los tanques de GNL están al 66%, con 15.638 GWh de gas almacenado (unos 20 días de autonomía para el sistema).

Aunque el mercado holandés (TTF) ha mostrado la misma tendencia, se registra una ligera prima con el mercado español, dado que el precio promedio del TTF de la primera quincena ha sido de 33,63 €/MWh.

Las importaciones de gas europeas están en su nivel más bajo en dos años

A 15 de septiembre, las importaciones europeas de gas se han situado en un promedio de 548 mcm/d, frente a los 770 mcm/d del mismo periodo del año pasado, esto es un 28,86% menos. Encuentra todos los datos y sus causas en nuestro Informe del mercado energético.

En todo caso, a pesar de ese limitado suministro desde Noruega y de la caída de las importaciones de GNL, la débil demanda de gas ha permitido a Europa seguir incrementando el nivel de sus reservas, que a 15 de septiembre están al 94,31% de su capacidad.

La incertidumbre mantiene caro el gas para el invierno

En nuestro Informe del mercado energético explicamos los factores que han llevado a que el precio diario del mercado holandés TTF de la primera quincena esté en un promedio diario de 33,63 €/MWh, frente a los más de 50 €/MWh a los que se cotiza para el 2024. La prima supera los 15-20 €/MWh.

Además de las causas que llevan a esta fuerte curva de contango, avanzamos las consecuencias a las que puede llevar esta elevada prima de riesgo en el mercado del gas y sus efectos en la distribución mundial del gas natural licuado (GNL).

Consulta el Informe del mercado energético para ampliar esta información. Nuestros analistas te ofrecen los datos más relevantes, contextualizados y representados en gráficas interactivas que facilitan su visualzación. Suscríbete y recíbelo todos los meses cómoda y puntualmente en tu bandeja de correo electrónico. Además, te enviaremos un avance quincenal para que no te pierdas nada.

El gas subió la luz un 6,2% en agosto a pesar de la fotovoltaica por el recorte eólico

informe mercado energético grupo ase precio luz y gas agotso 2023

El precio medio diario del mercado mayorista (POOL) español de agosto se ha situado en 96,05€/MWh. Sube un 6,2% respecto al pasado mes julio, pero está un importante 68,9% por debajo de su nivel hace un año. El Informe del mercado energético de Grupo ASE lo analiza con detalle.

La volatilidad ha sido elevada a lo largo del mes y los días con altas temperaturas y escasa generación eólica, el soporte que ha proporcionado el gas a la generación de electricidad, como está caro, ha impulsado hacia arriba el precio.

En contexto, el precio español ha sido muy similar al del promedio de las grandes economías europeas (96,86 €/MWh). Francia ha registrado el precio más bajo, con 90,87 €/MWh e Italia el más alto (111,89 €/MWh).

En comparación con el punto álgido de la crisis energética europea, cuando en agosto del año pasado los precios de la electricidad alcanzaron picos 500 €/MWh, la situación actual es mucho más contenida, al menos respecto de las expectativas que había entonces. No obstante, el gas y la electricidad continúan registrando precios muy por encima de su media histórica.

La fotovoltaica crece, pero los precios siguen anclados al gas

La producción fotovoltaica en España ha aumentado un 35% con respecto a hace un año porque en este periodo se han instalado 4.162 MW más de capacidad, lo que supone un crecimiento del 22,8%.

Con un total de 22.380 MW, la fotovoltaica ya es la tercera tecnología con más capacidad instalada en España. Solo la superan la eólica (30.371 MW) y los ciclos combinados de gas (26.250 MW).

Este extraordinario crecimiento hace que la fotovoltaica roce la segunda posición el mix, con el 19,5%. La nuclear es la primera (22,5%) pero, a pesar de ello, en las horas solares la fotovoltaica cubre hasta el 42% del total de la generación y duplica el aporte nuclear.

Sin embargo, como ha flojeado la aportación eólica, el crecimiento de la fotovoltaica no ha logrado expulsar a los ciclos combinados de gas (CCG) durante las horas centrales, en las que mantuvieron una cuota 10% del mix. Esa participación, aunque mínima, fue suficiente para que muchos días los precios siguieran anclados al coste del gas y se mantuvieran más altos de lo esperado.

En el Informe del mercado energético de Grupo ASE, nuestros analistas explican por qué se han producido vertidos eólicos en agosto. También analizan con detalle la volatilidad que impera en el mercado del gas, cuál es la coyuntura actual y que se espera para los próximos meses.

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El precio del mercado eléctrico baja un 2,7% en el último mes por el empuje de la energía solar

Informe mercado energético Grupo ASE - precio luz y gas julio 2023

El precio diario del mercado mayorista (POOL) español de julio ha cerrado en 90,47 €/MWh. Baja un ligero 2,74% respecto al mes pasado y es un 64,9% más barato que hace un año. El por qué y qué se puede esperar para los próximos meses lo explicamos en el Informe del mercado energético de julio.

Los precios negativos en Alemania y Francia baten al mercado español en julio

El precio medio español de la electricidad ha dejado de ser el más competitivo entre las grandes economías europeas, tras haber mantenido ese puesto durante 16 meses consecutivos, desde marzo de 2022.

En las horas centrales del día los precios se han desplomado en Alemania. Durante muchas jornadas se han registrado precios negativos por la combinación de baja demanda y alta generación solar. De hecho, el 2 de julio, los precios negativos en Holanda, Alemania y Austria alcanzaron los -500€/MWh, el mínimo según la normativa de la Unión Europea.

Los analistas de Grupo ASE explican que este fenómeno no es nuevo, pero sí su alcance y duración, cada vez mayores.

En España los precios negativos no están permitidos, pero tampoco hemos visto precios “cero” en julio. Las altas temperaturas en nuestro país provocan un aumento de la demanda en las horas centrales, que llega a ser un 30% superior al de esa franja horaria durante la primavera, por lo que se “neutraliza” la fuerte generación solar.

La generación eléctrica desciende un 10% mientras la fotovoltaica crece un 32%

La generación fotovoltaica ha sido un 32% superior a la de hace un año y ha ocupado la tercera posición en el mix, tras la nuclear y los ciclos combinados. En cambio, la eólica ha descendido un 13%.

La desaparición del tope del precio del gas y el aumento de la producción nuclear francesa han provocado una fuerte reducción de nuestras exportaciones (- 78,3%). Esto, unido a la caída de la demanda (- 3,8%), ha llevado a que generemos un 10% menos de electricidad.

Los ciclos combinados de gas (CCG) ha sido la tecnología que más ha reducido su producción (- 42,5%). A pesar de ello, han sido la segunda tecnología del mix, con una aportación del 19,5%, solo inferior a la nuclear (20%). Además, su importante presencia en las horas centrales del día, a causa del menor aporte eólico, ha impedido que el precio de la electricidad descendiera más en julio.

Las reservas de gas europeas superan el 85% y baja la presión sobre el corto plazo

En Europa, los precios del gas han vuelto a mostrar descensos debido a su baja demanda por el clima cálido, al retorno del suministro noruego y a que las reservas de gas alcanzaron un 84,5 % de su capacidad a 28 de julio.

Este elevado nivel apunta a que mucho antes de los previsto se cumplirá el objetivo del 90%, marcado por la Comisión Europea para todos los estados miembros a 1 de noviembre. A finales de mes, la cotización del producto de invierno 22/23 ha descendido hasta los 45 €/MWh, desde los 52,7 €/MWh de junio.

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El repunte en el precio del gas sube la electricidad un 25% en junio

Evolución del precio de la luz y del gas en el Informe del mercado energético de Grupo ASE - junio 2023

Este mes de junio, la generación eólica ha sido inusualmente baja. Ha sido un 25,05% inferior a la de mayo, un 15,6% más baja que la de junio del año pasado y está un 6,72% por debajo de su promedio de los últimos cinco años.

Además, el parque nuclear español no ha estado funcionando a plena carga por la desconexión programada de las centrales de Ascó I (que se reincorporó el 18 de junio) y de Trillo (reconectada el 26 de junio).

Por eso, los ciclos combinados de gas (CCG) han jugado un importante papel este mes. Han aumentado su actividad un 43,17% y han liderado el mix energético con el 20% del total. Al haberse encarecido su materia prima (el gas) un 6,1%, los CCG han impulsado el precio de la electricidad al alza.

En el Informe del mercado energético de Grupo ASE, nuestros analistas señalan que ese incremento en el precio de la luz ha sido mucho más notable en las horas de radiación solar, ya que esas han sido las horas en las que más ha aumentado la producción de los CCG. Entre las 10.00 y las 18.00 horas el precio de mayo fue de 49,42 €/MWh. En junio, en cambio, se ha incrementado un 52,20% hasta los 75,22 €/MWh.

Los precios eléctricos europeos convergen

El precio medio de la electricidad de las grandes economías europeas (España, Alemania, Francia, Reino Unido e Italia) se ha situado en 96,51 €MWh, un 3,75% por encima del español (93,02 €/MWh).

Sin embargo, en las horas centrales del día el precio se hunde tanto en España como en Alemania y Holanda. Los analistas de Grupo ASE explican por qué en el Informe del mercado energético de junio.

La incertidumbre sobre el suministro sube el precio del gas

El análisis del Informe del mercado energético de Grupo ASE también se detiene en el mercado del gas. Las olas de calor en Europa, el descenso de la producción eólica, la prolongación del mantenimiento de la red noruega hasta mediados de julio y la noticia, no confirmada, de que el Gobierno holandés planeaba cerrar definitivamente el yacimiento de Groningen en 2023, dispararon el precio del gas en un 30% el 15 de junio. Ese día el producto TTF month ahead (TTF M+1) alcanzó un precio de 41,15 €/MW.

Aunque el precio del gas ha corregido parte de esta subida durante la segunda quincena, su comportamiento ha sido muy volátil, recordando al mercado intradía de los frenéticos meses de 2022. Así, el TTF M+1 cierra junio con un precio de 34,2 €/MWh y una subida del 27,35% respecto a su posición a final de mayo.

El suministro de gas natural licuado se ha ralentizado y, a la vez, se "calienta" la competencia entre la demanda europea y la demanda asiática. Esta cuestión es relevante. Por eso nuestros analistas ofrecen datos y los contextualizan en el Informe.

Los futuros eléctricos suben impulsados por el gas y las emisiones

Se están produciendo movimientos en los mercados de futuros. Los detallamos y explicamos en el Informe del mercado energético de Grupo ASE. Además de toda la información relevante y de sus gráficas interactivas, el Informe incluye un análisis y una previsión de nuestros analistas. Si te suscribes, además del Informe mensual, recibirás también un avance quincenal para que no te pierdas nada.

La previsión del precio de la electricidad para verano sube un 23% y se espera volatilidad

precio luz avance informe mercado energetico grupo ase junio 2023

El precio diario del mercado mayorista (POOL) español hasta el día 16 de junio se sitúa en 86,61 €/MWh. Esto implica un encarecimiento del 16,7% respecto a mayo, pero se mantiene un 60,4% más barato que hace un año.

En el avance del Informe del mercado energético de junio, nuestros analistas explican que esta subida en el mercado diario respecto al mes pasado se debe, principalmente, a la reducción de la oferta eólica y nuclear, que ha propiciado que en las horas de máxima radiación solar, entre las 10:00 y las 18:00 horas, el precio en la primera quincena de junio se haya situado en 71,69 €/MWh frente a los 49,42 € de mayo. Es decir, los precios han aumentado un 45,42% en esa franja.

El gas abandona su tendencia bajista, escala un 30% y eleva los futuros eléctricos

El operador noruego Gassco anunció la semana pasada una prórroga de sus interrupciones planificadas y, además, anunció otras que no estaban previstas. Por eso los operadores del mercado que estaban apostando por un mercado bajista a corto plazo abandonaron sus posiciones a corto. Y, así, el producto con entrega en el mes frente del principal mercado europeo (TTF), julio 2023, inició una escalada entre los días 6 y 15 de junio y su precio recuperó los 40 €/MWh.

A esa subida en el precio también han contribuido otros temores:

  • La noticia (no confirmada) de que el Gobierno holandés podría cerrar definitivamente el yacimiento de Groningen en octubre de 2023.
  • La previsión de un aumento de la demanda de electricidad para refrigeración por las altas temperaturas.
  • La fuerte sequía que vive Europa podría limitar la producción nuclear (problemas de refrigeración de los reactores) como ocurrió en 2022.
  • La caída de las importaciones de gas natural licuado (GNL) en Europa y, principalmente, en el Reino Unido.
  • El aumento de los precios del GNL en Asia, que llevará aparejada una subida de los precios europeos para competir por la limitada oferta de GNL.
  • El recorte de la producción de petróleo promovida por la OPEP.
  • Los precios del índice JKM de GNL de referencia en Asia han subido un 32% en lo que va de junio y las exportaciones GNL norteamericano han caído por tercera semana consecutiva, con la salida de 21 embarcaciones en la semana del 8 al 14 de junio.

El 16 de junio el mercado corrigió a la baja en más de un 15%, pero según los analistas de Grupo Ase, aún es pronto para saber si se trata de una corrección técnica o de una reducción de la preocupación del mercado por el suministro. En cualquier caso, avisan de que la incertidumbre por la limitación de la capacidad de la oferta puede provocar fuertes oscilaciones (volatilidad) en las próximas semanas.

La menor oferta de gas y electricidad que podría sufrir Europa por todos estos factores ha derivado en un importante aumento de los precios de los futuros eléctricos en Europa a corto plazo, que también se ha trasladado al mercado español.

En concreto, en España el Q3-23 aumentó un 23,4% hasta los 105,5 €/MWh, mientras que el Q4-23 creció un 15,9% hasta los 118,75 €/MWh. Sin embargo, el Yr-24 ha visto una reducción del 5% hasta los 92 €/MWh, lo que amplía su prima de descuento frente al Yr-24 alemán, de referencia en Europa, que cotiza en 144,31 €/MWh.

¿Qué va a ocurrir en la segunda quincena de junio?

En nuestro avance del Informe del mercado energético de junio, los analistas de Grupo ASE explican que se prevé que crezca la demanda por las altas temperaturas y que el incremento del precio del gas mantenga a la electricidad claramente por encima de los 100 €/MWh durante los próximos días. Sin embargo, de cara a fin de mes, apuntan a que una mejora de la producción eólica prevista para la última semana de junio y el acoplamiento de las centrales nucleares de Ascó I (18 de junio) y de Trillo (26 de junio) podría reducir los precios de la electricidad en las horas centrales del día.

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La luz cae un 60% en el último año por el aumento renovable, la caída de la demanda y el abaratamiento del gas

precio luz mayo 2023 informe mercado energético grupo ase

El precio medio diario del mercado mayorista (POOL) español de mayo ha sido de 74,21 €/MWh. Aumenta un ligero 0,65% respecto al mes de abril, pero es un 60,3% inferior al de hace un año. El mecanismo de “tope al gas” no ha llegado a entrar en funcionamiento porque la cotización de MIBGAS (29,23 €/MWh) se mantiene muy por debajo del “tope” fijado en 57,20 €/MWh.

La aceleración de la caída en el precio del gas, el hundimiento de la demanda y el incremento de la generación renovable mantienen la tendencia bajista iniciada a comienzos de año. El detalle lo encontrarás en el Informe del mercado energético de Grupo ASE.

El precio medio de la electricidad de las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido e Italia) en mayo se ha situado en 89,50 MWh, un 20,6% por encima del español (74,21 €/MWh). Los extremos los han ocupado Francia (77,55 €/MWh) e Italia (105,73 €/MWh).

El precio “solar” es un 50% más bajo que el de las horas “pico”

Entre las 10:00 y las 18.00 horas los precios han rondado los 50 €/MWh, frente a los más 100 €/MWh de las horas “pico” (entre las 20.00 y las 24.00 horas). En esas “horas solares” la producción fotovoltaica ha cubierto el 36% del mix y el precio no ha bajado más porque el parque nuclear no ha trabajado a plena carga. Las paradas de Almaraz I (desde el 17 de abril al 23 de mayo), de Ascó I (desde el 29 de abril) y de Trillo (desde el 24 de mayo) han reducido la aportación nuclear al mix en un 28,7%.

La producción solar ha crecido un 11,8% y la eólica un 10,7%. Por eso, más de la mitad de los días de mayo, si la producción nuclear no se hubiera reducido en aproximadamente 2000 MW, los ciclos combinados de gas (CCG) no habrían intervenido en las horas solares, como ocurrió el pasado mes de abril y el precio de la electricidad habría sido más bajo.

Aunque ha crecido la exportación de electricidad (+27,4%) y el consumo de las centrales de bombeo (+70%), al desplomarse la demanda (-8,7%), la generación eléctrica de mayo ha sido un 4,3% inferior a la de abril. Y, como las únicas tecnologías que no han reducido su actividad han sido la eólica y la solar, la generación renovable ha crecido un 2,2% y ha supuesto un 55,6% del total.

La demanda eléctrica está en niveles de pandemia

Con un extraordinario retroceso del 8,7%, el promedio diario de la demanda eléctrica ha sido de 562 GWh, prácticamente igual al registrado en mayo de 2021 (560 GWh) en plena pandemia. ¿A qué se debe ese hundimiento de la demanda? ¿cómo está afectando al precio eléctrico y cómo se espera que evolucione? ¿Qué papel está jugando el gas en el mercado de futuros eléctricos? Conoce las expectativas, los riesgos y las oportunidades a través de nuestro Informe del mercado energético mensual.

Nuestros analistas te ofrecen una visión panorámica y, a la vez, pormenorizada. Además, la acompañan de gráficas interactivas y contextualizadas. Si te suscribes, recibirás también un avance quincenal para que no te pierdas nada.

La luz repunta un 5,98% pero sigue siendo un 58% más barata que hace un año

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El precio diario del mercado mayorista (POOL) español hasta el 15 de mayo se sitúa en 78,14 €/MWh. Aumenta un 5,98% frente a abril, pero baja un importante 58,2% respecto al de hace un año. Y, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, mantiene la tendencia bajista iniciada a principios de año. El ajuste del coste del tope al gas vuelve a ser cero porque el gas (31,98 €/MWh) continúa muy por debajo del “tope” fijado en 57,20 €/MWh.

En mayo, el precio de la electricidad mantiene la tendencia bajista establecida desde el inicio de 2023 y apoyada en la fuerte reducción del precio del gas, el hundimiento de la demanda y el incremento de la generación fotovoltaica y eólica. Nuestros analistas lo explican con detalle en el avance del Informe del mercado energético.

Fotovoltaica y eólica compensan el descenso de nuclear e hidráulica

En la primera quincena, la generación fotovoltaica se ha incrementado un 29,2% y se sitúa como segunda tecnología del mix, con el 20,3%, solo por detrás de la eólica (24,1%). La nuclear (18,5%) se coloca en tercera posición.

La eólica también ha crecido un importante 16,8% en esta primera quincena. Junto a la fotovoltaica, ha contenido la producción de los ciclos combinados de gas, que sólo ha aumentado un 1,9% a pesar del descenso de la producción nuclear (-16,3%), por las paradas programadas de las centrales de Ascó I y Almaraz I.

Por su parte, la hidráulica (-34,9%) se ha visto afectada por la fuerte sequía que sufre la península, con los embalses al 52,3% de su capacidad.

En nuestro avance del Informe del mercado energético de mayo nuestros analistas informan de cuándo está previsto que se reincorporen al sistema las centrales nucleares de Almaraz I y Ascó I.

La demanda eléctrica en “caída libre”, se hunde un 6,4% en mayo

La demanda eléctrica sigue en “caída libre” y se sitúa en mayo en un promedio diario de 562 GWh, muy cerca de los 560 GWh de mayo de 2021, en plena pandemia de Covid 19.

Desde finales de 2022, la demanda no ha dejado de retroceder y, en estos momentos, es la principal causa del bajo precio de la electricidad. Principalmente, su hundimiento se debe al incremento del autoconsumo de empresas y hogares, que sigue creciendo a un fuerte ritmo, pero también a la disminución del consumo como respuesta a la señal de precios altos de meses anteriores.

El precio diario de MIBGAS baja de los 30 €/MWh

El avance del Informe del mercado energético de mayo analiza también la evolución del mercado diario del gas, así como de los mercados de futuros sobre gas y sobre electricidad. También incluye una valoración de los factores fundamentales y los distintos escenarios que éstos anticipan.

La luz en España es un 40% más barata que en Europa incluso sin intervención del “tope al gas”

Informe mercado energético Grupo ASE abril 2023 precio luz y gas

En abril, el precio mayorista de la electricidad ha sido de 73,73 €/MWh. Por segundo mes consecutivo, el ajuste del “tope al gas” fue nulo porque la cotización de MIBGAS estuvo todos los días por debajo del límite de 56,10 €/MWh fijado por el Gobierno. Frente a marzo, el precio de la electricidad baja un 17,7% y respecto a hace un año el descenso es del 61,5%.

España registra el precio más bajo entre las grandes economías europeas

El precio medio de la electricidad en las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido e Italia) se ha situado en 114,55 €/MWh, un 40,82% por encima del español (73,73 €/MWh). Desde junio de 2022, coincidiendo con la puesta en marcha del mecanismo del “tope algas”, el precio español ha venido registrando precios más bajos que el resto de los países europeos.

Sin embargo, durante 2023 el mecanismo ibérico no ha entrado apenas en juego, incluso no ha funcionado en absoluto en los dos últimos meses. Si analizamos el precio promedio horario de abril de las grandes economías europeas, observamos que los precios en horario solar se sitúan muy por encima del español.

Ni siquiera Alemania, que cuenta con la mayor producción fotovoltaica de Europa, ha registrado un hundimiento de la magnitud del español. La escasa capacidad de interconexión que tiene España con Europa no ha permitido que se exportara más cantidad de energía en los momentos de máxima radiación solar, algo que no puede evitar Alemania.

Aunque en menor medida, también son más bajos los precios en las horas punta y en ello han influido dos factores. El primero es que el mercado de gas español (MIBGAS) está registrando precios más bajos que el resto de los hubs europeos. Concretamente, en abril ha tenido una prima de descuento de 4,50 €/MWh sobre el principal mercado de referencia europeo, el holandés TTF. Por eso, los ciclos combinados de gas en España referencian su precio marginal a un precio inferior al de otros mercados europeos.

El segundo factor, de mayor impacto, es el incremento de la generación de turbinación de bombeo en las horas punta. En nuestro Informe del mercado energético de abril aportamos los datos de su producción, de la dinámica que está provocando su mayor intervención y de cómo influye en el precio.

El hundimiento en la franja “solar” reduce el precio en sectores con «horario comercial»

La tecnología fotovoltaica ha establecido un nuevo récord de producción en abril (3.636 GWh) y en las horas centrales del día, entre las 12 y las 18 horas el precio de la luz se ha situado por debajo de los 34 €/MWh mientras que en las horas «punta» (de la noche y de la mañana), ha estado por encima de 100 €/MWh.

Consumidores de los sectores de comercio, oficinas y servicios públicos están viendo una importante reducción del precio de la energía en sus horas de trabajo. En cambio, otros consumidores con un perfil de consumo más industrial han sufrido un importante aumento.

Sin embargo, de acuerdo con los analistas de Grupo ASE, el factor decisivo para el abaratamiento de los precios ha sido la reducción de la demanda eléctrica, que en las horas solares ha descendido un 14%. Sin ese hundimiento de la demanda, el impacto de la fuerte producción fotovoltaica habría sido mucho menor porque, en su mayor parte, hubiera sido absorbido por el aumento de las exportaciones y por el consumo de las centrales de bombeo.

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La fotovoltaica cubre el 50% de la demanda y hunde el precio de la luz en las horas centrales

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La volatilidad ha sido extrema en la primera parte de abril: el precio de la luz se ha movido entre casi cero y más de 100 €/MWh. La demanda eléctrica se ha desplomado un 13,5% y la del gas un 20%, principalmente por el hundimiento del consumo industrial. A futuro, se recortan las previsiones para el verano, pero se mantienen elevadas a más largo plazo. Lo explicamos en el avance de nuestro Informe del mercado energético de abril.

El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) hasta el día 19 de abril se sitúa en 64,05 €/MWh. Baja un 28,35% frente a marzo y un 66,6% respecto a hace un año. El ajuste por el coste del “tope del gas” ha sido cero porque la cotización del gas en MIBGAS (40,10 €/MWh) ha estado por debajo del límite de 60 €/MWh.

La fotovoltaica alcanza picos récord y hunde el precio en las horas solares

El incremento de la producción fotovoltaica (+34,6%), junto a la baja demanda energética por la Semana Santa y a la contención en el precio del gas, han propiciado el hundimiento de los precios en las horas centrales del día.

Así mismo, los analistas de Grupo ASE apuntan a que la volatilidad de los precios ha sido extrema en esta primera quincenal. Muchos días, en las horas de máxima radiación solar, los precios se han acercado a cero, pero han superado los 100 €/MWh en las horas punta.

En determinados momentos, la generación fotovoltaica ha registrado picos de producción de más de 14.500 MWh que han llegado a satisfacer más de la mitad de la demanda. En lo que llevamos de abril, la fotovoltaica se coloca tercera en el mix eléctrico, con una producción de 2.091 GWh, solo por detrás de la eólica (3.190 GWh) y la nuclear (2.909 GWh). Además, duplica la generación de los ciclos combinados de gas (965 GWh), cuya actividad desciende un 29,8%.

En el avance del Informe del mercado energético de abril, los analistas de Grupo ASE aportan y analizan los datos de evolución de la demanda de gas y de electricidad, así como sus implicaciones y la evolución que se espera al respecto. También ponen la lupa sobre los mercados de futuros españoles, los hubs energéticos de referencia a nivel mundial, las paradas programas de centrales nucleares o las previsiones meteorológicas, que van a tener un peso importante en el cierre de abril.

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