El viento ha generado este mes de noviembre un 58,7% más de electricidad que hace un año. Acapara el 33,8% de la producción eléctrica, compensa la reducción de nuclear, frena la entrada de los ciclos combinados de gas y, además, deja un saldo exportador en los intercambios internacionales con Francia. Los futuros eléctricos reducen diferencias con el POOL y en el horizonte planea la evolución del precio del gas y el replanteamiento de políticas en materia climática.
El precio de la electricidad en el mercado mayorista en noviembre cerrará en torno a los 42,19 €/MWh. Esto supone un descenso del 10,56% con respecto al pasado mes de octubre y una reducción del 31,9% frente al precio que marcaba hace un año (61,97 €/MWh). El nivel actual es un 23,4% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie (55,06 €/MWh). Y, con el dato de noviembre, el POOL de los últimos doce meses se sitúa en 48,97 €/MWh.
La rebaja en el precio de la luz en noviembre fue desigual respecto al mes pasado. La alta producción eólica sobre todo presionó el precio en las horas valle (por las noches), cayendo un 18,6% frente a octubre. Sin embargo, en las horas punta solo se redujo un 7%.
La eólica lidera el mix y compensa la reducción de nuclear
En noviembre la generación eólica aumentó su producción un 62,2% con respecto al mismo mes del año pasado. Produjo 3.000 MWh sobre la media. Esta cifra extraordinaria le llevó a liderar el mix eléctrico, con el 33,8% de la generación. Además, compensó el descenso de generación nuclear, limitó la entrada de los ciclos combinados de gas y, como parte de su producción se exportó a Francia, dejó un signo negativo (exportador) en los intercambios con nuestro país vecino.
Desde los días 3 y 8 de noviembre, respectivamente, las centrales de Cofrentes y Vandellós II han permanecido cerradas. Estas paradas programadas han supuesto un descenso de 1.500 MWh en la producción nuclear de noviembre (-32%), respecto al parque trabajando en plena carga, que ha sido compensada por la elevada generación eólica.
La generación creció en noviembre un 8,1% respecto a octubre a pesar de que la demanda solo lo hizo en un 3%. Ello se debe a que una parte de la producción eólica tuvo como destino Francia. Así, mientras en octubre habíamos importado desde nuestro país vecino 994 GWh, en noviembre le hemos exportado 531 GWh. Esto hizo que el saldo final de los intercambios internacionales fuera de -297 GWh. Es decir, por primera vez en lo que va de 2019 el saldo tuvo signo exportador.
Las fuertes lluvias de noviembre también han impactado en la generación hidráulica, que aumentó un 129% respecto a octubre y sumó el 12,8% del mix. Además, las reservas hidráulicas registraron un importante aumento del 18,6%. Se trata de una cifra muy significativa, que permite a los embalses situarse al 93% del año pasado.
El precio del gas sube un 50% por la llegada del invierno
El precio del gas ha experimentado una fuerte subida en los mercados europeos. Se sitúa en niveles de 15 €/MW frente a los 10 €/MWh que marcaba en octubre. Esta subida, del 50%, se debe a un incremento de su demanda por la llegada del invierno. Pero no se ha trasladado íntegramente al POOL eléctrico porque la abundancia de eólica también ha frenado la producción de ciclos combinados, que ha sido un 31,2% más baja que en octubre.
La presión del exceso de oferta de generación eólica en las subastas diarias ha supuesto que los ciclos combinados de gas redujeran su aportación al mix a solo el 18% en noviembre. Importante retroceso si tenemos en cuenta que desde el verano se movía en torno al 30%.
De hecho, sólo durante tres días (del 19 al 22 de noviembre) el POOL ha superado los 50€/MWh. Y fue coincidiendo con las jornadas de menor producción eólica y, por tanto, dejando espacio para una mayor entrada de generación de los ciclos combinados de gas.
Reducción de los costes del sistema
Los costes del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de Interrumpibilidad, se han reducido en noviembre un 9% respecto al mismo mes del año pasado, con una rebaja próxima a 0,45 €/MWh. El precio medio libre de comercialización en noviembre, que incluye los costes del sistema, se situó en 48,06 €/MWh, un 29,2% más bajo que el mismo mes del año anterior.
Desde el 1 de enero de 2019, los costes del sistema se han reducido 1,54 €/MWh, lo que supone un descenso del 21,23% sobre 2018.
La demanda continúa a la baja
La demanda peninsular de energía eléctrica en noviembre retrocedió un 0,6% frente a la registrada en el mismo mes del año anterior. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica descendió un 1,5%. Desde el 1 de enero, la caída de la demanda es del 2%.
Por otro lado hemos conocido los índices ASE de octubre, que revelan una reducción de la demanda eléctrica de empresas, en su mayoría PYMES, del 1,61% en sobre el mismo mes del año pasado. El dato desde 1 de enero muestra un descenso acumulado del consumo de las empresas del 1,04%.
Los futuros reducen diferencias con el POOL
En noviembre el mercado de futuros ibérico (OMIP) reaccionó con fuertes recortes al nivel actual de los precios de POOL y a la expectativa de precio del gas en Europa para el próximo año. La cotización del precio de electricidad para el año 2020 (Yr-20) descendió un 6,3% en noviembre y se sitúa en el nivel más bajo del año: 51,15 €/MWh. En el corto plazo, el Q1-20 ha bajado un 7,3% hasta los 51,30 €/MWh
El fuerte ajuste a la baja de la curva de precio en España para 2020 contrasta con el resto de Europa. En Francia el Yr-20 cerró igual que en octubre, con 49,14 €/MWh. Y en Alemania retrocedió, pero mucho menos que en España: el Yr-20 bajó un 1,7% hasta los 45,49 €/MWh. Por tanto, el diferencial entre los futuros español y francés se reduce a mínimos del año y se sitúa en 2 €/MWh. Es decir, menos de la mitad de la cifra habitual en 2019 (4,1 €/MWh).
Cabe destacar también el importante ascenso del POOL en Francia y Alemania en noviembre, del 19% y del 11% respectivamente. En Francia el precio del POOL se situó en de 45,94 €/MWh muy por encima del POOL español (42,19€/MWh). En Alemania, registró un precio de 41 €/MWh. Estas subidas se justifican por una mayor demanda, dada la bajada de las temperaturas y por el incremento del precio del gas.
El CO2 se mantiene y el gas sube menos de lo esperado
En noviembre los precios de CO2 se han movido entre los 23,4 y 25,8 €/ton y han cerrado a 25,22 €/ton, con una reducción del 1,5% frente a octubre (25,61 €/MWh). Con respecto a su futura evolución, recientemente hemos conocido que los niveles de efecto de invernadero alcanzaron su máximo histórico en 2018 y que Europa ha activado la alarma climática.
Respecto a los mercados de gas, en la segunda quincena de noviembre, su cotización en el mercado spot (TTF day ahead) se ha movido entre los 15 y los 16 €/MWh. Un 50% por encima del registrado en octubre y en meses pasados, de entre 9 y10 €/MWh. A pesar de este importante crecimiento, estos niveles son un 40% inferiores a los de hace un año. En noviembre 2018 el gas se movía en valores de 25 €/MWh.
La presión de la oferta de gas natural licuado desde EEUU, la caída de la demanda doméstica por temperaturas más suaves y los inventarios en máximos, por la menor demanda de gas para producción de electricidad en Europa y doméstica, están manteniendo los precios de los mercados europeos bajos.
El precio del carbón (API2 mes frente) se mueve en mínimos, en una banda de precio de 58-59 $/ton, lo que lo sitúa un 31% más abajo que en noviembre del año pasado. Esto permite compensar el impacto del elevado coste del CO2 y que determinadas las centrales térmicas de carbón eficientes en Europa puedan competir con los ciclos combinados de gas en invierno.
Por su parte el Brent cerró noviembre a 62,43 $/barril, un 3,65% por encima del cierre de octubre. Su cotización se está viendo influida por la evolución de las negociaciones entre EEUU y China.
Expectativas de precio para diciembre 2020
La cotización del futuro de electricidad de diciembre se mueve en los últimos días en 50 €/MWh. Desde que el 20 de noviembre marcara su mínimo, a 48 €/MWh, ha registrado una ligera subida, que podría venir motivada por las expectativas de un mes de diciembre más frío de lo esperado. No obstante, ha registrado un importante descenso en las últimas semanas y queda muy lejos de los 64,7 €/MW que llegó a alcanzar en verano y del precio del POOL de diciembre de 2018, de 61,81 €/MWh.
El precio de MIBGAS de diciembre en su última sesión cerró a 15,10 €/MWh y se sitúa como el más bajo de Europa. Los inventarios en España se encuentran en máximos: al 96,5%, frente al 40% del año pasado. Por un lado la baja demanda que ha habido en noviembre para producción eléctrica, por la abundancia de eólica, y, por otro, la continuidad de la llegada de gas natural licuado, han elevado los inventarios.
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La reducción de nuclear va para largo
La luz sube más por las noches
En las horas punta del sistema (desde las 8 de la mañana hasta las 12 de la noche) el precio medio de abril fue de 44,57€/MWh, un 3% más elevado que en marzo. En las horas valle (de 12 de la noche a 8 de la mañana), el precio fue de 38,88 €/MWh un 14,4% más caro que en marzo. 
La demanda eléctrica creció un 5,7% respecto a abril del año pasado. Teniendo en cuenta las temperaturas y calendario laboral, el dato corregido de la subida se queda en el 2,4%. Y si contamos el dato de abril, la demanda en lo que va de año 2018 crece un 3,5%. 
Sin embargo, dado que marzo registró unas temperaturas más bajas de lo normal, mientras que abril las ha registrado por encima de lo usual, la demanda se ha reducido en un 10% sobre el mes pasado. Paralelamente se han incrementado las importaciones de electricidad desde Francia. Por eso la generación eléctrica en abril ha disminuido un notable 15,4% respecto al mes de marzo. Y esta reducción ha mantenido a raya el hueco térmico (Carbón y Gas), en un nivel bajo, del 13%, pese a la reducción de generación nuclear.
