La luz solo sube un 2,8% por la eólica mientras la ola de frío dispara su precio en Europa

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El precio diario del mercado mayorista (POOL) se sitúa en 43,10 €/MWh a 15 de diciembre. Es un 2,8% más caro que el de noviembre (41,94€/MWh) y está un 27,5% por encima del que marcaba hace un año. Sin embargo, se trata de un precio contenido, según explican los analistas de Grupo ASE. Diciembre de 2019 fue un mes inusualmente barato (33,81 €/MWh) porque registró un aporte excepcional de energía hidráulica y eólica. En realidad, en los últimos años el precio del POOL de diciembre se ha movido en torno a los 60 €MWh. De hecho, el precio actual es un 19,2% inferior a la media de los últimos cinco años. Lo explicamos en este resumen del avance del Informe de mercado energético de Grupo ASE de diciembre de 2020.
 

 

En Europa el precio de la luz se dispara más de un 30%

En los primeros diez días de diciembre una fuerte ola de frío ha recorrido Europa y ha incrementado la demanda energética. El POOL francés se coloca en 56,56 €/MWh, tras encarecerse un 41%. Y en Alemania el precio de la luz ha subido un 35% en su mercado mayorista, hasta los 52,33 €/MWh.

Francia tiene una alta dependencia de la energía nuclear, que supone más de un 70% de su mix energético. Se trata de centrales antiguas, que requieren un complejo mantenimiento y cortes de suministro. En situaciones extremas, como la ola de frío, su potencia resulta insuficiente para dar respuesta a los picos de demanda. Al recurrir a las conexiones internacionales para compensar su deficiencia, se ha tensionado el precio en toda Europa.
 


 

La limitada conexión internacional y la eólica contienen el precio en España

En España, explican los analistas de Grupo ASE, el mix energético está muy diversificado. Contamos con un gran parque de ciclos combinados de gas, que aportan estabilidad. Y, paralelamente, una gran oferta renovable, que sigue creciendo. Además, la línea de interconexión que mantenemos con el resto del continente es mínima y nos deja al margen de las “tormentas” europeas.

Nuestra elevada capacidad instalada de potencia de ciclos combinados de gas y una fuerte producción éolica han posibilitado una respuesta estable a la demanda “pico” energética. Además, hemos exportado abundante electricidad a Francia y Portugal. La electricidad exportada a Francia representa el 7% de toda la generación española y no ha sido más porque la línea de interconexión limita el intercambio con Europa.

En la primera quincena de diciembre las renovables han aportado un 54% del mix de generación. La eólica produce un 42% más que hace un año y se sitúa un 95% por encima de la media de los últimos cinco años. Esto explica que solo la energía eólica represente un 37% del mix. La nuclear, con el parque a plena carga, produce un 22%. La hidráulica genera un 11,6% y relega a los ciclos combinados a la cuarta posición. Han producido un 21% menos que hace un año y aportan un 10,6% del mix.
 

Fuerte repunte del gas y las emisiones

La dependencia exterior del suministro de gas en Europa es un factor muy importante para los mercados eléctricos. En los últimos años este suministro depende en gran medida de la oferta “flexible” de gas natural licuado, procedente de EE UU, que se ha ralentizado en los últimos meses.

El TTF holandés sube un 13% respecto a hace un año y representa una señal de precio atractiva. Sin embargo, aunque parece que se reactiva la oferta de GNL norteamericano, tras los problemas de producción que había experimentado últimamente, la demanda de los países asiáticos está absorbiendo buena parte de ese gas.

Por otra parte, el acuerdo de la Unión Europea para elevar el recorte de las emisiones en 2030 desde el 40% hasta el 55% ha disparado la cotización de las emisiones de gas y, por ende, de los precios energéticos en toda Europa.
 

Los futuros eléctricos marcan máximos anuales

La incertidumbre de suministro energético, unida al fuerte incremento de las emisiones, coincide con el optimismo por el inicio de la vacunación en Reino Unido, EE UU y, pronto, en Europa y se traslada a los mercados de futuros en forma de subidas.

El Yr-21 español avanza un 6,8% hasta los 48,90 €/MWh. El Yr-21 francés cotiza en 49,57 €/MWh, con una subida del 6,4%. Y en Alemania el Yr-21 se encarece un 8% hasta los 46,13 €/MWh. De esta forma, el Yr-21 español cotiza con un descuento sobre el francés de 0,7€/MWh y la prima del alemán se reduce a 2,7€/MWh.

 

Informe del mercado energético de Grupo ASE

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