La primera quincena de noviembre viene marcada por la éólica, que lidera el mix eléctrico, y por las restricciones derivadas de la segunda ola de COVID-19, que hacen caer la demanda un 4,6%. La importación desde Francia crece un 250%, contiene el precio, hunde la generación interna un 12,2% y reduce la demanda de gas. A más largo plazo, futuros, materias primas y emisiones corrigen al alza por el ‘efecto vacuna’.
El precio diario del mercado mayorista (POOL) se sitúa en 38,32 €/MWh en la primera quincena de noviembre. Está un 4,7% por encima del cierre de octubre (36,59 €/MWh), pero se reduce un 9% frente al año pasado y se anota una notable bajada del 29% respecto a la media de los últimos cinco años.
La importante diferencia que existe en su comparativa con la media de los últimos cinco años (-29%) se debe, según explican nuestros analistas, a que el precio de noviembre fue inusualmente bajo en 2019 (42,19 €/MWh). Sin embargo, en 2018 marcó 61,97 €/MWh y en 2017 se situó en 59,19 €/MWh.
Presiones al alza y a la baja
La llegada del frío junto la subida del precio del gas y de las emisiones, que vuelven a la senda por encima de los 25 €/t., suponen presiones alcistas para el precio. Pero el impacto de la segunda ola de COVID-19, que está reduciendo la demanda un 4,6%, y la recuperación de las importaciones desde Francia (+250%) empujan a la baja.
La meteorología va a ser un factor clave durante las próximas semanas y se espera volatilidad en los precios. Los analistas de Grupo ASE alertan de que, dados los precios del gas y de las emisiones actuales y a medida que se eleve la demanda por el frío, los días con producción eólica baja los precios podrían colocarse en niveles de 50 €/MWh.
La eólica lidera el mix y el gas reduce su aportación a la mitad
En lo que llevamos de noviembre la producción renovable supone un 46% del total de generación y la eólica (26%) se coloca al frente del mix. Pero resulta más destacable la escasa participación de los ciclos combinados de gas (CCG), que reducen su producción un 23,5% y apenas alcanzan el 13% del mix.
Esto deja el hueco térmico en el 15,5% del mix. Se sitúa por debajo de la mitad (-55%) de un mes de noviembre de los últimos 5 años (34%). Efecto secundario de esa escasa participación de los CCG es que se limita el impacto de la subida del gas y de las emisiones en el precio de la electricidad.
‘Efecto vacuna’ en futuros y commodities
El anuncio de la vacuna empuja ligeramente los mercados de futuros al alza y rompe con los impulsos bajistas derivados de las restricciones sanitarias en Europa, por la segunda ola de COVID-19, y de la mejora de la producción nuclear en Francia.
En España el Yr-21 registra un leve repunte (+0,8%) hasta los 43,95 €, mientras a corto plazo, el Q1-20 retrocede un 0,92% hasta los 42,90 €. En Alemania el fuerte tirón de las emisiones incide en su alta dependencia del carbón y sube su Yr-21 un 5,1% hasta 39,3 €/MWh. El producto Yr-21 galo cotiza en 42,97 €/MWh, con un avance del 3,2%. Con este incremento, la prima del Yr-21 español sobre el francés es ahora de un 1 €/MWh.
Por su parte, las emisiones de CO2 han subido un 11% en lo que llevamos de noviembre y vuelven a situarse por encima de los 26 €/t, a pesar de la incertidumbre macroeconómica en Europa.
Seguimiento constante de los mercados eléctrico y de gas
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