El precio diario del mercado mayorista (POOL) español hasta el día 17 de noviembre se sitúa en 104,03 €/MWh. Es un 51,78% más alto que el mes pasado (68,54 €/MWh) y un 64% superior al de hace un año (63,45 €/MWh).
Tal y como explicamos en nuestro Informe del mercado energético de noviembre, este aumento en el precio se debe a que la reducción de la generación eólica y nuclear coincide con un incremento del precio del gas, que encarece la producción de los ciclos combinados. Por eso, en los últimos días el precio de la electricidad ha estado por encima de 120 €/MWh.
El frío y la ausencia de viento provoca picos de máximos en Europa
Los precios de la energía han crecido en toda Europa. Los mercados diarios eléctricos alcanzaron su punto máximo el miércoles 6 de noviembre a las 17:00 horas. En ese momento, Alemania marcó 820 €/MWh y Holanda, 550 €/MWh. Son niveles que no se veían desde la crisis energética.
En lo que llevamos de noviembre, hasta el día 17, el precio medio de la electricidad se sitúa en 124,70 €/MWh en Alemania y en 106,56 €/MWh en Francia, ambos por encima de España (104,03 €/MWh).
Los ciclos combinados aumentan su producción un 43,5% y dominan en la fijación de los precios
La generación eólica de la primera parte de noviembre ha sido un 60% inferior a su promedio de los últimos cinco años. A ello se ha unido la parada programada de dos centrales nucleares (Ascó I y Ascó II). Además, en esta época del año la aportación fotovoltaica desciende. A cambio, la generación de los ciclos combinados de gas (CCG) se ha incrementado un 43,5%.
En lo que va de mes, la generación de los CCG se ha situado en un promedio diario de 123 GWh, su nivel más alto desde septiembre del año pasado (141 GWh/día). Se colocan como tercera tecnología del mix en noviembre, con una aportación del 18,5%. Solo por detrás de la nuclear (18,8%) y de la eólica que, a pesar de su descenso, continúa primera con el 19,7%.
Los ciclos combinados desempeñan un papel fundamental para satisfacer la demanda. Su alta disponibilidad y flexibilidad se hacen imprescindibles, sobre todo cuando las renovables no entran al sistema. Esta capacidad es la que permite a los CCG fijar los precios y ampliar sus márgenes de beneficios en momentos como este, cuando la nuclear, la eólica y la solar reducen su aportación.
Según explican los analistas de Grupo ASE, en España, con la práctica desaparición del carbón, los CCG se han convertido en la única tecnología capaz de garantizar las “luces encendidas” de nuestro sistema eléctrico. Y esto supone que están marcando el precio marginal del mercado en prácticamente todas las horas de noviembre. De hecho, los precios se han incrementado en todas las horas del día, en un promedio cercano a los 40 €/MWh (+64%).
Los CCG trasladan al mercado eléctrico el encarecimiento del gas y las emisiones
Algunos días, los precios en las horas punta se han situado en 140 €/MWh, algo que no veíamos desde los meses más duros de la crisis energética (2021 – 2023). La causa es el encarecimiento del gas (TTF y MIBGAS) y de las emisiones de CO2 (EUA), que ha llevado los costes de generación de los CCG a sus niveles máximos del año y que se acaba trasladando al mercado eléctrico.
Las razones por las que suben las cotizaciones del gas y de las emisiones, así como su impacto tanto en el mercado diario como en el de futuros se explican con todo detalle en nuestro Informe del mercado energético de noviembre.
En él encontrarás la previsión para fin de mes de los analistas de Grupo ASE y mucha más información, con todos los datos representados en gráficas interactivas, comentadas por nuestros analistas. Ofrecemos una visión de conjunto no solo de la evolución del precio eléctrico, diario y a futuro, también de los mercados de gas y materias primas, así como de los efectos que provocan unos sobre otros y de los factores a los que conviene prestar especial atención.
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