El POOL arranca 2019 por encima de los 60 €/MWh. Solo en horas concretas, la abundancia de oferta eólica ha podido romper esta barrera. Y no siempre, puesto que el mercado francés, más caro que el ibérico, también absorbe parte de ese exceso. El precio del CO2 y el gas continúan marcando la evolución de los mercados eléctricos europeos en el corto plazo. El coste de oportunidad de los ciclos combinados (gas) incide en los precios de oferta de casación de las distintas tecnologías, que resultan muy homogéneos y están muy por encima de los registrados hace un año.
El precio de la electricidad en el mercado diario español (POOL) ha cerrado enero con un precio medio de 61,99 €/MWh. Sube un ligero 0,29% con respecto a diciembre, pero se mantiene un 24% más caro que hace un año y un 27,5% por encima de la media de los últimos cinco años de su serie (48,65 €/MWh). Con el dato de enero, el POOL de los 12 últimos meses se sitúa en 58,31 €/MWh.
Evolución del pool eléctrico
El mix energético de enero apenas tuvo variaciones respecto a diciembre. Sin embargo, sí se aprecian cambios frente al año pasado: los ciclos combinados han crecido un 41% y la eólica un 12,5%, compensando el incremento de la demanda nacional y el saldo importador desde Francia, que se ha reducido prácticamente a cero este año, mientras el pasado respondía casi al 8% de la demanda.
Producción eólica récord… y viajera
El precio del POOL mantiene su progresión alcista a pesar del fuerte incremento de la producción eólica de enero, que ha batido récords este mes. En concreto, el pasado 23 de enero se batió la máxima producción eólica diaria, con 376 GWh. Una cifra que represento el 46% de la demanda total eléctrica de ese día. Dado que la producción eólica se oferta con un coste de producción variable cercano a cero, esa abundancia hubiera podido reducir el precio del POOL ese día.
Sin embargo, el POOL cerró a 60,32 €/MWh. Y es que buena parte del exceso de oferta de energía eólica se exportó a Francia. Esta absorbió toda la capacidad de interconexión para importar entre un 15 y un 20% de la producción eólica para abaratar el precio de su mercado diario, que cerró ese día a 76,07 €/MWh, muy por encima de la cifra que se registraba en España.
Eso mismo ocurrió todos los días entre el 22 y el 25 de enero. En estas circunstancias, la interconexión del mercado ibérico con el mercado francés podría perjudicar a los consumidores españoles durante las próximas semanas, si se mantienen los altos precios que se prevén en Francia.
El mercado mayorista sigue indexado al CO2 y a la generación con gas
La reducción de las importaciones en enero ha sido una de las causas de que el precio haya sido más caro en España, pero no el principal. El que explica el fuerte incremento del POOL, del 24%, con respecto a hace un año, es el CO2.
En enero, los precios medios de casación de todo el mix se mantuvieron respecto al mes pasado. Llama la atención que la producción hidráulica (incluido bombeo), con solo un 9,8% del mix, cerrara el 56% de las horas de casación. También destaca que todas las tecnologías se sitúan muy por cima del precio medio de 2018.
Desde mediados del año pasado, la principal causa del fuerte movimiento alcista del precio de electricidad en Europa es la escalada de la cotización de las emisiones de CO2. El precio de las emisiones sigue moviéndose entre los 22 y 25 € en enero, lo que supone un incremento del 150% con respecto a hace un año.
Los futuros europeos, a la baja
Mientras los principales mercados europeos registran importantes subidas en sus mercados SPOT, los productos a futuro, a corto y largo plazo, experimentan fuertes. El Yr-20 cerró enero en Alemania a 48,40 €/MWh, con un descenso del 5,14%. El Yr-20 francés se situó en 51,55 €/MWh, bajando un 6,02%. Ese mismo producto, en España, experimentó un retroceso más suave, del 1,77%, para colocarse en 55,50 €/MWh.
Las bajadas en el corto plazo también fueron notables: el Q2-19, baja en España un 6,16% (55,60 €/MWh), en Francia un 11,72% (46,23 €/MWh) y en Alemania un 9,64% (46,05 €/MWh). Estos ajustes en los mercados de futuros europeos vienen marcados por la relajación de los precios del Gas.
La demanda aumenta un 3,4%
La demanda eléctrica en enero creció un 3,4%, respecto a hace un año. Una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica registró un aumento del 0,9%.
Fuerte corrección de las commodities, a excepción del Brent
En cuanto a las commodities, el precio del barril de Brent cerró enero con un fuerte ascenso del 15,6%, a 61,9$. El resto, experimentaron descensos: el gas TTF (mes frente) baja un 13% y se sitúa en 19,77 €. El precio del carbón (API2) se redujo un 8,8% hasta los 79,05 €. Y, en cuanto al precio del mercado de los derechos de emisión de CO2, enero registró un recorte del 6,81%, hasta los 22,3 € (EUA).
Las reservas hidráulicas bajaron en enero un 2,7%. Su nivel se encuentra un 131% respecto al año pasado y en un 82,1% de la media de los últimos 10 años.
Mantente al día de la evolución del precio de la luz a través del Informe del Mercado Eléctrico que elaboran mensualmente nuestros analistas. Contiene los datos más relevantes, reflejados en gráficas interactivas y comentadas. También puedes suscribirte para recibirlo puntualmente en tu correo electrónico.
