Filomena y la demanda asiática de gas suben un 43% el precio mayorista de la luz

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La evolución del precio de la luz en el mercado mayorista durante enero está íntimamente relacionada con dos fenómenos meteorológicos extremos. En Asia un frente frío ha disparado su demanda de gas y reducido el abastecimiento a Europa, con un mayor impacto en el mercado español. En España Filomena incrementó la demanda eléctrica un excepcional 10% durante las dos primeras semanas de enero. Y, ante la ausencia de gas, la hidráulica ha elevado un 42% sus ofertas y marcado precio el 60% de las horas. Las renovables han crecido un 35% y responden a más de la mitad de la demanda, aunque su intermitencia eleva la volatilidad. Te lo explicamos en este extracto de nuestro Informe del Mercado Energético de enero, al que te puedes suscribir pinchando aquí.

El POOL arranca el año con una fuerte subida y cierra enero en 60,17 €/MWh. Sube un 43,36% respecto al mes pasado, un 46,4% en relación a enero de 2020 y se sitúa un 15,2% por encima de la media de los últimos cinco años del mes de enero. Además, los analistas de Grupo ASE destacan que ha sido un mes extremadamente volátil. En solo veinte días ha marcado dos cifras extremas, un máximo de 94,99€/MWh y un mínimo de 1,42 €/MWh. En este vaivén ha sido decisivo el peso de la eólica. El 9 de enero, cuando se produjo el máximo de 94,99 €/MWh, la producción eólica cubrió el 27,7% de la demanda. Sin embargo, el fin de semana del 30 y 31 de enero, cuando se registraron los precios mínimos, superó el 60%.

 

 

Impacto de la climatología en los precios del gas y la luz

Las bajas temperaturas que trajo Filomena dispararon el consumo energético peninsular durante las dos primeras semanas del mes. La demanda eléctrica llegó a subir un 10%, aunque una vez pasó la borrasca, los datos volvieron a mostrar signos de debilidad y el incremento de la demanda ha quedado en un 1,5% mensual. Sin embargo, de acuerdo a los analistas de Grupo ASE, el desabastecimiento en los mercados de gas, también con un origen climatológico, ha resultado más determinante en la subida del precio del POOL de enero.

Desde finales de diciembre hasta mediados de enero el sudeste asiático sufrió una ola de frío histórica que agotó sus existencias de gas y disparó su demanda. La velocidad y el volumen de este fenómeno desbordaron a los productores y a la logística naviera. El precio del gas se elevó a niveles nunca vistos en los mercados asiáticos, dispuestos a pagar cifras desorbitadas por un buque metanero. Por eso envíos de gas natural licuado (GNL) que se dirigían hacia Europa fueron cancelados o redirigidos hacia Asia, colapsando incluso el canal de Panamá. Al reducirse la oferta de gas en Europa, se elevó su precio.

El MIBGAS español subió un 50,7% hasta los 27 €/MWh, muy por encima de los 20 €/MWh que marcaba el TTF holandés (referencia en Europa) porque nuestro país tiene una mayor dependencia del GNL procedente de EE. UU. y, además, se redujo el flujo de gas proveniente de Argelia, que se ha ido restableciendo en los últimos días.

Durante la última semana los mercados de gas han comenzado a recuperar la normalidad, en la medida en que se prevén temperaturas más suaves en Asia y una fuerte producción de GNL en EE.UU. No obstante, los precios en Asia se mantienen altos y se espera que durante febrero y parte de marzo la oferta de gas hacia Europa sea escasa, lo que seguirá tensionando los precios eléctricos en Europa.

 

La hidráulica marca el precio marginal el 60% de las horas de enero

La escasez de gas redujo el aporte de los ciclos combinados (CCG) en los días de mayor demanda, durante la borrasca Filomena. En enero los CCG solo marcaron precio el 2,4% de las horas. Esto permitió a algunas tecnologías elevar sus precios de casación. En concreto, ha destacado con claridad la hidráulica, que ha marcado el precio marginal en el 60% de las horas de enero, con un precio medio de 64,53 €/MWh, un 41,8% más caro que sus ofertas de diciembre.

También ha sido excepcional la presencia de las centrales de bombeo. Habitualmente representan un 1% del mix, pero este mes se han hecho con el 12% de las horas de casación a un precio medio de 80,29 €/MWh, Estas centrales cuentan con dos embalses a distinta altura, que permiten almacenar el agua en los momentos de menor demanda (bajos precios) y utilizarla para generar energía en las horas de mayor consumo (altos precios).

Las renovables y la cogeneración marcaron precio en el 24% de las horas, con un precio medio de 37,67 €/MWh, muy por debajo del POOL, y evitaron una subida mayor, según los analistas de Grupo ASE.

 

Las renovables cubren el 54% de la demanda con un crecimiento del 35%

La generación de electricidad de este mes ha sido un 8,2% superior a la de enero del año pasado y el crecimiento de las renovables sigue imparable, con un aumento del 35% sobre su producción en enero de 2020. Destaca el protagonismo de la eólica, que aumenta el 56%. En enero ha sido un 18,7% superior a la media de los últimos cinco años de un mes de enero y ha liderado el mix de generación con el 30% de la producción total.

En segunda posición se ha situado la nuclear (22,7%) con todo el parque funcionando a plena carga. A continuación, la hidráulica (18%), que crece un 11%. La fotovoltaica se ha incrementado un 37,5% pero sólo aporta un 3,5% del mix. Aunque en las horas centrales del día su participación alcanza picos del 12%.

La producción de los ciclos combinado de gas se vio reducida en un 35% por la escasez y los altos precios de gas. No obstante, aporto un 9% del mix y su flexibilidad continúa siendo determinante para dar seguridad de suministro y servicios de ajuste del sistema eléctrico (oferta – demanda programada), dada la intermitencia de la generación renovable.

 

 

Primera subasta renovable con el nuevo formato

El 26 de enero tuvo lugar la primera subasta renovable por 3.034 MW, con la nueva fórmula que estrena el Gobierno. Hasta 2025 se prevé subastar 19.440 MW de potencia renovable, lo que supone duplicar la potencia fotovoltaica e incrementar en un 30% la eólica actual. Además, hay que añadir lo que las grandes eléctricas e inversores ya tienen adjudicado y podrán en marcha en los próximos cinco años, que se estima que duplicará esta cifra (otros 20.000 MW).

El nuevo marco retributivo (fórmula pay as bid) implica que el precio adjudicado para cada ofertante coincide con el precio de su puja. Este modelo evita las sobre retribuciones, al asegurar que ganan los proyectos más económicos y, por otro lado, evita los movimientos especulativos, al establecer un precio fijo para toda la vida útil del proyecto. El resultado de esta primera subasta ha sido de un precio medio de adjudicación de 24,47 €/MWh para la tecnología fotovoltaica y de 25,31 €/MWh para la eólica, a un plazo de 12 años. Las instalaciones adjudicadas fotovoltaicas deben estar totalmente finalizadas antes del 28 de febrero del 2023 y las eólicas antes del 29 de febrero de 2024.

Los precios de las subastas están muy por debajo de los 41 €/MWh que marcan los mercados de futuros a 10 años y de los precios en los que se están negociando los PPAs. Para conocer la opinión de nuestros analistas al respecto, así como toda la información relativa al mercado de futuros eléctricos y al de gas, suscríbete a nuestro Informe de Mercado Energético. Encontrarás los datos más relevantes contextualizados, explicados y representados en gráficas interactivas.

 

 

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