Al contrario de lo que suele ser habitual, la producción de electricidad con gas ha rebajado la factura eléctrica de mayo. Los ciclos combinados redujeron el precio de sus ofertas un 6,4% frente a abril y un 15,6% respecto a hace un año. La causa es la fuerte caída del precio de su combustible, el gas, en los mercados europeos. El precio del gas (TTF) en mayo registró una caída del 22,8% respecto a abril y del 50% frente a mayo de 2018. Los recortes alcanzan a los futuros eléctricos, augurando un verano más barato de lo esperado.
El precio de la electricidad en el mercado diario español (POOL) ha cerrado mayo con un precio medio de 48,39 €/MWh. Retrocede un 4% frente a abril y está un 11,9% más barato que hace un año, pero continúa un 12,4% por encima de la media de los últimos cinco años de su serie (43,07€/MWh). Con el dato de mayo, el POOL de los 12 últimos meses se sitúa en 59,06 €/MWh, un precio muy alto si lo comparamos con los 48,3 €/MWh de media de los últimos cinco años.
Alta producción eólica en mayo
Este mes la producción eólica ha sido muy alta para lo que suele ser habitual en un mes de mayo. De hecho, ha superado en un 40% la producción registrada el año pasado. El viento ha permitido que, en días concretos, el precio de la electricidad se situara en niveles de 45 €/MWh o inferiores. Sin embargo, los días con producción eólica más moderada, el precio se situaba claramente por encima de los 50 €/MWh.
La reducción del precio del gas, materia prima de los ciclos combinados, les ha permitido ser competitivos y colocarse por debajo de los 50 €/MWh, a pesar del eelvado precio del CO2. También cabe destacar la rebaja de los mercados spot en Francia, que ha situado la oferta de importaciones en niveles de 40-45 €/MWh hacia España.
Estos dos factores han presionado a las energías renovables a reducir sus precios de oferta para asegurar la colocación de sus producciones, dado que no pueden almacenarlas.
Del carbón, ni rastro
Ni siquiera los bajos precios del carbón internacional están permitiendo que la producción de las centrales térmicas de carbón se active en España. En mayo, la producción de electricidad a través de carbón se redujo en un 80% frente al mismo mes del año pasado. Solo contribuye al 1,8% del mix eléctrico, cuando hace un año alcanzaba el 12%.
El nuevo protagonismo de los ciclos combinados
Los ciclos combinados se han convertido en algo más que una tecnología de respaldo y todo hace pensar que su protagonismo en el corto plazo irá en aumento en España. En los últimos años, los ciclos combinados solo resultaban competitivos en horas punta y su factor de utilización apenas llegaba al 10%, comprometiendo su viabilidad.
La protección regulatoria al carbón nacional, la penetración de las energías renovables y la perdida de prioridad de los objetivos de Kyoto y la lucha contra el cambio climático, habían perjudicado su competitividad frente al resto de las tecnologías. Pero el contexto eléctrico ha dado un giro de 180 grados. El mercado de CO2 creado por la Unión Europea para penalizar al carbón vs el gas emite una señal cara, las ayudas al carbón se han acabado y además el precio del combustible (gas) se ha reducido.
En mayo, la producción de los ciclos combinados alcanzó el 20% del mix: su precio de casación se situó en 48,42 €/MWh y cerró el 26% de las horas del mes. Un cambio significativo si lo comparamos con los datos que se registraban hace un año: los ciclos combinados representaban el 10% del mix y cerraron precio únicamente el 2,05% de las horas.
La hidráulica se reserva para los mejores momentos
A pesar de que en mayo los embalses registraron un aumento del agua embalsada respecto al mes pasado, la producción hidráulica se redujo un 44% en comparación con el año pasado. Los bajos precios en días de fuerte producción eólica durante mayo dejaron fuera del mix la oferta de generación hidráulica regulable, con precios de oferta que superan los 50 €/MWh. La capacidad de esta tecnología para regular su producción, le permite maximizar el beneficio y ofertar cuando el precio resulta más atractivo (es decir, más caro).
Los futuros eléctricos europeos corrigen a corto
La caída experimentada por el gas en su mercado spot europeo, por el exceso de oferta debido al alto stock actual, ha provocado fuertes caídas en los mercados de futuros eléctricos europeos a corto plazo. Las cotizaciones del Q3-19 (tercer trimestre) en Francia y Alemania bajaron un 11,9% y 10% respectivamente. En España el recorte del Q3-19 fue del 8,9%.
A largo plazo los ajustes también fueron considerables. En Alemania el Yr-20 cerró a 46,91€/MWh, retrocediendo un 4,9%. En Francia el Yr-20 se situó en 50,27 €/MWh, con una bajada del 4,3%. En España, sin embargo, el Yr-20 apenas descendió un 0,9%, para cerrar a 55,30 €/MWh. Así, el diferencial del Yr-20 entre España y los principales mercados eléctricos ha subido notablemente en mayo.
La demanda baja un 0,9%
La demanda peninsular de energía eléctrica en mayo descendió un 0,9% respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, el descenso de la demanda peninsular de energía eléctrica es del 2,3%.
Caída generalizada de las commodities
Las emisiones de CO2 registraron un descenso en mayo del 6,7% para cerrar en 24,48 €/t. El barril de Brent corrigió a la baja un 11,41% hasta los 64,49 $. El precio del Gas (TTF) sigue en caída libre y baja un 22,76%. El Carbón (API2) retrocede un 10,41%.
Las reservas hidráulicas aumentaron en mayo un 4,9%. De esta forma, su nivel se encuentra a un 79,4% respecto del año pasado.
Mejoran las expectativas de cara al verano
Los mercados europeos han corregido fuertemente a la baja sus previsiones de precios para el corto plazo por la fuerte reducción de los precios de los combustibles de gas y carbón.
El gas registra precios en el mercado spot un 50% más baratos que hace un año y las cotizaciones del API2 carbón han caído un 44,7% en su producto mes frente (junio 2019). Esto, unido a la buena producción renovable, ha determinado que en España tengamos un mes de mayo más barato que el pasado mes de abril.
Se recuperan las previsiones de un verano “barato”. Sin embargo, la volatilidad en los mercados en el corto plazo es cada vez más palpable. En los dos últimos meses hemos visto como el Q3-19 oscilaba hasta entre un 10%-15%, en cuestión de una semana.
La dependencia de las condiciones climatológicas, la irregular producción renovable y los movimientos en el precio del gas dificultan la realización de predicciones para los próximos meses. Mientras tanto, la curva de largo se mantiene estable con ligera tendencia alcista.
Como siempre, puedes ampliar la información en nuestro Informe del Mercado Eléctrico de mayo. Ahí encontrarás todos los datos clave, representados en gráficas interactivas y comentados por nuestros analistas.
