La subida del precio del CO2 está afectando más al mercado eléctrico europeo en su conjunto que a España. En los últimos meses se da una circunstancia excepcional: el POOL francés e italiano registran un precio más elevado que el español. Los mercados de futuros también muestran que el impacto de la transición energética que vive Europa será más elevado entre nuestros socios europeos: desde el 1 de enero, en Francia y Alemania la cotización del próximo año (Yr-19) ha subido un 41% y un 45% respectivamente. En España la subida ha sido de la mitad (23%), lo que reduce notablemente el diferencial de coste eléctrico.
El precio de la electricidad en el mercado diario español (POOL) ha cerrado noviembre con un precio medio de 61,97 €/MWh. Baja un 4,79% con respecto a octubre, pero continúa elevado: un 4,70% más caro que hace un año. El precio del POOL se reduce en noviembre por segundo mes consecutivo y registra precios por debajo de las previsiones, pero ha sido un 21,4% más caro que la media de los últimos cinco años de su serie (51,03 €/MWh).
Según explican los analistas de Grupo ASE, el ligero descenso del precio de noviembre se ha debido a causas climatológicas: el aumento de la producción eólica (+6%) e hidráulica (+37%). La rebaja no fue mayor debido a la interrupción programada en las centrales de Almaraz I y Asco I, lo que redujo el flujo de producción del parque nuclear. En todo caso, el mix eléctrico español está más diversificado que el de la mayoría de los países europeos, de ahí que el impacto del encarecimiento del CO2 incida, pero tenga una menor repercusión.
La competencia entre el carbón y las renovables redujo el precio del POOL
En noviembre, el crecimiento de la producción procedente de energías renovables (incluyendo a la hidráulica) junto con el aumento de la oferta de carbón (+14,2%) ha presionado los precios a la baja. Estas dos tecnologías cerraron el precio de casación en el 45% de las horas en noviembre, con precios en el entorno de 57 €/MWh. El precio de casación del carbón fue el más económico del mix, pero se incrementa un 14% respecto a noviembre del año pasado, lastrado por la subida del mercado de CO2.
El cierre programado de las centrales nucleares de Asco I y Almaraz I redujo la producción nuclear en un 25,5% y provocó que el hueco térmico (Carbón + Gas) en noviembre alcanzará el máximo del año con el 33,5% del mix. Los ciclos combinados mantuvieron sus ofertas en el entorno de 64 €/MWh.
Los futuros europeos registran importantes subidas
Los principales mercados europeos registraron importantes alzas en el producto año frente. En noviembre, en Alemania el Yr-19 cerró en 52,16 €/MWh, con una subida del 6,23%. En Francia se situó en 57,67 €/MWh, con un ascenso del 7,45%.
La subida registrada en el mercado de futuros español fue más moderada. El Yr-19 registró un avance del 1,8%, para cerrar a 61,40 €/MWh. El diferencial entre el mercado español y sus principales socios europeos se ha reducido notablemente en los últimos meses. Con respecto al mercado francés se sitúa en 3,73 €/MWh, cuando hace un año era de 9 €/MWh. Respecto a Alemania el diferencial en estos momentos es de 9,24 €/MWh, mientras que hace un año ascendía a 14 €/MWh.
La demanda aumentó un 0,2%
La demanda eléctrica en noviembre aumentó un 0,2%, respecto a hace un año. Sin embargo, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica registró un descenso del 0,7%.
Fuerte corrección de las commodities, a excepción del CO2
En cuanto a las commodities, el precio del barril de Brent cerró noviembre en 59,09$, con una destacable rebaja del 21,65 %. Por su parte, el gas TTF (mes frente) ha registrado una ligera subida del 1%, cerrando con 24,61 € mientras el carbón (API2) retrocedió un 12,44% hasta los 86,2 €. Y en cuanto al precio de los derechos de emisión de CO2, aumentó un 20,3%, hasta los 19,35 € (EUA).
Las reservas hidráulicas aumentaron notablemente en noviembre, en un 4,5%, por las fuertes precipitaciones. El nivel de las reservas se encuentra un 166,5% respecto del año pasado y en un 97,3% de la media de los últimos 10 años.
El mercado de CO2 marca el precio eléctrico de Europa
A pesar de la fuerte corrección del Brent (-21,7%) y del carbón (-12,4%), la señal de precio de electricidad sigue su escalada en Europa. En noviembre, el precio del CO2 recuperó el nivel de los 19 €, con un avance del 20%. Los mercados europeos eléctricos establecen en el mercado de CO2 su principal referencia, en la medida en que marca el precio de electricidad, e incluso del Gas, en el continente.
La dependencia del mix europeo de las energías fósiles, especialmente del carbón, parece que continuará ligando el precio de electricidad a la volatilidad del mercado de CO2, dada la lentitud y complejidad del acoplamiento de las energías renovables al mix europeo. La transición energética hacia energías más limpias ha dejado de ser solo un deber medioambiental y gana interés económico. España tienen una gran oportunidad ante este reto.
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