La generación hidráulica aprovecha su coste de oportunidad: está ofertando un 12% más cara que el carbón y cerrando precio el 60% de las horas. A futuro, la coyuntura se mantiene desfavorable: el mercado de CO2 se mueve en torno a los 20€/ton al mismo tiempo que suben Gas y Brent. La llegada del frío podría incrementar la presión de los mercados europeos, especialmente la demanda de electricidad desde Francia. Es urgente tomar medidas regulatorias, más allá de anunciar la eliminación de impuestos internalizados, que incrementen la eficiencia y competitividad de nuestro mercado eléctrico o la situación podría alargarse. La energía renovable distribuida continúa siendo una oportunidad por explorar.
El precio de la electricidad en el mercado diario español (POOL) ha cerrado septiembre con un precio medio de 71,27 €/MWh. Sube un 10,8% desde agosto y está un 45% más caro que hace un año. Además, este mes de septiembre está un 40,5% por encima de la media de los últimos cinco años (50,74 €/MWh).
La situación de precios caros que sobrevuela el mercado, generada inicialmente por la elevada cotización del CO2 y del Gas, la están aprovechando todas las tecnologías para elevar sus ofertas y sacar provecho, también las renovables, de acuerdo a los analistas de Grupo ASE. En concreto, la hidráulica ha ofertado en torno a los 74 €/MWh, superando los precios de salida de las energías fósiles, que se han quedado en los 66 €/MWh.
Septiembre ha sido muy rentable para la generación hidráulica
Las reservas hidráulicas se redujeron en septiembre, pero se mantienen un 76% por encima del año pasado y un 8% más elevadas que la media de los últimos 10 años. A pesar de ello, su producción se ha reducido un 7,5% respecto al mes pasado y apenas ha alcanzado un 10% del mix en septiembre. Ha ofertado en valores superiores a los 74 €/MWh, entrando la última en el mercado y cerrando el precio el 60% de las horas.
La hidráulica ha ofertado su electricidad en el entorno de los 74 €/MWh, muy por encima de los precios de salida de las energías fósiles. A pesar de que solo ha producido un 10% del mix de generación, ha entrado la última en el mercado y ha cerrado el precio el 60% de las horas
Carbón y nuclear encabezan el mix de generación
En septiembre el carbón ha recuperado protagonismo en el mix de generación. Ha producido el 21% de la electricidad, un 17% más que en agosto y un 45% más que en septiembre del año pasado.
Resulta paradójico que con unos precios de CO2 tan caros, dado que esta circunstancia afecta en mayor medida al carbón, por su factor de emisión de 0,9t/MWh, el carbón sea la tecnología que está ofertando más barata de todo el mix. En septiembre ofertó en niveles de 66 €/MWh, un 12% más barata que la hidráulica. Algo complicado de entender si no se profundiza en el mix eléctrico español y la alta concentración de la generación en unas pocas empresas.
Por su parte, la energía nuclear, con su parque de generación al 100%, recupera su papel de fuente estable y produce una cuarta parte de la electricidad generada en España durante septiembre: 25,2% del mix.
Aumento notable de la demanda
La demanda eléctrica en septiembre aumentó un notable 3,4% respecto a hace un año. Una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la cifra de incremento de la demanda peninsular de energía eléctrica se mantiene en el 3,4%.
La dependencia del gas y el carbón eleva los futuros europeos
En septiembre, España ha sido el único país en el que se han relajado los precios del mercado de futuros respecto al mes pasado. La cotización del Yr-19 ha retrocedido un 2,9% y vuelve a situarse por debajo de los 60 €/MWh. En el corto plazo también hubo ajuste, del 2,5%, en el Q4-18.
En cambio, el resto de los mercados de futuros eléctricos europeos continúa registrando importantes subidas. El Yr-19 francés ya cotiza en los niveles de España, próximo a los 60 €/MWh, con una subida del 5,51%. Alemania experimentó también un incremento del 5,91% y se situó en los 53,96 €/MWh.
Desde que comenzó 2018 el diferencial del precio electricidad en España con respecto a Europa se ha reducido enormemente. Mientras que en España el precio del Yr-19 ha aumentado un 23% en lo que va de año, en Francia lo ha hecho un 41% y en Alemania un 46%. La alta dependencia del carbón y del gas en el norte de Europa está lastrando sus mercados.
En cuanto a las commodities, el precio del barril de Brent cerró septiembre a 82,69$, con una subida del 6,7%. Los derechos de emisión de CO2 retrocedieron un 5,7%, hasta los 19,87 €/ton (EUA). Su precio se muestra muy volátil, pero parece encontrar resistencia en los 20 €/ton. El gas TTF (SPOT) superó los 27 €, con una subida del 2,5% y el carbón (API2) alcanzó en septiembre los 100 $/ton, con un alza del 2,3%.
La coyuntura empuja al mantenimiento de los altos precios
Septiembre ha sido el sexto mes de subida continuada del precio de la luz en el POOL, que se sitúa ya por encima del nivel de los 70 €/MWh. Desde finales de mayo el precio diario del POOL ya se había colocado por encima de los 60 €/MWh con cierta normalidad.
Con el mercado de CO2 por encima de los 20€ y con el Gas y el Brent en tendencia alcista, parece complicado que durante los próximos meses la situación pueda revertirse. Además, hay que tener en cuenta la presión de los mercados europeos, que podría darse en las próximas semanas con la llegada del frío y el incremento de demanda que ello supone. La demanda del mercado francés podría mantener el POOL español por encima de los 70 €/MWh.
El mercado eléctrico se enfrenta a un periodo de precios altos, que podría alargarse si no se toman medidas regulatorias, que lo hagan más eficiente y competitivo. La energía renovable distribuida quizás sea una fórmula que nuestros políticos deberían tomarse en serio si quieren una industria competitiva y una oportunidad para que España tenga un mercado eléctrico más económico que el resto de su entorno.
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