La demanda interna de electricidad interrumpe su acercamiento a niveles previos a la COVID-19. A la caída del 2,4% registrada en septiembre, un mes en el que tradicionalmente sube la actividad industrial tras el verano, se le une otro indicador, el de ASE CTEI, que ha reflejado un descenso histórico (-9,3%) del consumo de las pymes industriales en agosto. Sin embargo, el precio del POOL sí se recupera por la presión de la demanda externa y por la recuperación del precio del gas. Nuestras exportaciones a Francia alcanzan niveles históricos y el parque de generación español responde con un avance de las renovables. Por eso, aunque produce un 1,3% más electricidad que hace un año, sus emisiones de CO2 se reducen un 14,7%. Según los analistas de Grupo ASE la incertidumbre eleva la volatilidad. En septiembre, los mercados de futuros reducen expectativas y registran descensos.
El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) cierra septiembre en 41,96 €/MWh. Sube un 15,9% desde agosto y se acerca a niveles pre-pandemia. Aun así, continúa un 0,4% más barato que hace un año y este mes de septiembre se mantiene un 18,7% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie.
La recuperación de la demanda eléctrica se atasca
La demanda eléctrica española cae un 2,4% en septiembre. Los rebrotes rompen con la remontada de los meses anteriores. Además, como indicamos en nuestro informe de agosto, el impacto de las elevadas temperaturas y un importante número de empresas que no hizo la tradicional pausa veraniega desvirtuaron el dato de los meses de verano.
Por otra parte, el índice ASE CTEI revela que la recuperación no ha llegado a las medianas y pequeñas empresas del ámbito industrial. Su consumo en agosto fue un 9,3% más bajo que el año anterior, el peor dato desde que tenemos registros.
Las exportaciones a Francia crecen un 158% y suben la luz en España
La producción nuclear supone un 70% del mix energético en Francia, tradicional mayor exportador de electricidad de la Unión Europea, Las medidas sanitarias en el mantenimiento de sus reactores han reducido su aportación y provocan la necesidad de importar electricidad de sus vecinos, lo que presiona al alza el precio en todo el continente.
En septiembre se ha batido el récord mensual de exportación a Francia desde que hay registros: 1.163 GWh. Una cifra tan alta, que equivale al 80% de la producción fotovoltaica de septiembre en España. Según las estimaciones de los analistas de Grupo ASE, la presión de la demanda francesa de electricidad podría haber llegado a encarecer el precio español cerca de 2 €/MWh (+5%).
Si con la llegada del frio a Europa persistieran las interrupciones nucleares, se mantendrían las exportaciones, pero su impacto en el precio no sería mayor. Lo limita la línea de interconexión, de solo 2.800 MW, que apenas supone el 5% de la capacidad de intercambio.
El POOL español es barato en Europa
En septiembre, las interrupciones nucleares en Francia y la escasa producción eólica en muchos de los países europeos, ha presionado al alza el precio de la electricidad en toda Europa. El POOL español, a 41,96 €/MWh ha sido el más bajo entre los principales mercados. En Francia ha subido un 27,2%, hasta los 47,2 €/MWh, y en Alemania un 28%, hasta los 43,69 €/MWh. Italia (48,8 €/MWh) y Reino Unido (48,14 €/MWh) también han experimentado repuntes.
El tirón de las exportaciones eleva la producción eléctrica en España
La generación eléctrica en España crece un 1,3% en septiembre porque las exportaciones compensan la caída de la demanda nacional de electricidad. Al haber más potencia renovable instalada que hace un año, estas tecnologías generan un 18,3% más y alcanzan un 38,2% de la producción total. Destaca el crecimiento de la fotovoltaica (+75%), que aporta un 7% al mix. La hidroeléctrica, con la capacidad de sus embalses un 28% por encima de 2019, genera un 37,7% más que hace un año. Y la eólica, que se mantiene pero que por sí sola suma un 19% al mix.
A la baja la producción a través de energías fósiles (-15,6%) y nuclear (-2,2%). Estas tecnologías continúan en los primeros puestos del mix: la nuclear con un 24% y las fósiles con el 22%, pero el retroceso fósil reduce las emisiones de CO2, que son un 14,7% inferiores a las de hace un año.
Los futuros eléctricos bajan a corto y a largo plazo
En España los mercados de futuros eléctricos han corregido a la baja durante septiembre en el corto y largo plazo, salvo el producto Yr-21, que ha mantenido su cotización, aunque con una fuerte volatilidad. La baja demanda eléctrica y los precios de materias primas contenidos llevan la cotización del 4º trimestre (Q4-20) hasta los 43,5 €/MWh, tras descender un 7,2%.
La incertidumbre relacionada con los rebrotes de COVID-19, la evolución del gas y de las emisiones de CO2, así como de las interrupciones nucleares en Francia, elevan la volatilidad a largo plazo. La cotización del Yr-22 baja un 4,7% hasta los 44,40 €. El periodo Yr-21-25 (5 años) retrocede un 3,5% y se sitúa en 42,75 €/MWh, muy por debajo del mismo producto francés, que está en 48,56 € y del alemán, en 45,79 €.
En Europa, el Q4-20 francés baja un 9,3% hasta los 51,49 €/MWh y el Q-4 alemán retrocede un 4,2%, hasta los 39,76 €/MWh. Por su parte, el Yr-21 francés se mantiene en 47,18 €/MWh y el alemán baja un 1,2% hasta los 41,36 €/MWh.
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