El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) se sitúa en 193,43 €/MWh en noviembre. Es un 3,2% más bajo que el precio de octubre, pero un extraordinario 361% más alto que hace un año. Además, es un 270% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de noviembre.
España exporta electricidad “barata”
España es uno de los pocos países europeos donde el precio medio de la electricidad de noviembre no ha superado los 200 €/MWh. Alemania ha registrado el más bajo (176,15 €/MWh) porque ha recurrido al carbón, cuyo consumo ha aumentado un 41% este mes y acumula un crecimiento anual del 14% Si el precio del gas continúa por encima de los 90 €/MWh, se prevé que su producción eléctrica con carbón se incremente un 82% para el primer trimestre de 2022.
En España, la elevada generación renovable registrada en noviembre ha propiciado un diferencial positivo del precio español (193,43 €/MWh) frente al POOL francés (217 €/MWh), lo que ha impulsado las exportaciones hacia el país galo a su tercer registro histórico más alto. Se ha vendido el equivalente a prácticamente toda la producción fotovoltaica de España en el mes de noviembre, limitando el impacto de las renovables y aumentando la presencia de los CCG en nuestro mix.
Más generación renovable, pero menos nuclear y récord de gas
La generación de electricidad en España ha crecido un 16% este mes de noviembre, aunque la demanda solo ha aumentado un 3,5%. La diferencia la explica el aumento de las exportaciones por la alta producción renovable.
La generación renovable de noviembre es un 19% superior a la registrada en noviembre del año pasado. La eólica ha producido un 52,5% más y la fotovoltaica un 65,2%. De esta forma, suman un 43% de la generación total y la eólica lidera el mix con el 29%. Le siguen los CCG con el 26,2%, al producir 5.755 GWh, el cuarto volumen más elevado desde que hay registros.
La exportación a Francia y las paradas programadas de las centrales de Cofrentes y Almaraz I, que han reducido la producción del parque nuclear un 23%, han incrementado el peso del gas porque, tras la desaparición del carbón en España, las centrales de CCG son la única tecnología capaz de respaldar el sistema eléctrico ante la intermitencia de las renovables.
Suben los costes de producción de los ciclos combinados de gas
El retorno del carbón en Europa central tiene impacto en la demanda de derechos de emisión. Su cotización en el mercado de emisiones de CO2, fruto de la decidida política europea de descarbonización, sube hasta 75 €/t. Por tanto, incrementa aún más los costes de producción de las centrales de ciclos combinados de gas. Pero, sobre todo, sube el precio del gas. y se coloca un 460% por encima del año pasado La cotización del Q1-22 en el mercado de referencia europeo (TTF holandés) sube cerca de un 45% en noviembre, eleva toda la curva del año 2022 un 10,2%.
El mercado del gas está muy tensionado por la confluencia de varios factores. Principalmente, por sus características (estrecho, rígido y de complicada logística), los desequilibrios postpandémicos, la actual voracidad asiática y las bajas temperaturas.
En el primer semestre de 2020 el precio del gas se hundió a consecuencia de la congelación de la demanda que provocó la paralización económica derivada de la pandemia. Europa aprovechó para recargar sus almacenes con gas natural licuado y redujo su aprovisionamiento por gaseoducto, que no se ha recuperado. A pesar de las declaraciones de Putin a finales de octubre, no ha aumentado el flujo ruso.
Las bajas temperaturas de final de noviembre podrían confirmar las predicciones de un inverno gélido. En Asia, donde el invierno pasado sufrieron escasez de suministro, las grandes empresas eléctricas siguen realizando fuertes compras para garantizar el abastecimiento de energía. Europa, con sus almacenes por debajo del 70% de su capacidad, cuando su nivel habitual en estas fechas es del 95%, se ve obligada a competir subiendo sus ofertas de compra.
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