El pool (mercado mayorista de electricidad) arranca el año con una fuerte subida y cierra enero en 60,17 €/MWh. Sube un 43,36% respecto al mes pasado, un 46,4% en relación a enero de 2020 y se sitúa un 15,2% por encima de la media de los últimos cinco años del mes de enero, según un informe de los analistas de Grupo ASE.

Además, destacan que ha sido un mes extremadamente volátil. En solo veinte días ha marcado su precio máximo (94,99€/MWh) y mínimos históricos (1,42 €/MWh).

Las extremas condiciones climatológicas explican este comportamiento. El carácter intermitente de las tecnologías renovables, con creciente presencia en el mix, implica una mayor volatilidad. El 8 de enero, cuando se produjo el máximo de 94,99 €/MWh, la producción eólica cubrió el 27,7% de la demanda. Sin embargo, el fin de semana del 30 y 31 de enero, cuando se registraron los precios mínimos, superó el 60%.

Impacto de la climatología

Las bajas temperaturas que trajo Filomena dispararon el consumo energético peninsular durante la segunda semana del mes. La demanda eléctrica llegó a subir un 10%, aunque una vez pasó la borrasca, los datos volvieron a mostrar signos de debilidad y el incremento de la demanda ha quedado en un 1,5% anual. Sin embargo, de acuerdo a los analistas de Grupo ASE, el desabastecimiento en los mercados de gas, también con un origen climatológico, ha resultado más determinante en la subida del precio del POOL de enero.

Desde finales de diciembre hasta mediados de enero el sudeste asiático sufrió una ola de frío histórica que agotó sus existencias de gas y disparó su demanda. La velocidad y el volumen de este fenómeno desbordaron a los productores y a la logística naviera. El precio del gas se elevó a niveles nunca vistos en los mercados asiáticos, dispuestos a pagar cifras desorbitadas por un buque metanero. Por eso envíos de gas natural licuado (GNL) que se dirigían hacia Europa fueron cancelados o redirigidos hacia Asia, colapsando incluso el canal de Panamá. Al reducirse la oferta de gas en Europa, se elevó su precio. 

El MIBGAS español subió un 50,7% hasta los 27 €/MWh, muy por encima de los 20 €/MWh que marcaba el TTF holandés (referencia en Europa) porque nuestro país tiene una mayor dependencia del GNL procedente de EEUU y, además, se redujo el flujo de gas proveniente de Argelia, que se ha ido restableciendo en los últimos días.

Durante la última semana los mercados de gas han comenzado a recuperar la normalidad, en la medida en que se prevén temperaturas más suaves en Asia y una fuerte producción de GNL en EEUU. No obstante, los precios en Asia se mantienen altos y se espera que durante febrero y parte de marzo la oferta de gas hacia Europa sea escasa, lo que seguirá tensionando los precios eléctricos en Europa.

La hidráulica marca el precio

La escasez de gas redujo el aporte de los ciclos combinados (CCG) en los días de mayor demanda, durante la borrasca Filomena. En enero los CCG solo marcaron precio el 2,4% de las horas. Esto permitió a algunas tecnologías elevar sus precios de casación. En concreto, ha destacado con claridad la hidráulica, que ha marcado el precio marginal en el 60% de las horas de enero, con un precio medio de 64,53 €/MWh, un 41,8% más caro que sus ofertas de diciembre.

También ha sido excepcional la presencia de las centrales de bombeo. Habitualmente representan un 1% del mix, pero este mes se han hecho con el 12% de las horas de casación a un precio medio de 80,29 €/MWh.

Estas centrales cuentan con dos embalses a distinta altura, que permiten almacenar el agua en los momentos de menor demanda (bajos precios) y utilizarla para generar energía en las horas de mayor consumo (altos precios). 

Las renovables y la cogeneración marcaron precio en el 24% de las horas, con un precio medio de 37,67 €/MWh, muy por debajo del POOL, y evitaron una subida mayor, según los analistas de Grupo ASE.

Papel de las renovables 

La generación de electricidad de enero ha sido un 8,2% mayor que la de diciembre y el crecimiento de las renovables sigue imparable, con un aumento del 35% sobre su producción en enero de 2020. Destaca el protagonismo de la eólica, que aumenta el 56%. En enero ha sido un 18,7% superior a la media de los últimos cinco años de un mes de enero y ha liderado el mix de generación con el 30% de la producción total.

En segunda posición se ha situado la nuclear (22,7%) con todo el parque funcionando a plena carga. A continuación, la hidráulica (18%), que crece un 11%. La fotovoltaica se ha incrementado un 37,5%, pero sólo aporta un 3,5% del mix. Aunque en las horas centrales del día su participación alcanza casi el 6%.

La producción de los ciclos combinado de gas se vio reducida en un 35% por la escasez y los altos precios de gas. No obstante, aporto un 9% del mix y su flexibilidad continúa siendo determinante para dar seguridad de suministro y servicios de ajuste del sistema eléctrico (oferta – demanda programada), dada la intermitencia de la generación renovable.