El precio diario del mercado mayorista de electricidad se sitúa en lo que va de mayo en 60,78 euros/MWh, un 6,52% por debajo del cierre de abril, pero un extraordinario 186% más alto que hace un año, según el análisis de Grupo ASE. Además, esa cifra es un 54% superior a la media de los últimos 5 años de un mes de mayo.
Precios del mercado eléctrico
Las renovables crecen
Aunque las energías renovables han ganado enorme peso en el mix eléctrico y en 2021 ya suponen más del 55% de la generación en España, su intermitencia y falta de capacidad de almacenamiento se traduce en dependencia de las energías fósiles para asegurar el suministro eléctrico.
Los ciclos combinados de gas (CGG) aportan seguridad al sistema eléctrico. Su gran número y agilidad les permiten abastecer la demanda en cualquier hora del día y el resto de las tecnologías tienen que competir para no quedarse fuera del mix. Es decir, marcan el coste de oportunidad al resto de fuentes de generación y fijan el precio horario en España y en gran parte de Europa, ahora que el carbón ya no es competitivo.
Mix avance mayo 2021
El gas, un 64% más caro
El coste de generar 1 MWh de electricidad para un CCG viene determinado por la evolución del mercado de gas natural (materia prima) y del de emisiones de CO2 (precio por contaminar). El encarecimiento de estos dos factores ha elevado su coste de producción desde 39 €/MWh a finales de febrero a los 64€/MWh actuales.
Esta subida de 25 €/MWh (+64%) en apenas dos meses se traslada al pool y eleva el precio de la electricidad más del 60% respecto a los precios habituales en esta época del año. La mayor parte de esta subida se debe a la cotización del gas natural (+18,5 €/MWh). El resto proviene de la compra de cuotas de emisiones para producir (y contaminar).
Un 400% más en Europa
La cotización del gas en el principal mercado de gas natural en Europa, el TTF holandés, ha subido un 400% en el último año por el crecimiento de la demanda y la contracción de la oferta.
La demanda se ha incrementado porque la subida de las emisiones ha dejado fuera del mix eléctrico a las centrales de carbón y su hueco lo cubre el gas. La climatología adversa también ha aumentado la demanda de gas para calefacción. Y, además, competimos con la demanda Asia en el suministro por barco de gas licuado (metaneros).
En el lado de la oferta, los gasoductos noruego y ruso no están respondiendo al incremento de la demanda. Noruega está afectada por trabajos de mantenimiento y Gazprom presiona para que entre en funcionamiento el gasoducto Nordstream2, bloqueado por EEUU.
Un invierno más frío y largo de lo habitual ha incrementado las necesidades de inyección de los almacenes de gas y presionado los precios de los mercados en Europa. El actual nivel de almacenamiento está por debajo del 25%, muy inferior al promedio de los últimos cinco años (40%). La incertidumbre crece porque si llegamos al próximo invierno con bajos niveles de almacenaje, la demanda asiática sigue fuerte y volvemos a tener temperaturas por debajo de lo normal, Europa podría enfrentarse a una tensión de precios mayor.
Descarbonización en la UE
Europa eleva sus ambiciones climatológicas y fortalece el mercado de emisiones como principal vehículo para alcanzarlas. Además, la entrada de capital especulativo ha disparado su cotización. La escalada de precio de las emisiones en 2021 ha superado los 55 €/t, frente a la banda de precios entre 15-25 €/t de los últimos tres años.
Las expectativas de los inversores se basan en la seguridad de que Europa no va a dar marcha atrás en sus objetivos de reducción de emisiones y apuntan a un precio por encima de los 50€/t para lograr una señal económica que de entrada a las nuevas tecnologías renovables y acelere la transición energética.
En julio se conocerá el paquete de medidas FIT FOR 55, que incluirá nuevas propuestas legislativas, con nuevos objetivos de generación renovable y de eficiencia energética por países, así como una reforma del régimen de comercio de derechos de emisión (sistema ETS). Una nueva reducción de cuotas impulsaría el precio al alza, pero un aumento de los objetivos de generación renovable podría hacer caer los precios. La extensión del sistema ETS a más sectores, como el de la aviación, también influiría en un mercado que para unos está encarecido y para otros aún tiene mucho margen de subida.
Seguirá subiendo
La escalada de precios en los mercados de emisiones de CO2 y de gas natural se ve reflejada en los mercados de futuros con la misma amplitud. En España se ha producido un fuerte repunte en el corto plazo, con una subida del 11,4% del precio del Q3-21 (3º trimestre) hasta los 77,8€/MWh. El 4º trimestre también asciende de forma notable (+12%) hasta los 76,5 €/MWh.
El producto Yr-22 español sube un 10,2% hasta los 64,75 €/MWh, mientras en Europa el mismo producto francés escala hasta los 66,53 €/MWh (+10,6%) el alemán se coloca en 66,21 €/MWh (+10,1%). En cuanto a los futuros a largo plazo (5 y 10 años), el mercado español mantiene, e incluso aumenta, la fuerte prima de descuento de más de 10 €/MWh frente al mercado alemán y francés.