La electricidad baja en enero
Durante los primeros 20 días del año el mercado mayorista español parece haber parado la escalada alcista del precio de la luz, pues el POOL se coloca en 193,08 €/MWh, un 19,27% menos que en diciembre, pero un 221% más caro que en enero de 2021. Según los analistas del Grupo ASE, esta reducción es posible gracias a la baja demanda de los primeros días de enero, si bien el resto de jornadas el precio se ha situado por encima de los 200 €/MWh.
La demanda eléctrica de enero, a día 20, registra una importante reducción del 10% frente al año pasado. De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, el impacto que tuvo Filomena hace un año puede suponer un importante peso en esta reducción.
A pesar de esa menor demanda, la generación eléctrica solo baja un 1,7% debido al fuerte crecimiento de las exportaciones. Francia ha anunciado una reducción del 10% en su producción nuclear de este año y, además, también ha registrado otro descenso imprevisto a causa de una avería en la central de Chooz. Eso ha tensionado su precio y afectado a sus vecinos, por sus interconexiones.
En los países de nuestro entorno la dinámica parece ir en la misma línea. Italia (216,60 €/MWh) se sitúa en cabeza, seguida de Reino Unido (212,42 €/MWh). El precio francés ha escalado hasta los 197,57 €. Y Alemania (162,75 €/MWh) se coloca por debajo gracias al incremento de su producción eléctrica con carbón.
El gas también baja
Los ciclos combinados de gas (CCG) son la tecnología que más ha incrementado su producción en lo que va de mes (+75,4%). El descenso de la hidráulica (-49,5%) y la eólica (-2,3%) les ha permitido aumentar su cuota del mix hasta el 20,7%. De esta forma, los CCG se colocan en tercera posición, por detrás de la eólica (24,5%) y la nuclear (21,7%). La producción renovable ha reducido su producción un 13,5% y solo supone el 43,3% del mix de los primeros veinte días de enero.
En los veinte primeros días de enero, el precio del mercado diario de gas en Europa (TTF) baja con rotundidad hasta los 82,3 €/MWh, desde los 120,67 €/MWh que marcaba en diciembre. Es un descenso del 36%, pero sigue siendo una cota muy elevada.
Asia, con un saludable nivel de reservas, ha reducido su demanda de gas natural licuado (GNL) porque las temperaturas han sido suaves. Eso ha permitido que las exportaciones procedentes de EE. UU. se desviaran hacia Europa. De acuerdo con los analistas de Grupo ASE es un alivio porque, con la llegada del invierno, Europa ha podido compensar así su deficiente suministro, derivado de sus bajas reservas y del escaso flujo ruso.
Si durante los próximos meses se mantienen las importaciones de GNL y unas temperaturas algo más cálidas, podría reducirse la tensión sobre los mercados de gas y electricidad en Europa. Así lo descuentan los mercados de futuros eléctricos a corto plazo, dado el aumento de las cargas de GNL programadas para las próximas semanas. Pero otros problemas persisten. Queda mucho invierno por delante y se mantiene una elevada incertidumbre.
El conflicto de Ucrania amenaza al gas
Los bajos niveles de gas almacenado en Europa seguirán disminuyendo durante el invierno y limitarán la reducción de los precios al menos hasta el final del verano. Por otra parte, el conflicto en Ucrania se puede prolongar y aplazar la decisión sobre el Nord Stream 2 más allá del tercer trimestre de 2022. De ser así, es probable que el próximo invierno gasístico sea muy parecido a este. Los analistas de Grupo ASE apuntan a que, con toda probabilidad, bajen o suban los precios, veremos un mercado muy volátil durante 2022.
Tampoco hay que perder de vista que Europa está atrayendo el GNL norteamericano a costa de mantener un estrecho descuento con respecto a los precios asiáticos para las entregas de febrero y marzo. Y ese elevado precio evita que otros mercados emergentes, como la India, se sientan atraídos por el gas y, de momento, recurran a otros combustibles más baratos (carbón y petróleo).
Con la subida de los precios del gas y de la electricidad, en buena parte de Europa ha crecido la producción de electricidad con carbón. Esto ocurre porque, con el gas en 80-100 €/MWh y el CO2 en 85 €/t, las centrales de ciclo combinado no resultan competitivas frente a las de carbón. Para que se recupere el equilibrio debe reducirse la cotización del gas y/o incrementarse la del del CO2 y la del carbón. Seguramente, el ajuste vendrá por una combinación de los tres factores y acabará ocurriendo porque la UE dispone de instrumentos suficientes para continuar elevando el precio de las emisiones de CO2.
