La eólica reduce el precio del gas ibérico y abarata la electricidad un 21%
Grupo ASE ha lanzado su informe mensual del mercado energético correspondiente al mes de septiembre que en otras conclusiones pone de manifiesto que si bien el precio del mercado mayorista de electricidad se redujo en septiembre respecto de los niveles de agosto sigue siendo un 56% más alto que hace un año.
El precio diario del mercado mayorista (pool) español en septiembre fue de 141,07 €/MWh, que sumando el sobrecoste que supone para los consumidores el ajuste de compensación por el tope al gas (102,88 €/MWh), se sitúa en 243,95 €/MWh; bajando un 20,78% respecto a agosto, pero un 56,2% más alto que hace un año.
La eólica reduce el ajuste por el “tope al gas”
La rebaja en el importe del ajuste de compensación se explica por la disminución del 28% en el precio diario del gas (MIBGAS) y porque los ciclos combinados produjeron un 5,4% menos que en agosto. Detrás de ambos factores está la eólica, cuya producción en septiembre fue un 20% superior a la media de los últimos 5 años.
A medida que ha crecido la generación eólica, se ha reducido la producción de los ciclos combinados y, por tanto, ha disminuido el volumen del ajuste a compensar por el tope al gas. Además, la eólica también ha influido en el descenso del 28% en el precio del gas en la península (MIBGAS).
Como señalan los analistas de Grupo ASE, aunque la demanda de industria y hogares se ha reducido un 30% en los últimos meses, a la vez el consumo de gas para generar electricidad ha crecido un 97%. Por tanto, actualmente en España, la demanda de gas para producir electricidad supone ya un 60% de la demanda total de gas. Al desplazar a los ciclos combinados, la eólica ha provocado que el precio diario de MIBGAS cayera con más fuerza que el mercado de referencia en Europa, el holandés (TTF).
Para producir 1 MWh de electricidad se necesitan 2 MWh de gas, de manera que la bajada del precio del gas (MIBGAS) llevó a que, en la última semana de septiembre, se redujera el coste unitario (€/MWh) que hay compensar a los ciclos combinados (diferencial entre los 45 €/MWh que fija el tope del gas y el precio diario de MIBGAS).
El coste del mecanismo del tope al precio del gas había sido muy alto en los meses que lleva funcionando. En ese periodo los ciclos combinados duplicaron su producción porque la eólica produjo menos durante el verano. También se redujo la hidráulica (-50%) por la extrema sequía; a lo que además hay que sumar la menor producción nuclear en Francia. Además, el precio del gas (MIBGAS), que ha llegado a superar los 125 €/MWh, ha elevado el diferencial a compensar a los ciclos combinados.
Sin embargo, en la última semana de septiembre el coste del ajuste de compensación fue de solo 38,26 €/MWh, muy por debajo de su media desde que se puso en marcha, el 15 de junio, de 119,39 €/MWh.
El vencimiento de contratos también reduce el ajuste de compensación
El impacto en el precio eléctrico del ajuste de compensación por el tope al gas también se ha visto moderado por otros factores, como la reducción del coste del CO2 y que el importe de la compensación se reparte entre más consumidores, a medida que van venciendo los contratos de “precio fijo” anteriores al 24 de abril.
La eólica continuará reduciendo la necesidad de gas
De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, durante los próximos meses se mantendrán bajas tanto la producción hidráulica como la nuclear francesa, pero el incremento de la producción eólica tendrá un efecto reductor neto del coste del ajuste de compensación por el tope del precio al gas. Atendiendo al promedio de los últimos cinco años, la generación eólica aumentará un 50% durante los dos próximos trimestres en comparación con el último trimestre.
El hueco térmico español continúa alto
Aunque la eólica ha generado más electricidad que en agosto, y en las horas de radiación solar la fotovoltaica ha liderado el mix con el 30% de la producción de electricidad, el resto de las horas dominan los ciclos combinados. De hecho, en septiembre generaron un 68% más que hace un año y encabezaron el mix con el 32%. De esta forma, el hueco térmico se ha elevado hasta el 35%, frente al 21,8% de septiembre del año pasado.
El precio eléctrico español es un 29% más competitivo que el europeo
La crisis energética europea tiene menor impacto en España por varios motivos:
- El mecanismo del “tope del precio del gas” ha limitado el impacto del incremento del precio del gas sobre el precio marginal de la electricidad en la península.
- MIBGAS se está mostrando más competitivo que el resto de hubs europeos, por su elevado aprovisionamiento de GNL, lo que reduce el coste de generación de los ciclos combinados españoles.
- La escasa interconexión con Europa evita que la capacidad de exportación de generación renovable en la península (más barata) escape a otros mercados con un coste de oportunidad mayor.
El precio de la electricidad (pool + ajuste por el tope del precio del gas) de septiembre en España ha sido de 243,95 €/MWh, lo que contrasta con el promedio de 344,35 €/MWh de las grandes economías europeas. La escasez de gas y de electricidad, por la sequía, y la baja producción nuclear en Francia mantienen altos los precios de los principales mercados europeos.
El sabotaje del NordStream 1 no afecta al mercado
A pesar de que el sabotaje ha causado daños irreparables, su impacto en el mercado ha sido nulo porque el NS1 ya no estaba suministrando gas y el mercado ya había descontado que el suministro ruso no iba a restablecerse.
De hecho, los precios del gas en Europa han registrado bajadas en septiembre. En el TTF, el Q4-22 ha bajado un 18,7% hasta situarse en 196,82 €/MWh y el Yr-23 ha descendido un 6,2% hasta 182,87 €/MWh. En todo caso, sus precios continúan siendo desorbitados.
En Asia, los precios spot del GNL también se han mostrado indiferentes al sabotaje y sus precios han caído porque la oferta está siendo suficiente para responder a la demanda, dado el escaso apetito chino actual.
