En septiembre, el precio de la electricidad, diario, en el mercado mayorista español (POOL) ha cerrado en 103,34 €/MWh. Es un 7,6% más caro que el de agosto, pero un 57,6% inferior al de hace un año. La menor participación eólica y fotovoltaica ha dado mayor intervención a los ciclos combinados de gas en el mix (CCG). Eso ha encarecido la factura de la luz. Según el Grupo ASE, la subida se ha contenido por la recuperación de la normalidad nuclear en Francia. Pero también porque la demanda continúa hundida.
El precio de la electricidad promedio en las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y Holanda) ha sido de 100,4 €/MWh, es decir, un 3% inferior al español. Francia ha marcado el más bajo (88,71 €/MWh). Italia el más alto (116,36 €/MWh). Alemania se ha acercado mucho a la media, con 100,72 €/MWh.
Precio de la electricidad en septiembre
La entrada del otoño supone un número decreciente de horas de sol. Pero no ha llegado con un incremento de generación eólica. En consecuencia, los CCG y la hidráulica regulable han fijado los precios de la electricidad del mercado diario.
Concretamente, las tecnologías del hueco térmico han marcado el precio en el 70% de las horas. La hidráulica regulable a un promedio de 106,65 €/MWh. Ha centrado su participación en las horas pico del final del día (entre las 20:00 y 23:00 horas).
En cuanto a los CCG, promediaron a 87,20 €/MWh. A diferencia de la hidráulica, su elevada participación también se produjo en las horas centrales del día en septiembre. Durante las mismas, presionaron las ofertas de la generación renovable.
La mayor actividad de los CCG también estuvo vinculada con una menor aportación nuclear. A causa de un incidente, Vandellós II realizó una parada no programada desde el 20 de septiembre. Esta central notificó una incidencia en la red eléctrica exterior a la central, que afectaba al funcionamiento del generador principal. Eso provocó la parada automática de la turbina y del reactor. Está previsto que vuelva a conectarse al sistema una vez subsane el problema.
Menos exportaciones
En septiembre, la generación eléctrica en España se ha desplomado un 12,4% respecto al mismo periodo del año pasado. Los analistas de Grupo ASE señalan que esta caída se debe a:
- La reducción de la demanda;
- El fuerte descenso del saldo exportador, que es un 77,9% inferior al de septiembre de 2022.
Ha cambiado el signo del saldo español con Francia, ha pasado a ser importador en los últimos meses. El parque nuclear francés ya se encuentra operativo en un 60% de su capacidad. Eso ha permitido a Francia recuperar 13 mil MWh de potencia nuclear respecto al año pasado. Por ello, ha podido exportar electricidad a España y a otros países.
Demanda de energía en septiembre
La demanda de energía de la industria continúa sin dar signos de recuperación. Eso, a pesar de han caído significativamente los precios de la electricidad y del gas respecto al año pasado. Según los analistas de Grupo ASE, se trata de una reducción estructural.
El consumo eléctrico de las grandes empresas ha descendido un 10,6% en los últimos doce meses. Actualmente, ya sólo representa el 46% de la demanda total. Paralelamente, el descenso de la demanda de gas de la industria (a excepción de los sectores eléctrico y refino) acumula un 17,1%.
Indican desde el Grupo ASE que el recorte podría deberse a diferentes factores:
- Una menor actividad económica;
- La respuesta a los altos precios;
- El aumento de las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico en la industria. Representan el 47% de las instalaciones totales realizadas en España.
Respecto a la demanda general, septiembre registra un descenso del 3,4% respecto al mismo mes del año pasado. Así, acumula una caída del 4,3% en lo que llevamos de 2023.
El incremento de instalaciones de autoconsumo sigue mostrando el impacto en la reducción de la demanda durante las horas solares. Las caídas superan el 6%.
Demanda, importaciones y precio de la electricidad
En cuanto al gas, en septiembre el mercado ha mostrado una gran volatilidad. Entre las causas: los retrasos del mantenimiento de las instalaciones noruegas y las huelgas de GNL en Europa. Ambos han provocado un impulso de los precios del gas spot. El precio promedio del mercado diario de septiembre en el TTF ha sido de 36,28 €/MWh. En MIBGAS, de 36,93 €/MWh.
Según Grupo ASE, la capacidad disponible de los gaseoductos noruegos debería recuperarse a mediados de octubre. Eso, unido a que las reservas de gas europeas están al 95,42% y a que su demanda sigue debilitada por menor actividad económica y temperaturas suaves, podrían dar al mercado un “sentimiento bajista”.
Las importaciones europeas de GNL se han reducido alrededor de un 25% menores respecto a las de septiembre de 2022. Se trata del menor nivel de los dos últimos años. Las importaciones representan alrededor del 40% del suministro total de gas del continente.
Esta reducción de importaciones de GNL obedece a un menor apetito europeo por las reservas en máximos históricos. Pero también, por una demanda de gas que sigue bajando. Además, las señales de precio desde los mercados asiáticos han favorecido que los cargamentos de GNL hayan preferido esos mercados.
En septiembre, el índice de precio de referencia en Asia (JKM) ha promediado una prima de 2,3 $/MMBtu sobre el holandés TTF, de referencia en Europa. Esta diferencia es suficiente para cubrir los sobrecostes. El envío de ida y vuelta desde el Golfo de EE. UU. hasta Europa es de 2 $/MMBtu. Mientras, hasta Japón ronda los 4,1$/MMBtu.
Según indican desde ASE:
“La reducción de la demanda está siendo la clave para que Europa capee la crisis, explican los analistas de Grupo ASE. En la actualidad, aparte de la posibilidad de un invierno frío, no se plantea otro escenario capaz de impulsar la demanda de gas dado el contexto de desaceleración de la actividad económica”.
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