Grupo ASE ha lanzado un avance del mercado energético de junio. La previsión del precio de la electricidad para verano sube un 23% por el temor a la escasez. La baja producción eólica y nuclear registrada en la primera quincena de junio ha elevado el precio del POOL español un 45,42% en las horas “solares”. El gas ha dejado su tendencia bajista y sube un 30% por temores de escasez. Y la demanda de electricidad sigue cayendo.
Según señala el informe del grupo asesor energético, el precio diario del POOL español, hasta el 16 de junio, se sitúa en 86,61 €/MWh. Esto implica un encarecimiento del 16,7% respecto a mayo, pero se mantiene un 60,4% más barato que hace un año.
Según el informe de ASE, la subida se debe, principalmente, a la reducción de la oferta eólica y nuclear. Eso ha provocado que en las horas de máxima radiación solar los precios aumentaran un 45,42%. Entre las 10:00 y las 18:00 horas, el precio en la primera quincena de junio se ha situado en 71,69 €/MWh frente a los 49,42 € de mayo.
ASE señala la subida del precio del gas
Según ASE, el gas ha abandonado su tendencia bajista, escalando un 30% y elevando los futuros eléctricos.
El operador noruego Gassco anunció la semana pasada una prórroga de sus interrupciones planificadas. Además, anunció otras que no estaban previstas. Señala ASE que los operadores de mercado que estaban apostando por un mercado bajista, a corto plazo, han cambiado posiciones. Así, añade el informe:
“El producto con entrega en el mes frente del principal mercado europeo (TTF), julio 2023, inició una escalada entre los días 6 y 15 de junio y su precio recuperó los 40 €/MWh”.
A ello se unen otros “temores”:
- La noticia (no confirmada) de que el Gobierno holandés podría cerrar definitivamente el yacimiento de Groningen en octubre de 2023.
- La previsión de un aumento de la demanda de electricidad para refrigeración por las altas temperaturas.
- La fuerte sequía que vive Europa podría limitar la producción nuclear (problemas de refrigeración de los reactores) como en 2022.
- La caída de las importaciones de gas natural licuado (GNL) en Europa y, principalmente, en el Reino Unido.
- El aumento de los precios del GNL en Asia. Llevará aparejada una subida de los precios europeos para competir por la limitada oferta de GNL.
- El recorte de la producción de petróleo promovida por la OPEP.
Los precios del índice JKM de GNL de referencia en Asia han subido un 32% en lo que va de junio. Mientras, las exportaciones GNL norteamericano han caído por tercera semana consecutiva. Han salido 21 embarcaciones en la semana del 8 al 14 de junio.
Consecuencias, según ASE
Señala el informe de ASE que, el 16 de junio, el mercado corrigió a la baja en más de un 15%. Sin embargo, aún es pronto para saber si se trata de una corrección técnica o de una reducción de la preocupación del mercado por el suministro. No obstante, la incertidumbre por la limitación de la capacidad de la oferta puede provocar fuertes oscilaciones en próximas semanas.
Todos estos factores podrían llevar a que Europa sufriera un aumento de precios de futuros eléctricos importante a corto plazo. Y este estado de cosas también se ha trasladado al mercado español.
En concreto, en España, el Q3-23 aumentó un 23,4% hasta los 105,5 €/MWh. Mientras, el Q4-23 creció un 15,9% hasta los 118,75 €/MWh. Sin embargo, el Yr-24 ha visto una reducción del 5% hasta los 92 €/MWh. Eso amplía su prima de descuento frente al Yr-24 alemán, de referencia en Europa, que cotiza en 144,31 €/MWh.
Producción eólica y nuclear
Respecto al mercado diario de la electricidad (POOL), en la primera quincena de junio ha crecido la producción fotovoltaica (+13,3%). Además, se ha hundido demanda (- 2% anual). Sin embargo, la cantidad de electricidad generada con tecnología eólica ha bajado un 29,9%. En cuanto a la de origen nuclear, ha sido un 13,6% inferior.
En consecuencia, se ha reducido la oferta de generación con “bajo coste de oportunidad” en el sistema eléctrico español. Eso ha permitido a la hidráulica y a los ciclos combinados de gas (CCG) aumentar su producción. Y, por consiguiente, elevar el precio de la electricidad en las horas de máxima radicación solar.
El menor aporte nuclear se ha debido a las paradas programadas de Ascó I y de Trillo. Por su parte, la producción eólica cae un 29,9% respecto al año pasado y un 19,8% respecto a su promedio de los últimos 5 años. El descenso de estas dos tecnologías ha hecho necesario que el hueco hidrotérmico (hidráulica+gas) creciera un 44,5% respecto a mayo.
Asimismo, el aumento del precio del gas spot estos días ha incrementado el coste de generación de los CCG. La menor generación eólica y nuclear ha coincidido con un descenso de las importaciones de gas argelino. La consecuencia ha sido el alza el precio spot del gas durante los últimos días. En todo caso, el precio del gas español mantiene una prima de descuento de 1 €/MWh sobre el principal mercado de referencia en Europa, el TTF holandés.
Previsiones
Las previsiones de ASE indican que crecerá la demanda por las altas temperaturas. Además, que el incremento del precio del gas mantendrá la electricidad por encima de los 100 €/MWh durante próximos días. Sin embargo, de cara a fin de mes, apuntan a que una mejora de la producción eólica prevista para la última semana de junio y el acoplamiento de las centrales nucleares de Ascó I (18 de junio) y de Trillo (26 de junio), podría reducir los precios de electricidad en las horas centrales del día.
Demanda
La caída de la demanda, según ASE, en la primera quincena ha tenido un promedio diario de 591 GWh. Es decir, un 8,1% más bajo que su promedio de los últimos cinco años. Las causas están en el mayor autoconsumo, la caída de la demanda industrial y la respuesta de los hogares a los precios altos.
Finalmente, señalan que la caída de la demanda en junio también viene acompañada por un descenso de las exportaciones (-28%). Es consecuencia de la débil generación eólica que se ha registrado en la península.
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