• La ausencia de borrascas reduce la generación hidráulica (-72,2%) y la eólica (-26,7%), a la vez que eleva la producción de los ciclos combinados de gas (+281%).
• El hueco hidrotérmico, que solo ha producido un 30,8% del total, cierra el 72,4% de las horas de febrero. A un precio medio de 223,74 €/MWh la hidráulica y de 190,64 €/MWh los ciclos combinados de gas.
• La fotovoltaica, cuya potencia instalada ha crecido un 24,5% en el último año, aumenta su producción un 69,9%.
• El autoconsumo provoca una fuerte caída de la demanda en las horas centrales del día.
El precio diario de la electricidad del mercado mayorista (POOL) español ha cerrado febrero con un precio medio de 200,22 €/MWh. Apenas registra cambios respecto a enero (-0,7%) pero es un extraordinario 603% más alto que hace un año.
Entre las grandes economías europeas, solo Italia (211,69 €/MWh) ha registrado un precio más elevado que España. En el norte, la situación climatológica ha favorecido un aumento de la producción eólica (borrasca Franklin) y una menor demanda (temperaturas suaves). Alemania ha registrado un precio medio de solo 128,80 €/MWh muy por debajo del resto. Le siguen Holanda (168,37 €/MWh), Francia (185,55 €/MWh) y Reino Unido (193,40 €/MWh).
• La incertidumbre eleva todos los productos de futuros
El rango de precios se ha elevado y la volatilidad es extrema porque los mercados están reaccionando ante cualquier noticia vinculada al conflicto ruso. El Q2-22 español ha subido un 16,4% desde enero, hasta los 238 €/MWh, y el resto de la curva de 2022 también se eleva alrededor del 18%.
La curva de futuros a corto, que se había reducido durante la primera quincena de febrero gracias al incremento de llegadas de GNL, cambió de rumbo desde el inicio del conflicto y los precios del Yr-22 han subido cerca del 40%.
El Yr-23 ha visto incrementada su cotización en un 16,1% hasta los 144,60 €/MWh. En todo caso, cotiza con una fuerte prima de descuento sobre los mercados francés (176,95 €/MWh y alemán (151,12 €/MWh).
• La sequía y el anticiclón reducen las renovables un 34%
La situación anticiclónica y de sequía, que sufre España desde hace más de seis semanas, reduce la aportación renovable y aumenta la de los ciclos combinados de gas. En concreto, la generación renovable de febrero es un 34% inferior a la de hace un año. La producción hidráulica (-72,2%) es la más baja registrada desde 2014 y ha venido condicionada por la escasez de reservas, con los embalses al 39% de su capacidad y a un 57,9% de su volumen el año pasado. La eólica también ha descendido un 26,7% por la falta de viento.
En el lado opuesto, el anticiclón ha favorecido que la generación fotovoltaica crezca un 69,9%. Prácticamente ha duplicado su producción de hace un año, aunque su potencia instalada “solo” ha crecido un 24,5%.
La tecnología que más aumenta su producción es la de los ciclos combinados de gas (+281%) que muchos días han llegado a liderar el mix. Esto implica que los niveles de precios del gas y del CO2, en máximos, se trasladen al POOL. Además, los analistas de Grupo ASE también destacan su impacto en las emisiones de CO2 vinculadas a la generación eléctrica: han crecido un 128,7% respecto al mismo periodo del año pasado.
El hueco hidrotérmico (hidráulica, gas y carbón) ha intervenido en el 72,4% de las horas de casación, aunque solo ha cubierto el 30,8% del mix. La hidráulica ha marcado un precio de casación medio de 223,74 €, por encima de los CCG, con un promedio de 190,64 €/MWh.
• El autoconsumo reduce la demanda eléctrica
La demanda eléctrica ha registrado un descenso del 0,5% respecto a febrero de 2021. En gran parte, lo explica el aumento del autoconsumo puesto que los datos de variación horaria reflejan una bajada significativa en las horas centrales del día.
De acuerdo con la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), en el último año se han instalado en España 1.203 MW de potencia para autoconsumo, el doble que en 2020. Dado que el 41% es de uso industrial, implica un “bocado” del 0,6% a la demanda respecto al año pasado.
• Incertidumbre máxima en el mercado de gas
En los últimos cinco años, las importaciones rusas han representado un tercio (25-42%) del suministro de gas a Europa. Sin embargo, en lo que va de 2022 han bajado a solo el 17% porque ha crecido la llegada de gas natural licuado (GNL) por mar. La benignidad del clima en Asia en las últimas semanas ha reducido su demanda y permitido que creciera el número de buques que han descargado en Europa.
Pero eso no implica que el GNL pueda sustituir al gas ruso porque requiere de un proceso de regasificación, limitado por el número de instalaciones existentes. El 25% de la capacidad regasificadora de Europa está en España, pero está muy poco interconectada con el resto de la UE.
Europa depende del gas de Rusia, que llega mayoritariamente por Ucrania, por lo que la integridad de su infraestructura está actualmente en riesgo. Además, podría ser usado como “arma estratégica”. Ese temor ha disparado la volatilidad de su precio.
La invasión rusa de Ucrania disparó los precios de los mercados energéticos europeos más de un 50%. El 24 de febrero la cotización spot de gas del TTF subió hasta los 123,56 €/MWh (desde los 89,01 €/MWh del día anterior). Sin embargo, al día siguiente, visto el normal funcionamiento de suministro ruso, los precios del gas y de la electricidad cayeron un 30% en Europa. Aun así, y a medida que el conflicto se ha ido endureciendo, toda la curva de precios del gas de 2022 ha subido más de un 40%.
De momento, las exportaciones rusas por gaseoducto han aumentado de forma notable, pero no por causas geopolíticas sino económicas. Por la mayor llegada de GNL (por la menor demanda actual desde Asia) y porque la subida del mercado diario (spot) de gas ha hecho más atractivos los precios de los contratos a largo plazo con Gazprom. Estos contratos están indexados a referencias anteriores (mes frente) y, por tanto, “llevan retraso” en su subida, explican los analistas de Grupo ASE.
• Posibles escenarios de evolución del gas
La climatología va a ser determinante, en función de si se mantiene o no el volumen de llegada de GNL (ligado a las temperaturas en Asia) y, también, de si en Europa se prolongan las temperaturas suaves y el abundante viento.
Con respecto al gas ruso, Europa es el principal cliente de la empresa estatal Gazprom. Si no cumpliera con sus obligaciones contractuales (salvo interrupción física de fuerza mayor), se enfrentaría a importantes demandas y dañaría irreparablemente su base de clientes. Por eso se espera que cumpla con los volúmenes comprometidos contractualmente. El incremento de flujo de los últimos días parece confirmar este escenario. De ser así, la prima de riesgo se irá reduciendo y los precios recuperarán una cierta normalidad, dentro de un rango claramente más alto.
Sin embargo, si los flujos rusos, a través de Ucrania u otras rutas, se interrumpen físicamente por daños en las infraestructuras, una decisión de Putin u otros factores difícilmente previsibles, nos encontraríamos en un escenario inédito que tendría un fuerte impacto en los precios porque la capacidad de regasificación (GNL) europea no puede crecer si no se construyen nuevas infraestructuras.
Tampoco se puede descartar una desescalada del conflicto y un acuerdo con Rusia, que podría revertir la situación. Probablemente, Rusia es capaz de aumentar un 10% su flujo respecto a sus niveles de 2021, pero contando con la apertura del Nordstream 2, actualmente paralizado por Alemania.
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