La desconexión de dos nucleares (Cofrentes y Ascó II) dio a los ciclos combinados de gas una participación del 16,8% en el mix de generación, marcando precio el 15% de las horas, a 111€ /MWh

Texto: Juan Antonio MartÍnez y Leonardo Gago (Grupo ASE) •

Octubre ha sido extremadamente volátil. El precio promedio de la primera quincena superó los 115 €/MWh, pero el extraordinario aumento de la generación eólica durante la segunda quincena provocó una fuerte caída del 50%, que lo redujo hasta los 67,52 €/MWh.

Las borrascas sitúan el precio eléctrico español por debajo del europeo. El precio promedio de la electricidad entre las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y Holanda) ha sido de 98,70 €/MWh, un 9,6% más elevado que el español (90,03 €/MWh). Por tercer mes consecutivo, Francia ha marcado el más bajo (84,26 €/MWh), gracias al aumento de su generación nuclear. El italiano (134,26 €/MWh) fue el más alto, mientras que el alemán se situó en 87,38 €/MWh. El promedio del precio español de enero a octubre es de 91,34 €/MWh, el más bajo entre las grandes economías europeas, cuya media (107,73 €/MWh) es un 17,9% superior.

La eólica ha sido un 36% más elevada que su promedio de los últimos 5 años. La entrada de sucesivas borrascas a la península durante la última quincena ha permitido que la eólica generara el 30,4% del mix y que muchos días respondiera a más del 50% de la demanda, hundiendo los precios. El día 20, con 417 GWh, cubrió un 70% de la demanda y estuvo cerca de batir su récord histórico (420 GWh). La eólica de este mes ha sido un 16,2% mayor que la del año pasado y está un 36,1% por encima de su promedio de los últimos cinco años. Su aportación ha permitido que la generación de origen renovable ascendiera a un 53,2% del mix. Además, el resto de las renovables también han crecido: la hidráulica un 117,2% y la fotovoltaica un 27%. A pesar de este incremento renovable, los ciclos combinados de gas (CCG) han mantenido una notable participación del 16,8% en el mix de generación y han marcado precio el 15,30% de las horas, a un promedio de 111,60 €/MWh. Su participación ha sido necesaria por el menor aporte nuclear, que se ha debido a la desconexión de dos centrales durante varios días. Actualmente, la central de Cofrentes se encuentra en parada programada desde el 6 de octubre y se espera que se acople el 15 de noviembre. Por su parte, la central de Ascó II se encuentra en parada fría desde el 23 de octubre y se espera su reconexión para el 1 de diciembre.

“Sucesivas borrascas durante la última quincena han permitido que la eólica generase el 30% del mix y muchos días respondiera a más del 50% de la demanda, hundiendo los precios. El dia 20 cubrió un 70% (417 GWh)”

Las reservas de energía disponible en los embalses aumentan un 7,1%. Las continuas borrascas que han visitado la península durante la última quincena han permitido que las reservas de los embalses crecieran un 7,1%. Su energía disponible ha aumentado hasta los 9.108 GWh, lo que es un extraordinario 46,4% más que hace un año (6.221 GWh) y está un 0,6% por encima de su promedio de los últimos diez años (9.058 GWh). Si se cumplen las previsiones meteorológicas, que auguran la entrada de nuevas borrascas en la primera semana de noviembre, es previsible que el agua embalsada siga aumentando. Esto, antes de la llegada del frío, supone un importante “colchón”, que disminuiría la necesidad de quemar gas para generar electricidad.

La demanda eléctrica muestra una ligera recuperación tras 7 meses de caídas. Después de siete meses consecutivos de reducción de la demanda, en octubre se ha producido una subida del 1,9%. A pesar de ello, la demanda eléctrica de 2023 acumula un descenso del 3,8%. Además, este mes, como en los pasados, en las horas de mayor radiación solar se registró una caída, a consecuencia del aumento de las instalaciones solares para autoconsumo.

La demanda de gas baja por la caída de su consumo para generación eléctrica. La demanda de gas en España ha experimentado un importante descenso del 11,5% en octubre, debido a la menor necesidad de generación de los CCG, que redujeron su consumo un 42,9%, respecto al mismo mes del año pasado. Sin embargo, sí ha subido la demanda de gas de los hogares y de la industria en un 21,9%. La reducción de los precios del gas para la industria, en comparación con su nivel hace un año, está permitiendo una recuperación de la demanda en los sectores más intensivos, como el de refino o el químico.

“Los últimos datos hasta septiembre mostraban una caída de la demanda de gas europeo del 16% sobre el periodo 2017-21. Durante las últimas semanas, los almacenamientos de Europa han continuado llenándose y están a punto de alcanzar su capacidad total. El 30 de octubre se encontraban al 99,24% y ningún país estaba por debajo del 95%. España ya ha alcanzado el 100%”

El gas spot sube ante el invierno y se suma la incertidumbre en Oriente Medio. El precio de los mercados spot de gas suele incrementarse de forma natural con la llegada de la temporada de invierno, por el aumento de su demanda. A finales de verano, los precios se movían en torno a los 30 €/MWh, muy alejados de lo que anticipaban para el invierno los mercados de futuros (45-50 €/MWh). A este habitual movimiento alcista de los precios de gas también puede haberse visto impulsado por la incertidumbre que provoca el conflicto entre Israel y Palestina. Las temperaturas en Europa han descendido en las últimas semanas, pero se mueven en los rangos estacionales normales para la época y, además, vienen de niveles muy altos a principios de octubre. Las previsiones para noviembre podrían indicar que las temperaturas se mantendrán superiores a la norma. Respecto a septiembre, las importaciones de gas europeas se han incrementado un 24,8%, gracias a la recuperación de los gaseoductos noruegos y al aumento de llegadas de cargamentos de GNL a Europa. Durante las últimas semanas, los almacenamientos de Europa han continuado llenándose a pesar de la bajada de las temperaturas y están a punto de alcanzar su capacidad total. El 30 de octubre se encontraban al 99,24% y ningún país estaba por debajo del 95% (España ya ha alcanzado el 100%). Es muy posible que, con las temperaturas más bajas de noviembre, las retiradas de gas de los almacenes comiencen a superar las inyecciones, pero Europa está muy bien abastecida y sus niveles de reservas están 10 puntos por encima de su media de los últimos 5 años. En todo caso, aunque es poco probable, no desaparece del todo el riesgo de desabastecimiento de gas en algunos países del norte en el caso de que llegara un invierno especialmente frío. No obstante, no hay señales de un cambio importante en los fundamentos de la demanda de gas que apunten a un fuerte incremento de su precio. Los últimos datos hasta septiembre mostraban una caída de la demanda de gas europea del 16% sobre el periodo 2017-2021. Para este invierno se pronostica que las temperaturas europeas serán superiores a lo habitual en la primera parte del invierno (octubre y noviembre). La demanda de gas industrial se muestra débil ante la ralentización de la economía europea, sobre todo alemana. Y también podría reducirse la demanda de gas para generación de electricidad, debido al aumento de la generación nuclear francesa y de las reservas hidrológicas, así como a los costes más competitivos de las centrales de carbón frente a los CCG. A pesar de la debilidad que muestran los fundamentales, los mercados spot y de futuros de gas han mostrado una importante volatilidad de los precios durante gran parte del mes, con fuertes subidas que se han corregido en los últimos días de octubre. El 23 de octubre los precios del Q1-24 del TTF llegaron a alcanzar los 57,67 €/MWh, lo que suponía un incremento de 10 €/MWh (+21%) sobre su cierre de septiembre. Sin embargo, el último día de octubre un fuerte descenso (- 9%) hizo retroceder su cotización hasta los 49,85 €/MWh. Es evidente que esta elevada volatilidad se debe a que el suministro de gas europeo cada vez está más conectado al mercado global de gas, desde que Rusia redujo sus exportaciones. El conflicto israelí lo ha agravado. Así mismo, planea el temor de una posible interrupción de los flujos de transporte de GNL entre Oriente Medio y Europa. El potencial bloqueo del Canal de Suez pondría en riesgo el suministro que llega desde Qatar, que representa casi el 15% del gas natural licuado (GNL) que llega a Europa. Los precios para 2024 se están moviendo en un rango cercano a los 50 €/MWh, lo que implica que están entre dos y tres veces por encima de la norma histórica entre 2010 y 2021. Estos elevados precios y la alta volatilidad podrían ser “la nueva normalidad” durante 2024 y 2025. A partir de 2026 y 2027, la entrada en funcionamiento de proyectos de Qatar (North Field East y South) y Estados Unidos debería reducir los precios.♦