Diario actualizado de economía y finanzas - International Journal of Economics & Finance
12 de diciembre de 2019, 11:35:22
Empresas

AVANCE DEL INFORME DEL MERCADO ELÉCTRICO


El precio de la luz baja un 11% con más viento y menos gas

  • El viento ha generado este mes de noviembre un 65% más de electricidad que hace un año

By Redacción

El precio de la electricidad en el mercado mayorista en noviembre cerrará en torno a los 42,4 €/MWh. Esto supone un descenso del 11,25% con respecto al pasado mes de octubre y una reducción del 31,6% frente al precio que marcaba hace un año (61,97 €/MWh). El nivel actual es un 23% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie (55,06 €/MWh). Y, con el dato de noviembre, el POOL de los últimos doce meses se sitúa en 49 €/MWh.


La eólica lidera el mix y compensa la reducción de nuclear

En noviembre la generación eólica aumentó su producción un 65% con respecto al mismo mes del año pasado. Produjo 3.000 MWh sobre la media. Esta cifra extraordinaria le llevó a liderar el mix eléctrico, con el 34,5% de la generación. Además, compensó el descenso de generación nuclear, limitó la entrada de los ciclos combinados de gas y, como parte de su producción se exportó a Francia, dejó un signo negativo (exportador) en los intercambios con nuestro país vecino.

Desde los días 3 y 8 de noviemb

Los futuros reducen diferencias con el POOL

En noviembre el mercado de futuros ibérico (OMIP) reaccionó con fuertes recortes al nivel actual de los precios de POOL y a la expectativa de precio del gas en Europa para el próximo año. La cotización del precio de electricidad para el año 2020 (Yr-20) descendió un 6% en noviembre y se sitúa en el nivel más bajo del año: 51,3 €/MWh.

La bajada de la curva de precio en España para 2020 contrasta con la ligera subida que experimentó en Francia. Su Yr-20 subió un ligero 0,45%, hasta los 49,35. Por el contrario, en Alemania el Yr-20 retrocedió un 0,71% hasta los 45,93 €/MWh. Por tanto, el diferencial entre los futuros español y francés se reduce a mínimos del año y se sitúa en 2 €/MWh. Es decir, menos de la mitad de la cifra habitual en 2019 (4,1 €/MWh).

El CO2 se mantiene y el gas sube menos de lo esperado

En noviembre los precios de CO2 se han movido entre los 23,4 y 25,8 €/ton y previsiblemente cerrarán alrededor de los 25 €/ton, con escasa variación frente a octubre (25,61 €/MWh). Con respecto a su futura evolución, esta última semana hemos conocido que los niveles de efecto de invernadero alcanzaron su máximo histórico en 2018 y que Europa ha activado la alarma climática.

Respecto a los mercados de gas, en la segunda quincena de noviembre, su cotización en el mercado spot (TTF day ahead) se ha movido entre los 15 y los 16 €/MWh. Un 50% por encima del registrado en octubre y en meses pasados, de entre 9 y10 €/MWh. A pesar de este importante crecimiento, estos niveles son un 40% inferiores a los de hace un año. En noviembre 2018 el gas se movía en valores de 25 €/MWh.

La presión de la oferta de gas natural licuado desde EEUU, la caída de la demanda doméstica por temperaturas más suaves y los inventarios en máximos, por la menor demanda de gas para producción de electricidad en Europa y doméstica, están manteniendo los precios de los mercados europeos bajos.

El precio del carbón (API2 mes frente) se mueve en mínimos, en una banda de precio de 58-59 $/ton. Esto permite compensar el impacto del elevado coste del CO2 y que determinadas las centrales térmicas de carbón eficientes en Europa puedan competir con los ciclos combinados de gas en invierno.

Por su parte el Brent está cotizando a 63,13 $, un 4,8% por encima del cierre de octubre. La cotización del barril se está viendo influida por la evolución de las negociaciones entre EEUU y China.

Expectativas de precio para diciembre 2020

La cotización del futuro de electricidad de diciembre se mueve en los últimos días en 50 €/MWh. Ha registrado una ligera subida desde el día 20 de noviembre, cuando marcó su mínimo en 48 €/MWh. No obstante, ha registrado un importante descenso en las últimas semanas y queda muy lejos de los 64,7 €/MW que llegó a alcanzar en verano o del precio del POOL de diciembre de 2018, de 61,81 €/MWh.

El ligero avance de los últimos días podría venir motivado por las expectativas de un mes de diciembre más frío de lo esperado. Se prevé un descenso importante de las temperaturas por la entrada de un frente frio continental a partir del domingo.

El precio de MIBGAS de diciembre en su última sesión cerró a 15,10 €/MWh y se sitúa como el más bajo de Europa. Los inventarios en España se encuentran en máximos: al 96,5%, frente al 40% del año pasado. Por un lado la baja demanda que ha habido en noviembre para producción eléctrica, por la abundancia de eólica, y, por otro, la continuidad de la llegada de gas natural licuado, han elevado los inventarios.

re, respectivamente, las centrales de Cofrentes y Vandellós II han permanecido cerradas. Estas paradas programadas han supuesto un descenso de 1.500 MWh en la producción nuclear de noviembre (-32%), respecto al parque trabajando a plena carga. Esa reducción ha sido compensada por la elevada generación eólica.

El precio del gas sube un 50% por la llegada del invierno

El precio del gas ha experimentado una fuerte subida en los mercados europeos. Se sitúa en niveles de 15 €/MW frente a los 10 €/MWh que marcaba en octubre. Esta subida, del 50%, se debe a un incremento de su demanda por la llegada del invierno. Pero no se ha trasladado íntegramente al POOL eléctrico porque la abundancia de eólica también ha frenado la producción de ciclos combinados, que ha sido un 30% más baja que en octubre.

La presión del exceso de oferta de generación eólica en las subastas diarias ha supuesto que los ciclos combinados de gas redujeran su aportación al mix a solo el 18% en noviembre. Importante retroceso si tenemos en cuenta que desde el verano se movía en torno al 30%.

De hecho, sólo durante tres días (del 19 al 22 de noviembre) el POOL ha superado los 50€/MWh. Y fue coincidiendo con las jornadas de menor producción eólica y, por tanto, dejando espacio para una mayor entrada de generación de los ciclos combinados de gas.

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