La hidráulica marcó los precios de la luz durante el paso de Filomena
El carbón le siguió ante los problemas de escasez de gas de los ciclos combinados
El precio de la luz en el mercado mayorista se mantiene muy elevado. Pese a que el paso de la borrasca Filomena y la ola de frío están empezando a remitir, el coste de la electricidad no afloja y sigue en niveles muy altos para enero. Para hoy el precio medio será de 82,08 euros/ MWh.
Según explica Aleasoft, en España tenemos “un mercado marginalista. Funciona como una subasta hora a hora. Las ofertas de venta más bajas se casan con las ofertas de consumo más altas. Primero se casan la tecnología nuclear y las renovables. Lo que queda por casar se denomina hueco hidrotérmico. Esto es la demanda que hay que cubrir con producción hidroeléctrica y térmica, ya sea gas o carbón”.
A lo largo de estos últimos días, el agua -y las renovables- han sido la tecnologías que han marcado los precios más altos en el mercado mayorista junto con el carbón, en menor medida, y por último los ciclos combinados que han tenido problemas para ponerse en funcionamiento por la falta de gas.
La media de la contribución eólica en las fechas comprendidas entre el 8 y el 11 de enero, ha sido de un 30,8% de la demanda peninsular, llegando alcanzar el 47% de generación del mix y en ningún momento inferior al 20%. La fotovoltaica, por contra, entre la nieve y el invierno apenas representó un 5%.
Desde la Asociación empresarial eólica aseguran que gracias a esta aportación significativa de la eólica, el precio de la electricidad no se ha visto incrementado aún más. En su opinión, los altos precios en el mercado eléctrico no se deben a la baja producción de la eólica en estas fechas. En las horas en las que
La eólica considera que sin su producción el pool hubiese sido 26,4 euros más caro
la eólica ha cubierto más del 38% de la demanda, es cuando más barato ha sido el precio del mercado eléctrico durante los cuatro días del temporal.
Los principales causantes de los altos precios en el mercado eléctrico han sido para esta asociación el excepcional aumento de la demanda de electricidad y gas para calefacción, unidos a altos precios de este combustible en el mercado español y en los asiáticos (por las bajas temperaturas y un problema de suministro por gasoducto desde Argelia) y la subida del precio del CO2 (que está en niveles récord de 34 euros por tonelada).
Según las cuentas de AEE, sin una generación eólica excepcional durante los cuatro días (8-11 enero) el precio medio del pool habría sido 26,24 euros/MWh superior al que hubo finalmente.
La producción eólica y, sobre todo, la producción hidráulica contribuyeron en gran medida a evitar problemas de suministro.
La escasez de gas provocó un menor uso de los ciclos combinados que se observa en la demanda de gas natural para el sector eléctrico que se redujo durante los diez primeros días del año en un 15,1%, según los datos de Enagás, respecto al mismo periodo del año anterior y pese al tirón del consumo pero tras la entrada de hidrocarburo las centrales recuperaron y en los quince primeros días el consumo ya apenas se reduce un 8,2%.
Esta caída de producción no ha sido suficiente para evitar el aumento de precios en el mercado mayorista de la electricidad. La correlación entre ambos se mantiene muy fuerte y, de hecho, aproximadamente cada euro de aumento de precio en el gas supone alrededor de dos euros en la electricidad del mercado mayorista.
En lo que va de año el sector eléctrico ha consumido 3.327 GWh, frente a los 17.277 GWh que han utilizado los consumidores domésticos e industriales. Estos últimos han visto como su consumo crece en un 10,5%. Si se compara el año móvil, es decir, entre 15 de enero de 2020 y el 15 de enero de 2021 -incluido el impacto del Covid 19- el consumo convencional de gas natural crece un 0,6% mientras que para el sector eléctrico retrocede apenas un 0,3%.
El sistema gasista operó de nuevo ayer en situación de alerta por la fuerte entrada de gas desde las interconexiones internacionales y ante un nivel de demanda mucho menor que lo registrado los días anteriores.
El spread con el TTF en Marzo es de 1 euros /MWh y para el segundo trimestre (Q2), 0,6 euros /MWh. Una vez pasada la ola de frío y dándole tiempo al sistema para recuperar los stocks de GNL.
Con este escenario, el sector gasista no se considera responsable de la escalada de precios en el mercado mayorista ya que el número de horas en los que fijó precio fue muy reducido frente a la hidráulica o las renovables.
Según explica Aleasoft, “el año 2005, cuando entró en funcionamiento el mercado de derechos de emisión de CO2, el precio fue de 53 euros/MWh. En el 2008 de 64 euros/MWh, que es el máximo precio anual de la historia. En general en estos 15 años el precio medio anual ha estado en torno a los 45 euros/MWh. El año pasado el precio anual bajó hasta 34 euros /MWh”.