La electricidad marcó en el mes de enero su segundo precio medio diario máximo histórico, con 94,99 euros/MWh, y también su mínimo histórico (1,42 euros/MWh) ayer, domingo, una volatilidad provocada por la intermitencia de las renovables, que, no obstante, han cubierto un 35 % de la demanda en el mes, y los elevados precios del gas.
No obstante, el año ha arrancado con una fuerte subida en el conjunto del mes de enero, en que el precio medio de la luz en el mercado mayorista ha sido de 60,17 euros/MWh, un 43,36 % más caro que el de diciembre y un 46,4 % superior al de enero de 2020, según los analistas del grupo de consultoría energética ASE.
El precio medio de enero se sitúa un 15,2 % por encima de la media de los últimos cinco años en el mes de enero.
Las extremas condiciones climatológicas explican la volatilidad que ha habido en los precios.
El viernes 8 de enero, cuando se alcanzaron los 94,99 euros/MWh, la producción eólica cubrió el 27,7 % de la demanda, mientras que en el fin de semana, el sábado 30 de enero el precio fue de 4,19 euros/MWh y el domingo, de 1,42 euros/MWh.
Las bajas temperaturas que trajo la borrasca Filomena dispararon el consumo peninsular en la segunda semana del mes, en que la demanda subió un 10 %.
Una vez pasada la borrasca, la demanda ha vuelto a dar signos de debilidad y en el conjunto del mes ha sido sólo un 1,5 % superior a la que hubo en enero de 2020.
El factor determinante en la subida, además del frío, fue el desabastecimiento que hubo en los mercados de gas, debido a la ola de frío histórica sufrida por el sudeste asiático desde finales de diciembre.
La demanda se disparó en esa zona y se agotaron las existencias de gas, hasta tal punto que los productores y las navieras se vieron desbordados.
El precio del gas se elevó a niveles nunca vistos en los mercados asiáticos, donde se ofrecían cifras desorbitadas por un buque metanero, lo que provocó que envíos de gas natural licuado (GNL) que se dirigían a Europa fueran cancelados o redirigidos a Asia, llegando a colapsar, incluso, el Canal de Panamá.
La reducción de la oferta de gas en Europa elevó el precio y el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) subió un 50,7 % hasta los 27 euros/MWh, muy por encima de los 20 euros/MWh del TTF holandés, el mercado de referencia en Europa, al tener España una mayor dependencia del GNL procedente de Estados Unidos.
A ello se unió la disminución del flujo de gas procedente de Argelia, que se ha ido restableciendo en los últimos días.
Los mercados de gas han comenzado a recuperar la normalidad al preverse temperaturas más suaves en Asia y una fuerte producción de GNL en Estados Unidos.
Los precios en Asia se mantienen altos y se espera que durante febrero y parte de marzo la oferta de gas hacia Europa sea escasa, lo que seguirá tensionando los precios eléctricos en Europa, según el grupo ASE.
La escasez de gas redujo la aportación de los ciclos combinados en los días de mayor demanda, que coincidieron con la borrasca Filomena, y los ciclos sólo marcaron el precio marginal en el mercado mayorista el 2,4 % de las horas.
LA HIDRÁULICA ELEVÓ EN ENERO CASI UN 42 % SU PRECIO DE CASACIÓN
En este contexto, la hidráulica elevó su precio de casación y ha marcado el precio marginal en el 60 % de las horas de enero, con un precio medio de 64,53 euros/MWh, un 41,8 % más caro que sus ofertas de diciembre.
Además, las centrales de bombeo hidráulico, que habitualmente sólo representan un 1 % de la producción total, este mes se han hecho con el 12 % de las horas de casación en el mercado, a un precio de 80,29 euros/MWh.
Las renovables y la cogeneración marcaron precio en el 24 % de las horas, con un precio medio de 37,67 euros/MWh, muy por debajo del precio medio del mercado, lo que evitó una subida mayor, según los analistas del grupo ASE.
En enero, se generó un 8,2 % más de electricidad que en diciembre y las renovables siguieron creciendo, con un aumento del 35 % sobre la producción en enero de 2020.
La eólica aumentó su producción un 56 %, con un 18,7 % más que la media de los últimos cinco años en un mes de enero y ha liderado el 'mix' de generación con el 30 % de la producción total.
La segunda tecnología fue la nuclear (22,7 %) con todo el parque funcionando a plena carga; seguida por la hidráulica (18 %), que crece un 11 %; mientras que la fotovoltaica, pese a incrementar un 37,5 % la producción, sólo aportó el 3,5 % del 'mix', aunque en las horas centrales del día su participación alcanzó casi el 6 %.
La producción de los ciclos combinados de gas se redujo un 35 % por la escasez y los altos precios, aunque aportó un 9 % del 'mix'.
Febrero, después de un fin de semana en que el precio llegó el sábado a los 4,19 euros/MWh y a los 1,42 euros/MWh el domingo, ha arrancado también con unos precios medios diarios muy bajos, de 11,9 euros/MWh para hoy, lunes, y de 26,34 euros/MWh para mañana, martes, una cuantía ésta, curiosamente, muy próxima a los precios medios de adjudicación que ha habido en la última subasta de renovables (24,47 euros la fotovoltaica y 25,31 euros la eólica).
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