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Mercado Eléctrico

Evolución mensual del mercado eléctrico español

La complicada situación de los mercados energéticos ha persistido durante el mes de agosto de 2022. Tal es la gravedad que Europa está preparando un mecanismo para asegurar la liquidez de los mercados energéticos del continente. Las medidas excepcionales que se están barajando pasan por topar el precio del gas, establecer restricciones de consumo para reducir la demanda y limitar los beneficios de las eléctricas. De momento todavía no se han terminado de definir, aunque se espera que puedan entrar en vigor antes de que acabe este año para evitar que esta crisis acabe arrastrando a toda la economía europea.

El precio medio de OMIE se ha situado en 154,9€/MWh, un 8,6% por encima del precio del mes pasado, sin embargo, todos aquellos consumidores que se benefician de la conocida “excepción ibérica” tienen que sumarle el coste del mecanismo de ajuste por el tope al precio del gas, que durante el mes agosto ha tenido un precio medio de 146,23 €/MWh. Por lo que el precio real medio de la electricidad se ha situado en los 301,13 €/MWh. Esto no significa que dicho mecanismo de ajuste haya encarecido el precio eléctrico, ya que el valor de la suma de ambas magnitudes está por debajo de los precios que se están dando en el continente europeo. Únicamente el precio de los países nórdicos es menor, aunque también se aprecia un aumento considerable de su volatilidad.

Este incremento de precio no está relacionado con un mayor nivel de demanda, ya que la peninsular ha disminuido un 7,5% respecto al mes anterior, situándose en 20.384,84 GWh. También es menor que la demanda de agosto del año anterior, por lo que podemos considerar que las medidas de control de consumo están funcionando, teniendo en cuenta las altas temperaturas que se han registrado.

En cuanto a la composición del mix, la generación eléctrica mediante ciclo combinado mantiene el liderazgo que ya alcanzó en junio, cuando se aplicó el tope al precio del gas y superó por primera vez en este año la producción eólica y nuclear. Este agosto, un tercio de la electricidad producida se ha generado en plantas de ciclo combinado.

Por su parte, la generación hidráulica sigue manteniendo la hegemonía a la hora de marcar el precio, ya que lo hizo en el 47% de las horas de agosto, mientras que “Generación térmica ciclo combinado” marcó precio el 39% de las horas, seguido del 14% de las renovables, cogeneración y residuos.

La generación de electricidad ha alcanzado durante el mes de agosto los 24.985,88 GWh, de los cuales un 11,2% se ha exportado fuera de nuestras fronteras. Concretamente, el saldo de exportación a Francia ha crecido de manera importante, mientras que durante el mes de julio el saldo exportador fue de 963.789 MWh, durante el mes de agosto se ha incrementado hasta los 1.451.936 MWh.   Por otra parte, el saldo de exportación con Portugal es de 1.034.215 MWh, sin embargo, se encuentra dentro de la normalidad respecto a años anteriores.

Mercado del Gas

Evolución mensual de las principales variables del mercado del Gas

Los hubs europeos de gas muestran importantes incrementos en su nivel de precio. Los precios spot del MIBGAS y TTF cierran de media en 163,99 y 233,73 €/MWh respectivamente. A resaltar el importante spread entre ambos índices a favor del índice español, que muestra una menor sensibilidad a las restricciones del gas ruso. En el mercado de futuros, se aprecian importantes encarecimientos de los precios por encima del 20%. Se prevé que los precios en el último trimestre de este año y primero del año siguiente sean los más caros del futuro próximo.

Paralelamente, el precio del Brent se reduce en un 11% en el mercado spot, mientras que en el mercado de futuros se observan caídas en torno al 3% para los trimestres más inmediatos. El euro por su parte sigue devaluándose frente al dólar en el SPOT, rozando la paridad.

La demanda total de gas en España muestra una leve caída respecto al mes anterior. El gas destinado para uso convencional se reduce drásticamente, demandando 354,77 GWh frente a los 430,50 GWh que se demandaron el mes de julio o los 605,74 GWh que se demandaron el mes de agosto de 2021.

Sin embargo, el volumen de gas destinado a la generación eléctrica sigue estando en máximos, situándose en 536,8 GWh frente a los 554,69 GWh demandados en el mes de julio y los que 271,04 GWh que se demandaron en agosto de 2021.

Por otra parte, los almacenamientos de gas europeos han superado ya el 80% de llenado exigido por la UE, sin embargo, esta medida se considera insuficiente. En este aspecto España se encuentra en cierta posición de ventaja respecto al resto de la UE debido a la importante capacidad de regasificación de GNL. Esto se puede observar en el spread de precios que se ha generado entre el hub español y holandés que se ha ampliado de manera importante durante este mes de agosto. Falta ver qué volumen de gas se consigue almacenar cuando se registre el máximo anual, que tradicionalmente se alcanza en el mes de octubre.

Emisiones CO2

Respecto a los derechos de emisión de CO2, el precio se estabiliza por encima de los 80 €/Tn, mostrando un encarecimiento del 8% hasta los 87,81 € Tn/Co2.s 81,33 € Tn/Co2.

Por su parte, la cotización de las Garantías de Origen renovable se incrementa durante el mes de agosto 2022 situándose en torno a los 3,4 – 3,5 €/MWh, para la energía generada durante el año 2022 y 3,3 – 3,4 € para el año 2023.

A pesar de la situación actual, hay que estar pendientes de la evolución de los almacenamientos y reservas de gas europeos durante los próximos meses, así como las nuevas medidas que pueda implantar la Comisión Europea, ya que tras la reunión del pasado 9 de septiembre, en la cual se pactó la dirección que deben tomar las medidas a adoptar para hacer frente a la crisis energética, se ha acordado una reunión el próximo 30 de septiembre con la intención de concretarlas. Todo apunta que se van a centrar en tres ámbitos diferentes:

  • Un tope a los ingresos que obtienen las compañías que producen electricidad a partir de fuentes renovables y de energía nuclear, cuyos costes marginales son más bajos.
  • Impuesto sobre los beneficios extraordinarios de las petroleras (“tasa de solidaridad”).
  • Reducción obligatoria en horas punta del consumo de electricidad.

Actualmente estamos observando que las comercializadoras están a la espera de que se despejen estas incógnitas para mover ficha.

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