El precio diario del mercado mayorista (POOL) español de diciembre se ha situado en 96,95 €/MWh. Una vez añadido el sobrecoste que para los consumidores supone el tope al gas (38,34 €/MWh), diciembre cierra con un precio de 135,29 €/MWh. Estas cifras suponen una subida del 9,4% frente a noviembre, pero es un 43,4% más bajo que el de hace un año. Por su parte, el año 2022 cierra con un precio medio de la electricidad de 209,69 €/MWh (ya sumado el tope al gas), un 88,3% más caro que 2021 y un 246,5% más elevado que el promedio de los últimos cinco años.
Los analistas de Grupo ASE señalan que la volatilidad ha sido extrema en diciembre, impulsada por unas condiciones climatológicas anómalas, por la reducción de la demanda energética, por el aumento del aporte renovable y por la incertidumbre en los mercados de gas. Diciembre empezó por encima de 250 €/MWh y ha terminado cercano a cero.
Cae la demanda energética industrial
La demanda eléctrica se ha reducido un 7,5% respecto a diciembre del año pasado y cierra 2022 con un recorte interanual del 2,9%. La bajada de la demanda de gas ha sido aún mayor. Desciende un 27,8% en diciembre y su saldo interanual es de -3,7%.
Sin embargo, la caída de la demanda industrial ha sido significativamente pronunciada. Según los últimos datos disponibles, de noviembre, el consumo eléctrico ha bajado un 13% y la demanda de gas se ha hundido un 27,6%. Una solución es la sustitución del gas por biocombustibles o fuel, pero los procesos industriales que necesitan electricidad no tienen más opción.
Demanda elástica
El comportamiento de la demanda energética industrial durante 2022 no tiene precedentes y se debe a que es elástica al precio. Si los precios energéticos se moderan en los próximos meses, se activará su consumo. Esto, a su vez, elevaría el precio y, en respuesta, se destruiría demanda, de manera que se generará un “suelo de precio” en el que se destruye la demanda suficiente para equilibrar el mercado.
Las renovables y la nuclear frenan al gas en la producción de electricidad
El intenso frío y la baja producción eólica al inicio de diciembre provocaron que los ciclos combinados de gas (CCG) aumentaran su producción para cubrir la demanda y elevaran el precio de la electricidad por encima de los 200 €/MWh. Pero a partir de la segunda semana, las temperaturas fueron más templadas y se acompañaron de viento y lluvias, de manera que las renovables dominaron el mix y desplazaron a los CCG.
Comparación con las grandes economías europeas
El precio de electricidad en España ha vuelto a situarse muy por debajo en el contexto europeo por el efecto del tope al gas, el clima templado de la península y nuestra fuerte producción renovable. El precio español de diciembre (135,29 €/MWh, ya incluido el ajuste por el tope al gas) ha sido un 46,7% más barato que el precio medio de las grandes economías europeas (Alemania, Francia, Italia, Holanda y Reino Unido), de 272,67 €/MWh.
España tiene el precio más bajo de Europa
Históricamente, y al margen de los países nórdicos, Francia y Alemania han tenido los precios de la electricidad más competitivos de Europa. Hasta 2022.
España cierra el año con un precio medio de la electricidad de 209,69 €/MWh (ya sumado el ajuste por el tope al gas), frente a los 258,67 €/MWh de las grandes economías europeas. Por primera vez, el precio español está por debajo del alemán (234,15 €/MWh) y del francés (275,08 €/MWh), debido al impacto del mecanismo ibérico de tope al gas desde el 15 de junio de 2022.
La industria alemana se había beneficiado de la importación de gas barato que llegaba por tubería desde Rusia, pero la guerra en Ucrania ha diezmado este recurso. Por su parte, el parque nuclear francés es viejo y ha reducido su producción un 25% por problemas de mantenimiento y reparaciones. La crisis que ha sufrido el país galo ha sido de tal magnitud que el Gobierno francés se ha visto obligado a rescatar a la gran eléctrica nacional EDF.
Con esta situación, ambos países revisarán su estrategia energética para los próximos años. Así, mientras que en Alemania apostarán por alargar la vida de sus viejas y contaminantes centrales de carbón y aumentar el suministro de gas noruego y sustituir el ruso por GNL, Francia quiere renovar su parque nuclear y desplegar fuertes inversiones en renovables. Sin embargo, se trata de estrategias que no tendrían efecto a corto y medio plazo.
La volatilidad del gas se dispara
A principios de diciembre, las temperaturas descendieron por debajo de la media estacional en el noroeste de Europa, a la vez que la producción eólica fue muy reducida. Para responder a la demanda se aceleraron las retiradas de gas de los almacenes subterráneos y las reservas descendieron a fuerte ritmo. En esa primera quincena el precio diario del TTF alcanzó los 140 €/MWh. A mediados de mes, se invirtió la situación térmica, las temperaturas se colocaron por encima de la media en Europa y se recibió un elevado suministro de GNL, lo que generó un contexto bajista que llevó al gas por debajo de los 80 €/MWh. Cierra diciembre con un precio medio de 115,17 €/MWh, tras subir un 28,5%.
En España, las temperaturas en diciembre han sido superiores a la media y han contribuido a contener la demanda de gas, que experimentó una caída del 27,8% respecto a diciembre del año pasado. La demanda convencional (residencial + empresarial) registró una caída del 32,4% y la utilizada para generación eléctrica descendió un 14,7%. España inició el mes alcista y experimentó una caída en la segunda quincena. El precio medio diario español de diciembre es de 101,82 €/MWh, con una prima de descuento sobre el TTF holandés (115,17 €/MWh) de 13,85 €/MWh.
Futuros de gas
El frío de la primera quincena de diciembre hizo caer las reservas de gas europeas en 12 puntos porcentuales, hasta el 81%. Pero gracias al fuerte suministro de GNL durante la segunda quincena y la escasa demanda registrada, las reservas cierran el año con 30 puntos más que en 2021 y ocho por encima de la media de los últimos cinco años. Por eso los compradores han revisado a la baja sus previsiones de compra para el verano. El año 23 del TTF ha caído un 40,3% hasta los 86,77 €/MWh y el español ha descendido un 31,6% hasta los 82,96 €/MWh.
Los futuros eléctricos también se han visto arrastrados a la baja, por el fuerte descenso de los futuros sobre el gas y por la reducción del mercado de emisiones de carbono (-6,5%). El Yr-23 español ha descendido un 10,7%, hasta los 183,0 €/MWh. El francés cayó un 40,6% hasta los 265,94 €/MWh, apoyado por una mejora de la previsión de su producción nuclear. Y en Alemania el Yr-23 ha cerrado a 233,71 €/MWh, tras bajar un 37%.
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Graduado en Periodismo por la Universidad Complutense. Redactor en energynews.es, movilidadelectrica.com e hidrogeno-verde.es.
