Más de ochocientos euros el megavatio hora en Alemania; más de 500, en Holanda, niveles que no se veían desde la crisis energética que ahondó la invasión rusa de Ucrania allá por el mes de febrero del año 22. El precio ha subido, y mucho, en España, pero lo ha hecho mucho más al norte de Pirineos. A día 17, el precio medio de la electricidad se sitúa en 124,70 €/MWh en Alemania y en 106,56 €/MWh en Francia, ambos por encima de España (104,03 €/MWh). Los datos aparecen en el último informe de precios que ha elaborado el Grupo ASE, empresa que se dedica a agregar demanda, es decir, a unir la demanda de grupos de clientes para comprar grandes paquetes de electricidad a un mejor precio. Según los analistas de ASE, "este aumento en el precio se debe a que la reducción de la generación eólica y nuclear coincide con un incremento del precio del gas, que encarece la producción de los ciclos combinados. Por eso -explican-, en los últimos días el precio de la electricidad ha estado por encima de 120 €/MWh".
En España, la generación eólica de la primera quincena de noviembre ha sido sesenta puntos menor a su promedio de los últimos cinco años. A ello se ha unido la parada programada del reactor nuclear Ascó I y la "parada no programada" (por avería) del reactor nuclear Ascó II. Además, en esta época del año lógicamente desciende la aportación fotovoltaica. En el otro plato de la balanza, la generación de las centrales térmicas de ciclo combinado (que queman gas natural, o sea, metano, para producir electricidad) se ha incrementado un 43,5%. A pesar de ese significativo incremento, el gas no ha sido ni la primera ni la segunda fuente de electricidad en el mix nacional de estos 17 primeros días del mes. La primera fuente ha sido la eólica, con el 19,7%; la segunda, el parque nuclear, con el 18,8%.
Grupo ASE analiza el encarecimiento del gas
«Algunos días, los precios en las horas punta se han situado en 140 €/MWh, algo que no se veía desde los meses más duros de la crisis energética (2021–2023). La causa es el encarecimiento del gas (TTF y MibGas) y de las emisiones de CO2 (EUA), que ha llevado los costes de generación de los CCG [Ciclos Combinados de Gas] a sus niveles máximos del año, lo que se acaba trasladando al mercado eléctrico.
Los costes de generación de un ciclo combinado de gas medio (con una eficiencia del 50%) han crecido hasta los 118,14 €/MWh a mitad de noviembre, por los precios actuales de gas y emisiones. Es un incremento del 81,5% desde los 65 €/MWh de finales de febrero.
En lo que llevamos de 2024, los ciclos combinados de gas han promediado un coste medio de producción de 90,42 €/MWh. Es decir, solo han sido rentables cuando el precio de la electricidad ha sido superior, lo que ha ocurrido en el 27% de las horas. En cambio, en lo que va de noviembre ha sucedido en el 82,1% de las horas»
Actualmente, España cuenta con un parque de centrales de ciclo combinado (26.250 megavatios en total) que los analistas de ASE consideran "sobredimensionado". Además, ese parque está gestionado (en un 75%) por las tres grandes eléctricas, Endesa, Naturgy e Iberdrola (que controlan casi veinte mil megavatios CCG, 20.000 MW).
"Estas centrales -apuntan los analistas- han requerido una inversión de 15.000 millones de euros para el sector, que hemos pagado en gran parte los consumidores". Una inversión más que considerable que ha ido a parar a activos que, ahora, además, se han "devaluado".
Y se han devaluado por varios motivos, según ASE: (1) su bajo coeficiente de utilización (11,5% de su capacidad); (2) el riesgo de bajos precios del mercado eléctrico, debido al incremento de la oferta de generación renovable, que abarata los precios; (3) la retirada de los pagos por capacidad; y (4) las políticas de descarbonización. Tanto la Unión Europea como España han adquirido una serie de compromisos relativos a la reducción de gases de efecto invernadero.
La maduración acelerada de tecnologías como la eólica o la fotovoltaica, que han acabado siendo competitivas probablemente mucho antes de lo que imaginaron los estrategas de esas compañías, ha dado a luz un parque de generación, el de las renovables, que le ha ganado y le está ganando la partida al gas, más caro y más contaminante (el metano es un combustible fósil cuya extracción, transporte y quema produce grandes emisiones de gases de efecto invernadero).
¿Estaríamos pues ante un grave error estratégico de esas compañías? ¿O no?
En los últimos años, compañías como Engie, o las petroleras Repsol y Total, han comprado centrales de ciclo combinado de gas, confiadas en su valor estratégico como solución de respaldo al parque renovable de generación: la eólica y la fotovoltaica no son almacenables, dependen de la meteorología, y, por eso, cuando la demanda de electricidad excede la oferta hay que acudir a energías almacenables, como la hidráulica, la nuclear o el gas natural (el agua, el uranio y el metano sí pueden ser almacenados y sí pueden producir a demanda). En ese marco de binomio energías almacenables-energías no almacenables, los analistas de Grupo ASE alertan sobre la posibilidad de que "los rendimientos implícitos de estas centrales [en referencia a las CCG] aumenten desorbitadamente, aprovechando momentos como el actual", momentos en los que la demanda crece (por el frío) y la oferta mengua (por la menor aportación fotovoltaica -días más cortos- y eólica).
Según este último informe de precios del Grupo ASE, el coste de generación de un ciclo combinado de gas medio (con una eficiencia del 50%) ronda, como se apuntaba arriba, los 118 €/MW. Es decir, que una central térmica que quema gas natural para generar electricidad puede producir hoy un megavatio hora a un coste de 118 euros.
De acuerdo, pero es que, en el mercado mayorista nacional español (pool), el precio del megavatio hora ha crecido en estos días hasta rondar en algunas franjas horarias los 200 euros (193 euros a las siete de la tarde del día 5, por ejemplo). Estaríamos hablando de un beneficio sobre coste de más del 60%. Eso, en cuanto al gas.
Pero es que, como la tecnología que fija precio horario para sí es la tecnología que fija precio para todas, ese precio (193, ó 118 €/MWh) se lo apuntan todas las demás fuentes, de modo tal que una gran hidráulica, cuyo coste de generación puede rondar los 15 euros, está cobrando estos días 118, ó 193 euros por cada megavatio hora que produce.
¿Y quién ha estado fijando precio en el mercado en esta primera quincena de noviembre?
Pues se da la circunstancia de que el gas ha estado fijando precio en muy muy pocas horas de este mes. La fuente que más veces ha fijado el precio del megavatio hora en el mercado mayorista nacional es el agua (véase abajo en color azul claro, hidráulica, y azul oscuro, bombeo). Algunos días el agua ha fijado precio hasta en 17 horas (17 sobre 24). Y al revés: ha habido días en que el gas (véase abajo en color turquesa) no ha marcado precio en el mercado mayorista ni una sola hora.
¿Y quiénes están detrás de la gran hidráulica y el bombeo? Pues exactamente las mismas compañías que controlan todas las centrales nucleares que hay en España y buena parte de las centrales de ciclo combinado (gas). O sea, que las soluciones de respaldo del sistema eléctrico nacional (agua, uranio y gas) las manejan los mismos actores.
Red Eléctrica (REE) tiene registrados a día de hoy 17.096 megavatios de potencia "hidráulica" (gran hidráulica) en España. Iberdrola controla unos 10.000 megas; Endesa, 5.300 (acaba de adquirir 626 MW de minihidráulica); y Naturgy, 2.062 MW. O sea, que tres empresas manejan los grifos de prácticamente el 100% del parque hidroeléctrico nacional. Además, REE cuenta a día de hoy 3.331 megavatios de "turbinación bombeo", la inmensa mayoría de los cuales pertenecen a las mismas empresas.
Iberdrola por ejemplo presume de La Muela, "el complejo de energía hidroeléctrica más grande de Europa", que tiene una potencia de turbinación de 1.762 MW y 1.293 MW de bombeo (por bombeo se entiende aquella instalación que cuenta con dos depósitos de agua, a diferente altura; dos depósitos entre los que la Iberdrola, Endesa o eléctrica de turno circula el agua: bombeamos el agua al depósito de arriba cuando la electricidad es barata y soltamos desde allí -turbinamos- cuando la electricidad es más cara).
¿Coste de oportunidad o simplemente control y especulación?
En la edición de noviembre de Energías Renovables incluimos una entrevista a la presidenta de la Asocación de Representantes del Mercado Ibérico de Electricidad, Belén de la Fuente. Le planteamos un par de preguntas sobre el particular.
El informe anual OMIE 2023 revela que el precio del megavatio hora en el mercado mayorista nacional de electricidad lo ha marcado este año pasado, en el 35% de las horas, el agua, y en el 15% de las horas, el gas. Pregunto: ¿puede una incumbente, que tiene gran hidráulica y ciclos combinados, utilizar su información (sabe que su ciclo puede generar a 90 euros el megavatio hora) para decir pongo mi agua a 89, cuando sé que produzco en la hidro el megavatio hora a 15 (marco así un precio estupendo para mi hidro), y luego pongo mi ciclo en los servicios de balance a 200?
Respuesta: Claro, si mi ciclo me va a costar 90 y yo voy a sacar 95, y solo voy a ganar cinco, y mi hidráulica me cuesta 15 y la pongo a 90, pues gano… lo que gano. En el fondo estoy ayudando al mercado, porque no voy a poner mi ciclo a 95, sino que te voy a poner la hidráulica a 90.
Vamos, que eso es perfectamente posible que esté pasando hoy, y/o que vaya a pasar mañana.
Vamos a ver: ¿hay manipulación de mercado en un mercado en competencia? Ningún mercado es perfecto, tenemos una fuerte componente de unos incumbentes que tienen mucho poder, pero bueno, más o menos... [Incumbentes son Iberdrola, Endesa y Naturgy. Puedes acceder a la entrevista completa aquí].
Volviendo al análisis de ASE
Los precios spot (al contado) del gas en el mercado de referencia en Europa, el TTF holandés, se han situado en un promedio de 41,42 €/MWh en la primera quincena de noviembre. Esto supone un aumento del 3,2% sobre el mes pasado y su precio más alto en lo que llevamos de 2024. Por su parte, el precio spot español (MibGas) se colocó en 41,65 €/MWh, con una subida del 2,7%.
Los analistas de Grupo ASE señalan como principales impulsores el inicio frío de noviembre y el anuncio de la compañía rusa Gazprom de cortar el suministro por Austria, lo que implica dejar de recibir gas ruso (aunque sólo afecte a un volumen de 10 mcm/día).
A 1 de noviembre, las reservas de gas de la UE estaban al 95%, superando su objetivo de almacenamiento (90%). Sin embargo, en esta primera quincena Europa ha experimentado su primera prueba de la temporada de calefacción de invierno, con un período prolongado de bajas temperaturas y viento por debajo de la media.
Las condiciones meteorológicas han supuesto una mayor demanda de gas y ha generado una acelerada retirada de reservas de 200 mcm/día frente los 30 mcm/día de octubre. En apenas quince días, las reservas han bajado más de 5 puntos, hasta el 90%. El mercado lo ha interpretado como una señal de alarma y los precios spot (al contado) y de futuros del gas se han visto impulsados.
Los analistas de Grupo ASE explican que, con el actual nivel de almacenamiento (90%), no se prevé que Europa tenga problemas de suministro este invierno. Sin embargo, ahora lo que preocupa a los compradores es que finalice la temporada alta con pocas reservas y que la campaña de recarga del próximo verano sea muy dura por la competencia asiática.
En otras temporadas, tras un comienzo más frío de lo habitual en noviembre, han llegado temperaturas superiores a la media durante el resto de la temporada de invierno. De ser así, se reduciría el riesgo de bajada en el almacenamiento de gas europeo. Por tanto, la climatología será clave en las próximas semanas.
Previsión para fin de mes: el aumento que se espera de generación eólica debería moderar los precios
A partir del 20 de noviembre -adelantan en ASE-, las predicciones meteorológicas apuntan a un incremento de la generación eólica por encima de los 300 GWh/día en la península. Además, está previsto que los reactores nucleares Ascó I (parado y en recarga) y Ascó II (parado por avería) se acoplen de nuevo al sistema (ahora mismo, a las 08.00 horas del día 20, la página del Consejo de Seguridad Nuclear no los tiene registrados "en marcha"; ambos aparecen parados). La suma de estos factores debería devolver los precios a un rango de 70-90 €/MWh.
