Las energías renovables abaratan el precio de la electricidad un 32,4% en abril, según ASE
El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista español cerró abril en 101,52 euros el megavatio hora (MWh), lo que supone una caída del 32,42% con respecto al mes anterior como consecuencia del impulso en la generación de energías renovables, según el grupo ASE.
No obstante, el índice ICEE-ASE elaborado por el grupo, indica que el coste eléctrico para las compañías indexadas al pool creció un 158,3% en los últimos 12 meses para empresas con tarifas 6.1 TD y un 183,4% para tarifas 6.2 TD.
El grupo ha destacado que en determinadas horas del mes la generación renovable y solar fue «tan abundante» que llegó a reducir los precios a valores cercanos a cero. Como ejemplo sugieren el 5 de abril, cuando el precio medio diario se ubicó en los 85 euros y los precios horarios medios entre las 12:00 y las 19:00 horas fueron los más reducidos, incluso inferiores a las horas valle de la noche, en las que el consumo es menor.
En las horas de máxima radiación solar, la fotovoltaica fue la principal fuente del mix de abril. Con cerca del 28%, se coloca por delante de la eólica (23%) y de la nuclear (18,5%). Durante esas horas «solares», los ciclos combinados de gas apenas representan un 6%.
LIMITAR EL PRECIO DEL GAS SUPONDRÁ UN «LIGERO RESPIRO»
De su lado, ASE considera que el plan del Gobierno de limitar el precio del gas para la generación de electricidad, en el marco de la excepcionalidad ibérica, dará «un ligero respiro» durante los próximos 12 meses. No obstante, el grupo apunta que todavía queda pendiente saber cómo se pagarán los consumidores la diferencia que asumirán los ciclos combinados, entre su coste real de generación y el precio máximo fijado.
En este punto, los analistas de Grupo ASE estiman que el límite del precio de electricidad se encontraría entre los 120 y 130 euros MWh durante los primeros seis y meses y entre los 140 y 150 euros MWh en los seis siguientes, lo que supondría una reducción de casi un 40% con respecto a los niveles actuales.
EL INCREMENTO DE LAS EXPORTACIONES REQUIERE RESPALDO DE LOS CICLOS COMBINADOS
Por otro lado, ASE sostiene que mientras la demanda se redujo un 2,7%, la generación de electricidad en España aumentó un 8% por el aumento de las exportaciones. El cambio de signo del saldo internacional se debe al aumento de la generación renovable en España y a los altos precios de la electricidad en Francia. Durante abril el saldo fue exportador con Portugal y Francia, de 1.453 GWh, en contraste con el año pasado, cuando fue importador en 269 GWh.
Para compensar este cambio de signo que se suma a la demanda nacional, la generación aumentó en 1.722 GWh. Los ciclos combinados de gas fueron los más beneficiados, dado que son la última tecnología en entrar. Por tanto, esto también implica que las exportaciones elevan el precio en España.
Contradictoriamente, los analistas de ASE indican que las exportaciones a Francia y, en esa medida, la generación de los ciclos combinados de gas, se verán muy favorecidas con la implantación del nuevo sistema de tope de precios al gas en España.
INCREMENTO DE IMPORTACIONES DE GNL
Por último, el grupo subraya que el incremento de las importaciones de GNL y la estabilidad del gasoducto argelino, junto con la elevada generación renovable que se registró en abril, provocaron que el precio spot de gas español presentara un fuerte descuento de más de 9 euros MWh sobre el mercado del gas (TTF) holandés, el mercado de referencia en Europa.
El descenso en la curva de futuros del TTF para 2022 de las últimas semanas indicaría una percepción de riesgo bajo de interrupción del suministro de gas ruso que valora el mercado y de las buenas expectativas de llegada de GNL a Europa. Los analistas consideran que este planteamiento contrasta con la posibilidad del alargamiento de la guerra y de que Rusia pudiera extender el corte del suministro de gas a otros países de la UE por no pagar en rublos, como ya ha hecho con Polonia y Bulgaria.
Por último, los expertos han resaltado un importante incremento de los precios de la curva de largo plazo en el TTF (2023-2025), por encima del 45%, que no se explica por el alza de los precios del carbón y de las emisiones de CO2, aunque sí se han incrementado ligeramente.
