El precio diario del mercado mayorista (POOL) de julio se sitúa en 34,64 €/MWh. Sube un 13% en relación al cierre de junio, pero sigue un 32,7% más barato que hace un año. Se mantiene en mínimos históricos, como viene siendo habitual desde el inicio de la pandemia. Este mes de julio es un 34% más barato que la media de los últimos 5 años de su serie y es el precio de un mes de julio más barato desde que hay registros.
La demanda eléctrica se “normaliza”
La demanda sigue aún un 3% por debajo de la cifra del año pasado, pero ya lejos del 17% que perdía en abril. Las temperaturas de julio han sido anormalmente elevadas y han tenido un peso evidente. Con respecto a si también ha podido influir una cierta recuperación de la actividad económica, en este momento no hay datos disponibles para comprobarlo.
Crecen las renovables pero el gas se mantiene líder
La generación de electricidad crece en julio un 3% respecto al año pasado, con un fuerte empuje de la producción renovable (+ 28,5%) que afecta a los ciclos combinados de gas (-14%). La fotovoltaica se duplica (+ 94%) y cubre más del 20% de la demanda en las horas centrales del día. La eólica se incrementa un notable 21%. Y la hidráulica sube un 16,4%, con las reservas un 29,6% por encima de las de 2019.
A pesar de su descenso interanual, los ciclos combinados mantienen el liderazgo en el mix eléctrico, con el 26% del total. Le sigue de cerca la nuclear (22,5%), con el parque de centrales al completo y en plena carga. La producción eólica es la tercera en el mix con el 17,2% del total.
Los ciclos combinados son los más competitivos del mix
En julio el precio de casación medio de los ciclos combinados ha sido de 31,55 €/MWh, por debajo del POOL (34,64 €/MWh). Han sido la tecnología más competitiva del mix, incluso por debajo del grupo de las renovables que cierran con un precio medio de 33,21 €/MWh, aunque hay que tener en cuenta que ese grupo incluye la cogeneración (gas).
Además, los ciclos combinados han sido los que más veces han cerrado el precio marginal: un 39,7% de las horas. Los bajos precios del gas están permitiendo a las centrales de ciclos combinados aprovisionarse a bajo coste y competir con las renovables. En el lado opuesto, la Hidráulica ha sido la tecnología más cara, con un precio medio de 38,67 €/MWh, y ha cerrado el 32,3% de las horas.
España exporta electricidad a precio competitivo
El incremento de la generación renovable, junto a una menor demanda, coloca a los precios del POOL español en niveles muy competitivos. Incluso los días de fuerte demanda por las altas temperaturas y baja producción eólica, los precios se han movido en el entorno de los 40 €/MWh. Y el diferencial con Francia en julio se ha reducido a solo 1,2€/MWh, frente a los 13,8 €/MWh que marcaba el año pasado.
Este menor diferencial permite a España competir con la generación gala y exportar al país vecino. En julio las exportaciones a Francia casi se han multiplicado por diez: han alcanzado los 600 GWh, frente a los 78 GWh exportados el año pasado. Sumando el fuerte incremento de las exportaciones a Portugal, el saldo de interconexión de España registra signo exportador de 458 MWh en julio. Hace un año, en cambio, el saldo era importador y ascendía a 662 MWh.
Los futuros eléctricos muestran elevada volatilidad
La incertidumbre sigue revoloteando en los mercados de futuros. Las dudas sobre la velocidad con la que se recuperará la demanda eléctrica, junto a la debilidad de los mercados de materias primas y movimientos especulativos de las emisiones de CO2, provocan fuertes oscilaciones.
En la primera quincena de julio el Yr-21 español subía hasta los 45 €/MWh, impulsado por el espectacular ascenso de los precios de las emisiones de CO2, que alcanzaron su máximo por encima de los 30 €/t. Sin embargo, no han podido mantener este nivel y han vuelto al rango de los 25-26 €/t, arrastrando de nuevo a la baja los futuros eléctricos español y, más aún, en los europeos.
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