Grupo ASE: El precio medio diario del mercado mayorista español (POOL) en junio fue de 93,02 EUR/MWh. Es un 25,35% más alto que en mayo, pero aún un 57,5% más bajo que el nivel del año pasado.
Según analistas del Grupo ASE, esta subida se debe a la falta de energía eólica, que ha dado importancia a las centrales de ciclo combinado con mayor gas.
Los ciclos combinados de gas producen un 43,17% más y lideran el mix
La generación de energía eólica ha sido inusualmente baja este mes. Fue un 25,05% inferior a mayo, un 15,6% inferior a junio del año pasado y un 6,72% inferior al promedio de cinco años.
Además, el parque nuclear español no estaba operando a plena carga debido al cierre previsto de la central de Asco I (reactivada el 18 de junio) y de las centrales de Trillo (reconectadas el 26 de junio).
En consecuencia, las estaciones de servicio de ciclo combinado (CCGT) jugaron un papel importante este mes. Incrementaron su actividad un 43,17% y lideraron el mix energético un 20% del total. Mientras que las materias primas (gas) subieron un 6,1%, las turbinas de gas de ciclo combinado elevaron el precio de la electricidad.
Convergencia de los precios de la electricidad en Europa
El precio medio de la electricidad en las grandes economías europeas (España, Alemania, Francia, Reino Unido e Italia) fue de 96,51 €/MWh, un 3,75% más que España (93,02 €/MWh). Si miramos el desglose por horas, hubo un claro desplome de precios en horas de sol en Alemania, España y Francia.
La mejora de la producción nuclear francesa se tradujo en un aumento de las exportaciones a los países vecinos, lo que permitió que los precios convergieran en las horas punta.
En España, Alemania y los Países Bajos, la generación de energía solar representó algo más del 40 % del mix de generación durante las horas centrales del día. Como resultado, redujeron su necesidad de importar electricidad francesa y, en ocasiones, incluso la exportaron a Francia.
Por su parte, la generación solar supuso apenas el 15% del mix francés, pero sus precios bajaron durante el reloj de sol porque tenía un mayor excedente nuclear y competía con la producción solar española, alemana y holandesa.
Las olas de calor en Europa, una disminución en la producción de energía eólica, el mantenimiento de la red noruega extendido hasta mediados de julio y la noticia no confirmada de que el gobierno holandés planea cerrar permanentemente el campo de Groningen en 2023 hizo que el precio del gas subiera un 30%. el 15 de junio. Ese día, el precio del siguiente producto TTF (TTF M+1) alcanzó los 41,15 €/MW.
Aunque el precio del gas ha corregido parte de esta subida en la segunda quincena, su comportamiento ha sido muy volátil, lo que recuerda al mercado intradiario en los agitados meses de 2022. Así, TTF M+1 cerró junio en 34,2 EUR /MWh y más Aumentó un 27,35% respecto a su posición al cierre de mayo.
Después de más de seis meses de una fuerte caída en los precios del gas, impulsada por una demanda débil debido al exceso de oferta de GNL, la volatilidad ha regresado y se explica por una serie de restricciones de suministro repentinas en Europa.
El buen estado de las instalaciones de almacenamiento europeas, que a finales de junio se encontraban al 77% de su capacidad (16 puntos por encima del nivel de un año antes) ha «suavizado» la subida de precios ante una importante caída de las importaciones de gas.
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