AleaSoft: 2018 ha cerrado como el segundo año más caro de la historia del mercado eléctrico español

Demanda de electricidad
Con datos aún provisionales de REE correspondientes al cierre provisional del año que el operador publicó el 13 de diciembre, que han sido actualizados por AleaSoft con datos más recientes, el sistema eléctrico peninsular español cerró el año 2018 con una demanda eléctrica de 253,5 TWh. Este dato representa un aumento del 0,4% respecto a la demanda de 2017; corrigiendo este crecimiento de la demanda por los efectos de la temperatura y la laboralidad, el crecimiento estimado es del 0,3%. El dato de crecimiento de la demanda de electricidad en 2018 es el crecimiento menor registrado desde 2014, cuando la demanda cayó un 1,1% respecto al 2013. En esos años, la demanda venía disminuyendo desde 2009, por lo que este dato de 2018 puede considerarse el crecimiento más bajo desde que empezó la recuperación económica en 2015.

Mes a mes, el crecimiento interanual de la demanda estuvo condicionado fundamentalmente por las diferencias de temperatura respecto a 2017. Los meses de 2018 con diferencias más extremas de temperatura respecto al año anterior fueron los que registraron variaciones interanuales de la demanda más notables. En invierno, fue el mes de febrero el que marcó una meteorología más extrema respecto al mes de febrero de 2017 con 3,1°C menos de temperatura media, lo que conllevó el mayor aumento interanual de demanda mensual en 2018 con un crecimiento del 6,6%. En verano, el mes de junio de 2018 registró una temperatura media 2,4°C inferior a la del mismo mes de 2017, lo que supuso una demanda un 6,3% más baja.

Generación de electricidad
En 2018, el sistema eléctrico peninsular español generó 246,9 TWh de electricidad, un 0,5% menos que en 2017. La generación eléctrica cubrió el 97,4% de la demanda, el resto se cubrió con importaciones de energía.

La tecnología que más electricidad produjo en 2018 fue la nuclear con 53,2 TWh y que cubrió el 21,0% de la demanda. La producción con tecnologías renovables ascendió a 101,1 TWh, que supone un 39,9% de la demanda y representa un aumento frente al 33,7% registrado en 2017. Entre las tecnologías renovables destacan la producción eólica con 48,9 TWh y una cobertura de la demanda del 19,3%; la hidroeléctrica, con 36,1 TWh y un 14,2% de cobertura; la solar fotovoltaica, 7,3 TWh y 2,9%; y la solar térmica con 4,5 TWh y 1,8%. En el caso de la hidroeléctrica, el aumento de la producción respecto al año anterior ha sido del 74,2% gracias a que 2018 ha sido un año lluvioso que ha supuesto el fin del periodo de sequía.

Según datos provisionales de REE, la potencia instalada peninsular eólica ha crecido 103 MW en 2018, un 0,5%. Por su lado, la potencia fotovoltaica ha aumentado 18 MW, lo que representa un crecimiento del 0,4%. Estos números pueden parecer poco significativos, pero son los mayores incrementos de potencia renovable desde 2013 para la eólica y desde 2015 para la fotovoltaica. Las subastas de renovables realizadas durante este año hacen prever que en los próximos años la instalación de nueva potencia renovable, sobre todo fotovoltaica, se disparará en España, para poder alcanzar los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para 2030.

La producción con combustibles fósiles, gas y carbón, ha representado un 35,6% del total de la demanda eléctrica y supone una disminución respecto al 42,0% de 2017, gracias en gran parte al crecimiento de la aportación hidroeléctrica.

Intercambios internacionales de electricidad
Durante el año recién cerrado, el sistema eléctrico peninsular español ha exportado 13,7 TWh y ha importando 22,9 TWh de electricidad a través de sus fronteras con Portugal, Francia, Andorra y Marruecos, con lo cual se ha situado como importador neto de electricidad con un balance de 9,3 TWh entrantes, un valor muy cercano al balance de 2017, 9,2 TWh. El intercambio de electricidad con los países vecinos ha cubierto el 4,4% de la demanda.

Mercado eléctrico español
El mercado ibérico de electricidad MIBEL en España ha marcado este 2018 el segundo precio promedio anual más alto de su historia, 57,29 €/MWh, solo por detrás de 2008 con 64,43 €/MWh. Además varios meses de 2018 han registrado precios récord, concretamente los meses de febrero, mayo, junio, julio, agosto, septiembre, octubre y noviembre fueron los más caros de la última década. El precio horario más caro del año se dio en la hora 21 del día 4 de octubre con 84,13 €/MWh, y el más bajo, el día 1 de enero de la hora 6 a la 8 con 2,06 €/MWh.

La particularidad más visible del mercado MIBEL en este 2018 ha sido que una producción hidroeléctrica relativamente alta no ha conseguido disminuir el precio, algo que era habitual en años anteriores. Entre las causas que han propiciado que el precio se haya mantenido alto se encuentran básicamente dos. Por un lado, el precio de los combustibles fósiles que ha sido alto durante buena parte del año y sobre todo el precio de los derechos de emisiones de CO2 que se ha multiplicado por cinco en el último año y medio. Y, por otro lado, el hecho de que viniéramos de un largo periodo de sequía con el nivel de los embalses en mínimos históricos, lo que ha permitido a las centrales hidroeléctricas poder gestionar sus ofertas de venta en el mercado eléctrico para maximizar beneficios, algo que no es posible cuando los embalses están llenos y hay que desembalsar agua con menos margen de optimización.

Precios de los combustibles y de los derechos de emisiones de CO2
Este año 2018, el protagonista indiscutible de las noticias sobre el mercado eléctrico ha sido el precio de los derechos de emisiones de CO2. El año comenzó con un precio alrededor de los 8 € por tonelada de gas emitido, y llegó a superar los 25 € en septiembre, coincidiendo con los máximos de precio en el mercado mayorista de electricidad.

El precio de los principales combustibles fósiles para la generación de electricidad, gas y carbón, también tuvieron una tendencia ascendente durante 2018, y ambos marcaron sus precios mensuales más altos en septiembre, coincidiendo con el CO2 y el mercado eléctrico, sin duda, cuatro mercados muy relacionados. El promedio mensual para el carbón europeo API2 en septiembre fue de $100,69 la tonelada, y para el gas europeo Zeebrugge, 27,64 €/MWh.

Perspectivas para el año 2019
El año 2019 ha empezado siguiendo la tendencia de precios altos con que terminó el mercado eléctrico en 2018. Según AleaSoft, durante este año que empieza, habrá que estar atentos a dos aspectos claves para la evolución de los mercados eléctricos europeos: la evolución del precio de los derechos de emisiones de CO2 y la instalación de nueva potencia renovable.

El mercado de derechos de emisiones se espera que continúe con precios al alza en los próximos años, según AleaSoft, ya que es una herramienta más para favorecer la generación de electricidad con tecnologías con menos emisiones de gases de efecto invernadero. La puesta en marcha de la reserva para la estabilidad del mercado (MSR) pretende garantizar que no haya sobreoferta de derechos y evitar las caídas de precio que se dieron en el pasado.

Por otro lado, la instalación de nueva potencia renovable se espera que aumente exponencialmente en España y en toda Europa. Este crecimiento de la producción renovable, y sobre todo fotovoltaica, ejercerá una presión a la baja sobre el precio de los mercados eléctricos, pero, según AleaSoft, aunque inicialmente pueda ocurrir una ligera tendencia a la baja, en el medio y largo plazo se mantendrá el actual equilibrio de mercado y los precios no se hundirán.

Para más información, se puede seguir el siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/2018-segundo-ano-mas-caro-historia-mercado-electrico-espanol/