El precio de la electricidad en España amenaza con fuertes subidas. Así lo anticipan los mercados eléctricos de futuros, en los que generadores, inversores y traders intercambian electricidad para entregarla en un plazo determinado estableciendo un precio de manera anticipada. En estos mercados los precios que están pactando los agentes para los próximos meses y para el primer trimestre del próximo año no dejan de subir porque los inversores temen que una nueva tormenta perfecta castigue al sector.
Los problemas que el mercado augura están relacionados a corto plazo con los efectos de la sequía en España, que está haciendo que se desplome la producción hidroeléctrica (más barata) y que se esté utilizando de manera intensiva las centrales de carbón y de gas (más caras). En paralelo, los inversores tienen pavor –exagerado según algunas compañías del sector- a que a medio plazo acabe afectando al mercado un eventual nuevo parón en las centrales nucleares francesas.
La cotización de los futuros auguran precios de la electricidad de 53,80 euros por megavatio hora (MWh) para octubre y ayer el contrato de las entregas de noviembre escaló hasta máximos de 57,50 euros/MWh. Algunos traders temen que la cotización para noviembre podría escalar aún entre otros dos o tres euros más si siguen llegando malas noticias de Francia, según la agencia especializada Montel.
El precio del mercado mayorista eléctrico, que determina directamente parte de la importe final del recibo de la luz de los 11 millones de clientes con tarifa regulada (con un peso de cerca del 40%), suele acercarse mucho al nivel que marcan los futuros. Así que las subidas de éstos es un augurio certero de la tendencia que seguirá el mercado diario, según confirman fuentes del sector.
En paralelo, los futuros para el primer trimestre de 2018 llegaron a cotizar ayer por encima de los 54 euros/MWh. Un nivel que se acerca al precio medio del primer trimestre de este mismo año, cuando se vio afectado por el subidón de la electricidad de enero y alcanzó los 55,60 euros, y es muy superior a los de ejercicios anteriores (27,65 euros en 2016; 45,85 en 2015; o 26,09 en 2014).
La sequía y su impacto eléctrico
La sequía que sufre España está tenido un impacto directo en las reservas de los embalses y, consiguientemente, también en las reservas que pueden utilizarse para la producción de electricidad. A la espera de conocer los datos de cierre de septiembre, las reservas hidroeléctricas se situaron al final de agosto en menos de un tercio de su capacidad total, con sólo 5.953 gigavatios hora (GWh). En agosto las reservas cayeron hasta el 32,1% del total, cuando sólo un mes antes se situaban en el 36,6%.
Ante esta situación, las compañías eléctricas que gestionan las centrales hidroeléctricas están reduciendo la generación con estas instalaciones. La producción hidroeléctrica se ha desplomado en España un 50,8% en lo que va de año, según los datos de Red Eléctrica de España (REE). El derrumbe de la generación con agua coincide con un parón de la producción eólica, que también sufrió una caída del 11% hasta agosto.
Y con presas y molinos sufriendo retrocesos, el sistema eléctrico los ha sustituido por tecnologías que son más caras y con más emisiones. Sin agua y sin viento, España se ha lanzado a quemar más carbón y más gas. España ha disparado en los ocho primeros meses del año un 57,9% la producción de electricidad con centrales de carbón y un 43,1% las centrales de ciclo combinado, que funcionan con gas natural.
Esta combinación tiene un impacto directo en los precios. La hidroeléctrica, cuando funciona en plenitud, es una tecnología barata para producir electricidad. La menor producción actual hace que la electricidad que se vende en el mercado mayorista entre a un mayor precio de lo normal y, además, hace que la demanda tenga que cubrirse con otro tipo de energía que son más caras siempre, como el carbón y, sobre todo, el gas.
El miedo a Francia
En paralelo, el mercado se ha calentado en los últimos días por la decisión de la Autoridad de Seguridad Nuclear francesa (ASN) de cerrar temporalmente los cuatro reactores de la central de Tricastin. Las autoridades y la eléctrica EDF, titular la central, evalúan el riesgo de inundación en caso de ruptura de una presa dañada del canal de cuya agua se nutre la instalación.
El mercado eléctrico se muestra desde hace tiempo especialmente sensible las noticias que surgen sobre el sector nuclear francés. A principios de este año el parón de varias centrales galas –coincidiendo con una ola de frío y con una baja producción eólica e hidroeléctrica- ya hizo que se dispararan los precios eléctricos.
El cierre temporal de la central de Tricastin coincide con la orden del supervisor francés a EDF de que haga revisiones a las 58 nucleares con piezas salidas de una fábrica de Areva cuyos controles de seguridad fueron manipulados. Esas centrales pueden seguir funcionando mientras son revisadas, pero el temor a que se detecten problemas mantiene en alerta a los inversores.
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