El 6 de noviembre, cuando los precios al contado por hora en Alemania superaron los 800 EUR/MWh, estaban en funcionamiento centrales eléctricas de petróleo con una capacidad de 1.179 MW, un nivel récord desde enero de 2018, según datos de Montel.
Sin embargo, el desequilibrio entre la producción y el consumo de electricidad de ese día podría haber empujado los precios hasta el techo horario de 4.000 euros/MWh, explicó Tobias Federico, director general de Montel Analytics.
“Según nuestro modelo, los costes marginales de las centrales eléctricas alimentadas con petróleo se sitúan entre 250 y 300 euros por MWh, incluidos los costes de puesta en marcha”, señaló Stefan Konstantinov, economista senior de Icis.
Pero es probable que estas plantas presenten ofertas “muy por encima de sus costos operativos” durante períodos de escasez de electricidad para cubrir sus costos fijos, añadió.
Disminución del carbón
El impacto del funcionamiento de las centrales eléctricas de petróleo en los precios de la electricidad es tanto más significativo cuanto que la capacidad acumulada de las centrales eléctricas de carbón alemanas aumentó de 17,5 GW en noviembre pasado a 11,5 GW en abril, según datos del regulador de redes alemán. BNA.
“Estamos viendo un deterioro en la seguridad del suministro en el mercado eléctrico alemán”, afirmó Konstantinov, subrayando que el sistema se vería seriamente puesto a prueba en caso de olas de frío.
Para Federico, las olas de frío, combinadas con una ausencia prolongada de producción solar y eólica, llamada “dunkelflaute” en Alemania, son el principal factor de riesgo para los precios este invierno en Europa Central.
“El 6 de noviembre tuvimos un clásico episodio de dunkelflaute, pero si las temperaturas hubieran bajado a -10°C, la demanda de electricidad en Alemania habría aumentado en 3,5 GW, cantidad que el país no habría podido proporcionar”, afirmó.
Robin Girmes, director de la empresa meteorológica EnergyWeather, predice otro período de “dunkelflaute” en la primera quincena de diciembre.
situación francesa
En Francia, los analistas no prevén picos de precios frecuentes este invierno, y los márgenes de generación nuclear e hidroeléctrica se consideran suficientes para cubrir la mayor parte del consumo eléctrico del país.
Sin embargo, una caída de la producción eólica combinada con una ola de frío podría provocar “saltos” en el mercado spot francés, porque sería “muy caro” compensar la caída con producción basada en gas, explicó el analista Robert Jackson-Stroud. en Icis.
Para Gabriele Martinelli, jefe de investigación sobre electricidad europea de LSEG, el consumo de electricidad de Francia debería ser de media de 60 GW en el primer trimestre de 2025, frente a 57,2 GW en el primer trimestre de 2024. Sin embargo, esto sería “manejable » salvo una prolongada ola de frío, dijo.
Las dos centrales eléctricas de carbón que quedan en Francia, Cordemais (1,2 GW) y Emile-Huchet (0,6 GW), se utilizarían “muy poco” este invierno y muy por debajo de su límite legal de 700 horas de funcionamiento al año, indicó el responsable de la red. RTE la semana pasada.
El carbón representó solo el 0,17% de la producción eléctrica francesa el año pasado, según RTE, y el país planea abandonar completamente el combustible fósil para 2027.
“Cuando la demanda residual en Francia supere los 55 GW y otros países europeos también estén bajo tensión, Francia podrá explotar potencialmente centrales eléctricas alimentadas con carbón”, añadió Martinelli, que prevé una producción de las centrales eléctricas francesas alimentadas con carbón de 150 MW de media al año. hora en el primer trimestre de 2025. Jackson-Stroud pronostica un promedio de 250 MW este invierno.
“Mi intuición es que si Emile-Huchet funciona este año, será principalmente para las exportaciones, porque la demanda francesa es excepcionalmente baja”, señala Nicolas Goldberg, socio de Colombus Consulting.
Sin embargo, la activación de las centrales de carbón francesas no se desencadenó específicamente para las exportaciones, incluso cuando el consumo francés ya estaba cubierto por otros tipos de generación, señaló Julio Quintela, jefe de investigación de Aurora Energy Research.
