Boletín Mercado Eléctrico Julio 2017

Boletín Mercado Eléctrico Julio 2017 Boletín Mercado Eléctrico Julio 2017

Mercado Diario de Electricidad

A continuación ponemos a tu disposición el Boletín Mensual sobre la evolución del Mercado Eléctrico para el mes de julio de 2017.

MERCADO DIARIO DE ELETRICIDAD
Jun 2017 Jul 2017 Jul 2016 Variación respecto al mes anterior (%) Variación respecto al año anterior (%)
Temperatura media (ºC) 24,1 24,9 25,5 3,32% -2,35%
Demanda (GWh) 21.680 22.431 22.239 3,46% 0,86%
Precio medio de mercado (€/MWh) 50,22 48,63 40,67 -3,16% 19,58%

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

Normalización del precio del mercado mayorista en julio

El precio promedio de la energía durante el mes de junio se situó en 48,63 €/MWh bajando un 3,16% respecto al valor promedio de junio. Por otro lado, se cruzó 7,96 €/MWh más caro que el valor medio de julio del 2016, un 19,58% superior. Continúa la baja producción hidráulica motivado por la sequía que sufre la Península. Por ello, las tecnologías que han marcado el precio del mercado spot en mayor parte de las horas han sido tecnologías de origen fósil como carbón y ciclo combinado, las cuales han ofertado a un precio contenido.

  • El máximo diario se cruzó a 53,82 €/MWh el jueves día 27, coincidiendo con una baja producción eólica (57 GWh)
  • El mínimo diario se cruzó el domingo día 2 a 42,67 €/MWh, siendo un día de baja demanda (576 GWh)

Las reservas hidroeléctricas siguen la tendencia bajista de los últimos meses cerrando el mes de julio a un 37,20% de la capacidad disponible lo que equivale a 8.257 GWh. A pesar de ello, el precio no se ha disparado en comparación con otros precios de julio históricos, esto se ha debido a un menor precio del gas natural y el precio de oferta del carbón.

Si analizamos el balance de generación, la energía generada por esta la tecnología hidráulica roza mínimos de 1.170 GWh en el mes de julio lo que supone solo el 5,11% del mix de generación. En comparación con el año anterior la tecnología hidraúlica ha aportado casi la tercera parte (Jul-16 2.909 GWh un 14,41%)

Por su parte el recurso eólico se mantuvo prácticamente similar en el mes de julio que en junio, contribuyendo al mix en un 14,84% de la generación total, 3.329 GWh, posicionándose como la cuarta tecnología en volumen generación, tras el carbón, ciclo combinado y la nuclear.

Cabe destacar la aportación del carbón con 4.028 GWh como segunda fuente de generación en el balance peninsular, exactamente un 17,96% seguido muy de cerca del ciclo combinado con 3.797 GWh lo que equivale a un 16,93% del total de la demanda.

El parque nuclear recuperó Almaraz I quién paraba por recarga de combustible a finales del mes pasado enganchando a la red a finales de mes, pero no a plena carga. Cofrentes ha dejado de funcionar a pleno rendimiento los días 8,13 y 23 por diversos sucesos notificados al CSN y sin mayor perjucio.

Las interconexiones han dado como resultado un saldo importador de 1.262 GWh, siendo la energía que se ha importado desde Portugal la que más crece, llegando a 467 GWh. Aunque la interconxeión con Francia es la más utilizada en este sentido, alcanzando 1.402 GWh de energía importada. Por otro lado, se han exportado a Marruecos, 607 GWh, y Andorra 0,3 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final aumentó un 0,62% respecto al mes de junio, debido en gran parte al aumento del coste de restricciones técnicas en tiempo real, un 150% más caras que el mes anterior y al aumento de las restricciones en el programa base, un 57% superiores respecto al mes de junio.

 

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

Generación por tecnologías Julio 2017

Variación de generación por tecnología

Reserva hidroeléctrica España

Resto de componentes del Precio Horario Final

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Los productos de futuros han registrado tendencias dispares siendo la más importante las fuertes bajadas a corto plazo. La estabilización del precio del mercado mayorista a pesar de la entrada de carbón y ciclo combinado ha corregido fuertemente los próximos dos meses.

El valor promedio del producto de futuro del mes de julio (FTB M julio-17) cerró su cotización media a 52,33 €/MWh durante el mes de junio, 3,70 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de agosto de 2017 (FTB M Aug-17) ha reducido drásticamente su valor durante el mes de julio. La cotización promedio cerró en 48,03 €/MWh, un 5,00% inferior a su cotización media del mes de junio.

Del mismo modo el producto futuro de mes de septiembre de 2017 (FTB M Sep-17) ha bajado bruscamente su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 49,09 €/MWh siendo 5,19% inferior a la cotización promedio del mes anterior.

En cambio, el precio medio del producto mensual de octubre (FTB M Oct-17) ha registrado una ligera subida, cruzandose un valor promedio de 49,22 €/MWh, aumentando su valor un 0,49% respecto a la cotización promedio del mes de junio.

Medio Plazo:

El producto del cuarto trimestre de 2017 FTB Q4-17 cerró el mes de julio bajo una cotización promedio de 49,29 €/MWh. Este producto se ha comportado casi de forma similar al mes anterior sufriendo una un ligero aumento de su cotización respecto al mes pasado de 0,29% lo que sitúa su cotización en 49,29 €/MWh

El primer trimestre de 2018 (FTB Q1-18) se reduce ligeramente en casi un 1% (0,95%) respecto a la cotización  de junio de 2017, estableciendo su cotización promedio en 45,83 €/MWh.

El segundo trimestre de 2018 (FTB Q2-18) cierra julio con un con un valor medio de 41,55 €/MWh aumentando fuertemente respecto al valor medio del mes de junio, un 1,92%. Este cambio es motivado por el giro en la tendencia de los futuros mucho más plana durante todo el año

Largo Plazo:

Los productos de futuros a largo plazo han tenido una tendencia muy estable. El producto futuro anual de 2018 (FTB YR-18) no varió su cotización y se situó en un promedio de 44,94 €/MWh durante julio, cerrando el mes 0,01 €/MWh menos que la cotización del mes. Sin embargo, se empieza a advertir un mayor movimiento para el producto anual de 2019 (FTB YR-19) lo que ha reflejado una subida en su cotización promedio respecto a la cotización de junio de 0,56%, finalizando el mes con un valor medio de 43,95 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) reflejó una tendencia estable también, manteniendo su cotización entorno a los 43,55 €/MWh.

Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto Trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Fuentes

OMIE, OMIP, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, AEMET

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