MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

Bajadas de precio en el mercado Spot durante el mes de octubre

El precio promedio de la energía durante el mes de octubre se situó en 65,09 €/MWh un 8,67 % menor al valor promedio cruzado en septiembre. Por otro lado, el precio medio del mes de octubre fue 8,30 €/MWh más alto que el valor medio de octubre de 2017, esto es, un 14,62 % superior. El ligero respiro que nos da el mercado spot, se debe, especialmente a la reducción del precio en los derechos de emisión de CO₂ y de las materias primas de origen fósil, causantes principales de las subidas experimentadas en los meses anteriores. Además, la suspensión del impuesto a la generación de electricidad publicada en el Real Decreto-ley 15/2018, contribuye a la bajada de los precios desde su aprobación.

Los precios del mercado eléctrico se mantienen altos durante la mayor parte del mes, por encima de los 53 €/MWh, teniendo en cuanta a lo que nos tiene acostumbrados. Por otro lado, la curva OMIE comienza a recuperar su forma característica observándose menores precios en las horas valle gracias al aumento de la generación eólica.

• El máximo diario se cruzó a 73,88 €/MWh el jueves día 4, coincidiendo con la máxima generación del carbón, una elevada generación de ciclo combinado y una mínima producción eólica empleada para cubrir la alta demanda peninsular (703 GWh).
• El mínimo diario se cruzó el domingo día 14 a 53,35 €/MWh,debido a una alta generación eólica junto con una menor generación fósil combinada con la baja demanda peninsular (618 GWh).

Las reservas hidráulicas bajan 835 GWh con respecto al último dato disponible de septiembre. Teniendo en cuenta lo anterior, octubre cierra con una capacidad disponible del 43 %, esto es, 9.554 GWh de reserva hidráulica disponible.

Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica disminuye un 24,05 % con respecto a septiembre. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 1.489 GWh en el mes de octubre lo que supone un 7,30 % del mix. En comparación con el año 2017, la presencia de la tecnología hidráulica es mucho mayor en el mix (octubre-17, 753 GWh un 3,73 % de la demanda).

La tecnología eólica es la tecnología que más ha visto incrementada su presencia en el mix, un 77,96 %, gracias al incremento de las rachas de viento. Su contribución, se traduce en un 21,23 % de la generación total, situándose como la segunda fuente de generación, 4.332 GWh.

La tecnología nuclear continúa siendo la tecnología que más aporta al mix al suponer un 25,24% de la generación total. Lo que se traduce en 5.149 GWh. La producción nuclear ha sufrido una reducción a partir del día 29 de octubre debido a la parada programada de Almaraz I para realizar las correspondientes tareas de recarga.

Por su parte, la generación de carbón ve disminuida su presencia en el mix un 17,62 % debido al incremento en la generación eólica. Pese a ello, se sitúa como la tercera fuente de generación con 3.400 GWh, un 16,66 %. Por otro lado, el ciclo combinado incrementa su generación un 17,03 % suponiendo 2.579 GWh. La parte de cogeneración se mantiene a niveles similares al mes anterior con 2.506 GWh.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de octubre ha sido exportador de energía eléctrica, en 194 GWh. En la parte exportadora se encuentra Marruecos con 250 GWh,

Portugal con 148 GWh y Andorra con 27 GWh. En la parte importadora se encuentra Francia con 231 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final se ha incrementado en un 15,41 % respecto al mes de septiembre. Estos componentes suponen el 9,74 % del precio final del mercado spot.

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Las cotizaciones del precio de productos de futuro invierten la tendencia alcista.

Los productos de futuros en el mes de octubre dan un respiro y reflejan ligeras bajadas en las cotizaciones a corto, medio y largo plazo. Durante octubre, el producto que más ha bajado es el FTB M Nov-18, con una bajada del 10,57 %, marcando un valor de 66,60 €/MWh.

El valor promedio del producto de futuro del mes de octubre (FTB M Oct-18) cerró su cotización media a 72,03 €/MWh durante el mes de septiembre, 6,94 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot. La principal causa de esta diferencia se debe a la bajada de los precios de los derechos de emisión, las materias primas y los cambios regulados aprobados.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de noviembre de 2018 (FTB M Nov-18) ha sido de 66,60 €/MWh, un 10,57 % inferior a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de diciembre (FTB M Dec-18) reduce su valor, cruzandose un valor promedio de 67,15 €/MWh, un 10,06 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de septiembre.

El producto futuro del mes de enero de 2019 (FTB M Jan-19) ha disminuido ligeramente su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 67,22 €/MWh siendo 6,53 % inferior a la cotización promedio del mes anterior.

Medio Plazo:

El producto del primer trimestre de 2019 (FTB Q1-11) cerró el mes de octubre bajo una cotización promedio de 63,64 €/MWh. Este producto ha disminuido su cotización respecto al mes pasado en un 6,53 %.

El segundo trimestre de 2019 (FTB Q2-19) ha cotizado al alza en un 1,23 % respecto al mes anterior, estableciendo su cotización promedio en 55,90 €/MWh.

El tercer trimestre de 2019 (FTB Q3-19) cierra octubre con un valor medio de 60,21 €/MWh disminuyendo respecto al valor medio del mes de septiembre un 0,54 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo experimentan bajadas. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 49,20 €/MWh durante octubre disminuyendo en un 3,07 % con respecto al mes anterior, siendo el producto que mayor bajada ha experimentado.  El producto anual de 2021 (FTB YR-21) es el producto que menor bajada ha sufrido, un 0,99% menos que en septiembre situándose en 50,56 €/MWh. El producto anual de 2019 (FTB YR-19) cierra el mes de octubre con una cotización de 60,42 €/MWh, el futuro anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes con una cotización de 53,98 €/MWh, un 1,52 % menor a la de septiembre.

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

Septiembre registra máximos en el pool desde 2006

El precio promedio de la energía durante el mes de septiembre se situó en 71,27 €/MWh un 10,80 % mayor al valor promedio cruzado en agosto. Por otro lado, el precio medio del mes de septiembre fue 22,12 €/MWh más caro que el valor medio de septiembre de 2017, esto es, un 45 % superior. Al igual que lo ocurrido durante los meses anteriores, la escasa generación renovable hace necesario incrementar la generación de origen fósil para cubrir la demanda energética. En consecuencia, los precios del pool aumentan a causa de los elevados precios de las materias primas fósiles y de los derechos de emisión de CO₂.

Los precios del mercado eléctrico se mantienen altos durante la mayor parte del mes, por encima de los 64,08 €/MWh. Por otro lado, la curva OMIE continúa con la forma plana característica de los meses anteriores. No obstante, comienza a apreciarse un cambio de tendencia en las horas valle los últimos días del mes.

• El máximo diario se cruzó a 75,93 €/MWh el miércoles día 19, coincidiendo con la máxima generación del carbón y la mínima generación eólica empleada para cubrir la elevada demanda peninsular (684 GWh).
• El mínimo diario se cruzó el domingo día 2 a 64,08 €/MWh, debido a una menor generación fósil combinada con la baja demanda peninsular (594 GWh).

Las escasas lluvias hicieron bajar las reservas hidráulicas 1.525 GWh con respecto al último dato disponible de agosto. Teniendo en cuenta lo anterior, septiembre cierra con una capacidad disponible del 44,4 %, esto es, 9.867 GWh de reserva hidráulica disponible.

Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica disminuye un 7,09 % con respecto a agosto. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 1.961 GWh en el mes de septiembre lo que supone un 9,41 % del mix. En comparación con el año 2017, la tecnología hidráulica tiene una presencia ligeramente mayor en el mix (septiembre-17, 1.135 GWh un 5,62 % de la demanda).

La tecnología eólica disminuye su presencia un 22,03% contribuyendo con un 11,68% de la generación total, situándose como la tercera fuente de generación 2.434 GWh.

La tecnología nuclear continúa siendo la tecnología que más aporta al mix al suponer un 24,07% de la generación total. Lo que se traduce en 5.014 GWh.

Por su parte, la generación de carbón se ve incrementada colocándose como la segunda fuente de generación en el mix. Esto es debido a la baja generación renovable. El carbón supone un 19,81 % del mix siendo 4.127 GWh. Por otro lado, el ciclo combinado sufre una bajada del 18,44 % suponiendo 2.204 GWh.

La parte de cogeneración se mantiene a niveles similares al mes anterior con 2.402 GWh.

La única tecnología que ha experimentado una crecida significativa es el carbón aumentando un 17,10 % con respecto al mes anteriores. En el lado opuesto se sitúan la solar térmica, la turbinación de bombeo y la tecnología eólica.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de septiembre ha sido importador de energía eléctrica, en 1.134 GWh. En la parte exportadora se encuentra Marruecos con 253 GWh y Andorra con 3 GWh. En la parte importadora se encuentra Francia con 1.270 GWh y Portugal con 110 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final se ha incrementado en un 8,52 % respecto al mes de agosto. Estos componentes suponen el 8,74 % del precio final del mercado spot.

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Las cotizaciones del precio de productos de futuro mantienen la tendencia alcista.

Los productos de futuros en el mes de septiembre continúan con las subidas en las cotizaciones a corto, medio y largo plazo. Durante septiembre, el producto que más ha subido es el FTB M Dec-18, con una subida del 7,72 %, marcando un valor de 74,66 €/MWh. Esto es debido a las perspectivas de incremento de los precios de las fuentes de origen fósil y de los derechos de emisión. Así como de las paradas previstas de las centrales nucleares de Cofrentes y Almaraz I.

El valor promedio del producto de futuro del mes de septiembre (FTB M Sep-18) cerró su cotización media a 66,21 €/MWh durante el mes de agosto, 5,06 €/MWh inferior al precio promedio del Mercado Spot. La principal causa de esta diferencia se debe principalmente a la subida de los derechos de emisión de CO₂.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de octubre de 2018 (FTB M Oct-18) ha sido de 72,03 €/MWh, un 6,05 % superior a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de noviembre (FTB M Nov-18) aumenta su valor, cruzandose un valor promedio de 74,47 €/MWh, un 7,16 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de agosto.

El producto futuro del mes de diciembre de 2018 (FTB M Dec-18) ha incrementado ligeramente su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 74,66 €/MWh siendo 7,72 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

Medio Plazo:

El producto del cuarto trimestre de 2018 (FTB Q4-18) cerró el mes de septiembre bajo una cotización promedio de 73,80 €/MWh. Este producto ha aumentado su cotización respecto al mes pasado en un 7,11 %.

El primer trimestre de 2019 (FTB Q1-19) ha cotizado al alza en un 7,04 % respecto al mes anterior, estableciendo su cotización promedio en 68,09 €/MWh.

El segundo trimestre de 2019 (FTB Q2-19) cierra septiembre con un valor medio de 55,22 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de agosto un 3,85 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo experimentan subidas. El futuro anual de 2019 (FTB YR-19) se sitúa en 61,43 €/MWh durante septiembre incrementando un 4,79 % con respecto al mes anterior, siendo el producto que mayor crecida ha experimentado. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) es el producto que menor subida ha sufrido, un 1,72 % más que agosto situándose en 51,07 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de septiembre con una cotización de 54,81 €/MWh, el producto anual más lejano de 2022 (FTB YR-22) cierra el mes con una cotización de 50,76 €/MWh, un 1,88 % mayor a la de agosto.

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

A pesar de la inclusión de la nuclear y del carbón, los precios del mercado continúan siendo fijados por la tecnología hidráulica debido al alto precio de los fósiles y de las emisiones de CO2.

El precio promedio de la energía durante el mes de julio se situó en 61,88 €/MWh un 5,86 % mayor al valor promedio cruzado en junio. Por otro lado, el precio medio del mes de julio fue 13,25 €/MWh más caro que el valor medio de julio de 2017, esto es, un 27,24 % superior. La generación nuclear ha visto incrementada su presencia durante este mes, por consiguiente, la generación hidráulica disminuye en comparación con el mes anterior. Además, el aumento de la demanda energética, consecuencia de las elevadas temperaturas, provocan un incremento de la producción del carbón.

Los precios del mercado eléctrico se mantienen estables durante todo el mes por encima de los 59 €/MWh situándose únicamente por debajo, los días 1 y 8 de julio con valores de 56,26 €/MWh y 57,57 €/MWh respectivamente, esto es provocado por la disminución de la generación de carbón en ambas fechas. Por otro lado, la curva OMIE continúa con la tendencia plana de los meses de mayo y junio.

La influencia de la tecnología hidráulica en el mix energético se ve reducida en contraposición a los meses anteriores. La presencia eólica disminuye ligeramente. La tecnología que más ve incrementada su presencia en el mix energético es el carbón.

El máximo diario se cruzó a 66,02 €/MWh el jueves día 26, debido a una baja producción eólica combinada con un incremento en la generación del ciclo combinado y del carbón y la elevada demanda peninsular (762 GWh).
El mínimo diario se cruzó el domingo día 1 a 56,26 €/MWh, debido a la poca generación fósil y a una baja demanda peninsular (588 GWh).

Las escasas precipitaciones hicieron bajar las reservas hidráulicas 2.239 GWh con respecto al último dato disponible de junio. Teniendo en cuenta lo anterior, julio cierra con una capacidad disponible del 61,8 %, esto es, 13.728 GWh de reserva hidráulica disponible.

Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica disminuye un 16,89 % con respecto al mes anterior. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 3.013 GWh en el mes de julio lo que supone un 13,52 % del mix. En comparación con el año anterior, la tecnología hidráulica se mantiene a niveles superiores (julio-17, 1.170 GWh un 5,21 % de la demanda).

La energía nuclear se convierte en la tecnología que más aporta al mix a pesar de que la central nuclear de Valdellós II ha continuado en la parada no programada durante la mayor parte del mes, incorporándose a la producción a finales del mismo.

La tecnología eólica ha contribuido con un 11,36 % de la generación total, 2.533 GWh.

Por su parte, el peso de la producción de carbón se ve incrementado un 54,46 % con respecto al mes anterior. Se sitúa como la segunda tecnología de aportación con 3.502 GWh, un 15,71 % de la demanda total. El ciclo combinado se mantiene en consonancia con los meses anteriores con una aportación de 2.287 GWh, lo que equivale a un 10,26 % del total.

Las tecnologías que más han crecido son la termosolar y el carbón. Cabe destacar la presencia de la termosolar en el mix, generando durante todo el mes de julio las 24 horas diarias. En contraposición, la hidráulica y turbinación de bombeo son las que más han visto decrecida su aportación.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de julio ha sido importador de energía eléctrica, en 1.888 GWh. En la parte exportadora se encuentra Marruecos con 454 GWh. En la parte importadora se encuentra Francia con 1.746 GWh y Portugal con 596 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final se ha reducido en un 5,18 % respecto al mes de junio. Estos componentes suponen el 10,29 % del precio final del mercado spot.

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Las cotizaciones del precio de productos de futuro retoman la tendencia alcista.

Los productos de futuros en el mes de julio han protagonizado subidas en las cotizaciones a corto, medio y largo plazo. Durante julio, el producto que más ha subido es el FTB Q2-19, con una subida del 5,77 %, marcando un valor de 50,06 €/MWh.

El valor promedio del producto de futuro del mes de julio (FTB M Jul-18) cerró su cotización media a 62,87 €/MWh durante el mes de junio, 0,99 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot. Esta variación se ve influenciada por la situación vivida en el mercado spot, consecuencia del aumento de los precios de las materias primas y de las emisiones de CO2.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de agosto de 2018 (FTB M Aug-18) ha sido de 63,14 €/MWh, un 2,85 % superior a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de septiembre (FTB M Sep-18) aumenta su valor, cruzandose un valor promedio de 66,15 €/MWh, un 1,53 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de junio.

El producto futuro del mes de octubre de 2018 (FTB M Oct-18) ha incrementado ligeramente su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 64,74 €/MWh siendo 3,76 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

Medio Plazo:

El producto del cuarto trimestre de 2018 (FTB Q4-18) cerró el mes de julio bajo una cotización promedio de 66,19 €/MWh. Este producto ha aumentado su cotización respecto al mes pasado en un 3,79 %.

El primer trimestre de 2019 (FTB Q1-19) ha cotizado al alza en un 2,52 % respecto al mes anterior, estableciendo su cotización promedio en 60,72 €/MWh.

El segundo trimestre de 2019 (FTB Q2-19) cierra julio con un valor medio de 50,06 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de junio un 5,77 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo experimentan subidas. El futuro anual de 2019 (FTB YR-19) se situa en 55,43 €/MWh durante julio incrementando un 3,99 % con respecto al mes anterior siendo el producto que mayor crecida ha experimentado. El producto anual más lejano de 2022 (FTB YR-22) es el producto que menor subida ha experimentado, un 0,09 % mas que junio situándose en 47,97 €/MWh. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) cierra el mes de julio con una cotización de 48,36 €/MWh, el producto de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes con una cotización promedio de 48,71 €/MWh, un 0,61% mayor a la de junio.

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

La hidráulica sigue marcando los precios del mercado spot

El precio promedio de la energía durante el mes de junio se situó en 58,46 €/MWh un 6,46 % mayor al valor promedio cruzado en mayo. Por otro lado, el precio medio del mes de junio fue 8,24 €/MWh más caro que el valor medio de junio de 2017, un 16,41 % superior. Para entender mejor esta situación, se debe destacar la baja producción nuclear como consecuencia de las paradas de Trillo y Valdellós II. Del mismo modo, la baja producción eólica, la cuál ha reducido un 19,30 % su producción con respecto a mayo hace necesario emplear otras tecnologías para cubrir la demanda, siendo la hidráulica la encargada de fijar los precios del mercado spot. Además, aunque de forma menos pronunciada, el precio también se ha visto influenciado por el coste de las materias primas como el gas y el carbón y el precio de las emisiones del CO2.

Los precios del mercado eléctrico se mantienen estables durante todo el mes por encima de los 50 €/MWh destacando únicamente el 17 de junio por su bajo precio debido al incremento de la generación eólica y a la disminución de la demanda Peninsular. Por otro lado, la curva OMIE continúa con la tendencia plana de mayo.

La influencia de la tecnología hidráulica en el mix energético es similar al mes anterior. La presencia eólica se ve reducida contrastando con la aportación del ciclo combinado al mix energético.

El máximo diario se cruzó a 63,30 €/MWh el viernes día 1, debido al hueco producido por las paradas de las centrales nucleares de Trillo Valdellos II y Ascó II combinado con el incremento de la aportación del carbón y la elevada demanda peninsular (613 GWh).
El mínimo diario se cruzó el domingo día 17 a 44,85 €/MWh, debido a la generación eólica y a una baja demanda peninsular (588 GWh).

Las reservas hidráulicas se ven incrementadas ligeramente. El acumulado aumenta 313 GWh respecto al último dato disponible de mayo. Con este valor, las reservas cierran en junio en un 71,9 % de la capacidad disponible, lo que equivale a 15.967 GWh disponibles.

Si analizamos el balance de generación, la energía generada por la tecnología hidráulica se posiciona como la tecnología que más ha aportado al mix. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 3.625 GWh en el mes de junio lo que supone un 17,83 % del mix. En comparación con el año anterior la tecnología hidráulica se mantiene a niveles superiores (junio-17, 1.594 GWh un 7,35 % de la demanda).

La tecnología eólica ha contribuido con un 13,21 % de la generación total, 2.687 GWh. La tecnología nuclear se posiciona como la segunda tecnología que más ha aportado al mix energético. En el mes de junio ha contribuido con un 17,78 % de la generación total, 3.615 GWh. La generación nuclear continúa a carga parcial debido a la parada no programada de la central de Valdellos II la cual se encuentra en fallo desde el mes de abril. El reactor de Trillo prolonga la parada programada por recarga durante la mayoría del mes de junio. Además, la central nuclear de Ascó II continuó en parada caliente los primeros días.

La producción con carbón se situó en 2.267 GWh, un 11,85 % de la demanda total y el ciclo combinado contribuyó con 2.203 GWh, lo que equivale a un 10,83 % del total de la demanda.

Las tecnologías que mas han crecido con respecto al mes anterior son los residuos, termosolar y ciclo combinado. En contraposición, la turbinación de bombeo y eólica son las que más han visto decrecida su influencia.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de abril ha sido importador de energía eléctrica, en 1.858 GWh. En la parte exportadora se encuentra Marruecos con 203 GWh. En la parte importadora se encuentra Francia con 1.568 GWh y Portugal con 493 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final se ha reducido en un 11,93 % respecto al mes de mayo, suponiendo un 10,55 % del precio final.

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Ligeras variaciones en el precio de los futuros.

Los productos de futuros en el mes de junio han protagonizado tendencias dispares, pero manteniéndose en valores similares. Los productos a corto y largo plazo sufren ligeras caídas a excepción del producto de septiembre, en el lado opuesto se encuentran los productos a medio plazo. El producto que más ha subido es el FTB M Sep-18, con una subida de 4,04% marcando un valor de 65,16 €/MWh. Por el contrario, el producto que más ha bajado corresponde al FTB YR-19, son una bajada del 3,13 %, cerrando a 52,82 €/MWh.

El valor promedio del producto de futuro del mes de junio (FTB M Jun-18) cerró su cotización media a 61,01 €/MWh durante el mes de mayo, 2,55 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot. Esta variación se ve influenciada por el aumento de precios vividos en el mercado spot, debido a la reducción en la aportación de la tecnología nuclear y eólica y al incremento de los precios de las materias primas.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de junio de 2018 (FTB M Jun-18) cerró en junio con una cotización de 61,01 €/MWh, un 4,36 % superior a la cotización real media de junio.

El precio medio del producto mensual de julio (FTB M Jul-18) aumenta acusadamente su valor, cruzandose un valor promedio de 62,87 €/MWh, un 0,25 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de mayo.

El producto futuro del mes de agosto de 2018 (FTB M Ago-18) ha bajado ligeramente su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 61,39 €/MWh siendo 0,52 % inferior a la cotización promedio del mes anterior.

Medio Plazo:

El producto del tercer trimestre de 2018 (FTB Q3-18) cerró el mes de junio bajo una cotización promedio de 63,11 €/MWh. Este producto ha aumentado su cotización respecto al mes pasado en un 1,05 %.

El cuarto trimestre de 2018 (FTB Q4-18) ha cotizado al alza en un 1,80 % respecto al mes anterior, estableciendo su cotización promedio en 63,78 €/MWh.

El primer trimestre de 2018 (FTB Q1-19) cierra junio con un valor medio de 59,23 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de abril un 1,99 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo experimentan bajadas. El futuro anual de 2019 (FTB YR-19) se situa en 53,31 €/MWh durante junio disminuyendo un 1,85 % con respecto al mes anterior. El producto anual más lejano de 2022 (FTB YR-22) es el producto que menor caía ha experimentado, un 0,68 % menos que mayo situándose en 47,92 €/MWh. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) cierra el mes de junio con una cotización de 47,92 €/MWh, el producto de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes con una cotización promedio de 48,42 €/MWh, un 2,15 menor a la de mayo.

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

El mercado spot continúa con precios elevados.

El precio promedio de la energía durante el mes de mayo se situó en 54,91 €/MWh un 28,69 % superior al valor promedio cruzado en abril. Por otro lado, el precio medio del mes de mayo fue 7,80 €/MWh más caro que el valor medio de mayo de 2017, un 16,56 % superior. Uno de los factores es la hidroeléctrica. La baja competencia entre agentes y su coste de oportunidad han permitido que el agua fije los precios del pool. Del mismo modo, aunque de forma más moderada, también se ve influenciado por el aumento en el precio del gas y el carbón junto con la baja producción de la tecnología nuclear, debido a las paradas de las centrales de Trillo y Valdellós II, contribuyen a que durante el mes de mayo se hayan registrado precios elevados.

El precio del mercado eléctrico mantiene un valor promedio durante los primeros días del mes de 43,82 €/MWh, continuando con la tendencia del mes de abril, no obstante, a partir del día 7 adquiere una tendencia alcista superando los 60 €/MWh. La curva OMIE del mes de mayo se caracteriza, durante la mayoría de los días del mes por la inexistente de diferencia entre horas valle y horas punta.

Las reservas hidráulicas siguen experimentando un ligero aumento manteniéndose en valores superiores al año pasado.

La nuclear se posiciona como la tecnología que más aportación realiza al mix en niveles del mes anterior. Su presencia se traduce en un 18,67 % de la generación total del mes de mayo. La aportación de las renovables al mix energético se ve reducido contrastando con una mayor presencia del carbón.

El máximo diario se cruzó a 65,46 €/MWh el martes día 29, coincidiendo con una baja parada en caliente de la central nuclear de Ascó II sumado a la producción de carbón y ciclo combinado y a la elevada demanda peninsular (678 GWh).
El mínimo diario se cruzó el domingo día 13 a 34,23 €/MWh, debido a la generación eólica y a una baja demanda peninsular (558 GWh).

Las reservas hidráulicas ven frenada su tendencia al alza. El acumulado aumenta 492 GWh respecto al último dato disponible de abril. Con este valor, las reservas cierran en mayo a un 70,5 % de la capacidad disponible, lo que equivale a 15.654 GWh disponibles.

Si analizamos el balance de generación, la energía generada por la tecnología hidráulica se posiciona como la segunda tecnología que más ha aportado al mix. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 3.451 GWh en el mes de mayo lo que supone un 17,21 % del mix. En comparación con el año anterior la tecnología hidráulica continúa aportando un porcentaje superior (mayo-17, 1.851 GWh un 9,19 % de la demanda).

La tecnología eólica ha contribuido con un 16,60 % de la generación total, 3.329 GWh. La producción nuclear es a tecnología que más ha aportado al mix energético, un 18,67 % del mix (3.744 GWh), a pesar de continuar a carga parcial. La central de Vandellos II continua parada debido al fallo detectado en el mes de abril. La central nuclear de Trillo ha sufrido una parada programada a mediados de mes para realizar las correspondientes tareas de recarga, esta se ha mantenido hasta finales de mes. La central de Ascó II sufrió una parada en caliente como consecuencia al incidente detectado el pasado día 25. Dicha parada se ha mantenido hasta final de mes. La central de Almaraz inició mayo con parada programada sumándose a la generación a mediados de mes.

La producción con carbón se situó en 2.265 GWh, un 11,29 % de la demanda total y el ciclo combinado contribuyó con 1.973 GWh, lo que equivale a un 9,83 % del total de la demanda.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de abril ha sido importador de energía eléctrica, en 1.373 GWh. En la parte exportadora se encuentra Marruecos con 410 GWh, Andorra 12 GWh y Portugal 74 GWh. En la parte importadora se encuentra Francia con 1.870 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final se ha reducido en un 11,36 % respecto al mes de abril, suponiendo un 12,60 % del precio final.

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Fuerte subida en el precio de los futuros.

En el mes de mayo las cotizaciones de los productos de futuros han registrado subidas importantes a corto, medio y largo plazo. Durante mayo, el producto que más ha subido es el FTB YR-19, con una subida del 22,03 %, marcando un valor de 54,13 €/MWh.

El valor promedio del producto de futuro del mes de mayo (FTB M May-18) cerró su cotización media a 47,41 €/MWh durante el mes de abril, 7,20 €/MWh inferior al precio promedio del Mercado Spot. Esta variación se ve influenciada principalmente por el aumento de precios vividos en el mercado spot, asociados a la reducción en la aportación de la tecnología nuclear y al incremento de los precios de las materias primas tanto de gas como de carbón.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de mayo de 2018 (FTB M May-18) cerró en mayo con una cotización de 51,91 €/MWh, un 13,11 % superior a la cotización real media de abril.

El producto futuro del mes de junio de 2018 (FTB M Jun-18) ha aumentado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 61,01 €/MWh siendo 11,97 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de julio (FTB M Jul-18) aumenta acusadamente su valor, cruzandose un valor promedio de 63,03 €/MWh, un 11,35 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de abril.

Medio Plazo:

El producto del tercer trimestre de 2018 (FTB Q3-18) cerró el mes de mayo bajo una cotización promedio de 62,45 €/MWh. Este producto ha aumentado su cotización respecto al mes pasado en un 11,32 %.

El cuarto trimestre de 2018 (FTB Q4-18) ha cotizado al alza en un 10,45 % respecto al mes anterior, estableciendo su cotización promedio en 62,65 €/MWh.

El primer trimestre de 2018 (FTB Q1-19) cierra abril con un valor medio de 58,07 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de abril un 8,70 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo incrementan valores. El futuro anual de 2019 (FTB YR-19) ha sido el que se ha visto más afectado aumentando un 22,03% lo que situó su promedio en 54.13 €/MWh durante mayo, cerrando el mes 9,77 €/MWh por encima de la cotización del mes anterior. El producto anual más lejano de 2022 (FTB YR-22), aumenta su cotización promedio respecto a la cotización de abril en un 4,00%, finalizando el mes con un valor promedio de 48,23 €/MWh. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) cierra el mes de mayo con una cotización de 48,23 €/MWh un 11,06 % superior a la anterior, el producto de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes con una cotización promedio de 49,35 €/MWh.