Actualidad | Thursday 29 August, 2019

El precio de la electricidad al alza, aunque sin subidas bruscas en julio

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

Precios negociados por Creara en mayo

A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante este mes para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

Modalidad precio fijo

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Modalidad precio indexado

Escalada de precios propia de la época con aceleración suave

Durante el mes de julio el precio del mercado diario se ha visto influenciado por la tendencia alcista propia de esta época del año. Sin embargo, esta escalada de precios no ha sido tan abrupta como la sufrida en años anteriores debido, principalmente, al aumento de la producción con ciclos combinados derivada de la bajada de precios que está sufriendo el gas, asociada principalmente a la reducción de la demanda global propia de esta época del año.

El precio promedio de la energía durante el mes de julio se situó en 51,46 €/MWh, valor superior al marcado durante el mes de junio, un 9,36 % superior. Si la referencia la tomamos en julio de 2018, el precio medio de este mes se ha situado en 6,85 €/MWh por debajo, un 11,72 % inferior.

Analizando los extremos:

  • El máximo diario se cruzó a 57,09 €/MWh el viernes día 12, este día la aportación de la eólica marcó valores mínimos, esto unido a una elevada demanda propia de un día laborable. El hueco dejado por la eólica se cubre con ciclos combinados. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor de 274 GWh, mientras que la producción eólica marcó el valor de 63 GWh. Solo el 24,12 % de la energía demandada durante este día provino de fuentes renovables.
  • El mínimo diario se cruzó el domingo día 28 a 45,59 €/MWh, este dato está asociado a la baja demanda propia de un día no laborable, la eólica no marca durante este día valores importantes, 87 GWh, siendo la tecnología principal el ciclo combinado, con 171 GWh. El 32,14 % de la energía generada fue de origen renovable.

Durante el mes de julio la climatología ha sido bastante húmeda y calurosa, los valores de precipitaciones han estado por encima de lo que viene siendo habitual durante este mes. Con respecto a las temperaturas, durante el periodo comprendido entre el 21 al 24 la Península ha sufrido la segunda ola de calor del año, alcanzándose máximos anuales, la temperatura media ha estado 1,2 ºC por encima de la media de este mes. Las precipitaciones, como se ha comentado, han marcado valores superiores a lo que suele ser habitual durante este mes, según la AEMET estas han sido un 20 % superiores a la media marcada durante los últimos 30 años. Las temperaturas favorecen el incremento en la demanda, esta ha sido un 13,63 % superior a la demanda de junio de 2019, y con respecto a la demanda del mismo periodo de 2018 esta es superior en un 2,20 %.

La cotización de los derechos de emisión continúa la tendencia alcista. Julio ha cerrado bastante por encima del valor marcado durante el mes de junio, en un valor medio de 27,92 €/tnCO2. La cotización de junio ha sido un 9,58 % superior a la marcada durante el mes de junio, sin embargo, esta ha sido un 68 % superior al valor de julio de 2018, como vemos la revalorización de este derecho parece no tener techo.

Durante este mes las cotizaciones del Brent mantienen valores de junio, cerrando el mes en un valor de 64,07 $/bbl. Los continuos conflictos de EEUU con países productores y consumidores dan respuesta a este comportamiento. Por otro lado, el carbón ha invertido su tendencia al alza, esto unido al incremento en las cotizaciones de los derechos de emisión hacen que la producción con carbón se haya visto reemplazada por otras tecnologías durante este mes. Los principales beneficiados han sido los ciclos combinados favorecidos por las bajas cotizaciones mardas por el gas asociadas principalmente al exceso derivado de la reducción de la demanda propia de estos meses del año. El promedio de cotización para el producto D+1 de MIBGAS marca valores superiores a la media de junio sin embargo, hacia finales de mes los precios de cierre se ven reducidos considerablemente. El TTF también reduce su cotización, esta tendencia se justifica por la reducción de la demanda.

Las reservas hidrológicas se han visto reducidas ya que el mes de julio, el mes finaliza con una máxima teórica disponible es de 10.117 GWh, un 43,5 % de la total disponible y un 76,4 % de la disponible el mismo mes del año pasado. Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica se ve reducida en un 1,31 % con respecto a junio. La energía generada por esta tecnología ha sido de 1.591GWh en el mes de julio lo que supone un 6,98 % del mix, valor un 13,52 % inferior al marcado durante el mismo periodo de 2018.

 La tecnología nuclear se sitúa como la segunda en el ranking de generación durante este mes, la potencia nuclear se ha encontrado durante todo el mes al 100 % de su producción. Esta tecnología ha supuesto un 22,52 % dentro del mix generación lo que se traduce en 5.131 GWh. La tecnología eólica mantiene la tercera posición durante este mes, la aportación dentro del mix ha sido del 13,79 % de la generación total, 3.141 GWh.

Por su parte, este mes la generación de carbón ve reducida drásticamente su presencia dentro el mix debido al aumento en la cotización de los derechos de emisión principalmente. Este mes, es la séptima fuente de generación con 669 GWh, un 2,94 %. Por otro lado, el ciclo combinado continúa aumentando su presencia con un 30,98 % suponiendo 7.057 GWh. La cogeneración aumenta su presencia respecto a junio en un 5,29 % aportando 2.471 GWh.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de julio ha sido importador de energía eléctrica, en 655 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 159 GWh y Andorra con 1,46 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 43,53 GWh y Francia con 772 GWh. La interconexión con Francia continúa a media carga debido a las tareas de mantenimiento que se están realizando.

La suma de componentes que forman el precio final mantiene los valores marcados durante junio. Estos componentes suponen el 8,24 % del precio final del coste de la energía.

Julio se ha comportado como viene siendo habitual en un mes de verano, los precios tienden a incrementarse, sin embargo, se han alcanzado datos moderados debido a la aportación de los ciclos combinados a precios competitivos debido a las bajas cotizaciones del suministro de gas natural.

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

Generación por tecnologías

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Variación de generación por tecnología

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Resto de componentes del Precio Horario Final

Mercado a plazo de electricidad

Incrementos en el mercado a plazo durante julio

Los productos de futuros inician el mes de julio incrementado su valor para finalizar el mes con valores marcados durante junio. Hacia mediados del mes la tendencia se invierte en la mayoría de los productos sin embargo para el producto mes de agosto esta tendencia a la baja se enfatiza, corrigiendo su valor quedando el cierre incluso por debajo de la última cotización marcada durante el mes de junio. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 57,44 €/MWh y los 54,72 €/MWh cerrando el mes en el valor de 54,99 €/MWh, 0,64 €/MWh por encima del valor marcado en junio.

Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión continúan con la tendencia alcista al igual que en el mercado spot.  Finalizan el mes rondado los 27,9 €/tnCO2, casi un euro por encima del cierre durante junio. La cotización para los años 2020, 2021 se mueve por encima de los 28,5 €/tnCO2. Este comportamiento da respuesta a la revalorización que está sufriendo este producto a causa de la tendencia a la descarbonización que se va implantando cada vez más.

 La tendencia del carbón se invierte respecto al mes anterior, marca cotizaciones máximas desde marzo durante la última semana del mes, finaliza el mes corrigiendo valores un poco a la baja. Los productos asociados al gas, como se ha comentado en el mercado Spot han tenido precios competitivos sin embargo se prevé que, en los próximos meses, con el inicio de la temporada alta para este producto las cotizaciones se incrementen influyendo negativamente en el precio de la electricidad. Al respecto del Brent, Las cotizaciones de los productos con fecha de entrega cercana se han movido este mes entre los 60 y los 66 $/bbl.

Durante julio, el producto que más ha subido es el FTB Yr-20, con un incremento del 2,27%, marcando un valor de 56,61 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de julio (FTB M Jul-19) cerró su cotización media a 49,65 €/MWh durante el mes de junio, 1,82 €/MWh por debajo del al precio promedio del Mercado Spot.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de agosto de 2019 (FTB M Aug 19) ha sido de 50,43 €/MWh, un 3,02 % superior a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de septiembre (FTB M Sept-19) incrementa su valor, cruzandose un valor promedio de 52,91 €/MWh, un 0,49 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de junio.

El producto futuro del mes de octubre de 2019 (FTB M Oct-19) es el único que ha decrementado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 54,61 €/MWh siendo 2,98 % inferior a la cotización promedio durante el mes anterior.

Medio Plazo:

El producto del cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cerró el mes de julio bajo una cotización promedio de 58,80 €/MWh. Este producto ha incrementado su cotización respecto al mes pasado en un 1,28 %.

El primer trimestre de 2020 (FTB Q1-20) cierra julio con un valor medio de 58,66 €/MWh incrementando su valor respecto a la cotización media ruante el mes de junio en un 1,80 %.

El segundo trimestre de 2020 (FTB Q2-20) cierra julio con un valor medio de 51,95 €/MWh incrementando su valor respecto al mes anterior en un 2,19 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo, las variaciones son al alza. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 49,93 €/MWh durante julio incrementando su cotización en un 1,32 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra un incremento de un 1,85% respecto a su cotización en junio situándose en 52,85 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de julio con una cotización de 56,61 €/MWh, un 2,27 % inferior al mes anterior.

El mercado a plazo durante julio se ha comportado de manera similar al spot, los precios se han incrementado pero las cotizaciones han sido moderadas teniendo en cuenta el año anterior.

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

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Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

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Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

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Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

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Cotizaciones producto anual carga base OMIP

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Fuentes: OMIE; OMIP; EIA; EEX; PEGAS; CME Group; REE; Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Weather Underground; AEMET.

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