Resumen del mercado eléctrico en julio: Más de lo mismo

AGRADECIMIENTOS

Antes de empezar con el resumen, quiero agradecer públicamente a:

Gaby V - Sergio SM - José Luís DLF - Ramón R - Mamen A - Ferrán R - Ricardo E - Luís Carlos P - Manel R - Miguel G - Miguel A - Francesc B - Angel D - José Manuel G. - Joaquín G - Jaime T - Daniel M - Alejando C - Pablo O - Eloy S - J Manel L - Eduardo A - Andrés C - Marcial G - Catalina G - Marta B - Álvaro L - Soledad M - Luís G - Paolo T -  José Francisco V

Por esos cafés virtuales (y alguna caña también) a los que me habéis invitado y que han favorecido que  por fin haya cambiado de portátil para poder seguir escribiendo sobre el mercado eléctrico:

Este resumen va dedicado a vosotros.

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Pues podría parecer el día de la marmota de los resúmenes mensuales, pero es lo que hay: siguen las subidas pero comparando con otros años los precios siguen muy contenidos.

Y debemos encontrar las razones en el alza de las temperaturas y mayor actividad económica que van incrementando la demanda y el uso de fuentes más caras. Lo vemos.

Precios regulados domésticos - PVPC

Se intensifica la subida en la factura regulada de electricidad, nada menos que un 6,6% hasta 54,7 € (¡0,1 € menos de mi última previsión para este mes!), pero pongamos las cosas en su sitio: es un 12,2% más barata que la de hace un año o un 12,8% más barata que la de los últimos 4 julios, así que subida sí, pero aún así nuevamente nos encontramos frente a una factura bastante más barata de lo habitual, de hecho no disfrutábamos de un julio tan barato desde el de 2010, no está nada mal.

 

Durante todo el mes, los precios horarios máximos parecían tener techo en los 10 céntimos €/kWh pero en la última semana, coincidiendo con un tirón en la demanda, se superaron. La mayoría del tiempo, los precios diarios han estado oscilando entre los 8,5 y 10 ¢€/kWh, quedando el precio medio del mes en 9,34 ¢€/kWh.

Ahora que ya han pasado varios meses, he cambiado la regresión para el resto de conceptos del término de energía que no son mercado y como resultado se me han incrementado los precios de manera importante para el resto de meses del año, elevándose el coste global de la factura hasta los 656 € (10 € más que la previsión del mes pasado). La previsión para el precio medio anual también sube hasta 9,56 ¢€/kWh.

Y en cuanto a la compensación de excedentes, se incrementan, siguiendo la estela del mercado mayorista, hasta los 3,45 ¢€/kWh (julio del 2019 estuvo en 5,13). De media en el mes y para las horas de mayor producción fotovoltaica, la compensación de excedentes han oscilado entre 3,3 y 3,7 ¢€/kWh

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Aunque de una manera menos pronunciada que en junio, julio sigue con la tendencia alcista y cierra en 34,64 €/MWh (subida del 13,1%), poco más de 2 € por debajo de su última cotización de junio en OMIP. Al igual que con el PVPC, pongámosle en su sitio: no teníamos un julio tan barato desde el de 2009 (34,62 €/MWh) habiendo sido un  32,7% más barato que el del año pasado y un 31,6% más barato que la media de los últimos 4 julios, así que nuevamente estamos frente a un mes extraordinariamente barato para lo que suele ser.

 

Aunque no es algo nuevo, llevamos ya 3 meses en que los precios nada tienen que ver con la demanda, pero en julio menos aún: mientras el pico de demanda se da de media de 13 a 14h el de precios, como es habitual, lo hace de 22 a 23h (lo que vengo llamado el besito de buenas noches que nos dan las eléctricas). La demanda en julio, en el pico de precios de la noche, ha sido un 10% inferior a la del pico de demanda de 13 a 14h, unos -3GWh de media.

El precio anual en estos primeros meses queda en 29,83 €/MWh mientras que el estimado para el año completo casi no se inmuta desde el mes pasado y se sitúa en 33,68 €/MWh.

Los bilaterales vuelven a traer sorpresa. Si el mes pasado era por incorporarse los ciclos, este mes vuelven a desaparecer y la novedad viene del importante repunte de la fotovoltaica que sube hasta un 5,03% desde el 3,76% de junio, esto son 25,2 GWh lo que podrían ser bilaterales (¿quizás en formato PPA?) de entre 100 MW a 150 MW dependiendo de si se hiciera con plantas dotadas de seguidores o no. Y dado que no hay de ciclos ni de carbón tampoco....¿se estarán pasando los electrointensivos a hacer sus bilaterales con solar? Sin mayores novedades en los porcentajes del resto de fuentes.

Este mes, los ciclos son los que más veces han marcado el precio marginal (un 44,1% de las horas) destronando a la hidroelectricidad que queda en segunda posición con un 35,9% de las horas. El carbón que no marcaba ni una sola hora del mes, empezó a hacerlo los últimos 4 días, cuando más demanda ha habido. Suben todos las medias de precios marginales de todas las fuentes, la que más....renovables/cogeneraciones

Futuros

Aunque siguen subiendo todos los horizontes temporales, las subidas se suavizan y no son tan pronunciadas como lo fueron el mes pasado. En el Q4 para este año, somos el único mercado europeo, entre los principales que, aunque ligeramente, sube, el resto bajan.

En general se ha seguido entre estos mercados la misma tónica de estabilidad de precios en la primera quincena para seguidamente bajar hasta los últimos 4 días donde se dio un repunte generalizado. Este comportamiento coincide con el del de precios del CO2.

Fuentes

Con la llegada del calor de forma tan importante aumenta, como cada año por estas fechas, el hueco térmico, que este año se cubre principalmente y como ya ocurriera el verano pasado, con la energía procedente de los ciclos combinados, así que el mayor crecimiento proviene de esta fuente seguida por la nuclear, una vez superadas las recargas y demás incidencias de junio y con el parque al completo, seguido en tercer lugar por la eólica que por fin sobresale un mes en este año y es el julio de mayor generación eólica  de la historia: ¡por fin se nota algo la nueva incorporación! El mencionado orden de fuentes coincide también con las que más han producido en este mes.

La fuentes que porcentualmente retroceden son, por orden, carbón, hidroelectricidad y biomasa. Las principales fuentes para lo que llevamos del año son nuclear, eólica e hidroelectricidad.

Aunque el predominio de los ciclos ha sido absoluto, conviene comparar con el mismo mes  del año pasado para ver cómo están evolucionando las cosas. A nivel generación sólo han sido 200 MWh menos pero la variación de las fuentes es muy reveladora: ¡La nueva eólica y sobre todo la fotovoltaica le come el terreno a los ciclos! El hueco térmico este mes ha sido un 11% inferior al su homólogo para la media del de los últimos 4 años (unos 0,8 TWh menos). Si queremos descarbonizar el sistema eléctrico vamos por el buen camino, pero ¡aún queda mucho recorrido!

La generación renovable, a pesar del aumento de la eólica y las solares pero debido a la disminución con agua y sobre todo al importante aumento de la demanda, baja considerablemente hasta un 39% (veníamos de un 45,1%).

Y con este aumento de la demanda y por consiguiente de la generación con ciclos, aumentan las emisiones de GEI un 30,7% hasta los 4 millones de toneladas. Esto es un 20,5% menos que el julio pasado (5 millones). En lo que llevamos de año ya se han emitido a la atmósfera 20,6 millones de toneladas, lo que son 9 millones menos que para el mismo periodo del año pasado (un 30,4% menos). El factor de emisión pasa de 0,16 a 0,17 toneladas de CO2 por MWh (o kilos por kWh).

Por último con respecto a las interconexiones, pasamos de un saldo neto importador de junio a otro exportador debido a que el spread de precios con Francia se ha reducido a tan sólo 1,23 €/MWh esto ha propiciado que en numerosas horas del mes haya habido exportación en vez de la casi permanente importación, con lo cual el saldo neto con Francia, a pesar de seguir siendo importador se ha reducido bastante hasta los 330 GWh mientras que la exportación a Portugal ha aumentado hasta 748 GWh al igual que con Marruecos hasta los 33 GWh.

Mercados europeos

¡Los nórdicos lo han vuelto a hacer! mientras todo el mundo sube precios, ellos siguen bajándolos, esta vez con menos intensidad (del 62,3% de junio al 25,3% de julio), pero en definitiva tendencia a la baja. Justo en el otro extremo, Italia destaca como el mercado con subida más potente, nada menos que un 35,7% les siguen Francia (29,6%) y Bélgica (16,8%). Italia ha tenido precios altos todo el mes, pero cuando de verdad ha destacado del resto de países han sido en los primeros y últimos días del mes, justo con los repuntes del precio de las emisiones.

  

En julio, los mercados más caros han sido Italia, ibéricos y Reino Unido. En el lado contrario los nórdicos con su ridículo precio (2,35 €/MWh) seguidos a mucha distancia de Holanda y Bélgica. Para el global del año, los más caros son los de siempre: Italia, Reino Unido e ibéricos. Los nórdicos llevan un precio medio para lo que va de año de 9,33 €/MWh, sencillamente impresionante.

¿Por qué conviene poner más potencia de panel que de inversor en una instalación fotovoltaica?

La fotovoltaica ha vuelto, esperemos que esta vez para quedarse. Cuando una persona me pidió consejo para elegir un kit de autoconsumo, vi que había muchas ofertas en el mercado en las que, normalmente, se ofrecía la misma potencia de paneles que de inversor o pelín arriba/abajo, lo cual me ha hecho decidirme a escribir sobre esto.

¿Qué le pasa a los módulos fotovoltaicos en el verano?

Como a todo componente electrónico (un panel fotovoltaico es un diodo “a lo bestia”), la temperatura le afecta sobre manera. Cuando tú te compras un panel de 100W no significa que te de esos 100W en cualquier condición sino, de manera estadística, sólo lo hará en las de laboratorio (que pocas veces coincidirá con las reales), esto es, con una irradiancia y temperatura determinados (normalmente 1.000 W/m2 y 25ºC).  Esto quiere decir que el fabricante ha hecho un montón de pruebas en paneles diferentes en esas condiciones y de media le sale esa potencia (en la realidad cada panel tendrá sus características propias y diferentes, aunque muy parecidas).

Pues bien, un panel bajo las mismas condiciones, no funciona igual a una temperatura que a otra, y la potencia que entrega en el punto de máxima potencia de su curva tensión-voltaje irá variando inversamente con ella, o sea, a mayor temperatura el módulo será capaz de entregar una potencia menor…y viceversa (los paneles de zonas árticas van de maravilla los días soleados).

Estas son las curvas corriente-tensión de un mismo fabricante para un panel policristalino, monocristalino y monocristalino PERC

Como se ve, el aumento de la temperatura hace que la tensión para el punto de máxima potencia se reduzca, o en otras palabras, a un panel le sacas menos chicha cuanto más caliente esté, o sea, en verano.

Esto que vemos gráficamente el fabricante también lo da en forma de fórmula en las hojas técnicas de los paneles y se llama coeficiente de temperatura, que para los ejemplos anteriores es:

• Poli: -0.410%/ ℃
• Mono: -0.38001%/°C
• Mono PERC: -0.36%/℃

Por ejemplo, en idénticas condiciones y si sólo varía la temperatura de la célula, quiere decir que estos paneles de 100W si pasaran a funcionar de 25ºC a 60ºC (35 ºC de incremento), entregarán en su punto de máxima potencia en vez de 100W:

• Poli: -14.35% -> 85,6 W
• Mono: -13.3% -> 86,7 W
• Mono PERC: -12,6% -> 87,4 W

Pero es que da la casualidad de que cuando hay más horas con el Sol atizando fuerte es en verano así que en la época en que más energía generan es en la que más se recorta la potencia que pueden entregar. Resulta que nos acabamos de instalar una planta de 10 kW de paneles a la que le hemos conectado un inversor de 10 kW y justo cuando más energía debería producir el inversor no da más allá de 8-8,5 kW 

La solución

¿Cómo solucionar esto? Pues efectivamente, poniendo un extra de paneles (ahora que valen tan poco esto será un problema menor) pero ¿cuántos? Lo normal que suele poner la gente es entre un 10% y un 30% más que la potencia del inversor. En el caso anterior instalaríamos entre 11 y 13 kW.

Ojo que tampoco podemos poner potencia de panel alegremente porque corremos el riesgo de quemar el inversor algún día frío pero soleado de invierno, así que habrá que cuadrar ese extra de paneles con la máxima tensión admisible del inversor.

A modo de ejemplo, en mi instalación de #autoconsumo, el día que más energía se produjo fue el 3 de abril. Apuesto que ese día en Madrid fue despejado, frío y seguramente con viento.

Resumen del mercado eléctrico en junio: confirmado el repunte ...y los precios bajos

AGRADECIMIENTOS

Antes de empezar con el resumen, quiero agradecer públicamente a:

Gaby V - Sergio SM - José Luís DLF - Ramón R - Mamen A - Ferrán R - Ricardo E - Luís Carlos P - Manel R - Miguel G - Miguel A - Pablo O - Francesc B - Angel D - José Manuel G. - Jaime T - Daniel M - Alejando C - Pablo O - Eloy S - J Manel L - Marcial G - Catalina G - Marta B - Álvaro L - Soledad M - Luís G - Ricardo E 

Por esos cafés virtuales (y alguna caña también) a los que me habéis invitado y que van a favorecer que pueda cambiar de portátil para poder seguir escribiendo sobre el mercado eléctrico:

Este resumen va dedicado a vosotros.

Si te animas tú también, al final del artículo tienes el enlace para hacerlo. Entre todos los que me habéis invitado a estos cafés sortearé un monitor de electricidad por internet que ya no uso pero que está como nuevo.

 ¡Gracias chic@s!

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Pues ya lo comentaba en el resumen del mes pasado y no podemos pretender que lo bueno dure para siempre: seguimos de subidas, algo lógico según se va recuperando la demanda y va apretando el calor, pero como también dije el mes pasado, que tampoco nos ofusquen estas subidas porque los precios que estamos disfrutando a todos los niveles siguen siendo extraordinariamente bajos, y eso también se nota en la factura. Veámoslo.

Precios regulados domésticos - PVPC

La factura sube (por segundo mes consecutivo) un 3,3% hasta 51,3 € y esto es un 12,4% más barata que la del junio anterior o un 14,3% más barata que la de los 4 últimos junios, confirmando pues que a pesar de la subida, nos encontramos ante un buen mes de junio. De hecho es tan bueno que no disfrutábamos de estos precios para este mes desde hace 10 años, o sea, junio de 2010 donde la factura fue ¡de la misma cuantía!

 

Como ya sucediera en los últimos 3 junios, los precios del valle de la tarde (16-17h), de media, son inferiores a los de la madrugada (04-05h): 8,3 frente a 8,9 céntimos €/kWh. El precio medio del mes ha quedado en 8,89 céntimos €/kWh y aunque oscilando con el mercado mayorista de electricidad, la tendencia día tras día no ha parado de subir ( y así desde primeros de mayo). El porqué de esta subida la encontramos en un tema puramente estacional: las grandes fuentes renovables (agua y viento) van aflojando fuelle, dejando paso a otras más caras (gas) para cubrir una demanda que además empieza a ser creciente, desde mediados de mayo, pero especialmente en los últimos 10 días del mes.

 

La previsión para el precio medio de la energía para el año completo sube a 9,34 céntimos €/kWh mientras que la factura anual sube con este empujón 2 euritos hasta los 643 €  y seguramente seguirá haciéndolo los próximos meses. Hay que tener presente que la factura media de los últimos 4 años es de 744 €.

Tal como se preveía, la compensación por los excedentes del autoconsumo en PVPC sigue subiendo acorde a la tendencia del mercado mayorista de la electricidad, quedando la media de este mes en 3,05 céntimos €/kWh (en junio del año pasado estaba en 4,7), nada menos que un 44,5%. Como siempre las horas mejor retribuidas son las del pico de la noche (21 a 24h). Las horas solares han estado oscilando, de media, entre los 3,1 céntimos de la mañana hasta  los 2,6 del valle de la tarde (16 a 17h).

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Con sus más y sus menos, el mercado sigue con la tendencia alcista marcada desde primeros de mayo y tiene un potente repunte del 44% hasta 30,62 €/MWh (veníamos de valores muy bajos), esto son unos 4€ más que su última cotización en OMIP. A pesar de esta importante subida, el valor en sí es bastante bajo y representa el junio más barato al menos desde 2009 que llevo registros, es un 35,1% menor que el del año pasado o un 37,1% inferior al de la media de los últimos 4 junios.

 

El precio medio anual de momento está en 29,02 €/MWh y el estimado del año completo en 33,65 €/MWh aunque lo normal sería que finalmente terminara algo más arriba. Va a depender de si se reactivan las economías y no hay rebrotes importantes de la COVID19.

Este mes no ha habido récords de horas/días caros/baratos y la media de precios ha estado oscilando sobre los 30 €/MWh de 0 a 21h y sobre los 35 €/MWh en el pico de la noche de 21 a 24h. Como ya sucediera el junio anterior, el valle de la tarde es inferior al de la noche. La media de spreads diarios nuevamente sale bajita sobre los 11 €, aunque no tanto como el junio de 2017 que fue de 9.

Las razones de esta subida son las mismas del mes pasado: menos energía barata en el sistema (en mayo fue la nuclear) que es sustituida por energía más cara (ciclos) para satisfacer una demanda poco a poco creciente (ya sólo es inferior al 8% que la del junio pasado, pero si hablamos de energía generada sólo es un 5,8% inferior) además de un incremento importante en el CO2 (un 23% en el mes) y a lo que hay que sumar el creciente coste del agua, pero por otro lado la razón de que tengamos estos precios comparativamente tan baratos es que precisamente el combustible de los ciclos está muy barato.

Novedad con respecto a los bilaterales: los ciclo han vuelto a realizar alguno, el primer mes de este año que lo hacen, eso sí, por muy poca energía, 9,7 GWh (el 0,38% de su energía del PBF)  mientras que el carbón (que el mes pasado no los hizo) lo ha realizado por 37 GWh (el 40%) y sin grandes novedades con el resto de fuentes.

Con respecto a los precios marginales, si en mayo el carbón fijó el precio 1 sola en todo el mes, en junio ¡no lo ha hecho ninguna de sus horas! Nuevamente vuelve a ser la gran hidro la que más horas marca precio, especialmente en los picos horarios de mañana y noche. Además vuelve a ser la fuente de precio marginal más caro, incluso que el de las turbinaciones de los bombeos (como también sucediera en mayo). Los ciclos suelen hacerlo en los valles de noche y tarde y las renovables/cogeneraciones especialmente también en el valle de la tarde.

Futuros

Subidas generalizadas en todos los horizontes temporales, dándose con mayor intensidad en los más cercanos (julio y agosto en producto mes y tercer trimestre en ese otro) y en menor intensidad en el resto. De momento el YR21 se mantiene por debajo de los 45 €/MWh, pero es sólo cuestión de tiempo que rompa esa barrera, más si se cumplen las previsiones de algunos agentes del sector que prevén importantes repuntes del Gas Natural para el final del verano. Iremos viendo.

Cierra Q2 en 23,15 €/MWh, 2,55 € por debajo de su última cotización en marzo y estando todos los cierres por encima, así que, como ya ocurriera con el Q1, aquellos consumidores que hayan cubierto parte de su consumo de este segundo trimestre con el producto Quarter, habrán salido notablemente perjudicados (no así sus contrapartes) ya que el grueso de la energía negociada lo fue entre 40 y 48 €/MWh.

Fuentes de generación y emisiones

La estacionalidad hace mella en la hidráulica y eólica y desciende de manera importante su producción: un 25% y un 16% respectivamente. Por el lado contrario repunta de manera muy importante la generación con ciclos (81%), la nuclear, tras recuperarse del importante bajón de mayo (entre recargas y bajadas de carga) y eso que no ha sido hasta el último día del mes que el parque se puso al 100%. En menor medida lo hace también la solar térmica y el carbón.

Las tecnologías solares van ganando terreno y si el mes pasado aportaron el 12,5% de la generación, en junio sube hasta el 13,6% cuando lo normal otros años es que apenas llegara al 8% ¡menuda progresión, y esto sólo acaba de empezar!

El carbón, a pesar de haber subido casi un 43% se queda a un nivel sólo algo menor que el del año pasado (46 MWh menos) y desde luego muy inferior al de años anteriores (un 83% menos que la media de los últimos 4 junios). El hecho de ser inminente el cierre de varias plantas, no significa que sea a partir de ahora cuando comienza la agonía del carbón como la mayoría de medios generalistas apuntan, lo fue entre marzo y mayo del año pasado, cuando la conjunción de coste de combustible+CO2 en comparación con los ciclos hizo que perdiera rentabilidad la generación con carbón a favor de la de ciclos.

La fuentes que más han generado a nivel peninsular han sido, por orden, nuclear ciclos y eólica. A nivel nacional, nuclear y ciclos intercambian posiciones, quedando por tanto los ciclos en primer lugar. Para lo que va de año serían nuclear, eólica y ciclos (por los pelos porque la gran hidro le pisa los talones).

Con respecto a la generación renovable, vuelve a arrojar un porcentaje superior al de otros años, impulsada por el buen comportamiento de la eólica/solar en conjunción de una demanda algo inferior a la de otros junios. Se ha situado en el 45,2%. y podría haber estado mejor si se hubiera generado más con agua, ya que la producción con esta fuente ha estado entre un año de sequía y uno normal, diría que algo floja para el nivel de embalsado existente.

Las emisiones de CO2 siguen muy contenidas y este mes sólo se han emitido 3 millones de toneladas a la
atmósfera, aún así ese valor representa un incremento del 31,3% con respecto a mayo, pero también un 23% menos que el junio del 19. Para estos 6 primeros meses del año se han emitido ya 16,6 millones de toneladas, un 32,4% menos que en el mismo periodo del año pasado (8 millones de toneladas menos). El factor de emisión sube del 0,13 al 0,16 Mt CO2/MWh y la media del año de momento está en 0,138.

Junio cierra con un saldo neto importador por las interconexiones de 262 GWh, disminuyendo las importaciones de Francia hasta 786 GWh, las exportaciones a Portugal hasta 504 GWh y aumentando las exportaciones a Marruecos hasta 21 GWh.

Mercados europeos

En mayo todavía algunos mercados continuaban con las bajadas de meses anteriores, pero en junio ya no, todos suben con ganas....excepto los nórdicos que nuevamente ¡parece que van a su bola y continúan con las bajadas! Y cuando hablamos de subidas ya sabemos cómo funciona nuestro mercado mayorista ¿no? efectivamente nuestro comportamiento cohete/pluma nos ha hecho, este mes, ponernos a los ibéricos en la cabeza de precios en los principales mercados europeos, seguidos de cerca por Reino Unido e Italia (lo que vengo llamando la 2ª división). En el lado opuesto, los más baratos, han sido, nórdicos, Bélgica y Francia.

 

Los países que suben con más intensidad son Francia, Bélgica y Alemania. Si comparamos con la media de los últimos 4 junios, para todos los mercados está resultando un mes barato, pero en especial para los nórdicos con mucha diferencia y en menor medida a Italia y Reino Unido.

Llegados a la mitad del año, los mercados con mayor precio medio son los habituales Reino Unido (32,69 €/MWh), Italia (32,23 €/MWh) e ibéricos (ESP-29,04 / POR-29,08 €/MWh) mientras que los más baratos son nórdicos (10,49 €/MWh), Alemania (23,38 €/MWh) y Francia (23,69 €/MWh).

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Resumen del mercado eléctrico en mayo: empieza el repunte pero seguimos con precios bajos

AGRADECIMIENTOS

Antes de empezar con el resumen, quiero agradecer públicamente a:

Gaby V - Sergio SM - José Luís DLF - Ramón R - Mamen A - Ferrán R - Ricardo E - Luís Carlos P - Manel R - Miguel G - Miguel A - Pablo O - Francesc B - Angel D - José Manuel G. - Jaime T - Daniel M - Alejando C - Pablo O - Eloy S - J Manel L - Marcial G - Catalina G - Marta B

Por esos cafés virtuales (y alguna caña también) a los que me habéis invitado y que van a favorecer que pueda cambiar de portátil para poder seguir escribiendo sobre el mercado eléctrico:

Este resumen va dedicado a vosotros.

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Todo indicaba que mayo iba a ser la crónica del repunte anunciado y finalmente así ha sido ya que tanto el mercado mayorista como la factura han subido precios, bastante más el primero que el segundo, sin embargo que tampoco este hecho haga que nos ofusquemos y pensemos en catastrofismos cuando es justo lo contrario: en ambos casos estamos ante un magnífico mes y sin precedentes. Y la tendencia aunque ahora sea alcista mes a mes, va a ser un calco ya que veremos precios ligeramente mayores pero que comparados con su mes correspondiente de otros años seguirán siendo muy buenos. En este sentido, ¡menudo 2020 estamos disfrutando!

Precios regulados domésticos - PVPC

La factura sube poco más de 2 € con respecto a la de abril, esto es, un 4,6% hasta situarse en 49,7 €. Sube si, pero es un 19,3% más barata que la de hace 1 año o un 17,9% más barata que la media de los últimos 4 mayos, lo que la convierte, como ya sucediera con la de abril, en el mayo más barato desde la liberalización del mercado en 2009.

 

Lo curioso de este mes, en que los precios han ido de menos a más de manera continuada es que empezó el día 1 con doble récord: la hora y día del año más baratos con 5,73 y 6,28 céntimos €/kWh respectivamente. La media del mes ha quedado en 8,01 céntimos €/kWh. Nuevamente y de media, el precio del valle de la tarde ha sido inferior al de la madrugada. Además la diferencia de precios entre el pico de la noche y el valle es menor aún que la de abril y queda en 1,16 ¢€/kWh: como vengo diciendo desde hace tiempo, parece que nos encaminamos año tras año hacia una tarifa plana de precios.

 

Con respecto al global del año, el precio medio estimado sigue bajando y se sitúa en 9,22 ¢€/kWh con una factura de 641 €. A pesar del repunte de precios, este mes las estimaciones para el mercado de futuros ha continuado estable o a la baja la gran parte del mes y no ha sido hasta a partir del 22 que han empezado a subir algo. Además ha mejorado bastante el componente de coste de ajustes del sistema (caída de un 34,4%). De seguir así es posible que alcancemos a la factura de 2010 (631 €) aunque lo veo bastante improbable (calculo que finalmente terminará sobre los 680 €). Recordar una vez más que sólo el 40% de los consumidores está disfrutando de estos precios ya que el resto se encuentra en mercado libre, la inmensa mayoría con las eléctricas tradicionales lo que les hará estar pagando mucho de más. Cambiarse al PVPC es tan fácil como hacer una llamada....

Potente repunte del 20,65% con respecto a abril para la compensación de excedentes en autoconsumo con PVPC, aunque todavía en valores muy bajos. La media del mes queda en 2,11 ¢€/kWh y para las horas solares se ha situado, también de media, entre 1,8 y 2,1 ¢€/kWh. Es de esperar que estos precios suban de manera importante los próximos meses.

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Importante repunte en el mercado mayorista de electricidad de un 20,4%, algo lógico al venir desde un valor tan bajo de abril, quedando finalmente en 21,25 €/MWh y sólo 0,15 € menos que su última cotización en abril. A pesar de este repunte es un valor tan bueno para este mes, que no ha habido un mayo tan barato al menos desde 2009 (no llevo datos de antes). Para ponerlo en contexto es un 56,1% más barato que el de 2019 y un 51,7% que el de la media de los últimos 4 mayos.

 

Como sucediera con la factura regulada, mayo empezó el día 1 con récord de precios bajos del año, a la hora (1,02 €/MWh) y al día (4,63 €/MWh), sin embargo la tendencia desde ese día fue ascendente, salvo fines de semana y en menor medida algún que otro día especialmente ventoso. Esta tendencia podría explicarse por una apreciable recuperación de la demanda (sólo un 10,5 % inferior a la de mayo del año pasado en el programa PBF que es el que justifica los precios) y el resurgir de la generación con ciclos a partir del lunes 18, aunque ninguna de las 2 causas me parecen de suficiente peso para el incremento de precio de ese 20%. Quizás esto se viera agravado por la menguante generación con agua (especialmente desde el sábado 23), a pesar de tener unas reservas más que considerables. Enfín, como digo en redes sociales, los caminos del pool son inescrutables....

El mercado ha tenido unos precios realmente bajos a cualquier hora del día, pero la media de precios horarios ha estado rondando los 20 €/MWh de 00 a 15h, hora en la que se entra en un valle de precios (este mes no ha habido prácticamente valle nocturno) con pico de precios a partir de las 19h. El spread de precios nuevamente es mínimo: 10,37 €/MWh.

El precio medio anual hasta el 31 de mayo se situaba en 28,7 €/MWh y el estimado para el año completo desciende desde los 33,22 del mes pasado hasta 32,06 €/MWh seguramente empecemos a ver como a partir de ahora el estimado del año aumenta mes a mes según se vaya recuperando demanda y quizás los precios del gas natural mayorista especialmente después del verano...es algo que iremos viendo.

Un mes más sin bilaterales con generación fósil y de recuperación de los porcentajes en las 2 fuentes con mayor volumen: nuclear e hidro. La fotovoltaica sigue repuntando ligeramente hasta el 3,24% cuando hace un año la cuota era del 0,05%. Seguramente según veamos más parques entrando en funcionamiento, seguirá subiendo el porcentaje.

Con respecto a las fuentes que marcaron el precio, destacar que el carbón sólo lo hizo 1 hora y en el lado opuesto la gran hidro lo hizo en un 52,8% que si sumamos las del bombeo (12,2%) vemos que el agua ha sido quién ha fijado los precios en mayo en un 65% de las horas y además, el mundo al revés, el precio medio marginal de la gran hidro (24,1 €/MWh) ha sido superior al de bombeos (22,61 €/MWh), de hecho, ha sido la fuente marginal más cara. Las renovables/cogeneraciones, por el lado contrario, han sido las más baratas (15,96 €/MWh).

Este repunte de precios seguramente es debido al ligero aumento de la demanda: si ésta en el programa PBF de abril fue un 14,6% inferior a la del año pasado, la de mayo sólo lo fue en un 10,5%, esto ha provocado un mayor uso de ciclos.

Futuros

En general se han seguido apreciando descensos en los diferentes productos de los mercados de futuros de OMIP en la primera quincena de mayo, para pasar a una estabilización en la segunda. Esto hace que la tendencia siga siendo bajista para los próximos meses, aunque de manera menos intensa. Como es habitual en estos escenarios las mayores bajadas se corresponden a los horizontes temporales más cercanos.

El Q2 de momento está en 19,48 €/MWh cuando su última cotización de marzo cerró en 25,7 €/MWh (su cotización más baja). Difícilmente se llegue a ese valor así que parece que habrán sido buenas operaciones las de los vendedores, no tanto las de los compradores.

Fuentes de generación y emisiones

Tremendo bajón de la energía nuclear al estar la mayoría del mes parados 3 reactores por recarga: Almaraz I (la primera que paró y a día de hoy sin entrar en rampa: está previsto para el 22 de junio lo cual sumará un total de más de 2 meses de parada), Ascó I y Trillo. Las otras fuentes que bajan son la gran hidro y el carbón. El resto sube, de manera más importante y por pura estacionalidad, las solares (la fotovoltaica ha cubierto ella solita el 9,6% de la demanda, entre las 2 ha sido el 13%), seguidas por ciclos y eólica o biomasa dependiendo si miramos su energía o su porcentaje de incremento.

Curioso comportamiento el del agua, con los embalses a un nivel muy alto de llenado (70,3% de reservas) y sin embargo reduciendo generación a favor de los ciclos, especialmente desde el domingo 17. Como vimos ha sido la fuente marginal más cara del mes.

Las fuentes que más han generado este mes han sido, por orden, eólica, nuclear e hidroelectricidad. En el global del año son nuclear, eólica e hidroelectricidad.

Con la demanda mermada (aunque cada vez menos), el porcentaje de generación renovable sigue en niveles bastante altos y llega hasta un 54,5%

Por otro lado a pesar del aumento del hueco térmico de 287 GWh, como este ha procedido de los ciclos (el carbón ha reducido generación) las emisiones aumentan con respecto al mes pasado sólo en 161.000 toneladas de CO2 (incremento del 7,5%) quedando las de mayo en 2,3 millones de toneladas emitidas a la atmósfera. Esto es 1,1 millones de toneladas menos que en mayo del año pasado (-67,1%). En lo que llevamos de año la reducción con respecto al mismo periodo del año pasado ha sido del 34,2% y asciende a 13,6 millones de toneladas emitidas. De seguir así, muy probablemente terminemos el año por debajo de las 40 millones de toneladas de emisiones GEI ¡algo inaudito! El factor de emisión pasa de 0,12 a 0,13 tCO2/MWh

Con respecto a las interconexiones, sube el saldo importador con Francia un 65% hasta 1.293 GWh, el exportador con Portugal un 16,5% (-601 GWh) y baja el exportador a Marruecos un 52,3% (-18 GWh)

Mercados europeos

Comportamiento dispar en los principales mercados. La mayoría suben de precio respecto a abril, los de mayor intensidad nórdicos, ibéricos y Francia, sin embargo Italia, Reino Unido y Holanda continúan bajando, pero común a todos los mercados e independientemente de esta variación, es el precio bajo con respecto a un mayo "normal" (la media de sus últimos 4 mayos) que varía desde el -73% de los nórdicos hasta el -43% de los alemanes: para toda Europa ha sido un mes estupendo en precios.

 

A destacar algo que juraría no haber visto nunca antes: Reino Unido tuvo el día 23 una media de precios negativos, justo el día antes que otros 3 mercados: el 24 estuvieron en negativo Alemania, Francia y Bélgica. ¿La offshore que está desplegando Reino Unido estará empezando a dar sus frutos?

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Apuntamiento de la fotovoltaica: Houston ¿tenemos un problema?

La fotovoltaica de siempre había tenido un apuntamiento positivo, esto es, al producir en las horas centrales del día, cuando hay más demanda, coincidía con los mayores precios del “pool” y por tanto su energía media ponderada siempre es mayor que el precio medio. Tenemos tan poca fotovoltaica instalada, que mientras hay producción fósil o con agua en esas horas, los precios en ese espacio de tiempo seguirán siendo altos.

Esto no quiere decir que no se hayan dado casos de apuntamiento negativo en el pasado. Ha sucedido pero de una manera esporádica y sólo de manera mensual o diaria. Desde 2012 (no he mirado más atrás) se han dado apuntamientos negativos en:

• Febrero de 2013 con un -0,2%
• Marzo de 2016 con un -1,2%
• Junio y octubre de 2019 con un -0,3% y un - 0,9% respectivamente (notad que con el declive de precios en las fósiles sucede 2 meses en el mismo año)

Pero llegó 2020 y la alineación planetaria perfecta: Sobreoferta fósil, bajada de demanda por los confinamientos y por tanto desplome de precios.

Y todo esto ¿cómo le está afectando a  los precios de la fotovoltaica? Pues este 2020 y de momento ¡es el primer año de apuntamiento negativo!

Cierto es que queda casi todo el año y el grueso de la energía de la fotovoltaica aún está por llegar, pero de momento pinta mal. Si vemos la evolución en este mismo año, enero empezó como siempre, con apuntamiento positivo (1,8%), pero desde entonces todos los meses han sido negativos, incluido por 2 céntimos de €, marzo.

Y desde luego el peor mes, con diferencia está siendo este mayo (-9,8%), aunque sólo incluyo los 17 primeros días. Veremos cómo termina el mes.

Dentro de mayo, dentro de ese rango de días, los peores han sido el 1,10 y 3 con -43%, -22,6% y -22,3% respectivamente. Sólo ha habido con apuntamiento positivo los días: 5, 11, 12, 13 y 15. El mayor de ellos con 5,1% el día 15. El resto de días han sido negativos.

Excepto el del día 5, el resto de positivos se han dado en días de diario de esta última semana, que parece coincidir con una cierta tendencia de repunte de precios.

Es muy llamativo, lo que sucede en los días: 1, 2, 3, 4, 9, 10, 16 y 17 donde el precio medio ponderado de la generación fotovoltaica en el programa PBF (que es el utilizado para formar los precios en OMIE) sea tan inferior al precio medio diario y al valor de la energía excedentaria del PVPC.

Con el viento tirando cada vez menos y la demanda recuperándose (y más con el calor), personalmente creo que se volverá a la "normalidad" de apuntamientos positivos. ¡Veremos a ver qué pasa los próximos meses!

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