Resumen del mercado eléctrico en febrero: siguen las bajadas

Estos primeros meses del año que sirven para ver por donde "respira" el mercado son un querer y no poder. Los fundamentales y CO2 bajan y por tanto todo lo que conlleva también (mercado de contado y de futuros, factura doméstica regulada, etc), pero de momento nada contundente.

Queríamos ver señales claras de bajadas y sólo son ligeras, además de que el tiempo tampoco ayuda porque de momento esto tiene casi la misma pinta que 2017 con mucho sol y poco viento y agua. El asunto del Brexit también ronda en los precios, ya que de ser duro veríamos abundancia de venta de derechos antes de que no les sirvieran para nada a las empresas de Reino Unido al quedarse fuera del sistema, o sea precio del CO2 bajo. Es curioso pero hasta mediados/finales del mes que había mucho desanimo con esto, el CO2 bajaba y desde entonces que se habla de nuevas votaciones o prórrogas está subiendo...y ya sabemos lo que le hizo en 2018 a los precios.

Precios regulados domésticos - PVPC

He cambiado ligeramente mis datos de facturas. Antes tomaba los meses como iguales, con el mismo número de días (365/12) y tenía unos resultados muy uniformes, donde se apreciaba bien las tendencias. Ahora tomo los días que de verdad tiene el mes y obtengo resultados más reales, pero con los altibajos que suponen tener un número diferente de días cada mes.

Teniendo en cuenta esto, la factura de febrero baja de manera muy notable, como casi todos los febreros (son 3 días menos), un 14,4% hasta los 58,9 € (9,9 € menos que en enero). También es un 1,2% más barata que la del febrero pasado, pero es un 2,5% superior a la media de los 4 últimos febreros (57,4 €), pero debido al año tan barato que fue 2016, porque vemos que toma unos valores muy similares a los febreros del 15,17 y 18

 

Si miramos los valores horarios medios, vemos que en general se han tenido unos valores ligeramente inferiores a los febreros de los años anteriormente comentados y como la tendencia a tener un spread de precios medios (diferencia entre horas más caras y horas más baratas) como viene siendo tendencia de un tiempo para acá, cada vez es menor y el de este año ha tocado mínimo en 2 céntimos de € por kilovatio hora, o dicho de otra forma, cada vez hay menos diferencia entre horas caras y horas baratas y parece como si tendiéramos hacia una "tarifa plana" de precios. El culpable está sobre todo en las horas valle, que cada vez lo son menos.

La mayoría de los días de febrero, el precio ha estado oscilando entre los 0,11 y 0,13 €/kWh, tomando como valor medio con el perfilado de REE,  0,120671 €/kWh

Con respecto a la factura anual, acabamos de empezar el año y todo puede pasar, pero de momento todo apunta a ser un año más barato que el pasado, sobre todo por los meses del verano, ascendiendo la factura a 775 € unos 10 € menos que el año pasado y un precio anual medio de 0,1222 €/kWh (buen dato para comparar con tus facturas).

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Finalmente febrero ha quedado en 54,01 €/MWh, 5,24 € menos que su última cotización de enero. Ha bajado un 12,9% con respecto a enero, un 1,6% con respecto al de 2018 pero es un 22,3% más caro que los últimos 4 febreros. Nos encontramos ante un mes con valores similares al de los 2 últimos años, o sea en la banda "cara".

 

La mayoría de los días el precio medio diario ha estado oscilando entre los 55 y 60 €/MWh, sin embargo al final ha quedado más bajo por los días ventosos de la primera quincena. Especialmente el día 10 que trajo record de precio bajo anual (ya superado el 3 de  marzo). Se nota mucho la estabilidad del tiempo de los últimos 10 días en el spread diario que es bastante reducido (unos 12 €/MWh) y que ha ido de más a menos en el mes, quedando como valor medio del mes 18,89 €/MWh. Nuevamente debido, sobre todo, al progresivo encarecimiento de las horas valle

 

Con la previsión de precios a futuros, el precio para todo el año 2019 queda en 56,41 €/MWh, más barato pues que 2018 (57,29). Quizás siga bajando algo más en marzo, pero seguramente luego ya empezaremos con el rally. Será interesante ver qué pasa con el Brexit a finales de marzo y el coste del CO2.

Los días 3 y 10 no fijó precio ninguna hora, ni el carbón, ni los ciclos. Esos días OMIE estuvo en 48,4 y 37,3 €/MWh respectivamente, marcando los precios en exclusiva el agua y las cogeneraciones.

Como siempre el agua en la inmensa mayoría de las veces, es la última tecnología en entrar a la hora de fijar los precios de las horas punta de la mañana y noche. El valle de la noche se lo reparten cogeneraciones y carbón y el del mediodía, cogeneraciones y ciclos. Es curioso comprobar que en los últimos meses hay un aumento de horas de ciclos y cogeneraciones en detrimento del carbón (y del agua para febrero)

Futuros

Vuelven a caer de manera significativa todos los horizontes temporales, dándose sobre todo en las 3 primeras semanas del mes para subir ligeramente en la última. Como siempre que hay caídas, el siguiente mes (Marzo) es el que lo hace de manera más intensa y según nos alejamos en el tiempo, los siguientes meses son mucho más leves, sucediendo lo mismo con los trimestres.

Las bajadas del diario y de los futuros se deben sobre todo a una situación favorable de los fundamentales relacionadas con las fósiles (bajadas del carbón, del gas y del CO2).

 

De momento el Q1 se sitúa en 58,2 €/MWh y la estimación es que termine sobre los 54,65. Su última cotización de diciembre fue 61,57 €/MWh.

España e Italia han sido los países que han bajado con menos fuerza el Q2: ¡del orden de la mitad! (sobre del 4% frente al 7%)

Fuentes de generación y emisiones

A lo largo de febrero, según veía el panorama, he ido haciendo referencias al viento en mis previsiones para la #PorraPool (con el HT #EóloDóndeEstás) y es que este ha sido un febrero nefasto para la energía eólica con una bajada del 39% con respecto a enero, siendo el peor febrero de los últimos tiempos (de hecho no se generaba tan poco desde febrero de 2009, con 18,7 GW instalados, 4,3 GW menos que en la actualidad).


Las otras fuentes que más han bajado han sido carbón y ciclos. En febrero han bajado casi todas las fuentes, más que nada porque debido al buen tiempo la demanda también ha sido mucho menor. Las fuentes que más suben son las solares, la termosolar especialmente con un 60%, por pura estacionalidad pero también debido al "buen tiempo" (se ve la complementariedad con la eólica). La tercera y última fuente en subir, ha sido la hidroeléctrica.

Las fuentes que más han generado este mes han sido, por orden: nuclear, eólica e hidráulica y para lo que llevamos de año, nuclear, eólica y ciclos.

En cuanto a la generación renovable, el bajón eólico resiente nuestra cuota que queda en un 37,6% valor muy parecido al de 2018 y muy alejado a lo que debiera ser normal por estas fechas.

Por último, el CO2 emitido a la atmósfera por nuestro sistema eléctrico en febrero, asciende a 4,7 millones de toneladas (a confirmar por REE cuando salga el dato) y a 10,7 para lo que llevamos de año, con una reducción del 4,6% para el mismo periodo del año pasado. El factor de emisión queda en 0,231 tCO2/MWh también a confirmar por REE.

Mercados europeos

Por si en enero había alguna duda, febrero a puesto a cada país en su sitio y de nuevo se ven las 2 agrupaciones en precios (1ª y 2ª división) habituales: los más caros Italia, Reino Unido e ibéricos por el lado caro y el resto en el barato. Esto se aprecia perfectamente en la gráfica diaria, desde el día 12 en adelante. Los países que más bajan con respecto al mes anterior son Francia, Bélgica y Holanda, mientras que los que lo hacen con menor intensidad somos los ibéricos (como no), Alemania y los nórdicos.

 

Este mes hemos sido los más baratos de los principales mercados europeos, los días 1 y 2 y los más caros los días 5, 6, 12, 13 (ligeramente por detrás de Portugal) y 19.

¿Cuánta nueva generación fotovoltaica cabe en el sistema?

En muchas de mis publicaciones comento que tenemos un sistema eléctrico muy desequilibrado con mucha eólica y muy poca solar, algo que hace muy ineficiente la lucha contra las emisiones de GEI.

También desde hace años alimento el hashtag de twitter #Mas10GigasSolaresYa porque pienso es lo mínimo que le hace falta al sistema con urgencia. Llegué a esa cifra con unos números "gordos" necesarios para empezar a equilibrar el sistema, aunque también con números gordos, siempre pensé que cabían muchos más, en total (nuevos más los 4,4 que ya hay) unos 23-25 GW, pero si soy sincero, nunca he llegado a hacer números más finos, así que ¡llegó el momento!

¿Qué debería desplazar del sistema la nueva fotovoltaica?

En general cualquier nueva renovable (en nuestro caso la fotovoltaica) debería desplazar del sistema:

1. Aquellas fuentes más contaminantes y generadoras de GEI
2. Aquellas fuentes más caras

Normalmente coinciden los puntos 1 y 2, pero ¿cuáles son esas fuentes?

Las del punto 1 son todas aquellas que necesitan quemar combustible, especialmente carbón y fuel (en sistemas extrapeninsulares), pero también, ciclos combinados, cogeneraciones, residuos e incluso la biomasa.

Las del punto 2 son prácticamente las mismas pero aparece una fuente renovable: el agua.

Así cada nuevo MWh renovable añadido al sistema, debería servir para eliminar de él la misma cantidad de energía de las mencionadas fuentes.

Montando el modelo de simulación

Dicho y hecho. Voy a ver qué habría pasado en 2018 según vaya metiendo más fotovoltaica con datos reales, para lo cual he descargado la generación P48 (es el fichero de REE que indica la generación de cada fuente tras pasar por OMIE y servicios de ajuste, siendo pues una foto bastante real del mix final) de las fuentes implicadas. En una primera fase las reduciré a Carbón, Ciclos y agua, las que llamaré "caras".

Por otro lado, para disponer de datos lo más reales posibles, he generado las horas equivalentes horarias de la FV existente de todo el año para aplicárselas a la nueva fotovoltaica a incorporar. Todos los datos son horarios y trataré de ir añadiendo nueva potencia y ver en qué momento la generación de esas 3 fuentes caras se vuelve 0 o toma valores negativos y durante cuántas horas. Recordamos que 2018 fue un año solar malo

Hasta 5,8 GW seguiría habiendo producción "cara" todas las horas del año, pero según aumentamos este valor vamos consiguiendo determinadas horas donde la generación con fuentes caras sería 0. Las horas/días más críticos serían:

• El 1 de enero de 11 a 12h, festivo, muy baja demanda y bastante viento
• El domingo 7 de octubre de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento
• El domingo 13 de mayo de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento

Parece pues que nos encontramos un patrón en las horas/días más complicados a la hora de incorporar más potencia fotovoltaica: son festivos de baja demanda y relativamente bastante viento (en esas horas se generó a razón de unos 8 GWh de eólica).

Si sólo tenemos en cuenta estas fuentes caras, pero seguimos incorporando potencia FV, lógicamente el número de horas/días se incrementa, casi de forma exponencial, de tal forma que si incorporáramos 9,5 GW de nueva fotovoltaica, en 2018 hubiera habido 111 horas (el 1,3% de horas del año) con exceso de energía. Podrían no parecer muchas, pero es algo preocupante, sobre todo para el Operador del Sistema (REE) que tiene que cuadrar generación con consumo el 100% de las horas del año, debiendo pues acometer acciones adicionales como puede ser parar generación renovable, cosa nada recomendable puesto que sería un desperdicio, o actuar sobre otras fuentes y aquí es donde hallaremos la solución.

Pero ¿sobre qué fuentes? Veamos, estas horas tan críticas, necesariamente deberían ser muy baratas (con el permiso de nuestras maravillosas condiciones complejas, que pueden hacer que a pesar de no entrar absolutamente nada de energía cara en estas horas, eleven su precio por la que si entrará en las horas anteriores y/o posteriores) y aquí es donde pueden intervenir los bombeos (nuestras baterías) y las interconexiones, ya que estas fuentes (si así las podemos clasificar) actúan en función de los precios.

Activando bombeos

En el caso de haber excedentes de FV se podrían activar los bombeos. En la simulación se ha tenido en cuenta el bombeo horario de todo el año con respecto al máximo posible, de tal forma que si en una hora determinada se estuviera bombeando, sólo se considera la cantidad de energía restante hasta el máximo. Esto es equivalente a provocar un aumento de demanda.

Esto es un poco ficticio porque el bombeo depende exclusivamente de los interesas de las compañías  y no se las puede obligar a realizarlo (de siempre he pensado que la energía del agua debería gestionarla el Operador del Sistema - REE), pero si existen horas baratas en el mercado, lo lógico es que éstas lo aprovechen...

De hacerlo, vemos que el panorama cambia radicalmente. Ahora la potencia crítica empieza a partir de casi 7 GW de FV, pero aumentando bastante la potencia, las horas críticas aumentan muy poco y con 10,5 GW solares tendríamos sólo 24 horas complicadas en todo el 2018 (el 0,3% de las horas) dándose en Abril, Mayo y Octubre.

Para obtener las 111 horas del caso anterior, tendría que haber instalados unos 14,3 GW de FV.

Exportando a nuestros vecinos

Pero podemos ir un paso más y pensar que si en estas horas, nuestra energía es barata, seguramente también podríamos exportarla a nuestros vecinos utilizando las interconexiones. En este caso, al igual que los bombeos he mirado el saldo horario de cada país para todas las horas del año. En el caso de, para una hora/país concretos fuera importador, lo he tenido en cuenta y lo he sumado hasta el máximo exportador. Si ya fuera exportador, sólo he tenido en cuenta la energía restante hasta el máximo exportador.

Con el resultado de aplicar lo anterior, junto con bombeos y las fuentes caras obtenemos unos resultados mucho más favorables a la introducción de nueva potencia fotovoltaica y hasta 14 GW no habría problemas. Se pueden añadir considerables cantidades de GW más incrementando sólo un poco las horas problemáticas y con 22 GW sólo serían estas del orden de 43 (el 0,5% de las horas) dándose principalmente en los mismos meses que el caso anterior: Abril, Mayo y Octubre (y 1h en enero). Para obtener las 111 del primer caso, harían falta instalar 25,5 GW de FV

¿Y para el año 2017?

Montando el mismo modelo y sólo retirando agua, carbón y ciclos, hasta 4,2 GW no habría problema, pero a partir de ahí habría alguna hora problemática:

 

• El miércoles 19 de abril de 13 a 15h. 2 horas donde la demanda es baja por ser abril y con vientos fuertes (unos 11 GW)
• Domingo 31 de diciembre de 13 a 14h con vientos de 12,2 GW. 

Las siguientes gráficas resultan de activar bombeos y exportando por las interconexiones respectivamente:

 

Observamos una vez más que según vamos gestionando estas fuentes, la potencia fotovoltaica a instalar sin que se produzcan problemas en el sistema, aumenta  de manera muy considerable, aunque para este año sale una cantidad menor.

Conclusiones

A la hora de hacer este estudio me he llevado alguna que otra sorpresa y de cambio de pensamiento ya que siempre que hablaba sobre este tema veía sólo la tan necesaria reducción del hueco térmico del verano, época en la que la mayoría de los días se podría introducir mucha solar sin necesitar el uso de interconexiones ni bombeos y además es la forma más eficaz ya que en estos meses la eólica no "tira".

En el ejemplo de la gráfica anterior, vemos 3 días de julio de 2018 en los que sólo reduciendo hueco térmico y generación con agua en horas solares, caben sin problema 14,5 GW de nueva solar (serían 32,5 GW activando bombeos y conexiones)

Sin embargo no es lo mismo "la mayoría de los días" que todos los días en todas sus horas y aquí es donde se me han roto los esquemas ya que algunos días ventosos de baja demanda puede haber horas problemáticas para el sistema. La primera sorpresa es la poca FV nueva que "cabe" en el sistema antes de que haya alguna hora problemática (4,2 GW en el 2017 o 5,8 GW en el 2018). Curioso que 2017 a pesar de haber sido un año eólico/hidroeléctrico mediocre y especialmente bueno en solar, sin embargo, contra todo pronóstico, empieza a presentar problemas bastante antes que en 2018.

Siempre decía que con la FV no hacía falta ampliar interconexiones, pero cuando ves que usándolas puedes duplicar o triplicar la cantidad de potencia a instalar, pues.... bienvenidas sean (de hecho no he considerado las nuevas con Francia y Marruecos).

No he contemplado la reducción de otras fuentes, pero sería interesante ver que se puede hacer con la cogeneración/residuos/biomasa de tal forma que también pudieran reducir energía en las horas solares. También sería interesante contemplar la posibilidad de transformar nuestro parque nuclear desde potencia base a potencia flexible (realizando modificaciones en las centrales). Con ambos cambios el potencial para la nueva FV (o eólica) se abriría de manera muy, muy importante.

En un futuro, tal vez no tan lejano, las nuevas instalaciones deberían realizarse con algunas horas de almacenamiento. Hasta que llegue ese momento (aún deben bajar muchísimo de precio, si hablamos del Litio), y si resulta imposible lo planteado en el párrafo anterior, no cabrá más remedio que desperdiciar energía renovable algunas horas al año. El hándicap estará en minimizar estas.

Por último creo que según se vaya incorporando nueva FV, se debería favorecer el consumo en estas horas para que los problemas se minimizaran. La manera de realizar esto es mediante los periodos horarios de las tarifas eléctricas debiendo ponerse las horas solares como valle. Esto podría ser especialmente interesante de cara a poder recargar el coche eléctrico y muchísimo más si se termina de implantar la tecnología V2G (Vehicle to Grid). Quizás con esto no haría falta lo dicho en el párrafo anterior y sería el propio conductor quién pondrá esa necesaria capacidad de almacenamiento.

Con este ejercicio ha aumentado, si cabe, mi admiración por nuestro Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) que cuadra la generación con el consumo TODAS LAS HORAS DEL AÑO y que hace posible el milagro de que siempre que le damos al interruptor se encienda la luz: ¡menudo trabajo os espera chic@s !

Resumen del mercado eléctrico en enero: Mes de transición

Esperábamos un 2017 barato y fue caro. Esperábamos un 2018 algo más barato que 2017 y fue más caro aún. Todos los pronósticos  a finales de 2018 apuntaban a un 2019 todavía más caro.... ¡menudo panorama!

Con esta perspectiva, hemos empezado el primer mes del año con un poco de todo en cuanto a precios de mercado, factura, fundamentales, que como siempre tendremos que ver cada uno por su lado, pero con tan poco recorrido de año y sabiendo que vienen los mejores meses del año, es pronto para que enero sea representativo.

Precios regulados domésticos - PVPC

Ligerísima bajada con respecto a diciembre de 20 céntimos quedándose en 67,5 € (-0,4%), pero 4 € más que la de enero del año pasado (6,3%) y con respecto a la que más me importa, la media de los últimos 4 eneros, se sitúa  1,6 € por encima (o sea un 2,5%). Estamos pues ante un enero que siendo de los caros, tampoco bate records y llega a un valor ligeramente inferior al de 2015.

 

La mayoría de los días, el precio medio ha estado oscilando entre los 12,5 y 13,5 céntimos el kWh excepto los últimos días donde el precio cae debido a los vendavales y al mayor aporte de agua barata en el sistema. El precio medio sin perfilado de REE se sitúa en 12,89 céntimos/kWh mientras que el de REE lo hace en 13,02. Como viene siendo la tónica últimamente, las horas valle aumentan de precio reduciéndose la diferencia con respecto a las pico, así el spread medio se sitúa en 1,95 céntimos/kWh el valor más bajo para un enero desde que existe el PVPC.

Con la bajada de precios a futuros, el estimado de la factura regulada anual asciende a 786 € (el mismo valor que se preveía el mes pasado), 2 € por encima de la del año pasado y sería la segunda más cara de la historia, tras la de 2012 (793 €), quedando tercera la de 2015 (785 €). Este valor puede variar mucho todavía y seguramente baje en estos próximos meses, para luego aumentar a partir de medios de año, pero eso lo iremos comprobando.

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Finalmente enero quedó en 61,99 €/MWh, 2 € menos que su última cotización en diciembre, con una subida del 0,3% respecto a diciembre y del 24% con respecto a enero del año pasado (que quedó en 49,98). La subida con respecto a la media de los 4 últimos eneros (52,4 €/MWh) es de 18,3%, luego podemos decir que estamos ante un enero muy caro, tan sólo superado en la última década por el de 2017 con 71,49 €/MWh

 

El precio medio ha estado oscilando la mayoría de los días entre los 50 y 60 €/MWh y sólo al final, con la entrada de los grandes vientos y lluvias continuados se ha podido romper esos valores. De hecho nos hemos pasado todo el mes (excepto el día 6) por encima de los 60 euros, barrera que se ha conseguido romper tan sólo los 5 últimos días. De manera muy acusada, el spread medio este enero (20,52 €/MWh) ha sido muy reducido habiendo muy poca diferencia entre horas caras y baratas con respecto a otros años

 

Sin grandes cambios en el porcentaje de horas que marca precio el agua 54,7, siendo algo superior al del mes pasado. Como siempre el agua ha marcado precios en los picos y en los valles lo hacen, en el de la por la noche carbón y cogeneración y en el de la tarde carbón y ciclos, principalmente.

El precio estimado para el 2019 baja hasta 58,82 €/MWh A finales de 2018 el CAL19 estaba en 61,97 €/MWh. ¡Esperemos que siga bajando!

Futuros

Tras el ligero repunte de diciembre, enero ha venido cargado de bajadas en todos los horizontes temporales, los meses que más son marzo y junio con una caída del 8,4% desde sus últimas cotizaciones de diciembre. Aún así los valores que apuntan los meses más cercanos son increíblemente altos y deberían seguir corrigiendo a la baja según avancen los días/semanas/meses. Todo dependerá de cómo evolucionen los fundamentales y del grado de lluvias/generación eólica

 

Aunque si nos fijamos en la segunda gráfica, vemos cómo tomando el mes de mayores bajadas, marzo, somos el país al que menos le afecta a la baja la cotización de fundamentales cuando estos se abaratan (-8,7% mientras que Alemania -9,1%,  Italia -10,1% y Francia -11%), aunque también hay que decirlo, cuando sucede a la inversa, también somos de los que menos suben

Fuentes de generación y emisiones

¿Qué está pasando con el agua? No se generaba tan poco desde el enero de 2012, aunque la producción ha tenido cifras muy parecidas a las de los eneros de 2017 y 2018. Choca porque las reservas hidroeléctricas a finales de mes estaban en el 42,7% superior a estos 2 años anteriores, si bien es cierto que otros años (excepto estos) las reservas suelen estar bastante más arriba. 

Es la única fuente que baja generación desde diciembre, el resto sube, especialmente la eólica con un aumento del 38% y es que hemos tenido un enero muy bueno, desde enero de 2014 no teníamos este mes tan ventoso, tanto que incluso el día 23 se batió el récord de generación eólica para un día cualquiera en España, lo que no evitó que nuestra electricidad alcanzara un valor bastante alto ese día 60,32 €/MWh...¡cosas de nuestro mercado! En este mes 7 días (25, 24, 23, 21, 20, 19 y 10) fuimos los mayores productores de eólica en toda Europa. Las dos solares también han subido con fuerza: simplemente por estacionalidad. En los próximos meses también lo harán.

La generación neta ha crecido de manera importante, un 14,2% seguramente debido a la bajada de temperaturas.

En cuanto a las interconexiones, los vientos junto con los altos precios que ha tenido Francia han supuesto que la importación haya descendido notablemente pasando de un saldo importador de diciembre de 0,9 TWh a 0,3 TWh. Con Portugal se ha cambiado el saldo pasando de 9 GWh importador a 163 GWh de exportación y con Marruecos, el hito de tener saldo importador de diciembre (siempre fue exportador) con 33 GWh se ha incrementado este enero pasando a importar 123 GWh y ha coincidido con la puesta en marcha de una gran térmica de carbón en ese país.

Las fuentes que más han generado este mes han sido eólica, nuclear y ciclos, fuente esta última que lleva unos meses de muy alta generación. Tenemos que remontarnos a enero del 2012 para tener una producción mayor en este mes.

La disminución con la producción con agua se ha compensado con el aumento de la eólica y la generación renovable asciende a un valor, 39%, que está en media de lo que suele ser habitual en este mes.

Malas noticias con respecto al CO2: la entrada de una mayor generación con ciclos ha provocado el incremento de las emisiones de GEI un 8,4% liberándose a la atmósfera casi 6 millones de toneladas (a confirmar cuando salga el dato oficial de REE). El incremento con respecto a enero del año pasado es de un 8,7% Esperemos que esto no sea presagio de nada para el 2019. El factor de emisión, sin embargo disminuye hasta los 0,242 tCO2/MWh (también a confirmar cuando salgan los datos oficiales).

Mercados europeos

Francia y en menor medida los nórdicos e Italia son los países que más suben con respecto al mes pasado. Por el lado opuesto, sólo Holanda y Reino Unido son los únicos que bajan precio. Nosotros somos los que habiendo subido, lo hacemos con menos intensidad. Ateniéndonos a los precios, siempre ironizo que hay primera y segunda división en Europa (nosotros en 2ª claro), pero parece como si quisiera formarse otra más: por un lado tenemos a Alemania y nórdicos con los precios más bajos (1ª división), luego ibéricos, Francia, Holanda y Bélgica (2ª) y por último Italia y Reino Unido (3ª)   ;-)

Este mes hemos sido los más baratos de los principales mercados europeos tan sólo 3 días: 23, 24 y 31. La declaración de algún político diciendo que llevábamos semanas siendo los más baratos, no es cierta pues. Lo que si hemos sido los de precios más estables, siendo por tanto los de menos volatilidad. El de mayor, como casi siempre, Alemania al tener grandes bandazos de precios.

Resumen del mercado eléctrico en diciembre: se despide el segundo año más caro de la historia

No os riais mucho, pero empezaba el resumen de diciembre del año pasado así: "Por fin se ha ido este maldito 2017 que nos ha traído altos precios y pocas renovables, pero por lo menos se ha despedido a lo grande y esperemos que como muestra de lo que nos espera en 2018: caídas de precios como hacía tiempo no se veían"

Este 2018 ha traído más altos precios a pesar de haber traído también más renovables, o sea que de las tan esperadas bajadas, nada de nada y lo malo es que todo apunta a que los altos precios han venido para quedarse una temporadita...¡larga! En el resumen  del mes pasado, también incluiré datos anuales.

Precios regulados domésticos - PVPC

Subida muy moderada con respecto a noviembre de tan sólo un 0,6% (0,3€) con una factura que asciende a 67,7 € también 30 céntimos que la de diciembre del año pasado y justo 1 € más que la factura media de los 3 últimos diciembres (1,6%). Es, pues, un diciembre algo caro, al igual que lo fue marzo (el resto de meses, excepto enero, han sido más caros o mucho más caros)

 

El precio medio con perfilado de Red Eléctrica se situó este mes en 13,0848 céntimos el kWh habiendo oscilado de manera diaria sobre este valor de manera muy ajustada: no ha habido días mucho más caros o baratos que otros. Un mes más, buena parte del precio tan alto se lo llevan las horas valle, que han sido las más altas del PVPC para un diciembre, teniendo las horas pico un precio medio mucho más normal a de otros años. Esto hace que la diferencia entre precios horarios altos y bajos (spread) se reduzca.

 

Si nos fijamos en los precios medios horarios del año completo sucede los mismo, precios pico caros, pero en línea con los del 2015, pero los precios medios en horas valle son los más altos del PVPC desde que se creó en 2014.

La factura para el global del año asciende a 784 € y es la tercera más cara de la historia en precios regulados tras la de 2015 (785€) y 2012 (792€). Ha subido un 2,5% (18,9 €) con respecto a la del año anterior. Recordemos que menos de la mitad de los consumidores están con tarifas reguladas (PVPC), la otra mayoría se encuentran en mercado libre y la mayoría de estos con una comercializadora de las grandes y desde hace tiempo, esto significa que están pagando mucho o muchísimo más de lo que aquí hablamos.

 

En la última década, la factura de precios regulados ha sufrido un incremento de un 30,1% pasando de los 603€ del año 2009 a los mencionados 784€ de este pasado ya 2018. Una subida notable, pero teniendo en cuenta el amplio periodo de tiempo, tampoco es tanto (a día de hoy, hay quién se gasta más en un móvil de última generación que en todo un año de factura de electricidad) y seguramente haya alimentos o productos de primera necesidad que porcentualmente han subido más, lo cual tampoco quita para decir que tenemos una de las facturas más caras de toda Europa...

Con la previsión de futuros de la primera semana del 2019 (ha bajado sustancialmente desde finales de diciembre), la estimación de factura regulada para enero asciende a 67,9 € (0,2 € más que la de diciembre) y para todo el 2019 a 786 €, 2 € más que la de 2018, pero hay que tener en cuenta que este mercado no garantiza precios, siendo además muy volátil, por lo que podría variar de manera importante al alza o a la baja.

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Diciembre ha cerrado precio con una leve bajada del 0,3% con respecto al mes anterior, quedando en 61,81 €/MWh (0,59 €/MWh por encima de su última cotización). Es un 6,7% superior al del año pasado (57,94 €/MWh) y un 13,1% superior a la media de los 4 últimos diciembres, lo que le catapulta a un mes caro, sólo superado en la última década por el de 2013 con 63,64 €/MWh.

 

Este alza de precios con respecto al mismo mes de otros años, se ha dado sobre todo y como viene siendo norma cuando hablamos de alzas, en las horas valle, especialmente las de la madrugada, mientras que los precios en las horas pico, han sido similares a los de los 2 últimos años para el del mediodía e incluso inferior para el de la noche A nivel año completo, 2018 se ha despedido como el más caro de la última década al cerrar en 57,29 €/MWh (le supera el de 2008 con 64,43  €/MWh), 5€ más arriba (9,6%) que su última cotización en diciembre de 2017 y si nos fijamos en las horas, vemos que no ha habido distinción, siendo más caras tanto las horas valle como las pico.

La mayoría de los días de este mes, el precio ha estado oscilando entre los 60 y los 65  €/MWh y no se han batido récords de horas caras y/o baratas con respecto al global del 2018, manteniéndose estos en 2,06 y 84,13 €/MWh. El spread/volatilidad de precios diarios se ha encontrado entre los más bajos del año.

 

En diciembre, como siempre, casi toda la nuclear no ha entrado a formar parte del programa de precios en OMIE puesto que ha ido por bilaterales en un 81,9% de su energía, la gran hidro lo hizo en un 43,3%, eólica en un 11,2% y el carbón en un 3,7%. Si nos fijamos en los porcentajes de energía en todo el 2018, hay algunas variaciones, pero el reparto es parecido: nuclear 85,6%, gran hidro 49,2%, eólica 8,4% y carbón 7,3%. De destacar también que el 26,5% de la energía que se declara en OMIE es para reventa entre comercializadoras. Al final, la cuota en el PBF entre todos los diferentes programas bilaterales es del 53,3% o dicho de otra manera, menos de la mitad de la energía que entra en OMIE sirve para formar los precios.

 

Un mes más y como es habitual, ha sido la gran hidro la que ha marcado el precio en la inmensa mayoría de horas del mes (el 58,6%), sobre todo de día. Por la noche y también como suele ser habitual, es el carbón el que va fijando los precios (en un 24,9% de las horas). El resto de horas del mes se lo reparten entre cogeneración (19%), ciclos (4,6%) y bombeo (4,2%)

Futuros

Se acabó el escenario bajista que llevábamos desde septiembre para los próximos meses y empiezan a verse subidas excepto para febrero. En cuatrimestres, el único que baja es el tercero.

 

2018 ha sido el año en que hemos conocido existencia e importancia que tiene el coste por el CO2 emitido asociado a la generación de la electricidad y podemos observar cómo impacta en los precios a futuros. Curiosamente en España parece que de manera más suave que en el resto de países y así mirando el repunte en el coste de CO2 de mediados de septiembre, los mercados europeos reaccionaron rápidamente...excepto España que lo hizo de manera más modesta!

A finales de año media Europa apuntaba a un precio para 2019 en una horquilla de 60-65 €/MWh, Italia bastante más y Alemania bastante menos.

El Q4 del 2018 finalmente ha quedado en 62,97 €/MWh, bastante más bajo de lo que auguraban los mercados de futuros: cerró en septiembre en 72,03 €/MWh. De esta forma, todos aquellos que hayáis asegurado la energía para este trimestre antes del 15 de mayo (y los días 11 y 12 de junio), habréis hecho un buen negocio (no así vuestras contrapartes).

Fuentes de generación y emisiones

Las fiestas del mes hicieron que hubiera una menor demanda, que junto a la puesta en servicio de las nucleares paradas en noviembre (Cofrentes y Vandellós II, y los primeros días Almaraz II) se traduce en el repunte nuclear y la bajada de generación con carbón y ciclos. Lo curioso es que, por estacionalidad las fuentes solares deberían haber bajado producción, pero al venir de un noviembre solar tan malo, recuperan cuota hasta unos valores normales, o incluso algo superiores a la media de los últimos diciembres.

A destacar también el aumento de la hidroelectricidad, que en el global del 2018 ha tenido un aporte extraordinario, generándose con esta fuente casi un 74% más que el seco 2017.

Las fuentes que más han generado este mes han sido, por orden, eólica y nuclear casi empatadas y ciclos (seguido muy de cerca del carbón). A lo largo de todo el 2018, las fuentes que más energía han generado han sido, nuclear, eólica y carbón.

Nuevamente diciembre, gracias a la generación con agua y viento (y a modo testimonial del Sol), ha tenido una aportación renovable más que generosa del 37,4%, situándose por encima de valores medios en este mes. No se veía una cuota renovable tan alta desde diciembre de 2014 que se alcanzó un 39,4%. El total del año 2018 alcanza un 40,1%, valor superior al de los 3 últimos años.

 

Esta aportación renovable junto a una menor generación ha hecho que el hueco térmico este diciembre y en el global del 2018, se haya mantenido muy a raya, esto implica una generación de emisiones GEI también menor: en diciembre 1 millón de toneladas menos que en noviembre, hasta las 5,5 Mt/CO2 (a confirmar por REE cuando esté disponible el dato), lo que elevaría el global de 2018 hasta las 64,2 Mt/CO2, unas 10,6 Mt menos que en 2017 ! Si en 2017 fuimos el país europeo con mayor incremento, este 2018 seremos de los mayores en decrementarlas y aunque lamentablemente sean variaciones coyunturales y no estructurales, bienvenida sea la noticia!

El factor de emisión de diciembre se sitúa en 0,255 tCO2/MWh (a confirmar por REE cuando esté disponible el dato) algo no visto desde diciembre de 2010 con 0,232 tCO2/MWh. en el global del año el factor asciende a 0,247

Con respecto a las interconexiones, a destacar el cambio del saldo exportador con Francia de noviembre al habitual importador (0,9 TWh) y el curioso comportamiento del saldo con Marruecos que siempre es exportador y por primera vez este diciembre ha sido importador (cambio de tendencia mantenida, y aumentada, estos primeros días de enero). Para el año completo los saldos han sido importador con Portugal (2,6 TWh), importador con Francia (12 TWh) y exportador con Marruecos (3,4 TWh).

Mercados europeos

Los países nórdicos son los únicos que suben precio con respecto a noviembre. El resto bajamos (nosotros por los pelos), especialmente Bélgica, que superadas sus indisponibilidades en nucleares pasa del más caro de noviembre a tener 59,66 €/MWh y quedar casi igual que Holanda. Diciembre, nuevamente, ha sido un mes caro para todos los países, especialmente los nórdicos, con un precio spot superior en más de un 80% al medio de sus últimos 4 diciembres

 

2018 ha sido un año muy caro para todos los países, pero especialmente para aquellos que solían disfrutar de precios más bajos, así los nórdicos, Alemania y Holanda han visto incrementar su mercado un 64,4%, 39,3% y 37,4% respectivamente con respecto al precio medio de sus últimos 4 años. Los que menos impacto ha supuesto este año con respecto a esta misma media han sido Reino Unido, Ibéricos y Francia.

 

Pero si nos fijamos sólo en la variación con respecto al año anterior, 2017, los ibéricos hemos sido los que menos han subido (un 9,5%) seguidos por Francia (11,6%) e Italia (13,6%). En el lado opuesto los que más han subido con respecto al 2017 fueron los nórdicos con un 49,4%, Holanda (33,5%) y Alemania (29,9%).

Los países más caros en el 2018 han sido los habituales de la segunda división Reino Unido, Italia e ibéricos, aunque se incorpora también, por los pelos, Bélgica. En el lado opuesto fueron, también los habituales, nórdicos, Alemania y Francia.