CO2 global ¿vamos bien?

domingo, 14 de julio de 2019

Resumen del mercado eléctrico en junio: ¡Alegría!

Menudo bajón para este mes que normalmente es de comienzo de alzas de precios: Bajan los mercados mayoristas de diario y de futuros y baja de manera importante la factura de la luz doméstica. Como veremos esta situación es coyuntural pero ¡bienvenida sea!

Veamos qué ha pasado en los diferentes ámbitos del sector eléctrico.

Precios regulados domésticos - PVPC

Bajonazo de la factura de la luz de un 4,9% que la lleva hasta los 58,6 € y es la factura más baja de los últimos 33 meses desde los 58,4 € de la de septiembre de 2016. La factura media de los últimos 4 junios es de 61,8 € así que estamos ante una factura decididamente más barata de lo habitual. Pero ¿cuáles son las causas que la han motivado? Se ha debido a 2 factores:
  • Por un lado el mercado mayorista ha bajado un 2,6% viniendo de un precio ya ajustado y algo nada frecuente para este mes como se verá en el siguiente apartado.
  • Por otro lado, el resto de componentes que forman el coste de la energía incluidos en el término de energía (sobrecostes de los mercados intradiarios y de ajuste, así como las pérdidas) que suelen oscilar entre los 2-3 céntimos€/kWh ha tocado mínimos absolutos en este mes incrementándose sólo en 1,7 céntimos€/kWh.
 

Nuevamente nos encontramos con que la media de precios del valle de la tarde es menor al de la noche y también de media vemos que el precio ha sido inferior con respecto al de otros años (excepto 2016) en todas las horas. La mayoría de los días el precio medio ha estado oscilando entre los 0,105 y los 0,11  €/kWh tomando como valor medio del mes con perfilado de REE 0,108318 €/kWh.


La estimación para el resto del año y con los actuales precios del mercado de futuros, sigue prediciendo una factura especialmente barata para los meses del verano, con un precio de la factura anual de 757 € (3 € por debajo de la media de los últimos 4 años) y un precio del término de energía de 0,1183 €/kWh 

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

OMIE ha cerrado el mes en 47,19 €/MWh, esto es 1,72 € menos que su última cotización de mayo y bajando 1,20 €/MWh desde el mes anterior, rompiendo así la tendencia de los últimos 5 junios en que el precio siempre ha sido mayor que en mayo. Si comparamos con la media de los últimos 4 junios, 50,78 €/MWh la diferencia es aún mayor: 3,38 € todo ello indica que, por fin, estamos ante un mes barato ¡el primero del año!

La mayoría de los días del mes el precio medio ha estado oscilando entre los 45 y 50 €/MWh y según avanzaban los días, ha habido una tendencia a recortar los precios en las horas de máximos e incrementar los de mínimos dejando un spread diario muy ajustado en los últimos días del mes.

 

Los precios medios han sido más bajos que los de los últimos años (excepto 2016) a cualquier hora menos el valle de la noche, con precios parecidos a los de 2015 y 2017, y el pico de la noche, que ha sido parecido al de 2017. Los precios del valle de la tarde han sido menores a los del valle de la noche.

El precio medio anual hasta el 30 de junio se situaba en 51,8 €/MWh y el estimado para el año completo
desciende desde los 54,1 del mes pasado hasta 52,99 €/MWh (la última cotización disponible en OMIP en 2018 para 2019 fue de 61,97 €/MWh ¡11 € menos!). Estas bajadas de precio se deben al descenso continuado de los combustibles fósiles, donde en el caso del gas se han llegado a mínimos de las última década llegando a bajar de los 9 €/MWh en el mercado intradiario el día 28 (finalmente en el cierre quedó ligeramente por encima ese día) y debido a una sobreoferta en los mercados. Fuentes del sector indican que ha habido un alto grado de coberturas con los ciclos este mes, que también han ayudado a mantener el precio ajustado.

En junio debido a estos bajos precios del gas y los mantenidos del CO2 no sólo se ha mantenido sino  que se ha incrementado, la tendencia a delegar al carbón como fuente residual y como el hueco térmico, por pura estacionalidad, se ha incrementado, nos encontramos con un uso importante del gas de los ciclos, lo que se traduce en que ha sido la fuente que, de lejos, más horas ha marcado el precio, haciéndolo en los valles de precios (reemplazando al carbón que era quién lo hacía hace sólo unos meses) siendo el agua, como siempre, la que marca los picos de precios.

 

El carbón vuelve a los bilaterales, aunque de manera tímida con sólo 2,5 GWh negociados (el 1,5% de su energía en el PBF). Los ciclos que el mes pasado realizaron algún bilateral, han vuelto a salir. Nuclear (84,6%), gran hidro (64,7%) y eólica (22,1%), como siempre son las que más energía han pactado con este sistema.

Futuros

Alegrías de bajadas para los próximos meses, el que con menos fuerza baja con respecto a la última cotización del mes anterior ha sido septiembre (-1,2%, de hecho ha subido en el mes) y el que más fuerte lo hace, el mes siguiente, octubre (6,6%). Las bajadas hubieran sido más pronunciadas de no haber empezado a remontar los precios a partir del día 21 de junio, tan sólo un par de días después de un ligero repunte en la cotización del carbón API2, repunte que sólo duró unos días pero los precios de futuros ya no bajaron prácticamente nada.

España es el país que menos baja en julio y seguramente el resto de meses, y es que nuestro mercado parece que llevara de serie el efecto cohete-pluma: curioso cómo los últimos 5 días todos los países bajan precio para julio excepto nosotros:

 

Finalmente el Q2 ha cerrado en 48,66 €/MWh, 1,01 € menos que su última cotización de marzo. En OMIP, tan sólo las operaciones realizadas el 5 de abril para los precios de cierre diarios contra el Q2 han sido beneficiosas para los compradores, el resto lo han sido para los vendedores

Fuentes de generación y emisiones

Bajan de manera importante la eólica (por estacionalidad, bajando un 30%) y la hidroeléctrica, también por estacionalidad pero potenciada por la sequía que hace que se haya tenido una cuota de generación baja del 8,4% (muy parecida al 8% de 2017) cuando lo normal para este mes está entre el 12 y el 16%. Por el otro lado destacan los incrementos de los ciclos (32%), carbón (19%), nuclear (17%) y residuos (16%).

Pese a ese repunte del carbón, sigue con la tendencia a generarse extremadamente poco con respecto a otros años, al igual que sucede, para el caso opuesto, con los ciclos. Preocupante es el tema del agua que si en junio del año pasado fue la primera fuente de generación, el de este año queda relegada a ser la quinta, así las fuentes que más han generado han sido, por orden, ciclos, nuclear, eólica, cogeneración e hidráulica. Para lo que va de año el orden es nuclear, eólica, ciclos cogeneración e hidro.

Las tecnologías solares han producido por encima de lo que acostumbran, especialmente la termosolar, como está siendo habitual durante todo este año, excepto en abril. Es una pena que a estas alturas del año todavía no se haya incorporado nada de lo pendiente por las subastas de hace 2-3 años porque habría hecho quemar mucho menos gas. Si transcurre tantísimo tiempo desde que se hace una subasta hasta que se conecta la instalación, tenemos un serio problema y más con la gran cantidad de generación renovable que previsiblemente está por venir. La generación renovable este mes se ha situado en el 34,6% siendo este un valor mediocre, lastrado por la baja generación con agua.

Con las interconexiones, seguimos con reducción de capacidad con Francia, y van ya 4 meses (desde marzo), debido a trabajos de mantenimiento en el lado francés, así el saldo ha pasado de 1,1 TWh de mayo a 0,8 TWh de junio y afectando negativamente a nuestro precio (estimado en unos 2-3 €/MWh), puesto que su mercado es bastante más barato. Según fuentes del sector a finales de este mes se volverá a restablecer la capacidad de intercambio habitual. No estaría mal algo de info al respecto por parte del operador francés. Con Portugal se ha reducido el saldo exportador de 411 a 314 GWh y finalmente con Marruecos el saldo importador se ha reducido de 78 a 59 GWh, conexión que este ha año ha empezado a marcar precios en alguna hora (este junio han sido 6 horas entre el día 7 y el 15).

Finalmente las emisiones, al aumentar el hueco térmico (1,3 TWh), lógicamente han aumentado también, sin embargo al haber estado cubierto dicho hueco con gas principalmente, las emisiones se han incrementado en mucha menor cuantía que otros años: 3,7 Mt CO2 frente a los 4,6 Mt CO2 del 2018 o 7,1 del 2017. En el total del año se han liberado a la atmósfera 24,4 Mt CO2 cuando el año pasado para el mismo periodo fueron 27,4 esto es casi un 11% menos, dándose la paradoja de que en este periodo de tiempo el hueco térmico de este año es casi un 12% superior al del año pasado, esto es, el switch del gas al carbón ha provocado que con bastante mayor generación fósil, se emita bastante menos CO2. De seguir esta tendencia, seguramente acabemos el año emitiendo menos de 60 Mt CO2 el valor más bajo de los últimos años y eso sin incrementar generación renovable....

El factor de emisión se incrementa ligeramente desde 0,17 tCO2/MWh y se sitúa en 0,19 tCO2/MWh, el de hace un año era 0,238 tCO2/MWh

Mercados europeos

Bajadas de precios en todos los mercados europeos, pero ¿adivinan dónde ha bajado menos? correcto, los ibéricos somos los que porcentualmente menos bajamos precio con respecto a mayo, nos siguen Italia y Reino Unido, o sea, los que siempre somos los más caros. En el lado opuesto, los mercados que más bajan han sido Bélgica, nórdicos y Francia. Los países más caros han sido Italia, ibéricos y Reino Unido (los de siempre) mientras que los más baratos han sido Bélgica, nórdicos y Francia. Para el global del año el orden para los caros es: Italia, Reino Unido e ibéricos (los de siempre) y para los baratos es Alemania, Francia y nórdicos.

 

El día 7 (precios del día 8) se produjo un hito histórico con los precios europeos: debido a un agente que metió una orden incorrecta el sistema de formación de precios se cayó en repetidas ocasiones debido a que dicho agente siguió incorporando esa orden según recuperaban el sistema. Esto unido a que se pasó la hora de publicación produjo un efecto "bola de nieve" que colapsó el sistema: como resultado se produjo un retraso de varias horas en la publicación de resultados y a nosotros nos afectó ya que la interconexión con Francia no entró en el programa de formación de precios cubriéndose íntegramente con los intradiarios

sábado, 15 de junio de 2019

La PACA mola !

Desde hace poco tiempo vengo publicando en twitter info sobre las unidades de generación que van marcando el precio marginal en el mercado diario de la electricidad y puedes seguirlas con los hashtag #LaPACAMola y también con #Hace3MesesEnOMIE

La idea de publicar esta info era ir un paso más allá de la que da OMIE con las tecnologías que marcan el precio cada hora y poner nombe y apellidos a quién ha sido el que ha fijado realmente esos precios en cada hora, determinando cuál ha sido la unidad de generación, con cuánta energía y de quién es (o quién la representa). Me he llevado varias sorpresas con esto.

¿Cómo funciona el mercado mayorista?

Repasemos primero de manera muy somera cómo funciona el mercado mayorista de la electricidad. Todos los días se realiza una casación de ofertas de compra y venta entre los diversos agentes que participan (generadores o sus representantes, comercializadoras y consumidores directos principalmente). Como resultado de esta casación, se generan 24 precios correspondientes a las horas del día siguiente. El sistema usado en toda Europa es el marginalista, aunque no todas las reglas que se utilizan son las mismas para todas las regiones o  países. Los precios en la mayor parte de Europa lo calcula un algoritmo llamado Euphemia el cual incluye las reglas anteriormente mencionadas.

Que sea un sistema marginalista implica que el precio en que casen oferta y demanda se aplicará a todos los que han participado y han conseguido contraparte en esa hora, quedando fuera los que no lo han conseguido. Este sistema en un mercado sano garantiza la competitividad y la lucha entre ofertantes por conseguir la casación, lo que se traduce en precios bajos y beneficio para el consumidor. Surgen aquí serias dudas sobre si tenemos un mercado sano y si la cada vez mayor penetración renovable hacen viable este sistema, pero ese debate no es el objetivo de esta entrada... :)

En la gráfica vemos como el punto de casación lo determina el cruce de la generación (línea naranja) con la demanda (línea azul) y por lo explicado en el párrafo anterior, todos los compradores y vendedores a la izquierda de ese punto habrán conseguido hacer efectiva su operación quedando excluidos los que están a la derecha.

La PACA en acción

La info la obtengo de una macro excel que he llamado PACA de Pequeño Algoritmo Cojonudo y Automático (cuadrando el círculo...). ¿De qué información se nutre la PACA? pues coge los datos de 3 ficheros que publica OMIE:
  • CURVA_PBC_UOF. En este fichero está en detalle todo lo relativo a las ofertas de compra y venta que sucedió 90 días atrás. Los detalles de los mercados diarios y de ajustes siempre se dan a los 90 días
  • Lista_de_unidades con info de los propietarios/representantes que intervienen en las operaciones
  • Fichero mensual de tecnologías que marcan precio
PACA es bastante tonta y lo único que hace es extraer los datos de las ofertas marginales de venta (creo que por esto a veces no me cuadra los precios, porque en ocasiones los marcan las compras) para cada hora, con los precios y la energía. Como el nombre de la unidad que viene en este fichero es bastante poco amistoso, lo busca en la lista de unidades y lo sustituye por su descripción larga y añade también el nombre del propietario/representante.

Finalmente se añade la info sobre qué tipo de tecnología es, desde el fichero correspondiente


También tiene otras 2 funciones: va añadiendo la info diaria para sacar una estadística mensual y por otro lado si se le indica una unidad en concreto, saca todas sus ofertas de ese día, casadas o no.

  

Un "paluego"
En un futuro, esperemos no muy lejano, quiero añadir otra funcionalidad: el precio medio ponderado por propietario/representante de sus ofertas casadas y energía vendida. Esto me lo he planteado tras varios comentarios de RRSS donde me decían, a la vista de los resultados que voy publicando, que tantas unidades de renovables marcando precios no era muy normal.

Siempre hago el simil de los precios con un muro, donde las unidades van poniendo sus ladrillos de diferentes tamaños (energía). El último ladrillo en encajar será el que defina la altura de ese muro (precio horario marginal). ¿Es realmente importante quién ponga ese ladrillo? para mi es simplemente anecdotico y lo realmente importante es lo que ha pasado con el muro de ese ladrillo para abajo, o sea, puede que ese muro sea muy alto no por quién ha puesto ese último ladrillo (entiéndase qué tecnología marca el precio), sino por los agentes que ponen muchos ladrillos, muy grandes y muy arriba ...

¿Mola o no mola la PACA?
:)





jueves, 13 de junio de 2019

Resumen del mercado eléctrico en mayo: ¡Vuelven las bajadas!

Vaya patinazo! Yo que decía en mi resumen de abril que ya teníamos el rally de precios a la vista y resulta que ahora todo está a la baja: precios domésticos, mayoristas, futuros ...¡todo acumula bajadas!

Y con los fundamentales igual (de hecho estas bajadas es por ello, porque no ha cambiado otra cosa): Gas Natural, Carbón y emisiones menos, pero a la baja

Cuánto durará esta situación o si se revertirá y empezaremos a ver el dichoso rally de precios es una cuestión que seguramente iremos viendo a lo largo de junio.

Precios regulados domésticos - PVPC

La factura sube 30 céntimos sólo porque mayo tiene un día más que abril, porque el precio de la electricidad ha bajado un 3,9% y se sitúa en 61,6 € (1,8 € menos que mi estimación de abril). Este valor está en línea con lo que suele costar la factura en este mes y de hecho excepto el mayo de 2016, es el mayo más barato desde el de 2011, así que, por fin, nos encontramos a un mes de precio normalito.

 

Un mes más, se repite que, de media,  las horas del valle vespertino (de 15 a 18h) son más baratas que las del nocturno (de 2 a 6h) situación que no se da en el mercado mayorista. Además estas horas son especialmente baratas y es por donde viene la diferencia de precios con el mismo mes de otros años. Además y también de media, el pico de precios de la mañana ha sido prácticamente similar al nocturno.

El precio medio con perfilado REE se sitúa en 0,111215 €/kWh, habiendo oscilado la mayoría de los días entre 0,105 y 0,115 €/kWh. La previsión de precios a futuro arroja un precio medio para todo el año de 0,12 €/kWh, buen dato para que compares con tu factura si estás en Mercado Libre.

Esta proyección de precios a futuro vuelve a mostrar unos precios para los meses del verano (junio, julio y agosto) especialmente baratos, como ya lo indicaran en el mes de marzo. Cuando menos curioso. El estimado de la factura anual asciende a 764 € bajando 12 € desde la previsión del mes pasado.

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

OMIE ha cerrado el mes 3,61 € menos que su última cotización de abril, o sea en 48,39 €/MWh lo que supone una bajada del 4% o del 11,9% si nos fijamos en mayo del año pasado. Este dato aparentemente bueno si lo comparamos con la media de los 4 últimos mayos, vemos que es un 11,9% superior a este dato, lo que quiere decir que aún cuando ha bajado, estamos ante un mes más caro de lo habitual. De hecho en los últimos 10 años sólo lo ha superado el de 2018 y el de 2011.

 

La mayoría de los días, los precios máximos han oscilado entre los 55 y 60 €/MWh y aunque los precios medios no han sufrido grandes variaciones, los más bajos han ido sufriendo un incremento reduciendo el spread diario. Este mes no se han batido records de precios, ni altos, ni bajos. Si comparamos precios medios horarios, este mayo ha sido más barato que el de 2018 a cualquier hora y con respecto al de 2015 y 2017, el pico nocturno ha sido muy similar siendo el resto de horas más caras, especialmente el valle nocturno.

El precio medio anual hasta el 31 de mayo se situaba en 52,71 €/MWh y el estimado para el año completo desciende desde los 56,78 del mes pasado hasta 54,1 €/MWh (la última cotización disponible en OMIP en 2018 para 2019 fue de 61,97 €/MWh). Que suba ligeramente o mucho de este valor va a depender del precio del CO2 y del gas mayorista en los próximos meses ya que el carbón ha salido de la ecuación: la disminución de horas en que ha marcado precio ha sido notable: de un 7,5% en mayo del año pasado a un 3,9% mientras que los ciclos han evolucionado justo al revés, de un 2,9% en mayo del 18 a un .... 29,7%

Otra sorpresa viene del agua que va cediendo su hegemonía en precios marginales en favor de los ciclos, pero sobre todo... de las renovables/cogeneraciones que son la fuente que más horas han marcado el precio este mes. Siempre pensaba que este indicador de OMIE reflejaba en la inmensa mayoría de los casos las cogeneraciones, pero desde que obtengo datos de cuáles son esas unidades (con el algoritmo PACA. Busca en twitter #LaPACAMola para ver resultados) veo que son tanto fuentes renovables como cogeneraciones.

 

Y con respecto a la contratación bilateral, nuevamente en mayo no se ha realizado ninguno con carbón teniendo el resto de fuentes que si lo hacen un porcentaje parecido al habitual y la excepción viene por los ciclos, donde de los 2,5 GWh que han entrado en el programa PBC, 419 MWh han sido mediante bilateral, un porcentaje del 0,02% pero la noticia está en la novedad.

Futuros

Según comentado anteriormente y contra todo pronóstico, los futuros tras la subida de abril, vuelven a acumular bajadas al son de la cotización del gas mayorista y los derechos de emisión, por tanto de manera mucho más acusada los últimos días del mes. Cuánto más lejano es el horizonte temporal, menor es la bajada, así el Q4'19 y el CAL20 son los que con menos intensidad lo hacen.

 

De entre todos los mercados importantes de Europa, España, como suele ser habitual, es el que menos baja el Q3, pero incluso así parece que tendremos unos precios aceptables si comparamos con los de otros años. De cara a los próximos meses lo lógico es que se tendiera al alza gradualmente pero en especial a partir de septiembre y más aún en noviembre, puesto que la previsión para estos meses es cuando el gas parece incrementar precios de manera más acentuada, pero el CO2 también afecta sobremanera a los precios de la electricidad y en este sentido seguimos con la incertidumbre del Brexit duro o negociado.

Fuentes de generación y emisiones

Espectacular caída de la generación con carbón que retrocede un 51% con respecto al mes pasado y una generación de 359 GWh, el valor más bajo jamás registrado en un mes de los publicados por REE (desde enero del 90). El mes que más se le acerca, con casi el doble de producción es abril de 2010 (634 GWh). Las siguientes fuentes que más retroceden son los residuos (21%) y la nuclear con un 14% y eso es mucha energía (Ascó 2 y Trillo han estado paradas casi todo el mes por recarga). Por el otro lado, las que más incrementan son las solares (por estacionalidad y especialmente un muy buen comportamiento de la termosolar) y, para compensar la bajada de carbón y nuclear, los ciclos con un aumento del 43% (3,9 GWh) y no se veía una generación tan alta con esta fuente y para este mes desde mayo del 2011 (4,1 GWh).

A pesar de que las reservas hidroeléctricas se incrementaron ligeramente desde abril, la generación con agua ha sido muy similar con una cuota de generación parecida a la del 2017, año de sequía y más o menos la mitad de lo que hubiera sido normal. Esto mismo ya ocurrió el mes pasado.

Otra fuente que destaca es la eólica que ha tenido unos de sus mejores mayos, sólo superado por el de 2015. Qué pena porque si hubiéramos tenido el agua que debiéramos por estas fechas y unido al precio del gas, seguramente ¡habríamos disfrutado de un OMIE bastante barato!

Las fuentes que más generado en el mes han sido, por orden eólica, nuclear y ciclos y para el completo del año nuclear, eólica y ciclos.

El buen comportamiento de la eólica ha contrarrestado, en parte el malo del agua, y la cuota renovable se sitúa en el 43,2%, sólo algo por debajo de la media para este mes de los últimos 4 años (44,5%).

El aumento de 1TWh del hueco térmico con respecto al mes pasado no ha representado un incremento "importante" de las emisiones de CO2 (sólo 136.000 toneladas) debido al retroceso del carbón y así el estimado de liberación a la atmósfera asciende a 3,5 millones de toneladas (dato a confirmar por REE). El acumulado del año se sitúa en 20,7 millones de toneladas de CO2, un 8,5% menos que el mismo periodo del año pasado (22,7 Mt). El factor de emisión queda igual que el mes pasado: 0,169 tCO2/MWh (también a confirmar por REE), quedando la media del año, de momento, en 0,199.

Finalmente en cuanto a las interconexiones, mencionar la débil capacidad disponible con Francia en la segunda quincena del mes (especialmente la tercera semana) que incluso ha descendido bastante más los primeros días de junio (quizás por alguna avería o mantenimiento), así las importaciones han descendido hasta 1,1 TWh. Con Portugal se mantiene el saldo exportador, al igual que los meses anteriores del año, ascendiendo a 0,41 TWh) y con Marruecos el importador con 78,3 GWh

Mercados europeos

Sólo Alemania y Bélgica suben de precio con respecto al mes anterior, el resto bajan, los que más, nórdicos, Reino Unido e Italia. En este mes se ve claramente los dos grupos de países con precios parecidos, teniendo estos un spread muy reducido para los de cada grupo: los habituales más caros Italia, ibéricos y Reino Unido con unos 3 €/MWh y por el otro lado, los más baratos (Francia, Alemania, Bélgica, nórdicos y Holanda) con unos 2,8 €/MWh

 

Buena parte de los últimos 10 días hemos sido los más caros. Por otro lado los países de mayor volatilidad han sido Alemania, Francia y Bélgica, mientras que los más estables han sido Reino Unido, Portugal y Holanda.

La media de precio anual de los nórdicos por fin es inferior a la de 2018 y ahora mismo (por el momento) todos tenemos precio inferior al del año pasado.

viernes, 10 de mayo de 2019

Resumen del mercado eléctrico en abril: empieza el rally de precios

En Marzo veía el vaso del mercado eléctrico medio vacío, pero resulta que en abril no sólo no lo veo mejor, sino que podemos dar por empezado el rally de precios que estacionalmente tiene el mercado por estas fechas.

Poca agua pero bastante viento que no consigue evitar subidas de precios, tanto en mayorista como en doméstico, ni en futuros. Hueco térmico en ascenso, precios de CO2 manteniéndose altos, sólo nos salva un precio del gas mayorista bastante barato y del carbón bastante contenido (seguramente por la baja demanda de Asia) para que no tuviéramos precios disparados. En fin, como siempre... por partes!

Precios regulados domésticos - PVPC

La factura baja un 2,4% desde marzo hasta 61,3 € simplemente porque abril tiene 1 día menos que marzo, ya que el coste de la energía ha subido un 1,3% situándose el precio medio con perfilado REE en 0,115778 €/kWh. Con respecto al mismo mes del año pasado la factura sube un 4,2% y si nos fijamos en la media de los 4 últimos abriles (58,4 €), la subida es de un 4,9%: una vez más estamos ante un mes de abril caro, de hecho es el segundo abril más caro de la historia, desde el de 2015 (63,9 €). Curiosamente el mercado mayorista de abril en 2015 fue bastante más barato que el de este año, la diferencia de precios la tenemos porque en 2015 se pagó bastante más por los servicios de ajuste, interrumpibilidad, pagos por capacidad y por el mercado intradiario.

 

La mayoría de los días el precio ha estado oscilando entre los 11,5 y 12,5 céntimos€/kWh y no ha habido récord de precios en ninguna hora del mes, ni altos ni bajos. Una vez más, de media, el valle de por la tarde (de 16 a 18h) ha sido más barato que el valle nocturno (3 a 6h). El PVPC está íntimamente ligado al mercado mayorista y, sin embargo, esta situación no se ha dado allí, debiéndose pues al coste de los mercados intradiario y de ajuste.

La factura anual, al incrementarse los precios de futuro, asciende a 776 € todavía más barata que la del año pasado, pero teniendo en cuenta que nos quedan meses de subidas, no sería de extrañar que este año la superemos

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Abril quedó en 50,41 €/MWh 2,91 € por encima de su última cotización en marzo. Ha subido con respecto a marzo un 3,2%, un 18,1% con respecto a abril del 18 y nada menos que un 29,4% con respecto a la media de los 4 últimos abriles, así que volvemos a lo que parece rutina últimamente: estamos frente a un mes bastante caro, de hecho es el abril más caro desde el de 2008 (56,18 €/MWh).

 

La primera quincena del mes los precios han oscilado básicamente entre los 50 y 60 €/MWh sin embargo la segunda quincena los precios han sufrido grandes variaciones, moviéndose entre los 35 y 60 €/MWh, aún así nuevamente nos encontramos ante un abril con un spread de precios diarios de los más bajos para ese mes (17,11 €/MWh).

Estos precios caros se han dado a todas las horas. Sólo el pico de la noche (57,47 €/MWh) tiene un valor parecido al de 2015. Nuevamente como ya sucedió en febrero y marzo, ha habido días de baja generación fósil donde ninguna hora marcó precio, estos fueron los días 6, 19, 20, 24 y 25 de precios 44,30 - 37,31 - 31,75 - 40,01 y  29,69 €/MWh respectivamente. De estos días el más barato es el que donde más horas marcó precio la cogeneración/renovables. Estos días serán interesantes de analizar cuáles fueron las centrales que marcaron dichos precios, algo que puede hacerse fácilmente siguiendo la publicación que mantengo en twitter con el hashtag #Hace3MesesEnOMIE y en la que una vez con todos los datos de enero ya disponibles se pueden sacar estadísticas interesantes como que el número de unidades que más veces marcaron el precio marginal del mercado las gestiona la empresa Wind To Market y ... ¡son del tipo de generación renovable!
 
El agua es la que ha marcado los precios este mes en un 57,2% de las horas. Lo hizo casi a cualquier hora, aunque algo menos en el valle de la tarde junto con los ciclos. Las cogeneraciones y fuentes renovables marcaron el precio en un 33,6% de las horas.

En abril nuevamente el carbón no ha hecho ningún bilateral en el mercado mayorista, siendo las principales fuentes que lo han hecho la nuclear, hidro y eólica. Nuevamente la presencia de fotovoltaica es testimonial (0,05% de la energía del PBF). Recordemos que la energía negociada entre partes (bilaterales) no forma parte en la casación de precios.

Por otro lado el día 15 volvió a haber fiesta con las Restricciones Técnicas FaseI a subir, un mercado técnico de los servicios de ajuste que es no competitivo (cada unidad pone su precio), que se abre después del mercado diario y que es usado para cuadrar generación con demanda. Es una estrategia conocida que las empresas conocen bien cómo funciona el sistema y cuando prevén que si determinada central, al estar estratégicamente situada, no entra en el mercado  mayorista (poniendo un precio desorbitado) luego podrán optar a este mercado de ajuste al precio que deseen (no hay límite superior). Pues bien ese día un ciclo combinado se embolsó a razón de 1.038,54 €/MWh por 503,8 MWh. cada hora (más de medio millón de euros cada una de esas 4 horas). En esas horas había nada menos que 12 GW de viento y OMIE estaba entre 45-47 €/MWh... para qué ganar eso, ¡pudiendo ganar 22 veces más!


Así las cosas, el precio anual hasta el 30 de abril queda en 53,83 €/MWh y la previsión para el año completo sube 3€ desde marzo hasta 56,78 €/MWh muy cerca ya del de 2018. Me preguntaba el mes pasado si sería descabellado pensar en que 2019 terminará cerca de los 60 €, ahora me da la impresión de que los superará....

Futuros

Suben con fuerza todos los horizontes temporales. El Rally ha comenzado y los próximos meses seguramente no veremos sino incrementarse todos ellos. El 2020 parece oscilar sobre los 55 €/MWh.

Las subidas más importantes se dieron los primeros 10 días del mes, para luego bajar ligeramente. En los principales mercados de Europa también se han dado estas subidas, incluso de manera más acuciada como el caso del Q3 en Francia o Alemania con más de un 10% aunque ¡ellos están con precios 10-12 € por debajo de nosotros!

 

Fuentes de generación y emisiones

Al haber una bajada en la demanda, baja la generación con todas las fuentes (incluso las solares que por pura estacionalidad deberían haber subido y sin embargo son las que porcentualmente más bajan) y sube como única fuente los ciclos, haciéndolo además con mucha fuerza.

La bajada de las solares se explica con el gran aporte eólico este mes. De hecho no se generaba tanta eólica en un abril desde el de 2012 y como suelo comentar, eólica y solar por lo general son fuentes bastante complementarias. El carbón sigue de capa caída y no se generaba tan poco en ese mes (730 GWh), desde el de 2010 con 634 GWh y al revés con los ciclos, donde no se generaba tanto desde el de 2011.

Y con el agua más de lo mismo. No se generaba tan poco en un abril desde el de 2012, haciéndolo incluso menos que en 2017, año de sequía importante. La baja producción con agua ha provocado un hueco térmico ligeramente superior al correspondiente a la media de los últimos 4 abriles, cubierto en su inmensa mayoría con el gas de los ciclos.

Las fuentes que más han generado en abril han sido, por orden Eólica, Nuclear y Ciclos (que supera a las cogeneraciones). Para el global del año invierten posiciones las dos primeras: Nuclear, Eólica y Ciclos.

El buen comportamiento del viento no ha podido contrarrestar la falta de energía hidroeléctrica y la cuota renovable de este mes baja hasta 41,9% 4 puntos porcentuales por debajo de la media de los últimos 4 abriles (45,8%)

Con respecto al CO2, suben las emisiones 76.000 toneladas hasta las 3,36 Mt (a confirmar cuando salga el dato en REE) quedando el global del año en 17,3 Mt, esto es un descenso del 4,4% para el mismo periodo del año pasado. El factor de emisión queda en 0,169  tCO2/MWh (también a confirmar por REE) y el del global del año baja a 0,199  tCO2/MWh

Finalmente las importaciones con Francia han descendido 650 GWh hasta 1,3 TWh, las exportaciones a Portugal han disminuido hasta los 311 GWh y las importaciones desde Marruecos también han disminuido hasta los 107 GWh.

Mercados europeos

Sólo 2 países se han salvado de las subidas de precio: Reino Unido y los nórdicos (aunque estos últimos por los pelos), el resto de mercados suben de precio con respecto a marzo. Los que más fuerte lo hacen son Alemania, Francia y a con mucha menor intensidad, los ibéricos.

Sin cambios en los 2 grupos de precios: por un lado los caros: Italia, Reino Unido e ibéricos y por otro el grupo de los baratos formado por el resto de países.
 

A destacar en el mes, los precios negativos de Alemania el día 22 con -14,01 €/MWh que tiraron de Bélgica y Francia. Aquí ni nos enteramos (de hecho subió con fuerza ese lunes): todavía nos queda avanzar mucho en interconexiones.

Aunque seguramente cambie el panorama los próximos meses, a estas alturas los nórdicos son los únicos que ya tienen un precio medio superior al de 2018, el resto aún nos mantenemos por debajo.