Resumen del mercado eléctrico en noviembre: ¡sigue la fiesta!

Noviembre ha sido otro mes cargado de récords y buenas noticias, al menos para el consumidor de electricidad: récord de generación eólica, han vuelto las lluvias (por fin), factura baja, emisiones GEI como ningún otro noviembre, los futuros siguen a la baja, en fin sólo hace falta que esto se mantenga, mientras tanto...¡que siga la fiesta!

Precios regulados domésticos - PVPC

Fantástica la evolución en estos 11 primeros meses de la factura regulada con 7 meses de bajadas (realmente el precio del kWh ha bajado 8 pero juega en contra los números de días que tienen los meses), alcanzando una bajada acumulada del 6,5% con respecto al mismo periodo del año pasado y de hecho estamos ante el noviembre más barato de los últimos 8 años, algo que parece no es noticia de telediarios.

Este mes ha traído un doble récord: de hora más barata del año, en la madrugada del lunes 4 con 6,37 céntimos €/kWh y el día más barato del año, el domingo 3, con una media de 7,96 céntimos €/kWh. Aquellos que estéis en mercado libre con una de las grandes no estaréis notando nada de esto así que, ¡os recomiendo llamarles y pedirles que os pasen al PVPC !

 

Este mes ha habido una gran variabilidad en los precios y han estado oscilando la mayoría de los días entre los 10 y los 12 céntimos €/kWh, quedando la media del mes en 0,106548 €/kWh. Como siempre los precios más bajos los encontramos de madrugada y los más caros de 18:00 a 22:00

 

Para el global del año, de momento, seguimos con la segunda factura más barata desde hace 8 años con 733 € y tras la de 2016 (701 €), aunque dependiendo de cómo se comporte el mercado mayorista en diciembre, podría ser la tercera tras la de 2011 (738 €).

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

OMIE ha cerrado el mes en 42,19 €/MWh, esto es 4,61 € menos que su última cotización de octubre y bajando 4,98 €/MWh desde el mes anterior. En estos últimos 4 meses OMIE está oscilando alrededor de los 45 €/MWh. No teníamos un noviembre tan barato desde el de 2013, año desde el cual cada noviembre ha sido más caro que el anterior, por lo cual el de este año ha roto esa tendencia. De hecho es un 26,1% inferior a la media de los últimos 4 noviembres  y un 31,9% inferior al del año pasado todo ello indica que ¡estamos ante un mes realmente barato! Esto se debe por un lado al relativamente precio reducido del gas natural y la gran aportación eólica y, por fin, del agua que ha más que duplicado su energía de finales de mes con respecto a la del principio, lo que hace suponer una rebaja sustancial de su coste. Generación con agua que, en parte, nos vuelve de nuevo en forma de interconexión con Portugal, como veremos más adelante.

Excepto la primera semana, con muy alto recurso eólico, el resto del mes ha estado oscilando entre los 40 y 55 €/MWh de precio medio. No ha habido récord, para lo que llevamos de año, de hora barata, pero sí se han colado 3 días como los más baratos del año: 2, 3 y 4 con 28,53/18,91/29,17 €/MWh hay que remontarse hasta el 25 de abril para encontrar el siguiente día más barato:

 

Los precios medios horarios han sido los más bajos de los últimos años, incluido 2016, a cualquier hora, incluidos el valle nocturno y el pico de la noche. El precio del 2019 a 30 de noviembre queda en 48,97 €/MWh y el previsto para todo el año en 49,06. La última cotización para diciembre la sitúa en 50 €/MWh pero de seguir dándose la tendencia a oscilar sobre los 45, finalmente debería quedar sobre los 47-48 €/MWh. Veremos qué sucede ya que diciembre es un mes típico de fuertes subidas, pero parece que ¡este año no es típico precisamente!

Casi todos los días de este mes hemos estado sin la energía de 3 nucles que han coincidido en la recarga. Casi toda la energía de este tipo de fuente no entra directamente en el mercado ya que va por bilaterales, pero diría que las eléctricas han sabido aprovechar el tirón del agua y del viento para suplir, en parte, la energía de las nucles por este tipo de fuentes ya que la energía de bilaterales ha aumentado desde octubre un 111% en el caso del agua (de 0,44 a 95 TWh) y de un 79,1% en el de la eólica (0,81 a 1,45 TWh). La energía de bilateral de la fotovoltaica sigue disparada desde julio (se incrementó un 3.214% desde junio). Veremos si con las nuevas incorporaciones de potencia, sigue aumentando. Curioso el comportamiento bilateral del carbón: sólo se hacen con la hulla sub-bituminosa (algo lógico porque la antracita es más cara) y aquí los porcentajes de bilateral han sido de cerca del 90% tanto en octubre como en noviembre, o dicho de otra manera, casi todo lo generado con este tipo de carbón ha sido destinado a bilateral.

El pasado Mayo las cogeneraciones/renovables fueron las que más veces marcaron precios en el mercado y en este noviembre prácticamente lo han vuelto a hacer ya que han repuntado y están en empate técnico con el agua. Curioso el aumento de horas marcado por las turbinaciones de los bombeos aunque bajan de precio (como ya lo hicieran en agosto) no siendo la fuente marginal más cara como debiera, sino que es el agua de la gran hidro, y es esta la que ha estado mayoritariamente presente a la hora de marcar los precios punta siendo renovables/coge la que lo ha hecho en los valles (junto con los ciclos para el valle de la tarde).

Futuros

Nuevamente bajadas en todos los horizontes temporales, siendo la de menor intensidad el más cercano (diciembre). Si observamos la evolución en los principales europeos, vemos que también ha sido la norma, excepto para Francia que sube precio para diciembre. Resulta muy curioso comprobar como los mercados se han desligado bastante de la cotización del carbón, afectando este ahora de manera casi residual.

 

El Q4 al finalizar noviembre se sitúa en 44,72 €/MWh esto es ¡algo más de 10,5 €/MWh por debajo de su última cotización de septiembre!

Fuentes de generación y emisiones

Movimientos fuertes de algunas fuentes. Por un lado por pura estacionalidad y por el "mal" tiempo que ha hecho (que en realidad es estupendo por lo muy necesario) bajan las solares. También baja la nuclear al haber estado gran parte del tiempo del mes sin 2-3 reactores al estar en recarga (Almaraz II, Cofrentes y Vandellós II).

Por el lado opuesto tenemos a la hidroelectricidad que incrementa generación nada menos que ¡casi un 130%! así, si en octubre se generaron 1,2 TWh con esta fuente, en noviembre han sido 2,8 y es que tanta lluvia como ha caído se tenía que empezar a notar, y eso que las reservas, aún a pesar de haberse incrementado del 34,3 al 40% y acercarse a niveles del 2016 y 2018, siguen en niveles preocupantes.

Aún así, se ha generado bastante más con esta fuente que esos años y se convierte en la mayor fuente del mes con casi 7,3 TWh (y cuota del 33,8%) seguida, a mucha distancia, de los ciclos y la nuclear (a pesar de su producción mermada).


La otra fuente que se ha incrementado notablemente (casi un 98%) es la eólica que ha batido récord histórico de generación para un noviembre (cómo venía previendo en twitter desde mediados de mes: https://cutt.ly/6e8K1jD), destronando al noviembre de 2013. Aquí han intervenido dos factores, por un lado un gran recurso y por otro un incremento de la potencia instalada desde entonces: 1,7 GW más (de los cuales este año han sido 1,2).

Que hayan repuntado estas dos fuentes significa que otras más caras no han entrado al sistema, esto es, gas natural y carbón, retrocediendo un 31 y un 18% respectivamente.

Con este panorama, ha habido cambio en la situación de las interconexiones: con Francia se ha roto la tendencia de los últimos meses cambiando el saldo neto de importador a exportador (el último mes exportador fue justo hace 1 año, en noviembre). Parece que la reducción de capacidad ya se ha restablecido este mes, observándose valores más normales. Con Portugal ha pasado justo al revés: se ha pasado de exportar a importar (la última vez fue en diciembre del año pasado), seguramente por tanto viento y agua su mercado ha sido unos céntimos más barato.

Respecto a las emisiones de GEI, al retroceder la generación fósil, bajan un 8% (1 millón de toneladas  menos de CO2) emitiéndose sólo 3,5 Mt CO2 convirtiéndose en el noviembre que nuestro sistema eléctrico ha emitido menos GEI a la atmósfera. Para el global del año se han emitido 46,6 Mt, esto es un 20,6% menos que en el mismo periodo del año pasado (58,7 Mt). Con esto valores el año terminará rondando las 50 millones de toneladas emitidas a la atmósfera y en todo caso seguro que será el año que menos GEI se habrán emitido.

Mercados europeos

Subidas en los principales mercados europeos...excepto los ibéricos e Italia que somos los únicos que bajamos. Los que comparativamente más suben son Reino Unido, Francia y Bélgica Sin embargo, a pesar de esta subida, comparativamente con la media de los 4 últimos noviembres, ha sido un mes bueno para todos los mercados, excepto los nórdicos como único mercado que su media es superior. En este sentido las mayores bajadas se han dado en Bélgica, ibéricos y Francia.

 

En el global del año, comparando con la media de los últimos 4 años (enero-noviembre) destacan nórdicos y Alemania como más caros y por el otro extremo Bélgica, Reino Unido y a mayor distancia Francia, como más baratos. Sin cambios en el ranking de precios, por un lado están los más altos que la media (46,03 €/MWh) entre mercados Italia (53,2 €/MWh), Reino Unido e ibéricos, estando los demás por debajo de la media, encabezando los precios bajos Alemania (38,2 €/MWh) y seguida por los nórdicos.

Resumen del mercado eléctrico en septiembre: ¡Magnífico mes de récords!

Existe un indicador poco conocido para saber si las cosas van bien o mal en el sector eléctrico, especialmente cuando tiene que ver con los consumidores: cuando hay subidas la mayoría de medios sensacionalistas anuncian el fin del mundo, pero cuando hay bajadas hay silencio total por parte de estos medios (aquí quiero romper una lanza para la mayoría de medios especializados y de los generalistas, para el grupo RTVE: suelen dar la noticia tanto cuando hay subidas como bajadas). ¿Hace cuánto que no se oye nada sobre el recibo de la luz en esos medios sensacionalistas?...pues eso, que ¡estamos de enhorabuena! Veámoslo.

Precios regulados domésticos - PVPC

Aquí una de cal y otra arena (nunca he sabido cual de las dos es la buena y cual la mala). Como indicaba en la entrada anterior desde mediados de septiembre se va a empezar a refacturar a todos los consumidores de 11 CCAA, domésticos o no, con unos suplementos de peajes de 2013, especialmente significativos para las comunidades de Galicia, Castilla-León y Cantabria.

Ahora vamos con las buenas noticias: ¡baja la factura! (ah ¿que estás en mercado libre? entonces a ti no). Es el segundo mes consecutivo que baja, en un año en que, desde junio, estamos disfrutando de precios muy buenos. Es el mejor septiembre desde el de 2010. Esto es debido, por un lado, a que la factura doméstica está ligada a los precios mayoristas de la electricidad y ahí, como veremos luego, está habiendo un comportamiento muy bueno, pero por otro lado también seguimos con un comportamiento extraordinario en aquellos componentes que forman parte del coste de la electricidad fuera de lo que no es dicho mercado mayorista, especialmente el de mercados intradiarios y el de los servicios de ajuste y en septiembre ha marcado mínimos históricos en el PVPC.

La media de precios para este mes ha sido la más baja desde que existe el PVPC y casi a cualquier hora. El año más parecido fue 2016, aunque todas las horas fueron superiores excepto la 1 y la 24.

 

La mayoría de los días de la primera quincena los precios han estado oscilando entre 8 y 10 céntimos €/kWh, sin embargo en la segunda quincena subieron para oscilar entre los 9,5 y 11,5 céntimos €/kWh, situándose la media del mes con el perfilado de REE en 10,24 céntimos  €/kWh. La media del año se sitúa en 11,41 céntimos  €/kWh, buen dato para comparar con tu factura de mercado libre y sopesar si te conviene cambiar o no a precios regulados.

De cara a los próximos meses, será tiempo de volver a ver noticias alarmistas con la factura porque vienen subidas (todo lo bueno se acaba), a pesar de ello, la previsión para octubre es que siga siendo un magnífico mes, comparativamente con el de otros años y noviembre-diciembre ya serían más normales. La factura anual se sitúa en 745 €, más baja de lo habitual, pero no tanto como la de 2016 que fue de 703 € (la de 2018 quedó en 784 €)

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

OMIE ha cerrado el mes en 42,11 €/MWh, esto es, casi 3 € menos de su última cotización en OMIP. Un valor muy bueno si lo comparamos con la media de los últimos 4 septiembres: 53,97 €/MWh (-22%) pero espectacular si lo hacemos con la del año pasado: 71,27 €/MWh o lo que es lo mismo ¡un 40,9% menos!

El mes ha tenido un comportamiento diferente en la 1ª que en la 2ª quincena: mientras que en la primera hubo mucha generación eólica (media diaria de 170 GWh) en la segunda el viento bajó a menos de la mitad (81 GWh) y eso se ha notado en el precio: 38,07 de media en la 1ª frente a 46,15 de la 2ª. El otro factor que ha influido en tener estos precios bajos sigue siendo el bajo coste del Gas Natural mayorista por la sobreoferta existente.

Ha sido el septiembre más barato desde el de 2009 y como sucedía con los precios domésticos, ha tenido la media de precios horarias más bajas casi a cualquiera de ellas y con valores parecidos a los de 2016.

 

El precio del año hasta el 30 de septiembre asciende a 49,92 €/MWh y la previsión para el año completo se sitúa en 51,39 €/MWh (la última cotización disponible en OMIP en 2018 para 2019 fue de 61,97 €/MWh). Los próximos meses son siempre de subida, aunque parece que octubre seguirá siendo bueno, no hay que perder de vista que la temporada de frío y mayor demanda está aquí mismo y por otro lado habrá que ver qué pasa finalmente con el Brexit que podría hacer bajar o no, de manera temporal, los precios de los derechos de emisión: un Brexit duro podría abaratar algo el CO2 y con acuerdo, o no afectaría o los encarecería, aunque hay quién piensa que ese asunto ya está descontado...¡lo veremos las próximas semanas!

En septiembre, al igual que en agosto, la mayoría de las horas marcó precio en OMIE los ciclos combinados, seguidos por el agua y cogeneraciones/renovables. Se sigue con la tendencia del agua marcando precio en las horas punta de precios y los ciclos/cogeneraciones/renovables en las valle. El carbón y los bombeos prácticamente no han marcado precios más que unas pocas horas al mes. Es curioso que la única fuente marginal que sube precios sean los bombeos, aunque con las pocas horas que han marcado precio, podría no ser más que una curiosidad estadística.

Con respecto a los bilaterales, curioso que el 40% de la energía que ha entrado por carbón haya sido mediante bilateral, mientras que los ciclos han vuelto a desaparecer del panorama. Pero el cambio más notable en estos últimos meses viene de la mano de la fotovoltaica que se ha disparado y copa ya mediante bilateral el 3,5% de su energía en el sistema. Y no hay más que ver la progresión de los meses anteriores y si en junio había 490 MWh de bilaterales, en julio, coincidiendo con la incorporación de nueva fotovoltaica, se pasaba a los 15,5 GWh (30 veces más), en agosto casi 34 GWh y en septiembre casi 29 GWh ¡brutal!

Las nucles siguen siendo las reinas de los bilaterales con más de un 85% de su energía, pero en septiembre la gran hidro tampoco ha ido muy por detrás con casi un 79%

Futuros

Empiezan a verse subidas, de momento bastante moderadas, para los próximos meses, aunque con algunas excepciones ya que octubre  está bastante lineal sobre los 48,5 €/MWh y tanto el Q2'20 como el YR20 sufren ligerísimas caídas hasta 51,3 y 55,83 €/MWh respectivamente. La última cotización para el Q3'19 quedó en junio en 56,5 €/MWh pero finalmente ha quedado bastante más abajo en 46,22....¡más de 10€ de diferencia!

 

Así las cosas, todas las operaciones de compra en el Q3 de OMIP no fueron beneficiosas, al revés que las de venta que lo han sido todas, y es que nadie se esperaba estas bajadas de precios.

Fuentes de generación y emisiones

Dos únicas fuentes suben generación en septiembre el carbón y la eólica. El carbón sube poco de 362 a 457 GWh aunque dado lo reducido, en porcentaje es una cifra significativa 26%, además es muy curioso cuándo se ha dado ese incremento: justo con el repunte de precios del CO2 y el anuncio de una nueva posible gripe nuclear en Francia este invierno (la segunda semana del mes).  A pesar de este repunte, el carbón sigue con una generación bajísima, del orden de la décima parte de lo que solía generar en este mes.

Sin embargo con la eólica estamos de enhorabuena ya que casi se bate un
récord histórico: es el mes de mayor producción con esta fuente desde el de 2012 (3,9 TWh frente a los 3,7 TWh de este año), curioso siendo un mes donde tradicionalmente la eólica toca mínimos. La mayor parte de esa gran generación se ha concentrado en la primera quincena del mes.

Las fuentes que más han producido este mes son las mismas desde junio y son, por orden, ciclos combinados, nuclear y eólica. Este protagonismo de los ciclos se da al coincidir con el repunte habitual del hueco térmico y al haber sustituido esta fuente al carbón. Para el completo del año, las fuentes principales son nuclear, ciclos y eólica.

Seguimos con datos preocupantes de reservas hidroeléctricas al 35,5% y una cuota de generación similar a la de 2017, año de sequía importante. Por otro lado la cuota renovable, gracias al tirón eólico, la nueva incorporación fotovoltaica y una demanda floja, se sitúa algo por encima de lo normal, 32,7% suficiente para batir el récord histórico de generación de este tipo en este mes.

Con respecto a las interconexiones, se mantiene un nivel moderado de importación desde Francia (0,8 TWh/h, cuando suele ser entre 1,2 - 1,6 TWh), síntoma de que las líneas siguen en mantenimiento. Con Portugal hemos tenido un acoplamiento casi perfecto (pero no al 100% como en agosto) siendo la diferencia de precios entre ambos países de sólo 3 céntimos€/MWh (42,11 vs 42,14 €/MWh) y con Marruecos volvemos a tener un saldo neto exportador, por segundo mes consecutivo.

Por último, las emisiones de CO2 vuelven a descender por segundo mes consecutivo llegando a los 4,2 Mt (desde los 4,8 de agosto). En lo que llevamos de año nuestro sistema eléctrico a emitido a la atmósfera 38,6 Mt CO2 que es mucho, pero nada menos que un 16,3% menos que el año pasado para el mismo periodo. Si el carbón no vuelve a tomar protagonismo en estos 3 meses que restan del año es muy posible que lo terminemos por debajo de las 55 Mt CO2. El factor de emisión en septiembre quedó en 0,2 tCO2/MWh, valor que, de momento, es similar para la media de todo este año y de momento también, el más bajo de la historia.

Mercados europeos

Bajadas de precios en todos los mercados excepto el francés e italiano. Seguramente el francés debido a un anuncio de otra posible gripe nuclear, que al final quedó en nada, junto con una eolicidad desfavorable e inversa a la nuestra (han tenido mayor producción en la última quincena). Italia por su parte debería desarrollar más su potencial eólico  (sólo tiene instalados 10 GW de potencia) para contener sus precios (ha sido el líder en precios durante prácticamente todo el mes) mientras tanto tendremos que pensar que "Italy is different" :-)

 

A pesar de esas subidas, comparativamente con la media de los últimos 4 septiembres ha sido un mes barato para todos los mercados, excepto los nórdicos. Para el global del año todas las regiones bajan de precio con respecto a 2018, en especial Bélgica y Reino Unido (-28,8% y -23,2%) y se diferencian claramente los 2 grupos de mercados, unos rondando los 40 €/MWh y otro los 51 €/MWh.

¡Refacturación de la factura eléctrica a la vista!

Que la regulación del sector eléctrico es un galimatías está claro con la cantidad ingente de leyes, reales decretos u órdenes nuevas, modificadoras o de corrección de errores sobre todo lo relacionado con el sector. 

En este contexto nos encontramos con que en 2013 se aprobó el Real Decreto-ley 20/2012 de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad que establecía la posibilidad de cargar impuestos a nivel territorial con peajes diferentes en cada comunidad autónoma, RD que fue declarado inconstitucional pero la idea caló y se incluyó en la Ley 24/2013  del Sector Eléctrico.

El caso es que con este panorama, y tras varios recursos ganados (El Supremo estima los recursos de EDP y Naturgy contra la orden de incluir los suplementos territoriales en los peajes) toca refacturar las facturas del año 2013 según se indica en las órdenes TEC/271/2019 y ETU/35/2017 (ya ejecutada en su momento)

En dichas órdenes indica por cada tarifa y para comunidad autónoma los cargos que deben refacturarse para el término de potencia (el fijo de la factura) y el de energía (el de consumo), con alguna excepción:

• No aparecen cargos para los consumidores de Ceuta y Melilla
• Tampoco hay cargos por “falta de datos” para el País Vasco, Baleares y Canarias

Los valores que aparecen en la órden ETU/35/2017 para las comunidades de Cataluña, La Rioja, Castilla-La Mancha y Comunitat Valenciana son válidos pero para Cataluña no, ya que aparentemente tenían unos cargos realmente muy reducidos, por lo que a dichos cargos hay que añadir los aparecidos en la TEC/271/2019.

¿Por qué hablamos de esto ahora? 

La mencionada orden se aprobó a mediados de marzo pero daba un periodo de 6 meses para hacer efectivas las refacturaciones, plazo que vence a mediados de septiembre por lo que en los próximos días debemos recibir una carta informativa con los detalles concretos de nuestra refacturación en particular, carta que seguramente se empiece a recibir con la próxima factura.

Con respecto al pago, si el importe, sin impuestos es inferior a 2 €, se realizará en un solo pago, pero si lo excede, cosa que pasará en la mayoría de las facturas de Galicia, Castilla-León, Cantabria, Aragón y Navarra, el pago se fraccionará en partes iguales (y superior a 1€) y en hasta 12 mensualidades (esto será beneficioso para los consumidores electrointensivos, y en especial los de las comunidades de Galicia, Castilla-León y Cantabria que son los más afectados).

Para complicar algo más las cosas, el 1 de agosto de 2013 hubo un cambio de peajes (donde se incrementó de manera muy importante el término de potencia – el fijo- y se redujo algo el de energía –el consumo-), por lo que los parámetros de refacturación de ambos términos están también afectados encontrándonos con unos para los primeros 7 meses y otros diferentes para los restantes 5.

Así las cosas hablar de cuanto se nos va cargar es tarea imposible porque dependerá de la potencia que tuviera contratada cada consumidor en 2013, así como el consumo que hubiera realizado ese año. Si hablamos de consumidores domésticos y fijamos esos términos en 4,4 kW de potencia contratada y 3.500 kWh de consumo anual que se corresponderían con un suministro de una familia media, tenemos como resultado los reflejados en la siguiente gráfica:

Los consumidores de Galicia, Castilla-León y Cantabria son los más afectados con refacturaciones de entre casi 20€ a casi 10€, mientras que por el otro extremos los de Cataluña, Madrid y Andalucia apenas pagarán unos céntimos (menos de 60).

Existen muchas tarifas eléctricas y cada una tiene sus parámetros, además cada suministro tiene sus propias características así que resulta imposible proporcionar resultados para casos concretos, por poner un ejemplo de consumidor industrial, nos fijaremos en una tarifa 6.1, con potencias contratadas de P1 a P6 de 100, 100, 120, 120, 120, 451 kW y un consumo anual de 2 GWh repartidos de P1 a P6 del 11% - 14% - 6% - 13% - 13% - 43%. Los resultados en esta simulación son similares al caso del consumidor doméstico, pero lógicamente la cuantía de las refacturaciones es mucho mayor:

Mientras que los consumidores profesionales de Galicia, Castilla-León y Cantabría pagarán entre 2000 y 1000€ los de Cataluña, Madrid y Andalucia pagarán menos de 70€

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