Europa, electricidad y coronavirus

Llevamos ya una semana de confinamiento en casa y podemos empezar a ver algunos datos interesantes relativos a la electricidad y sus precios e incluso comprarlos con los de otros países vecinos que también han tomado (o no) medidas similares de confinamiento.

Utilizaré casi todos los datos para analizar de los extraídos por la herramienta Janus de  Gnarum por la sencillez y facilidad para conseguirlos.

Antes que nada indicar que las tendencias de la demanda en estas fechas y en situación normal es siempre a la baja debido a cada vez el menor frío. Esto se da generalmente y en España hasta abril-mayo, fechas en las que la demanda vuelve a subir por la conexión de aires acondicionados según va aumentando el calor.

Indicar también que analizaré las 3 primeras semanas de marzo, desde el lunes día 2 hasta el domingo 22

España

Bajón importante a partir de la fecha de confinamiento (15 de marzo que coincide con la semana 3): si hasta entonces la bajada de la demanda con respecto al mismo día de diario de la semana anterior era de entre el 0,1 y 4% (dependiendo del día), a partir del domingo 15 y hasta el martes 17 la bajada ha sido de algo más de un 5%, el miércoles 18 un 8%, el jueves 19 un 14% para empezar a moderarse el viernes con un 11%, el sábado un 4% y hoy domingo tan sólo un 2% . El promedio de bajada en esta primera semana de confinamiento está en un 7% (un 10% respecto a la primera semana del mes)

Los precios del mercado dependen de muchos factores, supuestamente uno fundamental sería la demanda, pero en España se ve que cuando es a la baja no parece ser tan importante, ya que no han caído en la misma proporción que en otros países, de hecho la dispersión demanda/precios muestra una nube muy ancha y un coeficiente de determinación (R2) penoso (lo bien/mal que explica la línea de tendencia la muestra de datos, siendo 0 nula relación y 1 relación completa).

Otro fenómeno curioso se ha dado con la coincidencia/decalaje entre los picos de demanda y precio de la mañana, si en las semanas previas más o menos coincidían, los primeros días del confinamiento, el pico de demanda de la mañana se dio sobre las 12-13h, sin embargo el pico de precios se seguía manteniendo a su hora habitual de las 8-9h ¿la inercia de los traders?¿órdenes programadas sin cambio? Si alguien tiene una explicación a esto ¡estaría muy agradecido de escucharla! En este tuit tenéis la gráfica.

Y por último otra curiosidad. Esta situación de alarma con la gente confinada en sus casas y un montón de empresas cerradas le pilló a REE en un escenario nuevo y con las previsiones de consumo un poco reguleras: el primer día de confinamiento (domingo 15) fue el día en que el coste de los servicios de ajuste (los que entran después del mercado y garantizan la calidad y el suministro) fueron los más caros del año, superando a los del día 1 de enero. Este domingo fue la tormenta perfecta ya que es en ese día cuando dichos servicios sufren el pico de precio. Los siguientes días, para no ser fin de semana, también han sido de los más caros del año en ese sentido.

Italia

En Italia el confinamiento empezó 5 días antes, el día 10 (el martes de la semana 2) día desde el cual la demanda cayó en picado y de manera mucho más pronunciada que en España: un promedio del 8,5% en la segunda semana y de un 19% en la tercera semana.

La dispersión demanda/precio spot es mucho más estilizada y su R2 explica mucho mejor los precios que la española, o dicho de otra forma, se ve que en Italia hay una relación entre la demanda y el precio mayorista mucho mayor que en el mercado español.

Francia

En Francia el confinamiento empezó 2 días después que en España, el martes 17 (semana 2) y desde ese día la demanda también ha caído en mayor medida que en España: La semana 2ª (sin confinamiento) un promedio del 10% y la semana 3ª (con confinamiento) del 14,5% (23% con respecto a la semana 1).

Al igual que sucediera con Italia, la dispersión demanda/precio spot genera una nube más estilizada que la nuestra con un R2 muy parecido a la italiana y muchísmo mejor que el nuestro. Nuevamente se ve una relación importante entre demanda y precio

Alemania

En Alemania no ha habido confinamientos hasta mediados- finales de la 3ª semana (y sólo parciales por regiones o municipios), así vemos incluso un repunte de la demanda en la 2ª semana (+1,3%) y una caída de esta a partir del miércoles 19. La caída de la 3ª semana con respecto a la 2ª se sitúa en el 5%

Por otro lado, la dispersión demanda/precio Spot tiene un coeficiente de determinación es muy similar al español y se ve que la demanda no es un factor tan director en los precios como otros (seguramente la generación renovable).

Principales mercados europeos

Viendo la evolución en los principales mercados europeos, observamos como a España le cuesta bajar de la franja de los 25-30 €/MWh a pesar de la caída de demanda, la constante bajada de precios en los nórdicos o cómo Italia ha subido a 1ª división al desplomarse drásticamente de precios en los últimos días de la tercera semana..

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Resumen del mercado eléctrico en febrero: nuevas bajadas

Pues seguimos en la misma línea que la mayoría de los meses anteriores con todos los indicadores y precios a la baja: baja la factura, el mercado mayorista, las emisiones de GEI, la demanda... ¡todo abajo!

Y lo bueno es que tiene toda la pinta de que no va a cambiar a corto plazo a menos que suceda algo inesperado como la reactivación económica ( y del gasto de gas) de los países asiáticos con China a la cabeza tras pasar el peor momento con el asunto del coronavirus, pero es que a estas alturas del año ya ni eso afectaría tanto con la primavera llamando a la puerta.

Precios regulados domésticos - PVPC

Algo que seguirás sin ver en los telediarios: bajonazo de la factura regulada en casi un 11% hasta los 52,6 € y aunque estamos ante un magnífico febrero, en la última década fueron aún más baratos el de 2016 (51,5 € o el de 2014 (51,9 €). Las causas de estar disfrutando de estos precios regulados tan estupendos los últimos meses no han variado: un mercado mayorista a la baja y unos costes de la energía (lo que no es mercado mayorista, o sea costes de los mercados intradiarios, servicios de ajuste e interrumpibilidad básicamente, ya que el resto de conceptos no han variado sustancialmente) en los que seguimos marcando récords a la baja: si otros febreros estos costes suponían entre 2,2 y 3,5 céntimos€/kWh el de este año ha sido de sólo 1,7.

 

Los precios bajos se han dado a cualquier hora del día y si comparamos con los de febrero del 16, son todos mayores (especialmente de madrugada) a excepción del pico de la noche que es idéntico. Lo que si se nota es un spread de precios valle-pico muy reducido, como si fuéramos hacia una tarifa plana a lo largo del día, o dicho de otra manera, la variación de precios entre baja demanda y alta cada vez es menor.

El precio medio del mes ha quedado en los 0,097356 €/kWh y la previsión para la factura de todo el 2020 sigue a la baja, hasta los 671€. De confirmarse sería la factura más baja de la última década con un precio medio de 9,91 céntimos de €/kWh. Recuerdo que todo lo dicho aquí se refiere a la factura regulada PVPC de las cuales estamos menos de la mitad de los consumidores. La otra mayoría se encuentra en mercado libre pagando más o mucho. Cualquiera puede cambiarse a la factura regulada y es tan fácil como hacer una llamada telefónica.

Con la bajada del precio mayorista, baja también el coste medio de la compensación para autoconsumos en PVPC: de 4,096 céntimos€/kWh de enero a 3,57 céntimos€/kWh

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Cierra febrero en 35,87 €/MWh lo que supone una bajada de casi un 13% y nos sitúa casi un 24% por debajo de la media de los últimos 4 febreros y un 33,5% por debajo del de 2019, nuevamente un mes estupendo y sólo superado en esta última década por los de 2016, 2014 y 2010.

Al igual que sucediera con los precios domésticos, la media de spread entre picos y valles es la más baja de los últimos años, esto quiere decir que aunque el pico de la noche no aumenta, los precios valle cada vez son menos bajos.

 

La mayoría de días, el precio medio ha estado oscilando entre los 25 y 35 €/MWh y hemos tenido las 3 horas más bajas del año, siendo la mayor de ellas de 5,1 €/MWh del domingo 16. También nos ha traído los 4 días más baratos del año, siendo el precio medio diario más bajo del año el último día del mes, con 16,6 €/MWh.

El precio medio en estos primeros 2 meses del año asciende a 38,57 €/MWh y el estimado para todo el año a 39,07 €/MWh. Las razones de estos precios tan bajos las tenemos por un lado en el precio tan barato del gas natural debido a una sobreoferta en el mercado, pero por otro, a que la demanda también baja con más fuerza que otros años así como la nueva potencia renovable que, cuando hay recurso, empieza a dar frutos.

 

El agua es la que vuelve a marcar más veces el precio marginal, sobre todo en los picos de precios del OMIE de la mañana y noche (interviniendo en este último también la turbinación de los bombeos), haciéndolo ciclos y renovables/cogeneración en los valles de la noche y tarde. El carbón es la fuente que menos veces fija el precio y lo hace sobre todo en el valle de la noche.

Por otro lado no hay muchos cambios en la cantidad/composición de los bilaterales: nuclear y gran hidro son los que más porcentaje de energía mueven ahí. Todos los bilaterales de carbón se han hecho con la hulla subbituminosa y casi toda la energía de esta fuente se utilizan en ello (el 91%).

Futuros

Con un ligero repunte en los precios del Gas Natural a finales de enero, parecía que en febrero se iban a estabilizar los precios en OMIE, pero al final  el gas ha seguido cayendo tocando mínimo el día 11 de febrero y repuntando durante una semana hasta el 20 fecha en que vuelve a bajar con fuerza. Los futuros han seguido exactamente ese mismo comportamiento y han seguido cayendo en todos los horizontes temporales, como siempre de manera más agresiva en el mes+1 (marzo) y de manera menos pronunciada el resto.

La última cotización del Q1 en OMIP de diciembre cerró en 45,1 €/MWh y de momento está bastante más abajo, en 38,57 €/MWh aunque todo indica que cerrará sobre los 36 €/MWh o menos.

Fuentes de generación y emisiones

Las fuentes que destacan por incrementar producción, con diferencia y por una pura cuestión de estacionalidad, son las solares, destacando la termosolar con un incremento del 192% y la fotovoltaica con un 57%. Se da la circunstancia de que con el aporte de capacidad del año pasado y la del comienzo de este, se ha generado este febrero tanta electricidad de origen fotovoltaico como la de otros años en su punto máximo, julio, lo que indica que todo el año vamos a ver cómo mes tras mes se van a ir batiendo todo tipo de récords.

Por ejemplo el del día 20 de febrero, día en el que en una hora se generó tanta electricidad solar de ambas fuentes como la del parque nuclear al completo, récord superado con creces los días posteriores, y es que han sido especialmente los últimos 10 días los que se han generado en mayor medida con estas tecnologías.

Las fuentes que más han retrocedido han sido ciclos e hidráulica. El carbón casi no variado y ha retrocedido sólo un 3%. Con respecto a la generación eólica se ha despedido los últimos días del mes a lo grande, siendo necesario bajar la generación de todo el parque nuclear, excepto AscóI, lo cual no quita para que haya sido un mes muy mediocre y en los últimos años no se generaba tan poco con esta fuente excepto el febrero del año pasado.

Las fuentes de mayor generación han sido nuclear, eólica e hidráulica, las mismas y en el mismo orden que para el año completo.

El hueco térmico del mes está muy reducido debido principalmente a la potente bajada de la demanda (casi un 12%), pero también a la relativa buena generación con agua y en menor medida a la producción solar. Y como seguimos con el switch entre carbón y gas (vigente de manera acusada desde marzo del año pasado), la conjunción de ambos factores da como resultado unas bajas emisiones GEI de récord para un febrero: 3,1 millones de toneladas emitidas y un factor de emisión de 0,15 tCO2/MWh. En estos dos meses del año ya se ha emitido un 36,4% menos que en el mismo del año pasado. Según avancen los meses las diferencias con el año pasado no serán ya tan grandes y veremos si la nueva capacidad renovable rebaja significativamente las emisiones.

Con respecto a las interconexiones, aumentan las importaciones de Francia hasta un saldo de 1,2 TWh y cambian de signo las de Portugal: llevábamos siendo importadores de ellos desde noviembre del año pasado y ahora pasamos a exportar con un saldo de 0,15 TWh. Reducción notable de las importaciones desde Marruecos que arrojan un saldo de 0,026 TWh (mantengo las mismas unidades para que, comparativamente, se vea lo ridículo que supone esta interconexión y la importancia que le dan algunos).

Mercados europeos

Tras el repunte de enero en todos los mercados más relevantes de Europa (excepto los nórdicos que están en caída libre desde diciembre), bajan todos los mercados, los que más fuerte lo hacen son los nórdicos, Alemania y Francia. En el lado opuesto, los mercados que bajan con menor intensidad estamos los ibéricos (como no podía ser de otra forma), Reino Unido e Italia (lo que vengo llamando la segunda división).

 

A destacar los 2 días que Alemania tuvo precios negativos: día 16 (-8,27 €/MWh) y día 22 (-1,51 €/MWh). Aunque llevamos sólo 1/6 del año destacan los bajos precios medios anuales de nórdicos y Alemania.

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