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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Resumen del mercado eléctrico en enero: seguimos en racha

Pues nada, ha terminado enero como una consecución de los meses anteriores: ¡a la baja en todo! veremos qué sucede los próximos meses, pero si hablamos de precios bajos, nos encaminamos hacia los mejores del año, de marzo a mayo, cuando el agua es abundante y barata, sigue habiendo bastante viento y se consume menos (fósil) porque empieza a hacer menos frío, pero me temo que la clave estará en lo que pase con el precio del gas y/o del CO2. Lo iremos viendo

Precios regulados domésticos - PVPC

Sube la factura desde el mes pasado un 4,5% hasta los 59 €, pero que ello no nos confunda ¡es el enero más barato desde el de 2010! así es un 14,2% más barata que la del año pasado o un 12% más barata que la media de los últimos 4 eneros.

 

La mayoría de los días del mes los precios medios diarios han estado oscilando entre los 10 y 11 céntimos/kWh, para tomar finalmente un valor medio de 0,104722 €/kWh. Aún es muy pronto y pueden pasar muchas cosas en el año, pero la estimación para la factura anual baja 2 € quedando en 684 € y un precio medio anual de 0,101877 €/kWh

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Enero repunta desde diciembre hasta 41,1 €/MWh, valor muy parecido al de 2011 (41,19), lo que representa una subida del 21,6%, valor importante pero hay que tener en cuenta que diciembre fue anormalmente bajo y en cualquier caso el precio de enero es un 33,7% más barato que el de 2019 o un 25,3% que el de los últimos 4 eneros, estando nuevamente ante un mes realmente barato, comparativamente. 

La media de precios horarios ha sido baja con respecto a otros eneros, aunque no tanto como la de 2016, sin embargo el pico nocturno si ha sido muy similar, rondando los 50 €/MWh. De día, la media de precios han permanecido por encima de los 40 €/MWh, sin embargo por la noche, cuando la demanda es menor, bajan de ese valor, encontrando el mínimo de 4 a 5 (31,22 €/MWh) y siendo sólo ligeramente inferior al de los años 15 y 18.

 

Las razones de este repunte han sido dos, por un lado, un mayor aumento de la demanda y por otro una disminución de la energía eólica y por consiguiente un aumento de energías fósiles de mayor coste (gas y sobre todo carbón).

La previsión de precio anual sigue en caída libre hasta 41,6 €/MWh y de consolidarse, sería el segundo mejor precio de la década tras los 39,67 de 2016, pero aún queda mucho año y de todo puede pasar.

Con respecto a las fuentes que han marcado el precio marginal, el agua vuelve a recuperar su habitual protagonismo que perdió en diciembre a favor de la cogeneración/renovables, siendo la fuente que más horas lo ha hecho (43,3%) le siguen cog./renov. (29,3%) y más abajo los ciclos (22,4%), como es habitual desde marzo/abril del año pasado, el carbón se ha vuelto testimonial, haciéndolo en menor cuantía incluso que los bombeos. La horquilla de media de precios marcados se encuentra desde los 48,7 €/MWh de los bombeos hasta 36,5 €/MWh del carbón.

Futuros

Impulsados por el decreciente coste del Gas Natural, todos los horizontes temporales siguen a la baja, aunque parece que empieza a observarse una cierta resistencia en los primeros días de febrero. Resistencia que puede verse vencida si el precio del gas sigue tan a la baja como indican sus productos de futuros para el TTF: en enero cerró por debajo de 10 €/MWh y en estos primeros días de febrero ya se encuentra por debajo de los 9.

Y es muy posible que esto suceda ya que avanzamos hacia meses con temperaturas más benignas (menor demanda) y por otro lado es posible que el famoso coronavirus empiece a afectar más en los países asiáticos, con China a la cabeza. De afectar a su economía y por tanto a su consumo de gas, podría suponer ¡una mayor sobre oferta global de Gas Natural!

De momento el Q1 está a 39,71 €/MWh unos 5 € menos que su última cotización de OMIP en diciembre

Fuentes de generación y emisiones

¿Quién dijo que el carbón estaba muerto? Si bien es cierto que la generación neta del mes es la más baja de la historia, incrementa energía en un 136 % respecto de diciembre, pero también es verdad es que en diciembre se generó poquísimo con carbón. La generación con ciclos ha sido muy similar a la del año pasado, por tanto el hueco térmico de este mes ha sido inferior al de 2019 y del orden de un 30% a la media de los 4 últimos eneros.

Sólo 3 fuentes bajan energía: agua, viento y residuos. El resto suben, pero también es curioso que dos de esas 3 que bajan son de las que más energía han generado en el mes, así las fuentes que más lo han hecho, por orden, son: nuclear, eólica e hidroelectricidad, destacando esta última que con casi 4 TWh ha generado como no se hacía en un enero desde el de 2014, sin embargo la eólica ha estado muy floja y ha sido unos de sus peores eneros.

Cambio de signo de la conexión con Francia y así si en noviembre-diciembre el saldo neto fue exportador (gracias al viento y agua), en enero se pasa a ser de nuevo importador (0,96 TWh). El de Portugal también sigue siendo importador, aunque desciende notablemente de 0,84 a 0,49 TWh, Aumenta el de Marruecos hasta casi 36 GWh.

Al generarse más con fósiles, repuntan las emisiones de GEI hasta las 3,6 millones de toneladas de CO2 emitidas a la atmósfera, sin embargo es el valor más bajo registrado nunca para un enero. El factor de emisión queda en 0,16 tCO2/MWh. De seguir con el switch de generación entre carbón y ciclos desde el comienzo del año (el año pasado empezó en febrero, por los pelos, pero de manera contundente desde marzo) y con la incorporación de las nuevas renovables, hace presagiar un 2020 todavía con menor emisión que el pasado

Mercados europeos

Bajan precio con respecto a diciembre sólo 3 mercados: nórdicos (con fuerza), Reino Unido y Holanda (muy ligeramente) el resto suben, los que más los ibéricos seguidos de Alemania (los que estaban más abajo el mes pasado).

Mes barato para todos los mercados, si comparamos su spot con la media de los 4 últimos eneros. Especialmente para nórdicos, Reino Unido y Francia.

Curios el comportamiento del Spread de precios: se ha mantenido grande entre todos los mercados, excepto los días 5, 6, 23 y 24 en que se redujo a sólo unos 4 €/MWh en todos ellos menos el nórdico que ha mantenido una bajada constante de precio a lo largo del mes.

Como siempre el país con mayor volatilidad diaria de precios ha sido Alemania, mientras que el menor ha sido Reino Unido.

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Resumen del mercado eléctrico en diciembre y 2019: ¡Magníficos!

Menos mal que se acabó el año 2019 porque ya se me estaban acabando los calificativos buenos... :)

Diciembre del 19 ha sido el colofón de un estupendo año donde hemos visto muchos records: de instalación y generación renovables, de baja emisión de CO2, días sin generación con carbón, precios mayoristas y facturas de la luz bajos como hacía muchos años que no se veían, en fin, un año bueno y un diciembre, comparativamente con otros diciembres....¡magnífico!

Precios regulados domésticos - PVPC

Este diciembre ha sido comparativamente espectacular, alcanzando la factura 56,4 € siendo el más barato de los últimos 8 años tras los 55,7 € de diciembre de 2010, desde entonces la factura doméstica para este mes ha estado oscilando entre los 65 y los 70 €. El precio del kWh quedó en 9,7573 céntimos de € y la media aritmética de todo el 2019 en 11,13 céntimos de €. Este sería un buen momento para coger tu factura y comparar a cómo lo has pagado y quizás momento de plantearse volver al precio regulado, el PVPC, porque de momento 2020 tiene muy buena pinta también.

 

De los últimos 8 años, 2019 ha sido el segundo, tras 2016, de factura más baja y no deja de asombrarme el poco eco que se ha dado de este hecho en los telediarios. De momento y aunque las cosas pueden variar radicalmente, todo apunta a que 2020 será más barato aún (686 € de factura anual y 10,19 céntimos de € el kWh), especialmente el primer semestre y superando a 2016, pero es algo que iremos viendo a lo largo del año.

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

OMIE baja un 20% y ha cerrado el mes al increíble precio de 33,8 €/MWh, algo no visto desde el de 2009. El mes que tradicionalmente suele ser muy caro, el de 2019 trajo el regalo de ser nada menos que un 45,3% más barato que el del año pasado (o un 41,9% de la media de los últimos 4 diciembres).
Estos precios tan bajos del mes se han dado, de media, a cualquier hora. A destacar el fin de semana del 21 y 22 de diciembre, donde los precios no subieron de los 6,60 €/MWh en ningún momento, aunque el récord de hora más barata desde 2014 se dio en la madrugada del martes 24, de 4 a 5h con 0,03 €/MWh

 

La previsión para 2020 no puede ser mejor, con un precio medio anual de 41,75 €/MWh se convertiría en el segundo más barato de la década, tras 2016. Sin embargo queda mucho año por delante y de todo puede pasar.

Sorprende el bajo porcentaje de energía de bilateral que han tenido las nucleares en diciembre, sólo el 63% cuando habitualmente suelen tener 20 o 25 puntos porcentuales más. Será un bonito ejercicio para #LaPacaMola y #ElCaosEsTotal para analizar en abril, cuando hayan pasado 3 meses y tengamos ya todos los datos. La Fotovoltaica sigue por encima del 3% cifra que deberíamos seguir viendo aumentar con la incorporación de más potencia en el 2020. Con respecto a las fuentes que marcan el precio marginal, nuevamente como ya sucediera en mayo, la cogeneración/renovables ha liderado el número de horas este mes (sobre todo las nocturnas) aunque también al precio medio más bajo de todas: 25,8 €/MWh y sacándole 10 € a la siguiente, la turbinación de los bombeos. Este mes la media más cara ha sido para el carbón con 40,1 €/MWh.

Para todo el 2019 las fuentes que más horas han marcado precio han sido agua , cogeneración/renovables y ciclos

Fuentes de generación y emisiones

Increíble comportamiento de la gran hidro que bate records de generación para un diciembre con 4,9 TWh y es la fuente que más incrementa desde el mes pasado. y no es para menos porque ha llovido con mucha intensidad este mes y ha hecho subir las reservas de los embalses hidroeléctricos en 11 puntos porcentuales hasta el 51%: ¡lo nunca visto en estas fechas! Las nucleares también incrementan fuerte al volver a funcionar las 2 que estaban paradas por recarga (Cofrentes y Vandellós). Las fuentes que pierden más fuelle son las fósiles: carbón y ciclos.

Sin embargo la fuente que más ha generado ha sido la eólica con 5,4 TWh, seguida por la hidráulica y finalmente por la nuclear. En todo el 2019 las fuentes que más energía han producido han sido la nuclear, eólica y ciclos.

Como ya sucediera en noviembre, la aportación del agua y del viento hacen subir el porcentaje renovable del mes hasta el 51,5 %, más de 15 puntos por encima de lo normal en el mes y hacen que el año finalice con un porcentaje digno del 38,8%.

En cuanto a las emisiones GEI, 2019 gracias al switch del carbón al gas natural, es en el que nuestro sistema eléctrico ha emitido menos ¡nunca! En diciembre fueron 3 millones de toneladas lo que hacen que para el total del año se hayan emitido a la atmósfera 49,7 millones de toneladas: entre 10-15 millones de toneladas menos de lo que solía emitir. Si antes el carbón representaba el 59% de las emisiones, en 2019 pasó a ser de sólo el 25% cobrando protagonismo el Gas Natural de los ciclos combinados.

Mercados europeos

Bajadas en todos los principales mercados europeos. Gracias al agua y al viento nos ponen como el mercado más barato tras Alemania y Portugal, abandonando a Reino Unido e Italia como los más caros del mes. 

 

Sin embargo para el total del año seguimos en la segunda división, aunque eso si, con los precios más bajos en esa liga. Los mercados más baratos del año han sido por orden: Alemania, nórdicos y Francia

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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.