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Las altas temperaturas provocan de nuevo subida fuerte de demanda estos días. La curva de futuros en el largo plazo continúa invariable, y en el medio y corto plazo internaliza subidas acorde con el precio spot.

Las altas temperaturas provocan de nuevo subida fuerte de demanda estos días. La energías renovables en su conjunto repiten producción alrededor de los 6500 MWs base equivalentes, por lo que de nuevo son los CCGTs los que cubren en hueco de generación. La curva de futuros en el largo plazo continúa invariable, y en el medio y corto plazo internaliza subidas acorde con el precio spot.

El precio medio del mercado diario durante esta semana ha sido de 51,22 €/MWh, +2,16 €/MWh Vs. el promedio de la semana anterior y +1,92 €/MWh Vs. los 49,3 €/MWh que cotizaba la semana frente en el mercado de futuros antes de su inicio.

La demanda final aumenta un 6,3 % (El nivel promedio estos días fue de 30904 MW base equivalentes), mientras que la demanda al mercado diario aumenta un 5,0 %. Si se añade el efecto que provoca la energía que fluye por las fronteras, se observa que el nivel de generación en el territorio nacional ha aumentado 1027 MW base equivalentes, lo que supone un incremento de la energía generada del 3,8%.

En cuanto al mix de generación: Las energías renovables en su conjunto aportan un 1 % menos. El viento cae 170 MW base equivalentes y las energías procedentes del sol aumentan unos 105 MW base equivalentes. La aportación nuclear permanece estable estos días, mientras que la turbinación hidráulica baja de promedio alrededor de 114 MW base.

Todos estos efectos hacen que el hueco térmico durante esta semana haya aumentado 1206 MW base. La casación al mercado, por tanto, ha añadido 298 MW base de promedio de generación por carbón y ha añadido 908 MW base de CCGTs.

En cuanto al parque nuclear, salvo alguna bajada de carga sin importancia, continúa a plena carga. Según informa REE para el resto del año, Almaraz estará fuera en octubre, y Cofrentes y Vandellos en noviembre. Las reservas hidráulicas inician la habitual tendencia bajista de esta época del año, desde un nivel por debajo de la media de los últimos 10 años.

El derecho de emisión de CO2 con entrega en 2019 se establece entre los 26 y 27 €/ton. El precio del gas referenciado al índice holandés TTF se acerca a los 12 €/MWh. El API2 con entrega en 2019 tiene un repunte y gana 2 €/ton. Combinando estos movimientos, se observa que el coste medio de generación con carbón sube alrededor de 1 €/MWh eléctricos y el de los CCGT se mantiene.

Puede ampliar información en el siguiente documento.

Informe Semanal Electricidad 08_07_2019

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