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Tras la vuelta del periodo vacacional, la demanda energética se recupera y es necesaria la aportación de nueva energía marginalista

El año comienza con grandes aportaciones de energía renovable. Tras la vuelta del periodo vacacional, la demanda se recupera y es necesaria la aportación de nueva energía marginalista. El hueco térmico sube con una sensibilidad dentro de los parámetros históricos. El largo plazo no se mueve, y toda la volatilidad se acumula en el corto y medio plazo, muy pendiente de las aportaciones renovables.

El precio medio del mercado diario durante esta semana ha sido de 43,57 €/MWh, +5,87 €/MWh Vs. el promedio de la semana anterior y +2,07 €/MWh Vs. los 41,5 €/MWh que cotizaba la semana frente en el mercado de futuros antes de su inicio.

La demanda final aumenta un 13,3 % (El nivel promedio estos días fue de 29569 MW base equivalentes), mientras que la demanda al mercado diario aumenta un 15,1 %. 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 2210 MW base equivalentes, lo que supone un incremento de la energía generada del 9,1%.

En cuanto al mix de generación: Las energías renovables en su conjunto aportan un 33,6 % más. El viento sube 1442 MW base equivalentes y las energías procedentes del sol aumentan unos 97 MW base equivalentes. La aportación nuclear permanece estable estos días, mientras que la turbinación hidráulica baja de promedio alrededor de 1337 MW base.

Todos estos efectos hacen que el hueco térmico durante esta semana haya aumentado 1515 MW base. La casación al mercado, por tanto, ha añadido 329 MW base de promedio de generación por carbón y ha añadido 1186 MW base de CCGTs.

En cuanto a la disponibilidad nuclear, los 7 reactores ya están en línea. Según informa REE, en la primera mitad de 2020 se planean paradas de Almaraz, Asco y Trillo. Las reservas hidráulicas para la producción eléctrica continúan por encima de las expectativas y como consecuencia la hidráulica modulable logra una aportación que no se observaba desde inicios de 2018.

El derecho de emisión de CO2 con entrega en 2020 empieza el año volviendo a los 24 €/t. El precio del gas referenciado al índice holandés TTF sigue con su tendencia bajista, y pierde 1,5 €/MWh esta semana. Finalmente, la curva de gas vinculada al Brent baja alrededor de 0,5 €/MWh.

Orden TEC/1258/2019, de 20 de diciembre, por la que se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2020 y se prorrogan los peajes de acceso de energía eléctrica a partir del 1 de enero de 2020.

  • Prorroga, por la DT1 y conforme a lo especificado en el artículo primero de la Orden, los peajes de acceso para el año 2020 hasta la aprobación de las metodologías de cargos del sistema eléctrico y peajes de redes, así como de las respectivas normas de aplicación.

La memoria de la propuesta señala que “el periodo de aplicación de los peajes que se prorrogan no es conocido, pues está condicionado al ejercicio de la potestad para la fijación de los peajes por la CNMC que, a su vez, depende de la entrada en vigor de la circular con la metodología de cálculo de los peajes y lo que en la misma se prevea en cuanto a su efectiva aplicación para el primer ejercicio”.

  • Por medio de la DT2:
    • Prorroga los precios unitarios para la financiación de los pagos por capacidad y los costes definidos como cuotas con destinos específicos (arts. 3 y 5 de la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2019.
    • Se incorpora, con respecto a la versión sometida a consulta, que con carácter transitorio, como compensación del extracoste de producción en los territorios no peninsulares para 2020, será de aplicación la misma cuantía de 2019 en el artículo 6, de la Orden TEC/1366/2018 (729,665 M€).
  • Especifica, por medio de la DT3, la retribución provisional de OMIE (13,123 M€, incrementable en 3,184 M€), y precios a cobrar a los agentes.
    • Los productores de energía eléctrica que actúen en MIBEL pagarán al Operador del Mercado, por cada una de las instalaciones de potencia neta o instalada por CIL, en el caso de instalaciones de tecnologías renovables, cogeneración y residuos, superior a 1 MW, una cantidad mensual fija de 9,37 euros/MW de potencia disponible. Para el cálculo de la potencia disponible se aplicará a la potencia neta o instalada por CIL el valor del coeficiente de disponibilidad
    • Los comercializadores y consumidores directos en mercado pagarán al OM 0,02657 € por cada MWh que figure en el último PHF de cada hora.

Puede ampliar información en el siguiente documento.

Informe Semanal Electricidad 13_01_2020

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