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Informe Semanal Electricidad 29-04-2019
Esta semana continúa afectada por la baja cantidad de horas laborables dada la concentración de días festivos, lo que junto con la alta producción eólica ha provocado precios diarios mínimos del año. A pesar del aumento de la aportación hidráulica los embalses continúan en niveles muy bajos. La curva de futuros se queda inmóvil con señales que se cruzan: el aumento de los precios de los combustibles de las últimas semanas se choca con la enorme sensibilidad a la baja que hemos visto en el mercado spot estos días.
El precio medio del mercado diario durante esta semana ha sido de 47,41 €/MWh, +1,43 €/MWh Vs. el promedio de la semana anterior y – 3,09 €/MWh Vs. los 50,5 €/MWh que cotizaba la semana frente en el mercado de futuros antes de su inicio.
La demanda final aumenta un 1,5 % (El nivel promedio estos días fue de 26274 MW base equivalentes), mientras que la demanda al mercado diario aumenta un 2,9 %. 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 1651 MW base equivalentes, lo que supone un incremento de la energía generada del 7%.
En cuanto al mix de generación: Las energías renovables en su conjunto aportan un 28 % más. El viento sube 2709 MW base equivalentes y las energías procedentes del sol disminuyen unos 434 MW base equivalentes. La aportación nuclear varía 659MW base estos días, mientras que la turbinación hidráulica sube de promedio alrededor de 18 MW base.
Todos estos efectos hacen que el hueco térmico durante esta semana haya disminuido 1074 MW base. La casación al mercado, por tanto, ha quitado 536 MW base de promedio de generación por carbón y ha quitado 537 MW base de CCGTs.
Durante el segundo trimestre del año, Asco II estará indisponible entre el 27 de abril al 1 de junio y Trillo entre el 10 de mayo y el 8 de junio, según informa REE.
El derecho de emisión de CO2 con entrega en 2019 continúa estable estos días, terminando la semana cerca de los 27 €/ton. El precio del gas referenciado al índice holandés TTF retrocede 2 €/MWh. El API2 con entrega en 2019 baja 2 €/ton y la fórmula del coste de gas vinculada al precio del Brent sube 0,5 €/MWh. Combinando estos movimientos, se observa que el coste medio de generación con carbón no se mueve y el de los CCGTs sube 0,5 €/MWh eléctricos.
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