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Fuerte subida de demanda que acompaña un recorte de aportación renovable de más de 2000 MW base. La nuclear también cae, pero queda amortiguada por la subida de generación hidráulica. El efecto es una subida en los precios del mercado diario acompañada por la caída de los futuros de medio y largo plazo.
El precio medio del mercado diario durante esta semana ha sido de 46,26 €/MWh, +10 €/MWh vs. el promedio de la semana anterior y + 3,26 €/MWh vs. los 43 €/MWh que cotizaba la semana en el mercado de futuros antes de su inicio.
La demanda final aumenta un 7,6 % (El nivel promedio estos días fue de 29302 MW base equivalentes), mientras que la demanda al mercado diario aumenta un 6,7 %. 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 103 MW base equivalentes, lo que supone un incremento de la energía generada del 0,4%.
En cuanto al mix de generación: Las energías renovables en su conjunto aportan un 16,5 % menos. El viento cae 2325 MW base equivalentes y las energías procedentes del sol disminuyen unos 90 MW base equivalentes. La aportación nuclear varía -871MW base estos días, mientras que la turbinación hidráulica sube de promedio alrededor de 867 MW base.
Todos estos efectos hacen que el hueco térmico durante esta semana haya aumentado 2395 MW base. La casación al mercado, por tanto, ha añadido 252 MW base de promedio de generación por carbón y ha añadido 2143 MW base de CCGTs.
Semana con un 60% de disponibilidad nuclear. Según informa REE, Cofrentes y Vandellos volverán al mix a mediados del mes de diciembre. Las reservas hidráulicas para la producción eléctrica consiguen remontar estos días y se observa una tendencia que mejora las expectativas y como consecuencia la hidráulica modulable sube su aportación.
El derecho de emisión de CO2 con entrega en 2020 baja 1 €/ton y se sitúa en los 24 €/ton. El precio del gas referenciado al índice holandés TTF permanece estable, al igual que el API2.
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