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Ligera subida de demanda, que hace que sea necesario algo más de 500 MW base equivalentes de CCGT adicionales en el mix de generación. La curva de futuros permanece invariable, muy atenta quizá al próximo movimiento del Brent y sus correlacionados.
El precio medio del mercado diario durante esta semana ha sido de 36,81 €/MWh, – 0,75 €/MWh Vs. el promedio de la semana anterior y +2,31 €/MWh Vs. los 34,5 €/MWh que cotizaba la semana frente en el mercado de futuros antes de su inicio.
La demanda final aumenta un 1 % (El nivel promedio estos días fue de 29084 MW base equivalentes), mientras que la demanda al mercado diario disminuye un 0,9 %. 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 disminuido 1191 MW base equivalentes, lo que supone un descenso de la energía generada del 4,3%.
En cuanto al mix de generación: Las energías renovables en su conjunto aportan un 23,7 % menos. El viento cae 1868 MW base equivalentes y las energías procedentes del sol disminuyen unos 204 MW base equivalentes. La aportación nuclear permanece estable estos días, mientras que la turbinación hidráulica sube de promedio alrededor de 282 MW base.
Todos estos efectos hacen que el hueco térmico durante esta semana haya aumentado 497 MW base. La casación al mercado, por tanto, ha quitado 61 MW base de promedio de generación por carbón y ha añadido 558 MW base de CCGTs.
En cuanto a la disponibilidad nuclear, los 7 reactores están en línea sin reportar problemas reseñables. Según informa REE, la primera mitad de 2020 se planean paradas de Almaraz, Ascó y Trillo. Las reservas hidráulicas para la producción eléctrica se estabilizan y ofrecen un nivel de aportación adecuado para esta época del año.
El derecho de emisión de CO2 con entrega en 2020 sube esta semana y termina en los 24 €/t. El precio del gas referenciado al índice holandés TTF sigue con su tendencia bajista, aunque permanece estable estos días.
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