Informe semanal de electricidad 3-9-2018

Los precios del mercado Spot durante agosto han subido 2,45 €/MWh por lo que la curva de futuros de OMIP sigue descontando con agresividad estos altos costes de producción. Viendo las commodities internacionales, los futuros de electricidad parece que se han sumado a la tendencia alcista que están empujando los derechos de emisión de CO2 y el brent. El ejemplo más gráfico es el Q4.18 que ya acumula una subida de 32 €/MWh desde su mínimo.

El precio medio Spot durante el mes de agosto ha sido de 64,33 €/MWh, es decir, durante estas semanas el promedio ha subido 2,45 €/MWh frente al precio de julio, y 5,87 €/MWh frente al precio de junio. 

Poniendo un ojo en los fundamentales del Spot: la demanda este mes ha permanecido muy parecida a la del mes de julio. Sin embargo, el Gap de Demanda (llamamos “Gap de Demanda” a la diferencia entre la demanda en el Mercado Diario y la demanda final, para dar una idea de la estrategia de los competidores en los Mercados Intradiarios) está aumentando los últimos meses, lo que se podría interpretar como un intento de las comercializadoras de contener las subidas de precio.  Mirando las fronteras se observa que en agosto se han importado unos 1.000 MWh menos que el mes pasado, por lo que se puede decir que la energía promedio que se ha generado para el Mercado Diario ha sido de algo más de 26 GWh, unos 500 MWh base promedio superior al mes de julio.

Actualmente los siete reactores nucleares están funcionando a plena carga después de la entrada en servicio de Vandellós. En cuanto a las renovables, es reseñable indicar que los parques eólicos han aportado algo más de 1000 MWh base equivalente adicionales al mercado, que, corregidos con la bajada del resto de tecnologías renovables, suma unos 500 MWh b.e. en el mix de generación. Todo ello nos lleva a que durante agosto el hueco térmico ha permanecido muy similar al mes anterior, por lo que la subida de precios de las últimas semanas responde al incremento de costes de las tecnologías marginales.

A día de hoy gran parte del hueco térmico lo cubre el carbón, por lo que es necesario observar la evolución del API2, el EURUSD y de los Derechos de Emisión de CO2 (EUA) para seguir la tendencia de los precios de electricidad. Tomando como referencia un grupo de carbón, con un rendimiento y un factor de emisión estándar, se puede decir que el coste medio de estas centrales ha subido alrededor de 2,75 €/MWh por lo que da la sensación de que ha crecido también la agresividad en las ofertas de los vendedores al Mercado Diario.

En cuanto a la disponibilidad: REE informa que Almaraz y Ascó tendrán su próxima parada a finales de octubre y principios de noviembre, para estar fuera del mix durante aproximadamente un mes. Por otro lado, las reservas hidráulicas continúan con su habitual descenso de esta época del año, sin embargo, actualmente están un 5% por encima de la media de los últimos 5 años.

Los futuros de OMIP: Durante el mes de agosto toda la curva ha seguido aumentando. El Cal.19 cotiza 5,65 €/MWh por encima de su valor a finales de julio, es decir, a 61,75 €/MWh. El Q4.18 ha pasado de 66,80 €/MWh a 74 €/MWh, es decir, una subida de más de 7 €/MWh.

Puede ampliar la información en el documento adjunto Informe Semanal Electricidad 03_09_2018