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AleaSoft: Nuevo récord del mercado eléctrico español con el segundo trimestre del año más caro de la década

Comunicae
miércoles, 4 de julio de 2018, 15:36 h (CET)
El mercado mayorista de electricidad español MIBEL cierra el segundo trimestre de 2018 con el récord de precio de los segundos trimestres de los últimos diez años. AleaSoft considera que las causas principales radican en el aumento continuado de los precios del gas y del carbón, junto con el precio de las emisiones de CO2, en carrera al alza durante los últimos doce meses

En las últimas semanas se encadenan las noticias de récords en los precios del mercado eléctrico mayorista español MIBEL. Hace unas semanas, AleaSoft publicaba que se había registrado el segundo mes de mayo más caro de toda la historia del mercado MIBEL, y el más caro de la última década con un precio promedio de 54,92 €/MWh. Y, hace también unos días, AleaSoft anunciaba que se repetía el mismo récord con el mes de junio de 2018: el segundo más caro de la historia del mercado, y el récord de la última década, con un precio promedio de 58,46 €/MWh.


Pues como era de esperar, el récord se ha repetido si se mira el conjunto del segundo trimestre de 2018. El precio promedio desde el 1 de abril hasta el 30 de junio de 2018 ha sido de 52,05 €/MWh, 5,04 €/MWh más alto que el precio promedio del mismo trimestre de 2017. Este precio representa el más caro de los últimos diez años para un segundo trimestre del año, y el segundo más caro de toda la historia del mercado, 4,88 €/MWh por debajo del segundo trimestre de 2008.


La última vez que Q2-18 cotizó en el mercado de futuros de electricidad español OMIP a finales de marzo tenía un precio de 46,65 €/MWh, 5,40 €/MWh por debajo del precio final del spot.


De los datos analizados por AleaSoft de la producción en el sistema eléctrico peninsular español en este segundo trimestre de 2018 con respecto al mismo trimestre de 2017, la mayoría apuntan a que el precio debería haber sido menor este año. La demanda de electricidad ha sido ligeramente inferior (-0,7%) y, aunque la producción eólica ha sido menor (-5,0%), también la solar (-15,9%), el conjunto de la producción renovable ha sido claramente mayor (+24,6%) debido al aumento de la producción hidráulica (+115,1%) por el fin de la sequía y el aumento de las reservas en los embalses. Todo ello ha llevado a una disminución del hueco térmico respecto al segundo trimestre de 2017, que ha conllevado una disminución de la producción con gas y con carbón, -10,6% y -39,2%, respectivamente. El único dato de producción que podría señalar en la dirección de un aumento del precio sería la producción nuclear, que en este segundo trimestre ha sido un 14,7% inferior a la del mismo trimestre del año pasado, debido a la acumulación de paradas programadas y no programadas que ha llevado a tener hasta tres centrales paradas en algunos momentos de este trimestre.


La causa, pues, de este aumento del precio, según AleaSoft, radica principalmente en el aumento del precio del barril de petróleo Brent que ha influido en los precios de los combustibles usados en la generación de electricidad (gas y carbón) y de los derechos de emisiones de CO2. Justo a finales del segundo trimestre de 2017, el precio del barril de Brent tocaba fondo a $44,09, a partir de entonces el precio no ha parado de subir hasta superar los $80 en mayo de este año. Los precios de los combustibles gas y carbón han seguido la misma senda que el precio del Brent, el precio promedio del gas en el segundo trimestre de 2018 fue de 20,57 €/MWh, 5,48 €/MWh más que el mismo trimestre de 2017. Y algo similar para el precio del carbón, 90,02 $/t en el segundo trimestre de 2018, un aumento de 14,20 $/t respecto a 2017. Pero, sin duda, el aumento más importante ha sido en el precio de las emisiones de CO2, el precio promedio de las EUA en el segundo trimestre de 2017 fue de 4,81 €/t, y un año después, en el segundo trimestre de 2018, el precio se ha más que triplicado hasta los 14,48 €/t de promedio.


Según AleaSoft, las perspectivas para el tercer trimestre de este año 2018 apuntan a unas temperaturas medias durante Q3, que, si no hay olas de calor, el factor demanda no presionaría los precios al alza. También hay que tener en cuenta que las reservas de agua se encuentran en una buena situación en la península Ibérica y en gran parte de Europa, pero la disminución estacional de las lluvias en el tercer trimestre del año no favorecerá que los precios bajen. Hay que tener en cuenta que las ofertas de producción hidráulica se hacen optimizando las reservas que están disponibles hasta el final de Q3 estando estas ofertas al mismo nivel que los combustibles fósiles con el incremento correspondiente de CO2 más los impuestos asociados mientras hay hueco térmico. Tampoco la producción eólica parece remontar después de un segundo trimestre muy bajo, y no se espera que pueda mejorar de manera notable en el tercer trimestre que es típicamente bajo en producción eólica. La reconexión de la central nuclear de Vandellós II esperada para finales de julio debería ayudar a relajar el hueco térmico y la tensión en los precios.


Para más información, se puede consultar el siguiente enlace:
https://aleasoft.com/es/nuevo-record-mercado-electrico-espanol-segundo-trimestre-mas-caro-decada/


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