Estamos a finales de mayo y ya hace algunas semanas que sufrimos temperaturas altas más comunes del período estival que de la propia primavera, y aunque no será hasta el 21 de junio cuando entremos de pleno en el verano, ya empezamos a pensar que el de este año será muy caluroso, incluso más que el 2016, donde se superaron récords de registros de temperaturas. Poco tiempo nos queda para empezar a usar los aires acondicionados, esos aparatos que nos permiten permanecer en lugares cerrados con un mínimo de confort haciendo frente al calor.

¿Qué tiene que ver esto con el mercado eléctrico?

El consumo de los sistemas de climatización en épocas de invierno y verano hace que la demanda del sistema crezca en valores cercanos al 10% respecto la primavera. ¿Y la oferta? ¿Que ocurre con la oferta?La oferta de tecnologías que aportan energía al sistema cambia radicalmente al disminuir la generación renovable y aumentar la térmica.

  • Las renovables se ven afectadas por varios factores principales:

El viento disminuye en verano, por lo que la generación eólica aporta menos energía al sistema.

Fuente REE y elaboración Oppidumenergía

Los embalses se encuentran bajo mínimos. La hidráulica solamente genera por oportunidad en el mercado, es decir, decide si generar o no dependiendo del precio resultante. Esta actividad, hace que la hidráulica genere a costes típicos de energías térmicas y que incluso marque precios algunas horas. La verdad es que esta estrategia de mercado debería ser supervisada por la CNMC y no dejar que la hidráulica decida precios. Es muy improbable que en verano llueva lo suficiente como para llenar los embalses, que produzca la hidráulica fluyente y la regulable tenga que generar sí o sí por imposibilidad de ocupación.

Fuente MAPAMA y elaboración Oppidumenergía

La generación fotovoltaica es insuficiente como para cubrir la escasez de agua y viento característica en verano, aunque dispongamos de más horas de sol y mayor radiación.

A causa de la escasez renovable, son las tecnologías térmicas las encargadas de cubrir el resto de la demanda. El carbón y el gas aumentarán su producción, haciendo aumentar el precio de la energía eléctrica a causa de ser las últimas ofertantes en la casación marginal con un coste alto. Costes asociados a su materia prima, ligados también al petróleo:

Fuente AEGE

 

Fuente AEGE

Actualmente los costes de las diferentes materias primas se han estabilizado a valores normales, aunque son superiores a los de 2016.  Por lo que esperamos que no se disparen como pasó en el invierno 2016-2017, donde el gas alcanzó altos valores fuera de lo habitual que hicieron saltar las alarmas de la CNMC, explicado aquí.

¿Qué escenarios podemos ver?

A final de mayo y con la demanda ya en crecimiento, estamos viviendo precios en torno a los 40-53 €/MWh dependiendo del día de la semana y sobre todo de la generación eólica. El domingo 21/05/2017 resulto a 40,27 €/MWh ,al coincidir con la baja demanda de un festivo con una aportación eólica y solar notable. En cambio, el jueves 25/05/2017 coincidió una alta demanda con una baja aportación eólica, subiendo el precio hasta los 53,07 €/MWh, un valor al que estaremos acostumbrados en los próximos meses.

Fuente Aeolis Forecasting Services BV

Los precios de los mercados futuros están marcando una tendencia alcista de cara al verano. Actualmente el mes de julio se mueve en torno a los 53,5 €/MWh, 13 € por encima del resultante en OMIE en 2016 pero aun así 6€ menor a julio de 2015, cuyas condiciones de mercado y tecnologías eran similares a la situación actual. Todo indica que este verano, y en especial en julio, podemos alcanzar valores medios mensuales entre 55-60 €/MWh e incluso superiores si las materias primas y la hidráulica regulable nos juegan una mala pasada. Esperamos no volver a vivir un capítulo de paradas nucleares francesas que nos dejen sin un saldo importador en las interconexiones.

Fuente OMIE, OMIP y elaboración Oppidumenergía

 

¿Quién se salva?

Recordemos que la volatilidad del mercado solo afecta a los consumidores con tarifa indexada o acogidos al PVPC. Las comercializadoras adquirirán la energía para sus clientes a alto coste, que solo compensarán si han firmado contratos de derivados con los que cubrir su cartera de clientes. En el caso de contratos indexados, es conveniente estudiar la opción de cerrar precios futuros.

Oppidumenergía supo prever este escenario y cubrió su cartera de clientes para evitar la posible, y ahora evidente, subida de precios, por lo que el precio resultante del Pool va a afectarle en menor medida.

Si somos optimistas puede que la situación de precios caros solo dure hasta septiembre, si confiamos en que las renovables nos ayuden de cara al otoño, cosa que no ha pasado durante los últimos años, gracias a los temporales y que el calor acabe en septiembre. Ya es hora de que llueva más en el norte y el interior con el fin de llenar los embalses y aumentar la producción hidráulica.

Pero si somos pesimistas, la situación se puede alargar hasta el invierno, relajándose un poco en otoño, pero disparando los precios de nuevo con la llegada del frío a partir de diciembre.

Pase lo que pase, está claro que este verano tendremos precios más caros y una alta tasa de contaminación por la necesidad de generación de centrales térmicas. En fin, intentaremos vivir del turismo.

 

 

Vicent Prats Feliu

Gestor de Mercado Eléctrico en Oppidumenergía