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JULIO
20 15
INFORME MENSUAL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL
ÍNDICE
1.1 Valores Históricos
2. TECNOLOGÍAS
p.4p.7
3.MESES PRÓXIMOS
4 .NOTAS
2.4 Energía Fotovolt aica
p.10
2.3 Tecnología Nuclear
p.9
2.5 Composición de la oferta por Tecnologías
p.12
2.6 Composición del mix
p.13
2.1 Embalses Hidroeléct ricos
p.7
1. EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL p.2
3.1.1 A corto p lazo
p.15
3.1 Mercado de Futuros (OTC)
p.14
3.1.2 A largo p lazo
p.15
2.2 Part icipación del Régimen Especial
p.8
p.3
p.14
p.16
1.3 PHFM (Precio Hora Final Medio para comercializadores) (? / MW h)
p.5
1.2 Demanda y Precio
p.4
El pasado mes de julio de 20 15, el precio del mercado d iario Español se ha situado muy por encima que junio de 20 15 y bastante por encima también que julio 20 14.
En cuanto a las tecnologías que han marcado precio en un mayor número de horas, como viendo siendo habitual en primer lugar ha sido la combinación ent re la hidráulica y el bombeo con un total de 46% seguida de la Térmica en un 27%, las Renovables, Cogeneración y Residuos bajaron a un 13% y por últ imo la Generación Térmica que no part icipó el pasado mes.
El promedio del mercado d iario en julio ha sido de 59,55 ? / MW h, un 8,8% por encima de junio de 20 15 y bastante más por encima también que en julio de 20 14, un 23,5%, con un promedio mínimo de 49,39 ? / MW h y un promedio máximo de 65,25? / MW h. El precio horario f inal medio para comercializadoras (precio mercado libre que incluye los costes de los servicios de ajuste del sistema eléct rico) ha sido de 72,30 ? / MW h, un 8,3% por encima del mes de junio de 20 15 y un 22,2% por encima de julio de 20 14.
1. EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL
nexusenerg ia.com
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p.2
Fuente: OMIE, CNMC
nexusenerg ia.com
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p.3
1.1 VALORES HISTÓRICOS PRECIO MERCADO DIARIO (? / MW H)
20 15 20 14 20 13
Enero 51,60 33,61 50 ,50
Febrero 42,57 17,12 45,0 4
Marzo 43,13 26,67 25,88
20 12 20 11 20 10 20 15/ 20 14
51,0 6 41,19 29,0 6 54%
53,48 48,0 3 27,68 149%
47,57 46,70 19,62 62%
Abril 45,34 26,44 18,17 41,21 45,45 27,42 71%
Mayo 45,12 42,41 43,45 43,58 48,90 37,28 6%
Junio 54,73 50 ,95 40 ,87 53,50 50 ,0 0 40 ,12 7%
Julio 59,55 48,21 51,16 50 ,29 50 ,82 42,91 24%
Agosto 49,91 48,0 9 49,34 53,53 42,94
Sept iembre 58,89 50 ,20 47,59 58,47 46,44
Octubre 55,11 51,50 45,68 57,46 42,63
Noviembre 46,80 41,81 42,07 48,38 40 ,93
Diciembre 47,47 63,64 41,73 50 ,07 46,34
Media Año 48,86 41,97 44 ,19 47,26 49,92 36,95 16%
Fuente: OMIE,
La demanda de elect ricidad total del mes de julio ha sido de 23.476.430 MW h, un 15,4% superior a junio de 20 15 y un 11,1% superior a julio de 20 14.
El martes 21 de julio tuvo lugar el máximo d iario, en el que se consumieron un total de 817.868 MW h, siendo la hora de potencia media horaria máxima ese mismo día a las 14 horas, con 40 .0 96 MW h. A cont inuación
most ramos el gráfico en el que podemos ver la relación ent re la demanda y el precio para cada día de julio. Se pueden observar los promedios d iarios del Mercado Diario (eje derecho, en ? / MW h) y el total d iario de demanda eléct rica (eje izquierdo, en GW h por día).
Se aprecia en el gráfico como durante el mes de julio la curva de la demanda y la curva de precios descienden en los f ines de semana y aumenta en los días laborables de una forma muy paralela sin p icos destacables, la tercera semana del mes sería tanto en demanda como en precio la más alta. Y en cuanto a quincenas, ambas han sido muy iguales en cuanto a precio y a demanda.
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p.4
1.2 DEMANDA Y PRECIO
Fuente:OMIE, Demanda julio REE
1.3 PHFM (PRECIO HORA FINAL MEDIO PARA COMERCIALIZADORES) (? / MW H)
El Precio Hora Final Medio publicado por la CNMC (ya ponderado según la energía de mercado d iario, mercados int radiarios, Rest ricciones, Procesos del Operador del Sistema y Pagos por Capacidad) para comercializadores en julio de 20 15 ha sido de 72,3 ? / MW h situándose un 8,3% por encima
del de junio de 20 15, y un 22,2% por encima con respecto al mismo mes del año pasado. El Mercado Diario también quedó por encima que junio de 20 15 y casi igual un 8,8% En el gráfico adjunto se observa la variación de los conceptos que componen el PHFM exceptuando el Mercado Diario.
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p.5
20 15 20 14 20 13
Enero 66,41 49,45 64,32
Febrero 58,47 32,28 57,99
Marzo 56,33 39,41 39,67
20 12 20 11 20 10 20 15/ 20 14
62,55 51,95 40 ,11 34%
64,77 56,83 36,88 81%
57,73 54,62 28,15 43%
Abril 59,13 39,79 31,0 6 51,92 52,76 34,33 49%
Mayo 57,71 52,55 53,57 52,53 55,58 42,94 9,8%
Junio 66,73 61,26 52,55 62,79 57,93 46,13 9%
Julio 72,3 59,15 61,90 60 ,70 60 ,0 1 50 ,34 22%
Agosto 58,54 56,35 57,43 60 ,44 49,41
Sept iembre 69,29 60 ,22 57,32 67,12 53,0 5
Octubre 67,49 64,0 1 58,87 67,67 50 ,16
Noviembre 59,28 54,71 55,35 59,97 49,29
Diciembre 61,13 79,46 56,23 62,0 6 55,58
Media AÑO 62,44 54 ,14 56,32 58,18 58,91 44 ,70 15%
Fuente: CNMC
Fuente: CNMC
PHFM JULIO20 15
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EVOLUCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL MEDIO
PHFM JULIO 15 +5,57? / MW h
vs. junio 20 15
6,89 ? / MW h
Costes garant ía de potencia
El PHFM de julio de 20 15 se ha situado 5,57 ? / MW h por encima del mes de junio de 20 15. A lgo menos a lo ocurrido con los precios del mercado d iario, que se han situado, 4 ,82 ? / MW h superiores también. Los costes
correspondientes a la garant ía de potencia se han sido situado por encima a los del mes anterior, situándose en 6,89 ? / MW h.
Los costes derivados de operación del sistema (procesos) han sido ligeramente inferiores a los de junio de 20 15 situándose en 0 ,8 ? / MW h.
Por ot ro lado, si comparamos los componentes del PHFM de este año respecto a los del 20 14, los costes derivados de la operación del sistema (rest ricciones, desvíos, BS, etc) para julio del 20 15 han sido un 5% inferior.
-5% VS. 20 14
0 ,8 ? / MW h
Costes operación del sistema
p.6<< volver
¿Sabías que? ...?
Los cargadores, aunque no estén cargando ningún d isposit ivo, t ambién consumen energía. Desconéctalo y así reducirás el consumo de energía en casa.
En este mes de julio la capacidad de los embalses ha sido de
d isminuyendo su capacidad considerablemente con respecto al mes anterior, La capacidad de los embalses en julio de 20 15 se sitúa igual que la media de los últ imos 5 años y cuat ro puntos por
encima a la media de los últ imos 10 años a estas alturas del año. La capacidad de producción eléct rica de los embalses hidroeléct ricos actualmente es de 12.480 GW h, 2 GW h menos de lo que se generó en el mes anterior.
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2. TECNOLOGíAS
2.1 EMBALSES HIDROELÉCTRICOS
12.691 Hm3
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p.7
Fuente: Boletín hidrológico nacional
% S./ Capacidad
Hm3 GW h ACTUAL Capacidad Total Mes Anterior
12.691 12.480 73,2 % 80 ,9%
Año Anterior
Media 5 años
Media 10 años
80 ,1% 73,6% 69,1%
Las Renovables, Cogeneración y Residuos (desde 26/ 12/ 20 13 previamente Régimen Especial) el pasado mes de julio cubrieron el
La part icipación de las tecnologías renovables, en la generación se ha situado por debajo que junio de 20 15, por lo que lleva dos meses de cont inuo descenso.
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2.2 PARTICIPACIÓN DE LAS RENOVABLES, COGENERACIÓN Y RESIDUOS
23,73% de la demanda total
Fuente: e-sios, REE
Part icipación de las renovables, cogeneración y residuos
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p.8
ene-12 feb-12 mar-12 abr-12
32,5% 38,8% 37,92% 48,66%
ene-13 feb-13 mar-13 abr-13
46,9% 46,5% 48,86% 47,70 %
may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct -12 nov-12 d ic-12
41,77% 37,93% 35,25% 33,20 % 40 ,16% 36,65% 41,49% 45,1%
may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct -13 nov-13 d ic-13
46,85% 46,60 % 36,78% 36,85% 37,56% 40 ,62% 51,0 5% 40 ,93%
ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct -14 nov-14 d ic-14
37,55% 35,42% 34,0 8% 33,33% 34,80 % 29,22% 29,56% 26,73% 19,53% 26,39% 33,53% 30 ,27%
ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct -15 nov-15 d ic-15
29,20 % 36,49% 33,48% 31,78% 37,61% 26,95% 23,73%
Fuente: Balance eléctrico mensual del P48.
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2.3 TECNOLOGÍA NUCLEAR
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p.9
Vemos en el gráfico de más abajo como el mes de julio inició la producción por debajo de la potencia instalada y el pasado 11 de julio aumentó los 10 0 0 MW h alcanzando así el 10 0 % de su capacidad.
Por tanto este pasado mes de julio, se ha producido al 84,44% de la capacidad instalada.
¿Sabías que? ...?
Los residuos nucleares españoles se almacenan en Francia, deb ido a que aquí no existe ningún A lmacén Temporal Cent ralizado. Por este mot ivo, España se ve ob ligada a alquilar un lugar en donde almacenar esos desechos nucleares, lo que nos cuesta 60 mil euros por d ía. España t iene el compromiso de const ruir su prop io ATC y la fecha límite para ello, que era en 20 15, se ha ap lazado hasta el 20 17.
La est imación de Red Eléct rica es que la generación solar fotovoltaica ha producido
durante el mes de julio de 20 15, lo que deja su cuota de
879.496 MW h
La estimación de producción de plantas representadas por
Nexus Energía para el mes de julio ha sido de
360 .0 66 MW h
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2.4 TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA
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p.10
En referencia a la producción fotovoltaica en España, a cont inuación se presenta un cuadro con la
evolución de la part icipación en el mix de generación según la segunda liquidación de Red Eléct rica:
part icipación en la energía generada en un 3,6% del total peninsular español. La producción fue ligeramente superior a la de junio 20 15 y por el cont rario la cuota de part icipación estuvo por debajo.
Para el mes de agosto de 20 15 la previsión es que la producción d isminuye respecto al mes anterior según histórico de producción de agosto 20 14.
MW h CUOTA
Enero?13 40 9.40 9 1,7 Enero?14
Febrero?13 491.328 2,2 Febrero?14
Marzo?13 522257 2,2 Marzo?14
MW h CUOTA MW h CUOTA %
349.636 1,8 Enero?15 486.931 2,1
40 2.0 0 5 2,0 Febrero?15 465.419 2,2
691.389 3,2 Marzo?15 650 .637 3,1
Abril?13 716.486 3,5 Abril?14 739.596 3,8 Abril?15 710 .999 3,8
Mayo´ 13 821.337 4 ,6 Mayo´ 14 876.598 4 ,4 Mayo´ 15 870 .916 4 ,4
Junio´ 13 875.349 5,1 Junio´ 14 856.217 4 ,3 Junio´ 15 841.117 4 .1
Julio´ 13 916.594 4 ,5 Julio´ 14 90 3.713 4 ,2 Julio´ 15 879.496 3,6
Agosto´ 13 851.50 3 4 ,2 Agosto´ 14 865.392 4 ,1 Agosto´ 15
Sept iembre´ 13 719.233 3,7 Sept iembre´ 14 651.155 3,3 Sept iembre´ 15
Octubre´ 13 596.980 3,0 Octubre´ 14 610 .836 3 Octubre´ 15
Noviembre´ 13 48260 8 2,4 Noviembre´ 14 359.80 0 1,9 Noviembre´ 15
Diciembre´ 13 411.267 2,0 Diciembre´ 14 423.626 2 Diciembre´ 15
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Los siguientes datos muest ran, de forma provisional, la relación ent re las ventas mensuales de FX y FY según el últ imo programa de producción y la potencia nominal de la p lanta, para las p lantas fotovoltaicas representadas por Nexus Energía. Se puede observar el efecto temporal, relacionado con las horas de sol d isponib les por día.
p.11
RATIO RATIO
Enero?13 77 Enero?14 64
Febrero?13 10 3 Febrero?14 71
Marzo?13 81 Marzo?14 133
RATIO
Enero?15 10 4
Febrero?15 98
Marzo?15 148
Abril?13 112 Abril?14 146 Abril?15 155
Mayo´ 13 162 Mayo´ 14 187 Mayo´ 15 183
Junio´ 13 177 Junio´ 14 184 Junio´ 15 10 6
Julio´ 13 174 Julio´ 14 196 Julio´ 15 137
Agosto´ 13 162 Agosto´ 14 184 Agosto´ 15
Sept iembre´ 13 137 Sept iembre´ 14 148 Sept iembre´ 15
Octubre´ 13 120 Octubre´ 14 128 Octubre´ 15
Noviembre´ 13 99 Noviembre´ 14 77 Noviembre´ 15
Diciembre´ 13 78 Diciembre´ 14 92 Diciembre´ 15
PROMEDIO 124 PROMEDIO 134 PROMEDIO 133
H. Equivalentes 1.482 H. Equivalentes 1.611 H. Equivalentes 931
Fu
ente
: e-s
ios,
RE
E.
En la composición de la oferta por tecnologías del mes de julio, según los balances publicados por Red Eléct rica de España, la part icipación de las tecnologías en el mix de generación los porcentajes de cada una de ellas si lo comparamos con el mes anterior vemos de nuevo, tal y como pasó el pasado mes de junio, que el mix de julio
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estuvo marcado por la poca generación de las renovables, destacando ot ra descenso de la eólica y de las tecnologías que dependen del sol.
Y con respecto a las tecnologías no renovables han aumentado todas igual que el mes anterior, excepto el carbón que d isminuye muy ligeramente.
Fuente: Balance eléctrico julio, REE.
2.5 COMPOSICIÓN DE LA OFERTA POR TECNOLOGÍAS SOBRE EL TOTAL DE GENERACIÓN
p.12
TECNOLOGÍA Julio 20 14
Agosto
20 14
Sept .
20 14
Hidr. Rég. 9,5% 9,4% 7,8%
Nuclear 20 ,3% 20 ,4% 23,9%
Carbón 25,9% 26,2% 29,1%
Oct . 20 14
Nov.
20 14
Dic
20 14
Ene.
20 15
Feb.
20 15
Mar.
20 15
Abr.
20 15
Mayo 20 15
Junio 20 15
Julio 20 15
7,5% 11,2% 13,3% 10 ,1% 14,8% 15,9% 12% 13,1% 10 ,7% 7,7%
26,2% 22,6% 22,1% 23,2% 22,1% 24,5% 25% 18,5% 19,2% 21%
23% 16,6% 19,5% 22,3% 14,1% 12,3% 16% 15% 27,7% 27,2%
Ciclo 8,6% 8,6% 13,2% 10 ,7% 9,7% 9,1% 9,7% 7,8% 7,3% 8,6% 8% 9,4% 14 ,8%
Hidr. Rég. 2% 2,2% 1,7% 1,7% 2,6% 2,9% 2,2% 2,7% 3,1% 2,9% 2,9% 2,1% 1,4%
Eólica 16,6% 16,3% 10 ,2% 16,4% 25,3% 21,7% 21,1% 27,1% 22,1% 20 ,1% 23,9% 14% 12,8%
Solar 4 ,2% 4,1% 3,3% 3% 1,9% 2% 2,1% 2,2% 3,1% 3,8% 4,4% 4,1% 3,6%
Solar 3,9% 3,7% 2% 1,5% 0 ,6% 0 ,7% 0 ,8% 0 ,9% 2% 1,9% 3,6% 3,8% 3,8%
Térmica 1,9% 1,9% 2% 1,9% 1,8% 1,8% 1,7% 1,6% 1,7% 1,6% 1,9% 1,9% 1,8%
Térmica no 10 % 10 ,2% 10 ,6% 11,4% 10 ,3% 9,6% 9,8% 9,3% 10 ,2% 10 ,8% 10 ,9% 10 ,6% 9,4%
Interc. -2,2% -2,2% -1,6% -1,5% 0 ,9% -1,7% -1,1% -2,5% -1,8% -1,5% 0 ,8% 0 % -0 ,8%
A cont inuación se presenta un cuadro con la evolución de la part icipación en el mix de generación según la segunda liquidación de Red Eléct rica.
Por últ imo, las conexiones internacionales han part icipado negat ivamente en este últ imo mes.
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A cont inuación se muest ra un gráfico donde se puede observar la evolución de la part icipación de algunas de las tecnologías en la generación desde julio del año pasado, según los balances eléct ricos peninsulares publicados por Red Eléct rica de España.
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Fu
ente: B
alance eléctrico
2014
, RE
E
2.6 COMPOSICIÓN DEL MIX
Julio 20 15 CICLO COMBINADO
+5 puntos part icipación en
el mercado
___________
vs. Junio 20 15
p.13
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A cont inuación les most ramos un cuadro donde se ref leja la evolución prevista de los principales factores que inf luyen en la evolución del precio eléct rico, con respecto a los valores del mes actual, y en conclusión, la tendencia esperada del nivel de precios para los próximos dos meses part iendo de los niveles del mes en curso:
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3. MESES PRÓXIMOS
En el siguiente gráfico se ref leja el movimiento de los productos más líquidos en el mercado de futuros.
3.1 Mercado de Futuros (OTC)
p.14
M + 1 M + 2
DEMANDA ?? ?
EÓLICA = ??
HIDRÁULICA = ??
NUCLEAR ? ?
TENDENCIA ?? ??
Cot izaciones de los precios de futuros en el últ imo d ía del mes para los d ist intos horizontes temporales
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3.1.1 A corto plazo
3.1.2 A largo plazo
Fuente:OMIE
p.15
FUTUROS
Agosto-15 54,50
Sept iembre-15 55,40
Octubre-15 53,25
FUTUROS
Periodo ? / MW h
Q4-15 49,45
Q1-16 46,90
Q2-16 45,30
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Red Eléct rica de España dispone de un glosario de términos
eléct ricos a d isposición del público. Para más información sobre el
mercado puede consultar la web pública del Operador de
Mercado OMIE: ht tp:// www .omie.es/ inicio, así como la web del
sistema de información del Operador del Sistema Eléct rico
www.esios.ree.es/ web-publica. El Operador también facilita la
demanda de energía en t iempo real, la generación acumulada en
t iempo real y más información accesib le desde su página principal
www.ree.es. Para facilitar la t ransparencia de información en los
mercados de interconexiones los operadores de los d ist intos
países han puesto a d isposición del público la siguiente web:
www.iesoe.eu/ iesoe/
4 . NOTAS
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p.16
c/ Consell de Cent , 42 - 0 80 14
Barcelona ? España
T. 93 228 99 72
F. 93 426 24 0 6
nexusenergia.com
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