Informe de mercado – Septiembre 2020

Comportamiento del mercado eléctrico en septiembre de 2020

Según se esperaba, continuamos con las subidas en el mercado mayorista de la electricidad al encarecerse un 16% con respecto a agosto y alcanzar los 41,96 €/MWh (0,66 € menos que su última cotización en OMIP), un valor muy parecido al del mismo mes del año pasado (42,11 €/MWh). Como siempre mirando con perspectiva y comparando con otros años, es un 18,6% más barato que el de la media de los últimos 4 septiembres, así que, aunque ha subido bastante, podemos seguir afirmando que nos encontramos, nuevamente, ante un mes barato, como lo han sido todos y cada uno de los meses de este año.

Analizando el comportamiento del precio frente a la demanda y las fuentes de generación en el programa PBF (el usado precisamente para la formación de precios), observamos cómo cuando hay más generación fósil y agua (línea azul) son los días de diario que es cuando hay mayor demanda (línea discontínua) y el precio es mayor (barras naranja con la escala a la derecha del gráfico).

Curiosamente, los fines de semana o días próximos parecen coincidir con la mayor generación eólica (línea verde) que, junto con la menor demanda, hacen que el precio disminuya.

Si observamos los picos de precios diarios, vemos que tienen una ligera tendencia alcista las cuatro primeras semanas del mes, debido al incremento mantenido del gas natural mayorista. El mayor precio (día 16) también coincide con el pico de precios que han sufrido entre los días 14 a 17 los derechos de emisión de CO2 (el día 14 alcanzaron los 30,44 €/tCO2) y es que los ciclos combinados (el carbón está ya fuera de juego) emiten CO2 para generar electricidad, emisiones de GEI que deben cotizar en forma de impuesto.

Y como también pasara en agosto, este incremento de precios se ha dado a pesar de haber una bajada en la demanda de un 5,9% con respecto a agosto y un descenso en la generación “cara” (carbón + ciclos combinados + agua) de un 9,2%. Posiblemente se justifique por el aumento de fundamentales, ya comentados, pero también por la tendencia alcista a nivel europeo, provocada de manera importante por la indisponibilidad de la energía nuclear francesa, lo que ha producido un aumento de los precios en toda Europa, a nosotros de manera menos importante al tener unas débiles interconexiones eléctricas.

Esto último se comprueba, no sólo con el precio de Francia (en agosto ya fue ligeramente superior al nuestro, pero en septiembre quedó en 47,2 €/MWh, 5 € por encima del nuestro), sino también por el saldo de las interconexiones con Francia: en agosto ya con problemas fue importador por 55 GWh, sin embargo en septiembre el saldo neto fue exportador por 750 GWh.

De la evolución de fuentes, observamos por un lado la reducción de las generaciones solares por pura estacionalidad y de los ciclos al haber menos demanda y, por otro lado, el buen comportamiento de la eólica y la vuelta a la actividad de la industria con sus cogeneraciones.

El precio anual en estos primeros meses sigue aumentando desde 30,64 a 31,88 €/MWh, mientras que el estimado para el año completo, este mes pasa de los 35,7 a 34,8 €/MWh debido a una ligera bajada en los precios de futuros para los meses restantes.

Futuros

Las subidas de agosto se desvanecen y vuelven a caer la mayoría de horizontes temporales, como siempre con más fuerza los más cercanos.

Ha terminado el Q3 en 37,55 €/MWh, así que aquellos consumidores que hayan comprado este trimestre en OMIP para cubrir parte o todo su consumo con fecha cierre desde el 17 de marzo habrán acertado, puesto que el cierre de ningún día posterior ha superado dicho valor, salvo el 17 de abril que cerró en 37,7 €/MWh.

En el contexto europeo ha sucedido lo mismo y, por ejemplo, para el último trimestre del año Francia ha liderado las bajadas para el último trimestre del año (Q4) en el mercado EEX:

Periodos horarios

De cara al consumo en octubre y en cómo impactará en el coste de las facturas, hay que tener presente los periodos horarios en que se realizará dicho consumo, intentando evitar en la manera de lo posible aquellos periodos más caros para trasladarlos a los más baratos. Esto puede ocasionar sustanciales rebajas en las facturas, sea cual sea el tipo de contrato (precio fijo o indexado) ya que el ahorro se consigue en el coste de los peajes (no en el de la energía) asociado al término de energía.

Los  períodos para octubre, en los suministros profesionales, son los siguientes:

Recomendaciones de ahorro:

·      Tarifas 3.0A: trasladar/evitar consumos entre las 11 y 15h

·      Tarifas 3.1A: trasladar/evitar consumos entre las 10 y 16h

·      Tarifas 6.x: octubre es otro de los meses más baratos del año en tarifas de 6 periodos ya que en horario laborable el periodo vigente es el P5. La recomendación de ahorro por traslado de consumos a P6 no supondrá grandes cuantías pero, si puede hacerse, se deben trasladar/evitar consumos en los días laborables de 8 a 24h.

Cambio de hora

La madrugada del domingo 25 entra oficialmente el horario de invierno. Esto supone un cambio en las tarifas 3.0 y 3.1, que desde el mismo domingo pasan a ser las siguientes:

Así pues, las recomendaciones de ahorro desde el mismo 25 cambian a:

·      Tarifas 3.0A: trasladar/evitar consumos entre las 18 y 22h

·      Tarifas 3.1A: trasladar/evitar consumos entre las 17 y 23h