OMIE Spot Prices 2015? Unveiling the reasons to that (EN/ES)

Before you begin, we recommend to read our previous M•Blog on the power pool of the peninsula to better understand why prices of 2015 were higher. Except September and October, other months have been higher than 2014 and above the average price of last 3 years. Moreover, January, June, July, August, November and December 2015 have been the most expensive months of history.

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Source: OMIE

There are several reasons that led in 2015 to an average annual price of 50.42 € / MWh compared to 42.23 € / MWh in 2014, in the daily market.

To do this, we start by analysing the behaviour of demand and we will continue with the composition of the offer that has formed the energy mix in 2015.

On the demand side we include an increase of 1.9% over the previous year according to the REE report. It is the first increase in four years, mainly supported by:

– A gradual recovery of economic activity.

– A heat wave in the third quarter which it increased the consumption caused by cooling system.

While the demand increased, the power technologies capacity, that are price taker, remained the same as in 2014. We recall that the technologies that are price taker (they offer their electricity at 0 € / MWh) are mainly the generators that cannot stop production. As they will produce electricity anyway, the offer to 0 € / MWh ensuring that sell all. Clear examples of price taker technologies are: nuclear power, wind and solar farm installation.

Therefore, the daily market price in 2015 was under double pressure to go up with more demand and the same production capacity regarding price taker generators. Here are the changes in the installed power technologies, which have been nil or insignificant mostly:

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Source: REE

On the supply side, the 3 main sources of generation were (in order): Nuclear, coal and wind. These last two exchanging positions throughout the year. Then the composition of the monthly generation mix was in 2015:

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Source: REE

Comparing to 2014, it shows that the renewable generation in 2015 decreased by 5.9%. Specifically, there was a significant decline in hydro output of 28% and also, but to a lesser extent, wind production by 5%. The absence of water and wind was covered by a significant rise in coal followed, but far, with gas:

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Source: REE

The share of wind farm production ebbed at year’s end because there was no wind blowing. Hydro participation absence was notable throughout all the year. As a result, the second half was hit hardest, failing not only water but also wind.

This difference between the contribution of wind and hydro over the year relates to the fact that production water depends not only on whether or not it is raining at the time, but whether or not there it was raining before, referring to the level of water reserves.

In Spain there is a reservoir capacity of 55,977 hm3, of which 40% is hydroelectric dams. The filling level of such reservoirs varies throughout the year, and in turn, also vary the hydroelectric reservoirs. Hydroelectric reserves is a term that refers to the amount of electricity that a basin produce with completely emptying its l water reserve at any given time, without natural contributions (without assuming it was raining at that same moment). As it was shown in the installed capacity by technology table of REE, all the hydroelectric plants represent a total of 20,774 MW; the third technology with more capacity installed in the peninsula.

In late 2014, the filling of the reservoirs was 64% resulting in a hydropower reserves of 11,826 GWh. These indicators augur a better start to the hydraulic contribution in the period of 2015 than it was in 2014 (at the end of 2013 the filling was 58%, representing an electricity production capacity of 10,667 GWh). However, this beginning was overshadowed by a dry weather that lowered water reservoirs continuously, ending the year filled with a 48.1%, meaning a capacity production of 8,912 GWh.

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Source: Embalses.net

As for coal, one of the less clean and expensive energy sources, it became the unexpected protagonist of 2015, followed by far by gas. The role of coal in electricity generation was more important from June, with a contribution throughout the remaining months of 22% at least. Coal use was favoured not only by the lack of water and wind but also by:

– The heat wave that hit the summer, on July. The average temperatures were higher than the previous year with 26.2 ° C compared to 23.5 ° C July 2014. The cooling consumption shot up no less than 11.2% over the same month last year (in May, 4% fixed holidays and temperatures). The increased demand led to greater upward pressure on prices.

– The increased use of coal versus gas, mainly by low international prices for this raw material. Reducing the use of coal of two large -United States by the success of fracking and China by the need to reduce pollution- have caused prices to fall to levels not seen since 13 years ago. Price levels that offset the carbon price which it is not having enough force to induce power companies to opt for cleaner production modes.

Highlight the increase of more than 22% of coal use in Spain in 2015 coincided with the end of the incentives that the state granted to power plants that burn domestic coal and thus support the Spanish mining. From January 1, 2015 there were no support for burning domestic coal (more expensive than imported coal). However, during the month of May 2015, the Ministry of Industry established the obligation to increase domestic coal consumption of 3.6 million tons in 2014 to 6,000,000 in 2015.

In short, a lack of wind, and especially a lack of hydro production, have given the way to coal, a cheaper commodity. We can say that 2015 was a clear slowdown in the decarbonisation of the electricity system and the fight against climate change.

According to the CNMC, it is expected that electricity production in coal power plants down between 23% and 40%, driven by the new environmental regulation of these plants. The entry into force of the directive on large combustion plants will require them to reduce their emissions of nitrogen oxides (NOx) and particles between 2016 and 2020, which may involve such large investments that in some cases can lead to the closure of the central. Hopefully the new regulations on energy efficiency and environmental achieve discourage the use of coal.

Author: Marta Merodio | Energy Procurement Consultant

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[Versión Español]

Antes de empezar, recomendamos leer nuestro anterior M·Blog sobre el pool eléctrico de la península para poder entender mejor el porqué de los precios de 2015. Exceptuando  septiembre y octubre, los demás meses han sido más altos que 2014 y que la media de precios de los últimos 3 años. Es más, Enero, Junio, Julio, Agosto, Noviembre y Diciembre de 2015 han sido los meses más caros de la historia.

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Source: OMIE

Varios son los motivos que han dado lugar en 2015 a un precio promedio anual de 50.42 €/MWh en comparación a los 42.23 €/MWh de 2014, en el mercado diario.

Para ello, empezaremos analizando el comportamiento de la demanda y seguiremos con la composición de la oferta que ha formado el mix energético en 2015.

Por el lado de la demanda destacamos un incremento de 1.9% respecto al año anterior según el avance sobre el sistema eléctrico de REE. Es el primer incremento desde hace cuatro años que viene sustentado fundamentalmente por:

–        Una paulatina recuperación de la actividad económica.

–        Una ola de calor en el tercer trimestre que provocó un mayor consumo por refrigeración.

Mientras que la demanda se incrementó, la potencia instalada en MW de las tecnologías que son precio aceptante fue la misma que en 2014. Recordamos que las tecnologías que son precio aceptante, es decir, que ofrecen su electricidad a  0 €/MWh,  son los generadores que no pueden parar su producción. Como van a producir la electricidad  de todas formas, la ofertan a 0 €/MWh asegurándose de que la venden toda. Los ejemplos claros de tecnologías aceptantes son: central nuclear, instalación eólica y parque fotovoltaico.

Por lo tanto, el precio del mercado diario en 2015 tuvo doble presión al alza al haber más demanda con la misma capacidad de producción de las tecnologías aceptantes. A continuación, presentamos las variaciones en la potencia instalada en las tecnologías, que han sido nulas o poco significativas en su mayoría:

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Source: REE

Por el lado de la oferta, las 3 principales fuentes de generación en el conjunto del año han sido (por orden): Nuclear, Carbón y Eólica. Estas dos últimas intercambiando posiciones con respecto al 2014. A continuación, se muestra la composición del mix de generación mensual durante 2015:

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Source: REE

Respecto a 2014, se observa que la generación por renovable en 2015 ha disminuido un 5.9%. En concreto, hubo un retroceso significativo de la producción hidráulica de  28% y también, pero en menor medida, de la producción eólica en 5%. La ausencia de agua y de viento fue cubierta por una importante subida del carbón seguido, pero muy de lejos, del gas:

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Source: REE

La participación de la producción eólica menguó al finalizar el año a falta de viento y la participación de la hidráulica es notable a lo largo de todo el año. Como resultado, el segundo semestre estuvo más castigado, a falta no sólo de agua sino también de viento.

Esta diferencia entre la aportación de la eólica y de la hidráulica en el año reside en que la producción por agua no depende únicamente de si hay o no lluvia en el momento, sino también de si hubo o no lluvias antes, es decir, del nivel de reservas de agua.

En España hay una capacidad de embalses de 55.977 hm3, de los cuales el 40% corresponde a embalses hidroeléctricos. El nivel de llenado de dichos embalses varia a lo largo del año, y a su vez, también varían las reservas hidroeléctricas. Las reservas hidroeléctricas es un término que hace referencia a la cantidad de energía eléctrica que una cuenca produciría con el vaciado completo de su reserva útil de agua en un momento dado, sin aportaciones naturales, es decir, sin suponer que estuviera lloviendo en ese mismo momento. Tal y como se mostraba en la tabla de REE sobre la potencia instalada por tecnología, el conjunto de las centrales hidroeléctricas suponen un total de 20.774 MW; la tercera tecnología con mayor potencia instalada en la península.

A finales de 2014, el llenado de los embalses estuvo al 64% dando lugar unas reservas hidroeléctricas de 11.826 GWh. Estos indicadores auguraban un mejor comienzo para la aportación hidráulica en el periodo de 2015 que lo que fue para 2014 (a finales de 2013 el llenado fue de un 58%, representando una capacidad de producción eléctrica de 10.667 GWh). Sin embargo, dicho comienzo se vio opacado por un tiempo seco que rebajó el agua de los embalses continuamente, acabando el año con un llenado de 48.1%, véase, con una capacidad productiva de 8.912 GWh.

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Source: Embalses.net

En cuanto al carbón, una de las fuentes de energía menos limpias y más caras, éste se volvió el protagonista de 2015, seguido, de lejos, por el gas.  El papel del carbón en la generación de electricidad tuvo mayor relevancia a partir de junio, con una aportación del 22% como mínimo, en todo el resto de meses. El uso del carbón no sólo estuvo favorecido por la falta de agua y viento sino también por:

–        La ola de calor que asoló el verano, concretamente el mes de julio. Las temperaturas medias fueron superiores a las del año anterior con 26,2 ºC frente a los 23,5 ºC de julio 2014. El consumo de refrigeración se disparó nada menos que un 11,2% con respecto al mismo mes del año pasado (5,4% corregido festivos y temperaturas). El aumento de la demanda dio lugar a una mayor presión al alza en precios.

–        Mayor uso del carbón frente al gas, principalmente por los bajos precios internacionales de esta materia prima. La reducción del uso del carbón de los dos grandes, véase en Estados Unidos por el éxito del fracking y en China por  la necesidad de reducir la polución,  han hecho que los precios caigan a niveles suelo no vistos desde hace 13 años. Unos niveles que compensaron el precio de los derechos de emisión de CO2; que no está teniendo el efecto disuasorio suficiente para obligar a las empresas eléctricas a optar por modos de producción más limpios.

Resaltar que el incremento de más del 22% del uso del carbón en España en 2015 ha coincidido con el fin de los incentivos que el Estado otorgaba a las centrales térmicas para que quemaran carbón nacional y apoyaran así a la minería española. Desde el 1 de enero de 2015 no existieron ayudas para que las centrales consumieran carbón nacional (más caro que el que se importa).  Ahora bien, durante el mes de mayo de 2015, el Ministerio de Industria estableció la obligatoriedad de aumentar el consumo de carbón nacional de los 3,6 millones de toneladas del 2014 a los 6 millones en el 2015.

En resumen, una falta de viento, y sobre todo una ausencia de la producción hidráulica, han dado paso al carbón, la materia prima más barata. Podemos afirmar que 2015 supuso un claro retroceso en la descarbonización del sistema eléctrico y  de la lucha contra el cambio climático.

Según la CNMC, se espera que la producción eléctrica en las centrales térmicas de carbón baje entre el 23% y el 40%, motivado por la nueva regulación ambiental de estas plantas. La entrada en vigor de la directiva sobre grandes instalaciones de combustión les obligará a reducir sus emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) y partículas entre el 2016 y el 2020, lo que podrá comportar inversiones tan cuantiosas que en algunos casos puedan conducir al cierre de la central. Esperemos que las nuevas regulaciones en eficiencia energética y de medio ambiente logren desincentivar el uso del carbón.

Author: Marta Merodio | Energy Procurement Consultant

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