AleaSoft: MIBEL no resiste las altas temperaturas, la mayoría de Europa se salva por las renovables

Durante los primeros cuatro días de esta semana del 24 de junio el precio promedio del mercado de electricidad MIBEL de España y Portugal ha sido de 48,87 €/MWh, posicionándose un 3,2% por encima del precio promedio de los cuatro primeros días de la pasada semana. En lo que va de semana, en España las producciones eólica y solar han bajado respecto a la media de la semana pasada, un 1,1% y un 3,8% respectivamente. Esto ha favorecido que los precios suban en el escenario actual de crecimiento de la demanda eléctrica, de un 2,3% en los tres primeros días de esta semana respecto a los mismos días de la semana pasada, debido al aumento de las temperaturas en este período, de alrededor de 2 °C.

Mercados eléctricos europeos
En los mercados IPEX de Italia y N2EX de Gran Bretaña, también ha subido el precio promedio entre el 24 y 27 de junio respecto al de los primeros cuatro días de la semana pasada, un 2,0% y un 8,0% respectivamente.

Sin embargo, hasta ahora el aumento de la demanda eléctrica por el incremento de las temperaturas de esta semana no ha afectado a todos los mercados europeos por igual. En el resto de mercados analizados, el precio promedio de los primeros cuatro días de esta semana ha caído, entre el 0,3% en el mercado Nord Pool de los países nórdicos, y el 8,3% en el mercado EPEX SPOT Francia.

Y es que ha habido un importante incremento de la producción renovable en varios países de Europa, tanto eólica como solar. Al comparar el promedio de la producción de los primeros tres días de esta semana respecto al promedio de la producción de la semana pasada, destacan las subidas de la eólica en Italia, de un 167%, aunque en este caso no se ha traducido en una reducción de los precios de mercado, en Alemania, de un 106% y en Francia, de un 43%.

En el caso de la solar, en Alemania ha aumentado un 18% en el período analizado y en Italia un 6,7%.

Los principales mercados de electricidad de Europa se mantienen distribuidos en dos grupos según su precio. En el grupo de mercados con precios más altos, que esta semana han abarcado un rango más amplio, entre 45 €/MWh y 65 €/MWh, se encuentran los mercados MIBEL, N2EX, que fue el de mayor precio los dos primeros días de esta semana, e IPEX, que en los últimos dos días tomó el relevo situándose como el de precio más alto. En el grupo de mercados con precios más bajos, esta semana hay dos subgrupos: un subgrupo con precios alrededor de 30 €/MWh en el que se encuentran el mercado Nord Pool y el EPEX SPOT Francia, y otro subgrupo con precios entre 35 €/MWh y 40 €/MWh que incluye a los mercados EPEX SPOT Alemania, Bélgica y Países Bajos.

Brent, combustibles y CO2
Los precios de los futuros del petróleo Brent para el mes de agosto en el mercado ICE han comenzado una remontada desde finales de la semana pasada, alcanzando este 26 de junio un valor máximo en casi cuatro semanas de 66,49 $/bbl, un 11% por encima del precio del 12 de junio, el día de menor precio de cierre para el mes de agosto en lo que va de junio. Esta tendencia al alza se vio influenciada principalmente por las tensiones entre Estados Unidos e Irán, que se encuentran en espera de nuevas sanciones por parte de Estados Unidos, y a pesar del conflicto comercial entre Estados Unidos y China, que esta vez ha tenido menos peso. Este fin de semana están previstas dos importantes reuniones que pueden condicionar el futuro de este mercado en los próximos días y meses: la reunión de los países de la OPEP, donde se decidirá si se mantienen los recortes de producción de crudo en lo que queda de año, y la reunión entre los presidentes de Estados Unidos y China en el marco de la cumbre de G20.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de julio continúan en declive hacia mínimos históricos de los últimos dos años, cerrando este miércoles 26 de junio en 9,62 €/MWh, debido a la amplia oferta y baja demanda del mercado.

Los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el próximo mes de julio continúan cayendo, a pesar de experimentar una ligera remontada a finales de la semana pasada e inicios de esta semana, influenciada por el aumento de las temperaturas debido a la presente ola de calor, situándose nuevamente por debajo de los 50 $/t ayer miércoles 26 de junio con un precio de cierre de 49,60 $/t, y manteniendo los valores mínimos históricos de los últimos dos años.

Los precios de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2019 han empezado a subir desde el lunes de esta semana, alcanzando los 27,72 €/t este miércoles 26 de junio, debido principalmente al incremento de las temperaturas, que impulsa la producción de electricidad con fuentes de generación que emiten CO2. Además, este mercado continúa muy influenciado por las incertidumbres relacionadas con las negociaciones del Brexit.

Futuros de electricidad
Los futuros de electricidad de España en los mercados OMIP y EEX, así como los de Portugal en el mercado OMIP, para el tercer trimestre de 2019 esta semana están siguiendo una tendencia alcista, en paralelo al comportamiento de los futuros de CO2. Esta semana se sitúan por encima de los 50 €/MWh después de haber estado por debajo de ese valor la pasada semana.

Los futuros para el próximo año también presentan una tendencia creciente. Ayer miércoles 26 de junio cerraron por encima de los 56 €/MWh en ambos mercados, sus valores más altos en cuatro semanas.

Los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX para el próximo trimestre se mantuvieron con una tendencia bajista y cerraron ayer 26 de junio en 36,25 €/MWh y 38,4 €/MWh respectivamente. En cambio, los futuros para el próximo año de estos dos países presentan una tendencia al alza desde finales de la semana pasada después de haberse mantenido con una tendencia decreciente desde abril. Ayer miércoles los futuros de Francia se situaron en 52,09 €/MWh y los de Alemania en 49,09 €/MWh, sus valores más altos en más de cinco semanas.

España peninsular, producción eólica y fotovoltaica
La demanda eléctrica ha subido durante los tres primeros días de esta semana un 2,3% respecto a los mismos días de la semana anterior, manteniendo un crecimiento por segunda semana consecutiva. Las temperaturas medias han aumentado alrededor de 2 ºC, contribuyendo a este incremento de la demanda. Según el análisis realizado en AleaSoft, si se corrige el efecto de laboralidad del festivo de San Juan del 24 de junio, la subida ha sido de 3,6%. Para la próxima semana se espera un incremento en las temperaturas medias que conllevará una nueva subida de la demanda eléctrica.

Los valores medios de producción eólica han bajado en lo que va de semana un 1,1% respecto a la media de la semana pasada. Para la semana próxima se espera una recuperación de la producción con esta tecnología.

En los primeros días de esta semana se ha producido una reducción del 3,8% en la producción solar, incluyendo la fotovoltaica y la termosolar, si se compara con los valores medios de la pasada semana. Se espera que la producción solar se recupere la próxima semana.

La producción nuclear esta semana ha sido muy similar a la de la semana anterior.

La producción hidroeléctrica se ha incrementado en los primeros días de esta semana, por segunda semana consecutiva. Esta vez el crecimiento ha sido de un 2,5%.

Las reservas hidroeléctricas han bajado 145 GWh en relación a la semana pasada y acumulan una capacidad de 12 044 GWh actualmente, lo que constituye un 52% de la capacidad total, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica.

Para más información, es posible dirigirse al siguiente enlace: https://aleasoft.com/es/mibel-no-resiste-altas-temperaturas-mayoria-de-europa-se-salva-por-renovables/